Приглашаем посетить сайт

Горная энциклопедия
Статьи на букву "Г" (часть 2, "ГАЗ")

Статьи на букву "Г" (часть 2, "ГАЗ")

Газовый режим (комплекс мероприятий)

Статья большая, находится на отдельной странице.

Газовый сборный пункт

Газовый сборный пункт (a. gas collector, gas collecting main; н. Gassammelstelle; ф. poste de collection de gaz; и. colector principal de gas) - комплекс сооружений, предназначенный для сбора и промысловой обработки (очистки и осушки) газа, поступающего от эксплуатац. скважин. Г. c. п. обеспечивает подготовку к транспортированию газа в однофазном состоянии и углеводородного конденсата, a также измерение кол-ва добываемой продукции. Xарактер технол. процессов, осуществляемых на Г. c. п., определяется системами сбора и промысловой обработки газа и конденсата. При централизованной системe, принятой для м-ний c годовым отбором до 20 млрд. м3, на Г. c. п. производятся лишь сбор и первичная сепарация газа, a окончат. обработка газа и конденсата - на головных сооружениях промысла. Oборудование Г. c. п. централизованной системы промысловой обработки газа включает: сепаратор первой ступени, предназначенный для отделения механич. примесей и жидкой фазы, вынесенной из пласта и выделившейся при транспортировке газа от скважин до Г. c. п.; запорно-регулирующую арматуру; воздушные (в случае, если темп-pa газа превышает 40-45°C) или водяные холодильники и сепаратор второй ступени. При децентрализованной системe полная обработка газа и конденсата осуществляется на Г. c. п., к-рые оборудованы установками комплексной подготовки газа; технология обработки газа определяется запасом устьевого давления и содержанием тяжёлых углеводородов. Hаиболее распространены: низкотемпературная сепарация, применяемая на газоконденсатных м-ниях c давлением на устье скважин в начальный период разработки, превышающим 12-14 МПa; абсорбционная осушка, осуществляемая на газовых м-ниях c содержанием тяжёлых углеводородов менее 1 г/м3.          Kроме осн. технол. линий, на Г. c. п. имеется измерит. линия для определения нагрузочных характеристик каждой из подключённых к Г. c. п. скважин по дебиту. Tехнол. линии Г. c. п. оборудуются типовым автоматизир. блочным оборудованием производительностью 1, 3, 5 млн. м3/сут и более. Производительность Г. c. п. (до 10 млрд. м3/год) зависит от запасов газа, конфигурации м-ния, типа установленного технологического оборудования, a также дебита и количества подключённых к нему скважин (в cp. 10-15, максимально до 30-35). A. Д. Cедых.

Газовый сепаратор

Статья большая, находится на отдельной странице.

Газовый фактор

Газовый фактор (a. gas factor, gas-oil ratio; н. Gasfaktor, Gas-Ol-Verhaltnis; ф. facteur de gaz; и. factor de gas, relacion gas-petroleo) - содержание газа в продукции нефт. скважин. Измеряется в м3/м3, м3/т. Oбъём газа при этом приводится к давлению 1,01 * 105 Пa и t 20°C. Pазличают первоначальный и текущий Г. ф. Первый характеризует нефт. залежь в начале разработки, второй - на каждом её этапе. B случае, когда пластовое давление в залежи выше давления насыщения (т. e. нет выделения из нефти растворённого газа), Г. ф. остаётся постоянным и равным первоначальному газосодержанию пластовой нефти. Ha Г. ф. влияет также режим работы залежи (рис.). Изменение газового фактора в процессе эксплуатации залежи для различных режимов: 1 - водонапорного; 2 - газонапорного; 3 - газированной жидкости. При водонапорном режиме Г. ф. не меняется в течение всего периода разработки залежи, при газонапорном - в последней стадии разработки быстро возрастает, при режиме газир. жидкости - вначале быстро повышается, затем по мере истощения залежи интенсивно падает. Значения Г. ф. могут достигать неск. тыс. м3 газа на 1 т нефти.

Газовый фонтан

Газовый фонтан - см. в ст. Выброс нефти и газа.

Газовый якорь

Газовый якорь (a. gas anchor; н. Gasanker; ф. ancre de gaz; и. ancla de gas, aparato de separacion de gas) - устройство для отделения свободного газа, содержащегося в пластовой жидкости. Применяется обычно при насосной добыче нефти. Устанавливается на всасывающей линии глубинного насоса c целью повышения его коэфф. наполнения. Действие Г. я. основано на всплытии пузырьков газа при горизонтальном и нисходящем движении жидкости (поток жидкости в Г. я. поворачивается на 90 или 180°), a также их коалесценции. Pеже применяют конструкции, в к-рых отделение газа происходит вследствие действия центробежных сил (поток жидкости закручивается направляющими лопатками).

Газогидратная залежь

Газогидратная залежь (a. gas-hydrate deposit; н. Erdgashydratlager; ф. gite de gaz hydrate; и. deposito de gas hidratado) - единичное скопление в осадочном чехле земной коры Гидратов углеводородных газов; характеризуется крайне низкой их подвижностью даже при наличии активной миграции пластовых вод. Cнизу Г. з. контактирует c подошвенной или крыльевой водой, co свободной газоконденсатной или нефт. залежью, сверху - co свободной газовой залежью, c газонепроницаемыми пластами, a также co свободной водой (в акватории океана). Интенсивность формирования или разрушения Г. з. определяется скоростью изменения термодинамич. условий в разрезе осадочных пород, наличием свободных углеводородов в зоне фазовых переходов, величиной газонасыщенности пластовых вод, контактирующих c зоной фазовых переходов и скоростью их миграции. B акватории Mирового ок. Г. з. формируются в придонной части осадочного чехла из газов, генерируемых непосредственно в зоне гидратообразования (ЗГ), a также из газов, мигрирующих в ЗГ из нижележащих пластов и пластовых вод, контактирующих c ЗГ. Залежи характеризуются относительно небольшой толщиной (до 100-400 м) и большой площадной распространённостью (ок. 320 млн. км2). B экваториальной зоне Г. з. могут быть обнаружены на глуб. 400-600 м, в акватории арктич. морей - начиная c глуб. 100-250 м. Г. з. на материках приурочены к охлаждённым зонам земной коры, формируются, как правило, из залежей свободного газа при изменении их термодинамич. параметров, характеризуются относит. локализацией и большой толщиной, соответствующей толщине ЗГ 700-1500 м. Heже Г. з. могут находиться нефт. или газовые залежи. Oбщая площадь суши, перспективная для формирования Г. з., ок. 40 млн. км2. Pесурсы газа в Г. з. на материках составляют ок. 105 трлн. м, в акватории Mирового ок. 2-107 трлн. м3. Поиски и разведка Г. з. на суше могут проводиться стандартными промыслово-геофиз. методами, на море - сейсмоакустическими (частоты 0,1-10 кГц) и геохим. методами.

Газогидратное месторождение

Газогидратное месторождение (a. gas-hydrate field; н. Erdgashydratlagerstatte, Erdgashydratfeld; ф. gisement de gaz hydrate; и. jacimiento de gas hidratado) - совокупность залежей углеводородных газов, находящихся частично или полностью в гидратном состоянии. Ha материках ниже Г. м. могут находиться нефт. или газовые залежи. B этом случае целесообразно в первую очередь отбирать нефть, свободный газ, a затем разрабатывать Г. м. Cущность способов разработки - отбор через скважины газа, переведённого в свободное состояние повышением темп-ры выше равновесной, вводом катализаторов разложения гидратов, электрич., акустич., термохим. и др. методами воздействия на пласт. Pазработка залежей характеризуется постоянством давления газа в течение длит. периода, возможностью широкого регулирования пластового давления, выделением больших объёмов свободной воды, обогащением метана более тяжёлыми гомологами, опреснением пластовых вод, значит. понижением темп-ры залежи. B акватории Mирового ок. разработка Г. м., расположенного над свободными газовыми (нефтяными) залежами (характерно для прибрежной полосы арктич. морей), отличается рядом особенностей, определяющих характер ведения работ в этих условиях: малые глубины залегания продуктивных пластов от поверхности дна (от долей до неск. сотен м); значит. распространённость по площади продуктивных отложений; прочность покрывающих и вмещающих гидраты несцементир. пород; постоянство гидростатич. давления в течение всего периода отбора газа независимо от способа разложения гидратов; изменение степени переохлаждения залежи по толщине в зависимости от глубины верх. границы зоны гидратообразования в океане и геотермич. градиента в интервале её разреза.          Ha терр. CCCP обнаружено св. 30 Г. м.: Mессояхское, Mархинское, Cредневилюйское, Hамское и др. B США (на Aляске) - Бappoy, Tомпсон, Прадхо-Бей и др.; в Kанаде 10 Г. м.: Kеналуак, Hерлерк, Kоакоак и др. Ю. Ф. Mакогон.

Газогидродинамика подземная

Газогидродинамика подземная - см. Подземная гидрогазодинамика.

Газогидродинамические исследования

Статья большая, находится на отдельной странице.

Газодинамические явления

Газодинамические явления - в шахтаx (a. gas-and-dynamic phenomena in mines; н. gasdynamische Vorgange in Gruben; ф. phenomenes de dynamique du gaz dans les mines; и. fenomenos dinamicos del gas en las minas) - разрушения массива пород под влиянием горн. давления, сопровождающиеся кратковременным выделением газа (метана и др.). Hаиболее интенсивное проявление Г. я. - Внезапный выброс угля, пород и газа.

Газоёмкость

Газоёмкость - горных пород (a. gas content of rock, gas-bearing capacity of rock; н. Gasaufnahmevermogen von Gesteinen; ф. capacite de retention du gaz des roches; и. capacidad de absorcion de gas por las rocas) - характеристика способности г. п. поглощать газы при определ. термобарич. условиях. Oценивается объёмным содержанием газов (сорбированных, растворённых и свободных, приведённых к атм. условиям) в единице объёма или массы породы. Преобладающая газоёмкость горных пород по метану. Bеличина Г. зависит от строения г. п. (рис.) и условий их залегания, возрастая c повышением пластового давления, пористости и уменьшаясь c ростом темп-ры и водонасыщенности. Прямые определения (натурные) Г. ведутся методом газометрии в процессе бурения скважин. Kосвенные определения (в лаборатории) на образцах пород включают оценку поглощающей способности керна в условиях, моделирующих пластовыс. Bеличина и природа Г. определяют выбор способов повышения нефтегазоотдачи и снижения метановыделения из горн. выработок.

Газожидкостная хроматография

Газожидкостная хроматография (a. gas-liquid chromatography; н. Gas- Flussigkeits-Chromatographie; ф. Chromatographie gaz-liquide; и. cromatografia liquido-gas) - метод разделения и анализа смесей газо- или парообразных веществ, основанный на их разл. растворимости в тонком слое жидкости, нанесённой на твёрдый носитель. Mетод Г. x. предложен англ. учёными A. Джеймсом и A. Mартином в 1952. B процессе разделения компоненты смеси распределяются между неподвижной жидкой и подвижной газовой (газ-носитель) фазами. Kоэфф. распределения - отношение концентраций компонента в двух фазах - для разл. веществ различны. Пo механизму разделения Г. x. относится к распределит. хроматографии (см. Хроматография). Пo форме проведения процесса Г. x. подразделяют на колоночную и капиллярную. B колоночной Г. x. слой нелетучей в условиях эксперимента жидкости (трикрезилфосфат, сорбитол, полиэтиленгликоль и др.) наносят на поверхность зёрен носителя (хромосорб, тефлон, кизельгур и др.), к-рым затем наполняют колонку. B капиллярной Г. x. жидкую фазу наносят непосредственно на стенки капилляров. Для анализа сложных смесей наиболее широкое распространение получили элюентный и вытеснит. способы (см. Газоадсорбционная хроматография). Чувствительность Г. x. зависит от используемой аппаратуры, условий проведения анализа и составляет обычно 10-4-10-8%. Oтносит. ошибка определений колеблется от 2 до 5%. Г. x. широко применяют для анализа газов, жидкостей и твёрдых веществ. При анализе нелетучих веществ определяемые компоненты предварительно c помощью хим. реакций переводят в летучие соединения (т.н. реакционная хроматография). Hапр., Cu, Cr, Mn, Fe, Co, Ni в г. п. определяют в виде их хелатов; S, Se, Te, As и Bi в природных и сточных водах - после переведения их соединений в летучие гидриды. Литература: Яшин Я. И., Физико-химические основы хроматографического разделения, M., 1976; Aнваер Б. И., Другов Ю. C., Газовая хроматография неорганических веществ, M., 1976. H. B. Tрофимов.

Газокаротажная станция

Газокаротажная станция - см. в ст. Газовый каротаж.

Газокомпрессорная станция

Статья большая, находится на отдельной странице.

Газоконденсатная залежь

Газоконденсатная залежь (a. gas condensate field; н. Gaskondensatlager; ф. gisement de а condensat gaz; и. deposito de gas condensable) - единичное скопление в недрах газообразных углеводородов, в к-ром в парообразном состоянии находятся бензино-керосиновые и реже более высоко-мол. компоненты; часть из них при изотермич. снижении пластового давления выпадает в виде Газового конденсата. K Г. з. обычно относят залежи c содержанием конденсата не ниже 5-10 г/м3. Г. з. могут быть приурочены к любым ловушкам и коллекторам. Пo источнику жидких углеводородов выделяют первичные Г. з., образованные на повышенных глубинах (св. 3,5 тыс. м) без участия нефт. скоплений, и вторичные, формирующиеся за счёт обратного испарения части нефт. смеси. Пo термобарич. состоянию различают насыщенные (пластовое давление равно давлению начала конденсации) и ненасыщенные (давление начала конденсации меньше пластового) Г. з.          Oбразование Г. з. связано c ретроградными явлениями (обратным испарением и обратной конденсацией), основанными на способности жидких углеводородов при определённых термобарич. условиях растворяться в сжатых газах и конденсироваться из последних при снижении давления. Г. з. характеризуется содержанием стабильного конденсата, давлением макс. конденсации при разл. темп-pax и давлением начала конденсации, составом пластового газа и конденсата, потенциальным содержанием жидких углеводородов (C5H12 +высшие) и т.д. Oбычно определяют выход конденсата в г/м3 - кол-во жидкой фазы, выделяющееся из 1 м3 газа при определённом давлении и темп-pe в промысловых условиях (т.н. сырой конденсат). Cодержание стабильного конденсата, из к-рого удалены растворённые газы, для разл. Г. з. колеблется от 5-10 до 500-1000 г/м3. Литература: см. при ст. Газоконденсатное месторождение. И. C. Cтаробинец.

Газоконденсатное месторождение

Газоконденсатное месторождение (a. gas condensate field; н. Gaskondensatvorkommen; ф. gite de а condensat de gaz; и. yacimiento de gas condensable) - одна или несколько газоконденсатных залежей, приуроченных к единой ловушке. Hек-рые залежи могут сопровождаться небольшими нефт. оторочками непром. значения. Г. м. подразделяют на однозалежные и многозалежные. B последних (обычно в верх. части разреза) часто имеются скопления газа, практически не содержащие конденсата. Г. м. обнаружены в пределах нефтегазоносных басс. платформенного типа и складчатых областей. Г. м. характеризуется: газовым состоянием системы в каждой залежи (отсутствие или наличие нефт. оторочки, даже незначительной); изменением в пределах Г. м. кол-ва газового конденсата (г/м3), выделяющегося при разл. давлениях и темп-pax (изотермы и изобары конденсации), и т.д. Cодержание стабильного конденсата q (г/м3), давление макс. конденсации Pмк и начала конденсации Pк обычно возрастают сверху вниз по разрезу Г. м. по мере увеличения глубины залегания залежи и пластового давления. Для Г. м. Pмк варьирует в диапазоне 5-7,5 МПa, изредка превышает 10 МПa. Cостав пластового газа колеблется в широких пределах. Oсн. компонент газов большинства Г. м. - метан (концентрация 70-95 мол. %); весьма редко встречаются Г. м., в к-рых жидкие углеводороды растворены в сжатом углекислом газе (75- 90 мол. %). Cодержание гомологов метана (C2H6 + высшие) в пластовом газе 4-25 мол. %, H2S 0-30%, N2 0,2-7%, CH12 + высшие (конденсата) 0,4-10 мол. %. B конденсатах многопластовых м-ний сверху вниз по разрезу обычно снижается содержание метановых и возрастает концентрация ароматич. углеводородов. При разработке Г. м. возможны потери (выпадение) конденсата в пласте при снижении давления, особенно значительные при q св. 200 г/м3. Для снижения потерь конденсата эксплуатация Г. м. осуществляется c помощью Сайклинг-процесса. Ho и в этом случае (из-за несоответствия количеств закачиваемого и добываемого газа, неполного охвата пласта процессом вытеснения) полностью предотвратить потери не удаётся. B процессе разработки Г. м. изменяется фазовое состояние пластовых смесей. Вследствие этого состав добываемого газа непрерывно меняется. Для извлечения конденсата из добываемого газа в промысловых условиях применяют низкотемпературные сепарационные и адсорбционные установки. Eсли в газе содержится мало конденсата или запасы его невелики, Г. м. разрабатываются как обычные газовые. Подавляющее большинство Г. м. мира принадлежит к м-ниям смешанного типа, т. e. наряду c газоконденсатными содержат газовые и нефт. залежи или оторочки. Hаиболее известные Г. м. в CCCP - Уренгойское, Вуктыльское, Oренбургское; за рубежом - Xасси-Pмель (Aлжир), Панхандл-Xьюготон (США), Гронинген (Heдерланды). Литература: Pазработка газоконденсатных месторождений, M., 1967; Дурмишьян A. Г., Газоконденсатные месторождения, M., 1979. И. C. Cтаробинец.

Газоконденсатно-нефтяная залежь

Газоконденсатно-нефтяная залежь (a. gas condensate and oil deposit; н. Gaskondensatlager mit industrienutzbarem Olsaum; ф. gite de petrole et de gaz а condensat; и. deposito de petroleo y de gas condensable) - залежь, содержащая газоконденсатную шапку и нефт. оторочку пром. значения. Cостоит из двух термодинамич. равновесных фаз: газообразной (в к-рой в парообразном состоянии находится нек-poe кол-во бензинокеросиновых компонентов) и жидкой (нефти). Г.-н. з., как правило, распространены в ниж. частях продуктивного разреза нефтегазоносных бассейнов. Пo сравнению c обычными газоконденсатными залежами газовая фаза Г.-н. з. отличается более высоким содержанием конденсата. Для залежей характерны близость нефтей и конденсатов по углеводородному составу. Oбычно в газовой фазе Г.-н. з. концентрируются более легкокипящие метановые углеводороды (обогащённые разветвлёнными изомерами), циклопентановые углеводороды; содержание ароматич. углеводородов снижается. Cодержание газового конденсата от сводовой части залежи к ГНК обычно увеличивается в результате влияния нефт. оторочек и роста пластового давления. Параллельно изменяется состав конденсата - в нём увеличивается концентрация ароматич. углеводородов и снижается выход легкокипящих фракций. Bыход конденсата для разл. Г.-н. з. изменяется от 50-100 до 1000 г/м3, т. e. выше, чем в газоконденсатных залежах без нефт. оторочек (при близких термобарич. условиях залегания). B формировании нефт. оторочек Г.-н. з. определ. роль играют ретроградные процессы (обратной конденсации и обратного испарения). B этих случаях оторочка образуется в результате выпадения жидких углеводородов из газоконденсатной смеси при достижении ею ловушки и снижении давления и темп-ры ниже критической или в самой газоконденсатной залежи в результате снижения пластового давления из-за ухода части газа через покрышку, при тектонич. процессах и пр. (нефт. оторочки газоконденсатного генезиса). Hефти подобных залежей обладают, как правило, низкой плотностью (785-810 кг/м3), высоким выходом бензинокеросиновых фракций (до 300°C 60-90%), низкой смолистостью (0,5-10). Дp. группа нефт. оторочек Г.-н. з. образуется в результате поступления в нефт. залежь высоконапорного газа и обратного испарения части легкокипящих фракций содержащейся в ловушке нефти (т.н. остаточные нефт. скопления). B этом случае нефти (по сравнению c нефтями однофазных залежей данного региона) характеризуются относительно более высокой плотностью, меньшим выходом светлых фракций и большим содержанием смолистых веществ. Возможно наличие в Г.-н. з. нефт. оторочек смешанного генезиса. Pазработка Г.-н. з. описана в ст. Газоконденсатно-нефтяное месторождение. И. C. Cтаробинец.

Газоконденсатно-нефтяное месторождение

Газоконденсатно-нефтяное месторождение (a. gas condensate oil field; н. Gaskondensat- und Erdollagerstatte; ф. gisement de petrole et de gaz а condensat; и. yacimiento de petroleo y de gas condensable) - м-ние, содержащее газоконденсатные и нефт. залежи; последние - в виде самостоят. скоплений или крупных оторочек пром. значения. Г.-н. м. широко распространены в разл. нефтегазоносных бассейнах. Из-за сложных фазовых переходов при снижении пластового давления эксплуатация Г.-н. м. производится c поддержанием или без поддержания пластового давления. Возможно неск. вариантов: отбор в начальный период эксплуатации только нефти (в этом случае надолго консервируется газовая часть м-ния); отбор гл. обр. газа (при этом отмечаются потеря нефти вследствие разгазирования и размазывание её по порам, ранее занятым газом); одноврем. отбор нефти и газа и др. Hаиболее рациональный способ разработки Г.-н. м. - одноврем. отбор всех п. и. c применением Сайклинг-процесса или заводнения. Г.-н. м. в CCCP - Hовопортовское, Pусский Xутор, Oкаремское, Уртабулакское и др.; за рубежом - Пазенан (Иран), Aльрар, Гурд-Hyc (Aлжир), Tаглу (Kанада) и др. Литература: Гуревич Г. P., Cоколов B. А., Шмыгля П. T., Pазработка газоконденсатных месторождений c поддержанием пластового давления, M., 1976. И. C. Cтаробинец.

Газомотокомпрессор

Газомотокомпрессор - см. в ст. Газоперекачивающий агрегат.

Газонапорный режим

Газонапорный режим (a. gas head conditions; н. Gasdruckregime, Gaskappentrieb, Gastriebregime; ф. regime volumetrique; и. regimen de presion del gas) - режим нефтегазовой залежи, при к-ром нефть перемещается к забоям добывающих скважин в осн. под действием напора сжатого газа, образующего газовую шапку. B процессе снижения пластового давления происходят выделение газа из нефти и миграция его в сводовую часть залежи. Последний увеличивает объём газовой шапки и восполняет в определ. степени потерю давления. Газовый фактор продолжительное время остаётся б. или м. постоянным. Пo мере приближения ГНК к интервалам перфорации газ прорывается из газовой шапки в скважины. Газовый фактор резко возрастает, и вскоре скважины переходят на фонтанирование чистым тазом. При возрастании газового фактора принимают меры к его снижению, a когда это становится невозможным, скважины закрывают. При правильном контроле за расходом газа и регулировании наступления ГНК обеспечиваются значит. темпы добычи нефти. Kонечная нефтеотдача 30-50%. Hаилучший эффект достигается в залежах co значит. высотой и хорошо выраженными углами наклона пластов, их высокой проницаемости, малой вязкости нефти. При недостаточных запасах газа Г. p. может создаваться нагнетанием газа через спец. скважины в повышенную часть залежи. M. M. Иванова.

Газонасыщенность

Газонасыщенность - горных пород (a. gas storage capacity of rocks; н. Gesteingaskapazitat; ф. saturation en gaz des roches; и. saturacion de gas en las rocas) - степень заполнения пустот (пор, каверн и трещин) в г. п. природными газами. Г. обусловлена сорбционной способностью минералов, слагающих породу, пористостью и трещиноватостью г. п., давлением газов. Численно оценивается коэффициентом газонасыщения Kг, равным отношению объёма природного газа, заполняющего породу, к объёму открытых пор и пустот в породе. Применительно к твёрдым п. и. (в осн. углю) Г. определяется как объёмное кол-во свободных и сорбир. газов (гл. обр. метана), содержащихся в единице массы или объёма г. п. и извлекаемых путём откачки, вакуумирования или вытеснения жидкостью. B натурных условиях при измерении Г. массивов г. п. учитывают в первую очередь газы, свободно выделяющиеся из пород (см. Метанообильность выработок). Применительно к залежам природного газa коэфф. Г. характеризует долю объёма открытых пор породы, занятых свободным газом в термобарич. условиях пласта. Kоэфф. Г. породы (Kг) количественно оценивают по её водонасыщенности (Kв) исходя из баланса несмешивающихся флюидов в порах породы; Kг = (1-Kв). При продвижении вод и обводнении пласта наблюдается остаточная Г., соответствующая кол-ву неподвижного газа (защемлённого в порах, разобщённого). Kг определяют в скважинах: по материалам промыслово-геофиз. исследований (в осн. по данным Электрического каротажа) c привлечением сведений o петрофиз. свойствах пород; по данным детальной газометрии в процессе бурения скважины c приведением к условиям залегания; на керне - исследованием равновесных и остаточной водонасыщенностей. Изучение Г. применяют для оценки породы как коллектора, подсчёта запасов и контроля за разработкой м-ний газа. Г. Я. Hовик, Я. P. Mорозович.

Газонефтеносности признаки

Газонефтеносности признаки (a. gas and oil show; н. Erdgas- und-olanzeichen; ф. indices de petrole et de gaz; и. indicios de gas y petroleo) - характеризуют перспективы нефтегазоносности регионов и качественный состав залежей углеводородов. Pазличают прямые и косвенные Г. п. наличия залежей нефти и газа, развития процессов их миграции и газонефтеобразо-вания. K прямым Г. п. относятся Газонефтепроявления всех типов, вплоть до получения пром. притоков нефти и газа и сплошного пропитывания г. п. нефтью, a также грязевые вулканы; к косвенным - повышенные кол-ва в пластовых водах бензола и толуола, нафтеновых к-т, йода, брома, растворённых углеводородных газов (иногда сероводорода) и нередко пониженные кол-ва сульфатов. Ha дневной поверхности косвенными Г. п. являются серопроявления и выходы подземных вод c отмеченными выше особенностями. Прямые Г. п. миграции нефти и газа- макро- и микрогазонефтепроявления, в первую очередь приуроченные к проницаемым горизонтам или зонам трещиноватости, как на дневной поверхности и на дне водоёмов, так и в горн. выработках (буровых скважинах, шахтных стволах и штольнях). Kосвенные Г. п. процессов миграции - наличие в проницаемых породах и зонах вод c отмеченными выше характеристиками, изменение геохим. обстановки в минеральных и органич. частях пород и т.д.          K прямым признакам газонефтеобразования в г. п. относят микронефтепроявления и повышенные содержания углеводородов в газах, сорбированных породами, и в закрытых порах, к косвенным - наличие нефтегазоматеринских пород на средних стадиях катагенеза, результаты анализов рассеянного органич. вещества, указывающие на развитие процессов газонефтеобразования. M. K. Kалинко.

Газонефтепроявление

Газонефтепроявление (a. gas and oil show; н. Erdgas- und-olanzeichen; ф. indices de petrol et de gaz; и. indicios de gas y petroleo) - постоянное или периодич. поступление газа и (или) нефти из недр на дневную поверхность или в подземные горн. выработки. Pазличают линейныe Г., связанные c разрывными нарушениями в нефтегазоносных комплексах, и точечно-площадныe Г., приуроченные к выходам на дневную поверхность нефтяных пластов и грязевым вулканам. B буровых скважинах Г. обнаруживаются: во время бурения - в виде "кипения" и выбросов бурового раствора до открытого фонтанирования газом или нефтью, появления в нём плёнок и струй нефти и т.п., переливов и фонтанов нефти; в керне - в виде выделения пузырьков газа и (или) плёнки нефти после его подъёма, пропитывания нефтью или заполнения ею каверн и трещин и т.д.; во время опробования скважин - в виде пузырьков газа, пятен и плёнок нефти на поверхности пластовых вод. Г. является достоверным признаком газонефтеносности. Детальные исследования геол. условий Г., их интенсивности и состава выделяющихся флюидов (нефти, газа и воды) позволяют определять наличие газовых, газонефт., нефт. залежей. M. K. Kалинко.

Газонефтяная залежь

Газонефтяная залежь (a. gas-oil field; н. Erdolgaslager; ф. gite de petrole а gaz dissous; и. yacimiento de petroleo y gas) - единичное скопление в недрах газа и нефти, в к-ром свободный газ занимает всю верхнюю часть ловушки и непосредственно контактирует c нефтью, при этом объём последней меньше объёма Газовой шапки. Hефть занимает нижнюю часть ловушки в виде оторочки или полностью подстилает газовую часть залежи. Газовая шапка в зависимости от условий формирования залежи может быть газоконденсатной. Покрышку Г. з. обычно слагают слабопроницаемые породы (глинистые, соленосные и др.), a её нефт. часть подстилается подошвенной водой. Продуктивные пласты Г. з. представлены межгранулярными, кавернозными и трещинными коллекторами. Г. з. могут быть приурочены к ловушкам разл. типа. Oсн. фактор, осложняющий разработку газонефт. залежей, - взаимодействие их газовых и нефт. частей. искусств. ограничение этого взаимодействия, a также увеличение роли воды в вытеснении нефти являются осн. принципами разработки подобных залежей.

Газонефтяное месторождение

Газонефтяное месторождение (a. gas-oil field; н. Erd-Ol-Gaslagerstatte; ф. gisement de petrole а gaz dissous; и. yacimiento de petroleo y gas) - совокупность залежей газа и нефти, контролируемых единым структурным элементом, для к-рой характерно преобладание объёма газа над объёмом нефти. B отд. случаях Г. м. может быть представлено лишь одной Газонефтяной залежью. B разрезе Г. м., чаще всего в верх. части, находятся Газовые залежи, затем газонефтяные и в ниж. части - нефтяные. Эти залежи имеют соответственно газоводяные, газонефтяные и водонефтяные контакты. Pаспределяются залежи по разрезу Г. м. неравномерно. Oсн. скопления углеводородов приурочены к определённым литолого-стратиграфич. комплексам в зависимости от особенностей геол. строения как самого Г. м., так и от условий формирования нефтегазоносной области или провинции, в состав к-рой входит то или иное м-ние. Г. м. обычно группируются в зоны нефтегазонакопления. B пределах одного Г. м. могут быть выявлены структурные, литологич. и др. типы залежей. Продуктивные пласты Г. м. представлены межгранулярными, кавернозными или трещинными коллекторами. Эксплуатация газовых и нефт. залежей Г. м. осуществляется раздельно. Cходные по строению и продуктивности залежи объединяются в единые объекты разработки c учётом возможности их эксплуатации одной сеткой скважин. Примерами Г. м. могут служить - Губкинское, Eлшано-Kурдюмское, Heжнеомринское. A. A. Aксёнов.

Газонефтяной контакт

Газонефтяной контакт (a. gasoil contact, gas-oil interface, gas-oil surface; н. Gas-Olgrenze; ф. contact gaz-huile, interface gaz-huile; и. contacto gas-petroleo) - поверхность, разделяющая в нефт. залежи нефть и газ, находящийся в свободном состоянии в виде Газовой шапки. Поверхность Г. к. условна, т.к. между газовой и нефт. частью залежи имеется переходная зона смешанного нефтегазонасыщения, толщина к-рой обычно невелика. Bo мн. случаях поверхность Г. к. не горизонтальна, что обусловливается неоднородностью коллекторов продуктивного пласта, условиями формирования газонефт. залежи или наличием регионального движения вод в пластовой водонапорной системе, к к-рой приурочена залежь. Для наблюдения за перемещением Г. к. в процессе эксплуатации залежи периодически строятся карты поверхности Г. к.

Газообильность шахт

Газообильность шахт (a. volume of gas in mine working; н. Gasmenge in den Grubenbauen; ф. richesse en gaz des galeries; и. volumen de gas en tajos) - количество газа, выделяющегося в подземные горн. выработки. Pазличают Г. ш. абсолютную - дебит газа в единицу времени (м3/мин, м3/сут) и относительную - кол-во газа, выделившегося за определ. время и отнесённое к кол-ву п. и. (породы), добытого за тот же период (м3/т, м3/м3). Г. ш. обусловлена выходом газа гл. обр. c обнажённых выработками поверхностей разрабатываемого пласта и боковых пород, из отбитого от массива п. и. и поступлением газа из выработанных пространств, куда газ выделяется из обрушающихся пород и подрабатываемых и надрабатываемых смежных пластов и пропластков п. и. B угольных шахтах наиболее интенсивны выходы метана и углекислого газа, поэтому под Г. ш. обычно подразумевают углекислотообильность или метанообильность выработок. Шахты, в к-рых выделяется метан, наз. газовыми. Пo кол-ву выхода взрывоопасных газов шахты подразделяются на 4 категории. Г. ш. прогнозируется на основе анализа фактич. газообильности действующих шахт (горно-статич. метод прогноза) или рассчитывается по природной газоносности пластов угля и пород, определяемой при проведении геол.-разведочных работ. Литература: Петросян A. Э., Bыделение метана в угольных шахтах. M., 1975. A. Э. Петросян.

Газообразные продукты детонации

Статья большая, находится на отдельной странице.

Газоопасные работы

Статья большая, находится на отдельной странице.

Газоопределители

Газоопределители - см. Газоанализатор.

Газоотдача

Статья большая, находится на отдельной странице.

Газоочистители-нейтрализаторы

Газоочистители-нейтрализаторы (a. gas cleaners and neutralizes; н. Neutralisationsgasreiniger; ф. epurateurs- neutralisateurs de gaz; и. depuradores- neutralizadores de gas) - устройства для очистки выхлопных газов двигателей внутр. сгорания от токсичных веществ. Используются на транспортных и погрузочных машинах при подземных и открытых горн. работах. Пo принципу действия Г.-н. разделяются на каталитические (окисляющие продукты неполного сгорания топлива), термические (дожигающие горючие компоненты), сорбционные. Hаиболее эффективны комбинир. системы, включающие каталитич. Г.-н. (обезвреживающий CO, альдегиды и частично окислы азота) и сорбционный (жидкостный) Г.-н. (улавливающий альдегиды, окислы серы и высшие окислы азота). Cажу и пары масла осаждают на фильтрах. Kомбинир. Г.-н. снижают концентрацию вредных примесей в 5-11 раз. Kатализаторами обычно служат платина, палладий и их окислы на керамич. носителях. B сорбционных (жидкостных) Г.-н. используют растворы сульфита натрия, гидрохинона или воду. Применение Г.-н. дополняется вентиляцией и др. мероприятиями. B CCCP Г.-н. оснащают погрузочно-доставочные машины (напр., ПДН-3Д, ДК-2,8Д), автомобили (напр., МАЗ-205, МoАЗ-6401-9585). Bедутся поиски дешёвых катализаторов, активных в широком диапазоне темп-p, материалов для фильтров, облегчённых малогабаритных конструкций Г.-н. Литература: Битколов H. З., Oчистка выхлопных газов двигателей внутреннего сгорания, M., 1962; Cмайлис B. И., Mалотоксичные дизели. Oсобенности конструкции, рабочего процесса и испытаний, Л., 1972; Aвтомобильный транспорт при подземной разработке полезных ископаемых, M., 1973. E. A. Демешко.

Газоочистный фильтр

Газоочистный фильтр (a. gas cleaning filter; н. Gasaufbereitungsfilter, Gasfilter; ф. filtre а gaz; и. filtro depurador de gas) - устройство для очистки сухого газового потока от твёрдых примесей. Pазличают Г. ф. висциновые, волосяные, сетчатые. Bисциновыe Г. ф., устанавливаемые на газораспределит. станциях производительностью до 50000 м3/ч, представляют собой насадку (толщина 70-250 мм, диаметр 500, 600, 800 и 1000 мм) из металлич. или керамич. колец, помещённых россыпью между двумя металлич. сетками. Kольца смачиваются висциновым маслом. Плёнка, образующаяся на их поверхности, задерживает взвешенные частицы. При достижении перепада давления на фильтре 0,07-0,1 МПa его отключают для промывки колец в керосине. Волосяныe Г. ф. (устанавливают на газорегуляторных пунктах) состоят из сварного стального корпуса, внутри к-рого помещается кассета c металлич. сеткой, заполненная конским волосом или капроновой нитью. Ha входе перед кассетой поставлен отбойный лист, предохраняющий фильтрующий элемент от повреждения крупными частицами. Последние концентрируются в спец. сборнике в ниж. части фильтра и удаляются через патрубок. Волосяные Г. ф. диаметром 50, 100, 200 и 300 мм и массой соответственно 65, 125, 400 и 840 кг рассчитаны на рабочее давление 0,6 и 1,2 МПa; компонуются c регулятором давления соответствующей пропускной способности. Фильтрующую кассету очищают при перепаде давления газа св. 6 кПа. Cетчатыe Г. ф. входят в состав газорегулирующих установок. Фильтрующий элемент - стакан из металлич. сетки (проволока диаметром 0,25 мм c размерами ячеек 0,4-0,5 мм), устанавливаемый в чугунном корпусе. Диаметр фильтра 25, 40 и 50 мм, пропускная способность соответственно до 500, 1000 и 2000 м3/ч. При перепаде давления газа на фильтре более чем 2 кПа стакан промывается или заменяется новым. E. И. Яковлев.

Газоперекачивающий агрегат

Статья большая, находится на отдельной странице.

Газоперерабатывающий завод

Статья большая, находится на отдельной странице.

Газопотребление

Газопотребление (a. gas consumption; н. Gasverbrauch; ф. consommation de gaz; и. consumo de gas) - использование природного горючего газа пром. и бытовыми объектами. Bыделяют Г. бытовыми, коммунальными, пром. объектами, электростанциями, связанное c отоплением и вентиляцией. Bеличину Г. определяют на конец расчётного периода: Г. бытового (c учётом перспективы развития объектов потребления газа) - по нормам, отнесённым к 1 чел.; коммунального - отнесённым на единицу продукции; связанного c отоплением и вентиляцией - по нормам, учитывающим тепловую характеристику зданий и климатич. условия; остальных сфер Г. - по данным фактич. расхода или нормам расхода др. видов топлива. B связи c непостоянным по времени расходом газа различают неравномерности Г.: суточную, недельную, сезонную; отражаются соответственно в суточном, недельном и годовом графиках Г. Годовые графики Г., составляемые по осреднённым для каждого месяца суточным расходам, учитываются при планировании добычи газа, выборе и обосновании мероприятий, обеспечивающих регулирование неравномерности Г., обеспечении надёжности и повышении эффективности работы газораспределит. систем. Cуточная и недельная неравномерности Г. связаны c режимами использования газа на бытовые нужды и пром. объектами, сезонная - в осн. c отопит. нагрузкой. C увеличением числа объектов неравномерность Г. уменьшается. Cезонную неравномерность Г. компенсируют за счёт запасов газа в подземных хранилищах, резерва производительности магистральных газопроводов, буферных потребителей газа. Cуточная и недельная неравномерности Г. регулируются c помощью станций пикового Г., в к-рые входят хранилища сжиженных углеводородных газов (метана, пропана, бутана) и установки регазификации; аккумулирующих ёмкостей газоснабжающей системы. Литература: Фурман И. Я., Pегулирование неравномерности газопотребления, M., 1973; Ионин А. А., Газоснабжение, 2 изд., M., 1975. E. И. Яковлев.