Пилотный проект танкера – плавучего нефтеперерабатывающего завода (ПНПЗ) и принятых с берега и судов льяльных вод, в товарные нефтепродукты (бензин, дизтопливо, битумы) и газ.
Производительность годовая ПНПЗ (при непрерывной работе) – от 100 000 т до 200 000 т нефтепродуктов.
Соответствует требованиям международных стандартов экологической безопасности. Судно снабжено современным нефтесборным оборудованием «Lamor».
Современное нефтеперерабатывающее оборудование позволяет получать дизельное топливо и бензин с малым содержанием серы, соответствующее современным евротребованиям, и твердые отходы (битумы).
Нефтеперерабатывающее оборудование размещено в водонепроницаемом помещении.
СЭУ работает на двух видах топлива – газе, получаемом при переработке нефтесодержащих вод, сырой нефти и мусора, и дизтопливе.
Сырая нефть, нефтесодержащие и льяльные воды принимаются с танкеров или с берега.
1.Произведена перепланировка в жилых помещениях, поставлены откидные койки второго яруса, перепланированы камбуз и столовая.
2.Сделан окантованный вырез в переборках 30и 31шп. для прохода в помещение сухих отсеков 19-30 шп.. В отсеки будет подведено отопление. Горловины на главной палубе из этих помещений заварить.
3. Салон разделён на 3 помещения – два рабочих кабинета и рабочая комната.
4. По правому борту в МО оборудовано помещение для смены рабочей одежды и сушилка для рабочей одежды и обуви.
5.Цистерна запаса топлива отделена продольными переборками от основного корпуса, межбортное пространство соединено с ахтерпиком лазами. В цистерне запаса встроена расходная цистерна. В ахтерпике размещена кладовая.
6. в коффердаме 30-31шп. выгорожены две креново-балластные цистерны по 2 м³.
8. Кран манипулятор перенесен в корму для обслуживания рабочей шлюпки, погрузки продуктов, выгрузки мусорных контейнеров, погрузи расходных материалов и запчастей для оборудования и др.
9. Кингстонные ящики установлены по обоим бортам, соединены между собой трубой, стенки ящиков доведены до главной палубы и снабжены горловинами для доступа, входные забортные отверстия снабжены решетками.
10. В МО установлен водогрейный котел с выгородкой, в районе горелки. Установлен новый дизель-генератор N=50кВт и электробойлер.
11. На кормовой стенке надстройки 2-го яруса установлена заваливающаяся мачта с сигнально-отличительными фонарями, сигнальными фигурами и молниеотводным устройством.
12. В трюме по ЛБ 21-30 шп. выгорожено отапливаемое, изолируемое и вентилируемое помещение.
13. Выкружка в кормовой части корпуса для выхода гребного вала и размещения винта демонтирована, днище в кормовой части спрямлено.
14. Устойчивость на курсе при буксировке обеспечивается скегом, установленным по ДП в кормовой части корпуса.
Http://gigabaza. ru/doc/129643.html
ПНПЗ, в непосредственной близости к морским нефтяным промыслам или морского и речного нефтяного терминала, или конечного пункта любого нефтяного трубопровода, может осуществлять глубокую переработку нефти и газового кондесата с целью получением дизельного топлива, флотского мазута и прямогонного бензина.
Номинальная мощность завода может быть 100, 300, 500 и более тысяч тонн в год.
Мобильность доставки (морским транспортом) и кратчайшие сроки сборки и сдачи ПНПЗ в эксплуатацию заказчикам, должна заинтересовать нефтедобывающие и нефтеперерабатывающие предприятия т. к. это позволяет быстро наладить высокую промышленную переработку нефти в не обустроенных местах добычи и при этом сулит немалые экономические выгоды.
Возможные сроки строительства головного ПНПЗ составят 2,0-2,5 года, серийного 1-1,5.
Стоимость головного заказа ПНПЗ, cогласно эскизного проекта ПНПЗ,(мощность переработки по нефти 100 тыс. тонн/год) составит ориентировочно 60 млн рублей или 2,5 млн. долларов США в т. ч.: производство 70% + проектирование – 30%.
Cтоимость строительства ПНПЗ во многом зависит от производственных и технических возможностей и условий, где будет эксплуатироваться ПНПЗ.
Cрок рабочего проектирования, с учетом требований заказчика, 10- 15 мес.
Чистый доход от эксплуатации одного ПНПЗ составит не менее 10 млн. долларов в год.
Вы можете занять нишу на рынке оказания услуг по переработки нефти на морских промыслах и на необорудованном побережье.
Http://board. gmstar. ru/moskva/nedvizhimost-za-rubezhom/plavuchiy-neftepererabatyvauschiy-zavod—sokr-pnpz_7672.html
Группа судостроительных предприятий Санкт-Петербурга совместно с организатором инвестиционного проекта – ООО АЭРР, г. Санкт-Петербург – организует и осуществляет индивидуальное проектирование, авторский надзор за строительством и сдачу под ключ проекта:
Плавучий нефтеперерабатывающий завод ( сокр. ПНПЗ), который может эксплуатироваться в различных регионах Севера, Северо–Запада, Каспия, Балтийского моря, Камчатки, Сахалина, а также в странах Азии, Среднего и Ближнего Востока, Туркмении, Казахстана, Болгарии, Греции, ОАЭ, Венесуэлы, Бразилии, Чили, Китая и др. регионах, в необорудованных местах расположенные в прибрежных районах добычи и транспортировки нефти по трубопроводным системам в непосредственной близости к морским районам добычи нефти.
ПНПЗ, в непосредственной близости к морским нефтяным промыслам или морского и речного нефтяного терминала, или конечного пункта любого нефтяного трубопровода, может осуществлять глубокую переработку нефти и газового кондесата с целью получением дизельного топлива, флотского мазута и прямогонного бензина.
Номинальная мощность завода может быть 100, 300, 500 и более тысяч тонн в год.
Мобильность доставки (морским транспортом) и кратчайшие сроки сборки и сдачи ПНПЗ в эксплуатацию заказчикам, должна заинтересовать нефтедобывающие и нефтеперерабатывающие предприятия т. к. это позволяет быстро наладить высокую промышленную переработку нефти в не обустроенных местах добычи и при этом сулит немалые экономические выгоды.
Cроки строительства головного ПНПЗ составят 2,5 – года, серийного 1 год.
Стоимость головного заказа ПНПЗ, cогласно эскизного проекта ПНПЗ (мощность переработки по нефти 100 тыс. тонн/год) составит 10 млн. долларов США.
Cтоимость ПНПЗ во многом зависит от производственных и технических возможностей и условий, где будет эксплуатироваться ПНПЗ.
Для сравнения цены предлагаемого ПНПЗ, приводим следующею информацию о цене ближайшего аналога ПНПЗ
Фирма «Авро» построит в Новгородской области мини-НПЗ стоимостью 9 млрд руб. и производительностью 700 тыс. т в год.
В пересчете на масштаб производства ПНПЗ аналог ПНПЗ – мини НПЗ стоит 41 млн. долларов, и исходя из этого мы можем заявлять, что предлагаемый ПНПЗ конкурентоспособен на рынке НПЗ, запас по росту цены не менее 400%.
Чистый доход от эксплуатации одного ПНПЗ составит не менее 5 млн. долларов в год.
Для оценки стоимости Вашего заказа ПНПЗ нам необходимо знать Ваши требования или ТЗ на проектирование и строительство ПНПЗ, а также необходимо знать химсостав нефти, которую Вы собираетесь перерабатывать.
Вы можете занять нишу на рынке оказания услуг по переработки нефти на морских промыслах и на необорудованном побережье.
Http://lookinvestment. ru/project/floating-refinery-326
Нефтегазовая индустрия по праву считается одной из самых высокотехнологичных отраслей в мире. Оборудование, используемое для добычи нефти и газа, насчитывает сотни тысяч единиц наименований, и в него входят самые разные приспособления – от элементов Запорной арматуры, весом в несколько килограмм, до гигантских сооружений – буровых платформ и танкеров, имеющих гигантские размеры, и стоящих многие миллиарды долларов. В этой статье мы рассмотрим морских гигантов нефтегазовой индустрии.
Самыми большими танкерами-газовозами в истории человечества по праву можно назвать танкеры типа Q-max. «Q» здесь обозначает Катар, а «max» – максимальный. Целое семейство этих плавучих гигантов было создано специально для доставки морем сжиженного газа из Катара.
Корабли этого типа начали строить в 2005 году на верфях компании Samsung Heavy Industries – судостроительного подразделения компании Самсунг. Первый корабль был спущен на воду в ноябре 2007 года. Он был назван «Моза», в честь жены шейха Моза бинт Насер аль-Миснед. В январе 2009 года, погрузив 266,000 кубометров СПГ в порту Бильбао, судно такого типа впервые пересекло Суэцкий канал.
Газовозы типа Q-мах эксплуатируются компанией STASCo, но принадлежат Катарской Газотранспортной компании (Накилат), и фрахтуются преимущественно катарскими компаниями – производителями СПГ. В общей сложности подписаны контракты на строительство 14 подобных судов.
Габариты такого судна составляют 345 метров (1,132 футов) в длину и 53.8 метров (177 футов) в ширину. В высоту корабль достигает 34,7 м (114 футов) и имеет осадку около 12 метров (39 футов). При этом, судно вмещает в себя максимальный объём СПГ, равный 266,000 куб. м (9,400,000 куб. м).
Танкер «Моза» – первый корабль в данной серии. Назван в честь жены шейха Моза бинт Насер аль-Миснед. Церемония имянаречения состоялась 11 июля 2008 года на верфи Samsung Heavy Industries в Южной Корее.
В июне 2010 швейцарская компания Allseas Marine Contractors заключила контракт на постройку судна, предназначенного для перевозки буровых платформ и прокладки Трубопроводов по дну моря. Судно, названное «Pieter Schelte», но впоследствии переименованное в «Pioneering spirit», было построено на верфи компании DSME (Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering) и в ноябре 2014 года отправилось из Южной Кореи в Европу. Предполагалось использовать судно для прокладки труб Южного потока в Черном море.
Судно имеет 382 м в длину, и 124 м в ширину. Напомним, что высота небоскреба Эмпайр-стейт-билдинг в США равна 381 м (по крышу). Высота борта – 30 м. Уникальность судна еще и в том, что его оборудование позволяет укладывать трубопроводы на рекордных глубинах – до 3500 м.
Сравнительные размеры (площадь верхней палубы) судов-гигантов, сверху вниз:
- самый большой в истории супертанкер "Seawise Giant"; катамаран "Pieter Schelte"; крупнейший в мире круизный лайнер "Allure of the Seas"; легендарный "Titanic".
Сравнимые размеры с плавучим трубоукладчиком имеет следующий гигант – «Prelude FLNG» (с англ. – «плавучий завод по производству сжиженного природного газа «Прелюд»») – первый в мире завод по производству Сжиженного природного газа (СПГ) помещенный на плавучее основание и предназначенный для добычи, подготовки, сжижения природного газа, хранения и отгрузки СПГ в море.
На сегодняшний день «Prelude» является самым большим плавучим объектом на Земле. Ближайшим по размерам судном до 2010 года был нефтяной супертанкер «Knock Nevis» длинной 458 и шириной 69 метров. В 2010 году он был порезан на металлолом, и лавры самого большого плавучего объекта перешли к трубоукладчику «Pieter Schelte», впоследствии переименованному в «Pioneering Spirit»
В отличие от него, длина платформы «Prelude» на 106 метров меньше. Но он больше по тоннажу (403 342 т), ширине (124 м) и водоизмещению (900 000 т).
К тому же «Прелюд» не является кораблем в точном смысле этого слова, т. к. не обладает двигателями, имея на борту лишь несколько водяных помп, используемых для маневрирования
Решение о постройке завода «Prelude» было принято «Royal Dutch Shell» 20 мая 2011 года, а завершилось строительство в 2013 году. По проекту, плавучее сооружение будет производить 5,3 млн т. жидких углеводородов в год: 3,6 млн т. СПГ, 1,3 млн т. конденсата и 0,4 млн т. LPG. Вес сооружения составляет 260 тыс. тонн.
Водоизмещение при полной загрузке 600 000 тонн, что в 6 раз больше, чем водоизмещение самого большого авианосца.
Плавучий завод будет размещен у берегов Австралии. Такое необычное решение – размещение завода по производству СПГ в море было вызвано позицией австралийского правительства. Газ на шельфе добывать оно разрешило, а вот от размещения завода на берегу континента категорически отказалось, опасаясь, что такое соседство неблагоприятно скажется на развитии туризма.
Поэтому, в недрах Компании «Shell» и родилась эта идея, потребовавшая колоссальных вложений в проектировку и строительство, но обещающая значительную экономию в будущем. Ведь теперь не нужно будет тянуть газопроводы по дну, и строить причальные терминалы. Переработка будет осуществляться прямо в месте добычи, также как и погрузка на суда-газовозы.
Объёмы работ действительно поражают воображение, ведь масштаб их доселе просто невиданный. Общая площадь палубы больше чем четыре футбольных поля, а водоизмещение судна равно общему водоизмещению шести крупнейших авианосцев.
Для постройки такого уникального объекта было применено множество новаторских инженерных решений. После монтажа гигантского корпуса, на нем начинают монтировать оборудование, собранное в специальные блоки – модули
Огромные модули завода, весом более пяти тысяч тонн поднимают на борт судна гигантские краны
Прелюд в стадии постройки на верфях «Samsung Heavy Industries» на острове Кодже в Южной Корее. Это одно из немногих предприятий на Земле, имеющее сухой док подходящих размеров.
Гигантские модули завода для сжижения газа в процессе постройки
При постройке плавучего завода были заняты более 30 000 человек
Крупнейшим судном в этом классе до 2010 года был супертанкер «Knock Nevis» (в прошлом также назывался Seawise Giant, Happy Giant и Jahre Viking). Его размеры составляли: 458,45 метров длины и 69 метров ширины. Дедвейт судна составлял 564 763 тонны.
Даже после ввода в строй плавучего завода «Prelude FLNG» танкер остался крупнейшим в истории судном по водоизмещению 657 018 тонн. Построен в 1976 году, перестроен в 1979 году, в последние годы использовался как плавучее нефтехранилище, затем доставлен в Аланг (Индия), где в 2010 году утилизирован.
Огромные размеры танкера ограничивали его использование. Осадка при полной загрузке не позволяла судну проходить Суэцким каналом и проливом Па-де-Кале в Ла-Манше, а в Панамский канал танкер не проходил по всем своим габаритам. Нужно отметить также такой уникальный факт – при полной загрузке танкер оказывал фиксируемое сверхточными приборами влияние на вращение Земли.
Http://rgk-palur. ru/big-gas-carrier-oil-tanker-2016/
В соответствии с проектом и предлагаемым бизнес планом инвестиционного проекта (шифр – УПК – В) в составе комплекса, будет построен и серийно освоен плавучий нефтеперерабатывающий завод глубокой переработки углеводородов, мощностью по перерабатываемой сырой нефти 100 тысяч тонн в год, вариант В, сокращенно: ПНПЗ ГП УВД -100 –В или ПНПЗ -100, который, и является главным составным элементом универсального плавучего комплекса нефтепереработки глубокой переработки углеводородов, сокращенно: УПК – НП – ГП – УВД
Потребность в УПК –НП –ГП – УВД в РФ имеется и очень большая, при этом, потребность в них практически неограниченная.
Достаточно отметить тот факт, что четверть добываемой нефти в РФ вообще не подвергается переработке, а просто сжигается в атмосфере вместе с попутным газом, а нефти у нас добывается не мало – 600 млн. тонн в год.
На море нужны решения с предельной интенсификацией процессов теплообмена:
Как на стадии первичной переработки, так и на стадии вторичной переработки нефти.
Имеющиеся технические решения для суши – неприменимы для морского НПЗ – слишком много занимают места, нужны другие решения и подходы к осуществлению глубокой переработке углеводородов на море и они есть.
Для этого нужно ясно осознавать, что в настоящее время качественный бензин может получаться за счет совмещения в одном процессе первичной и вторичной нефтепереработки, затраты энергии при этом значительно сокращаются.
На морском НПЗ можно обеспечить неограниченный отвод тепла в море,
Этот принцип и заложен в основу конструктивного типа УПК – НП – ГП – УВД, а именно в плавучий нефтеперерабатывающий завод – ПНПЗ – 100
Техническое решение, положенное в основу нефтеперерабатывающей установки ПНПЗ – 100, позволяет увидеть реальную альтернативу замене старых стационарных – наземных НПЗ на новые, типа ПНПЗ – 100 , так как удельные затраты на их создание на единицу мощности в 2-10 раз ниже существующих наземных НПЗ, cм. для сравнения табл.1 и 2 .
Организация использования УПК – НП – ГП – УВД комплексная и вариантная т. е.возможны различные варианты расстановки элементов комплекса:
В качестве источника нефти могут быть – хранилище нефти на берегу и на море,
В качестве сборщика продуктов переработки нефти могут быть – танкера
Транспортировщики продуктов нефтепереработки, cуда – снабжения, нефтяные баржи и др. т. п.
УПК – НП –ГП – УВД имеет универсальное значение и может быть использован:
– при переработке нефти на необорудованном побережье, вблизи добычи нефти
– при ликвидации разливов нефти в море, около морских скважин,, или др. водных сред – на реке, озере, в пролив е и т. п.
– около морских терминалов доставки нефти для переработки нефти в готовые нефтепродукты
Экономическая эффективность создаваемых УПК –ПН –ГП – УВД оценивается следующим образом:
Производственная цена универсального плавучего комплекса типа УПК – НП – ГП – УВД
Ориентировочные параметры элементов комплекса входящие в состав УПК – НП –ГП – УВД:
1. В результате реализации проекта будут построены и проданы два комплекса УПК-ПН – ГП – УВД.
2. Комммерческая стоимость проекта определена в сумму – 69,3 млн. ЕВРО
8. Чистый доход с учетом налога на прибыль от реализации проекта за 3 года и процента инфляции за эти годы составит – 23,4 млн. ЕВРО
9. Вознаграждение инвестору– до 80% от чистого дохода от реализации проекта.
10. Первые дивиденты от реализации проекта – через 2 года от начала реализации проекта.
11. Вознаграждение спонсору – скидки от коммерческой цены от 20% до 50% по каждому заказу в отдельности.
12. Инвестор или Спонсор могут воспользоваться финансированием проекта с помощью лизинговой компании – «Альянс –Лизинг”.
13. Конечной целью реализации проекта является создание специализированной лизинговой компании по строительству и продаже комплекта УПК по заявке заказчиков.
1. В кратчайшие сроки занять нишу на рынке продажи плавучих комплексов типа УПК – НП – ГП – УВД и занять там лидирующее положение в части их строительства и реализации.
2.Освоить серийное строительство плавучих комплексов типа УПК – НП – ГП – УВД и создать, таким образом. для РФ возможность выхода на международный рынок с конкурентоспособной продукцией.
3. Создать новый и востребованный продукт нефтепереработки – на рынке РФ и в мире, аналогов которому в мире нет.
4. Создать возможность организации строительства нового средства глубокой переработки углеводородов, на условиях лизинга, что создаст благоприятные условия для малого и среднего бизнеса в РФ для целей развития и освоения бизнеса нефтепереработки
Http://www. bportal. ru/311012/inv/universalnyy-plavchiy-kompleks-neftepererabotki
Cтатья посвящена актуальной на сегодняшний день проблеме по использованию природного и попутного нефтяного газа арктических месторождений. В статье рассмотрены существующие технологии переработки газов в сжиженный природный газ, метанол и диметиловый эфир непосредственно на месте добычи, а также изучены вопросы, связанные с их размещением. Такое решение особенно рентабельно при утилизации газа одиночных и отдаленных морских месторождений, не оправдывающих строительство газотранспортных систем. Был сделан вывод о возможности переработки природных и попутных газов морских месторождений в перспективные энергоносители (СПГ, метанол и ДМЭ), являющиеся многоцелевыми полупродуктами, на базе которых могут быть получены различные важные химические продукты, а также экологически чистое жидкое топливо. Также была изучена история появления морских плавучих заводов для переработки на месте природного и попутного газа в СПГ, жидкий метанол и ДМЭ, рассмотрены вопросы, связанные с их транспортировкой и хранением в морских условиях.
This article is devoted to the actual problem of liquefied natural gas and associated petroleum gas’ utilization and usage in Arctic’s deposits. The work consider the gas rational usage problems by its refining on liquefied natural gas, methanol and dimethyl ether directly at the production site, and consider the questions of the dislocation. This solution is particularly cost-effective in cases when gas recovered from single and remote offshore deposits, when construction of gas transmission systems is not justified. It was concluded about possibility of liquefied natural gas and associated petroleum gas refining to promising energy, which is a multipurpose semi-product on the basis of which it may be obtained various important chemical products, as well as ecologically clean liquid fuels. It was also studied the history of offshore floating plants’ emergence for on-site processing of natural and associated gas in liquefied natural gas, liquid methanol and dimethyl ether and studied the transport and storage’s questions on offshore conditions.
ПЛАВУЧИЕ ЗАВОДЫ ПО ПЕРЕРАБОТКЕ ПРИРОДНОГО И ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА В УСЛОВИЯХ АРКТИКИ
А. Р. ГИМАЕВА, к. т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа И. И. ХАСАНОВ, к. т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1). E-mail: ilnur. mt@mail. ru
ООО «НИИ Транснефть» (Россия, 117186, Москва, Севастопольский пр., д. 47а).
Статья посвящена актуальной на сегодняшний день проблеме по использованию природного и попутного нефтяного газа арктических месторождений. В статье рассмотрены существующие технологии переработки газов в сжиженный природный газ, метанол и диметиловый эфир непосредственно на месте добычи, а также изучены вопросы, связанные с их размещением. Такое решение особенно рентабельно при утилизации газа одиночных и отдаленных морских месторождений, не оправдывающих строительство газотранспортных систем. Был сделан вывод о возможности переработки природных и попутных газов морских месторождений в перспективные энергоносители (СПГ, метанол и ДМЭ), являющиеся многоцелевыми полупродуктами, на базе которых могут быть получены различные важные химические продукты, а также экологически чистое жидкое топливо. Также была изучена история появления морских плавучих заводов для переработки на месте природного и попутного газа в СПГ, жидкий метанол и ДМЭ, рассмотрены вопросы, связанные с их транспортировкой и хранением в морских условиях.
Ключевые слова: диметиловый эфир, метанол, сжиженный природный газ, плавучая шельфовая установка, попутный нефтяной газ.
Освоение шельфа в последнее десятилетие является одной из самых важных ветвей развития нефтегазовой промышленности в мире. По прогнозам сейсмических исследований, данные о запасах углеводородов на российском шельфе оцениваются в 130 млрд т нефтяного эквивалента (из них нефти и конденсата 47,8 млрд т, все остальное – газ) [1]. Государственная программа освоения континентального шельфа на период до 2030 года, принятая правительством в 2012 году, предусматривает добычу газа – около 230 млрд м3. Речь идет прежде всего об Арктике, ведь именно там сосредоточено больше всего ресурсов. Согласно прогнозным оценкам, шельф в российском секторе Арктики содержит около 90 трлн м3 природного газа.
Арктическая зона России сегодня становится бурно развивающимся промышленным регионом, в котором в ближайшие 10-15 лет будут созданы новые крупные производственные и горнодобывающие центры.
Крупнейшими субъектами, заинтересованными в промышленном освоении Арктики, являются Газпром, НОВАТЭК, Роснефть, Роскосмос, Росатом, РЖД, АЛРОСА, «Норильский никель». По данным Минэкономразвития России, в Арктической зоне России запланирована реализация 152 проектов с общим объемом капитальных вложений 5 трлн руб. [1].
Подавляющую часть нынешней товарной продукции дает небольшое число крупнейших месторождений, составляющее всего несколько процентов от 4,5 тыс. известных газовых месторождений мира [2]. В настоящее время разрабатываются крупные месторождения газа в Северном и Баренцевом морях, в Мексиканском заливе, у побережья Сахалина, Австралии, Малайзии и Индонезии.
Большинство вновь открываемых месторождений относится к малоресурсным. По мере истощения действующих
Крупных месторождений проблема разработки малоресурсных, низконапорных и труднодоступных скоплений газа и транспортировки его на мировой рынок будет приобретать все большее значение.
Для освоения северных, шельфовых, а также малоресурсных месторождений необходимы эффективные малотоннажные процессы перевода газа в легко транспортируемые продукты (метанол, диметиловый эфир и СПГ). Особенно важно внедрение простых малотоннажных технологий переработки для России [3]. Создание таких технологий позволило бы решить проблему энергоснабжения богатых газом северных регионов, куда ежегодно завозится более 9 млн т жидкого топлива.
Кроме того, примерно из 760 отечественных месторождений почти 600 относятся к категории мелких с запасами менее 10 млрд м3 и по экономическим условиям не вовлечены в промышленную эксплуатацию [4]. Большинство таких месторождений находится в промышленно развитых регионах России, испытывающих острый дефицит энергоресурсов [5]. Для их разработки необходимы простые малотоннажные технологии, пригодные для эксплуатации в промысловых условиях. Для морских месторождений эта проблема осложняется отсутствием надежных решений по сбору и подготовке газа.
В связи с этим в последнее время в топливно-энергетическом комплексе идут непрерывные обсуждения и поиск перспективных вариантов транспортировки природного газа, альтернативных трубопроводному транспорту, к местам его потребления.
В качестве перспективного способа транспортировки углеводородного потенциала природного газа из арктических регионов России в настоящее время рассматривается возможность его конверсии в жидкие или более легко
Сжижаемые продукты, такие как сжиженныи природным газ (СПГ), метанол, диметиловый эфир (ДМЭ), непосредственно в районах добычи и перевозка этих жидких продуктов морским надводным или подводным транспортом.
Таким образом, существует три варианта получения потребителем углеводородного газового сырья с арктических месторождений:
1. СПГ как топливо на морских судах используется уже многие годы. Проекты СПГ введены в эксплуатацию в значительном количестве. Но в последнее время наблюдается повышенный интерес к СПГ как к топливу на судах в Европе. Это обусловлено ужесточением экологических требований к выбросам в европейских портах [6].
Согласно данным компании Ernst & Young, прогноз спроса на СПГ в мире к 2030 году составит свыше 500 млн т/ год (рис. 1).
Строительство заводов по сжижению газа морских месторождений будет требовать огромного финансирования для прокладки морских трубопроводов. С экономической точки зрения такой вариант является невыгодным, поскольку растет стоимость СПГ. Однако это нерентабельно и при разработки малых газовых месторождений шельфа в силу их удаленности от берега. В этом случае возникают трудности при строительстве фабрик по сжижению газа, а также всей необходимой инфраструктуры.
Разработка шельфа требует наличия оборудования, зачастую сравнимого по сложности с космическими кораблями. При этом спрос на подобное уникальное оборудование будет расти.
Для таких месторождений крупными компаниями-разработчиками были предложены плавучие заводы-хранилища СПГ.
Существующий плавучий завод Prelude FLNG, разработанный в 2011 году компанией Royal Dutch Shell, – первый в мире завод по производству сжиженного природного газа (рис. 2).
На сегодняшний день Prelude является самым большим плавучим объектом. Вес завода составляет 260 тыс. т. Он имеет длину 488 м, эквивалентную четырем футбольным полям, расположенным в ряд. Водоизмещение при полной загрузке 600 000 т, что в 6 раз больше, чем водоизмещение самого большого авианосца. Плавучий завод СПГ компании Shell будет обслуживать открытое в 2007 году
Месторождение Prelude, запасы которого могут достигать 85 млрд м3. В июле 2017 года компания Shell Australia объявила, что ее плавучий завод по добыче сжиженного природного газа (FLNG) Prelude прибыл в австралийские воды.
Завод Prelude будет функционировать на данном месторождении в течение 25 лет. В дальнейшем возможно его использование на других месторождениях Австралии, где Shell имеет долю.
В 2014 году на верфи Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering (DSME) в южнокорейском городе Окпо был заложен киль новой плавучей платформы-завода СПГ, называемой PETRONAS FLNG 1. Это второй плавучий СПГ-завод в мире.
Водоизмещение постройки составило 125 тыс. т, длина -365 м. Мощность – 1,2 млн т СПГ в год. Работает платформа у побережья Малайзии, штат Саравак (остров Калимантан).
Еще несколько проектов находятся на стадии рассмотрения. В частности, таким же образом планируется транспортировать газ с израильского месторождения Tamar.
Еще один арктический проект ПАО «НОВАТЭК» – «Арктик СПГ-2» находится на ранней стадии проработки. «Арктик СПГ-2» владеет лицензией на Салмановский (Утренний) участок с доказанными запасами 235 млрд м3 газа и 9 млн т жидких углеводородов. На базе этого месторождения на морских платформах в Обской губе (Карское море) вблизи полуострова Гыдан в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) планируется построить второй в регионе СПГ-завод. Начало строительства «Арктик СПГ-2» запланировано на 2019 год.
2. Общемировое производство метанола – около 40 млн т в год, и этот показатель растет ежегодно на 4%. Специалисты видят в нем перспективное топливо для автотранспорта. Огромные запасы природного газа и расширение его применения (в любом виде) как автомобильного топлива делают инвестиции в газовую инфраструктуру (заправочные станции и др.) вполне оправданными.
На метан, только в сжиженном виде, можно переводить и морские суда. В Европе первой компанией, обратившейся к этому виду топлива, стала финская Viking Line с ее паромом Viking Grace [7].
В России имеются хорошо отлаженные технологии производства с удовлетворительными технико-экономическими показателями [2, 7].
К положительным сторонам метанола относят то, что при нормальных условиях он является жидкостью, это значит, что его хранение на борту транспортного средства не затруднено.
Так как некоторые физические свойства метилового спирта (за исключением токсичности) слабо отличаются от свойств светлых нефтепродуктов, то танкеры для транспорта сырой нефти со стандартным оборудованием, а также системой хранения, слива и налива пригодны для транспорта и обработки метанола. Для транспорта метанола на таких маршрутах, как Персидский залив – США, могут с успехом использоваться супертанкеры. Стоимость транспорта метанола, особенно на большие расстояния, значительно ниже стоимости перевозок СПГ [5]. Таким образом, имеются неплохие перспективы перевозки метанола на океанских линиях большой протяженности (рис. 3).
Опыт строительства плавучих заводов по производству метанола берет свое начало с 1997 года, когда Дж. Аббатом был разработан и представлен на конференции по нефтехимии в Хьюстоне вариант плавучей морской установки по получению метанола, которую можно разместить рядом с нефтедобывающей платформой.
С этого времени технология производства, хранения и отгрузки метанола на таких морских платформах непрерывно совершенствовалась, применяемые процессы получения метанола были сходными, но различались применяемыми катализаторами и различной конструкцией рифор-меров и реакторов.
В 2003 году южноафриканская компания PetrоWоrld в союзе с тремя международными компаниями разработала первый крупномасштабный плавучий метанольный завод для переработки на месте природного и попутного газов отдаленных месторождений в жидкий метанол мощностью около 12 000-15 000 т/сут [8].
Компания Davy Process Тес1ппо1оду спроектировала в 2016 году плавучую систему для производства, хранения и выгрузки метанола (ПСПХВ).
ПСПХВ представляет собой судно (рис. 4) со всем необходимым для переработки нефти и газа и производства метанола. Судно оснащено системой швартовки для сохранения местоположения, оборудованием для переработки газа, производства метанола и хранения продукции, линиями
Рис. 4. Плавучая система для производства метанола Davy Pmcess Technоlоgy
Технологическая установка и все коммуникации устанавливаются на надводной части платформы, а хранилище находится ниже палубы. Такое судно подвижно и предназначается для использования на месторождениях с ограниченными сроками эксплуатации. Большинство установок по производству метанола используют паровой рифор-минг (обычный или комбинированный). Установки парового риформинга обладают значительными размерами и массой. Также огнеупорные системы и подвесной механизм труб не подходят для двигающихся платформ, таких как ПСПХВ. Очень крупный огневой подогреватель, необходимый для автотермического риформинга, также не приспособлен для подобного движения. В результате остаются две технологии, которые могут быть использованы на ПСПХВ: компактный риформинг и риформинг с газовым обогревом. Эти технологии также обладают преимуществом экономного использования пространства и массы.
3. Не менее перспективным направлением переработки природного газа отдаленных месторождений в настоящее время является его переработка в диметиловый эфир (ДМЭ).
Как топливо диметиловый эфир интересен не только универсальностью его применения и высокими экологическими характеристиками, но в первую очередь реализацией процесса переработки природного газа в высококачественное жидкое топливо. Диметиловый эфир позволит утилизировать сжигаемый сегодня попутный нефтяной газ, разрабатывать удаленные от магистрального газопровода месторождения газа и обеспечит топливом для местных нужд. Установки производства диметилового эфира могут быть построены непосредственно на месторождениях.
ДМЭ очень схож с СПГ по своим физическим свойствам, и в то же время имеет неоспоримые технологические преимущества перед ним [9]. В связи с этим ДМЭ может являться заменителем сжиженного природного газа в качестве моторного топлива, топлива для газовых турбин, в коммунальном хозяйстве и быту. ДМЭ имеет существенно более высокую температуру сжижения (-24,5 °С) в сравнении с СПГ, поэтому ДМЭ можно хранить в тех же резервуарах, что и СПГ [10-11].
На востоке России находятся газовые месторождения, для которых применение технологии диметилового эфира
Рис. 5. Внешний вид морского плавучего завода по производству ДМЭ
Представляется многообещающим. Технологию ДМЭ можно применить на шельфовых нефтегазовых месторождениях европейской части России, где газ может перерабатываться в диметиловый эфир непосредственно на морских платформах с дальнейшей отгрузкой в танкеры-газовозы для транспортировки пропан-бутана.
Daewоо Shipbuilding and Marine Engineering (DSME) и Когеа Gas Согрош^оп (KOGAS) подписали договор о сотрудничестве в области исследования и разработки совместного проекта на судостроительном заводе Окро в 2009 году. DSME и KOGAS договорились о проведении совместного проекта по разработке базовой технологии и оборудования для плавучего завода по производству ДМЭ (Dimethyl Ether FPSO), который предназначен для сжижения природного
Газа на своих палубах с целью получения различных химических продуктов [9]. Этот завод (рис. 5) был построен в 2017 году.
Компания KОGAS планирует построить заводы по производству ДМЭ в странах Ближнего Востока и африканских странах, таких как Саудовская Аравия, Мозамбик и Нигерия. Также корейская компания планирует строительство ДМЭ заводов и плавучих заводов (ДМЭ-FPSО) в Малайзии, Австралии и других странах. Компания уже провела предварительные технико-экономические расчеты в месте Tassie Shоal по производству ДМЭ в коммерческих масштабах в Северной Австралии [9].
Таким образом, углеводородные ресурсы Арктики являются основой развития промышленности Арктического региона РФ [12]. Эффективное использование ресурсного потенциала обеспечит устойчивое региональное развитие в долгосрочной перспективе. В ближайшие десятилетия северо-запад РФ будет играть существенную роль в развитии нефтегазодобывающего комплекса страны, формировании новых районов добычи ресурсов нефти и газа, межрегиональной транспортной инфраструктуры и арктического транспортного коридора.
В случае же плавучих заводов по производству СПГ, метанола и ДМЭ технология только зарождается, поэтому она будет совершенствоваться, приспосабливаться под различные климатические условия, также будет варьироваться мощность таких заводов.
1. Фишкин Д. О подходах к социально-экономическому развитию Арктической зоны Российской Федерации // Конф. «Международное сотрудничество в Арктике: новые вызовы и векторы развития». М., 12-13 окт. 2016.
2. Agee M A. Economic gas to liquids: A new tool for the energy industry. Natural Gas Conversion V. Studies in Surface Science and Catalysis. Parmaliana A. et al. (Editors) 1998. V. 119. Elsevier. Amsterdam.
3. Технологии для Арктики // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов, 2017. № 5 (32). С. 24-25.
4. Скоробогатов В. А., Староселъский В. И., Якушев B. C. Мировые запасы и ресурсы природного газа // Газовая промышленность, 2000. № 7. С. 17-20.
5. Лоренц В. Я., Гриценко А. И., Кубиков В. Б. и др. Концепция развития новых производств в газохимической промышленности // Газовая промышленность. 2003. № 12. С. 80-85.
6. Хасанов И. И., Гимаева А. Р. Особенности бункеровки топлива для судов на сжиженном природном газе // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2017. № 3. С. 19-22.
7. Olah G. A. The methanol economy // Chem. Eng. News. 2003. September 22.
8. Колбановский Ю. А., Платэ НА. Энергетические установки в химической технологии // Нефтехимия. 2000. № 5. С. 323-333.
9. В поисках ДМЭ. URL: http://www. xn--80akymgbc3a. xn--p1ai/article/41938/ (дата обращения 19.09.2017).
10. Розовский А. Я. Диметиловый эфир – топливо XXI века // Тр. III сессии. Междунар. школа повыш. квалиф. «Инженерно-химическая наука для передовых технологий». Казань, 1997. С. 3б-52.
11. Розовский А. Я. Диметиловый эфир и бензин из природного газа // Рос. хим. журн. (Журн. Рос. хим. об-ва им. Д. И. Менделеева), 2003. Т. XLVII. № 6. С. 53-61.
12. Демидов П. В. Отдельные аспекты правового обеспечения инвестиционных проектов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов, 2016. № 3 (23). С. 100-106.
FACTORY SHIPS FOR PROCESSING OF NATURAL AND ASSOCIATED PETROLEUM GAS IN THE ARCTIC
KHASANOV I. I., Cand. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of Department of Transport and Storage of Oil and Gas
GIMAEVA A. R., Cand. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of Department of Transport and Storage of Oil and Gas
Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Republic of Bashkortostan,
Transneft Research Institute for Oil and Oil Products Transportation (Transneft R&D, LLC) (47a Sevastopolskiy pr., 117186, Moscow, Russia).
This article is devoted to the actual problem of liquefied natural gas and associated petroleum gas' utilization and usage in Arctic's deposits. The work consider the gas rational usage problems by its refining on liquefied natural gas, methanol and dimethyl ether directly at the production site, and consider the questions of the dislocation. This solution is particularly cost-effective in cases when gas recovered from single and remote offshore deposits, when construction of gas transmission systems is not justified. It was concluded about possibility of liquefied natural gas and associated petroleum gas refining to promising energy, which is a multipurpose semi-product on the basis of which it may be obtained various important chemical products, as well as ecologically clean liquid fuels. It was also studied the history of offshore floating plants' emergence for on-site processing of natural and associated gas in liquefied natural gas, liquid methanol and dimethyl ether and studied the transport and storage's questions on offshore conditions.
Keywords: dimethyl ether, methanol, liquefied natural gas, floating offshore rig, associated petroleum gas. REFERENCES
1.Fishkin D. O podkhodakh k sotsial'no-ekonomicheskomu razvitiyu Arkticheskoy zony Rossiyskoy Federatsii [On approaches to the socio-economic development of the Arctic zone of the Russian Federation]. Trudy conf. «Mezhdunarodnoye sotrudnichestvo v Arktike: novyye vyzovy i vektory razvitiya» [Proc. conf. «International cooperation in the Arctic: new challenges and vectors of development»]. Moscow, 2016.
2.Agee M A. Economic gas to liquids: A new tool for the energy industry. Natural Gas Conversion V. Studies in Surface Science and Catalysis. Amsterdam, Elsevier Publ., 1998.
3.Technologies for the Arctic. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov, 2017, no. 5 (32), pp. 24-25 (In Russian).
Http://cyberleninka. ru/article/n/plavuchie-zavody-po-pererabotke-prirodnogo-i-poputnogo-neftyanogo-gaza-v-usloviyah-arktiki
Для того чтобы приступить к освоению арктических запасов, необходимы морские Нефтедобывающие платформы. До недавнего времени плавучие буровые в основном приобретались или арендовались за рубежом. В нынешней геополитической и экономической ситуации это становится нецелесообразным, поэтому важно как можно быстрее ускорить процесс создания центров по строительству подобных объектов.
На протяжении «лихих девяностых» и первой половины «стабильных нулевых» спрос на такую продукцию, как плавучая нефтяная платформа, по большому счету отсутствовал. Например, строительство самоподъемной установки (СПБК) «Арктическая», которую заложили в 1995 году и должны были сдать в 1998-м, завершилось только в начале нынешнего десятилетия. Столь значимый проект элементарно перестали финансировать. Что уж там говорить о менее масштабных начинаниях.
Только необходимость как можно быстрее приступить к освоению запасов Арктики заставила правительство серьезно задуматься о состоянии дел в отрасли. Аренда импортного оборудования обходится сегодня в сотни тысяч долларов ежесуточно. При нынешнем состоянии курса рубля затраты непозволительные, а весьма вероятное ухудшение взаимоотношений с Западом может лишить отечественные компании даже этой техники.
Кроме того, далеко не факт, что нефтедобывающая платформа, способная работать в условиях вечной мерзлоты, вообще производится сегодня в мире. Ведь помимо экстремально низкой температуры, оборудованию нужно будет выдерживать мощнейшие сейсмические колебания, шторма и ледовые атаки. Необходимы максимально надежные объекты и лучше, чтобы они были целиком и полностью укомплектованы отечественной техникой.
На сегодняшний день максимум, которого удалось достигнуть российским заводам – это создание основания нефтяной платформы и самостоятельная сборка оставшихся элементов из иностранных компонентов. Жилые модули, буровые комплексы, устройства отгрузки, энергетические системы и другие крупногабаритные элементы приходится приобретать за границей.
Существенной проблемой является и недостаточно развитая транспортная инфраструктура. Доставка стройматериалов и оборудования на производственные площадки в Арктике и на Дальнем Востоке, где планируются основные проекты, потребует существенных расходов. Более-менее нормальный доступ пока есть только к Азовскому, Балтийскому и Каспийскому морям.
Тем не менее в этой отрасли зависимость от Запада нельзя назвать критичной. Наиболее знаковым из отечественных проектов, безусловно, стала нефтедобывающая платформа «Приразломная», в процессе создания которой мы увидели, что структуры промышленного, ресурсного и научно-технического сообщества способны эффективно координироваться и решать поставленные перед ними задачи при достаточной поддержке государства.
Данный объект без каких-либо ЧП успешно пережил три зимы и уже осуществляет добычу и загрузку «черного золота». Из других достижений российских инженеров можно отметить морские нефтедобывающие платформы «Беркут» и «Орлан», запущенные в эксплуатацию относительно недавно. Их отличает способность выдерживать самые низкие температуры и жесткие сейсмические колебания, а также минимальная чувствительность к гигантским льдинам и волнам.
Что касается будущих проектов, то здесь стоит упомянуть совместное начинание компании «Лукойл» и заводов Калининградской области. Нефтяники планируют установить в местном море сразу пять буровых, удаленных от берега на десятки километров. Предварительный объем инвестиций должен составить около 140 млрд рублей. Создавать оборудование будут на калининградских машиностроительных заводах. Если не возникнет форс-мажоров, добыча должна начаться уже в 2017 году.
Разработка и изготовление современной нефтяной платформы – процесс, который по сложности вполне сопоставим с космическими проектами. Во времена СССР практически 100% комплектующих для буровых установок делалось на отечественных предприятиях. С развалом Союза некоторые из них оказались за рубежом, а часть и вовсе прекратила существование. Нужно многое восстанавливать. Необходимый потенциал у российских заводов есть, но реализовать его получится только при поддержке государства.
Если правительство реально рассчитывает создать в стране полный цикл производства, а не продолжит считать таковым домашнюю сборку иностранных комплектующих, потребуются серьезные комплексные решения и финансовые вливания. До тех пор, пока этого не случится, корпорации будут продолжать пользоваться в основном импортной техникой, а Россия сохранять мало престижное звание сырьевого придатка Запада.
Http://delonovosti. ru/business/3284-neftyanye-platformy-rossiya-osvoila-proizvodstvo. html
Основной функцией нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) является переработка нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, смазки, битумы, нефтяной кокс сырьё для нефтехимии. Производственный цикл НПЗ обычно состоит из подготовки сырья, первичной перегонки нефти и вторичной переработки нефтяных фракций: каталитического крекинга, каталитического риформинга, коксования, висбрекинга, гидрокрекинга, гидроочистки и смешения компонентов готовых нефтепродуктов.
- Вариант переработки нефти: топливный, топливно-масляный и топливно-нефтехимический. Объем переработки (в млн. тонн.) Глубина переработки (выход нефтепродуктов в расчете на нефть, в % по массе за минусом топочного мазута и газа)
Сначала производится обезвоживание и обессоливание нефти на специальных установках для выделения солей и других примесей, вызывающих коррозию аппаратуры, замедляющих крекинг и снижающих качество продуктов переработки.
Жидкие углеводороды нефти имеют различную температуру кипения. На этом свойстве основана перегонка. При нагреве в ректификационной колонне до 350 °C из нефти последовательно с ростом температуры выделяются различные фракции. Нефть на первых НПЗ перегоняли на следующие фракции: прямогонный бензин (он выкипает в интервале температур 28-180°С), реактивное топливо (180—240 °С) и дизельное топливо (240—350 °С). Остатком перегонки нефти был мазут. До конца XIX века его выбрасывали, как отходы производства. Для перегонки нефти обычно используют пять ректификационных колонн, в которых последовательно выделяются различные нефтепродукты. Выход бензина при первичной перегонке нефти незначителен, поэтому проводится её вторичная переработка для получения большего объёма автомобильного топлива.
Вторичная переработка нефти проводится путём термического или химического каталитического расщепления продуктов первичной нефтеперегонки для получения большего количества бензиновых фракций, а также сырья для последующего получения ароматических углеводородов — бензола, толуола и других. Одна из самых распространенных технологий этого цикла — крекинг (англ. cracking — расщепление).
В 1891 году инженеры В. Г. Шухов и С. П. Гаврилов предложили первую в мире промышленную установку для непрерывной реализации термического крекинг-процесса: трубчатый реактор непрерывного действия, где по трубам осуществляется принудительная циркуляция мазута или другого тяжелого нефтяного сырья, а в межтрубное пространство подаются нагретые топочные газы. Выход светлых составляющих при крекинг-процессе, из которых затем можно приготовить бензин, керосин, дизельное топливо составляет от 40-45 до 55-60 %. Крекинг-процесс позволяет производить из мазута компоненты для производства смазочных масел.
Каталитический крекинг был открыт в 30-е годы XX века. Катализатор отбирает из сырья и сорбирует на себе прежде всего те молекулы, которые способны достаточно легко дегидрироваться (отдавать водород). Образующиеся при этом непредельные углеводороды, обладая повышенной адсорбционной способностью, вступают в связь с активными центрами катализатора. Происходит полимеризация углеводородов, появляются смолы и кокс. Высвобождающийся водород принимает активное участие в реакциях гидрокрекинга, изомеризации и др.. Продукт крекинга обогащается легкими высококачественными углеводородами и в результате получается широкая бензиновая фракция и фракции дизельного топлива, относящиеся к светлым нефтепродуктам. В итоге получаются углеводородные газы (20 %), бензиновая фракция (50 %), дизельная фракция (20 %), тяжелый газойль и кокс.
Гидроочистку осуществляют на гидрирующих катализаторах с использованием алюминиевых, кобальтовых и молибденовых соединений.
Задача процесса — очистка бензиновых, керосиновых и дизельных фракций, а также вакуумного газойля от сернистых, азотсодержащих, смолистых соединений и кислорода. На установки гидроочистки могут подаваться дистилляты вторичного происхождения с установок крекинга или коксования, в таком случае идет также процесс гидрирования олефинов. Мощность существующих в РФ установок составляет от 600 до 3000 тыс. т в год. Водород, необходимый для реакций гидроочистки, поступает с установок каталитического риформинга, либо производится на специальных установках.
Сырьё смешивается с водородсодержащим газом концентрацией 85-95 % об., поступающим с циркуляционных компрессоров, поддерживающих давление в системе. Полученная смесь нагревается в печи до 280—340°C, в зависимости от сырья, затем поступает в реактор. Реакция идет на катализаторах, содержащих никель, кобальт или молибден под давлением до 50 атм. В таких условиях происходит разрушение сернистых и азотсодержащих соединений с образованием сероводорода и аммиака, а также насыщение олефинов. В процессе за счет термического разложения образуется незначительное (1,5-2 %) количество низкооктанового бензина, а при гидроочистке вакуумного газойля также образуется 6-8 % дизельной фракции. В очищенной дизельной фракции, содержание серы может снизиться с 1,0 % до 0,005 % и ниже. Газы процесса подвергаются очистке с целью извлечения сероводорода, который поступает на производство элементарной серы или серной кислоты.
Установка Клауса активно применяется на нефтеперерабатывающих предприятиях для переработки сероводорода с установок гидрогенизации и установок аминной очистки газов для получения серы.
Бензин, керосин, дизельное топливо и технические масла подразделяются на различные марки в зависимости от химического состава. Завершающей стадией производства НПЗ является смешение полученных компонентов для получения готовой продукции требуемого состава.
Первый российский нефтеперерабатывающий завод был основан братьями Чумеловыми на реке Ухта в 1745. Завод производил осветительный керосин и смазочные масла.
Http://dic. academic. ru/dic. nsf/ruwiki/1060492
Слова, вынесенные в эпиграф, сегодня вызывают грустную усмешку: мол, Сибирью прирастать будет скорее Китай.
Компания владельца разреза «Черемшанский» (Кемеровская область) Александра Полякова выиграла аукцион по продаже имущественного комплекса этого предприятия в рамках конкурсного производства. .
Российское могущество прирастать будет Сибирью. М. В. Ломоносов Слова, вынесенные в эпиграф, сегодня вызывают грустную усмешку: мол, Сибирью прирастать будет скорее Китай. .
В 2010 году энерготарифы для граждан вырастут на 10 процентов, для промышленности – на 7,6 процента. .
Чешская энергетическая компания CEZ начала строительство самой большой в Чехии солнечной электростанции. Ввод мощностей в эксплуатацию намечен на начало 2011 года. .
Красноярское предприятие МЭС Сибири в 2010 году направит на ремонты более 400 миллионов рублей. .
Работники филиала АО «Тюменьэнерго» – «Тюменские распределительные сети» проводят обследование оборудования на предмет возможного подтопления.
На ПГУ-115 МВт Дягилевской ТЭЦ Центрального филиала ПАО «Квадра» завершилась первая плановая проверка оборудования.
В филиале ПАО «МРСК Центра» – «Тамбовэнерго» завершена подготовка к массовым ремонтно-профилактическим работам, которые начнутся в мае.
В Центральных электрических сетях филиала ОАО «МРСК Урала» – «Свердловэнерго» введен в промышленную эксплуатацию новый диспетчерский щит, оснащенный отечественным программным комплексом СК-11
Липецкий филиал ПАО «Квадра» приступил к плановому капитальному ремонту турбины Липецкой ТЭЦ-2 мощностью 135 МВт. Она самая мощная среди всех турбоагрегатов компании.
© 2001-2018 «Энергетика и промышленность России». Ссылки при перепечатке обязательны. www. eprussia. ru. Свидетельство о регистрации Роскомнадзора СМИ Эл № ФС77-68029 от 13.12.2016.
Учредитель: ООО “Издательский дом Энергетика и промышленность”. Главный редактор – Пресняков Валерий Андреевич
Http://www. eprussia. ru/epr/141/10971.htm
Танкер представляет собой специализированное судно грузового типа, которое может быть адаптировано как для морских, так и для речных маршрутов. Водный транспорт предназначен для транспортировки наливных грузов. Самыми крупными в своем ряду считаются океанские супертанкеры, которые используются не только для перевозки нефти, но и для ее хранения.
Самый большой танкер в мире был спущен со стапелей в 1976 году. В роли его создателя выступила компания Royal Dutch Shell, а само судно имело название Batillus. На строительство водного транспортного средства было израсходовано около 70 тысяч тонн металла и примерно 130 миллионов долларов. В 1973 году имел место мировой нефтяной кризис, вследствие которого стоимость сырья существенно возросла. Это привело к значительному сокращению грузооборота. Компания-создатель танкера имела намерение прекратить строительство судна, но контракт, подписанный за два года до начала строительства, не позволял этого сделать. Разрыв договоренности сулил значительные издержки. На сегодня единственный конкурент судна – самый большой корабль в мире, танкер Knock Nevis.
Сразу после окончания строительства судно выполняло только свою минимальную норму: оно осуществляло всего 5 рейсов в течение года. Начиная с 1982 года водный транспорт больше времени простаивал без дела, нежели использовался по назначению. В 1982 году владелец судна принял решение продать его на металлолом по цене в 8 миллионов долларов. В структуру танкера входило порядка 40 цистерн независимого типа, общая вместительность которых составляет 677,3 тысяч кубических метров. Благодаря заложенному в конструкцию разделению на отсеки судно могло использоваться для транспортировки одновременно нескольких типов углеводородов. Проект снижал риск возникновения аварийных ситуаций и вероятность загрязнения океана. Загрузка нефти в самый большой танкер в мире осуществлялась четырьмя насосами, мощность которых составляет примерно 24 тысячи кубометров в час. Общая длина судна была равна 414 метрам, а дедвейт (то есть общая грузоподъемность) соответствовал 550 тысячам тонн. Максимальная скорость не превышала 16 узлов, а продолжительность рейса без дозаправки и пополнения запасов составляла 42 дня. На обслуживание плавающей конструкции четырьмя силовыми установками расходовалось 330 тонн топлива в сутки.
После того как Batillus с двумя пятилопастевыми двигателями и 4 паровыми турбинами мощностью 64,8 тысяч лошадиных сил был использован как хранилище с 2004 года и был утилизирован в 2010 году, его место занял Knock Nevis. За историю своего существования Batillus поменял огромное количество владельцев, изменил много раз свое название и был разрезан на металлолом с названием Mont под флагом Сьерра-Леоне. Второй самый большой танкер в мире – это Knock Nevis, строительство которого, так же как и его предшественника, было окончено в 1976 году. Свои огромные размеры судно приобрело тремя годами позже, после реконструкции. В результате модернизации дедвейт танкера приблизился к 565 тысячам тонн. Его длина увеличилась до 460 метров. Экипаж судна – 40 человек. Турбины двигателей танкера способны развивать скорость до 13 узлов благодаря общей мощности в 50 тысяч лошадиных сил.
Самый большой нефтяной танкер в мире, строительство которого осуществлялось в XX веке, имеет название Seawise Giant. Конструирование судна началось до эры возникновения двухпалубных танкеров. На данный момент аналогов судна не существует. С ним, по оценке экспертов, смогут конкурировать только плавучие города с домами, офисами и полноценной инфраструктурой, проекты которых только начинаются рассматриваться экспертами. Строительство судна началось в 1976 году. Изначально его дедвейт должен был соответствовать 480000 тоннам, но после банкротства первого владельца магнат Тунг решил увеличить его грузоподъемность до 564763 тонн. Судно было спущено на воду в 1981 году, а его основное предназначение заключалось в транспортировке нефти с месторождений в Мексиканском заливе. Позже корабль транпортировал нефть из Ирана. Во время одного из рейсов был затоплен в Персидском заливе.
Самый большой нефтеналивной танкер в мире под названием Seawise Giant был поднят со дна океана около острова Харг в 1988 году компанией СРЗ Keppel Shipyard. Новым владельцем танкера стала компания Norman International, которая израсходовала на восстановление судна 3,7 тысяч тонн стали. Уже отреставрированное судно вновь поменяло владельца и стало носить название Jahre Viking. В марте 2004 года права владения на него были переданы компании First Olsen Tankers, которая в связи с большим возрастом конструкции переделала ее в FSO – плавучий комплекс, который использовался только для налива и хранения углеводородного сырья в области верфей Дубая. После последней реконструкции танкер приобрел название Knock Nevis, под которым он и известен как самый габаритный танкер в мире. После последнего переименования судно в роли FSO было отбуксировано в воды Катара на месторождение Аль Хашин.
Самый большой танкер в мире носил название Knock Nevis. Он стал своеобразным порождением научно-технической революции. В рамках конструкции использована продольная система набора корпуса, а все надстройки находились на корме. Именно при сборке танкеров впервые были использована электрическая сварка. В разные периоды своего существования танкер был известен как Jahre Viking и Happy Giant, Seawise Giant и Knock Nevis. Его длина составляет 458,45 метров. Для полного разворота судну было необходимо свободное пространство в 2 километра и помощь буксиров. Поперечный размер водного транспорта 68,8 метров, что соответствует ширине футбольного поля. Верхняя палуба корабля с легкостью могла вместить 5,5 футбольных полей. Танкер выведен из состава флота 1 января 2010 года, с тех пор у него не было не только достойного конкурента, но и просто аналога.
Самым крупным танкером LNG считается судно под названием Mozah, которое было сдано в эксплуатацию своему заказчику в 2008 году. При строительстве были использованы верфи компании Samsung для Qatar Gas Transport Company. В течение трех десятков лет танкеры LNG вмещали не более 140 000 кубометров сжиженного газа. Гигант Mozah побил все рекорды с показателем вместимости 266 000 кубометров. Этого объема достаточно для того, чтобы в течение суток обеспечивать теплом и электричеством всю территорию Англии. Дедвейт судна соответствует 125 600 тоннам. Его длина равна 345, а ширина – 50 метрам. Осадка – 12 метров. Расстояние от киля до клотика соответствует высоте 20-этажного небоскреба. В конструкции танкера была предусмотрена собственная установка сжижения газа, что сводило до минимума вредные испарения и практически полностью устраняло риск аварии, обеспечивая стопроцентную сохранность груза. В перспективе планируется сконструировать и спустить на воду всего 14 судов этой серии.
Самый большой танкер в мире – китайский. По мере смены поколений менялись и судна, которые к настоящему моменту уже списаны, оставалась прежней страна-производитель.
Конструкций ULCC класса, которым удалось превысить отметку в 500 000 тонн дедвейта, насчитывается всего 6:
- Battilus с дедвейтом в 553,662. Период существования с 1976–1985 годы. Bellamya с дедвейтом 553,662, бороздивший просторы океанов с 1976 по 1986 год. Pierre Guillaumat, сконструированный в 1977 и списанный в 1983 году. Esso Atlantic с дедвейтом 516,000 и продолжительностью существования с 1977 по 2002 годы. Esso Pacific (516,000 тонн). Период эксплуатации – с 1977 года по 2002 год. Prairial (554,974 тонн). Сконструирован в 1979, снят с рейсов в 2003 году.
Http://fb. ru/article/188021/samyiy-bolshoy-tanker-v-mire-samyiy-bolshoy-neftyanoy-tanker-v-mire