Сжиженный природный газ (СПГ, англ. LNG – liquefied natural gas), получается при охлаждении природного газа (Метана) до -162° Цельсия. В жидком состоянии объем газа уменьшается в 600 раз. Хранится СПГ, при низких температурах в особых криогенных сосудах, которые поддерживают низкую температуру газа, при давлении 0.4 МПа.
Именно это его свойство, делает его использование для отопления, экономически не оправданным. Стоимость криогенных сосудов достаточно высока и требуется дополнительная энергия для поддержания требуемой температуры. Построение отопительных систем на основе СПГ, имеет смысл для газификации только крупных поселков, таких как Приозерск, Ленинградской области, (где реализована такая система).
Сжиженный углеводородный газ (СУГ) или сжиженный нефтяной газ пропан-бутан – универсальный синтетический газ, получаемый из попутного нефтяного газа или при переработке нефти, т.е. фактически для большинства производителей это побочный продукт. В России перерабатывается в сырье для нефтехимии и в сжиженный пропан-бутан не более 40% попутного газа, еще 40% без всякой переработки сжигается на ГРЭС, а оставшиеся 20% сжигаются на месторождениях в открытых факелах. Официально подобным образом нефтяными компаниями уничтожается 4 млрд.м3 в год попутного газа, а не официально – до10 млрд. м3 в год.
В нормальных условиях СУГ находится в газообразном состоянии. При небольшом повышении давления он переходит в жидкое состояние. Тогда его можно легко перевозить и хранить. При снижении давления или небольшом повышении температуры “жидкий” газ начинает испаряться и переходит в газовую фазу. Процесс заканчивается достижением состояния насыщения. Давление насыщенных паров зависит только от температуры окружающей среды и не зависит от количества жидкой фазы. Из одного литра СУГ получается около 0,25 м3 газовой фазы. Зимой давление газа снижается и производительность подачи газовой фазы, заметно падает. Вот почему резервуары требуется заглублять в грунт, откуда идет поток тепла, поддерживая стабильные параметры регазификации.
Чистое горение газа (минимум продуктов сгорания) делает его экологически чистым топливом для широкого применения в жилых домах (отопление, горячее водоснабжение, газовые плиты, нагрев саун и воды в бассейнах), на агропромышленных – предприятиях, в производстве, в качестве автомобильного топлива…
Смесь сжиженного газа состоит из пропана и бутана. Пропан испаряется при более низких температурах, до -35 гр.Ц., а бутан только при положительной температуре. Пропан устойчиво поставляет газовую фазу даже при морозах, но относительно дорог и хорош только зимой. Летом, при жаре, давление его паров доходит до предельного значения, допустимого для стенок сосуда (1,6 МПа). При повышении температуры, жидкость в резервуаре очень сильно расширяется и, поскольку она несжимаема, может даже разгерметизировать сосуд. Именно поэтому пропан разбавляют более дешевым и не интенсивно испаряющимся бутаном. В зависимости от сезона, пропорции частей различны: летом примерно в равных частях: 60 : 40 или 50 : 50, а зимой пропана в смеси больше в пропорциях 70 : 30 соответственно. В емкостях с преобладанием пропана создается большее давление, чем в “бутановых”. Для того чтобы резервуар не подвергся разгерметизации при повышении температуры, его заполнение ограничивается 85% геометрического объема. Заправщики эту норму неукоснительно соблюдают. Такие свойства пропан-бутановых смесей делают его более приемлемым для использования в суровом российском климате (отопление домов, газовые плиты, газовые генераторы, автомобильное топливо и пр.)
При использовании СУГ необходимо учитывать, что процесс испарения обладает свойством саморегулирования. Если отбирать пары интенсивно (например, подключить несколько котлов), то ускоренное испарение жидкости приведет к ее охлаждению и, значит, к снижению давления газов над зеркалом жидкости. В итоге производительность установки снизится. Чтобы получить большие объемы газов, прибегают к дополнительному обогреву емкостей или увеличивают их количество в одной установке. (Зеркало жидкости – это площадь поверхности жидкой фазы. Чем оно больше – тем интенсивнее происходит испарение газа и соответственно выше производительность газовой фазы)
СУГ легче воды в два раза, поэтому, водный конденсат постепенно скапливается на дне сосуда, откуда его приходится откачивать (из малых емкостей примерно раз в год, обычно это осуществляется при заправке). В газообразном состоянии смесь тяжелее воздуха в 1,5-2 раза. Следовательно, при утечках газы стекают в нижние точки. Учитывая, что эти газы, хотя и нетоксичны, обладают удушающим свойством, котельные при использовании СУГ нельзя размещать в подвалах и цокольных помещениях, если площадь окон в них менее 1 м2. Поскольку для полного сгорания СУГ требуется много воздуха, в котельных надо обеспечить хорошую вентиляцию – лучше принудительную. Кроме того, в помещении необходимо организовать естественное освещение, а также установить датчик обнаружения утечки газов и автоматический отсекающий клапан с автономным питанием.
Сам по себе сжиженный газ не горит и не детонирует. Однако смесь газовой фазы с воздухом в пределах 1,8-10% загорается, если рядом есть источник тепла с температурой около 500°С и более (в пламени спички есть участки с температурой более 1000°С). При определенных соотношениях объема, давления и температуры -это горение может сопровождаться взрывом.
Вытекающая газовая фаза, смешавшись с воздухом, может лишь загореться небольшим факелом, причем пламя внутрь потока газа не распространяется и к взрыву емкости не приводит. Чтобы на 100% исключить утечки жидкости, в установках предусматривают специальные меры безопасности.
Для потребителей пропан-бутан является отличным топливом в местах, где не подведен природный газ (метан). И дает двукратную экономию на отопление Вашего дома, по сравнению с дизельным топливом или электричеством.
Исследования показали, что на магистральных тепловозах природным газом можно заменить 70-80 процентов дизельного топлива. Тепловоз работает по газодизельному циклу с 4 по 8 позиции контроллера. Величина запальной дозы дизельного топлива составляет примерно 15 процентов.
В 80-х годах была доказана технико-экономическая целесообразность применения природного газа не только на магистральных, но также и на маневровых тепловозах. Маневровый газотепловоз ТЭМ18Г имеет в газодизельном цикле мощность -1200 л.с. Компримированный природный газ хранится в баллонах под давлением 200 атмосфер. Запас газа на тепловозе (725 куб. м) обеспечивает трехсуточную работу газотепловоза между экипировками. После выработки газа автоматика переводит двигатель на работу в дизельном режиме. В этом случае срок между экипировками увеличивается до 6 суток. За счет подсоединения к газотепловозу тендера с компримированным или сжиженным природным газом можно значительно увеличить запас хода. Вероятность возникновения взрыва или пожара на газотепловозе значительно ниже, чем требуется в соответствии с действующими нормативными документами для железнодорожных средств.
Согласно выполненным расчетам, использование маневровых газотепловозов на участках железных дорог и путях промышленных предприятий позволяет заместить природным газом 50-55 процентов дизельного топлива, т.е. около 70 тонн в год на каждую единицу.
Переход к более дешевому топливу открывает реальный путь сдерживания роста тарифов на железнодорожные перевозки. Кроме того экологическая обстановка в районе эксплуатации газотепловозов также значительно улучшится.
Простейший вид газлифта — это использование на-сосно-компрессорных колонн с открытым концом. Изображена водозаборная скважина в статических условиях. Поскольку давление в пласте слишком мало, чтобы заставить воду вытекать на поверхность, следует воспользоваться каким-либо искусственным подъемником. Обратите внимание на то, что гидростатический напор жидкости в скважине равен давлению в геологическом пласте.
Добыча начинается подачей в колонну воздуха или газа, который смешивается с жидкостью над нижним краем колонны; при этом снижается градиент жидкости, в результате чего скважина становится продуктивной. Этот тип подъема известен как непрерывный газлифт. Систему непрерывного потока часто устанавливают в скважине (задолго до того, как она перестанет давать нефть) для увеличения производительности и предотвращения остановки скважины. В большинстве случае газ подается внутрь и вниз по кольцевому зазору, а добыча производится по насосно-компрессорной колонне. Для больших объемов, тем не менее, газ может закачиваться по насосно-компрессорной колонне, а добыча происходить по кольцевому зазору.
При периодическом варианте газлифта подача газа периодически прекращается, чтобы дать жидкости возможность достичь требуемого уровня над самым нижним газлифтным клапаном. Обратное давление на продуктивный пласт сводится к гидростатическому давлению газа над жидкостью в колонне и гидростатическому давлению относительно небольшого столба жидкости в колонне, которое очень мало. Быстрое нагнетание газа через большое отверстие в нижнем газлифтном клапане приводит к быстрому выталкиванию накопленной жидкости в виде пробки при небольшом проскоке газа вверх через жидкость. При правильной конструкции и регулировке этот вид газлифтной установки очень эффективен и может использоваться для добычи из скважин с довольно низким давлением в забое.
На некоторых скважинах с очень низким давлением в забое и высокими показателями продуктивности (измеряется в баррелях в сутки на перепад давления в футах на квадратный дюйм) применяют особый вид газлифта, известный как камерный газлифт. Эта система действует так же, как другие варианты газлифта периодического действия, за исключением случая, когда подача газа отключена, поступающие в скважину жидкости собираются в камере, имеющей больший диаметр, чем насосно-комп-рессорная колонна. При одном и том же объеме добываемой жидкости гидростатический напор и давление у дна скважины уменьшены. Добиваются более низкого давления притока в пласте, чем при непрерывной добыче, используя камерный газлифт, либо в обычных установках газлифта периодического действия. Запускающие клапаны над камерой устроены так же, как на обычных газлифтных установках периодического действия.
По мере того как газ поступает в кольцевой зазор из насосно-компрессорной колонны, плотность жидкости в нем над точкой подачи уменьшается. При этом снижается давление, необходимое для закачки газа, и гидростатическое давление в забое скважины. Поскольку давление в пласте теперь превышает гидростатическое давление в забойной зоне, жидкости перетекают в скважину. Пузырьки газа, образовавшиеся у дна колонны в результате закачивания газа, расширяются, поднимаясь по кольцевому зазору и увеличиваясь вдвое в объеме всякий раз, когда гидростатический напор над ними уменьшается наполовину.
Этот вид газлифта удовлетворительно действует как на неглубоких скважинах, так и на скважинах с высоким давлением в забое. Тем не менее в более глубоких скважинах давление, необходимое для запуска газлифта, слишком велико. Чтобы его снизить, иногда в насосно-компрессорной колонне на некотором расстоянии сверлят (или пробивают) маленькие отверстия от верхнего статического уровня жидкости до ее низа. При такой конструкции для запуска требуется гораздо меньшее давление. Тем не менее, если точка ввода газа смещается к низу колонны, газ продолжает поступать и через верхние открытые отверстия, что существенно снижает эффективность подъема. Поэтому были разработаны газлифтные клапаны, которые позволяют закрывать точки ввода газа при снижении уровня жидкости после определения рабочей глубины ввода газа.
В скважинах, где давление в коллекторе или давление растворенного газа слишком мало, чтобы создавать фонтанирование, поток жидкости может поддерживаться искусственным методом — газлифтом. Существует множество вариаций газлифтной системы, но основной принцип заключается в том, чтобы брать газ из внешнего источника и закачивать его в добываемые жидкости, проходящие по насосно-компрессорной колонне. Это снижает вес столба жидкости и обеспечивает истечение нефти из скважины.
В ходе эксплуатации газ под давлением закачивается в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами и попадает в последнюю через открытый газ-лифтный клапан. Жидкость в насосно-компрессорной колонне выше клапана вытесняется и/или становится легче при смешивании с газом и может подниматься на поверхность вместе с расширяющимся газом. Когда газ и Жидкость достигают поверхности, газ отделяется от нефти. Здесь его вновь сжимают до высокого давления и еще Раз закачивают в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами, чтобы повторить цикл снова.
Так как газ закачивается с более или менее постоянной скоростью, система классифицируется как непрерывный газлифт. Тем не менее рано или поздно давление в коллекторе понизится до такой степени, что даже с помощью вспомогательной закачки газа оно не будет поддерживать ток нефти. На данном этапе можно применить одну из периодических систем газлифта. По этому методу жидкости дают время для накопления в насосно-компрессорной колонне. Затем в скважину в заранее определенные промежутки времени закачивают газ, который порциями вытесняет жидкость на поверхность.
Особым типом газлифта является система плунжерного подъема для скважин, производящих небольшие количества жидкости. На нижнем конце насосно-компрессорной колонны устанавливают накопительную камеру. Когда накапливается достаточное количество жидкости, плунжер выталкивает ее на поверхность. Энергия для выталкивания плунжера на поверхность передается газом высокого давления. Когда плунжер достигает поверхности, газ высокого давления высвобождается и плунжер падает обратно на дно насосно-компрессорной колонны до своего следующего путешествия на поверхность.
Газлифт широко используют как механизированный способ эксплуатации при морском способе добычи. Предпочтительным методом газлифта в море является непрерывный газлифт, так как пропускная способность трубопроводов высокого и низкого давления обычно ограничена. На суше также имеется много установок для газлифта. В начале XIX века водозаборные скважины зачастую эксплуатировали с помощью воздушного лифта. Для этого по линии тонких труб в скважину подавали сжатый воздух, чтобы поднимать воду на поверхность. Тот же принцип был позднее применен для нефти, но воздух в качестве закачиваемой среды заменили на природный газ, чтобы снизить опасность коррозии и пожара.
Механизированная добыча (механизированный лифт) применяется в тех случаях, когда давление в нефтяном коллекторе снижается настолько, что уже не может обеспечивать экономически оптимальный отбор из скважины за счет природной энергии. Наиболее распространены следующие методы механизированной добычи:
• газлифт;
• плунжерный лифт;
• добыча штанговыми насосами;
• откачка пневматическими и гидравлическими насосами;
• откачка роторными насосами;
• откачка гидравлическими глубинными насосами;
• откачка электрическими погружными насосами.
Для достижения максимальной экономической эффективности при добыче нефти следует учитывать изменение стоимости денег по истечении какого-либо времени. Хорошо знакомым примером этого принципа служат сберегательные счета. Один доллар, помещенный на сберегательном счету с годовым интересом в 15 сложных процентов, через 10 лет будет стоить 4,05 дол. Наоборот, 4,05 дол., которые можно получить через 10 лет, сегодня стоят всего-навсего 1 дол. с годовым интересом в 15 сложных процентов.
Определение текущей цены будущих долларов называется дисконтированием или обратным расчетом слож- | ных процентов. Текущая цена доллара в некотором будущем равна обратной величине будущей цены доллара, вложенного сегодня на какой-то промежуток времени с постоянным интересом и одним и тем же периодом начисления сложных процентов.
Инженеры-нефтяники пользуются этим принципом для расчета наиболее экономичного метода эксплуатации данной скважины. Сточки зрения эксплуатационника, понимание этой концепции помогает осознать цену простоя и важность решения проблем, снижающих максимальную продуктивность. Если скважина на месторождении с ожидаемым продуктивным временем жизни Шлет простаивает, потери могут не окупиться за это время. При годовом интересе в 15 сложных процентов и при постоянных ценах на нефть это производство принесет только четверть того, что дало бы, будь эта нефть добыта сегодня. Один из наиболее важных факторов в получении максимальной экономической эффективности скважины заключается в минимизации простоев и потери производительности.
2003 году будет отмечаться 200-летие создания первого паровоза, разработанного английским инженером Р. Тревиком. И уже более ста лет тому назад были предприняты практические попытки перевода железнодорожного транспорта на газ. В 1894 году в немецком городе Дессау, а затем в 1895 году в пригороде Парижа Сен-Дени были проведены успешные испытания трамвая, использовавшего в качестве моторного топлива светильный газ. Во французском эксперименте трамвай выполнял перевозки по маршруту, привязанному к заводу фирмы “Ланди”. Светильный газ, получаемый на этом заводе, хранился в баллоне под давлением примерно 10 атмосфер
Не прекращались работы по газификации железнодорожного подвижного состава и в новейшей истории. Первыми добились успеха советские инженеры и конструкторы.
В 80-х годах в СССР впервые в мире был создан магистральный тепловоз, использующий в качестве топлива СПГ. Тепловоз 2ТЭ116Г состоит из 2 одинаковых газодизельных секций и криогенной секции, расположенной между ними. Тепловоз имеет следующие технические характеристики:
длина тепловоза по осям автосцепок 58,9 м;
длина криогенной секции 22,6 м; – мощность двигателей 1А-5Д49 2 * 3060 л.с.; – удельный расход топлива: при работе по дизельному циклу 206 г/кВт * ч;
при работе по газодизельному циклу (газ + жидкое топливо) 180 + 32 г/кВт * ч;
запас дизельного топлива 13400 кг,
сжиженного природного газа 17000 кг;
конструкционная скорость 100 км/ч;
масса: тепловоза 359 т;
дизельной секции 138 т;
криогенной секции 83 т.
Теплоходы могут быть оборудованы системами хранения природного газа как в Компримированном, так и в сжиженном виде. По технико-экономическим показателям более предпочтительным считается использование сжиженного природного газа, поскольку это позволяет увеличить запас топлива на борту и автономность плавания.
И все же первые попытки перевести теплоходы на природный газ делались с использованием компримированного природного газа. В 1995 г. в Санкт-Петербурге началась опытная эксплуатация пассажирского теплохода “Нева-1″, а в 1999 г. газовый “речной трамвайчик” испытывался в г. Москве. Для хранения КПГ на корме теплохода оборудованы две секции для баллонов. Рабочее давление газа в баллонах 200 атмосфер.
Двигатели этих теплоходов работают по газодизельному циклу. Запальная доза дизельного топлива пока велика – около 30 процентов, и, поэтому, по экологическим показателям газовый теплоход не намного превосходит работающий на дизельном топливе. В настоящее время ведутся исследования в области создания квазигазового двигателя, т. е. двигателя работающего по газодизельному циклу, но с минимальной (3 – 8 процентов) запальной дозой дизельного топлива.
В Швеции, Норвегии, США имеется практический опыт в области перевода теплоходов на сжиженный природный газ по чисто газовому циклу. В России эти работы находятся на начальной стадии. В настоящее время разрабатывается проект перевода на СПГ грузового теплохода типа “Ока”. Суда этого проекта работают на линиях протяженностью несколько сотен километров, и количество топлива на борту имеет для них решающее значение. Расчеты показывают, что автономность такого теплохода, оборудованного среднеоборотными двигателями, может быть доведена до 14 суток.
Не так давно все проявления нефти на земной поверхности объясняли якобы существующими в недрах земли крупными пустотами, заполненными нефтью. Тогда верили в существование подземных нефтяных озер и даже целых подземных нефтяных рек и ручьев. Отголоски подобных представлений можно услышать и сейчас в Азербайджане от стариков, вспоминающих предания далекой молодости. Горячие патриоты, они с удовлетворением расскажут о богатствах родного Азербайджана, припомнят легенды об огромных реках нефти, протекающих в недрах под любимым городом Баку.
С началом развития бурения начинают меняться и взгляды на условия залегания нефти. Мнение большинства нефтяников той поры склоняется к тому, что нефть обнаруживается в скважинах благодаря пересечению ими трещин, рассекающих пласты горных пород. Однако робко и несмело высказывалась в то время и другая мысль о скоплении нефти в порах пластов горных пород. В 1865 году инженер Р. Романовский допускает наличие, правда, в виде исключения, пропитанных нефтью пористых слоев. В это же время Д. И. Менделеевым было высказано предположение, что резервуарами, накапливающими жидкости и газы в земной коре, являются горные породы, обладающие значительным числом соединяющихся между собой пустот. Они-то подобно губке и вбирают в себя нефть и газ.
В дальнейшем эта мысль высказывается все чаще и чаще, все смелее и смелее и, наконец, подтвержденная данными бурения, становится господствующей среди геологов-нефтяников. Для того чтобы рассказать об условиях залегания нефти и газа в недрах земли, необходимо прежде всего описать, каким образом возникли горные породы, слагающие земную кору.
Вода и ветер разрушают породы, слагающие горные хребты и возвышенности, образуются обломки различной величины. Вода, стекающая с возвышенных участков земной коры, несет с собою обломки горных пород, которые отлагаются и накапливаются с течением времени в пониженных частях суши и в морях.
Проходят миллионы лет, прежде чем накопится толща в несколько десятков или сотен метров. Осадки, возникшие как в безводных условиях — в пониженных участках суши, так и под водой, после их уплотнения превращаются в осадочные горные породы. Особенно больших мощностей достигают осадочные породы, образовавшиеся из осадков, отложившихся в водных бассейнах, дно которых в процессе колебательных движений земной коры прогибается в течение длительного геологического времени.
При погружении осадочных пород на большую глубину, достигающую многих километров, происходит их сильное уплотнение, которое вместе с повышением температуры приводит породы к перекристаллизации. Таким путем возникают сильно видоизмененные осадочные породы, называемые метаморфическими (по латыни «метаморфос» — изменение). Уплотнение и метаморфизация осадочных пород протекают особенно интенсивно в тех участках земной коры, в которых возникают сильные их изгибы с образованием сложно построенных складок.
В процессе образования гор интенсивнее всего разрушаются наиболее приподнятые части хребтов. Здесь возникают вулканы и происходит излияние расплавленных масс на поверхность земли или их внедрение в толщу осадочных пород.
Таким образом, состав земной коры неоднороден в различных ее частях. В областях, где преобладали и преобладают ныне процессы погружения земной коры, очень большой мощности достигают осадочные горные породы. В центральных частях горных сооружений и на участках современных материков, где преобладали и преобладают процессы подъема земной коры, обнажаются изверженные породы.
Скопления нефти и газа встречаются преимущественно в осадочных породах — песках, песчаниках и трещиноватых известняках и доломитах. Очень редко встречаются скопления этих полезных ископаемых в трещиноватых метаморфических и изверженных породах. Образование осадочных пород происходит различными путями. В пониженные участки, покрытые водой вследствие разрушения суши, заносятся обломки пород. Они отлагаются на дне бассейна и дают начало породам, называемым обломочными.
Обломочные породы состоят из различных по величине частиц — от крупных галечников, крупнозернистых песков до тонкоотмученных, глинистых пород.
На дне озер, морей и океанов может происходить отложение выпадающих из раствора солей. Так образуются химические осадочные породы: соль, гипс, ангидрит, иногда известняки и доломиты.
Водные бассейны населены всевозможными живыми организмами, среди которых встречаются самые разнообразные виды животных и растений как простейших — одноклеточных, так и сложнопостроенных. Животные и растения, населяющие подводный мир, резко отличаются от привычных для человеческого глаза форм, распространенных на суше. Подводное царство, особенно на больших глубинах, до сих пор слабо изучено. Еще много и много тайн скрывают от нас огромные глубины океанов и морей.
Недостаток знаний нередко рождал суеверие. Суеверие и фантазия населили подводный мир самыми страшными чудовищами. Но перед вооруженным точными знаниями естествоиспытателем, изучающим пространства, покрытые морями в океанами, раскрываются заключенные там тайны.
Взор геолога, изучающего осадочные породы и заключенные в них следы жизни, проникает в прошлое земли на многие сотни миллионов лет. Он восстанавливает прошлое земли, очертания существовавших когда-то на земле морей и гор, исчезнувших в процессе тех преобразований, которые испытала земная кора. Геолог, изучая горные породы, определяет виды и формы животных и растений, населявших древние моря и континенты.
Он открывает мир, который когда-то существовал, который жил и развивался. Перед взором исследователя меркнут сказочные небылицы. Наука не только прослеживает зарождение и развитие жизни на земле, но и раскрывает участие животного и растительного мира в процессе образования горных пород, составляющих верхние слои земной коры, сложенные преимущественно осадочными породами.
Участие органического мира в породообразовании очень велико. В природе можно встретить породы, целиком обязанные своим происхождением жизненным формам. Такие породы называются органическими. Органические породы представлены часто мощными толщами известняков или кремнистых пород, составленных скелетами вымерших живых организмов. Некоторые известняки, сложенные целиком раковинами, называются ракушниками. Особенно часто органические породы сложены мельчайшими скелетами микроорганизмов, невидимых простым глазом. При смешении на дне моря известковых скелетов микроорганизмов с илистыми частицами образуются породы, называемые мергелями.
Известковые, кремнистые и мергелистые илы в процессе уплотнения сравнительно быстро превращаются в плотные и крепкие породы, которые при этом теряют пластичность и становятся трещиноватыми. Трещиноватость является свойством, имеющим большое значение для свободного перемещения в этих породах жидкостей и газов. Некоторые органические породы могут гореть.
Образование горючих органических пород нетрудно наблюдать в многочисленных торфяных болотах. Масса отмирающей и попадающей в болото растительности образует с течением времени пласты торфа толщиной в несколько метров. При погружении торфа на большую глубину он уплотняется так же, как и другие породы. Пласты торфа при этом превращаются в пласты бурого угля.
Известковый ил с рассеянными в нем продуктами преобразования легко разлагающейся части органических остатков дает начало битуминозным известнякам. Ил, состоящий из мельчайших обломочных и рассеянных среди них органических частиц, превращается в глину, из которой при уплотнении возникают битуминозные сланцы.
Так образуются всевозможные осадочные породы, среди которых немалое место занимают глинистые породы, содержащие в большем или меньшем количестве связанные с ними рассеянные органические вещества. Некоторые осадочные породы очень плотные, и в них незаметно ни пустот ни трещин. В других осадочных породах видны многочисленные трещины и мелкие пустоты, соединяющиеся между собой.
Первым летательным аппаратом, оснащенным газовым двигателем, стал дирижабль, который в 1872 году построил австриец Пауль Хенлейн. Длина оболочки дирижабля составляла около 50 метров, максимальный диаметр – 9 метров, а объем – 2407 куб. м. Он приводился в движение 4-цилиндровым газовым двигателем системы Ленуара. Двигатель имел мощность 5 л.с. и работал на том же газе, что находился в оболочке и позволял воздушному винту диаметром 4,75 метра делать 40 оборотов в минуту. Расход светильного газа составлял 7 куб. м в час. В декабре 1872 г. дирижабль развил скорость равную 19 км/час. Современники отмечали устойчивость и хорошую управляемость дирижабля в безветренную погоду.
ОбычныйНаучно-технические приоритеты в применении газа на современных воздушных судах по праву принадлежат советским и российским конструкторам.
В 1987 году впервые в истории авиации были выполнены полеты вертолета с газотурбинными двигателями, работающими на сжиженном нефтяном газе. Средний вертолет МИ-8ТГ имеет максимальную взлетную массу 12000 кг, максимальную скорость 250 и крейсерскую – 220 км/час, дальность полета с 30 минутным запасом топлива при полной заправке баков и максимальной взлетной массе 465 км. Потолок висения вертолета при нормальной взлетной массе составляет 1800 метров, а максимальная высота полета 4500 метров.
Максимальная масса груза внутри фюзеляжа — 4000 кг, а на внешней подвеске – 3000 кг. Вертолет дополнительно оборудован двумя внешними топливными емкостями на рабочее давление 16 атмосфер общим объемом 2000 л. Баки уникальны по массовым характеристикам – 0,05 кг/л. Двигатели вертолета ТВ2-117ТГ работают на ГСН или авиационных сортах керосина, а также на смеси этих видов топлива. Топливная система вертолета с устройством вытеснения сжиженного газа из баков под избыточным давлением обеспечивает безкавитационную подачу ГСН в двигатель.