Становление газового дела

Специальное бурение на газ в российской практике до начала 1920-х гг. не имело места, если не считать несколько разведочных скважин, заложенных в начале века на Апшеронском полуострове в Сураханском районе (1902— 1906 гг.) и разведочного бурения на газ в Дагестане.

При ударном бурении сильное выделение газа под высоким давлением препятствовало работе, и поэтому приходилось «разгружать» скважину от газа, т.е. ждать, пока выделение газа постепенно уменьшится настолько, чтобы можно было продолжить работу. Очевидно, что до тех пор, пока существовало ударное бурение, потери газа были неизбежны. Впрочем, эта «разгрузка» скважин практиковалась не только в Баку и Грозном, но и в Америке, где «буровую скважину, входящую в нефтяной песок, содержащий газ под высоким давлением, останавливают бурением и выпускают газ в воздух, пока скважина сама по себе не вбуривается в песок» [1]. Тартание желоночное (вычерпываение нефти специальным ведром с клапаном внизу) и поршневое и эксплуатация эрлифтами также связаны с непрерывным выпуском газа в воздух. Природный газ в зависимости от своего состава имеет различную теплотворную способность.

Теплотворная способность топлива — количество тепла, выделяемое при сжигании какой-либо объемной или весовой единицы топлива.

Газ грозненских промыслов, имеющий незначительную примесь углекислоты и состоящий почти целиком из углеводородов, имеет теплотворную способность около 11000 ккал на 1 кг. Газ бакинских промыслов, содержащий значительный процент негорючих газов (азота и углекислоты), имеет теплопроизводительность около 8000 ккал на 1 кг*Теплота сгорания топлива: уголь — 28–34 МДж/кг; бензин — 44 МДж/кг; природный газ — 31–34 МДж/м3. 1 кал = 4,1868 Дж..

Для сравнения приведем теплотворную способность других видов топлива, ккал/кг:

Топливоккал/кг
дрова (лучший сорт, сухие)
4100
торф
5400
уголь древесный8000
уголь каменный6000–8500
нефть10 000—11 000
газ светильный1500–5000

Таким образом, природный газ имеет теплотворную способность, близкую к таковой для нефти и нефтяных продуктов [2].

Главной составной частью горючих природных газов являются метан (СН4) и его гомологи (следующие члены этого ряда), получающиеся из предыдущего путем замещения одного атома водорода группой СН3. Содержание метана в некоторых природных газах достигает 98 %, но обычно оно бывает ниже; остаток составляют другие углеводороды и газы (гелий, сероводород, азот, двуокись углерода и др.). В начале ХХ в. газы горючие природные были условно разделены на сухие и влажные, позднее их стали называть сухие, или бедные, и жирные, или богатые. Первоначально критерием дифференциации горючих газов было содержание метана. Сухим называли газ, содержащий до 90 % метана и выше (Сураханы, Дагестанские Огни). Во влажном (жирном, богатом) газе содержание метана значительно меньше, на первое место здесь выступают гомологи метана: этан С2Н6, пропан С3Н8, бутан С4Н10, пентан С5Н12 и т.д., находящиеся частью в газообразном, частью — в парообразном состояниях (Грозный, Майкоп). Сухой газ стали использовать не только как на топливо, но и для переработки на высокосортную сажу, применяемую в резиновой и других отраслях промышленности. Влажный газ приобрел к 1911 г. громадное значение в качестве исходного продукта для получения легкого бензина (газолинаГазолин (от газ и лат. oleum — масло) — смесь легких жидких углеводородов, получаемая при разделении промысловых газов или перегонке нефти., газбензина).

В 1909 г. И.Н. Стрижов писал о целесообразности построить газопровод до г. Грозного [3]. Вопрос извлечения газолина из газа вообще и из компрессорного газа путем перехода от эрлифта к газлифтам в частности был поднят еще до 1913 г. в Баку инженерами фирмы «Товарищества нефтяного производства братьев Нобель» Каспийско-Черноморского общества нефтепромышленного и торгового общества.

В нефтяной промышленности долгое время осуществлялся учет потребляемого газа в весовых единицах эквивалентной нефти. Он был основан на так называемом расходном принципе, то есть по числу паровых котлов, очагов и других газопотребляющих объектов. В зависимости от норм расхода нефти на эти цели (котельная, газовые плиты и др.) число действующих объектов умножалось на норму, и таким путем определялся расход газа. Этот несовершенный способ учета газа практиковался в СССР до начала 1940-х гг., так как нефтетресты не располагали достаточным количеством счетчиков. В 1904 г. в Баку применялась условная единица учета газа в весовых единицах, по которой 1 м3 газа приравнивался к 0,95 кг нефти. Конечно, такой условный способ учета добываемого газа не позволяет судить о подлинных масштабах его добычи, переработки и потребления. Неслучайно в разных источниках объемы добытого газа не совпадают. Очевидно, что при переводе из весовых единиц в объемные авторы пользовались разными коэффициентами.

Установить точно, по каким критериям, какими методиками и какими приборами определялись эти коэффициенты, пока не удалось.

«Когда в 1904 г. Сураханский район официально был признан газоносным, то нефтепромышленникам, получившим участки, было разрешено добывать газ с уплатой попудного сбора из эквивалента 600 кубических футов = 1 пуду нефти. Как проводилось взимание этого сбора, сказать трудно, так как ни законодатели, установившие норму, ни промышленники не имели в своем распоряжении необходимых для измерения счетчиков, и весь подсчет проводился, так сказать, „на глаз“. ...Применение газа в домашнем хозяйстве почти не развивалось. Учет газа проводился...по условному признаку — по расходу воды на парообразование. Расход газа на парообразование 20–25 ведер воды приравнивался одному пуду» [4].

Первый период бурения в Сураханах может быть охарактеризован как «газовый» (от 1901 до 1907 гг.). Для транспортировки газа в Балахано-Сабунчинский район г. Баку (расстояние ≥ 10 км) в этот период рядом фирм было проложено пять газопроводов диаметром от 6 до 14 дюймов*Дюйм (1’’) = 25,4 мм.

При обилии и достаточно большом давлении газ поступал в Балахано-Сабучинский район под собственным давлением. Стремление к получению газа под большим давлением заставляло газопромышленников не останавливаться на недостаточно мощных горизонтах, так как транспортировка газа из них могла осуществляться лишь с использованием механической энергии (установка эксгаустеров и компрессоров). В погоне за даровой энергией целый ряд пластов остался невостребованным в свое время.

Для сжигания газа под топками паровых котлов использовались преимущественно американские форсунки системы Кирквуда. Позже стали применять форсунки местных инженеров — В.Н. Делова, Меликова, Цуринова, Н.Е. Дроздова и др. С появлением первых мощных нефтяных фонтанов в Сураханах в конце 1907 г. «газовый период» этого района закончился, и началась погоня за нефтью. Газ из целевого продукта становится побочным, второстепенным... Нефтепромышленники в поисках нефти приносят в жертву газовые горизонты, а 40—32-дюймовые скважины, изрешетив всю площадь Сураханов, выпускают в воздух сотни миллионов кубометров газа. Статистика, как бы она ни была несовершенна, сразу отразила это характерное явление. Добыча газа со 124 тыс. т в 1907 г. падает до 79 тыс. т в 1908 г., 52,5 тыс. т — в 1909 г. и т.д.

Пятьдесят лет систематической порчи газоносных пластов, в смысле затопления их водой и пуска в воздух газа — слишком продолжительный срок, чтобы ошибки прошлого могли бы быть легко исправлены [1, с. 11].

История индустрии природного газа — история невероятных потерь. Практикуемые методы добычи, транспорта и использования газа являлись источником его потерь, значительно превосходящим количество действительно потребляемого газа.

С. С. Уайер, американский исследователь

Добыча газа в Баку и Грозном

ГодБакуГрозный
тыс. т млн м3тыс. т млн м3
190481,385,0

190692,0 97,0

1908 79,0 83,0

191027,829,4

1912 24,626,0

191426,227,6

191670,5 74,0

191836,0 38,0

1920
1920/2128,930,4

1921/2223,6 24,9

1922/2322,523,7

1923/24 25,927,3 11,612,2
1924/25 84,1 88,542,644,8
1925/26 151,8159,854,557,3
1926/27 159,8 168,283,888,2
1927/28 159,9 168,3 107,1 112,7
1928/29 164,8 173,4 127,4 134,1
1929/30 186,3 196,1 188,8 198,7

Таблица 1
Примечания:

  1. Данные приведены в условных единицах: 1 м3 газа = 0,95 кг нефти.
  2. Операционный год начинался с 1-го октября предыдущего года и заканчивался 30-го сентября следующего года. Например, 1921/22 операционный год — начало 1.10.1921, окончание — 30.09.1922.
  3. В 1927/28 операционном году учтена добыча газа из 588 скважин.

В 1920–1921 гг. в «Азнефти» вся работа по улавливанию газа для нужд сравнительно небольшого числа очагов и нескольких газомоторов была сосредоточена в небольшом отделе, состоявшем из двух-трех работников, возглавляемых энтузиастом газового дела — инженером Анатолием Феодоровичем Семёновым. Пытаясь привлечь к газовому делу внимание общественности и в первую очередь инженерно-технических сил, А.Ф. Семёнов в 1921 г. прочел в Техническом обществе доклад о добыче естественного газа на Апшеронском полуострове и применении этого газа.

В заключительной части доклада, не потерявшего, в известной мере, актуальности до настоящего времени, читаем: «Цель моего доклада и вообще моих работ по добыче, транспортировке и эксплуатации сураханского натурального газа — создать в Баку, на Кавказе и даже по всей России большую газовую промышленность, подобно американской».

Собрание иронически встретило призыв А.Ф. Семёнова. Никто из присутствующих не поддержал его. Газовое дело, будучи пасынком нефтяной промышленности, в то время никого не интересовало. Настроение аудитории перенеслось и на страницы журнала «Народное хозяйство» (1921 — № 6–7), которое сопроводило статью А.Ф. Семёнова рядом замечаний, направленных преимущественно против автора, его деятельности в прошлом, и некоторых технических деталей, но не нашло возможным хотя бы словом обмолвиться о выдвинутых задачах и конкретных предложениях [4, с. 9, 10].

Первое место по добыче и потреблению газа принадлежало США, на долю всех остальных стран приходилось менее 10 % мировой добычи [6].

Добыча газа по странам, тыс. м3

Страны1924 г.1925 г.
США32 324 45033 653 027
Канада421 395472 297
Польша438 004535 093
Румыния362 322
СССР26 800227 700
Югославия
90 000
Италия
6 954

Таблица 2
Примечание. Самая высокодебитная в США скважина (скв. Кейн, Пенсильвания) давала в сутки 2800 тыс. м3 газа (около 1926 г.).

Лишь в середине 1925 г. газовое дело было выведено из товарного управления «Азнефти» с образованием самостоятельного Управления по добыче и утилизации газа (УДУГ) с двумя подотделами — газовым и газолиновым, открыты кредиты, выстроено здание УДУГ и жилые дома для служащих и рабочих. Отдел этот подчинялся непосредственно старшему техническому директору треста. Включая управление и конторы, численность рабочей силы увеличилась в 3,5 раза: с октября 1925 г. по июль 1930 г. со 181 до 640 человек, в т.ч. рабочих со 117 до 485. Наибольшее число работников было занято в Сураханском районе (244 человека); за ним идут Ленинский и Биби-Эйбатский районы (164 и 137 человек). В Сураханском районе из 107 фонтанных скважин в 1928/29 г. газ улавливался лишь из 32 скважин. В других районах газ улавливался из 10...12 % скважин, пребывавших в эксплуатации. Во главе газового дела «Азнефти» стояли А.П. Серебровский, Ф.А. Рустамбеков, М.Х. Шахназаров и А.Ф. Семёнов, кроме того, следует вспомнить бурового мастера Гершберга, работавшего при бурении первой скважины в Сураханах. Информацию о том, как обстояло дело с утилизацией попутного газа в «Грознефти», находим в журнале «Нефтяное хозяйство» за 1926 год [8]: «Обследование скважин, проведенное в 1926 г., показало, что утилизация газа осуществляется неудовлетворительно. На этой группе оборудование для утилизации газа очень ветхое: газопроводы поржавели, по многим газопроводам газ совсем не транспортируется, из общего числа — 139 скважин — газ отбирается только в 39 скважинах и в сутки утилизируется 8459 м3 газа. ...Из 90 скважин, находящихся в эксплуатации, газ отбирается только из 7 скважин».

Для улучшения отбора и утилизации газа в Грозном 1 июля 1927 г. была организована газовая контора «Грознефти».

Американская газовая промышленность была развита значительно лучше нашего газового дела, но и в США газу долгое время не придавали должного внимания.

По свидетельству Д. Хагера:

Считали газ из нефтяных скважин совершенно бесполезным и вместе с тем находили выпуск газа в воздух при эксплуатации месторождения необходимым, чтобы получить максимальный приток нефти в скважину [1, с. 11].

В связи с общей кампанией в пользу охраны нефтяных недр в США был намечен ежегодный созыв конференции для разработки методов рациональной добычи и утилизации газа. Первая такая конференция состоялась в 1926 г. в г. Бартлесвиль в Оклахоме. Конференция наметила объединение исследовательской деятельности в области добычи и утилизации газа различных промышленных, государственных и научнотехнических организаций Америки.

Вопрос об охране нефтяных недр был поставлен на съезде нефтепромышленников США в г. Талсе (Тулсе) в 1925 г., избравшем специальную комиссию для определения правил, регулирующих добычу и утилизацию газа, во главе с крупным нефтепромышленником Э.В. Мерлендом.

Проект выработанных правил предусматривал:

  • принятие мер против обводнения газовых пластов;
  • запрещение выпуска газа на воздух, за исключением случаев, предусмотренных правилами;
  • установление нормы добычи газа и нефти из нефтяных скважин;
  • принятие мер к рациональному сжиганию газа для целей отопления, освещения и изготовления сажи;
  • обязательное извлечение газолина из газа;
  • ограничение добычи газа из газовых скважин 25 % их продуктивности;
  • снятие ограничения на газ, используемый в газлифтах, так как при этом газ возвращается обратно в скважину, оставляя лишь незначительную часть в виде газолина.

В штате Арканзас в специальном законе для нефтяных промыслов имелись пункты, касающиеся охраны газа:

  • бесполезный выход газа на воздух запрещается;
  • выход газа из скважин и потребление его должны замеряться и записываться;
  • каждый проходимый бурением пласт, содержащий газ или воду, должен быть глинизирован или изолирован каким-либо способом от других пластов прежде, чем бурить глубже;
  • расстояние между вышками при бурении на нефть должно быть минимум 92 м, при бурении на газ — 185 м;
  • в районах с большим давлением газа последняя колонна труб в каждой скважине должна быть зацементирована.

Жесткие меры по охране недр и воздушного бассейна имели место и в других странах. В Польше в районе Станислава в 1923 г. горный надзор запретил бурение скважин на ряде участков, где при бурении выделялось большое количество газа, пока промышленниками не будут приняты меры для полной утилизации газа как топлива или для извлечения газолина из газа. Там же при сдаче новых концессий концессионерам вменялось в обязанность устраивать инсталляции для улавливания и утилизации газа. Неисполнение каралось штрафом в один цент за 20 м3 выпущенного газа.

В Трансильвании (Румыния) Горным надзором в целях рационального использования недр (регулирования режима добычи) был предусмотрен предел добычи газа в 25 % от возможного дебита. Сколь серьезное внимание уделялось в США добыче газа, позволяют судить следующие показатели: число скважин по добыче природного газа на 31 декабря 1918 г. составляло по всей Америке 40369 при числе скважин на нефть 203375, т.е. около 20 %. По данным за сентябрь 1924 г., из числа оконченных бурением 1640 скважин число чисто газовых составляло 204, т.е. около 12,5 % [1, с. 57].

Использование натурального газа в США, бывшее предметом рассмотрения на первой конференции по разработке методов рациональной добычи и утилизации газа, получило логическое развитие: в 1929 г. отмечается следующее: «Большая часть газа идет на топливо. Меньшая часть газа идет на предприятия, перерабатывающие газ на более ценные продукты: газолин, сажу, хлористый этилен и другие химические продукты» [9].

Химические продукты, получаемые из натурального газа в США

Рисунок 1

В 1927 г. производство газолина из натурального газа в США превысило миллиард галлонов, гелия — 30 млн футов3, сажи — 198,4 млн англ фунтов. Производством сажи заняты 33 предприятия, владеющие 61 заводом. Хлорэтилен и этиленгликоль имеют большое применение как растворители для производства нитроцеллюлозных лаков. Размер производства хлористого метила, хлороформа и четыреххлористого углерода ограничен небольшим на них спросом со стороны рынка. Многочисленные изыскания произведены для получения метанола.

Советская химпромышленность в это же время почти совсем не использует натуральный газ.

В Баку и Грозном газы применяют частично для компримирования и крекинг-процесса, в Дагестане — лишь в качестве топлива для одного небольшого стекольного завода «Дагогни» (10 машин Фурко). Между тем Союз нуждается в формалине, метиловом спирте, амилацетате, дихлорэтилене и ряде других растворителей. Громадное же количество натурального газа в Дагестане ежегодно идет на воздух [9]. Химические продукты, получавшиеся в 1928 г. из газа в СССР, показаны на рис. 2.

Химпродукты из газа в СССР (1928 г.)

Рисунок 2

Следует отметить, что в США в 1928 г. было добыто 44,5 млрд м3 естественного газа, а в СССР — 0,30 млрд м3, т.е. меньше почти в 150 раз.

Учитывая громадные природные возможности СССР и ожидающее его блестящее будущее в деле добычи и утилизации естественного газа, геолог И.Н. Стрижов в своих выступлениях и статьях неоднократно призывал обратить самое серьезное внимание на дело всестороннего изучения газа и наметил следующую практическую программу.

  1. Организовать изучение газового дела и его преподавание. Учредить в Горной академии, в Высшем техническом училище и в горных институтах кафедры по изучению месторождений естественного газа, по утилизации газа и по газолиновому делу.
  2. Усилить изучение естественного газа в университетах при кафедрах химии, физики, минералогии, геологии и химической технологии.
  3. Учредить в центре, при Теплотехническом институте — институт по газовому делу и в районах — испытательные газовые станции.
  4. Перевести на русский язык наиболее полезные книги по американскому газовому делу.
  5. Переработать и составить монографии о природных газах России.
  6. Открыть периодические курсы по газовому делу для промысловых инженеров и техников.
  7. Установить премии за лучшее руководство по утилизации газа в Баку и Грозном и за открытия и изобретения по газовому и газолиновому делу [10, с. 25, 32].

14–17 января 1930 г. в Москве по инициативе Комитета по химизации была созвана I Всесоюзная газовая конференция, на которой было «обрисовано положение газового хозяйства СССР, ...намечены основные вехи на пути создания этой, новой для страны, отрасли промышленности». Почти 30 специалистов обсудили состояние и перспективы развития и использования природных газов всех химических групп — азотных, углеводородистых, углекислых и т.д. В основном на конференции были представлены геологи и химики. Академик Ферсман Е.А. в докладе «Газовые ресурсы Союза» отметил основные газоносные регионы СССР и назвал их газовым поясом, протяженностью более 12 тыс. км от «Бессарабской границы» через Крым, Кавказ, Туркмению и Казах стан до Сахалина и Камчатки. Практическими вопросами конференции были методики подсчета газовых ресурсов и химанализов газов, разведочное бурение на газ, состояние газового хозяйства в Грозном, Баку, Майкопе и др. Уже тогда химик А.А. Черепенников отмечал:

Не годится сжигать природный газ, когда из него можно получить более ценные продукты химической промышленности [11].

А. А. Черепенников

Исключая районы бакинских и грозненских нефтяных промыслов и чисто газовых месторождений Дагестана, в остальных районах страны газ или вовсе не добывался, или же добывался в незначительных объемах. Даже в таком богатом газом районе, как Майкопский, до начала 1930 г. газ не утилизировался и выпускался в атмосферу («на воздух») в значительных количествах. По данным Н.П. Максимова и И.Н. Тарасова, добыча газа на майкопских промыслах составляла около 300 тыс. м3/сут и могла возрасти до 500 тыс. м3/сут при одновременной эксплуатации всех фонтанных скважин. Состав газа, по данным А.А. Аносова:

  1. Метана 59...71 %.
  2. Этана 11...14 %.
  3. Углекислоты 7...16 %.

Удельный вес по воздуху — 1,03; выход газолина — около 40 г на 1 м3 газа; теплотворная способность 1 м3 газа — 11400 ккал; газовый фактор — 3 %.

Суточный дебит газа из восьми скважин по замерам 1926 г. составлял 6000 м3. Количество газолина, которое можно было извлечь из газа, составило бы 60–80 т/год.

Приведем краткие характеристики газовых месторождений СССР на 1930 г [5].

  1. В Урало-Эмбенском районе добыча газа имеет место на Доссоре. Удельный вес газа — 0,539–0,661. Газ относится к очень бедным. Содержание газолина — 1 г на 1 м3. Теплотворная способность — 8800 ккал. На Макате имели место несколько фонтанов газа, в одном случае — с давлением в 70 атм, что служит достаточно верным признаком надежности района в смысле газоносности. Газ не утилизируется.
  2. Выходы газа в Узбекистане имеются в Санто и Шор-су. В 1928 г. в Шор-су забил мощный газовый фонтан с очень большим дебитом.
  3. В Мелитопольском районе выходы газа обнаружены в связи с бурением артезианских колодцев. Планомерной организации улавливания и утилизации газа не было. Были частичные попытки утилизации газа для освещения и сжигания для бытовых и промышленных нужд. Только в 1929 г. Геолком приступил к разведочному бурению. Скважина № 1 у селения Покровка-Вторая, проведенная на глубину 122,5 м, и скважина № 2 в с. Георгиевка — глубиною 95 м — обнаружили четыре притока газа. Анализ показал для I горизонта — 88 % метана и 12 % азота, для II горизонта — 99 % метана и для III горизонта — 99 % метана. В районе проектируется постройка электрической станции для нужд колхозов с утилизацией газа как топлива.
  4. Керченский полуостров известен многими месторождениями газа метанового порядка (95...97 %). Разведочное бурение в районе обнаружило достаточно мощные притоки газа, в некоторых случаях настолько сильные, что получилось смятие обсадных труб.
  5. Таманский полуостров так же, как и Керченский, богат разбросанными очагами газовых месторождений, связанных с грязевыми сопками. Сильное выделение горючего газа имеет место на берегу Ахтанизовского лимана. Буровая на Капустиной Балке на глубине 362 м обнаружила приток газа с содержанием метана 87,5 %.
  6. В Кубано-Черноморском районе газовые проявления связаны также с грязевыми сопками, тянущимися от станицы Крымской до г. Темрюка. Район почти не изучен. Газы Гнилой Горы содержат 72,5 % СН4 и 26,7 % СО2. Газы горы Шуго — 93,2 % метана и 6,7 % углекислоты.
  7. Сочинский район совершенно не изучен, несмотря на наличие ряда газовых выходов. Состав газа: метана — 35...36 %, азота — 39...45 %. Наличие большого количества азота позволяет допустить содержание гелия.
  8. В Ставропольском районе газ обнаружен в связи с бурением на воду. В прошлом газ утилизировался, теперь же скважины заброшены.
  9. Дагестан является счастливым исключением среди остальных газоносных районов как по сравнительно большой изученности, так и по масштабам разведочных работ. Газ добывается исключительно из верхних пластов с глубины до 50 м. Глубокое бурение в районе показало, что тут богатое месторождение. Одна из скважин с глубины 280 м фонтанировала при давлении 29 атм с суточным дебитом 150 тыс. м3. В настоящее время разведочное бурение ведется значительно шире. Газ состоит из метана — 92 % и углекислоты — 7 %. Теплотворная способность — 8500 ккал. Газовые месторождения обнаружены на небольшом расстоянии от Дагестанских Огней, в местечках Дузлак и Берекей. В последнем газ связан с залежами нефти.
  10. На острове Челекен газ добывается из старых нефтяных скважин. Дебит незначительный. Состав газов: метана — 48...72 %, азота — 16–50 %.
  11. В Чикишлярском районе, вдоль юго-восточного побережья Каспийского моря, из грязевых вулканов выделяются значительные количества газа.
  12. В Ухтинском районе в бассейне реки Печоры известны многие естественные выходы газа, а также из буровых скважин.
  13. В Чусовском районе газ связан с залежами нефти. Состав газа из скважины № 20 Геолкома: метана — 41 %, этана — 20 %, пропана — 20 %, бутана — 14 %.
  14. В Стеклогазе (бывш. хутор Н.А. Мельникова) газ обнаружен в 1906 г. при бурении на воду. Газ утилизировался для нужд стекольного и кирпичного заводов. Вследствие падения дебита газа работа заводов приостановлена. Разведочные работы проводит Геолком. Одна из скважин показала дебит 5000 м3/сутки.
  15. Относительно Приволжского района имеются недостаточно проверенные сведения о выходе газа у Каменного Яра, у горы Богдо и у озера Баскунчак.
  16. Имеются непроверенные сведения о газовых выходах около Ярцево Западной области.
  17. В Прибайкалье выходы газа наблюдаются на громадном протяжении вдоль восточного побережья озера Байкал.
  18. На Сахалине газ выделяется преимущественно из буровых скважин, но имеются и естественные выходы газа.
  19. В Ново-Казанском районе газовые притоки обнаружены при разведочном бурении до глубины 45 м. По данным С.М. Киселева, по району известны 28 газовых очагов.
  20. В Астрахани газ обнаружен в самом городе на глубинах 117 и 204 м.
  21. Инженер А.Л. Гиммельфарб в 1921 г. обследовал газовые месторождения Таврической губернии, где им зафиксированы 25 артезианских скважин с выходами горючих газов.

29 марта 1930 г. Президиум Комитета по химизации постановил поручить ВСНХ СССР: «...2) издать соответствующее постановление: а) о воспрещении выпуска на воздух значительных количеств газа при производстве разведочных и эксплоатационных работ и о принятии мер к использованию или закрытию фонтанирующих скважин, б) о немедленном извещении организациями, производящими буровые работы Главного Геологоразведочного управления ВСНХ СССР о каждом случае обнаружения, при буровых работах, выделения природного газа, обязательным отбором пробы газа для его химического анализа, в) о выполнении детальных анализов, в том числе и на редкие газа, всех вновь обнаруживаемых и уже известных выходов газа с подробным указанием методов производства анализов и условия проб; ...6) учредить ассоциацию лабораторий и отдельных исследователей, ведущих исследовательские работы в области природного газа, имея в виду создание специального Института по природным газам» [12, с. 335, 336, 355].

2–6 апреля 1931 года в Ленинграде проходила II Всесоюзная газовая конференция, созванная по инициативе геологоразведочного управления Госплана РСФСР, треста «Союзгаз» и других учреждений. Председательствовали на конференции «старорежимный» академик А.Е. Ферсман и «красный» академик И.М. Губкин. В конференции участвовало около 200 человек; было заслушано 49 докладов. Александр Евгеньевич Ферсман среди прочих наметил первоочередные районы газоразведки — Мелитополь, Северный Кавказ (в первую очередь Дагестан), Челекено-Чикишлярский район (Туркмения) и Прикаспий. Конференция констатировала, что "средства, отпускаемые на исследовательские работы, совершенно не соответствуют тем большим заданиям, каковые предъявляются газовому делу в связи с химизацией страны«...[12, с. 354]. Были рассмотрены вопросы разведки и эксплуатации газовых месторождений, бурения газовых скважин, выработки сажи и сжиженных газов, организации производства газовых компрессоров и отопительных приборов. Было принято решение о газификации городов Баку, Дербента, Махачкалы и Грозного. Конференция избрала Всесоюзный научный совет по координации всех вопросов, касающихся газовой промышленности. В конце был поднят вопрос об организации периодической печати, посвященной природным газам.

В довоенный период (в 1930-е гг.) добыча газа была теснейшим образом связана с добычей нефти. Однако для нефтяников газ являлся побочным продуктом, поэтому на промыслах имели место громадные потери газа, точных данных по добыче и утилизации газа почти нет. Вот что писал летом 1938 г. председатель Грозненской центральной геолого-технической комиссии (ЦГТК) Г.М. Сухарев в записке о состоянии и фонде скважин в Грознефтекомбинате: «...Трест „Горскнефть“ варварски использует нефтяной газ. Нефть газлифтных скважин поступает в открытые мерники и жирный газ густым непрерывным облаком поднимается над ними. Замеры газовых факторов на промысле не производятся. В настоящее время около 200 тыс. м3 в сутки жирного газа выпускается в атмосферу. В связи с наступлением безветренных дней последнее представляет большую пожарную опасность. Грозненская ЦГТК категорически протестует против выпуска газа и требует немедленно принять соответствующие меры» [13]. Показатели добычи газа по основным районам СССР [14, с. 20], намеченные вторым пятилетним планом, были весьма оптимистичными.

План добычи газа во второй пятилетке, тыс. т

Тресты1933 г.1934 г.1935 г.1936 г.1937 г.Всего
Азнефть6508261000160721746257
Грознефть32034273393311703498
Майнефть2175275936848282849
Эмбанефть345101537
Средазнефть44471029
Туркменнефть369152255
Грузнефть
2481024
Сахалиннефть34691336
Итого1200171523543273424212 785

Таблица 3

Однако реально сделано было очень мало, т.к. разведка газовых месторождений почти не велась, а общий объем бурения на газ в 1935 г. на всех месторождениях составил всего 5500 м, или 82 %. В 1938 г. Госплан СССР рассмотрел вопрос о газификации СССР в 3-й пятилетке. Было намечено восемь основных задач в газовом деле: от подземной газификации углей до производства кислорода и ацетилена для сварки металлов. Решение Госплана СССР от 20 декабря 1938 г. было, по сути, одним из первых директивных документов Правительства СССР по развитию газовой промышленности. Это решение нуждается в тщательном изучении и сопоставлении с государственными решениями более поздних лет. В архивах удалось найти следующий документ, который в общих чертах позволяет судить о принятых решениях.

Председателю Госплана СССР тов. Вознесенскому Н.А.

СПРАВКА
об экспертном совещании по вопросам газификации СССР в 3-й пятилетке

Основные задачи газификации СССР в 3-й пятилетке, с достаточной ясностью выявившиеся на совещании, следующие:

I. Подземная газификация.

II. Газогенераторное хозяйство промышленности.

III. Централизованное снабжение промышленных узлов.

IV. Использование коксовых и доменных газов.

V. Природные газы (ПГ).

В этой области отставание СССР чрезвычайно велико, особенно от США, где при меньших, чем в СССР ресурсах, добыча природного газа составила в 1936 г. более 50 млрд м3/год против 2 млрд м3 в СССР.

Основной задачей 3-й пятилетки является широкое развертывание поисковых работ, разведочного и эксплуатационного бурения по природным газам с тем, чтобы обеспечить к началу 4-й пятилетки:

7. Развитие извлечения газового бензина.

8. Полную замену газом нефтетоплива на нефтяных промыслах и коммунальнобытовых предприятиях в районах нефтепромыслов.

9. Производство жидких и сжатых газов для перевода автотракторного парка в соответствующих районах на газ.

10. Химическую переработку природных газов для производства аммиака, ацетилена, формалина, синтетического спирта и синтетического каучука.

11. Производство газовой сажи для резиновой, полиграфической и других отраслей промышленности.

12. Получение редких газов (гелия и других).

Основными районами добычи ПГ из чисто газовых месторождений в 3-й пятилетке являются:

  • Дагестан;
  • Новороссийский район;
  • Ижмапечорский район;
  • Саратовское Заволжье;
  • Закаспийский район (Чикишляр) — для производства газовой сажи;
  • юг Днепропетровской области;
  • район Керчи.

VI. Строительство сети газонаполнительных станций.

VII. Использование отходящих негорючих газов промышленности.

VIII. Производство кислорода, ацетилена и редких газов.

Намеченные мероприятия позволят в 3-й пятилетке значительно сократить резкое отставание газификации СССР от передовых капиталистических стран (особенно значительное по природным газам — от США и по коксовым газам — от Англии, США и Германии) и создать единственную в мире промышленность подземной газификации, имеющую необозримые технические и социальноэкономические перспективы развития.

Член Госплана СССР

М. Рубинштейн,

11 ноября 1938 г. [15].

В Российском государственном архиве экономики хранится объяснительная записка от апреля 1939 г. к третьему пятилетнему плану, где показана добыча газа в СССР в предыдущие годы.

Добыча природного газа в СССР, млрд м3

ГодОбъем добычи
19300,46
19310,76
19320,92
19331,08
19341,34
19351,64
19361,88
19371,98
19382,01
19392,60 по плану
19427,00 по плану

Таблица 4
Примечание. Добыча газа в США в 1930 г. составила 54,9 млрд м3, а в 1940 г. — 75,3 млрд м3.

Анализ табл. 3 и 4 показывает, что планы не выполнены, и, как теперь известно, они и не могли быть выполнены. Еще хуже обстояло дело с освоением и добычей газа из собственно газовых месторождений. Разведка и эксплуатация газа велась всего на нескольких таких месторождениях. Добыча газа в 1938 г. по этим месторождениям составила около 35,0 млн м3/год [16]. Какие месторождения естественного горючего газа должны были разрабатываться, указано в записке к плану геологоразведочных работ на природный газ в 3-м пятилетии.

Добыча газа из месторождений в 1938 году

Месторождение млн м3/год
Дагестан27
Приазовье12
Ворошиловск3
Мельниково3
Всего35

Основным критерием при выборе объектов геологоразведочных работ на газ в 3-м пятилетии являлась необходимость обеспечить выполнение задания Правительства по добыче 1,1 млн т. (1,375 млрд м3) природного горючего газа в 1942 г. Это задание обусловило выбор основных объектов разведки из числа тех районов, потенциальные возможности которых к настоящему моменту достаточно выяснены ранее произведенными разведочными работами, чтобы можно было без особого риска идти туда с крупными капиталовложениями. Такими районами, безусловно, промышленного значения в настоящее время являются: Дагестан, Верхняя Ижма, Терский хребет, Приазовье и Ворошиловский район. По плановым заданиям эти 5 районов к 1942 г. должны обеспечить добычу газа в 1140 млн. м3, т.е. 83 % всей добычи природного газа. Суммарные капиталовложения в эти районы по плану составляют около 44 млн руб., т.е. 44 % от всей суммы капиталовложений на доразведку и добычу природных газов.

Краткая характеристика этих районов следующая.

Дагестан. По всем третичным месторождениям запасы газа исчисляются в 10...15 млрд м3. Только по месторождению Дагестанские Огни запасы разведанной части определены в 600...800 млн м3. В случае если подтвердится промышленная газоносность нижнего мела, запасы газа еще значительно увеличатся. В эксплуатируемом месторождении Дагестанские Огни годовая добыча в настоящее время — 20 млн м3, суточные дебиты скважин — 30...60 000 м3 при глубинах в 400 м и давлении 32 атм.

Верхняя Ижма. Запасы газа огромны — по категории А2 равны 5,0 млрд м3, по категории С2 равны 35 млрд. м3. Суточные дебиты скважин — 1000 тыс. м3 при глубинах 600...700 м и давлении 50 атм.

Терский хребет. Запасы, разведанные и перспективные месторождений Малгобека, Вознесенки, Горы Горской, Али-Юрта и Эльдарово, исчисляются в 2,4 млрд м3 газа. Учитывая еще неразведанные запасы газовых месторождений Таймаз-Кала, Мужим-биру, Хаян-Корт и Маковкин Хутор, общие запасы газа Терского хребта ориентировочно можно принять в 5,0 млрд м3 газа. Суточные дебиты скважин — в среднем 20...30 тыс. м3 при глубинах в среднем 700 м и давлении от 20 до 50 атм.

Приазовье. Запасы ориентировочно определены 2 млрд м3. Суточные дебиты скважин — 600...700 м3 при глубинах 60...150 м и давлении 0,3 атм.

Ворошиловский район. Разведанные запасы газа — 350 млн м3, по категории С1 равны 115 млн м3 газа, перспективные — 900 млн м3, всего около 1,0 млрд м3. Суточ ные дебиты скважин — 1500...2000 м3 при глубинах 150...200 м и давлении 0,3 атм.

Всего по означенным четырем промышленным районам Северного Кавказа, Крыма и Приазовья суммарные запасы, разведанные и перспективные, определяются примерно в 35 млрд м3 газа, т.е. в первом приближении могут обеспечить амортизацию строительства газопровода.

Кроме пяти промышленных районов, обеспечивающих к концу пятилетия основную добычу природного газа, в форсированную разведку вводятся следующие три новых района: Новороссийский, Керченский и Центральный.

Новороссийский и Керченский районы высокой выявленной газоносности должны обеспечить снабжение топливом крупной местной промышленности. По пятилетнему плану добыча этих двух районов в 1942 г. должна составлять 206 млн м3 газа, т.е. около 15 % всей запланированной добычи. Капиталовложения на эти районы составляют около 24 млн руб. — 24 % от всех затрат на разведку природных газов.

Центральный район стоит особняком, так как по вопросу его форсированной разведки имеется специальное постановление Правительства. Наличие благоприятных геологических структур, отсутствие естественных газопроявлений и полная неразведанность района заставляют подходить с большой осторожностью к его оценке как промышленного газоносного объекта. Поэтому на 3-е пятилетие добыча по этому району вообще не планируется. Намеченные на разведку Центрального района затраты составляют около 20 млрд м3, т.е. 20 % от всех капиталовложений, что дает возможность разведать несколько объектов и получить определенный ответ насчет промышленной газоносности Центрального района.

Наконец, в план геологоразведочных работ включены несколько объектов, промышленное значение которых в течение 3-й пятилетки в основном только выявляется с тем, чтобы в следующем пятилетии на их базе обеспечить значительный прирост эксплуатационных фондов. К объектам этого рода относятся такие крупные и заведомо газоносные области, как Нижнее Заволжье, Калмыцкие степи и Северо-Дагестанская низменность. Сравнительная удаленность от основных транспортных линий и тяжелые географические условия сильно затрудняют первую стадию промышленного освоения этих районов. Добыча в 1942 г. по этим районам планируется небольшая — в объеме 28 млн м3 газа, что составляет около 2 % от всей запланированной добычи. Капиталовложения на разведку составляют около 10 млн руб., т.е. 10 % всех затрат.

В качестве перспективного объекта разведывается Невинномыский район, затраты по которому составляют 3 млн руб. (3 % от всех капиталовложений), что в случае благоприятных результатов разведки даст новое крупное газовое месторождение. Добыча по Невинномыскому району не планируется по тем же соображениям, что и для Центрального района.

При проектировании добычи газа по районам применялись следующие принципы:

  • принималось, что около 70 % разведочных скважин переходят в эксплуатационное состояние;
  • дебиты скважин в разведанных районах приняты средние — по данным пробуренных скважин. В новых районах дебиты приняты ориентировочные.

Предложенный план допускает высокий процент удачных разведочных скважин /переходящих в эксплуатацию/. Однако следует иметь в виду, что внутри плана имеются резервы для возможного увеличения добычи — Центральный и Невинномыский районы, добыча по которым вообще не запланирована. Кроме того, в случае, если разведка Центрального района не оправдает возложенных на нее надежд, то, по крайней мере, половина из ассигнованных сюда средств (порядка 10 млн руб.) может быть своевременно перекинута на разведку других районов, что должно также обеспечить некоторую резервную добычу газа.

Объем намеченных планом разведочных работ выражается в следующих цифрах:

  • общий метраж бурения 213 000 м;
  • количество скважин 580 шт.;
  • количество потребных станков 108 шт.;
  • общие капиталовложения 101,5 млн руб [16].

Программные положения о развитии промышленности природных газов были опубликованы в 1939 г. в журнале «Нефтяное хозяйство», в них были намечены 21 район и возможные объемы добычи попутного нефтяного и природного газа в 3-й пятилетке. В частности, отмечается: «В 1938 г. на нефтяных промыслах Союза было использовано свыше 2 млрд м3 природного газа, из которых 90,7 % падает на долю Азнефтедобычи. В третьем пятилетии предусматривается увеличение добычи газа из нефтегазовых и чисто газовых месторождений в 3½ раза» [17]. Для обеспечения широкого развития газовой промышленности были предложены мероприятия, включающие увеличение объемов разведочных работ, исследований по определению свойств углеводородных газов, по химическому использованию газов и его отдельных компонентов, по получению газовой сажи различными методами, позволяющими повысить процент выхода этого продукта, по организации производства тонкостенных труб различных диаметров, специальных цистерн для жидких газов, баллонов, компрессоров, контрольно-измерительной и регулирующей аппаратуры и приборов для сжигания газов. Основные районы газодобычи в СССР в конце 30-х гг. ХХ в. и химический состав добываемых из них газов, в основном попутных нефтяных, показаны в табл. 5.

Химический состав природных газов СССР (конец 1930-х гг.)

Районы газодобычи H2SCO2O2CO H2CH4C2H6C3H8C4H10N2 +
редкие
Редкие
(Ar, Kr, Xe, Ne, и He)
Ухтинский0,10,2–4,30,2–3,8

57,7–98


1,4–39,80,021–0,539
Верхнекамский0,40,1–48,40,6–19,6
1,9–323,6–75


8,4–79,90,079–0,819
Урал, Верхнечусовские городки
0,2–0,30,4–1,80,4
21,7–924,4–26,21,3–18,70,8–18,26,8–13,10,022–0,144
Стерлитамакский
(Ишимбай)
3,90,6–1,70,2–0,6

17,2–77,65,1–26,71,9–34,80,3–151,8–200,005–0,098
Урало-Эмбенский район
Доссор
2,3–7,20–0,40,3–0,5
91,5–95,3


2–3,20,011–0,036
Макат
0,1–2,40,3–3,7

73,4–94,9


4,7–20,50,016–0,284
Юго-Западное Искине1,415,2
0,1
82,9


0,40,019
Байчунас 1,3–2,41,7–2,20–0,40,2–0,3
93,4–94,2


0,7–3
Новобогатинск
0,2–3,10–0,40,2
93,2–98,4


1–30,052
Тюлюс 0–3,22,6–90–0,10,3–0,5
88–90,5


2,2–6,5
Керченский район
Ст. Владиславовка
3,5–6,50,1–0,5

91,5–95,3


0–1,50,015–0,032
Караларская долина
0,2–2,60,2–0,3

90,5–97


1,5–1,90,012–0,036
Бурашская группа
1,5–30,10,2–0,3

68,2–96


1,2–2,90,008–0,032
Кубано-Черноморский район
Темрюкско-Анапский0–0,30–28,10–0,9

65,3–98


0,1–9,50,012–0,094
Кубано-Черноморский0–4,10–21,30–1,00–0,7
49,9–96,6


0,1–41,40–0,474
Майкопские нефтяные районы
5–6,9


53,6–84,63,5–14,23,9–11,73,3–13,6

Майнефть




72–76,13,7–10,82,9–7,34,6–8,2

Апшеронский0–13,30,2–43,60–3,20,2–10–14,712,9–59,90–56

2,1–51,7
Грозненский район
Новогрозненский,
пласты XVI, XXI и XXII






47–54,710,4–12,415,6–1825,4–31,8

Новогрозненский




43–50,68,1–10,813,5–16,525,7–30

Старогрозненский




55,2–75,86–7,48–15,710,2–21,6

Дагестанская АССР
Дагестанские Огни
5,3–7,850–0,80–1,7
72,5–92,10–6,7

0,5–8,2
Берекей
5,4–90,80–0,80–0,2
8,2–93,6
0,8–3,8
Каякент
1,03–20,110–1,010–1,86
74,1–94,3
0,03–3,85
Туркмения
Челекен0,1–0,60,2–3,580,1–3,70–0,4
53,8–971,3–11,90–5,250,7–4,480–32,50–0,663
Небитдаг
0,44–11,56
65,5–97,40–4,10–130,45–7,4
Боядаг
0,2–1,4
94–980–1,10–0,30,23,7
Чикишкляр0–0,21,5–10,710–0,40–0,6
88,3–96,60–2,930–1,831,182–40–0,355
Копет-Даг0–0,20,4–2,60,5–1,1
0–34,8
21,9–98,40,267–0,996
Каракаленсек0–0,31,04–1,7
98,77
Гаурдак7,1
81,85
11,05
Забайкалье и Прибайкалье
0–96,60–1
0–0,50–99


0–99,6
АзССР, Бакинский район
Кара-Чухур0,03–0,040–12
82–971,8–6,30,46–2,790,65–0,47
КалаСледы0–4
95,2–98,70,5–2,80,1–0,590,31–1,37
Лок-Батан
2–11,4
88,1–93,140,21–1,520–0,530,32–1,66
Балаханы,
Сабунчи-Раманы

6,4–18,4
82,1–89,50,49–1,420,14–0,460,32–1,64
о. Артема
1,4–13,6
80,9–970,93–2,60–0,350,28–2,5
ПутаСледы6–11,2
89,9–92,30,94–1,5
0,24–0,3
СураханыДо 0,10,8–19
76,5–96,71,9–3,90,15–2,20,67–3,25
Биби-Эйбат0,02–0,040–11,2
81,9–972–4,20–0,810,57–3,86

Таблица 5
Примечание. Температура воспламенения метана в воздухе находится между 650 и 750 °С, этана — 520–630 °С. Для подавляющего большинства естественных горючих газов воспламеняемость может быть принята в пределах 550–750 °С.

Газгольдеры как регуляторы давлений и хранилища

В деле добычи и утилизации газа одной из важнейших задач является проблема хранения газа, как искусственного, так и природного. Необходимо связующее звено между его производством и потреблением. Таким звеном являются газгольдеры или газовые хранилища.

Любой резервуар для хранения газа в общем случае называется газгольдером или газоем. Но в газовой промышленности газгольдером принято называть стационарное стальное (чаще всего наземное) сооружение для приема, хранения и выдачи газа в распределительные газопроводы или установки по его переработке и применению. Различают газгольдеры переменного и постоянного объемов. Известны предложения размещения стальных горизонтальных резервуаров в шахтных выработках.

Природный или искусственный резервуар для хранения газа есть газовое хранилище.

Различают газовые хранилища наземные и подземные. Подземные хранилища газа (ПХГ) делят на два типа: в пористых породах и в полостях горных пород. Основное промышленное значение имеют подземные газовые хранилища, которые менее опасны, чем наземные, и стоят во много раз дешевле. ПХГ способны вмещать сотни миллионов и даже миллиарды кубометров газа, занимая малую площадь. ПХГ предназначены для выравнивания суточной или сезонной неравномерности потребления газа, а также служат аварийным резервом топлива и химического сырья.

Когда и где были сооружены первые емкости для сбора, хранения, распределения и регулирования давления газа, сказать однозначно невозможно. Однако известно, что еще в IV в. н.э. в Китае для регулирования соотношения «газ + воздух» использовали большую деревянную камеру, конусообразную бочку, врытую в землю на глубину около 3 м, в которую поступал газ из «огненных колодцев». Значительно позже, в 1816 г. англичанин Сэмюэль Клегг спроектировал цилиндрический газгольдер для сбора, хранения и регулирования давления искусственного газа. Этот газоeм был построен в Великобритании компанией «Лондон энд Вестминстер Гэс Лайт энд Коук».

Газгольдеры строят двух типов: мокрые и сухие.

Мокрый газгольдер состоит из стального колокола, концентрически плавающего в водяном бассейне — железном, кирпичном или железобетонном. Вода служит гидравлическим затвором. При поступлении газа колокол поднимается кверху по особому направляющему каркасу, обеспечивающему правильное положение колокола. Ввод и выпуск газа из газгольдера происходят по трубам, ведущим газ через воду вовнутрь колокола. На рис. 3 представлен газгольдер, использовавшийся при хранении водяного газа, водорода, азота, кислорода и т.п. При производстве и хранении светильного газа применяют раздельные, т.н. телескопические газгольдеры, состоящие из 2–6 звеньев (рис. 4).

Рис. 3
Однозвенный мокрый газгольдер

Рис. 4
Схематический разрез трехъярусного телескопического газгольдера

Верхний край каждого звена (пояса) в таком газгольдере изогнут желобообразно внутрь, а нижний — наружу. Телескопический газгольдер отличается от обыкновенного тем, что по мере выдвижения колокола из воды с нижней кромкой (желобом) последнего сцепляется цилиндрический отрезок в виде большой трубы. Данный цилиндр составляет как бы продолжение цилиндрической части колокола и в месте соединения с таковым образует непроницаемый для газа водяной затвор. Желоба входят один в другой, и вода, находящаяся в нижнем желобе, служит гидравлическим затвором. Гидравлический затвор высотой, соответствующей давлению газа, гарантирует герметичность соединения. Таких цилиндров может быть несколько (до шести), и, естественно, что при выдвижении из воды они, повисая на колоколе, увеличивают его вес, а следовательно, и давление, под которым должен находиться газ. При опускании же колокола цилиндрические части садятся на дно бассейна, облегчая вес колокола, вследствие чего давление последнего понижается. Соотношение между высотой телескопического колокола L (в выдвинутом состоянии) и средним диаметром телескопа Dср обычно берется равным L = от 0,6Dср до 1,0Dср. Высота же цилиндрических частей колокола и подъемов (поясов) h равна L/n, где n — число цилиндрических частей (включается и колокол). Диаметры выбираются соответственно газгольдерной емкости и высоте, причем каждый последующий внутренний диаметр цилиндрического подъема больше вышележащего на тройную величину кольцевой чаши водяного затвора. Ширина получает следующие значения: для малых газгольдеров — 200 мм, для средних и больших — 250 мм, для очень больших — 300 мм. Глубина же кольцевой чаши никогда не бывает меньше 400 и больше 600 мм. Соотношение между диаметром отдельного подъема и его высотой обычно берется Dn = от 4h до 5h. Объем телескопического газгольдера в выдвинутом виде может быть первоначально определен по среднему диаметру и высоте:

Более тщательно он подсчитывается по диаметрам и высотам отдельных подъемов. При этом нужно иметь в виду, что полезным объeмом является только объeм цилиндрических частей колокола и «подъeмов», а объeм шарового сегмента

(где f — высота шарового сегмента; Dк — диаметр колокола) участия в отдаче газа не принимает, ибо наполняющий его газ может быть извлечeн из него только при помощи особых манипуляций (открытие газа вверху). Давление газа, находящегося в колоколе, должно быть достаточно, чтобы заставить телескопический колокол свободно плавать в воде, т.е. должно быть равно весу колокола. Это условие приводит к тому, что между давлением газа P и весом колокола G (в выдвинутом положении) существует следующая зависимость: P = G/S, где P — давление, кгс/м2 или мм вод. ст.; G — вес колокола, кгс; G = ∑Gn.

Горизонтальное сечение колокола, м2; Dср — диаметр колокола, м.

Зависимость

с достаточной точностью позволяет определять давление при полностью выдвинутых частях газгольдера. Более тщательно давление рассчитывается по точным величинам внутренних диаметров и высотам отдельных подъeмов. В системе СИ следует определять давление в H2 (Па) по формуле P = G/S, тогда вес колокола принимать в H.

Самый крупный водяной газгольдер емкостью 300 тыс. м3 был построен в Лос-Анджелесе (США). Сухие газгольдеры начали строить около 1917 г. Они имеют несколько преимуществ перед мокрыми: во-первых, отсутствие водяного бассейна; во-вторых, отпадает необходимость греть зимой воду во избежание замерзания; в третьих, уменьшается строительный вес и т.п. Сухой газгольдер (рис. 5) представляет собой многогранную призму, внутри которой под давлением газа движется шайба-поршень, заменяющая колокол водяных газгольдеров. Непроницаемость достигается с помощью сальника, плотно прилегающего к стенкам кожуха, и смоляного гидравлического затвора 1. Для регулирования давления в газгольдере шайба-поршень нагружается бетонными плитами, масса которых определяется в зависимости от установленного давления. При работе часть смолы просачивается через сальник и стекает по стенкам в специальные колодцы внизу газгольдера. По мере накопления в колодцах смолы она насосами автоматически перекачивается в затворы. Крыша шайбы (поршня разделителя) соединяется с крышей газгольдера складной лестницей, позволяющей спускаться на поршень для осмотра и ремонта. Вентиляция между поршнем и крышей газгольдера естественная, через вытяжной люк.

19 декабря 1928 года в Чикаго был построен крупнейший сухой газгольдер на 600 тыс. м3 диаметром 80 м и высотой 119 м. Все газгольдеры указанных выше типов рассчитаны на небольшое давление газа в пределах 50...300 мм вод. ст. В 1920-е гг. начали строить газгольдеры в виде герметичных цилиндрических резервуаров, рассчитанных на давление 3...4 атм (0,3...0,4 МПа). Уже после 1925 г. в США начали сооружать газгольдеры шарообразной формы. Первый газгольдер подобного типа диаметром 17 м был построен фирмой Horton.

Достаточно сказать, что стоимость газгольдера для хранения единицы объема газа по американским данным превышает стоимость газа в 750 раз; то же самое, взятое для жидкости, — в 0,29 раза; т.е. газгольдер обходится почти в 2200 раз дороже, чем резервуар для хранения нефти [1, с. 248].

В связи со строительством газопроводов высокого давления с последующим автоматическим редуцированием давления к газораспределительным сетям функция газгольдеров как регуляторов давления отпала. Их использовали лишь как запасные хранилища. Кроме неподвижных металлических газгольдеров применялись еще переносные матерчатые газгольдеры, предназначенные для непродолжительного (2–5 дней) хранения и переноски газа. Они имели форму цилиндра с днищами в виде полушарий. Такие газгольдеры изготавливали из двухслойной косодублированной (основа одного слоя расположена под углом в 45...60° к основе другого слоя) прорезиненной хлопчатобумажной ткани; материя иногда имела резиновый слой и с внутренней стороны. Газопроницаемость двухслойной материи составляла 4...6 л газа с 1 м3 в сутки, масса 1 м2 материи была не более 0,35 кг; газопроницаемость трехслойной — 3...4 л из 1 м3 газа в сутки, масса 1 м2 — 0,4 кг. Конечно же никакие наземные газгольдеры не идут в сравнение с подземными хранилищами газа ни по объемам хранения, ни по степени безопасности.

Рис. 5
Схематический разрез сухого газгольдера и конструкция уплотняющего кольца-шайбы (1)

Интересна история создания первого ПХГ в США. В районе Зоар (Zoar), вблизи Буффало (штат Нью-Йорк), в качестве газгольдера использовали истощенный нефтяной пласт. По утверждению журнала Oil and Gas Journal, в 1918 г. (по другим сведениям — в 1916 г.), добыча уменьшилась настолько, что стала нерентабельной, и тогда в виде опыта в скважины накачали 1280 тыс. м3 газа, каковое количество, без каких-либо потерь, было добыто обратно зимой. С тех пор этим пластом систематически пользуются для накачивания в него летом избыточного газа с тем, чтобы выкачивать его зимой, когда потребление газа сильно возрастает. Фирма Carnegie Natural Gas Co систематически закачивала в пласт на глубину 350 м в Кентукки летние избытки газа в объeме 920 млн м3 ежегодно с обратным получением всего объема в зимнее время. «Накачка газа производилась в 80 скважин, распределенных на площади в 27 кв. миль. При этом установлено, что каждые 6 млн м3 накачанного газа вызывали поднятие давления в пласте на 0,07 атм, с соответственным понижением при обратной отдаче пласта и с более или менее близкой подчиненностью закону Бойля — Мариотта» [1, с. 246]. Это количество газа в 6 раз превышает суммарную eмкость всех газгольдеров в США и показывает роль ПХГ в деле регулирования газоснабжения и газодобычи.

Известны опыты закачки в истощенные нефтяные пласты низкокалорийных искусственных газов, которые поступают обратно с большей теплотворной способностью, т.е. обогащенные. В истощенные пески в районе Питсбурга (Пенсильвания) на глубину 900 м под давлением от 2 до 5 атм закачали 920 тыс. м3 искусственного газа, обратно было получено 1050 тыс. м3. Примеры увеличенной отдачи газа против закачанного количества имелись и в других районах. Причина этого явления сложна и требует дополнительного изучения, но не исключено, что это увеличение вызвано несовершенством средств измерения расхода газа.

Другим важным следствием хранения газа в истощенных нефтяных пластах является обогащение сухого газа за счет продуктов испарения нефти в пласте, не поддающихся извлечению при существующих способах добычи.

Первое в СССР Калужское ПХГ было введено в эксплуатацию в 1959 г.

Сжатый газ

В 1938–1939 гг. в СССР было намечено сооружение нескольких газонаполнительных станций для снабжения сжатым газом автотранспорта. Первая газонаполнительная станция была принята в эксплуатацию в Мелитопольском районе (Приазовье) в 1939 г. На этой станции был установлен четырехступенчатый компрессор завода «Борец» производительностью 180 м3 с давлением 220 атм. Для питания газом было переоборудовано 5 полуторатонных и 18 трeхтонных грузовых автомашин и один трактор [18]. Московская газонаполнительная станция была введена в эксплуатацию в 1939 г. Станция питалась городским светильным газом. Был установлен электроприводной компрессор с производительностью 180 м3. В г. Горловке газонаполнительная станция на обогащенном коксовом газе была введена в строй в 1939 г. Она снабжала газом не только автотранспорт, но и жилой четырехквартирный дом. В 1940 г. было организовано баллонное газоснабжение ещe девяти домов. Сооружение газонаполнительных станций было намечено перед Великой Отечественной войной также в городах: Сталино (Донецк), Макеевке, Енакиево, Серго (Стаханов), Мариуполе, Днепропетровске, Харькове, Одессе и др. Газовое дело предполагает использование сжатых газов в различных отраслях промышленности, в том числе и в газосварочном деле. Для ремонта машин и оборудования, а также для обслуживания различных отраслей промышленности и подготовки газосварщиков были необходимы кислород и ацетилен.

Еще в 1926 г. Правительством был заключен концессионный договор с американской фирмой об образовании в СССР смешанного акционерного общества «Рагаз» в целях постройки пяти кислородных заводов, производства автогенной аппаратуры и организации ряда сварочных мастерских и школ для подготовки квалифицированной рабсилы [19]. Первые кислородные заводы были построены в Западной Европе в 1903 г., в Америке — в 1906 г., в России — в 1909 г. Начало карбидного производства (СаС2) за границей в заводском масштабе относится к 1900 г., первый же карбидный завод в России был построен в 1912 г. в Санкт-Петербурге. К 1914 г. относится начало производства карбида в Замбковице (Польша). С 1912 по 1917 гг. в России было построено свыше 20 кислородных установок в Санкт-Петербурге, Москве, на Украине, Кавказе и в Крыму. Кроме того, был построен карбидный завод в Баку. Выработка карбида кальция в России (включая завод в Польше) в 1914 г. составляла 1720 т, импорт равнялся 1230 т. Следует, однако, отметить, что карбидные установки не покрывали потребности Союза в карбиде [19], импорт карбида составлял значительную величину, а потребности росли.

Потребности СССР в карбиде кальция

ПоказательГод
1923/19241924/19251925/19261926/1927
Импорт, т3956028752200
Потребность, т (%) 5660 (100)9639 (170,4)13 193 (233,2)16 160 (285,7)
Таблица 6

Сжиженный газ

Началом развития промышленности жидких горючих газов следует считать 1904 г., когда инженер Блау соорудил в г. Аугсбурге первую опытную установку по производству жидкого газа, получившего название «блаугаз». Сжиженный природный газ на рынке США появился в начале 1920-х годов под названием «кухонного топлива», т.к. преимущественное применение находил для домашних нужд. Одним из первых заводов, организовавших у себя производство жидкого газа, был завод «Бредфорд Гэзолин Корп» в Пенсильвании [20, с.130, 131]. Жидкий (сжиженный) газ поставлялся на рынок под двумя марками: сварочное топливо и кухонное топливо.

Хранение продукта, его транспорт и распределение являлись значительно более сложными операциями, чем само производство сжиженного газа. Если на получение продукта затрачивалось всего около 15 % от общих капитальных затрат, то на приобретение тары, перевозку и отпуск потребителям уходило 85 % общих затрат. В 1931 г. возникла мысль об организации производства сжиженных газов в СССР. «В этом направлении ведутся работы в г. Грозном под руководством одного из крупнейших специалистов Америки — Дж.А. Бурреля (G.A. Burrell). Уже в настоящее время в процессе стабилизации весьма летучего грозненского газолина из газа получается без особенных затрат жидкий газ, названный грозненцами „газо-бензином“, находящий применение в деле резки железа и сварки цветных металлов и чугуна» [20, с. 140]. В первой половине ХХ в. был поставлен вопрос: «Может ли быть отвержден газ»? Задача была решена следующим образом. В качестве дисперсионной среды применили поливиниловый спирт, а дисперсной фазой является бутан. Поливиниловый спирт образует пленку в виде сот (пену), разделяющих капельки бутана. Двадцатипроцентный раствор формалина переводит всю массу в твердое состояние, образуется брикет, похожий на губку. Если его подвергнуть сжатию, то бутан начнет выделяться в свободном состоянии и может быть использован как горючее. Брикеты удобно транспортировать и хранить. «Твердый газ» можно держать долгое время под водой. Это важно при различных экспедициях на Севере, рыбных промыслах и в других случаях, когда нельзя воспользоваться обычными средствами транспорта и хранения [21, с. 100].