Физические и химические свойства природного газа: формула. Химическая формула газа. Все виды природного газа

Содержание

Физические свойства природного газа. Использование природного газа :: SYL.ru

Природный газ в сырьевой и энергетической базе любой страны, в том числе и России, занимает особое место. Этот вид топлива отличается низкими издержками добычи, хранения и транспортировки и при этом высокими потребительскими качествами. Каковы физические свойства природного газа и сфера его применения — об этом читайте далее в статье.

Немного истории

Обогревать и освещать свои жилища с использованием природного газа человек начал еще в древности. Первыми применять для этой цели голубое топливо научились китайцы. Еще в IV тыс. до н. э. на территории Поднебесной люди отапливали дома с использованием такого огня.

Собственно, само слово «газ» было придумано в 1600 г. голландским ученым Гельмонтом. По сути, оно представляет собой искаженное греческое слово «хаос», в переводе означающее «сияющее пространство».

Что собой представляет

Формула природного газа выглядит следующим образом: СН₄. Представляет собой этот вид топлива, по сути, обычное полезное ископаемое. Добывают природный газ в земле там, где миллионы лет назад плескался доисторический океан. Тысячи и тысячи погибших обитателей водной стихии падали на дно и постепенно превращались в ил. Разлагаться должным образом они при этом не могли из-за недостатка кислорода и отсутствия бактерий.

Из-за подвижек земной коры такие отложения постепенно погружались все глубже и глубже, подвергаясь воздействию высоких температур и давления. В результате в таких массах начинали происходить реакции, при которых углерод органики соединялся с водородом. При не очень высоких температурах при этом образовывалась нефть. При повышении же этого параметра органика превращалась в природный газ, физические свойства которого ныне позволяют использовать его в самых разных сферах человеческой жизни.

Как добывают

Залегает этот вид топлива в природе, таким образом, обычно на очень большой глубине в земле. В большинстве случаев природный газ, как и нефть, добывают методом бурения скважин. Также это полезное ископаемое может подниматься на поверхность со дна морей и океанов со специальных платформ. Иногда для добычи голубого топлива используют и метод гидроразрыва. В этом случае в земле сначала бурят скважину. Затем в нее накачивают большое количество воды или воздуха. В результате перегородки, имеющиеся в горных породах, разрушаются и метан начинает поступать на поверхность.

Сфера использования природного газа

Газовая промышленность во многих странах является одним из основных источников дохода государства. Именно таким образом дело обстоит в том числе и в России. Природного газа в нашей стране добывается много. Очень широка и сфера использования голубого топлива у нас в стране. Большая часть природного газа в РФ идет, конечно же, на отопление жилищ. На настоящий момент у нас в стране метан потребляют в коммунальной сфере более чем в 2 тыс. городов и 3,5 тыс. поселков.

Удельная теплота сгорания природного газа достаточно высока. Поэтому его в нашей стране широко используют, не только для отопления, но и для термической обработки пищевых продуктов.

Также голубое топливо является востребованным:

Помимо этого, такое полезное ископаемое широко используется в химической промышленности в качестве сырья. Работать на газу сегодня может не только разного рода отопительное и нагревательное оборудование, но и, к примеру, автомобили. Для двигателей легковых и грузовых машин такое топливо используется в сжиженном виде. При этом стоит газ дешевле бензина и солярки и к тому же отличается меньшей пожароопасностью.

Состав природного газа

Компонентами голубого топлива является сразу несколько веществ. Химический состав природного газа и свойства этого вещества, конечно же, напрямую взаимосвязаны. Образуется этот вид топлива из органики. Поэтому больше всего такой газ содержит углеводородов. Основным же компонентом голубого топлива является метан. Его в состав такого газа входит порядка 98%. Также компонентами этого полезного ископаемого являются:

этан;
бутан;
пропан.

В небольших количествах природный газ содержит также неуглеводородные вещества:

Какие виды существуют

В быту и промышленности используется в основном именно образовавшееся на месте океанов миллионы лет назад в толще земли топливо. Формула у природного газа, широко эксплуатируемого человеком, как мы выяснили — СН₄. Такой вид топлива может быть обычным или сжиженным.

Также различают следующие виды природного газа:

Некоторые из этих веществ могут также применяться человеком, к примеру, в промышленности. Однако эксплуатируются эти разновидности все же гораздо реже, чем метановый природный газ.

Основные физические свойства

Отличительной особенностью природного газа, помимо всего прочего, является то, что он не имеет цвета и запаха. Также этот вид топлива не относится к группе токсичных или ядовитых веществ. Однако природный газ при этом все же является веществом пожаро- и взрывоопасным. Перед использованием, к примеру, для обогрева домов в него в обязательном порядке добавляют особые летучие вещества, придающие ему запах. Такая мера позволяет быстро выявлять утечки и принимать соответствующие меры.

Основные физические свойства природный газ имеет следующие:

плотность — 0.72 кг/м³;
температура, развиваемая при сгорании — 1600-2000 °С;
температура воспламенения — 645 °С;
теплотворная способность — 8500 Ккал при сгорании 1 м³.

Плотность у метана ниже, чем у воздуха. Поэтому при утечке он поднимается вверх и через некоторое время рассеивается. Удельная теплота сгорания природного газа равна 50 Мдж/кг.

Какими еще характеристиками отличается

Метан, как уже упоминалось, является веществом взрывоопасным. Именно поэтому при использовании природного газа положено соблюдать определенные меры по недопущению его возгорания. В любом случае оборудование, предназначенное для транспортировки, закачки и эксплуатации голубого топлива должны быть максимально надежным и иметь большой запас прочности.

Известно, что взрывоопасным является не собственно сам природный газ, а его смеси с воздухом. При концентрации этого летучего вещества менее 5% и более 15% в помещении может возникнуть пожар. Однако опасности взрыва в данном случае не существует. Такое развитие событий возможно только при концентрации метана в диапазоне именно от 5 до 15%.

При сжигании природного газа образуются такие, к примеру, вещества, как СО₂, толуол, бензол, диоксид азота и пр. При неполном сгорании этого вида топлива, помимо всего прочего, помещение может заполнить и опасный для жизни человека угарный газ.

Интересной особенностью метана, помимо всего прочего, является и то, что он способен достаточно легко и быстро переходить в жидкое состояние. Для этого газу нужно просто создать особые условия. Переходит это вещество в жидкое состояние при атмосферном давлении в 720 мм Hg. ст. и температуре -162 °С.

Помимо всего прочего, имеет и такие природный газ физические свойства:

плотность в жидком состоянии — 400 кг/м³.
давление взрывной волны — 8,5 кг/см²;
скорость взрывной волны — 1,5-3,5 км/с.

Как уже упоминалось, природный газ в сжиженном состоянии, помимо всего прочего, может использоваться и в качестве автомобильного топлива. В данном случае он закачивается в баллоны, которые затем включаются в топливную систему машины. Октановым числом этот вид автомобильного топлива характеризуется в 120-130.

Каким образом может транспортироваться

Перемещают добытый из недр природный газ к разного рода потребителям, как и нефть, обычно по проложенным под землей магистралям. По трубам голубое топливо перекачивается при этом под давлением в 75 атм. Диаметр магистрали для газа обычно имеют в 1,42 м.

По всей протяженности трубопровода, предназначенного для транспортировки голубого топлива, на некотором расстоянии друг от друга оборудуются компрессорные станции. Дело в том, что, проходя по магистралям, природный газ постепенно теряет потенциальную энергию. На компрессорных станциях поэтому топливо подвергается дожиму для создания необходимого давления.

По воде транспортироваться природный газ может и в специальных танкерах. В таких судах газ перевозят в сжиженном состоянии. Иногда этот вид топлива может транспортироваться и в железнодорожных цистернах.

Каким образом производится подготовка к транспортировке и использованию

Добытый в недрах природный газ обычно содержит, помимо всего прочего, влагу. Это, в свою очередь, может вызвать серьезные затруднения при эксплуатации голубого топлива. При определенных условиях влага в природном газе начинает конденсироваться. А это, в свою очередь, может привести к коррозии стенок трубопровода. В морозы же влага в магистралях легко образует ледяные пробки, что конечно же, является недопустимым.

Чтобы избежать возникновения подобных проблем, природный газ после добычи обычно подвергается осушке. Для этого на предприятии снижают температуру точки росы на 5-7 °С ниже рабочей в магистрали.

Также перед подачей потребителю природный газ может очищаться от сероводорода и углекислого газа. Первого в голубом топливе, согласно нормативам, должно содержаться не более 2 г на 100 м³. При этом очистка природного газа от углекислого производится обычно с целью снижения концентрации последнего до 2%.

Одоризация

Запаха природный газ, как мы выяснили не имеет. Однако утечки его могут быть на самом деле очень опасными. Накапливаясь в ограниченном стенами помещении, природный газ способен вызывать у человека удушье. Происходит это из-за недостатка кислорода. Температура сгорания у природного газа выше, чем у того же бензина. Однако, как мы выяснили, голубое топливо является ко всему прочему еще и веществом взрывоопасным.

Для выявления утечек природный газ подвергается одоризации. Для того чтобы топливо приобрело легко уловимый запах, в него в большинстве случаев добавляют этил-меркаптан. По степени токсичности этот газ идентичен сероводороду и имеет такой же резкий и неприятный запах.

состав, свойства, опасности, добыча, залежи

Состав природных газов

СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Природные газы – это вещества, которые при нормальных (н.у.) и стандартных (с.у.) условиях являются газообразными. В зависимости от условий газы могут находиться в свободном, адсорбированном или растворённом состояниях.

В пластовых условиях газы в зависимости от их состава, давления и температуры (термобарического режима в пласте) могут находиться в различных агрегатных состояниях – газообразном, жидком, в виде газожидкостных смесей.

Свободный газ обычно расположен в повышенной части пласта и находится в газовой шапке. Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует, то весь газ залежи растворён в нефти.

Давление, при котором имеющийся в залежи газ начинает выделяться из нефти, называется давлением насыщения. Давление насыщения нефти газом в пластовых условиях определяется составами, количеством нефти и газа, пластовой температурой.

Растворённый газ, по мере снижения давления при добыче, выделяется из нефти. Он называться попутным газом. В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше газа может быть растворено в нефти. В 1 м3 нефти содержание растворённого газа может достигать 1000 м3.

Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (УВ) метанового ряда СН4–С4Н10: метана, этана, пропана, изобутана и н-бутана, а также неуглеводородных компонентов: h3S, N2, CO, CO2, h3, Ar, He, Kr, Xe и других.

При нормальных и стандартных условиях термодинамически в газообразном состоянии существуют только УВ состава С1–С4. Углеводороды алканового ряда, начиная с пентана и выше, при этих условиях находятся в жидком состоянии, температуры кипения для изо-С5 равна 28оС, а для н-С5 → 36оС. Однако, в попутных газах иногда наблюдаются углеводороды С5 за счёт термобарических условий, фазовых переходов и других явлений.

Качественный состав газов нефтяного происхождения всегда одинаков (что нельзя сказать о газах вулканических извержений). Количественное распределение компонентов практически всегда различно.

Состав газовых смесей выражается в виде массовойилиобъемной концентрации компонентовв процентахи мольных долях.

, (2.15)

где Wi — масса i-го компонента; ΣWi — суммарная масса смеси.

, (2.16)

где Vi — объем i-го компонента в смеси; Σ Vi — суммарный объем газа.

, (2.17)

где ni — число молей i-го компонента в смеси; Σпi — суммарное число молей газа в системе.

Зависимость между объемной и мольной концентрациями компонентов вытекает из закона Авогадро. Так как равные объемы любых газов при одинаковых температуре и давлении содержат одинаковое число молекул, то объем i-го компонента смеси будет пропорционален числу молей i-го компонента:

, (2.18)

где К — коэффициент пропорциональности. Следовательно

, (2.19)

т. е. концентрация компонента в процентах по молям (% мол.) в смеси газов при атмосферном давлении практически совпадает с объемной концентрацией этого компонента в процентах (% об.).

При высоких давлениях жидкие углеводороды растворяются в газовой фазе (газовые растворы, газоконденсаты). Поэтому при высоких давлениях плотность газа может приближаться к плотности легких углеводородных жидкостей.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются на сухие и жирные.

Сухимгазом называют природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах.

Жирным газом называют газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины.

На практике принято считать жирным газом такой, в 1 м3 которого содержится более 60г газового бензина.

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95 % метана (табл. 2.2) и представляют собой, так называемые, сухие газы.

Таблица 2.2

Месторождение	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	N2	СО2	Относит. плотность
Северо-Ставропольское	98,9	0,29	0,16	0,05	0,4	0,2	0,56
Уренгойское	98,84	0,1	0,03	0,03	1,7	0,3	0,56
Шатлыкское	95,58	1,99	0,35	0,15	0,78	1,15	0,58
Медвежье	98,78	0,1	0,02	–	1,0	0,1	0,56
Заполярное	98,6	0,17	0,02	0,013	1,1	0,18	0,56

Тяжёлым нефтям свойственны сухиепопутные газы с преобладанием метана в их составе. Например, содержание метана в составе попутного газа Русского месторождения Западной Сибири (плотность нефти более 920 кг/м3) аналогично содержанию метана в составе газа газового Уренгойского месторождения и составляет около 98,8 об. %.

Содержание метана в газах газоконденсатных месторождений колеблется в интервале 75–95 % (табл. 2.3). Попутный газ газоконденсатных месторождений и лёгких нефтей достаточно жирный.

Таблица 2.3

Месторождение	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	N2	СО2	Отност. плотность
Вуктыльское	74,80	8,70	3,90	1,80	6,40	4,30	0,10	0,882
Оренбургское	84,00	5,00	1,60	0,70	1,80	3,5	0,5	0,680
Ямбургское	89,67	4,39	1,64	0,74	2,36	0,26	0,94	0,713
Уренгойское (БУ–8, БУ–14)	88,28	5,29	2,42	1,00	2,52	0,48	0,01	0,707

Газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений (попутные газы) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции, газового бензина. При повышенном давлении углеводороды состава С3, С4 легко сжижаются. В пластовых условиях в газообразном состоянии находится практически один метан. При нормальных условиях углеводороды от метана СН4 до бутана С4Н10 находятся в газообразном состоянии. Остальные углеводороды при этих условиях — жидкости. Пропан и бутан при повышении давления легко переходят в жидкое состояние.

Упругость насыщенных паров углеводородов, т. е. то давление, при котором газ начинает конденсироваться и переходить в жидкое состояние, повышается с ростом температуры и она тем выше, чем ниже плотность углеводорода. Упругость пара — нелинейная функция температуры. Графики на рис. 2.9 построены так, чтобы получить линейную зависимость между упругостью паров углеводородов и температурой: шкала упругости пара принята логарифмической, а температурная шкала (в °С) принята произвольной.

Рис.2.9

Удобство таких графиков заключается в том, что они позволяют легко и быстро определять по известной упругости пара при некоторой температуре упругость его паров при других температурах. Для этого проводят прямую линию через, известную точку и общую точку пересечения прямых упругостей паров (находящуюся вне графика на продолжении правой верхней части диаграммы).

Из рис. 2.9 следует, что давление паров метана наибольшее; при нормальных условиях его нельзя превратить в жидкость (пунктирная линия 1 давления ненасыщенного пара метана), так как его критическая температура t = -82,95° С. Давление насыщенных паров других углеводородов намного ниже. Например, бутан при t = — 20° С имеет упругость паров, равную 0,22 Мн/м2 (2,2 кГ/см2).

К расчёту физико-химических свойств газа как многокомпонентной смеси можно применять принцип аддитивности.

Аддитивный подход к расчёту физико-химических и технологических параметров означает, что каждый компонент газа в смеси ведёт себя так, как если бы он в данной смеси был один.

Следовательно, для оценки макроскопических свойств нефтяного газа (при н.у. и с.у.) применимы аддитивные методы расчётов физико-химических и технологических параметров (Псмеси):

, (2.20)

где где Ni – мольная доля; gi – весовая доля; Vi – объёмная доля; Пi – физико-химическое свойство i-го компонента.

Для идеальных газов общее давление в системе (смеси газов) равно сумме парциальных давлений компонентов (закон Дальтона):

, (2.21)

где Р – общее давление смеси газов; рi – парциальное давление i-го компонента в смеси. Откуда

, (2.22)

. (2.23)

То есть, парциальное давление компонента в газовой смеси равно произведению его молярной доли на общее давление смеси газов.

Аддитивность парциальных объёмов (Vi) компонентов газовой смеси выражается законом Амага:

, (2.24)

где V – общий объём смеси газов; Vi – мольный объём i-го компонента газа в смеси.

По аналогии с уравнениями (2.22–2.23) мольный объём компонента в газе можно оценить:

. (2.25)

Как аддитивные величины рассчитывают все физико-химические свойства газа, например, плотность смеси газов:

, (2.26)

где ρi – плотность i–го компонента; Ni – мольная доля i–го компонента.

Природные газы

Природные газы состоят в основном из метана. Наряду с метаном в них обычно содержатся этан, пропан, бутан, небольшое количество пентана и высших гомологов и незначительные количества неуглеводородных компонентов: углекислого газа, азота, сероводорода и инертных газов (аргона, гелия и др.).

Содержание метана в природном газе некоторых месторождений может достигать 99,3%, т.

е. это — практически чистый метан, в других месторождениях оно значительно меньше — 76%. На долю гомологов метана в природном газе приходится 4–5%. Как правило, этана около 2–4%, пропана 0,1–3%, бутана обычно не более 1% и высших гомологов — доли процента.

Углекислый газ, который обычно присутствует во всех природных газах, является одним из главных продуктов превращения в природе органического исходного вещества углеводородов.

Его содержание в природном газе ниже, чем можно было бы ожидать, исходя из механизма химических превращений органических остатков в природе, так как углекислый газ — активный компонент, он переходит в пластовую воду, образуя растворы бикарбонатов. Как правило, содержание углекислого газа не превышает 2,5%. Содержание азота, также обычно присутствующего в природных, связано либо с попаданием атмосферного воздуха, либо с реакциями распада белков живых организмов.

Количество азота обычно выше в тех случаях, когда образование газового месторождения происходило в известняковых и гипсовых породах.

Особое место в составе некоторых природных газов занимает гелий.

В природе гелий встречается часто (в воздухе, природном газе и др.), но в ограниченных количествах. Хотя содержание гелия в природном газе невелико (максимально до 1–1,2%), выделение его оказывается выгодным из-за большого дефицита этого газа, а также благодаря большому объему добычи природного газа.

Сероводород, как правило, отсутствует в газовых залежах.

Исключение составляет, например, Усть-Вилюйская залежь, где содержание h3S достигает 2,5%, и некоторые другие. По-видимому, наличие сероводорода в газе связано с составом вмещающих пород. Замечено, что газ, находящийся в контакте с сульфатами (гипсом и др.) или сульфитами (пирит), содержит относительно больше сероводорода.

Природные газы, содержащие в основном метан и имеющие очень незначительное содержание гомологов С5 и выше, относят к сухим или бедным газам.

К сухим относится подавляющее большинство газов, добываемых из газовых залежей. Газ газоконденсатных залежей отличается меньшим содержанием метана и повышенным содержанием его гомологов. Такие газы называются жирными или богатыми. В газах газоконденсатных залежей, помимо легких углеводородов, содержатся и высококипящие гомологи, которые при снижении давления выделяются в жидком виде (конденсат).

В зависимости от глубины скважины и давления на забое в газообразном состоянии могут находиться углеводороды, кипящие до 300–400°С.

Газ газоконденсатных залежей характеризуется содержанием выпавшего конденсата (в см3 на 1 м3 газа).

Образование газоконденсатных залежей связано с тем, что при больших давлениях происходит явление обратного растворения — обратной конденсации нефти в сжатом газе.

При давлениях около 75×106 Па нефть растворяется в сжатом этане и пропане, плотность которых при этом значительно превышает плотность нефти.

Состав конденсата зависит от режима эксплуатации скважины. Так, при поддержании постоянного пластового давления качество конденсата стабильно, но при уменьшении давления в пласте состав и количество конденсата изменяются.

Состав стабильных конденсатов некоторых месторождений хорошо изучен.

Конец кипения их обычно не выше 300°С. По групповому составу: большую часть составляют метановые углеводороды, несколько меньше — нафтеновые и еще меньше — ароматические.

Состав газов газоконденсатных месторождений после отделения конденсата близок к составу сухих газов. Плотность природного газа относительно воздуха (плотность воздуха принята за единицу) колеблется от 0,560 до 0,650.

Теплота сгорания около 37700–54600 Дж/кг.

Газовые залежи

Места скоплении природного газа в свободном состоянии в порах и трещинах горных пород называются газовыми залежами. Если газовая залежь является рентабельной для разработки, т. е. когда сумма затрат на добычу, транспорт и использование газа меньше полученного экономического эффекта от его применения, то она называется промышленной. Газовым месторождением обычно называют одну залежь или группу залежей, расположенных на одной территории.

Наряду с чисто газовыми месторождениями встречаются так называемые газоконденсатные, в которых часть углеводородов находится в жидком состоянии или при снижении давления и температуры может сконденсироваться.

Кроме того, имеются газонефтяные, газоконденсато-нефтяные и газогидратные месторождения, углеводороды в которых находятся и в твердом состоянии в соединении с водой в виде гидратов.

Газовые залежи по геометрической характеристике (конфигурации) подразделяются на пластовые, массивные и литологически или тектонически ограниченные.

Наиболее распространены пластовые и массивные залежи.

Основной формой пластовой залежи является сводовая (рис. 2.1), высшую точку которой называют вершиной, боковые (но отношению к длинной оси) стороны ее — крыльями, а центральную часть — сводом.

Кровлей газоносного пласта называют верхнюю границу газоносного пласта с вышележащими непроницаемыми породами. Нижнюю границу газоносного пласта с нижележащими непроницаемыми породами называют подошвой газоносного пласта.

Наикратчайшее расстояние между кровлей и подошвой пласта называется его мощностью.

Если газовая залежь по всей площади подстилается водой, газонасыщенная мощность пласта определяется как расстояние от кровли до поверхности контакта газа с водой. Пластовые залежи обычно ограничиваются краевой пластовой водой. Если газовая залежь по газонасыщенной мощности меньше мощности самого пласта, то она ограничивается подошвенной водой.

Наряду с общей выделяют эффективную мощность, которая определяется путем исключения мощности непродуктивных, например глинистых, пропластков из общей мощности.

Выделение эффективной мощности осуществляется обычно по данным анализа каротажного материала и кернов. В последние годы для выделения эффективных мощностей и эксплуатирующихся интервалов пласта в скважине успешно используются дебитометрия, термометрия и шумометрия.

Основными параметрами газовой залежи являются: а) отметка контакта газ- вода (ГВК), т.е. расстояние по вертикали от уровня океана до контакта газ вода;

б) этаж газоносности, который определяется расстоянием по вертикали от высшей точки газовой залежи до ГВК;

в) внутренний контур газоносности, который представляет собой линию пересечения ГВК с подошвой газоносного пласта;

г) внешний контур газоносности, представляющий собой линию пересечения ГВК с кровлей продуктивного пласта.

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в Западно-Сибирском бассейне, входит в тройку крупнейших в мире месторождений на суше. Его общие геологические запасы оцениваются в 16 трлн м³ природного газа. Освоение месторождения, открытого в 1966 году, началось в 1977 году, добыча газа осуществляется с 1978 года. Работа газовиков осложняется крайне неблагоприятными условиями окружающей среды — вечная мерзлота, морозы, тундра и хрупкая экосистема.

Уренгойское месторождение протянулось с севера на юг более чем на 230 км, его ширина — от 30 до 60 км, площадь – около 6000 кв.км. Большая часть месторождения расположена за полярным кругом.

Разрабатываемые в настоящее время песчаники в основном относятся к верхнемеловому периоду; они образовались 90 млн. лет назад и залегают на глубине более 1200 м. Чтобы свести воздействие на чувствительную экосистему к минимуму, бурение ведётся так называемым кустовым способом. В одном кусте, как правило, насчитывается от двух до семи скважин.

В состав Уренгойского месторождения входит три основных горизонта, содержащих углеводороды: сеноманский, валанжинский и ачимовский.

Сравнение нефти и природного газа

Сырая нефть – природная легко воспламеняющаяся жидкость, которая находится в глубоких осадочных отложениях и хорошо известна благодаря ее использованию в качестве топлива и сырья для химического производства.

Химически нефть – это сложная смесь углеводородов с различным числом атомов углерода в молекулах; в их составе могут присутствовать сера, азот, кислород и незначительные количества некоторых металлов.Природные углеводороды чрезвычайно разнообразны. Они охватывают широкий круг минералов от черных битумных асфальтов, таких, какие находятся в асфальтовом озере Пич-Лейк на о.Тринидад и битуминозных песчаниках Атабаски в Канаде, до светлых летучих нефтей (последние обнаружены, например, в районе Кетлмен-Хиллс в Калифорнии), которые могут быть непосредственно использованы как бензин в качестве моторного топлива.

Между этими крайними случаями нефти имеют различный цвет и запах и значительно различаются по своим химическим и физическим свойствам. По цвету они могут быть желтыми, зелеными, янтарными, вишнево-красными, красно-коричневыми, темнокоричневыми или черными, некоторые нефти в отраженном свете флуоресцируют в зеленых или пурпурных цветах. Одни имеют приятный эфирный запах, другие – свежий, душистый; запах прочих напоминает скипидарный или камфорный, но многие имеют очень неприятный запах обычно из-за наличия сернистых соединений.

По составу некоторые нефти приближаются к почти чистому бензину, другие вовсе не содержат бензиновых фракций. Аналогичным образом масляные фракции в некоторых нефтях составляют значительный процент, тогда как в других они отсутствуют. Встречаются залежи парафинового воска, и для таких твердых битумов как минерала имеется собственное название – горный воск (озокерит).Поиски нефти идут непрерывно во всех частях света. Геологические исследования показали, что нефть обычно находится в пористых осадочных породах (таких, как известняки и глины) невулканического происхождения, хотя обнаружены исключения из этого общего правила: известны промышленные месторождения и в магматических породах (месторождение Белый Тигр во Вьетнаме, где нефть добывается из гранитов) и ряд месторождений Якутии, где газоносны вулканические и вулкано-осадочные породы.

Среди осадочных нефте- и газоносных пород ведущее место – порядка 50–60% – занимают песчаники, 40–45% – известняки и доломиты, а залежи в глинах скорее исключение.Важные нефтегазоносные области окружают Мексиканский залив и продолжаются в его подводную часть. Они включают богатые месторождения Техаса и Луизианы, Мексики, о.Тринидад, побережья и внутренних районов Венесуэлы.

Крупные нефтегазоносные области располагаются в обрамлении Черного, Каспийского и Красного морей и Персидского залива. Эти районы включают богатые месторождения Саудовской Аравии, Ирана, Ирака, Кувейта, Катара и Объединенных Арабских Эмиратов, а также Баку, Туркмении и западного Казахстана. Нефтяные месторождения о-вов Борнео, Суматра и Ява составляют основные зоны полезных ископаемых Индонезии.

Открытие в 1947 нефтяных месторождений в Западной Канаде и в 1951 в Северной Дакоте положило начало новым важным нефтегазоносным провинциям Северной Америки.

В 1968 были открыты крупнейшие месторождения у северного побережья Аляски.

В начале 1970-х годов крупные нефтяные месторождения были обнаружены в Северном море у берегов Шотландии, Нидерландов и Норвегии.

Небольшие нефтяные месторождения имеются на побережьях большинства морей и в отложениях древних озер.Из сырой нефти различными физико-химическими методами производится более 3 тыс. продуктов. Эти продукты включают горючие газы, бензин, лигроин, растворители, керосин, газойль, бытовое топливо, широкий состав смазочных масел, мазут, дорожный битум и асфальт; сюда относятся также парафин, вазелин, медицинские и различные инсектицидные масла.

Масла из нефти используются как мази и кремы, а также в производстве взрывчатых веществ, медикаментов, чистящих средств, пластмасс, все возрастающего числа различных химикатов. Многие нефтеперерабатывающие предприятия производят не только индивидуальные углеводороды, но и многие химические производные этих углеводородов.

Нефть и природный газ- это всё природные ресурсы.

И все добывается человеком. только разными способами.

Добыча природного газа

Природный газ относится к числу невосполнимых полезных ископаемых. Согласно одной из наиболее популярных теорий они образуются в ходе длительного процесса анаэробного разложения живых организмов в толщах почвы под действием высоких температуры и давления. В составе добываемого сырья встречается метан, бутан, этан, пропан и другие соединения. Природный газ не имеет запаха и цвета. В России добыча и переработка этого ископаемого начались около 200 лет назад.

В первое время газ считался побочным продуктом нефтедобычи (оба вида топлива обычно залегают рядом друг с другом).

Однако впоследствии добывать данные ископаемые начали отдельно.

Газовые месторождения

Российская Федерация имеет крупнейшие запасы газа в мире. Вторым по запасам этого ископаемого считаются США. Следом за ним идут некоторые страны с постсоветского пространства (Азербайджан, Узбекистан, Казахстан) и государства, расположенные на территории Персидского залива.

Добыча природного газа ведется по всему миру. Причем разработка залежей голубого топлива не ограничивается территорией суши. Его активно добывают с морского дна. В России месторождения газа в основном располагаются за Уральскими горами. Также они встречаются на Северном Кавказе и Черном море. Самые большие запасы голубого топлива обнаружены в следующих месторождениях:

Уренгойское. Оно находится в Ямало-Ненецком АО. По объему запасов природного газа это месторождение является вторым в мире.

Находкинское. Это месторождение также относится к ЯНАО. К его разработке приступили в 2004 году. По оценкам, запасы газа в нем достигают 275 миллиардов куб.м.
Ангаро — Ленское. Находится в Иркутской области.

Разведывательные данные свидетельствуют, что в месторождении скопилось порядка 1,4 триллиона куб.м. газа.

Ковыктинское. Расположено неподалеку от Иркутска. Относится к числу наиболее сложных с точки зрения добычи месторождений, так как часть территории покрыта слоем вечной мерзлоты.

По предварительным оценкам, здесь залегает около 2-х триллионов куб.м. газа и примерно 120 миллионов тонн жидкого конденсата.

Штокманское. Еще одно месторождение, относящееся к категории крупнейших. Оно находится примерно 600 км от Мурманска и включает в себя порядка 3,8 триллиона куб.м.

газа. Из-за большой глубины залегания ископаемых добыча на этом месторождении пока не ведется.

Все крупные и большинство мелких месторождений в РФ принадлежит Газпрому. Газовый монополист, добывающий и перерабатывающий более 74% всех российских запасов топлива, занимает 20-процентную долю мирового рынка.

Газпром помимо основных своих задач проводит также газификацию страны.

Разведка газовых месторождений и методы добычи

Перед началом добычи проводится геологическая разведка территории, где, возможно, имеются залежи голубого топлива.

Они позволяют определить примерные запасы газа и перспективность разработки месторождения. Разведка местности проводится одним из следующим методов:

Гравитационная.

В ходе которой специалисты оценивают силу тяжести горных пород. О наличие газа свидетельствуют области, обладающие более низкой плотностью.

Магнитная. Она основывается на разной магнитной проницаемости пород.
Сейсмическая. Такая геологическая разведка предполагает использование специальной аппаратуры, которая посылает сквозь земные слои волны различной длины и улавливает отраженное эхо.
Геохимическая.

Проводится изучение подземных вод на уровень концентрации в них определенных химических соединений.

Бурение. Считается наиболее точным методом геологоразведки. Однако бурение является и самым дорогостоящим способом исследования месторождений.

Существует несколько достаточно эффективных методов добычи природного газа.

К ним относятся:

Одно из самых основных направлений это конечно же, бурение. Природный газ заполняет множество пустот в земных породах, соединяясь между собой каналами.

При бурении скважины топлива под естественным давлением начинает подниматься вверх. Чтобы обеспечить равномерную добычу, саму скважину создают в виде «лесенки», а ее стенки укрепляются обсадными трубами.

Гидроразрыв пласта.

Такой метод также предполагает бурение скважин, в которые затем нагнетается большое количество водного или воздушного потока. Этот подход позволяет разрушить перегородки, образовавшиеся в горной породе, благодаря чему весь газ под давлением выходит наружу.

Добыча под водой.

Добыча газа под водой ведется со специальных платформ, бетонное основание которых упирается в дно. Именно в последние встраиваются колонны, посредством которых ведется бурение скважин, и резервуары для временного хранения топлива. Далее газ по трубопроводу отправляется на сушу, где его обрабатывают традиционным способом.

Добываемый газ содержит множество разнообразных примесей.

Поэтому его оправляются на специальную станцию, которую обычно строят рядом с месторождением. Перерабатывать ископаемые необходимо, так как нужно удалить из них примеси и разные включения такие как песок и вода.

Впоследствии голубое топливо отправляется на хранение.

Для этого его предварительно охлаждают до температуры в -160 градусов и заполняют им емкости из алюминиевых сплавов или стали. В основном газохранилища возводят под землей.

Для транспортировки газа конечным потребителям и экспортных поставок используются специальные магистральные трубопроводы, по которым газ поставляется на газораспределительные станции, где проводится снижение давления, но и добавление одоранта (этил меркаптан) вещество которое придает газу характерный запах и позволяет предотвратить незаметную утечку газа.

Сегодня добыча газа – это одна из важнейших отраслей промышленности России.

Она формирует значительную часть бюджета страны.

Свойства газов

Физические законы и параметры газов являются основополагающими для создания вакуумных систем. Даже при крайне низких значениях давлений, используемых в вакуумной технике, физические процессы, протекающие в газах, подчиняются общим газовым законам. Необходимость создания вакуума обычно связана с потребностью уменьшения концентрации молекул газа или частоты их столкновений с поверхностью сосуда. Газовые процессы в вакуумных системах можно, как правило, рассматривать с точки зрения законов идеального газа, а некоторые общие физические процессы вакуумных систем могут быть описаны с помощью статических и динамических свойств газов. Физические процессы, протекающие в газах при низком давлении, а также различные параметры и свойства газового потока рассмотрены ниже.

Параметры состояния газа

Если взять образец газа, то для описания его состояния достаточно знать три из четырех параметров. Этими параметрами являются давление, объем, температура и количество газа.

Давление — это сила, с которой газ воздействует на единицу площади поверхности сосуда. В СИ единицей измерения давления является паскаль, или ньютон на квадратный метр (Н/м²). В вакуумной технике также используется единица измерения миллиметр ртутного столба, или Торр: 1 мм рт. ст. = 133 Па (1 Па = 7,5 мм рт. ст.).

Объем — мера пространства, которое занимает газ; обычно он задается размерами сосуда. Единицей объема в СИ является кубический метр (м³), однако для обозначения быстроты откачки и потока газа, а также других величин широко используются литры.

Температура газа при давлении ниже 1 Торр главным образом определяется температурой поверхностей, с которыми он соприкасается. Как правило, газ находится при комнатной температуре. При выводе уравнений, описывающих состояние газов, для измерения температуры используют Кельвины (К).

Количество газа в данном объеме измеряется в молях.

Моль — число граммов газа (или любого вещества), равное его молекулярной массе. Моль содержит 6,02 х 10²³ молекул. Один моль любого газа при 0 °С и давлении 760 Торр занимает объем, равный 22,4 л. Масса 1 моля газа равна его молекулярной массе в граммах.

Молярный объем является универсальной постоянной. Экспериментально установлено, что он составляет 22,414 л при 760 Торр и 0 °С. Поскольку 1 моль любого газа при температуре 0 °С и давлении 760 Торр занимает объем 22,4 л, из этого соотношения можно рассчитать молекулярную концентрацию любого объема газа, если известны его температура и давление. Например, 1 см3 воздуха при 760 Торр и 0 °С содержит 2,7 x 10¹⁹ молекул; в то время как при давлении 1 Торр и температуре 0 °С 1 см³ воздуха содержит 3,54 x 10¹⁶ молекул.

Газовые законы

Газовые законы устанавливают соотношения между физическими параметрами состояния газа (давление, объем, температура и количество газа) при постоянном значении одного из параметров. Эти законы справедливы для идеального газа в котором объем всех молекул является незначительным по сравнению с объемом газа, и энергия притяжения между молекулами является незначительной по сравнению с их средней тепловой энергией. Это означает, что данное вещество (в данном случае газ) находится в газообразном состоянии при температуре, которая достаточно высока для его конденсации. К газам, по своим свойств

Химический состав природного и попутного газа

Природные газы представлены в основном метаном – СН₄ (до 90 – 95 %). Это самый простой по химической формуле газ, горючий, бесцветный, легче воздуха. В состав природного газа входит также этан, пропан, бутан и их гомологи. Горючие газы являются обязательным спутником нефтей, образуя газовые шапки или растворяясь в нефтях.

Метан

Кроме того, метан встречается также в угольных шахтах, где из-за своей взрывоопасности представляет серьезную угрозу для шахтеров. Известен метан также в виде выделений на болотах – болотный газ.

В зависимости от содержания метана и других (тяжелых) углеводородных газов метанового ряда газы делятся на сухие (бедные) и жирные (богатые).

К сухим относятся газы в основном метанового состава (до 95 – 96 %), в которых содержание других гомологов (этана, пропана, бутана и пентана) незначительно (доли процента). Они более характерны для чисто газовых залежей, где отсутствуют источники обогащения их тяжелыми компонентами, входящими в состав нефти.
Жирные газы – это газы с высоким содержанием «тяжелых» газовых соединений. Помимо метана, в них содержатся десятки процентов этана, пропана и более высокомолекулярных соединений вплоть до гексана. Жирные смеси более характерны для попутных газов, сопровождающих нефтяные залежи.

Горючие газы являются обычными и естественными спутниками нефти практически во всех ее известных залежах, т.е. нефть и газ неразделимы в силу своего родственного химического состава (углеводородного), общности происхождения, условий миграции и аккумуляции в природных ловушках разного типа.

Исключение представляют так называемые «мертвые» нефти. Это нефти, приближенные к дневной поверхности, полностью дегазированные за счет испарения (улетучивания) не только газов, но и легких фракций самой нефти.

Такая нефть в России известна на Ухте. Это тяжелая вязкая окисленная, почти нетекучая нефть, которая добывается нетрадиционным шахтным способом.

Широкое распространение в мире имеют чисто газовые залежи, где нефть отсутствует, а газ подстилается пластовыми водами. У нас в России супергигантские газовые месторождения открыты в Западной Сибири: Уренгойское с запасами 5 трлн. м³, Ямбургское — 4,4 трлн. м³, Заполярное — 2,5 трлн. м³, Медвежье – 1,5 трлн. м³.

Однако, наибольшим распространением отличаются нефтегазовые и газонефтяные месторождения. Совместно с нефтью газ встречается либо в газовых шапках, т.е. над нефтью, либо в растворенном в нефти состоянии. Тогда он называется растворенным газом. По своей сути нефть с растворенным в ней газом подобна газированным напиткам. При больших пластовых давлениях в нефти растворены значительные объемы газа, а при падении давления до атмосферного в процессе добычи нефть дегазируется, т.е. газ бурно выделяется из газонефтяной смеси. Такой газ называется попутным.

Естественными спутниками углеводородов являются углекислый газ, сероводород, азот и инертные газы (гелий, аргон, криптон, ксенон), присутствующие в нем в качестве примесей.

Углекислый газ и сероводород

Углекислый газ и сероводород в газовой смеси появляются в основном за счет окисления углеводородов в приповерхностных условиях при помощи кислорода и с участием аэробных бактерий.

На больших глубинах при соприкосновении углеводородов с природными сульфатными пластовыми водами образуются как углекислый газ, так и сероводород.

Со своей стороны сероводород легко вступает в окислительные реакции, особенно под воздействием серных бактерий и тогда выделяется чистая сера.

Таким образом, сероводород, сера и углекислый газ постоянно сопровождают углеводородные газы.

Содержание СО₂ в газах колеблется от долей до нескольких процентов, но известны залежи природного газа с содержанием углекислоты до 80 – 90 %.

Содержание сероводорода в газах также от долей процента до 1 – 2 %, но есть газы с высоким его содержанием. Примерами могут служить Оренбургское месторождение (до 5 %), Карачаганакское (до 7 – 10 %), Астраханское (до 25 %). На том же Астраханском месторождении и доля углекислого газа достигает 20 %.

Азот

Азот – N – частая примесь в углеводородных газах. Происхождение азота в осадочных толщах обязано биогенным процессам.

Азот – инертный газ, который в природе почти не вступает в реакции. Он плохо растворим в нефти и в воде, поэтому скапливается либо в свободном состоянии, либо в виде примесей. Содержание азота в природных газах чаще небольшое, но иногда он скапливается и в чистом виде. Например, на Ивановском месторождении в Оренбургской области выявлена залежь азотного газа в отложениях верхней перми.

Инертные газы

Инертные газы – гелий, аргон и другие, как и азот не вступают в реакции и встречаются в углеводородных газах, как правило, в небольших количествах.

Фоновые значения содержания гелия – 0,01 – 0,15 %, но встречаются и до 0,2 – 10 %. Примером промышленного содержания гелия в природном углеводородном газе является Оренбургское месторождение. Для его извлечения рядом с газоперерабатывающим заводом построен гелиевый завод.

Физические свойства газов

Важнейшими
физическими свойствами газов являются
молярная масса, плотность, вязкость
и влажность. От свойств простых горючих
и балластных газов, входящих в состав
газового топлива, зависят его
теплофизические свойства.

Молярная
масса М, кг/кмоль
— это отношение массы вещества к его
количеству. Молярная масса некоторых
простых газов дана в табл. 5

Плотность
р, кг/м³
— это масса газа, приходящаяся на 1 м³
занимаемого им объема.

Вязкость
— это способность газа оказывать
сопротивление взаимному перемещению
частиц.

В
технических расчетах чаще применяют
производную величину — коэффициент
кинематической вязкости, м²/с:

υ = μ/ρ

Вязкость может
быть определена лишь в условиях
ламинарного течения газа. В условиях
турбулентного движения вязкость
перестает быть физической константой.
В этом случае вместо вязкого сопротивления
оперируют понятиями о турбулентном
сопротивлении, турбулентной вязкости.

Таблица5.3

Значение
коэффициентов вязкости некоторых газов
при температуре 0⁰С
и давлении 101,3 кПа

Газ	Коэффициент динамической вязкости μ, Па•с•10^-6	Коэффициент кинематической вязкости υ, (м²/с)•10^-6	Коэффициент С в формуле Сутсрленда
Водород	8,35	93,8	83
Оксид углерода	16,93	13,55	102
Метан	10,55	14,71	198
Этан	8,77	6,45	287
Пропан	7,65	3,82	324
Бутан	6,97	2,55	349
Пропилен	7,82	4,11	322
Бутилен	7,78	3,12	329
Диоксид углерода	14,09	7,10	255
Кислород	19,58	13,73	138
Азот	16,93	13,55	107
Атмосферный воздух	17,53	13,56	122
Сероводород	11,82	7,68	331
Водяной пар при температуре 100⁰С	8,7	14,80	673

Влажностью
называется
содержание в газе водяного пара.

Насыщение
водяными парами газа может быть только
до определенного предела, который
зависит от температуры и давления.
Температура, при которой газ, находящийся
под определенным давлением, насыщен до
предела водяными парами, называется
точкой росы.
Охлаждение от этой точки приводит к
конденсации водяных паров.

Различают абсолютную,
удельную и относительную влажность
газа.

Абсолютной
влажностью
(влагосодержанием)
газа называется количество или масса
водяных паров, содержащихся в единице
объема газа. Единица измерения абсолютной
влажности — г/м³.

Удельной
влажностью
газа называется количество или масса
водяного пара, приходящаяся на единицу
массы влажного газа. Единица измерения
удельной влажности — г/кг.

Относительной
влажностью
газа (степенью насыщения газа водяными
парами) называется отношение абсолютной
влажности газа к максимально возможной
при заданных температуре и давлении.
Относительную влажность газа φ выражают
в процентах и определяют как отношение
парциального давления содержащегося
в газе водяного пара р
к давлению насыщенного водяного пара
Р при
той же температуре:

φ
= р/Р

Насыщенные пары
углеводородных газов при данных
температуре и давлении находятся в
точке росы. При постоянном давлении
и уменьшении температуры часть паров
конденсируется. Изменение давления
при постоянной температуре приводит к
смещению равновесия точки росы, но
состояние насыщенности паров
сохраняется.

Точка росы имеет
важное значение в двухфазных системах
(пример таких систем — сжиженные
газы, представляющие собой пропан-бутановые
смеси). Для предотвращения
конденсатообразования при естественном
испарении в различных климатических
зонах и в различные периоды года
необходимо применять сжиженные газы с
различным соотношением пропана и бутана.

Точки
росы для пропан-бутановой смеси при
давлении 3 кПа приведены в табл. 5.4.

Точка
росы для углеводородных газов,
представляющих собой смеси простых
газов, зависит от их состава и давления.
В точке росы должно выполняться
соотношение:

l/P
= Σ X_i
/ P_i

где
Р —
общее давление смеси; и Р_i
— соответственно
мольная доля и парциальное давление
i-го
компонента газовой смеси.

Таблица
5.4

Точки росы для
смесей пропана и н-бутана при давлении
3 кПа

Пропан, %	100	90	80	70	60	50	40	30	20	10	0
н-бутан, %	0	10	20	30	40	50	60	70	80	90	100
Точка росы, °С	-42	-32	-26	-2	-17	-13	-10	-8	-5	-2	0

Точку
росы из-за сложности ее расчета обычно
определяют по специальным номограммам.
Номограммы имеют вид треугольника,
на каждой стороне которого отложено
содержание того или иного газа. В качестве
примера на рис. 1 приведена номограмма
для определения точки росы смеси пропана,
изобутана и н-бутана при атмосферном
давлении. Для смеси, состоящей из 25 %
пропана, 60 %
н-бутана и 15 % изобутана находят точку
пересечения:

Рис.5.1
Номограмма для определения точки росы
смеси пропана, изобутана и н-бутана при
атмосферном давлении.

Из
этой точки опускают перпендикуляр на
шкалу температур и находят точку росы
данной смеси (-7,6 °С).

Для
определения точки росы можно использовать
также специально разработанные
графики зависимости точки росы различных
смесей от давления и объемной доли
компонентов, которые приводятся в
справочной литературе.

При
относительной влажности φ > 0,6
углеводороды с водой образуют
кристаллогидраты,
представляющие собой белые кристаллические
тела, похожие на снег или лед. Они приводят
к закупорке газопроводов, клапанов
регуляторов давления, запорной арматуры.
Метан с водой образует гидрат СН₄•8Н₂О,
этан СН₄•Н₂О.

Гидраты
появляются при температуре, значительно
превышающей температуру образования
льда. Максимальная температура, выше
которой ни при каком повышении давления
нельзя вызвать гидратообразование
газов, называется критической
температурой гидрообразования.
Для метана она составляет 21,5 °С, этана
— 14,5 °С, пропана — 5,5 °С.

Таблица
5.5

Условия образования
гидратов

Этан		Пропан
Температура, °С	Давление, МПа	Температура, °С	Давление, МПа
-9,5	0,32	-11,9	0,1
-6,7	0,36	-9	0,12
-3,9	0,41	-6,3	0,13
-1,1	0,46	-5,6	0,14
0,6	0,51	-3,3	0,16
1,7	0,58	-1,0	0,17
10,8	1,7	1,7	0,24
13	2,7	2,3	0,27
14,5	3,4	3,3	0,34
—	—	4,4	0,41
—	—	5,5	0,48

Чем тяжелее
углеводородный газ, тем скорее он
образует гидрат при наличии влаги.

Для
предотвращения образования кристаллогидратов
необходимо снижать влажность газов
до φ < 0,6 при самой низкой расчетной
температуре в газопроводе.

Образовавшиеся
гидраты можно разложить подогревом
газа, снижением его давления и вводом
веществ, уменьшающих упругость
водяных паров и понижающих точку росы
газа. Одним из таких веществ является
метанол (метиловый спирт), который надо
вводить в количестве 0,26 кг на 1000 кг газа.

Состав и физико-химические свойства природных газов

Природные газы – это вещества, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии.

Углеводородные газы, в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях – газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Газ обычно расположен в газовой шапке в повышенной части пласта.

Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует (это возможно при высоком пластовом давлении или особом строении залежи), то весь газ залежи растворён в нефти. Этот газ будет, по мере снижения давления, выделятся из нефти при разработке месторождения и будет называться попутным газом.

В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше растворённого газа в нефти.

Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется давлением насыщения. Оно определяется составом нефти и газа и температурой в пласте.

От давления насыщения зависит газовый фактор – количество газа (в м3), содержащееся в 1 тонне нефти.

Газы могут находиться в пласте в трёх состояниях: свободном, сорбированном, растворённом.

3.1.1. Состав природных газов

Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (СН4 – С4Н10, для Н.У. и С.У.), а также неуглеводородных компонентов (h3S, N2, CO, CO2, Ar, h3, He).

При нормальных и стандартных условиях в газообразном состоянии существуют только углеводороды С1–С4. Углеводороды С5 и выше в нормальных условиях находятся в жидком состоянии.

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95% метана (табл. 3.1).

Химический состав газа газовых месторождений, об. %

Таблица 3.1

Месторождение

СН4

С2Н6

С3Н8

С4Н10

С5Н12

СО2

Относит. плотность

Северо-Ставропольское

98,9

0,29

0,16

0,05

–

0,4

0,2

0,56

Уренгойское

98,84

0,1

0,03

0,02

0,01

1,7

0,3

0,56

Шатлыкское

95,58

1,99

0,35

0,1

0,05

0,78

1,15

0,58

Медвежье

98,78

0,1

0,02

–

1,0

0,1

0,56

Содержание метана на газоконденсатных месторождениях – 75-95% (табл. 3.2).

Химический состав газа газоконденсатных месторождений, об. %

Таблица 3.2

Месторождение

СН4

С2Н6

С3Н8

С4Н10

С5Н12

СО2

Относит. плотность

Вуктыльское

74,80

7,70

3,90

1,80

6,40

4,30

0,10

0,882

Оренбургское

84,00

5,00

1,60

0,70

1,80

3,5

0,5

0,680

Ямбургское

89,67

4,39

1,64

0,74

2,36

0,26

0,94

0,713

Уренгойское

88,28

5,29

2,42

1,00

2,52

0,48

0,01

0,707

Газы, добываемые вместе с нефтью (попутный газ) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина. Содержание метана – около 35-85%. Содержание тяжёлых углеводородов в попутном газе 20-40% , реже – до 60% (табл. 3.3).

Химический состав газа нефтяных месторождений (попутного газа), об. %

Таблица 3.3

Месторождение

СН4

С2Н6

С3Н8

С4Н10

С5Н12

СО2

Относит. плотность

Бавлинское

35,0

20,7

19,9

9,8

5,8

8,4

0,4

1,181

Ромашкинское

3838

19,1

17,8

8,0

6,8

8,0

1,5

1,125

Самотлорское

53,4

7,2

15,1

8,3

6,3

9,6

0,1

1,010

Узеньское

50,2

20,2

16,8

7,7

3,0

2,3

–

1,010

Тяжёлым нефтям свойственны сухие нефтяные газы (с преобладанием метана).

(3.1)

Под тяжелыми УВ понимаются углеводороды от этана (С2Н6) и выше.

Лёгким нефтям свойственны жирные газы:

(3.2)

3.1.2. Физико-химические свойства углеводородных газов

Нефтяной газ при нормальных условиях содержит неполярные углеводороды (смесь компонентов от С1 до С4), и с точки зрения физики к ним можно применять законы для идеальных систем. С точки зрения математики – это аддитивная система. Следовательно, к нему при нормальных условиях применимы аддитивные методы расчётов физико-химических и технологических параметров (Псмеси):

, (3.3)

где gi – весовая доля;

Ni – мольная доля;

Vi – объёмная доля;

Пi – параметр i-го компонента.

Плотность смеси газов рассчитывается следующим образом:

. (3.4)

При нормальных условиях плотность газа rг = Mi / 22,414.

Нефтяной газ представлен в виде смеси углеводородов, поэтому для оценки его физико-химических свойств необходимо знать, как выражается состав смеси.

Массовая доля (gi) – отношение массы i-го компонента, содержащегося в системе к общей массе системы:

(3.5)

Молярная (мольная) доля (Ni) – отношение числа молей i-го компонента к общему числу молей в системе:

(3.6)

, (3.7)

где mi – масса i-го компонента;

Мi – молекулярный вес.

(3.8)

Объёмная доля (Vi) – доля, которую занимает компонент в объёме системы.

(3.9)

Для идеального газа соблюдается соотношение Vi = Ni .

Молекулярная масса смеси рассчитывается следующим образом:

(3.10)

Относительная плотность газа по воздуху:

. (3.11)

Для нормальных условий ρвозд » 1,293; для стандартных условий ρвозд » 1,205.

Если плотность газа задана при атмосферном давлении (0,1013 МПа), то пересчёт её на другое давление (при той же температуре) для идеального газа производится по формуле:

. (3.12)

Смеси идеальных газов характеризуются аддитивностью парциальных давлений и парциальных объёмов.

Для идеальных газов давление смеси равно сумме парциальных давлений компонентов (закон Дальтона):

, (3.13)

где Р – давление смеси газов;

рi – парциальное давление i-го компонента в смеси,

или

. (3.14)

. (3.15)

Т. е. парциальное давление газа в смеси равно произведению его молярной доли в смеси на общее давление смеси газов.

Аддитивность парциальных объёмов компонентов газовой смеси выражается законом Амага:

, (3.16)

где V – объём смеси газов;

Vi – объём i-го компонента в смеси.

или

. (3.17)

Для определения многих физических свойств природных газов используется уравнение состояния.

Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между параметрами, описывающими изменение состояние вещества. В качестве таких параметров используется давление, температура, объём.

Состояние газа при стандартных условиях характеризуется уравнением состояния Менделеева-Клайперона:

, (3.18)

где Р – абсолютное давление, Па;

V – объём, м3;

Q – количество вещества, кмоль;

Т – абсолютная температура, К;

R – универсальная газовая постоянная Па×м3/(кмоль×град).

У этого уравнения есть свои граничные условия. Оно справедливо для идеальных газов при нормальном (1 атм.) и близких к нормальному давлениях (10-12 атм.).

При повышенном давлении газ сжимается. За счёт направленности связи С-Н происходит перераспределение электронной плотности, и молекулы газов начинают притягиваться друг к другу.

Для учёта этого взаимодействия в уравнение (3.18) вводится коэффициент сверхсжимаемости z, предложенный голландским физиком Ван-дер-Ваальсом, учитывающий отклонения реального газа от идеального состояния:

, (3.19)

где Q – количество вещества, моль.

Физический смысл коэффициента сверхсжимаемости заключается в расширении граничных условий уравнения Клайперона-Менделеева для высоких давлений.

Коэффициент z зависит от давления и температуры, природы газа (критических давлений и температуры).

Критическое давление – давление, при котором газообразный углеводород переходит в жидкое состояние.

Критическая температура – температура, при которой жидкий углеводород переходит в газообразное состояние.

Приведёнными параметрами индивидуальных компонентов называются безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа отклоняются от критических:

(3.20)

(3.21)

z = f ( Тприв, Рприв) (3.22)

Существуют графики, эмпирические формулы и зависимости для оценки коэффициента сверхсжимаемости от приведенных давлений и приведенных температур.

Зная коэффициент сверхсжимаемости, можно найти объём газа в пластовых условиях по закону Бойля-Мариотта:

. (3.23)

Объёмный коэффициент газа используется при пересчёте объёма газа в нормальных условиях на пластовые условия и наоборот (например, при подсчёте запасов):

(3.24)

Вязкость газа – свойство газа оказывать сопротивление перемещению одной части газа относительно другой.

Различают динамическую вязкость m и кинематическую вязкость n. Кинематическая вязкость учитывает влияние силы тяжести.

Динамическая вязкость зависит от средней длины пробега молекул газа и от средней скорости движения молекул газа:

, (3.25)

где r – плотность газа;

– средняя длина пробега молекулы;

– средняя скорость молекул.

Кинематическая вязкость природного газа при нормальных условиях невелика и не превышает 0,01 сантипуаза.

Динамическая вязкость газа увеличивается с ростом температуры (при повышении температуры увеличивается средняя скорость и длина пробега молекул), однако при давлении более 3 МПа вязкость с ростом температуры начинает снижаться. От давления вязкость газа практически не зависит (снижение скорости и длины пробега молекул при увеличении давления компенсируется ростом плотности).

природного газа | Определение, открытие, запасы и факты

Природный газ , бесцветный легковоспламеняющийся газообразный углеводород, состоящий в основном из метана и этана. Это тип нефти, которая обычно встречается вместе с сырой нефтью. Ископаемое топливо, природный газ, используется для производства электроэнергии, отопления и приготовления пищи, а также в качестве топлива для некоторых транспортных средств. Он важен в качестве химического сырья при производстве пластмасс и необходим для широкого спектра других химических продуктов, включая удобрения и красители.

The Troll Платформа для добычи природного газа в Северном море, в 80 км (50 миль) к северо-западу от Бергена, Норвегия. Тролль А, самая большая из когда-либо построенных передвижных конструкций, покоится на морском дне на глубине примерно 300 метров (990 футов) от поверхности и возвышается более чем на 100 метров (330 футов) над уровнем моря. Платформа регулирует добычу газа из 40 скважин, расположенных на морском дне.

Swinsto101

Британская викторина

Нефть и природный газ: факт или вымысел?

Сера — желаемый компонент природного газа.

Природный газ часто растворяется в нефти при высоком давлении, существующем в коллекторе, и может присутствовать в виде газовой шапки над нефтью. Во многих случаях именно давление природного газа, оказываемое на подземный нефтяной пласт, является движущей силой для выталкивания нефти на поверхность. Такой природный газ известен как попутный газ; он часто считается газовой фазой сырой нефти и обычно содержит легкие жидкости, такие как пропан и бутан.По этой причине попутный газ иногда называют «влажным газом». Есть также резервуары, которые содержат газ и не содержат нефти. Этот газ называется несвязанным газом. Несвязанный газ, поступающий из резервуаров, не связанных с каким-либо известным источником жидкой нефти, является «сухим газом».

История использования

Открытие и раннее применение

Первые открытия выходов природного газа были сделаны в Иране между 6000 и 2000 годами до нашей эры. Многие ранние авторы описывали естественные утечки нефти на Ближнем Востоке, особенно в районе Баку, который сейчас является Азербайджаном.Утечки газа, вероятно, сначала воспламененные молнией, послужили топливом для «вечных огней» огнепоклоннической религии древних персов.

Использование природного газа упоминалось в Китае около 900 г. до н. Э. Именно в Китае в 211 г. до н. Э. Была пробурена первая известная скважина для добычи природного газа на глубину 150 метров (500 футов). Китайцы пробурили свои скважины с бамбуковыми шестами и примитивными ударными долотами специально для поиска газа в известняках, относящихся к позднетриасовой эпохе (примерно с 237 миллионов до 201 г.3 миллиона лет назад) в антиклинали (арка многослойной скалы) к западу от современного Чунцина. Газ сжигали, чтобы высушить каменную соль, обнаруженную в прослоях известняка. В итоге скважины были пробурены до глубины около 1000 метров (3300 футов), и к 1900 году в антиклинали было пробурено более 1100 скважин.

Получите эксклюзивный доступ к контенту из нашего 1768 First Edition с подпиской.
Подпишитесь сегодня

Природный газ был неизвестен в Европе до его открытия в Англии в 1659 году, но даже тогда он не получил широкого распространения.Вместо этого газ, полученный из обугленного угля (известный как городской газ), стал основным топливом для освещения улиц и домов по всей Европе с 1790 года.

В Северной Америке первым коммерческим применением нефтепродуктов стало использование природного газа из неглубокой скважины в Фредонии, штат Нью-Йорк, в 1821 году. Газ распределялся по свинцовой трубе малого диаметра к потребителям для освещения и приготовления пищи.

Реконструкция газопроводов

На протяжении 19 века использование природного газа оставалось ограниченным, поскольку не было возможности транспортировать большие объемы газа на большие расстояния.Природный газ оставался на обочине промышленного развития, основанного в основном на угле и нефти. Важный прорыв в газотранспортной технике произошел в 1890 году с изобретением герметичной муфты трубопроводов. Тем не менее, материалы и методы строительства оставались настолько громоздкими, что газ нельзя было использовать на расстоянии более 160 км (100 миль) от источника подачи. Таким образом, попутный газ в основном сжигался на факеле (т.е. сжигался на устье скважины), а несвязанный газ оставался в земле, а городской газ производился для использования в городах.

Передача газа на большие расстояния стала практикой в конце 1920-х годов благодаря дальнейшему развитию трубопроводных технологий. С 1927 по 1931 год в США было построено более 10 основных систем передачи. Каждая из этих систем была оборудована трубами диаметром примерно 50 см (20 дюймов) и протяженностью более 320 км (200 миль). После Второй мировой войны было построено большое количество еще более длинных трубопроводов все большего диаметра. Стало возможным изготовление труб диаметром до 150 см (60 дюймов).С начала 1970-х годов самые длинные газопроводы берут свое начало в России. Например, в 1960-х и 1970-х годах трубопровод Северного сияния протяженностью 5470 км (3400 миль) был построен через Уральские горы и около 700 рек и ручьев, соединив Восточную Европу с газовыми месторождениями Западной Сибири за Полярным кругом. . В результате газ с Уренгойского месторождения, крупнейшего в мире, в настоящее время транспортируется в Восточную Европу, а затем в Западную Европу для потребления. Еще одним газопроводом, более коротким, но также представляющим большую техническую сложность, был Транс-Средиземноморский трубопровод длиной 50 см (20 дюймов), который в 1970–1980-х годах был построен между Алжиром и Сицилией.На некоторых участках этого маршрута глубина моря превышает 600 метров (2000 футов).

Темане, Мозамбик: трубопровод природного газа

Трубопровод природного газа в Темане, Мозамбик.

Sasol

Природный газ как топливо премиум-класса

Еще в 1960 году попутный газ был неприятным побочным продуктом добычи нефти во многих регионах мира. Газ отделяли от потока сырой нефти и удаляли как можно дешевле, часто сжигая его на факеле. Только после нехватки сырой нефти в конце 1960-х — начале 1970-х годов природный газ стал важным мировым источником энергии ( см. нефтяной кризис).

Даже в Соединенных Штатах рынок отопления домов природным газом был ограничен до 1930-х годов, когда городской газ начал заменяться обильными и более дешевыми поставками природного газа, теплотворная способность которого в два раза превышала его синтетический предшественник. Кроме того, при полном сгорании природного газа обычно образуются углекислый газ и вода. Сжигание газа относительно не содержит сажи, оксида углерода и оксидов азота, связанных с сжиганием других ископаемых видов топлива. Кроме того, практически отсутствуют выбросы диоксида серы, другого крупного загрязнителя воздуха.Как следствие, природный газ часто является предпочтительным топливом по экологическим причинам, и он вытесняет уголь в качестве топлива для электростанций во многих частях мира.

Природный газ: физические свойства и особенности горения

NO синтезируется в основном эндотелиальной NO-синтазой (eNOS, NOSIII) в эндотелиальных клетках легочных сосудов. NO реагирует с рецептором растворимой гуанилатциклазы (sGC) в соседних гладкомышечных клетках. Активированный рГЦ продуцирует цГМФ, который стимулирует протеинкиназу G (PKG) и оказывает множество физиологических эффектов, включая расслабление легочных сосудов.Ингибирование продукции NO с помощью l-NMMA ( N -омега-монометил-1-аргинин, ингибитор NOS) снижает легочный кровоток у здоровых взрослых людей в сознании [5]. Дефицит eNOS, но не iNOS или NOS нейронов, вызывает усиление гипоксической вазоконстрикции легких и отсутствие эндотелий-зависимой вазодилатации [6]. Эти данные подтверждают важную роль пути eNOS-NO-циклического гуанозинмонофосфата (GMP) в поддержании легочного кровообращения. Изменение экспрессии и / или функции eNOS может способствовать снижению синтеза NO при легочной гипертензии (ЛГ).Человеческая ЛГ имеет разную этиологию. В зависимости от патологического состояния у пациентов могут наблюдаться изменения пути eNOS-NO-cGMP.

2.1 Воздействие NO на изолированные легочные артерии

Эффекты NO различаются для разных типов клеток. NO вызывает расслабление гладкомышечных клеток сосудов, предотвращает агрегацию и адгезию тромбоцитов, предотвращает адгезию лейкоцитов и действует как нейротрансмиттер в синапсах. Таким образом, NO регулирует различные функции клеток. В сосудистой сети NO высвобождается из эндотелиальных клеток, достигает соседних гладкомышечных клеток и вызывает расслабление сосудов, что указывает на его функцию в межклеточной передаче сигналов.Среди физиологических ролей эндогенного NO впервые было обнаружено расслабление сосудов.

В изолированных кольцах главных легочных артерий крыс, предварительно сокращенных простагландином F _2α (PGF _2a), ацетилхолин (ACh) индуцирует релаксацию в легочных артериях с сохраненным эндотелием, но не в легочных артериях без эндотелия, что позволяет предположить, что эндотелий в легочных артериях легочные артерии вырабатывают вызывающее расслабление вещество в ответ на ацетилхолин (рис. 1 (а) и (б)).

Рис. 1.

(a) Ацетилхолин вызывает расслабление в кольцах легочной артерии с сохраненным эндотелием. Кольца легочной артерии получали от нормальных контрольных крыс. Кольца подвешивали в ванне для органов объемом 20 мл и измеряли изометрическое натяжение. Были получены ответы релаксации на ацетилхолин (Ach) в кольцах внелегочной артерии с сохраненным эндотелием (END +) и без эндотелия (END-). Эндотелий удаляли, осторожно протирая поверхность просвета тонкой нержавеющей проволокой в кольцах без эндотелия.Кольца предварительно сокращали простагландином F2a (PGF2a). Расслабление, вызванное 10-4 М папаверином (Пап 4), принимали за 100%. Столбцы означают стандартную ошибку. Реакции релаксации на ACh были устранены в кольцах легочной артерии, обнаженных эндотелием, что показывает, что эндотелий легочных сосудов высвобождает вазорелаксирующее вещество, называемое релаксирующим фактором эндотелия (EDRF). Отсутствие эндотелия подтверждено сканирующей электронной микрофотографией (b). END-, кольца без эндотелия; END +, кольца с сохраненным эндотелием; 8, 10-8 моль / л, то же для 7, 6, 5 и 4.(B) Сканирующая электронная микрофотография легочной артерии с сохраненным эндотелием и легочной артерии без эндотелия. Эндотелий удаляли, осторожно протирая поверхность просвета тонкой нержавеющей проволокой. Слева: просветная поверхность легочной артерии с сохраненным эндотелием. Справа: просветная поверхность легочной артерии без эндотелия.

В легочных артериях, выделенных из экспериментальных моделей ЛГ (хроническая гипоксическая ЛГ у крыс), релаксационная реакция на ацетилхолин (АХ) подавлена, как это наблюдается в артериях, лишенных эндотелия, что позволяет предположить, что эндотелиальная функция в артериях ЛГ нарушена.Релаксация, вызванная как ACh, так и нитропруссидом натрия (SNP, донор NO), была нарушена в легочных артериях у крыс с хронической гипоксической ЛГ, что позволяет предположить, что индуцированная NO релаксация подавлена в легочных артериях с гипертензией [7, 8] (рис. 2). Однако степень нарушения, по-видимому, выше при ACh-индуцированной эндотелий-зависимой релаксации, чем при SNP-индуцированной эндотелий-независимой релаксации [7].

Рисунок 2.

Реакции релаксации подавлены в изолированных кольцах легочной артерии крысы с хронической гипоксической легочной гипертензией.Кольца легочной артерии были получены от нормальных контрольных крыс и крыс, подвергшихся 10-дневной гипоксии с хронической гипоксической легочной гипертензией (ЛГ). Измерялось изометрическое натяжение. Регистрировали релаксационные реакции на ацетилхолин (ACh) в кольцах внелегочных, предварительно сокращенных простагландином F2a (PGF2a). Расслабление, вызванное 10-4 М папаверином (Пап 4), принимали за 100%. Реакции релаксации на ACh были подавлены в кольцах от крыс с хронической гипоксической ЛГ, что показывает, что высвобождение вазорелаксирующего вещества нарушено в кольцах ЛГ.Хотя релаксационные реакции на нитропруссид натрия (SNP) ослаблены в кольцах pH по сравнению с контролем, это означает, что была комната, где SNP мог вызвать релаксацию в кольцах PH из-за хронической гипоксической PH.

Релаксационные реакции на SNP вызваны высвобождением NO из SNP. Чтобы определить сосудорасширяющее действие NO непосредственно, раствор NO готовили путем барботирования 10% NO в чистом N ₂ в деоксигенированную дистиллированную воду. Несмотря на подавленность, релаксационные реакции действительно были вызваны NO в гипертонических легочных артериях [7] (Рисунок 3).Важно отметить, что iNO проявляет избирательность, приводя к расширению сосудов в легочных артериях (рис. 4) при введении путем ингаляции через трахею. Внутривенное введение доноров NO одновременно снижает как легочное, так и системное артериальное давление.

Рис. 3. Раствор

NO (0,16–0,2 мМ NO) вызывал релаксационные реакции в изолированных кольцах нормальной и легочной гипертонии. Кольца легочной артерии были получены от нормальных контрольных воздушных крыс (A), крыс, подвергшихся 10-дневной гипоксии с хронической гипоксической легочной гипертензией (PH) (B), и крыс после 28-дневного восстановления в комнатном воздухе от хронической гипоксии (C).Раствор NO получали барботированием 10% NO через деоксигенированную дистиллированную воду, что приводило к концентрации 0,16–0,2 мМ. Аликвоты (0,5 мл) этого раствора вносили в ванну для органов. Папаверин (Пап) вводили для максимального расслабления. Регистрировали релаксационные реакции на раствор NO на кольца, предварительно сокращенные простагландином F2a. (A) NO-индуцированное расслабление в кольцах легочной артерии у нормальных крыс. (B) Ответ на NO был подавлен в кольцах легочной артерии у крыс с хронической гипоксией. (C) Реакция расслабления вернулась к норме после 28 дней восстановления после хронической гипоксической легочной гипертензии.Результат (B) показал, что NO может расширять гипертонические гладкие мышцы легочных сосудов, хотя и подавлен по сравнению с нормальным.

Рис. 4.

Вдыхаемый NO в качестве селективного легочного вазодилататора у крыс с легочной гипертензией. Катетер легочной артерии был введен через правую наружную яремную вену в легочную артерию методом закрытой грудной клетки. Легочное артериальное давление (ЛАД) регистрировали у крыс с легочной гипертензией у полностью бодрствующей крысы (19 дней после однократной инъекции монокроталина).Приблизительно на 20 ppm вдыхание NO снизило ПАД без изменения артериального давления. Когда ингаляция NO была прекращена, PAP вернулся к исходному уровню.

2.2 Легочная артериальная гипертензия

2.2.1 eNOS при легочной артериальной гипертензии у людей

Хотя роль NO-связанного пути, производного от eNOS, в легочной артериальной гипертензии (ЛАГ) была определена, его патофизиология остается неясной. eNOS играет ключевую роль на этом пути. Giaid et al. обнаружили снижение экспрессии белка eNOS в легких человека с ПАУ [9].Кроме того, было обнаружено, что выдыхаемый NO у пациентов с ЛАГ ниже, чем в контрольной группе [10]. Последующие исследования показали повышенную экспрессию белка eNOS в плексиформных поражениях при ЛАГ [11] и повышенную активность eNOS в легких с идиопатической ЛАГ (ИЛАГ), несмотря на отсутствие изменений в экспрессии NOS [12]. Мембранный белок кавеолин-1 (CAV1) является важным негативным регулятором активности eNOS. Экспрессия CAV1 снижена в легких ИЛАГ, что может привести к стойкой активации eNOS, накоплению дисфункциональных (т.е.е., несвязанный) eNOS, образование пероксинитрита и нарушение активности киназы PKG посредством нитрования тирозина [12]. Повышенная активность и / или экспрессия eNOS могут не быть связаны с продукцией NO в ПАУ.

2.2.2 Путь eNOS-NO в моделях легочной артериальной гипертензии на животных

Исследования на животных с использованием индуцированной монокроталином (МСТ) модели ЛАГ на крысах, которая характеризуется повреждением легочного эндотелия и периваскулярным воспалением на ранней патологической стадии, показали снижение экспрессии eNOS [13] и / или активность фосфорилированного eNOS [14], а также снижение sGC и PKG.Вазодилатация, вызванная ACh, эндотелий-зависимым вазодилататором, связанным с NO, также была нарушена. Другая модель тяжелой ЛАГ с прекапиллярным облитерирующим поражением у взрослых крыс (модель SU / Hx) демонстрирует сходство патологии легочных сосудов с патологией ЛАГ у взрослых. Эта модель SU / Hx, индуцированная комбинированным SUGEN5416 (антагонистом рецептора II фактора роста эндотелия сосудов) и воздействием хронической гипоксии, показала снижение индуцированной ACh продукции и / или высвобождения NO в легочных артериях [15].Другое недавнее исследование показало снижение экспрессии CAV1 в той же модели [16]. eNOS также перемещается из кавеол клеточной поверхности в цитоплазматические и перинуклеарные области в патологическом состоянии [17]. Следовательно, количество продукции NO уменьшается. Соответственно, патогенез и прогрессирование ЛАГ может быть частично индуцировано эндотелиальной дисфункцией, связанной с подавлением пути, связанного с eNOS-NO.

2.2.3 Путь eNOS-NO-cGMP и BMPRII

Генетические варианты пути eNOS-NO-cGMP могут вызывать ЛАГ.CAV1 играет важную роль в передаче сигналов NO в PAH. Мутации в CAV1 были идентифицированы при ЛАГ [18]. Ген, кодирующий рецептор морфогенетического белка кости 2 (BMPRII), часто мутирует при наследственной ЛАГ [19, 20] и ИЛАГ взрослых [19, 21]. BMPRII входит в состав transf

Метан — теплофизические свойства

Метан, CH ₄, — бесцветный газ без запаха. Он также известен как болотный газ или метилгидрид. Пары легче воздуха.
Метан легко воспламеняется.При длительном воздействии огня или сильной жары контейнеры могут сильно разорваться и взорваться.

Метан используется в качестве сырья для химической промышленности и является основным компонентом топлива природный газ .

Фазовая диаграмма метана

Химические, физические и термические свойства метана:
Значения даны для газовой фазы при 25 ° C / 77 ° F / 298 K и 1 атм., Если не указаны другие фазы, температура или давление.

Для полной таблицы с имперскими единицами измерения — поверните экран!

9030 9030

9030

0985

Свободное зацепление

Теплота

901

Свойство	Значение	Единица		Значение	Единица		30 Единица Агрегат
Температура самовоспламенения	810	K		537	° C		999	° F




K	-161,6	° C		-259,0	° F
Критическая плотность	10,139	моль / дм ^{31230715 902,7 ^{31230715 902,7 30}}		0,3156	снаряд / фут ³		10,15	фунт / фут ³
Критическое давление	4,5992	МПа = MN / м2		МПа = MN / м2	39		атм	667,1		psi = фунт _f / дюйм ²
Критическая температура	190,56	K		-82,59	° C 30			° C
Критический объем	98,63	см ³ / моль		0,00615	м ³ / кг		3,169	футов ³ / slug		футов ³ / фунт
Плотность, газ	41,0	моль / м ³		0,657	кг / м ³		0,00127	0,00127		0,00127	0,0410	фунт / фут ³
Плотность, газ на STP; 32 ° F / 0 ° C 1 атм	44,7	моль / м ³		0,7168	кг / м ³		0,00139	оторочка / фут ³		0.0447	фунт / фут ³
Плотность, жидкость при -162 ° C / -260 ° F / -162 ° C	26429	моль / м ³		422,6	кг / м ^{3 ^{3 ^0,820}}		оторочка / фут ³	26,38		фунт / фут ³
Воспламеняющееся, газообразное и жидкостное	да							9012				9012			K	-188	° C	-306	° F
Газовая постоянная — R	518.28	Дж / кг K		0,1440	Вт · ч / (кг · K)		3099	[фут-фунт-сила / снаряд ° R]		96,329	[фут-фунт / фунт ° R]
энергия образования	-51	кДж / моль		-3179	кДж / кг		-1367	БТЕ / фунт
Тепло (скрытое) испарения	8,1129 кДж / моль	511		кДж / кг	219.48		БТЕ / фунт
Удельная теплоемкость, Cp	35,8	Дж / моль K		2,232	кДж / кг K		0,533	БТЕ кал / г кг ° F
Удельная теплоемкость, Cv	27,4	Дж / моль K		1,709	кДж / кг K		0,408	БТЕ / фунт ° F или кал / г K			горение	-890.8	кДж / моль	-55528	кДж / кг	-23,9	БТЕ / фунт
Тепло (энтальпия) образования	-75,00	30 кДж		кДж / кг	-2010		БТЕ / фунт
log KOW (коэффициент распределения октанол / вода)	1,09


K	-182,6	° C		-296,7	° F
Молекулярная масса	16,042	г / моль						моль				моль
Растворимость в воде	0,022	мг / мл
Скорость звука	446	м / с						Относительная плотность воздуха								), 0 ° C / 32 ° F	0.554
Отношение удельной теплоемкости — Cp / Cv	1,31
							9012 901 301	м ³ / кг		784,44	футов ³ / снаряд	24,38	футов ³ / фунт
Стандартная молярная энтропия, S °		J		моль 11.59	кДж / кг K		2,77	БТЕ / фунт ° F
Поверхностное натяжение при -161 ° C / -258 ° F	14	дин / см		0,014 N
Теплопроводность	0,0339	Вт / м ° C		0,019587	Btu / hr ft ° F						12


9030 9030 МН / м ²	0.117	бар		0,115	атм		1,70	psi = фунт-сила / дюйм ²
Температура тройной точки	90,69	K	-18612,456 ° ° F
Давление пара (насыщения)	62,12	МПа = МН / м ²	466000	мм рт. Ст.	613,07	атм 9010 / фунт / дюйм2 2
Давление пара (насыщения) при 38 ° C / 100 ° F	34.47	МПа = МН / м ²	258574	мм рт. Ст.	340,18	атм	4999	фунт / кв.	сП	7,44	[фунт _м / фут с * 10 ^-6]	0,23	[фунт _f с / фут ² * 10 ^-6]
Вязкость, кинематическая	17.08	сСт	183,8	[фут2 / с * 10-6]

К началу

Следуйте приведенным ниже ссылкам, чтобы получить значения для перечисленных свойств метана при различных давление и температура :

См. также дополнительную информацию об атмосферном давлении и STP — Стандартная температура и давление и NTP — Нормальная температура и давление,
, а также Теплофизические свойства следующих компонентов: Ацетон, Ацетилен, Воздух, Аммиак, Аргон , Бензол, бутан, диоксид углерода, оксид углерода, этан, этанол, этилен, гелий, водород, сероводород, метанол, азот, кислород, пентан, пропан, толуол, вода и тяжелая вода, D ₂ O.

Метан — это газ при стандартных условиях. Однако при низкой температуре и / или высоком давлении газ становится жидкостью или твердым телом.

Фазовая диаграмма метана показывает фазовое поведение при изменении температуры и давления. Кривая между критической точкой и тройной точкой показывает температуру кипения метана при изменении давления.

В критической точке нет изменения состояния при увеличении давления или добавлении тепла.

Тройная точка вещества — это температура и давление, при которых три фазы (газ, жидкость и твердое тело) этого вещества сосуществуют в термодинамическом равновесии.

Газы — удельный вес

Удельный вес газов:

9012 9012 9012 9012 9012 9012 9012 Циклобутан

9063 9063 2 Сероводород — H кислота атмосферный азот

9012 9012 Oxygen

1 062 9012 9012 .1044

9012

9030

Газ	Удельный вес ¹⁾ — SG —
Ацетилен _{2 ₂ C ₂}	0.899
Воздух ¹⁾	1.000
Пары спирта	1.601
Аммиак — NH ₃ 9012	0,55
Арсин	2,69
Бензол — C ₆ H ₆	2,6969
Доменный газ	1.02
1,2 — Бутадиен — C ₄ H ₆	1,8676
Бутан — C ₄ H ₁₀	2,0061
1-Бутан (Бутилен) C ₄ H ₈	1,9372
Изобутен — C ₄ H ₈	1,94
Диоксид углерода — CO ₂	1,5189
0.9667
Карбюрированный водяной газ	0,63
Хлор — Cl ₂	2,486
Коксовый газ	0,44
Циклопентан	2.4215
Циклопропан	1.451
n — декан	4.9125
Дейтрий — D ₂	0,070
Пищеварительный газ (сточные воды или биогаз)	0,8
2,3 — Диметилбутан			901	30 901 2,2	3,4596
Диизобутил	3,9439
Этан — C ₂ H ₆	1,0378
Пары эфира	2.586
Этилбензол	3,6655
Этилхлорид — C ₂ H ₅ Cl	2,23
Этилен (этен) — C _{2 2 906}
3 — Этилпентан	3,4596
Фтор	1,31
Гелий — He	0,138
n — Гептан	3.4596
n — Гексан	2,9753
Водород	0,0696
Хлористый водород — HCl	1,268
2,370
Соляная кислота	1,261
Световой газ	0,4
Изобутан	2.0068
Изобутен	1,9372
изооктан	3,9439
изопентан	2,4911
изопрен	2,3519
изопропилбензола	4,1498
Криптон	2,89
Марш-газ	0,555
Пары ртути	6,940
Метан — CH ₄	0.5537
метилциклопентан	2,9057
метилциклогексан	3,39
Метил Chloride	1,74
2 — метилгексан	3,4596
2 — метилпентан	2,9753
Природный газ (типовой)	0,60 — 0,70
Неогексан	2,9753
Неопентан	2.4911
Неон	0,697
Оксид азота — NO	1,037
Азот — N ₂ (чистый)	0,9669

0,9723
Закись азота — N ₂ O	1,530
n — Нонан	4,4282
n — Октан	3,9439
Озон	1.660
n — Пентан	2.4911
Фосген	1,39
	Пропан — C ₈₁₀	Пропан — C ₈ Пропилен) — C ₃ H ₆	1,4529
R-11	4,742
R-12	4,174
R-22	2.985
R-114	5,9
R-123	5,279
R-134a	3,522
Sasol
Стирол	3,5959
Диоксид серы — SO ₂	2,264
Толуол — метилбензол	3,1082
	901.4596
Водяной газ (битуминозный)	0,71
Водяной пар	0,6218
Ксенон	4,53
o — Ксилен 16630
o — Ксилол — Нормальные температура и давление — определяются как 20 ^o C (293,15 K, 68 ^o F) и 1 атм (101,325 кН / м2, 101,325 кПа, 14,7 фунта на кв. Дюйм, 0 фунтов на кв. Дюйм, 30 дюймов рт. Ст., 760 торр) Поскольку удельный вес — это соотношение между плотностью (массой на единицу объема) фактического газа и плотностью воздуха, удельный вес не имеет размеров.Плотность воздуха на НТП 1,205 кг / м ³ . Природный газ и окружающая среда Природный газ обладает многими качествами, которые делают его эффективным, относительно чистым и экономичным источником энергии. Однако при производстве и использовании природного газа необходимо учитывать некоторые проблемы, связанные с окружающей средой и безопасностью. Природный газ — относительно экологически чистое горючее ископаемое Сжигание природного газа для получения энергии приводит к меньшим выбросам почти всех типов загрязнителей воздуха и двуокиси углерода (CO2), чем сжигание угля или нефтепродуктов для производства равного количества энергии.Около 117 фунтов диоксида углерода производится на миллион британских тепловых единиц (MMBtu) эквивалента природного газа по сравнению с более чем 200 фунтами CO2 на MMBtu угля и более 160 фунтами на MMBtu дистиллятного нефтяного топлива. Чистое горение природного газа способствовало увеличению использования природного газа для производства электроэнергии и в качестве транспортного топлива для транспортных средств в Соединенных Штатах. Природный газ — это в основном метан — сильный парниковый газ Некоторые утечки природного газа в атмосферу из нефтяных и газовых скважин, резервуаров для хранения, трубопроводов и перерабатывающих предприятий.По оценкам Агентства по охране окружающей среды США, в 2018 г. выбросы метана из систем природного газа и нефти, а также из заброшенных нефтяных и газовых скважин были источником около 29% общих выбросов метана в США и около 3% общих выбросов парниковых газов в США ¹. Нефтяная и газовая промышленность принимает меры для предотвращения утечек природного газа. Разведка, бурение и добыча природного газа влияют на окружающую среду Когда геологи исследуют месторождения природного газа на суше, они могут нарушать растительность и почву своими транспортными средствами.Бурение скважины на природный газ на суше может потребовать расчистки и выравнивания территории вокруг буровой площадки. Бурение скважин приводит к загрязнению воздуха и может беспокоить людей, дикую природу и водные ресурсы. Прокладка трубопроводов, по которым природный газ поступает из скважин, обычно требует расчистки земли для заглубления трубы. При добыче природного газа также могут образовываться большие объемы загрязненной воды. Эта вода требует надлежащего обращения, хранения и обработки, чтобы она не загрязняла землю и другие воды. Скважины и трубопроводы природного газа часто имеют двигатели для запуска оборудования и компрессоры, которые производят загрязнители воздуха и шум. В районах, где природный газ добывается из нефтяных скважин, но его неэкономично транспортировать для продажи или он содержит высокие концентрации сероводорода (токсичный газ), он сжигается (сжигается) на скважинах. При сжигании природного газа образуется CO2, окись углерода, двуокись серы, окиси азота и многие другие соединения, в зависимости от химического состава природного газа и от того, насколько хорошо природный газ сгорает на факеле. Однако сжигание в факелах безопаснее, чем выброс природного газа в воздух, и приводит к снижению общих выбросов парниковых газов, поскольку CO2 не является таким сильным парниковым газом, как метан. Бурение скважин на природный газ Источник: Бюро землепользования (общественное достояние) Передовые технологии, такие как спутники, системы глобального позиционирования, устройства дистанционного зондирования, а также трехмерные и четырехмерные сейсмические технологии, позволяют обнаруживать запасы природного газа при бурении меньшего числа скважин. Развитие технологий бурения и добычи оказывает положительное и отрицательное влияние на окружающую среду Новые технологии бурения и добычи природного газа значительно сокращают площадь земель, занятых разработкой нефтегазовых ресурсов.Методы горизонтального и наклонно-направленного бурения позволяют добывать больше природного газа из одной скважины, чем в прошлом, поэтому для разработки месторождения природного газа требуется меньше скважин. Для гидроразрыва скважин требуется большое количество воды. В некоторых районах страны значительное использование воды для гидроразрыва пласта может повлиять на водные среды обитания и доступность воды для других целей. При неправильном обращении жидкость для гидроразрыва пласта, которая может содержать потенциально опасные химические вещества, может быть выброшена через разливы, утечки, неисправную конструкцию скважины или другие пути воздействия.Эти выбросы могут загрязнить прилегающие территории. Гидравлический разрыв пласта приводит к образованию большого количества сточных вод на поверхности, которые могут содержать растворенные химические вещества и другие загрязнители, которые требуют обработки перед утилизацией или повторным использованием. Из-за количества производимой воды и сложностей, связанных с обработкой некоторых компонентов сточных вод, важны надлежащая очистка и удаление сточных вод. По данным Геологической службы США, гидроразрыв пласта «…. вызывает небольшие землетрясения, но они почти всегда слишком малы, чтобы представлять угрозу безопасности. Помимо природного газа на поверхность возвращаются жидкости гидроразрыва и пластовые воды. Эти сточные воды часто сбрасываются путем закачки в глубокие скважины. Закачка сточных вод в недра может вызвать землетрясения, которые достаточно сильны, чтобы их можно было почувствовать, и может вызвать повреждения ». Природный газ может быть выброшен в атмосферу во время и после бурения скважин, и количество этих выбросов изучается. Производство, транспортировка, распределение и хранение природного газа требуют строгих правил техники безопасности и стандартов Поскольку утечка природного газа может вызвать взрыв, действуют строгие правительственные постановления и отраслевые стандарты, обеспечивающие безопасную транспортировку, хранение, распределение и использование природного газа. Поскольку переработанный природный газ не имеет запаха, компании, работающие в сфере природного газа, добавляют в природный газ меркаптан с сильным запахом, напоминающим запах тухлых яиц, чтобы люди могли почувствовать запах утечек. Последнее обновление: 24 сентября 2020 г. Доставка и хранение природного газа Поставка природного газа потребителям Доставка природного газа из газовых и нефтяных скважин потребителям требует большого количества объектов инфраструктуры и этапов обработки, а также включает в себя несколько физических передач хранения. Обработка Транспорт Хранилище Переработка природного газа для транспортировки по трубопроводам Природный газ, транспортируемый по магистральной системе транспортировки природного газа (трубопроводам) в Соединенных Штатах, должен соответствовать особым критериям качества, чтобы трубопроводная сеть (или сеть ) могла обеспечивать природный газ однородного качества.Устьевой природный газ может содержать загрязняющие вещества и жидкие углеводородные газы (HGL), которые необходимо удалить, прежде чем природный газ можно будет безопасно доставить в магистральные трубопроводы высокого давления, по которым природный газ транспортируется потребителям. Природный газ обычно перемещается из скважин природного газа и нефти через систему сбора трубопроводов на заводы по переработке природного газа для обработки. Обработка природного газа может быть сложной и обычно включает несколько процессов или стадий для удаления нефти, воды, HGL и других примесей, таких как сера, гелий, азот, сероводород и диоксид углерода.Состав устьевого природного газа определяет количество стадий и процессов, необходимых для производства сухого природного газа трубопроводного качества. Эти этапы и процессы могут быть интегрированы в одно подразделение или операцию, выполняться в другом порядке или в альтернативных местах (аренда / завод) или не требоваться вовсе. Сепараторы газ-масло-вода : Сброс давления в одноступенчатом сепараторе вызывает естественное отделение жидкостей от газов в природном газе.В некоторых случаях требуется многоступенчатый процесс разделения для разделения различных потоков жидкости. Сепаратор конденсата : Конденсат чаще всего удаляется из потока природного газа на устье скважины с помощью сепараторов, похожих на сепараторы газ-нефть-вода. Поток природного газа в сепаратор идет непосредственно с устья скважины. Добытый конденсат направляется в резервуары для хранения. Обезвоживание : В процессе обезвоживания удаляется вода, которая может вызвать образование нежелательных гидратов и конденсацию воды в трубопроводах. Удаление загрязняющих веществ : Неуглеводородные газы, такие как сероводород, диоксид углерода, водяной пар, гелий, азот и кислород, также должны быть удалены из потока природного газа. Наиболее распространенный метод удаления — направлять природный газ через сосуд, содержащий раствор амина. Амины поглощают сероводород и диоксид углерода из природного газа и могут быть переработаны и регенерированы для повторного использования. Экстракция азота : После того, как сероводород и диоксид углерода снижаются до приемлемых уровней, поток природного газа направляется в установку отвода азота (NRU), где он подвергается дальнейшей дегидратации с использованием слоев молекулярных сит. Отделение метана : Процесс деметанизации потока природного газа может происходить как отдельная операция на заводе по переработке природного газа или как часть операции NRU. Методы криогенной обработки и абсорбции — это некоторые из способов, используемых для отделения метана от HGL. Фракционирование : фракционирование разделяет HGL на составные жидкости с использованием различных точек кипения индивидуального HGL. ВСУ с перерабатывающего завода можно отправлять на нефтехимические заводы, нефтеперерабатывающие заводы и другим потребителям ВГК. По трубопроводам природный газ с мест добычи направляется на рынки Трубопроводы для транспортировки природного газа представляют собой трубопроводы большого диаметра и часто являются протяженной частью трубопроводных систем природного газа, которые соединяют системы сбора в районах добычи, заводы по переработке природного газа, другие точки приема и основные районы обслуживания потребителей. Межгосударственные газопроводы работают и транспортируют природный газ через государственные границы. Внутригосударственные газопроводы работают и транспортируют природный газ в пределах государственной границы. Hinshaw Трубопроводы природного газа принимают природный газ из межгосударственных трубопроводов и доставляют его потребителям для потребления в пределах государственной границы. Когда природный газ поступает в места, где он будет использоваться (обычно по большим трубопроводам), он течет в трубопроводы меньшего диаметра, называемые магистральными , а затем в меньшие трубопроводы обслуживания , которые идут непосредственно в дома или здания. Природный газ также можно хранить в периоды пикового спроса Спрос на природный газ колеблется ежедневно и сезонно, в то время как добыча и импорт по трубопроводам относительно постоянны в краткосрочной перспективе. Хранение природного газа в периоды низкого спроса помогает гарантировать наличие достаточных запасов природного газа в периоды высокого спроса. Природный газ в больших объемах хранится в подземных сооружениях и в меньших объемах в резервуарах над или под землей. Истощенные месторождения природного газа или нефти — близкие к районам потребления, где большая часть природного газа хранится в Соединенных Штатах. Соляные каверны — которые обеспечивают высокие скорости отбора и закачки по сравнению с их рабочим объемом природного газа. Базовые потребности в природном газе относительно низкие. Большинство хранилищ соляных пещер находятся в формациях соляных куполов в штатах, граничащих с Мексиканским заливом. Соляные пещеры также выщелачивались из слоистых соляных образований в штатах на Среднем Западе, Северо-Востоке и Юго-Западе. Водоносные горизонты — которые преобразованы в резервуары для хранения природного газа, в первую очередь на Среднем Западе, где водоносные осадочные горные образования перекрыты водонепроницаемыми покрывающими породами. Навигация по записям Предыдущая запись: Реле тепловое фото: устройство и принцип действия, характеристики, схема подключения к магнитному пускателю Следующая запись: Акты разграничения балансовой и эксплуатационной ответственности: Акт разграничения балансовой и эксплуатационной ответственности alexxlab Посмотреть все записи автора alexxlab → Вам также может понравиться Лучшее зарядное устройство: рейтинг и обзор 2020 года среди быстрых и стандартных моделей 20.12.202012.11.2020 Телефон нэск гулькевичи: Гулькевичский участок филиала АО «НЭСК» «Кропоткинэнергосбыт» 02.01.197021.06.2021 Разница между треугольником и звездой: Подключение звезда и треугольник: в чем разница соединения 26.02.201920.02.2021 Добавить комментарий Отменить ответ Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены * Комментарий * Имя * Email * Сайт Рубрики Генератор Разное Советы Турбина Электростанции Энергия 2024 © Все права защищены.

Физические свойства природного газа. Использование природного газа :: SYL.ru

Немного истории

Что собой представляет

Как добывают

Сфера использования природного газа

Состав природного газа

Какие виды существуют

Основные физические свойства

Какими еще характеристиками отличается

Каким образом может транспортироваться

Каким образом производится подготовка к транспортировке и использованию

Одоризация

состав, свойства, опасности, добыча, залежи

Состав природных газов

Природные газы

Газовые залежи

Сравнение нефти и природного газа

Добыча природного газа

Газовые месторождения

Разведка газовых месторождений и методы добычи

Свойства газов

Параметры состояния газа

Газовые законы

Химический состав природного и попутного газа

Метан

Углекислый газ и сероводород

Азот

Инертные газы

Физические свойства газов

Состав и физико-химические свойства природных газов

природного газа | Определение, открытие, запасы и факты

История использования

Открытие и раннее применение

Реконструкция газопроводов

Природный газ как топливо премиум-класса

Природный газ: физические свойства и особенности горения

2.1 Воздействие NO на изолированные легочные артерии

Рис. 1.

Рисунок 2.

Рис. 3. Раствор

Рис. 4.

2.2 Легочная артериальная гипертензия

2.2.1 eNOS при легочной артериальной гипертензии у людей

2.2.2 Путь eNOS-NO в моделях легочной артериальной гипертензии на животных

2.2.3 Путь eNOS-NO-cGMP и BMPRII

Метан — теплофизические свойства

Газы — удельный вес

1 062 9012 9012 .1044

Природный газ и окружающая среда

Природный газ — относительно экологически чистое горючее ископаемое

Природный газ — это в основном метан — сильный парниковый газ

Разведка, бурение и добыча природного газа влияют на окружающую среду

Развитие технологий бурения и добычи оказывает положительное и отрицательное влияние на окружающую среду

Производство, транспортировка, распределение и хранение природного газа требуют строгих правил техники безопасности и стандартов

Доставка и хранение природного газа

Поставка природного газа потребителям

Переработка природного газа для транспортировки по трубопроводам

По трубопроводам природный газ с мест добычи направляется на рынки

Природный газ также можно хранить в периоды пикового спроса

alexxlab

Вам также может понравиться

Лучшее зарядное устройство: рейтинг и обзор 2020 года среди быстрых и стандартных моделей

Телефон нэск гулькевичи: Гулькевичский участок филиала АО «НЭСК» «Кропоткинэнергосбыт»

Разница между треугольником и звездой: Подключение звезда и треугольник: в чем разница соединения

Добавить комментарий Отменить ответ