Природный газ

(Natural gas)

Природный газ - это один из самых распространенных энергоносителей

Определение и применение газа, физические и химические свойства природного газа

Содержание Природный газ - это, определение Общая характеристика газа Химический состав газа Физические свойства газа Классификация природных газов Месторождения природного газа Добыча природного газа Транспортировка газа Применение газа        Природный газ в промышленности        Газовое автомобильное топливо Запасы газа в мире Экология и природный газ Газодобывающие компании        Газпром        Роснефть        ТНК-ВР        Сургутнефтегаз        Лукойл Источники и ссылки

Природный газ - это, определение

Природный газ - это определенное состояние вещества при котором, между частицами входящими в его состав отсутствует существенное взаимодействие. Для составляющих частиц характерно хаотичное движение, стремление заполнить существующее пространство. Природный газ образуется в результате химических процессов в недрах земли. Существующие природные газы достаточно сложно поддаются классификации из-за различий в строении молекулярной решетки.

Природный газ - это смесь газов, образовавшихся в недрах Земли при анаэробном разложении органических веществ. Природный газ относится к полезным ископаемым.

Природный газ - это встречающаяся в природе легковоспламеняющаяся газообразная смесь углеводородов, образовавшаяся в процессе геологических преобразований в «ловушке» между осадочными породами.

Газ - это определенное состояние вещества при котором, между частицами входящими в его состав отсутствует существенное взаимодействие. Для составляющих частиц характерно стремление заполнить существующее пространство.

Газ - это агрегатное состояние вещества, характеризующееся очень слабыми связями между составляющими его частицами (молекулами, атомами или ионами), а также их большой подвижностью.

Газ - это тела, характеризующиеся стремлением наполнять любое пространство и лишенные собственной формы. Учение о Г. представляет блестящую страницу современного естествознания.

Газ - это состояние вещества, когда молекулярное взаимодействие отсутствует. Согласно закону А.Авогадро (1811 г.) при нормальных условиях грамм-молекула газа старается заполнить объём 22,4 л.

Газ - это одно из агрегатных состояний вещества, в котором составляющие его частицы (атомы, молекулы) находятся на значительных расстояниях друг от друга и находятся в свободном движении.

Газ - это состояние вещества, при котором молекулы свободно движутся в любых направлениях; газ всегда распространяется (путем диффузии) по резервуару любого размера, стремясь заполнить его полностью.

Газ - это агрегатное состояние вещества, в котором энергия движения его частиц (атомов, молекул) значительно превышает энергию их взаимодействий.

Газ - это одно из агрегатных состояний вещества, в котором кинетическая энергия теплового движения его частиц (молекул, атомов, ионов) значительно превосходит потенциальную энергию взаимодействий между ними, в силу чего частицы движутся свободно.

Общая характеристика газа

Газ (газообразное состояние) (от греч. χάος — хаос) - агрегатное состояние вещества, характеризующееся очень слабыми связями между составляющими его частицами, (молекулами, атомами или ионами), а также их большой подвижностью. Частицы газа почти свободно и хаотически движутся в промежутках между столкновениями, во время которых происходит резкое изменение характера их движения.

Газообразное состояние вещества в условиях, когда возможно существование устойчивой жидкой или твёрдой фазы этого же вещества, обычно называется паром.

Подобно жидкостям, газы обладают текучестью и сопротивляются деформации. В отличие от жидкостей, газы не имеют фиксированного объёма и не образуют свободной поверхности, а стремятся заполнить весь доступный объём (например, сосуда).

Газообразное состояние — самое распространённое состояние вещества Вселенной (межзвёздное вещество, туманности, звёзды, атмосферы планет и т.д.). По химическим свойствам газы и их смеси весьма разнообразны — от малоактивных инертных газов до взрывчатых газовых смесей. К газам иногда относят не только системы из атомов и молекул, но и системы из других частиц — фотонов, электронов, броуновских частиц, а также плазму.

Слово «газ» (голл. gas) было придумано в начале XVII века голландским естествоиспытателем Я. Б. ван Гельмонтом (Jean Baptiste van Helmont), для обозначения полученного им «мёртвого воздуха» (углекислого газа). Согласно, Я. И. Перельману, Гельмонт писал: «Такой пар я назвал газ, потому что он почти не отличается от хаоса древних».

Согласно В. Вундту, звуковой строй этого слова целиком определяется смысловыми отголосками тех терминов и выражений, которые для учёного сознания того времени обозначали родственные идеи и образы. По мнению Вундта, прежде всего Гельмонт думал, что открытый им газ напоминает первобытный хаос. Кроме того, на Гельмонта действовало представление слова blas (ср. немецкое blasen), которое он употреблял для обозначения холодного воздуха, исходящего из звёзд. Наконец, сюда же примешивалась мысль о слове Geist, соответствующем латинскому spiritus, так как газ, под которым Гельмонт подразумевал, главным образом, углекислоту, по латыни передавался через spiritus silvestris («лесной дух»). Некоторые подозревают воздействие немецкого gasen — «кипеть».

В Российской Федерации для обозначения газов М. В. Ломоносов употреблял термин «упругие жидкости», но он не прижился.

Газ в ионизированном состоянии способен проводить электрический ток. Основных способа ионизации газа два: термическая ионизация и ионизация электрическим ударом. Кроме того, существует так называемый самостоятельный электрический разряд.

Природный газ (Natural gas) - это

Термическая ионизация - придание атомам достаточной кинетической энергии для отрыва электрона от ядра и последующей ионизации вследствие повышения температуры газа и тепловое движение атомов газа, приводящее ко столкновениям и превращением их в кинетическую энергию. Температуры, необходимые для ионизации газов, очень высоки (например, для водорода этот показатель составляет 6 000° К). Этот тип ионизации газов распространен преимущественно в природе.

При низкой температуре газ также может проводить ток, если мощность его внутреннего электрического поля превышает некоторое пороговое значение. Пороговое значение в данном случае - достижение электроном под действием электрического поля достаточной кинетической энергии, необходимо для ионизации атома. Далее электроны снова разгоняются электрическим полем для ионизации и ионизируют два атома и т. д. - Процесс стает цепным. В конечном итоге все свободные электроны достигнут позитивного электрода, позитивные ионы - негативного электрода. Данный тип ионизации распространен преимущественно в промышленности.

В планетарном масштабе газ в атмосфере удерживается гравитацией.

Также газом часто кратко называют Природный газ.

Прироодный газ (Compressed Natural Gas) — смесь газов, образовавшаяся в недрах земли при анаэробном разложении органических веществ.

Природный газ относится к полезным ископаемым. Часто является попутным газом при добыче нефти. Природный газ в пластовых условиях (условиях залегания в земных недрах) находится в газообразном состоянии — в виде отдельных скоплений (газовые залежи) или в виде газовой шапки нефтегазовых месторождений, либо в растворённом состоянии в черного золота или воде. В стандартных условиях (101,325 кПа и 20 °С) Природный газ находится только в газообразном состоянии.

Также Природный газ может находиться в виде естественных газогидратов.

Химический состав газа

Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородных компонентов (СН4 – С22Н46), а также неуглеводородных компонентов (H2S, N2, CO, CO2, Ar, H2, He).

Природные газы газовых месторождений состоят в основном из метана с примесью более тяжёлых его гомологов: этана (С2Н6), пропана (С3Н8) и бутана (С4Н10). Иногда, в небольших количествах в газовых залежах, присутствуют пары пентана (С5Н12) и гексана (С6Н14). Все углеводороды (УВ), содержащиеся в залежах, начиная с этана, принято считать тяжёлыми. Они образуются только в процессе образования черного золота при преобразовании рассеянного органического вещества (ОВ) на стадии диагенеза и, особенно, на стадии катагенеза, поэтому считаются специфическими «нефтяными» газами. Нефтяные газы могут проникать из залежей в вышележащие отложения в виде ретроградного раствора. Это явление используется в гидрогеохимии в качестве поискового признака на нефть.

Доля тяжёлых углеводородных газов в газовых залежах колеблется от единиц до частей процента. Здесь их содержание зависит от состава исходного ОВ, степени его катагенетической превращенности, а также от длины пути миграции газов. Метан, в отличие от своих гомологов обладает наибольшей подвижностью и одновременно наименьшей растворимостью в воде и способностью к адсорбции, поэтому он опережает другие УВ газы при миграции. Метан обладает также значительной химической и термической устойчивостью, может иметь биохимическое, глубинное и радиохимическое происхождение. Поэтому он не является надёжным геохимическим индикатором или поисковым признаком наличия скоплений УВ.

Природный газ (Natural gas) - это

Кроме углеводородных компонентов в природных газах содержатся, как правило, в виде примесей и другие газы: диоксид углерода, азот, сероводород, водород, гелий и аргон. Содержание азота и кислых газов (СО2 и Н2S), которые дают при растворении в воде слабые кислоты – угольную (Н2СО3) и сероводородную (Н2S), может составлять десятки процентов и более, а иногда и превышать содержание углеводородных газов.

В свободных газах газонефтяных месторождений, то есть в газовых шапках, могут присутствовать пары жидких УВ, более тяжелые, чем гексан, однако их примесь бывает незначительной. Газы газонефтяных месторождений называются попутными.

Роснефть" src="/pictures/investments/img1965254_neftedobyivayuschie_kompanii_Rosneft.jpeg" style="width: 600px; height: 444px;" title="нефтедобывающие компании Роснефть" />

Газы, растворённые в черного золота, называются нефтяными. Обычно они содержат от 30 до 80 % гомологов метана, а также азот, диоксид углерода, сероводород, гелий, аргон и другие компоненты. Поэтому содержание метана может составлять в нефтяных газах всего 20-30 % от состава газовой смеси. Состав углеводородной части газов тесно связан с составом черного золота. Легкие метановые черного золота содержат газы, состоящие на 20-30 % из тяжелых углеводородов. Тяжелые черного золота наоборот, со-17 держат преимущественно метан. Соотношение метана и его гомологов меняется в нефтяных газах и с увеличением возраста пород. Газы древних отложений в среднем более обогащены тяжелыми УВ и азотом, чем молодые.

Различные черного золота имеют газовый фактор (ГФ) до 550-600 м3/т. Установленные максимальные величины ГФ в нефтяных залежах в экстремальных термобарических условиях глубоких горизонтов достигают 700-750 м3/т. У большинства залежей он составляет от 30 до 100 м3/т. Обычно ГФ выше у залежей, содержащих сильно превращенную метановую нефть, по сравнению с залежами, содержащими мало превращённую нафтеновую нефть. Залежи черного золота, не содержащие растворённых газов, встречаются редко на небольших глубинах. Газовый фактор используется в качестве показателя типа залежи. К нефтяным залежам относятся залежи с ГФ ниже 600 м3/т, к нефтегазоконденсатным – 600-900 м3/т и к газоконденсатным – свыше 900 м3/т.

Качество газа, как энергоносителя зависит от содержания метана. При содержании в газовой смеси этана и других углеводородных и неуглеводородных газов от нескольких процентов и более они становятся ценным химическим сырьём.

Углеводородные газы, состоящие в основном из метана, называются сухими. При незначительном содержании тяжёлых углеводородов они называются тощими, и газы со значительным содержанием тяжелых УВ называются жирными. Для характеристики УВ состава газов применяется понятие «коэффициент сухости», это - отношение процентного содержания метана к сумме его гомологов: СН4 /С2Н6 + высшие.

Природный газ (Natural gas) - это

Для этих целей используется и такой критерий как газовый фактор или его обратная величина – содержание стабильного конденсата в граммах или кубических сантиметрах в 1 м3 газа. Сухие газы содержат конденсата менее 10 г/м3, тощие – от 10 до 30 г/м3 и жирные газы – от 30 до 90 г/м3. Изменение коэффициента сухости газов является показателем направления их миграции.

Состав газов в залежах постоянно меняется за счёт действия многих факторов. Одним из них является растворимость индивидуальных газовых компонентов в воде и черного золота. Например, растворимость метана в черного золота в пять раз меньше, чем растворимость этана и в 21 раз меньше, чем пропана. Азот обладает растворимостью в 15 раз меньшей, чем метан. Поэтому газы в газовых шапках обогащены метаном и азотом. В то же время растворимость газообразных гомологов метана растет с увеличением в черного золота легких фракций УВ. Содержание диоксида углерода в газах изменяется от долей процента до 10 и более процентов.

Предполагается, что основным источником СО2 в природных газах является окисление углеводородов и отчасти ОВ. В ряде случаев СО2 имеет явно термокаталитическое, поствулканическое или метаморфическое происхождение. Примером может служить Межовское газовое месторождение, открытое в Западной Сибири. Оно находится в породах фундамента и состоит на 95 % из диоксида углерода. Результатом метаморфического разложения карбонатов объясняется большое содержание диоксида углерода в газах Астраханского газоконденсатного месторождения и его большое содержание в попутных газах газонефтяных залежей, залегающих в палеозойских отложениях на юге Западной Сибири. Газовые месторождения Сицилии, расположенные вблизи вулкана Этна, также обогащены диоксидом углерода. Азот, содержащийся в газовых и газоконденсатных залежах, также может иметь различное происхождение: атмосферное, биогенное и небольшое его количество – глубинное. В целом, содержание азота увеличивается с возрастом отложений.

Оно колеблется от десятых долей процента до 50-70 %. Иногда высокие концентрации азота могут быть связаны с его хорошими миграционными свойствами. Например, доля азота в попутных газах возрастает в месторождениях, находящихся вдали от зон генерации УВ.

Природный газ (Natural gas) - это

Аргон в залежах углеводородных газов может иметь атмосферное или радиогенное происхождение. Атмосферный или воздушный аргон попадает в газовые залежи посредством инфильтрационных вод. Доля аргона различного генезиса определяется по отношению разных изотопов. Аргон представлен тремя изотопами 40Ar, 38Ar и 36Ar. Изотоп 40Ar резко преобладает и имеет радиогенное происхождение. Он образуется из изотопа 40К. Высокие концентрации радиогенного аргона отмечаются для месторождений, расположенных в приразломных зонах. Происхождение аргона тесно связано с генезисом азота. Поэтому для определения в газах относительной доли азота разного происхождения пользуются отношением количества воздушного аргона к общему содержанию азота в исследуемом газе.

Сероводород чаще всего образуется в результате биологического восстановления сульфатов, растворенных в водах. Это подтверждается изучением изотопного состава серы. Однако, начиная с глубины 2-3 км, бактериальная генерация сероводорода невозможна. Здесь он образуется в результате термокаталитического преобразования сернистых компонентов нефтей и химического восстановления сульфатов. Часть сероводорода, возможно, имеет глубинное происхождение. Нередко сероводородом обогащены газы, находящиеся в толщах карбонатных пород, которые контактируют или чередуются с сульфатными породами. Концентрация сероводорода в природных газах составляет от 0,01 до 25 %, но иногда она достигает 100 %. В Российской Федерации большое количество сероводорода (20-24 %) содержится в газах Астраханского газоконденсатного месторождения. Сероводород является ценным компонентом Природного газа и служит сырьем для производства серы.

Водород считался раньше редким компонентом в составе природных горючих газов. В последние десятилетия ХХ века появилось большое количество данных об обнаружении его различных концентраций в газовых залежах. Во многих месторождениях углеводородов Западного Предкавказья в составе газов присутствует до 3,5 % водорода.

Гелий, содержащийся в свободных и нефтяных газах, имеет радиогенное происхождение. Это легкий и миграционноспособный газ, поэтому его наибольшие концентрации отмечены в древних палеозойских отложениях. Таким образом, основными компонентами природных горючих газов являются: метан и его гомологи, диоксид углерода, азот и сероводород. Формирование газового состава залежей обусловлено диагенетическими и катагенетическими преобразованиями ОВ осадочных пород, которые идут параллельно с образованием залежей. Часть газов поступает в скопления из глубинных подкорковых зон Земли (N2, CO2, He, Аr, CH4). Часть газов образуется при метаморфических процессах и окислительно-восстановительных процессах непосредственно в залежах.

Физические свойства газа

Газ всегда заполняет объём, ограниченный непроницаемыми для него стенками. Так, например, газовый баллон или камера автомобильной шины практически равномерно заполнены газом.

Стремясь расшириться, газ оказывает давление на стенки баллона, камеры шины или любого другого тела, твёрдого или жидкого, с которым он соприкасается. Если не принимать во внимание действия поля тяготения Земли, которое при обычных размерах сосудов лишь ничтожно меняет давление, то при равновесии давления газа в сосуде представляется нам совершенно равномерным. Это замечание относится к макромиру. Если же представить себе, что происходит в микромире молекул, составляющих газ в сосуде, то ни о каком равномерном распределении давления не может быть и речи. В одних местах поверхности стенки молекулы газа ударяют в стенки, в то время как в других местах удары отсутствуют.

Природный газ (Natural gas) - это

Эта картина всё время беспорядочным образом меняется. Молекулы газа ударяют о стенки сосудов, а затем отлетают со скоростью почти что равной скорости молекулы до удара. При ударе молекула передает стенке количество движения, равное mv, где m – масса молекулы и v - её скорость. Отражаясь от стенки, молекула сообщает ей ещё такое же количество движения mv. Таким образом, при каждом ударе (перпендикулярно стенке) молекула передаёт ей количество движения равное 2mv. Если за 1 секунду на 1 см 2 стенки приходится N ударов, то полное количество движения, переданное этому участку стенки, равно 2Nmv. В силу второго закона Ньютона это кол-во движения равно произведению силы F, действующей на этот участок стенки, на время t в течение которого она действует. В нашем случае t=1сек. Итак F=2Nmv, есть сила, действующая на 1см2 стенки, т.е. давление, которое принято обозначать р (причём р численно равно F). Итак имеем р=2Nmv

Ежу понятно, что число ударов за 1 сек зависит от скорости молекул, и числа молекул n в единице объёма. При не очень сжатом газе можно считать, что N пропорционально n и v, т.е. р пропорционально nmv2.

Итак, для того чтобы рассчитать с помощью молекулярной теории давление газа, мы должны знать следующие характеристики микромира молекул: массу m, скорость v и число молекул n в единице объёма. Для того чтобы найти эти микро характеристики молекул, мы должны установить, от каких характеристик макромира зависит давление газа, т.е. установить на опыте законы газового давления. Сравнив эти опытные законы с законами, рассчитанными при помощи молекулярной теории, мы получим возможность определить характеристики микромира, например скорости газовых молекул.

Итак, установим, от чего зависит давление газа?

Во-первых, от степени сжатия газа, т.е. от того от того, сколько молекул газа находится в определённом объёме. Например, накачивая шину или сжимая её, мы заставляем газ сильнее давить на стенки камеры.

Во-вторых, от того, какова температура газа.

Природный газ (Natural gas) - это

Обычно изменение давления вызывается обеими причинами сразу: и изменением объёма, и изменением температуры. Но можно осуществить явление так, что при изменении объёма температура будет меняться ничтожно мало или при изменении температуры объём практически останется неизменным. Этими случаями мы сперва и займёмся, сделав предварительно ещё следующее замечание.

Мы будем рассматривать газ в состоянии равновесия. Это значит; что в газе установилось как механическое, так и тепловое равновесие.

Механическое равновесие означает, что не происходит движения отдельных частей газа. Для этого необходимо, чтобы давление газа было во всех его частях одинаково, если пренебречь незначительной разницей давления в верхних и нижних слоях газа, возникающей под действием силы тяжести.

Тепловое равновесие означает, что не происходит передачи теплоты от одного участка газа к другому. Для этого необходимо, чтобы температура во всем объеме газа была одинакова.

Зависимость давления газа от температуры

Начнем с выяснения зависимости давления газа от температуры при условии неизменного объема определенной массы газа. Эти исследования были впервые произведены в 1787 г. Шарлем. Можно воспроизвести эти опыты в Упрощенном виде, нагревая газ в большой колбе, соединенной с ртутным манометром в виде узкой изогнутой трубки.

Пренебрежем ничтожным увеличением объема колбы при нагревании и незначительным изменением объема при смещении ртути в узкой манометрической трубке. Таким образом, можно считать объем газа неизменным. Подогревая "воду в сосуде, окружающем колбу, будем отмечать температуру газа по термометру, а соответствующее давление — по манометру. Наполнив сосуд тающим, льдом, измерим давление соответствующее температуре 0°С.

Опыты подобного рода показали следующее:

1. Приращение давления некоторой массы газа при нагревании на 1° составляет определенную часть a того давления, которое имела данная масса газа при температуре 0°С. Если давление при 0°С обозначить через Р, то.приращение давления газа при нагревании на 1°С есть aР.

При нагревании на т градусов приращение давления будет в т раз больше, т. е. приращение давления пропорционально приращению температуры.

2. Величина a, показывающая, на какую часть давления при 0°С увеличивается давление газа при нагревании на 1°, имеет одно и то же значение(точнее, почти одно и то же) для всех газов,, а именно. Величину a называют термическим, коэффициентом давления. Таким образом, термический коэффициент давления для всех газов имеет одно и то же значение, равное.

Давление некоторой массы газа при нагревании на 1° в неизменном объеме увеличивается на часть давления при 0°С.(закон Шарля).

Следует иметь, однако, в виду, что температурный коэффициент давления газа, полученный при измерении температуры по ртутному термометру, не в точности одинаков для разных температур: закон Шарля выполняется только приближенно, хотя и с очень большой степенью точности.

Формула, выражающая закон Шарля.

Закон Шарля позволяет рассчитать давление газа при любой температуре, если известно его давление при 0°С. Пусть давление при 0°С данной массы газа в данном объеме есть, а давление того же газа при температуре t есть p.

Этой формулой можно пользоваться также и в том случае, если газ охлажден ниже 0°С; при этом t будет иметь отрицательные значения. При очень низких температурах, когда газ приближается к состоянию сжижения, а также в случае сильно сжатых газов закон Шарля неприложим и формула перестает быть годной.

Закон Шарля с точки зрения молекулярной теории.

Что происходит в микромире молекул, когда температура газа меняется, например когда температура газа повышается и давление его увеличивается? С точки зрения молекулярной теории возможны две причины увеличения давления, данного газа: во-первых, могло увеличиться число ударов молекул на 1 см2 в течение 1 сек; во-вторых, могло увеличиться количество движения, передаваемое при ударе в стенку одной молекулой. И та и другая причина требует увеличения скорости молекул. Отсюда становится ясным, что повышение температуры газа (в макромире) есть увеличение средней скорости беспорядочного движения молекул (в микромире). Опыты по определению скоростей газовых молекул, о которых буду говорить немного далее, подтверждают этот вывод.

Когда мы имеем дело не с газом, а с твердым иди жидким телом, в нашем распоряжении нет таких непосредственных методов определения скорости молекул тела. Однако и в этих случаях несомненно, что с повышением температуры скорость движения молекул возрастает.

Изменение температуры газа при изменении его объема. Адиабатические и изотермические процессы.

Мы установили, как зависит давление газа от температуры, если объем остается неизменным. Теперь посмотрим, как меняется давление некоторой массы газа в зависимости от занимаемого ею объема, если температура остается неизменной. Однако, прежде чем перейти к этому вопросу, надо выяснить, как поддерживать температуру газа неизменной. Для этого надо изучить, что происходит, с температурой газа, если объем его меняется настолько быстро, что теплообмен газа с окружающими телами практически отсутствует.

Произведем такой опыт. В закрытую с одного конца толстостенную трубку из прозрачного материала поместим ватку, слегка смоченную эфиром, и этим создадим внутри трубки смесь паров эфира с воздухом, взрывающуюся при нагревании. Затем быстро вдвинем в трубку плотно входящий поршень. Мы увидим, что внутри трубки произойдет маленький взрыв. Это значит, что при сжатии смеси паров эфира с воздухом температура смеси резко повысилась. Это явление вполне понятно. Сжимая газ внешней силой, мы производим работу, в результате которой внутренняя энергия газа должна была увеличиться; это и произошло—газ нагрелся.

Теперь предоставим газу расширяться и производить при этом работу против сил внешнего давления. Это можно осуществить. Пусть в большой бутыли находится сжатый воздух, имеющий комнатную температуру. Сообщив бутыль с внешним воздухом, дадим воздуху в бутыли возможность расширяться, выходя из небольшого. отверстия наружу, и поместим в струе расширяющегося воздуха термометр или колбу с трубкой. Термометр покажет температуру, заметно более низкую, чем комнатная, а капля в трубке, присоединенной к колбе, побежит в сторону колбы, что также будет указывать на понижение температуры воздуха в струе. Значит, когда газ расширяется и при этом совершает работу, он охлаждается и внутренняя энергия его убывает. Ясно, что нагревание газа при сжатии и охлаждение при расширении являются выражением закона сохранения энергии.

Если мы обратимся к микромиру, то явления нагревания газа при сжатии и охлаждения при расширении станут вполне ясными. Когда молекула ударяется о неподвижную стенку и отскакивает от нее, скорость, а следовательно, и кинетическая энергия молекулы, в среднем такова же, как и до удара о стенку. Но если молекула ударяется и отскакивает от надвигающегося на нее поршня, ее скорость и кинетическая энергия больше, чем до удара о поршень (подобно тому как скорость теннисного мяча увеличивается, если его ударить во встречном направлении ракеткой).

Надвигающийся поршень передает отражающейся от него молекуле дополнительную энергию. Поэтому внутренняя энергий газа при сжатии возрастает. При отскакивании от удаляющегося поршня скорость молекулы уменьшается, ибо молекула совершает работу, толкая отходящий поршень. Поэтому расширение газа, связанное с отодвиганием поршня или слоев окружающего газа, сопровождается совершением работы и приводит к уменьшению внутренней энергии газа.

Итак, сжатие газа внешней силой вызывает его нагревание, а расширение газа сопровождается его охлаждением. Это явление в некоторой мере имеет место всегда, но особенно резко заметаю тогда, когда обмен теплотой с окружающими телами сведен к минимуму, ибо такой обмен может в большей или меньшей степени компенсировать изменение температуры.

Процессы, при которых передача теплоты настолько ничтожна, что ею можно пренебречь, называют адиабатическими.

Возвратимся к вопросу, поставленному в начале главы. Как обеспечить постоянство температуры газа, несмотря на изменения его объема? Очевидно, для этого надо непрерывно передавать газу теплоту извне, если он расширяется, и непрерывно отбирать от него теплоту, передавая ее окружающим телам, если газ сжимается. В частности, температура газа остается достаточно постоянной, если расширение или сжатие газа производится очень медленно, а передача теплоты извне или вовне может происходить с достаточной быстротой. При медленном расширении теплота от окружающих тел передается газу и его температура снижается так мало, что этим снижением можно пренебречь. При медленном сжатии теплота, наоборот, передается от газа к окружающим телам, и вследствие этого температура его повышается лишь ничтожно мало.

Природный газ (Natural gas) - это

Процессы, при которых температура поддерживается неизменной, называют изотермическими.

Закон Бойля — Мариотта

Перейдем теперь к более подробному изучению вопроса, как меняется давление некоторой массы газа, если температура его остается неизменной и меняется только объем газа. Мы уже выяснили, что такой изотермический процесс осуществляется при условии постоянства температуры тел, окружающих газ, и настолько медленного изменения объема газа, что температура газа в любой момент процесса не отличается от температуры окружающих тел.

Мы ставим, таким образом, вопрос: как связаны между собой объем и давление при изотермическом изменении состояния газа? Ежедневный опыт учит нас, что при уменьшении объема некоторой массы газа давление его увеличивается. В качестве примера можно указать повышение упругости при накачивании футбольного мяча, велосипедной или автомобильной шины. Возникает вопрос: как именно увеличивается давление газа при уменьшении объема, если температура газа остается неизменной?

Ответ на этот вопрос дали исследования, произведенные в XVII столетии английским физиком и химиком Робертом Бойлем (1627—1691) и французским физиком Эдемом Мариоттом (1620—1684).

Опыты, устанавливающие зависимость между объемом и давлением газа, можно воспроизвести: на вертикальной стойке, снабжённой делениями, находятся стеклянные трубки А и В, соединенные резиновой трубкой С. В трубки налита ртуть. Трубка В сверху открыта, на трубке А имеется кран. Закроем этот кран, заперев таким образом некоторую массу воздуха в трубке А. Пока мы не сдвигаем трубок, уровень ртути в обеих трубках одинаков. Это значит, что давление воздуха, запертого в трубке А, такое же, как и давление окружающего воздуха.

Будем теперь медленно поднимать трубку В. Мы увидим, что ртуть в обеих трубках будет подниматься, но не одинаково: в трубке В уровень ртути будет все время выше, чем в А. Если же опустить трубку В, то уровень ртути в обоих коленах понижается, но в трубке В понижение больше, чем в А.

Объем воздуха, запертого в трубке А, можно отсчитать по делениям трубки А. Давление этого воздуха будет отличаться от атмосферного на величину давления столба ртути, высота которого равна разности уровней ртути в трубках А и В.

При. поднятии трубки В давление столба ртути прибавляется к атмосферному давлению. Объем воздуха в А при этом уменьшается. При опускании трубки В уровень ртути в ней оказывается ниже, чем в А, и давление столба ртути вычитается из атмосферного давления; объем воздуха в А соответственно увеличивается.

Сопоставляя полученные таким образом значения давления и объема воздуха, запертого в трубке А, убедимся, что при увеличении объема некоторой массы воздуха в определенное число раз давление его во столько же раз уменьшается, и наоборот. Температуру воздуха в трубке при наших опытах можно считать неизменной.

Подобные же опыты можно" произвести и с другими газами. Результаты получаются такие же.

Классификация природных газов

Вопрос классификации природных газов очень сложен, так как они имеют разнообразный состав, различное происхождение, разные условия нахождения и физическое состояние в природе. Кроме того, газы обладают большой эмиграционной способностью, создают различные смеси и редко бывают однородными по химическому составу. Одновременно с процессами образования газов идут процессы их разрушения. Например, при действии кислорода на сероводород образуется свободная сера и вода.

Первую классификацию природных газов составил В.И. Вернадский (1912), где он указал, что при изучении газов необходимо знать три следующие фактора: форму или условия нахождения газов в природе, источники их происхождения или генезис и химический состав. Согласно этим факторам В.И. Вернадский выделил три группы газов.

По форме нахождения:

Свободные газы:

- атмосферные;

- газовые скопления, содержащиеся в порах горных пород и окклюзии;

- газовые струи или вихри (вулканические, тектонические, поверхностные);

- газовые испарения.

Жидкие растворы газов:

- газы океанов и морей;

- газы озер, прудов и рек;

- газы различных водных источников (вулканических, тектонических, поверхностных).

По источникам происхождения:

- газы земной поверхности;

- газы, связанные с высокотемпературными очагами литосферы;

- газы глубинные, проникающие в земную кору из мантии.

По составу (разделение для тектонических газов):

- азотные;

- углекислые;

- метановые;

- водородные;

- сероводородные;

- водяные пары.

Позже, в развитие этой классификации был создан целый ряд классификационных схем природных газов по условиям нахождения и физическому состоянию в природе, по химическому составу, генезису и по их практической ценности и содержанию полезных компонентов. В отечественной литературе опубликовано более 20 классификаций природных газов только по химическому составу.

Природный газ (Natural gas) - это

Ряд классификационных схем разработали М.И. Суббота и А.Ф. Романюк, которые приведены ниже.

Классификация по условиям нахождения газа в природе

Газы земной поверхности:

- тропосферы;

- стратосферы и мезосферы;

- атмосферных осадков;

- пещер и карстовых полостей.

Газы поверхностной гидросферы:

- океанов и морей;

- рек, озер и прудов;

- поверхностных льдов;

- болот.

Газы, рассеянные в горных породах:

- в порах и трещинах осадочных пород;

- сорбированные породами;

- поровых растворов;

- магматогенных пород;

- газово-жидкие включения в минералах;

- илов;

- газогидратов илов;

- почв.

Газы подземной гидросферы:

- грунтовых вод;

- вод зоны свободного водообмена;

- вод зоны затрудненного водообмена;

- мерзлых вод и газогидратов.

Свободные газы залежей:

- газовых залежей;

- газовых шапок нефтяных залежей;

- газоконденсатных залежей.

Газы, растворенные и сорбированные в биогенных ископаемых:

- растворенные в черного золота;

- сорбированные углями;

- в горючих сланцах.

VII. Газы грязевых вулканов:

1) грязевых извержений;

2) грязевых грифонов.

Классификация газов по химическому составу

Преимущественно метановый (СН4 > 50 %):

- метановый (СН4 > 75 %);

- метано-азотный (СН4 > 50 %);

- метан-этан-пропановый (СН4 > 50 %);

- метано-углекислый (СН4 > 50 %).

Преимущественно углеводородный (тяжелее метана, ТУ >50 %):

- этан-пропановый (ТУ > 75 %);

- этан-пропан-метановый (ТУ > 50 %).

Преимущественно азотный (N2 > 50 %):

- азотный (N2 > 75 %);

- азотно-метановый (N2 > 50 %);

- азотно-углекислый (N2 >50 %);

- азотно-кислородный (N2 > 75 %, О2 > 10 %);

- азотно-кислородно-углекислый (N2 > 50 %).

Преимущественно углекислый (СО2 > 50 %):

- углекислый (СО2 > 75 %);

- углекисло-азотный (СО2 > 50 %);

- углекисло-метановый (СО2 > 50 %);

- углекисло-сероводородный (СО2 > 50 %).

Преимущественно водородный (Н2 > 50 %):

- водородный (Н2 > 75 %);

- водородно-азотный (Н2 > 50 %).

Классификация и индексация В.И. Старосельского, классификация В.А. Соколова

Существует классификация и индексация природных газов по содержанию полезных компонентов В.И. Старосельского, которая основана на требованиях промышленности по минимальной концентрации компонентов, являющихся ценным химическим сырьем. Среди неуглеводородных компонентов газа в ней учитывается азот (А), углекислый газ (У), сероводород (Св), а среди углеводородных компонентов – метан (Н), этан (Э), тяжелые углеводороды (Т) и конденсат (К). В зависимости от пределов процентного содержания какого-либо компонента в газе, около его буквенного индекса ставится цифра от 1 до 4. Состав газа обозначается суммой индексов. Например, состав газов Астраханского газоконденсатного месторождения будет выражен следующим индексом: М2Э1Т2У4А1Св4К4. Он означает, что газ содержит метана от 30 до 70 %, этана менее 3 %, тяжелых углеводородов 5-10 %, углекислого газа более 15 %, азота менее 3 %, сероводорода более 1 % и конденсата более 200 г/м3.

Природные газы подразделяются в этой классификации по содержанию этана, который является ценным химическим сырьем, а также – по содержанию тяжелых УВ на метановые, этановые, этан-пропановые и пропан-бутановые. Метановые газы характерны для газовых скоплений. Они содержат метана от 90 до100 %, этана до 3 % и тяжелых УВ до 5 %. Этановые газы содержат этана от 3 до 6 %, тяжелых УВ от 5 до 10 %, а этан-пропановые газы - этана от 6 до 9 %, тяжелых УВ - от 10 до 30 %. Эти газы характерны, в основном, для газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей. В пропан-бутановых газах концентрация тяжелых УВ составляет более 30 % и этана более 9 %. Они характерны для нефтяных залежей.

Природный газ (Natural gas) - это

Месторождения природного газа

Метан и некоторые другие углеводороды широко распространены в космосе. Метан — третий по распространённости газ вселенной, после водорода и гелия. В виде метанового льда он участвует в строении многих удалённых от солнца планет и астероидов, однако такие скопления, как правило, не относят к залежам Природного газа, и они до сих пор не нашли практического применения. Значительное количество углеводородов присутствует в мантии Земли, однако они тоже не представляют интереса.

Огромные залежи Природного газа сосредоточены в осадочной оболочке земной коры. Согласно теории биогенного (органического) происхождения черного золота они образуются в результате разложения останков живых организмов. Считается, что Природный газ образуется в осадочной оболочке при бо́льших температурах и давлениях, чем нефть. С этим согласуется тот факт, что месторождения газа часто расположены глубже, чем месторождения черного золота.

Огромными газовыми запасами обладает Россия (Уренгойское месторождение), США, Канада. Из других европейских стран стоит отметить Норвегию, но её запасы невелики. Среди бывших республик Союза Советских Социалистических Республик (CCCP) большими запасами природного газа владеет Туркмения, а также Казахстан (Карачаганакское месторождение).

Во второй половине XX века в университете им. И. М. Губкина были открыты природные газогидраты (или гидраты метана). Позже выяснилось, что газовые запасы в данном состоянии огромны. Они располагаются как под землёй, так и на незначительном углублении под морским дном.

Существуют множество способов получения Природного газа из других органических веществ, например отходов сельскохозяйственной деятельности, деревообрабатывающей и пищевой промышленности и т. д.

Природный газ (Natural gas) - это

Добыча природного газа

Природный газ находится в земле на глубине от 1000 метров до нескольких километров. Сверхглубокой скважиной недалеко от города Новый Уренгой получен приток газа с глубины более 6000 метров. В недрах газ находится в микроскопических пустотах, называемых порами. Поры соединены между собой микроскопическими каналами — трещинами, по этим каналам газ поступает из пор с высоким давлением в поры с более низким давлением до тех пор, пока не окажется в скважине. Движение газа в пласте подчиняется определённым законам. Газ добывают из недр земли с помощью скважин. Скважины стараются разместить равномерно по всей территории месторождения. Это делается для равномерного падения пластового давления в залежи. Иначе возможны перетоки газа между областями месторождения, а так же преждевременное обводнение залежи.

Газ выходит из недр вследствие того, что в пласте находится под давлением, многократно превышающем атмосферное. Таким образом, движущей силой является разность давлений в пласте и системе сбора.

В 2005 году в Российской Федерации объём добычи Природного газа составил 548 млрд мі. Внутренним потребителям было поставлено 307 млрд мі через 220 региональных газораспределительных организаций. На территории Российской Федерации расположено 24 хранилища Природного газа. Протяжённость магистральных газопроводов Российской Федерации составляет 155тыс. км.

Сжиженный Природный газ не токсичен, химически не активен; удельная теплота сгорания - 12 тыс. ккал/кг, а октановое число (l 05-1 07 единиц) на 13 % - 15 % выше, чем у бензина, однако он почти в 2 раза легче бензина. В продуктах его сгорания содержится в 1 О раз меньше окиси углерода и в 2 раза - окислов азота.

Для перевода из газообразного в жидкое состояние Природный газ подвергается осушке и очистке и охлаждается до температуры минус 150-160°С на специальных установках и заводах, размещаемых в доступных для морских судов районах побережья. Перевозка СПГ, плотность которого в результате глубокого охлаждения увеличивается в 600-640 раз, осуществляется на специально оборудованных танкерах -метановозах, совершающих челночные рейсы между отгрузочными терминалами и создаваемыми в портах назначения причалами для их приема, где имеются специальные установки по регазификации.

Процесс передачи сжиженного Природного газа от производителя к приобретателю можно разделить на четыре этапа:

- добыча, подготовка и транспортировка Природного газа по газопроводу к заводу по его сжижению;

- обработка, сжижение ПГ, хранение и погрузка СПГ на специализированные танкеры-метановозы;

- морская транспортировка СПГ;

- разгрузка СПГ на приемном терминале, хранение, рега:зификация и поставка конечным потребителям по газопроводам.

Эти четыре этапа взаимозависимы друг от друга и составляют цепочку, неразрывно связывающую газовую скважину с конечным приобретателем.

Завод по сжижению Природного газа представляет собой крупный промышленный комплекс, состоящий из установок подготовки и сжижения Природного газа, резервуаров хранения, оборудования для загрузки на танкеры, причала и целого ряда вспомогательных хозяйств, призванных удовлетворять потребности завода в электричества и воде для охлаждения.

Преобразование Природного газа в жидкое состояние осуществляется в несколько этапов. Сначала удаляются все примеси - прежде всего двуокись углерода, а иногда и минимальные остатки соединений серы. Затем извлекается вода, которая в противном случае может превратиться в ледяные кристаллы и закупорить установку сжижения.

Следующий этап - удаление большинства тяжелых углеводородов, после чего остаются главным образом метан и этан. Затем газ постепенно охлаждается, обычно с помощью двухцикличного процесса охлаждения, до тех пор, пока его температура не достигнет приблизительно минус 160 градусов С. Тогда он и становится жидкостью при атмосферном давлении.

Сжижение Природного газа возможно лишь при охлаждении его ниже критической температуры. При более высоких температурах газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении.

Для сжижения Природного газа при температуре, равной критической (Т = Т кр), давление его должно быть равным или больше критического, т. е. Р > Ркт. При сжижении Природного газа под давлением ниже критического (Р < Ркт) температура газа должна быть ниже критической.

Для сжижения Природного газа могут быть использованы как принципы внутреннего охлаждения, когда Природный газ сам выступает в роли рабочего тела, так и принципы внешнего охлаждения, когда для охлаждения и конденсации Природного газа используются вспомогательные криогенные газы с более низкой температурой кипения (например кислород, азот, гелий). В последнем случае теплообмен между Природным газом и вспомогательным криогенным газом происходит через теплообменную поверхность.

Лукойл src="/pictures/investments/img1965287_gazodobyivayuschie_predpriyatiya_Lukoyl.jpg" style="width: 600px; height: 440px;" title="газодобывающие предприятия Лукойл" />

При индексе пром производства СПГ наиболее эффективными являются циклы сжижения с использованием внешней холодильной установки (принципы внешнего охлаждения), работающей на углеводородах или азоте, при этом сжижается почти весь Природный газ. Широкое распространение получили циклы на смесях хладагентов, где чаще других используется однопоточный каскадный цикл, у которого удельный затрата энергии составляет 0,55-0,6 кВт' ч/кг СПГ.

В установках сжижения небольшой производительности в качестве холодильного агента используется ожижаемый Природный газ, в этом случае применяют более простые циклы: с дросселированием, детандером, вихревой трубой и др. В таких установках коэффициент сжижения составляет 5-20 %, а Природный газ необходимо предварительно сжимать в компрессоре.

Сжижение Природного газа на основе внутреннего охлаждения может достигаться следующими способами.

Сургутнефтегаз src="/pictures/investments/img1965288_neftedobyivayuschie_kompanii_Surgutneftegaz.png" style="width: 600px; height: 630px;" title="нефтедобывающие компании Сургутнефтегаз" />

Изоэнтальпийным расширением сжатого газа (энтальпия i = const), т. е. дросселированием (использование эффекта Джо- уля- Томсона); при дросселировании поток газа не производит какой либо работы;

изоэнтропийным расширением сжатого газа (энтропия S-const) с отдачей внешней работы; при этом получают дополнительное количество холода, помимо обусловленного эффектом Джоуля- Томсона, так как работа расширения газа совершается за счет его внутренней энергии.

Как правило, изоэнтальпийное расширение сжатого газа используется только в аппаратах сжижения малой и средней производительности, в которых можно пренебречь некоторым перерасходом энергии. Изоэнтропийное расширение сжатого газа используется в аппаратах большой производительности (в промышленных масштабах).

Сжижение Природного газа на основе внешнего охлаждения может достигаться следующими способами.

Использованием криогенераторов Стирлинга, Вюлемье-Такониса и т.д; рабочими телами данных криогенераторов является, как правило, гелий и водород, что позволяет при совершении замкнутого термодинамического цикла достигать температуры на стенке теплообменника ниже температуры кипения Природного газа;

Природный газ (Natural gas) - это

Использованием криогенных жидкостей с температурой кипения ниже, чем у Природного газа, например жидкого азота, кислорода и т. д.;

Использованием каскадного цикла с помощью различных холодильных агентов (пропана, аммиака, метана и т. д.); при каскадном цикле газ легко поддающийся сжижению путем компримирования, при испарении создает холод, необходимый для понижения температуры другого трудносжижаемого газа.

После сжижения спг помещается в специально изолированные огромные резервуары хранения, а затем загружается в танкеры-газовозы для транспортировки. За это время транспортировки небольшая часть СПГ неизменно «выпаривается» и может использоваться в качестве топлива для двигателей танкера. На газовозах возможно использование в качестве топлива как метана, так и мазута. По достижении терминала приобретателя сжиженный газ разгружается и помещается в резервуары хранения.

Прежде чем пустить спг в употребление, его вновь приводят в газообразное состояние на станции регазификации. После регазификации Природный газ используется так же, как и газ, транспортируемый по газопроводам.

Приемный терминал спг - менее сложное сооружение, чем завод сжижения, и состоит главным образом из причала, сливной эстакады, резервуаров хранения, установок обработки газов испарения из резервуаров и узла учета.

В течение последнего десятилетия стоимость производства и транспортировки спг снизилась на 35-50 %. В среднем производство 1 T/r сейчас составляет $ 250/т для базового завода и $ 175/т для расширения мощности имеющейся производственной линии по сравнению с $ 500 в ранний период 1965-1970 годов и $ 300-400 в 1970-1980-x годах. Большое значение для снижения удельных издержек имеет размер проекта. Средняя мощность одной производственной линии выросла с 1 млн т/г. в 1960-х годах до почти 3 млн т/г в 2000 году. В то же время количество производственных линий на одном предприятии уменьшается. Сегодня стандартные производственные линии имеют мощность 4-4,8 млн т/г. (например, 4-я и 5-я линии на заводе в Нигерии). Существенно повлияли на экономику производства спг технологические достижения, в первую очередь использование газовых турбин взамен паровых. Свой вклад внесли практика интеграции терминалов спг и электрогенерирующих предприятий, а также такие дополнительные факторы, как оптимизированная конфигурация оборудования, большие по объему и меньшие по количеству емкости для хранения газа и т. п.

Снижается и стоимость транспортировки спг. Всего в 2003 году во всем мире курсировали 149 специализированных танкеров по перевозке сжиженного Природного газа, причем 24 сошли со стапелей в последние полтора года. Стоимость одного судна сократилась с $ 250 млн в 1991 году до $ 160-170 млн сегодня. Произошло это за счет конкуренции по мере появления новых судостроительных заводов, внедрения новых технологий (разработок) и больших размеров судов.

Сегодня строятся танкеры водоизмещением 138000-140000 м3 и готовятся к выпуску размером 200000 м' И даже 300000 м3 (по Катарским проектам).

Природный газ (Natural gas) - это

Транспортировка газа

Подготовка Природного газа к транспортировке и его транспортировка.

Газ, поступающий из скважин, необходимо подготовить к транспортировке конечному пользователю — химический завод, котельная, городские газовые сети. Необходимость подготовки газа вызвана присутствием в нём кроме целевых компонентов (целевыми для различных потребителей являются разные компоненты) примесей, вызывающих затруднения при транспортировке либо применении. Так, пары воды, содержащейся в газе, при определённых условиях могут образовывать гидраты или, конденсируясь, скапливаться в различных местах (изгиб трубопровода, например), мешая продвижению газа; сероводород вызывает сильную коррозию газового оборудования (трубы, ёмкости теплообменников и т. д.). Помимо подготовки самого газа, необходимо подготовить и трубопровод. Широкое применение здесь находят азотные установки, которые применяются для создания инертной среды в трубопроводе.

Газ подготавливают по различным схемам. Согласно одной из них, в непосредственной близости от месторождения сооружается установка комплексной подготовки газа (УКПГ), на котором производится очистка и осушка газа. Такая схема реализована на Уренгойском месторождении.

Если газ содержит в большом количестве гелий либо сероводород, то газ обрабатывают на газоперерабатывающем заводе, где выделяют гелий и серу. Эта схема реализована, например, на Оренбургском месторождении.

В настоящее время основным видом транспорта является трубопроводный. Газ под давлением 75 атмосфер движется по трубам диаметром до 1,4 метра. По мере продвижения газа по трубопроводу он теряет энергию, преодолевая силы трения как между газом и стенкой трубы, так и между слоями газа. Поэтому через определённые промежутки необходимо сооружать компрессорные станции (КС), на которых газ дожимается до 75 атм. Сооружение и обслуживание трубопровода весьма дорогостояще, но тем не менее — это наиболее дешёвый способ транспортировки газа и черного золота.

Кроме трубопроводного транспорта используют специальные танкеры — газовозы.

Это специальные корабли, на которых газ перевозится в сжиженном состоянии при определённых термобарических условиях. Таким образом для транспортировки газа этим способом необходимо протянуть газопровод до берега моря, построить на берегу сжижающий газ завод, порт для танкеров, и сами танкеры. Такой вид транспорта считается экономически обоснованным при отдалённости приобретателя сжиженного газа более 3000 км.

В 2004 международные поставки газа по трубопроводам составили 502 млрд мі, сжиженного газа — 178 млрд мі.

Также есть и другие проекты транспортировки газа, например с помощью дирижаблей, или в газогидратном состоянии, но эти проекты не нашли широкого применения в силу различных причин.

Морская транспортировка сжиженного Природного газа

В настоящее время Россия экспортирует Природный газ по системам экспортных газопроводов. Перекачка газа на экспорт по газопроводам имеет существенные недостатки:

Рынки сбыта газа жестко привязаны к существующим газопроводам;

большие потери от прокачки газа по территории третьих стран (пропавший газ на территории Украины);

зависимость от политической ситуации в странах, по чьей территории проходят газопроводы (при экспорте российского газа, газопроводы пересекают границы 14 государств);

Наряду с газопроводным транспортом Природного газа за рубежом широко применяется морской транспорт для перевозки Природного газа в сжиженном состоянии танкерами-газовозами. Многолетний опыт использования зарубежного танкерного флота спг показал его безопасность и надежность эксплуатации.

Газовозами называются суда, перевозящие наливом сжиженные газы и подпадающие под действие Международного Кода постройки и оборудования судов, перевозящих сжиженные газы наливом.

Традиционно эти суда разделяются на суда-газовозы, перевозяшие сжиженные природные газы (спг - LNG) и на суда-газовозы, перевозящие сжиженные нефтяные газы (снг - LPG). Различие в конструкции этих судов определяется свойствами перевозимого груза и способом его транспортировки.

Суда-газовозы некоторых типов весьма схожи с танкерами. Отличает их от последних высокий надводный борт и наличие в трюмном пространстве специальных резервуаров - грузовых танков, рассчитанных на чрезвычайно низкие температуры. Указанные конструктивные особенности обусловлены свойствами груза: низкой температурой и относительной по сравнению с черным золотом легкостью.

Первые перевозки сжиженных газов морем состоялись в 1929- 1930 гг: с этой целью в Британии был переоборудован танкер «Мегара» дедвейтом около 11 тыс. тонн. Первый специально спроектированный газовоз «Расмус Толструм» дедвейтом всего 445 т был создан в 1953 г. в Швеции. В течении 40 лет специализированные суда строились специально для каждого отдельного проекта.

Вместимость первых танкеров-метановозов составляла 27,4 тыс. м3 СПГ (примерно 16,5 млн м3 газа при нормальных условиях).

Первые исследования экономической целесообразности морских пере возок были выполнены американскими и французскими фирмами в середине 60-х гг. прошлого века при выборе оптимального решения о путях транспортировки газа из Алжира в Западную Европу. Технико-экономические расчеты показали, что при годовом объеме транспорта газа до 1О млрд м3 и расстоянии перевозки свыше 1500 км, доставка сжиженного газа в морских танкерах (с учетом затраты на сжижение и регазификацию) становится более рентабельной, чем трубопроводный транспорт со сложным переходом через Средиземное море.

Правительства стран, участвующих в реализации проектов СПГ, поддерживают эти проекты благодаря благоприятному законодательству, системе налогообложения и условиям производства и доставки товара, гарантирования определенного уровня цен на СПГ и условий поставки.

В Российской Федерации транспортировка ПГ в сжиженном состоянии от месторождений, расположенных на Арктическом шельфе, представляется наиболее экономически целесообразной.

В будущем все основные российские газовые месторождения будут располагаться именно в таких районах. Что обуславливает необходимость крупных заводов по производству СПГ в местах перспективных месторождений. Морская добыча газа становится основой газовой промышленности Российской Федерации. Крупнейшие российские проекты по увеличению добычи газа связаны с использованием потенциала континентального шельфа. Первым в арктических морях планируется разработка Штокмановского месторождения, расположенного в центральной части Баренцева моря, в 550 км к северо-востоку от Мурманска, на глубине около 350 м. Его пуск в эксплуатацию ожидается в первое десятилетие этого века. Уровень добычи в первое время составит 22,5 млрд м3/год с последующим наращиванием до устойчивого показателя 90 млрд м3/год. Общая стоимость проекта для полной разработки месторождения составляет 25-30 млрд американских долларов при финансировании эксплуатационных затрат в размере 700 млн долларов Соединенных Штатов в год.

Перспективной считается также добыча газа на шельфе Сахалина по проектам международных консорциумов. В качестве основного варианта транспортировки Природного газа согласована его перевозка в виде СПГ морскими судами-метановозами в Японию.

С производством СПГ связана и разработка одного из наиболее перспективных газовых месторождений Ямальского п-ова, расположенного в районе Харасавэя. При его освоении экономически целесообразнее транспортировать добытый газ не по газопроводам, а вывозить морским транспортом в виде СПГ в США, поскольку месторождение находится на побережье Карского моря, причем треть его расположена на шельфе. Для этих целей предполагается построить завод и морской терминал, которые могли бы обслуживать 20-25 метановозов грузовместимостью по 125-135 тыс. м3.

Природный газ (Natural gas) - это

В настоящее время в мире существует несколько фирм, строящих танкеры-метановозы по различным технологиям. Танкеры постройки 80-х ГГ. прошлого столетия имеют вместимость 120 тыс. м3 СПГ. В этих танкерах СПГ размещается в пяти-шести разделенных автономных отсеках объемом 30-35 тыс. м3. Теплоизоляция танков с СПГ обеспечивает испаряемость на уровне 0,2-0,35 %/сут. от объема. Для обеспечения устойчивости при порожнем рейсе в наборе корпуса танкера, обычно в бортах и днище, устроены емкости для балласта - забортной воды. Иное конструктивное решение имеют танкера немецкой фирмы «Линде». Отсеки танкера заполнены объединенными в группы горизонтальными коллекторами и установленными вплотную друг к другу цилиндрическими алюминиевыми резервуарами диаметром 3 м.

За четыре десятилетия отрасли СПГ разработано множество конструкций метановозов, но лишь четыре из них могут претендовать на коммерческую и техническую приемлемость. Среди них две конструкции «мембранного» типа, разработанные во Франции, и две конструкции «свободного» типа, одна из которых родилась в Норвегии, а другая - в Японии. Норвежская конструкция получила известность благодаря характерным сферическим резервуарам. При этом наибольшее распространение получили грузовые танки сферического (рис. 4.1) и цилиндрического типа.

На терминале сливается не весь газ, небольшой его остаток необходим для того, чтобы резервуары не успели «нагреться» в ожидании нового груза.

Транспортировка СПГ считается потенциально опасным мероприятием, поэтому не удивительно, что в процессе проектирования, управления и эксплуатации метановозов применяются самые жест- кие нормативы техники безопасности. Все метановозы снабжены вторым корпусом и должны отвечать «кодексу Международной морской организации (IMO) по строительству и оснастке судов, осуществляющих транспорт крупнотоннажных грузов сжиженных газов». В этом кодексе приводятся требования, включающие критерии проектирования и размещения резервуаров, строительные материалы, изоляцию и меры по охране окружающей среды.

Экипажи метановозов проходят специальную подготовку и обучение, позволяющие безопасно эксплуатировать судно, как в нормальной, так и в аварийной ситуации. Поскольку большинство метановозов ходят по строго определенным и постоянным маршрутам, экипажи имеют возможность хорошо изучить маршрут и найти оптимальные методы и процедуры взаимодействия с портами и сотрудниками береговых терминалов.

В настоящее время на рынке практически нет свободных судов- газовозов, тем более не существует метановозов ледового класса, необходимых при транспортировке газа из Арктики. Это делает целесообразным применение комплексного подхода к реализации проектов транспортировки сжиженного Природного газа, включая строительство не только завода и терминала, но и судов усиленного ледового класса и вспомогательного флота.

Экономичность транспортировки Природного газа морем по сравнению с трубопроводным транспортом повышается: по мере увеличения дальности перевозки (по расчетам, морская перевозка СПГ на расстояние 5000 км обходится не дороже перекачки по магистральному трубопроводу на расстояние 2500 км).

Дальность перевозок СПГ подчас весьма значительна и не является препятствием для его экспортирования. Расстояние, на которое осуществляются поставки СПГ из Алжира в Японию, превышает 16 тысяч км. Более того, в начале 90-х годов поставки СПГ в Европу осуществлялись по разовым сделкам из Австралии на значительно более далекие расстояния.

Российские проекты по экспортированию сжиженного Природного газа.

Природный газ (Natural gas) - это

Новая газовая стратегия Российской Федерации называет в числе приоритетных задач освоение газовых ресурсов на востоке страны, внедрение технологий сжижения Природного газа, выход и укрепление своих позиций на североамериканском рынке сжиженного газа и рынке Азиатско- Тихоокеанского региона.

В настоящее время в Российской Федерации реализуется только один проект строительства завода по сжижению Природного газа и морского терминала для его экспортирования - на о. Сахалин в рамках проекта «Сахалин - 2».

Существует ряд проектов по строительству заводов по сжижению газа и экспортных терминалов на территории Российской Федерации:

- проект по строительству СПГ -завода и терминала в Усть-Луге (Финский залив) для экспортирования газа, который будет поступать по Северо- Европейскому газопроводу;

- проект по строительству СПГ -завода и терминала для экспортирования газа Штокмановского месторождения (Баренцево море);

- проект по строительству СПГ -завода и терминала для экспортирования газа Харасовэйского месторождения (п-ов Ямал);

- предварительные планы строительства СПГ -терминала в Архагельске для экспортирования западносибирского газа, который будет поступать по уже строящемуся газопроводу Нюксеница-Архангельск;

- проект компании «Приморский газовый терминал» по строительству СПГ-завода и терминала в районе Приморска (Финский залив).

При определении экономически выгодного места расположения нового терминала и завода по сжижению газа на территории России необходимо принимать во внимание следующие факторы:

- расположение месторождений с запасами газа, достаточными для обеспечения сырьем производства СПГ;

Природный газ (Natural gas) - это

- наличие необходимой инфраструктуры, в первую очередь газопроводов;

- протяженность морского транспортного пути до потребителей, а также климатические условия и возможные политические риски.

С европейской территории Российской Федерации существуют возможности транспортировки СПГ по Черному, Балтийскому и Арктическим морям. Учитывая расположение газопроводных магистралей на территории России, терминал по отгрузке СПГ может быть расположен рядом с городами Туапсе, Калининград, Приморск, Архангельск, Мурманск, а также на п-ове Ямал.

Проект Сахалин-2 представляет собой самый крупный проект на основе иностранных инвестиций, реализуемый в Российской Федерации в настоящее время.

Соглашение о разделе Продукции (СРП) по проекту Сахалин-2 стало первым из подписанных в Российской Федерации соглашений такого рода и первым реально работающим.

Этот проект предусматривает разработку двух месторождений: Пильтун-Астохского (преимущественно черного золота) и Лунского (преимущественно - газ). Суммарные промышленные запасы углеводородов обоих месторождений составляют более 1 миллиарда баррелей (150 миллионов тонн) черного золота и более 500 миллиардов кубических метров Природного газа. Строительство завода СПГ уже завершено.

Оператор проекта - компания Sakhalin Епеrgу (Shell Sakhalin Holdings - 55 %, Mitsyi Sakhalin Holdings - 25 % и Diamond Gas Sakhalin - 20 %).

Состав сооружений:

- две технологические линии производительностью по 4,8 млн тонн в год;

- резервуарный парк объемом 200 000 м3, состоящий из двух резервуаров объемом по 100 тыс. мЗ;

- причал длиной 850 метров с возможностью приема танкеров от 18 000 мЗ до 145000 м3.

Значительным преимуществом расположения СПГ-терминала в районе Туапсе являются климатические условия, позволяющие использовать суда неледового класса для транспорта СПГ. Наличие в районе предполагаемого строительства терминала магистральных трубопроводов позволяет обеспечить сырьем будущий СПГ-завод.

Однако, необходимо учесть наличие ограничений при транспортировки опасных грузов через проливы Босфор и Дарданеллы, что потребует дополнительных затрат на транспортировку.

Преимущества расположения СПГ-терминала в районе Туапсе:

- близость магистрального газопровода;

- отсутствие льда, возможность использования судов неледового класса.

Недостатки расположения СПГ-терминала в районе Туапсе:

- наличис конкурирующего газопровода «Голубой поток» в 70 км от Туапсе, в настоящее время заполненного на 30 % из-за малого числа заказчиков;

Природный газ (Natural gas) - это

- ограничения при прохождении турецких проливов;

- возможность увеличения тарифа за проход турецких проливов;

- возможность эффективных поставок СПГ только на европейский рынок, характеризующийся сильной конкуренцией.

- высокие транспортные расходы при поставках на американский рынок (в сравнении с другими маршрутами);

- необходимость проведения дноуглубительных работ.

В совокупности перечисленные недостатки делают нецелесообразным рассмотрение этого региона в качестве места расположения СПГ-терминала.

Наиболее перспективным маршрутом транспортировки СПГ с территории РФ на западные мировые рынки является так называемый Северный Путь, берущий свое начало в арктических морях.

Природный газ (Natural gas) - это

В рамках этого региона рассматриваются следующие варианты размещения СПГ-терминалов: в районе городов Архангельск и Мурманск, а также на полуострове Ямал.

При расположении терминала в районе Мурманска протяженность подводящего газопровода будет значительно больше, чем при расположении терминала в Архангельске. Тем более что строительство магистрального газопровода на Мурманск пока не планируется Газпромом, в то время как в недалеком будущем Архангельск будет соединен с существующей газотранспортной системой уже строящимся газопроводом Нюксеницы-Архангельск, Это существенно снизит издержки на создание транспортной инфраструктуры для поставки газа на перерабатывающий завод.

При сравнении вариантов расположения терминала в районе Архангельска и существующих проектов его размещения на п-ове Ямал выявлены существенные преимущества ледовой обстановки Белого моря в районе Архангельска по сравнению с обстановкой Карского моря (п-ов Ямал).

Из множества рассмотренных вариантов размещения терминала и завода по сжижению Природного газа вблизи Архангельска наиболее приемлемой зоной принят остров Мудьюг, расположенный вблизи г.Архангельск (Источник: Годовой отчет компании «Лукойл» за 2004 г.).

Преимущества указанного местоположения СПГ завода и терминала следующие:

- возможность использования существующей инфраструктуры и

ресурсов г. Архангельск;

- расположение объектов вне жилой зоны;

- возможность компактного размещения завода и терминала СПГ;

- близость проходного фарватера с глубинами 9-10 метров;

- минимальная протяженность газопровода от города Архангельск до острова Мудьюг;

- действующее навигационное обеспечение;

- наличие в Архангельском морском пароходстве ледокольного флота для обеспечения про водки метановозов;

- в районе терминала устанавливается припайный лед, что благоприятно для работы судов из-за отсутствия сжатия - одного из самых опасных явлений во льдах;

- отсутствие волновых явлений, влияющих на работу судов в районе' терминала в летний период.

Для обустройства терминала и строительства завода производительностью 3,5 млн тонн СПГ В год на о. Мудьюг необходимо выполнение следующих работ:

Дноуглубительные работы на судоходном канале от места установки терминала (южная оконечность острова) с 8-9 метров до 14 метров (осадка газовоза 11,5 м). Протяженность канала 12 км, ширина 250 м. Стоимость работ может быть компенсирована Архангельской морской администрацией портов за счет снижения портовых сборов. Работы на аналогичных условиях проводятся в порту Калининград.

«Ковшовый» вырез (искусственная бухта) в прибрежной зоне под строительство терминала.

фобустройства терминала СПГ.

Природный газ (Natural gas) - это

Завод сжижения газа, резервуарный парк и терминал целесообразно расположить на баржах.

Наиболее важными преимуществами этой технологии сооружения завода и терминала являются следующие:

- сокращение сроков сооружения объекта;

- Повышение качества строительно-монтажных работ за счет использования оборудования и высококвалифицированного персонала машиностроительных (судостроительных) заводов;

- Снижение общей стоимости объекта за счет использования блочно-комплектных методов строительства;

- сокращение продолжительности пуско-наладочного периода;

- Снижение эксплуатационных расходов за счет более высокого качества монтажа оборудования и связанного с этим снижения количества отказов в период эксплуатации;

- исключение издержек на рентау земли;

Природный газ (Natural gas) - это

- уменьшение экологического ущерба.

По данным японских фирм, широко использующих этот метод строительства, срок сооружения завода СПГ на плавучем основании, сокращается в 1,5-2 раза, а исходная стоимость строительства снижается на 20 %.

Суммарная емкость хранилищ СПГ при производительной мощности завода равной 3,5 млн тонн СПГ В год составит 120 тыс. м3.

Для компоновки резервуарного парка целесообразно установить две(по числу технологических линий сжижения газа) баржи с емкостями по 60 000 мЗ каждая. На рис. 16 представлена схема рас- положения объектов терминала на острове Мудьюг.

Учитывая гидрографические, гидрометеорологические и ледовые условия в предполагаемом районе строительства терминала, транспортировку сжиженного Природного газа должны выполнять газовозы грузовместимостью 135 000 м' с ледовым классом ЛУ-4 и осадкой 11,5 м.

При выборе конструкции грузовых цистерн газовозов предпочтение отдаётся вкладным сферическим танкам. Определяющим критерием здесь является надёжность и безопасность транспортировки газа. Кроме того, в условиях сжатия судна льдами вкладные сферические танки не будут воспринимать деформацию судового корпуса. Приняты во внимание и значительные вибрации и ударные нагрузки при плавании во льдах, при которых возможно повреждение танков других конструкций, например, мембранных, также при- меняемых при транспортировке СПГ.

Реализация проекта транспортировки возможна как в варианте интенсивного развития кредитования, так и путём обоснования создания специализированного акционерного общества (АО) с участием российских и зарубежных инвесторов, начинающего производство с минимальным займом и обеспечивающего дальнейшее развитие проекта из средств самофинансирования.

Для экспортирования 3,5 млн тонн СПГ в год необходимо 4 метановоза грузовместимостью 135 000 м3 (грузоподъемностью 70 000 тонн).

Работа указанных метановозов во льдах Белого моря может сопровождаться существующим составом ледоколов порта Архангельск.

Применение газа

Природный газ широко применяется в качестве горючего, для отопления жилых домов, как топливо для машин, электростанций и др. Сейчас он используется в химической промышленности как исходное сырьё для получения различных органических веществ, например пластмасс. В XIX в. Природный газ использовался в первых светофорах и для освещения (применялись газовые лампы).

В настоящее время за рубежом СПГ в основном предназначен для применения в качестве топлива на крупных электростанциях, для газоснабжения населения и промышленных объектов, покрытия пиковых нагрузок, а также как сырье для химической промышленности. Однако, в последнее десятилетие обозначилась и наиболее интенсивно развивается еще одна область применения СПГ - это использование как универсального моторного топлива.

Ilрименение сжиженного Природного газа в качестве моторного топлива для различных видов транспортных средств (автомобильного, воздушного, железнодорожного, водного и т. д.) дает энергетические и экологические преимущества, а также является экономически выгодным, по сравнению с традиционными нефтяными и другими альтернативными видами моторного топлива.

Ilерспективность использования СПГ в качестве альтернативного моторного топлива для автотранспорта стало очевидным для большинства стран мира. Особенно интенсивно это направление в автомобильной технике развивается в США. В США СПГ как моторное топливо используют более 25 % муниципального транспорта.

Аналогичная ситуация и в Западной Европе. Так, во многих городах Республики Германии планируется перевести на СПГ муниципальный транспорт. В Италии принята экологическая программа применения СПГ на автотранспорте.

Расширяется применение СПГ и на водном транспорте. В Норвегии компания «Statoil» приступила к серийному производству судов на СПГ. В 2003 г. были построены первые два судна. Преимущества СПГ по сравнению с обычным бункерным топливом с экологической точки зрения очевидны: его использование только на двух судах в течение года сокращает выбросы окислов азота до 120 тонн.

Инициатива «Statoil» активно поддерживается министром черного золота и энергетики Норвегии, который считает ее началом полномасштабного перехода судов на СПГ. Экспериментальные суда на СПГ построены и эксплуатируются в США, Федеративной Республики Германии и ряде других стран мира. СПГ как моторное топливо широко используется и на морских судах-метановозах, предназначенных для перевозки СПГ.

За рубежом расширяется также применение сжиженного Природного газа и на железнодорожном транспорте. Многолетняя безаварийная эксплуатация магистральных и маневровых тепловозов на СПГ железнодорожными компаниями «Берлингтон Нозерн», «Моррисон-Кнудсен», «Санта Фе», «Юн ион Пасифик» говорят об объективных преимуществах этого вида топлива.

В Российской Федерации широкого применения сжиженный Природный газ пока не нашел, т. к. практически отсутствует его промышленное производство. Однако, уже обсуждаются планы о переводе всего Московского общественного транспорта на СПГ. В Москве уже появилось ряд заправочных станций, где реализуется сжиженный Природный газ (метан). Такие же заправочные станции можно наблюдать и в Краснодарском крае и в Кабардино-Балкарии.

       Природный газ в промышленности

В последнее десятилетие 20 века в всемирной экономике начала набирать силу 3-я волна популярности Природного газа, как моторного топлива. По прогнозам специалистов эта волна достигнет своего высшего уровня к концу первой четверти 21 века. Первое же применение Природного газа в качестве моторного топлива относится к середине 19 века, когда во Франции инженером Ленуаром был создан первый двигатель внутреннего сгорания. Топливом для этого двигателя был Природный газ.

Применение газового топлива в моторах с «колыбели» двигателестроения и неоднократное возвращение к применению этого вида топлива не случайно. По своим свойствам оно более всего приближается к представлениям об идеальном моторном топливе.

Природный газ по своим энергетическим, физико-химическим и экологическим показателям является очень перспективным топливом и его применение должно дать положительный эффект во многих аспектах, главными из них являются:

- экономика газового моторного топлива;

- энергетика Природного газа;

- топливная экономичность газового двигателя;

- износостойкость газового двигателя;

- экологическая безопасность газовых двигателей.

Экономика газового моторного топлива есть следствие издержек на его производство. Особо важно, что всеми положительными качествами обладает газ, извлекаемый из недр, без всякой последующей переработки. Это в конечном итоге гарантирует его более низкую стоимость по сравнению с продуктами нефтепереработки, независимо от особенностей законодательства. Несмотря на это в целях стимулирования производства этого топлива Правительством установлены предельные значения его продажной цены, которая не должна превышать 50% от местной цены бензина А-76. Тем не менее практика показывает, что в случаях, когда потребность в газовом топливе существенно возрастает, продажная цена может быть значительно ниже установленного предела. Это важно для потребителей, поскольку другие случаи возможного снижения цены на моторное топливо практически отсутствуют.

Энергетика Природного газа определяется метаном, который составляет в зависимости от месторождения 85 – 99% общей массы газа. Физико-химические свойства метана существенно отличаются от других углеводородов, из которых состоят наиболее распространенные моторные топлива (бензин, керосин, дизтопливо и др.). Молекула метана самая «короткая» из всех известных углеводородов, содержит 1 атом углерода и 4 атома водорода, которые соединены друг с другом не только благодаря обычным внутримолекулярным силам, но и с помощью специфической водородной связи. Это делает метан одним из самых стойких природных соединений и тем самым придает качества, особо ценные при использовании газа, как моторного топлива.

Теплота сгорания метана составляет 49,4 МДж/кг. У автомобильного бензина этот показатель равен 45,2 МДж/кг, что на 9% меньше. По сравнению с авиационным керосином преимущества метана еще выше – 11%. Это дает перспективу применения метана в качестве авиационного моторного топлива, поскольку весовые показатели в этом виде транспорта являются решающими.

Топливная экономичность газового двигателя– наиболее важный показатель автомобильного мотора – определяется октановым числом топлива и пределом воспламенения топливовоздушной смеси.

Природный газ (Natural gas) - это

Октановое число является показателем детонационной стойкости топлива, которая ограничивает возможность применения топлива в мощных и экономичных двигателях с высокой степенью сжатия. В современной технике октановое число является главным показателем сортности топлива: чем оно выше, тем качественнее и дороже топливо. Благодаря высокой стойкости молекулы метана Природный газ имеет наиболее высокое значение октанового числа из всех углеводородных топлив от 105 до 120 единиц, то есть имеет детонационную стойкость выше, чем у эталона этого показателя – изооктана. Наиболее распространенные в Российской Федерации бензины имеют октановые числа: 76 (А –76), 86 (АИ-92), 95 (АИ-98 или «Экстра-95»). Это качество позволяет применять Природный газ не только для всех видов находящихся в эксплуатации двигателей с искровым зажиганием, но и форсировать эти двигатели по степени сжатия, улучшая мощностные и экономические показатели.

Из теории следует и практикой подтверждено, что удельные расходы топлива двигателем тем меньше, чем беднее топливовоздушная смесь, на которой работает двигатель, то есть чем меньше топлива приходится на 1 кг воздуха, поступающего в двигатель. Однако очень бедные смеси, где топлива слишком мало просто не воспламеняются от искры. Это и ставит предел повышению топливной экономичности. В смесях бензина с воздухом предельное содержание топлива в 1 кг воздуха, при котором воспламенение возможно, составляет 54 г. В предельно бедной метановоздушной смеси это содержание составляет только 40 г. Поэтому на режимах, когда от двигателя не требуется развивать максимальную мощность (городское движение) автомобиль, работающий на Природном газе значительно экономичнее, чем бензиновый. Специально поставленные ВНИИГАЗом опыты показали, что издержка топлива на 100 км при движении автомобиля ЗИЛ 130, работающего на газе, со скоростями в пределах от 25 до 50 км/час в 2 раза меньше чем у того же автомобиля в тех же условиях, работающего на бензине.

Износостойкость газового двигателя вплотную связана с взаимодействием топлива и моторного масла. Одним из неприятных явлений в бензиновых двигателях является смывание бензином масляной пленки с внутренней поверхности цилиндров двигателя при холодном запуске, когда топливо поступает в цилиндры не испарившись. В этом же случае бензин в жидком виде попадает в масло, растворяется в нем и разжижает его, ухудшая смазочные свойства. Оба эффекта ускоряют износ двигателя. Природный газ независимо от температуры двигателя всегда остается в газовой фазе, что полностью исключает отмеченные факторы. Именно поэтому долговечность двигателя при работе оказывается в 1,4 – 1,6 раза выше, чем у бензинового.

Экологическая безопасность газовых двигателей начале 21 века стала главным фактором, делающим преимущества газового моторного топлива неоспоримыми. Эта безопасность определяется тремя факторами:

- сокращение затраты быстро истощающихся ресурсов;

- значительно меньшими выбросами в воздух загрязняющих веществ двигателями, работающими на газе, чем использующими нефтяные топлива;

- снижением выброса тепличных газов.

Природные ресурсы метана порядок превышают запасы нефтепродуктов. При этом в случае применения Природного газа в качестве моторного топлива практически все добытое из недр может быть использовано по квалифицированному назначению. Нефтяные же топлива получаются после переработки, при этом доля светлых нефтепродуктов далека от 100%. То есть применение нефтяного топлива требует большего истощения природных ресурсов, чем потребляется топлива. Расчеты показывают, что в случае перевода транспортных средств на газовое топливо, топливная безопасность человечества составит не меньше 200 лет. В то время, как ресурсы черного золота могут истощится за 30 – 50 лет, то есть за очень короткий срок для перестройки энерго ресурсной политики.

Снижение выброса загрязняющих веществ в атмосферу при применении газового топлива определяется теми же свойствами Природного газа, что обеспечивают высокую топливную экономичность двигателей. Бензиновые двигатели в силу высокого значения предела обеднения (54 г топлива на 1 кг воздуха) вынужденно регулируются на богатые смеси, что приводит к недостатку кислорода в смеси и неполному сгоранию топлива. В результате в выхлопе такого двигателя может содержаться значительное количество угарного газа (СО), который всегда образуется при недостатке кислорода. В случае же, когда кислорода достаточно, в двигателе при сгорании развивается высокая темпера-тура (более 1800о С), при которой происходит окисление азота воздуха избыточным кислородом с образованием окислов азота, токсичность которых в 41 раз превосходит токсичность СО – боевого отравляющего вещества. Кроме этих компонентов, в выхлопе бензиновых двигателей содержаться углеводороды и продукты их неполного окисления, которые образуются в пристеночном слое камеры сгорания, где охлаждаемые водой стенки не позволяют жидкому топливу испариться за короткое время рабочего цикла двигателя и ограничивают доступ кислорода к топливу.

В случае применения газового топлива все указанные факторы действуют значительно слабее, в основном вследствие более бедных смесей. Продукты неполного сгорания практически не образуются, так как всегда есть избыток кислорода. Окислы азота образуются в меньшем количестве, так как при бедных смесях температура сгорания значительно ниже. Пристеночный слой камеры сгорания содержит меньше топлива при бедных газовоздушных смесях, чем при более богатых бензиновоздушных. Таким образом, при правильно отрегулированном газовом двигателе выбросы в атмосферу угарного газ оказываются в 5-10 раз меньше, чем у бензинового, окислов азота в 1,5 – 2,0 раза меньше и углеводородов в 2 –3 раза меньше. Это позволяет соблюдать перспективные нормы токсичности автомобилей («Евро-2» и возможно и «Евро-3») при надлежащей отработке двигателей.

Тепличный газ – двуокись углерода– образуется при сгорании углерода, входящего в состав топлива. Содержание углерода в составе метана 75% по весу, в составе бензина 85%. Поэтому при полном сгорании метана образуется двуокиси углерода (СО2) на 13% меньше, чем бензина. То есть применение Природного газа в качестве автомобильного топлива вместо бензина приведет и к снижению выделения парниковых газов, что в последнее время становится одной из главных экологических проблем Земли.

       Газовое автомобильное топливо

В тридцатые годы 19 века англичанин Барнетт получил патент на газовый двигатель, а в 1860 году француз Э. Ленуар построил мотор, работающий на смеси воздуха и газа. Такой выбор горючего никого не удивил – бензина еще не было.

Бензин в качестве горючего был использован спустя два десятилетия, когда Г. Даймлер создал бензиновый двигатель внутреннего сгорания. Бензиновый мотор заменил лошадь в первых «самодвижущихся колясках» – автомобилях.

Повсеместный рост количества автомобилей потребовал значительного увеличения объемов производства бензина. О газе как о возможном моторном топливе надолго забыли. Лишь через 100 лет после Барнетта, в конце тридцатых годов нашего столетия, возродилась мысль о его использовании. Тогда появились первые газогенераторные автомобили. Газ вырабатывался в топке, а оттуда подавался в двигатель.

Бензин дорожает, и уже давно его пытаются заменить. И Природным газом, и синтезированными газами и жидкостями, например – спиртом, который гонят из самого разного сырья: от тростника до апельсиновых корок.

Стоит также уточнить, что все эти виды топлива менее опасны для окружающей среды, чем бензин.

Октановое число 105?

Исследования опровергли устоявшееся мнение, что использование газа вместо бензина – вынужденная мера. Газовое топливо сгорает полнее, поэтому концентрация окиси углерода в выхлопе газового двигателя в несколько раз меньше.

Автомобиль на бензине выбрасывает в атмосферу сернистый газ, который образуется от сгорания сернистых компонентов топлива, и тетраэтилсвинец. В Природном газе серы, как правило, нет, а поэтому в выхлопах газового двигателя нет ни сернистого газа, ни соединений свинца.

В отработанных газах бензинового двигателя из-за неполного сгорания топлива содержится и окись углерода (СО) – токсичное для человека вещество.

И газовые, и бензиновые автомобили выбрасывают в атмосферу одинаковое количество углеводородов. Для здоровья человека опасны не сами углеводороды, а продукты их окисления. Двигатель, работающий на бензине, выбрасывает сравнительно легко окисляющиеся вещества – этил и этилен, а газовый двигатель – метан, который из всех предельных углеводородов наиболее устойчив к окислению. Поэтому углеводородный выброс газового автомобиля менее опасен.

Газ как моторное топливо не только не уступает бензину, но и превосходит его по своим свойствам.

Двигатель внутреннего сгорания автомобиля работает по классическому четырехтактному циклу. Газообразная смесь воздуха и топлива всасывается в цилиндр двигателя, сжимается поршнем, воспламеняется искрой, давит на поршень и двигает шатунный механизм, а затем выбрасывается из цилиндра.

Чем сильнее можно сжать топливо без возникновения детонации, тем больше мощность двигателя. Антидетонационную способность топлива определяют октановым числом. Чем оно выше, тем лучше топливо. Среднее октановое число Природного газа – 105 – недостижимо для любых марок бензина. Как известно, повсеместно используется АИ 92-93, 95 или 98, что и соответствует октановому числу.

Двигатель внутреннего сгорания работает на смеси воздуха и распыленного топлива. Для воспламенения смеси нужна определенная концентрация топлива. Газ, в сравнении с бензином, горит при меньших концентрациях, т.е. при более «бедных» смесях. В случае повышения концентрации газа и обогащения смеси можно добиться увеличения мощности двигателя. Обедняя смесь, наоборот, можно понизить мощность. Возникает возможность изменением состава смеси регулировать мощность двигателя: газ как топливо значительно «послушнее» бензина.

Эксплуатация показала, что автомобили на газе более выносливы – в полтора-два раза дольше работают без ремонта. При сгорании газа образуется меньше твердых частиц и золы, вызывающих повышенный износ цилиндров и поршней двигателя. Кроме того, масляная пленка дольше держится на металлических поверхностях – ее не смывает жидкое топливо, и, наконец, газ практически не вызывает коррозию металла. Здесь же стоит упомянуть о самом интервале замены масла и свечей. При использовании в качестве топлива газа интервал увеличивается в 1,5 раза.

А теперь рассмотрим виды газа.

В переходе на газовое топливо есть свои сложности. Так, например, плотность природного метана в тысячу раз ниже плотности бензина. Поэтому, если заправлять автомобиль метаном при атмосферном давлении, то для равного с бензином количества топлива понадобится бак в 1000 раз больше. Чтобы не возить огромный прицеп с топливом, необходимо увеличить плотность газа. Это можно достичь сжатием метана до 20...25 МПа (200...250 атмосфер). Для хранения в таком состоянии используются специальные баллоны, которые устанавливаются на автомобилях (многие видели на крыше автобусов баллоны - так вот это именно они).

Природный газ-метан способен резко уменьшать объем (в 600 раз) при его низкотемпературном cжижении. Такой жидкий газ можно перевозить в специальных «бензобаках» при давлении не более 6 атмосфер (давление воды в водопроводном кране). Имеется множество технических разработок и патентов по реализации такой технологии получения жидкого метана. Во всем мире уже производится и потребляется много миллионов тонн охлажденного (до температуры около –120°C) метана. Крупнейшими производителями является Индонезия, Алжир, Ливия, США, Норвегия и т.д. Для перевозки используются танкеры-метановозы водоизмещением до 120000 тонн (Япония) Продуктами полного сгорания метана являются безвредные вещества – углекислый газ и вода. Именно поэтому мы не испытываем неудобств на наших кухнях, где иногда целый день горят газовые (метановые) горелки.

Пропан-бутан – синтетическое топливо. Его получают из черного золота и сконденсированных нефтяных попутных газов. Чтобы эта смесь оставалась жидкой, ее хранят и перевозят под давлением в 1,6 МПа (16 атмосфер). Газобаллонная аппаратура для сжиженного пропан-бутана несколько проще. Процесс заправки машин на газонаполнительных станциях несложен и очень похож на заправку бензином.

По своим свойствам сжиженный пропан-бутан почти не отличается от сжатого Природного газа. То же высокое октановое число, те же неплохие экологические и эксплуатационные показатели. Есть у сжиженного пропан-бутана и преимущество перед метаном – 225 литров этого горючего хватает на пробег около 500 километров, а метана, помещающегося в восьми баллонах – на вдвое меньший. На сжиженном газе работает вдвое меньше машин, чем на сжатом и вот почему. Пропан-бутана получают в 20...25 раз меньше, чем добывают Природного газа.

Однако, при всех этих преимуществах автовладельцы не спешат переходить на газ. И этому есть объяснение. Во-первых, за газовое оборудование нужно сразу заплатить. И уж если платить, то за импортное. Сама эксплуатация автомобиля на газу (особенно в зимний период) имеет свои недостатки (хотя и летом они также проявляются), ну и, конечно, многих смущает сам баллон, который нужно установить в багажнике любимого железного коня.

Из большого перечня заменителей жидких топлив нефтяного происхождения в первую очередь привлекает Природный газ – топливо, отличающееся относительной экологической чистотой.

Сегодня Аргентина занимает почетное первое место среди стран с самым газифицированным автомобильным транспортом. Вместе с занимающей второе место в этом списке Италией она значительно оторвалась от преследующих их США и Канады. И только на пятом месте в этом рейтинге идет самая богатая газом в мире Россия. Причем число автомобилей «на газе» у нас в 13(!) раз меньше, чем в Аргентине, к тому же населения в этой латиноамериканской стране в 5 раз меньше, чем в Российской Федерации.

Наша страна является пионером в создании и промышленном выпуске газобаллонных автомобилей.

Из-за падения добычи нефти в 80-е годы был принят ряд правительственных постановлений по газификации автомобильного транспорта. В результате выполнения этих решений за 10 лет (1983-1993 гг.) было построено 191 автомобильная газонаполнительная компрессорная станция (АГНКС) в Российской Федерации в 129 городах.

Начиная с 1984 г. в Российской Федерации освоен серийный выпуск газового топливного оборудования практически для всех марок автомобилей, составляющих основу грузопассажирского парка: автобусов ЛиАЗ, ЛАЗ, ПАЗ, Икарус; грузовых автомобилей ЗИЛ, ГАЗ, КамАЗ, МАЗ; легковых ГАЗ, УАЗ, ВАЗ, АЗЛК. Успешно работают на газе тракторы ЛТЗ, МТЗ, «Кировец», речные суда Р-55 и маневровые тепловозы ТЭМ-2. Первый в мире самолет ТУ-156 на Природном газе совершил более 100 испытательных полетов.

Главное преимущество Природного газа – экологическое. Отработавшие газы двигателей, работающие на Природном газе, содержат низкие уровни вредных веществ. По составу Природный газ на 90-98% состоит из метана – нетоксичного углеводорода, который при сгорании дает, главным образом, диоксид углерода и воду. Двигатель на Природном газе производит примерно на 65% меньше выбросов оксидов азота и на 80% меньше выбросов твердых частиц, чем дизельный двигатель, оборудованный окисляющим каталитическим нейтрализатором.

Работа на Природном газе предполагает и ряд других преимуществ. Он фактически не содержит серы, которая влияет на здоровье людей и закисляет почву и воду, а также разрушает фасады зданий. Если брать все в комплексе, то отработавшие газы двигателя, работающего на Природном газе, по наиболее вредным компонентам в несколько раз менее опасны, чем бензиновых или дизельных двигателей. Кроме того, автомобили на Природном газе являются бесшумными и меньше вибрируют, чем с дизельными и бензиновыми двигателями.

По расчетам американских специалистов, в случае, если на Природном газе будут работать 14 тыс. автобусов (25% автобусного парка США) и каждый из них будет заправляться газом 300 раз в год, вероятность возгорания составит один раз в 35 – 70 лет. Риск несчастного случая при обращении с Природным газом крайне незначителен. Газ не токсичен и легче воздуха. В случае утечки он поднимается вверх и быстро смешивается с атмосферным воздухом, превращаясь во взрывобезопасную смесь.

По энергетическому и расходному эквиваленту 1м3 Природного газа заменяет в эксплуатации примерно 1л бензина или дизтоплива. При этом, что особенно важно для транспортников в нынешней нелегкой ситуации с постоянно растущими ценами на топливо, стоимость Природного газа ограничена специальным постановлением Правительства Российской Федерации, что не позволит ей неограниченно возрасти при росте спроса на газ. Согласно этому постановлению, 1м3 газа не может стоить дороже 0,5л самого дешевого бензина марки А-76.

Оценка достоинств и недостатков использования Природного газа на транспорте, сделанная еще в 50-е годы, продолжает жить и сегодня.

Достоинства Природного газа, как природного топлива:

- Повышение моторесурса двигателя в 1,5 раза;

- отсутствие детонации (октановое число газа 105-110);

- отсутствие нагара на поршнях и свечах, а также в отработавших газах;

- более длительный срок моторного масла (в 1,5-2 раза) с благотворным влиянием его на срок службы всех деталей, износ которых зависит от качества смазки;

- увеличение срока службы свечей в 1,5-2 раза;

- общее улучшение экологических параметров отработавших газов (за исключением запаха);

- уменьшение расходов на топливо в 1,5-2 раза.

Недостатки процесса газификации автомобиля:

- Снижение мощности двигателя (бензинового) – от 10 до 15%;

- ухудшение тягово-скоростных свойств транспортного средства (время разгона возрастает на 24-30%, максимальная скорость движения снижается на 5-6%, максимальный угол преодолеваемого подъема снижается на 30-40%);

- возможность появления запаха газа в салоне (в случае неисправности глушителя или кузова);

- вес и объем баллона с газом;

- удорожание обслуживания топливной аппаратуры.

На Природном газе может работать и бензиновый, и дизель, и другие виды двигателей. На эффективность перевода на Природный газ влияет целый ряд факторов. Условно их можно разделить на две группы.

Первая – технические факторы: изменение издержек на топливо, основную и дополнительную заработную плату, издержки на смазочные и другие эксплуатационные материалы, на шины, на техническое обслуживание и ремонт, амортизационные отчисления, накладные на товар расходы.

Вторая – организационно-технические факторы, которые оцениваются изменением коэффициентов использования пробега, грузо- и пассажировместимости, технической скорости и др.

В структуре расходов статья «топливо»  наиболее весомая, она дает практически всю экономию средств.

Кроме того, совершенно обязательно создание производственно-технической базы (ПТБ), обеспечивающей безопасную эксплуатацию, обслуживание и ремонт подвижного состава на основе руководящего документа РД-3112199-98 «Требования пожарной безопасности для предприятий, эксплуатирующих автотранспортные средства на компримированном Природном газе».

Важнейшей проблемой, возникающей при эксплуатации газовых транспортных средств, стало восстановление утраченной работоспособности при отказах газовой системы автомобилей.

Однако, отмеченные трудности, в большинстве известных публикаций в целом при экономической оценке дают положительный баланс в использовании газового топлива.

Опыт авторов и других исследователей по конвертации для работы на Природном газе в газовые и газодизели убедительно показывает, что создавшаяся проблема носит комплексный характер, основная составляющая которой, технические решения.

В 80-е годы возобновилась работа по конвертации дизелей в газодизели. Основными исполнителями стали исследователи дизелей, которые используя прежний опыт работ, заложили в управление принцип качественного регулирования. Не разобравшись, что используемый в системе питания двухступенчатый газовый редуктор (взят с карбюраторного двигателя) работает по принципу количественного регулирования. Были созданы конструкции использующие одновременно два противоположных принципа регулирования. Как результат: управление газодизелем было нестабильным. На отдельных режимах газодизель работал на дизтопливе. В среднем система питания газодизеля КамАЗ позволяла замещать газами только 25-30% дизтоплива. Ее неработоспособность стала причиной отказа эксплуатационников использовать газодизеля.

Одновременно испытывалась система питания, созданная авторами данного материала. На дизель установили газовый карбюратор. В основе системы питания заложен принцип количественного регулирования для одновременного управления подачей жидкого и газового топлив. Во время межведомственных испытаний автобуса «Икарус-260» 9испытания на полигоне НИЦИАМТ) газодизель Габа-Ман работал с использованием 90-95% Природного газа и 5-10% дизтоплива. Нужно отметить, что такие результаты подтверждаются другими исследованиями газодизелей. Однако преодолеть ведомственный барьер, установленный НАМИ не удалось и работы в начале 90-х годов были приостановлены.

Для создания газового двигателя на базе дизеля необходимо уменьшить степень сжатия, снять систему подачи дизтоплива, установить систему искрового зажигания и систему подачи газовоздушной смеси в цилиндры. Этим путем пошли большинство исследователей. Но сертифицировать пока удалось газовый двигатель для стационарных установок с узкими диапазонами изменения нагрузочных характеристик. На автомобиле газовый двигатель с таким простым набором изменений дизеля работает неустойчиво.

На наш взгляд развивать идею конвертации дизелей в «чисто» газовые ранее подобранные двигатели нецелесообразно, т.к. оплачивается двойная работа. Различие в рабочем процессе конструкции и системах управления и др. бензинового и дизельного двигателей достаточно изучено.

Поэтому сегодня, когда стоит задача создания малотоксичных и экономичных двигателей определяющим является вид топлива. Под заданное топливо необходимо проектировать двигатель способный эффективно его сжигать.

Наш анализ должен убедить читателя, что Природный газ сегодня является единственным доступным заменителем бензину и дизтопливу. И для его использования требуется разработка газового двигателя нового технического уровня.

Запасы газа в мире

Доказанные запасы природного газа в мире составляют около 173 триллионов кубических метров, если к ним прибавить ещё и неоткрытые запасы, которые по предварительным расчётам составляют около 120 триллионов кубических метров в сумме получается около 300 триллионов кубических метров. Такого количества газа Землянам хватит примерно на 65 лет.

Основные доказанные запасы газа Земли (101 трлн.куб.м.) сосредоточены в трёх странах: Российской Федерации - около 50 трлн.куб.м. (что составляет около 28% всех доказанных запасов в мире), Иране - 28 трлн.куб.м. (16%) и Катаре 26 трлн.куб.м. (15%)

Разведанных 50 триллионов кубометров газовых запасов в Российской Федерации, таких запасов с учётом еще неразведанных запасов, может хватит стране ещё на 100 лет. (по словам заместителя председателя Государственной думы Российской Федерации Валерия Язева). А если учесть, что примерно 25% всего газа сжигается впустую, то при рациональном использовании голубого топлива, можно "прожить" ещё дольше. Запасов для внутреннего использования Ирану хватит на 227 лет, а Катару даже на все 680 лет!

Конечно, эти показатели весьма оптимистичны. Ежегодно использование Природного газа в качестве топлива в мире растёт на 2,4%, а к 2030 году объёмы его потребления удвоятся и около 26% всего <сжигаемого> углеводородного сырья будет приходиться именно на газ. Крупнейшим приобретателем газа является промышленность (45%) и электроэнергетика (33%).

Вопрос о том, в каких породах залегает нефть и газ в природе, решили довольно быстро. Значительно позже были выявлены условия, необходимые для образования залежей черного золота или газа.

Наиболее правильно понятие о залежи черного золота и газа было определено Д. И. Менделеевым: «Представим себе, — писал Д. И. Дмитрий Иванович Менделеев, — слой песчаника, подобный губке, напитанной водой, вообразим, что такая губка окружена непроницаемыми стенками, и представим себе затем, что в этом замкнутом пространстве имеются возвышения и углубления. Далее вообразим, что в этом замкнутом слое находятся нефть и сжатый газ. Газ должен скопляться в верхних частях такого пространства, нефть ниже, а еще ниже вода».

Таким образом, Д. И. Менделеев Дмитрий Иванович считал, что в пласте должно быть замкнутое водой пространство — ловушка, в которой могли бы скопиться нефть и газ. В ловушке вода, нефть и газ должны размещаться так же, как в стакане или бутылке. Самая тяжелая — вода ограничивает скопление черного золота снизу. Нефть легче воды, она всплывает над водой. Газ как самый легкий размещается в самой приподнятой части ловушки.

Какие же ловушки для черного золота и газа могут образоваться в природе? Мы знаем, что пласты пород залегают неровно. Они смяты в складки, образуют выпуклости и впадины. Представим себе проницаемый пласт, насыщенный водой, сильно изогнутый в виде свода и обращенный выпуклостью кверху. Если сверху и снизу пласт ограничен плохо проницаемыми породами, то нефть и газ, всплывая над водой, попадут в выпуклый сводовый изгиб и окажутся в ловушке, запертыми со всех сторон. Всплыть еще выше нефть и газ не могут, так как этому мешают плохо проницаемые породы, покрывающие проницаемый пласт сверху. Вниз по проницаемому пласту они также не могут двигаться, так как они легче воды, заполняющей весь пласт под ними. Так происходит образование сводовой залежи черного золота или газа. Залежь может образоваться и другим путем.

Так, если нефть и газ, двигаясь вверх по хорошо проницаемому пласту, встретят препятствие — экран, то они будут скапливаться вдоль этого экрана. Залежь образуется в тех случаях, когда вода подпирает газ и нефть к экрану — не дает им возможности уйти куда-либо в сторону, вдоль экрана. Как же происходит образование таких экранированных залежей в природе? Обязательно ли надо для образования ловушки, чтобы проницаемый пласт был изогнут в виде свода? Вовсе нет. Очень часто хорошо проницаемый пласт в своей верхней части становится все тоньше и тоньше и сходит, наконец, на нет. Его верхняя часть становится похожей на клин, обращенный острием кверху. Пласт, как говорят геологи, выклинивается вверх по его наклону. В выклинивающихся проницаемых пластах образуются очень хорошие ловушки, называемые литологически (литое — порода) экранированными. Бывает и так, что пласт вместе с толщей заключающих его пород оторван и перемещен силами, вызывающими изгибание слоев, слагающих земную кору. Если по месту разрыва проницаемый пласт будет приведен в соприкосновение с плохо проницаемыми породами, покрывающими сверху место среза, то опять могут образоваться ловушки, называемые тектонически экранированными.

Пласты могут быть срезаны не только разрывом. Выведенные на поверхность земли пласты срезаются силами, действующими на поверхности земли. Ветер, вода стремятся, как мы говорили выше, выровнять, земную поверхность, срезая при этом изгибы пластов. Если этот участок земной поверхности окажется погруженным вновь ниже уровня моря, сверху отлажатся несогласно с подстилающими слоями новые отложения. Если проницаемые пласты окажутся покрытыми сверху глинами, эти глины будут служить экраном для черного золота и газа, всплывающих над водой, насыщающей пласты. При этом опять могут возникнуть залежи черного золота и газа, называемые стратиграфически экранированными. Таким образом, в пластовых природных резервуарах возникают сводовые и различные по типу экранированные залежи черного золота и газа.

Иначе происходит образование залежей в массивных природных резервуарах, сложенных многими пластами проницаемых пород, не отделенных один от другого слабо проницаемыми породами. В возвышающихся выступах этих пород, перекрытых плохо проницаемыми слоями, также могут возникнуть разнообразные по форме ловушки. При благоприятных условиях в каждой природной ловушке может образоваться скопление, называемое геологами залежью черного золота и газа.

Экология и природный газ

В экологическом отношении Природный газ является самым чистым видом минерального топлива. При сгорании его образуется значительно меньшее количество вредных веществ по сравнению с другими видами топлива.

Однако сжигание человечеством огромного количества различных видов топлива, в том числе Природного газа, за последние полвека привело к заметному увеличению содержания углекислого газа в атмосфере, который, как и метан, является парниковым газом. Большинство ученых именно это обстоятельство считают причиной наблюдающегося в настоящее время потепления климата. В связи с этим в 1997 г. был подписан Киотский протокол по ограничению парникового эффекта. Ахатов А.Г. разработал для условий Российской Федерации модель гибких механизмов Киотского протокола, задействование которых позволит значительно пополнить доходную часть федерального бюджета.

Основные применяемые и разрабатываемые технологии очистки Природного газа от сероводорода

В настоящее время для очистки Природного газа от H2S и СО2 используют следующие процессы:

- хемосорбционные процессы, основанные на химическом взаимодействии H2S и СО2 с активной частью абсорбента;

- Процессы физической абсорбции, в которых извлечение кислых компонентов происходит за счет их растворимости в органических поглотителях;

- комбинированные процессы, использующие одновременно химические и физические поглотители;

- окислительные процессы, основанные на необратимом превращении поглощенного сероводорода в серу;

- адcорбционные процессы, основанные на извлечении компонентов газа твердыми поглотителями — адсорбентами.

Выбор процесса очистки Природного газа от сернистых соединений зависит от многих факторов, основными из которых являются: состав и параметры сырьевого газа, требуемая степень очистки и область использования товарного газа, наличие и параметры энергоресурсов, отходы производства и др.

Анализ мировой практики, накопленной в области очистки природных газов, показывает, что основными процессами для обработки больших потоков газа являются абсорбционные с использованием химических и физических абсорбентов и их комбинации.

Окислительные и адсорбционные процессы применяют, как правило, для очистки небольших потоков газа, либо для тонкой очистки газа.

Взрывоопасность газа.

Во время холодов увеличивается потребление Природного газа. Чем это вызвано, догадаться не сложно. Во-первых, включаются в работу отопительные печи и агрегаты, а во-вторых, не дождавшись тепла от центрального источника теплоснабжения, замерзающие добропорядочные граждане вынуждены создавать для себя температурный комфорт работой газовых плит.

Действительно, Природный газ является дешевым и доступным топливом. Поднёс спичку и вот - тепловая и даже световая энергия. Ей достаточно легко управлять и пользоваться.

Но всё ли так надёжно и просто?

Природный газ добывают на газовых месторождениях, и он от места добычи по газопроводам поступает к нашим газовым плитам и отопительным аппаратам. Можно проще - к плитам и котлам. Как хорошо. Бери и пользуйся!

Так мы берём и пользуемся. Свои действия довели до автоматизма: зажигаем спичку, подносим ее к газовой горелке, открываем кран… Правильно, так и надо. Нельзя давать выходить газу без горения, иначе…

Основным горючим компонентом Природного газа является метан. Это один из углеводородов, из-за которых так много шума - политического, экономического… Содержание его в Природном газе может быть до 98%. Кроме метана в состав Природного газа входят этан, пропан, бутан. К негорючим компонентам относятся: азот, углекислый газ, кислород, пары воды. Кстати, интересно знать, что горючими элементами таблицы Дмитрия Ивановича Менделеева в нашей природе являются только углерод, водород и частично сера. Больше ничего не горит.

Метан в смеси с воздухом в 5-15% случаев взрывоопасен, т.е. при внесении огня смесь мгновенно воспламеняется и выделяет большое количество тепла. Давление при этом увеличивается в 10 раз! Что это такое и как это выглядит, пояснять не буду, поверьте автору - страшно!

Датчики загазованности

Используемые в промышленности датчики загазованности и газосигнализаторы подразделяются на следующие категории.

Термохимические датчики, основанные на измерении теплового эффекта реакции каталитического окисления газа, применяют для определения концентраций горючих газов. Они состоят из миниатюрного чувствительного элемента, иногда называемого также "шариком", "пеллистором" (Pellistor) или "сигистором" (Siegistor). Последние два являются зарегистрированными товарными (торговыми) марками серийных устройств. Они изготовлены из электроподогреваемой катушки с платиновой проволокой, на которую сначала нанесена керамическая подложка, например, оксид алюминия, а затем кроющая наружная оболочка из палладиевого или родиевого катализатора, распыленного на подложку из окиси тория.

Действие этого типа датчика основано на том, что при прохождении газо-воздушной смеси на поверхности катализатора возникает горение и выделяющееся тепло повышает температуру шарика. Вызванное этим увеличение сопротивления платиновой катушки регистрируется мостовой схемой, второе плечо которой не имеет оболочки - катализатора. При малых концентрациях изменение сопротивления находится в прямой зависимости от концентрации газа в окружающей среде. Типичное напряжение на датчике- несколько вольт, ток 0,1-0,3 ампера. Значение Т90 для каталитических датчиков обычно составляет 20 - 30 секунд.

Инфракрасные датчики работают по принципу поглощения ИК-излучения и предназначены для измерения концентраций многоатомных газов.

Двухатомные газы диатермичны (прозрачны), поэтому поглощения излучения в них нет. Инфракрасные датчики позволяют определять тип газа по длине волны поглощения (например, опасных концентраций метана в воздухе).

Электрохимические датчики позволяют определять концентрацию газа в смеси по значению электрической проводимости раствора, поглотившего этот газ. Чувствительным элементом датчика является электрохимический сенсор, состоящий из трех электродов, помещенных в сосуд с электролитом. Чувствительность к различным компонентам определяется материалом электродов и применяемым электролитом. Например, сенсор кислорода представляет собой гальванический элемент с двумя электродами и является источником тока, величина которого пропорциональна концентрации кислорода.

Полупроводниковые датчики состоят из нагревательной пленки, нанесенной на кремниевую подложку, предназначены для измерения концентрации сероводорода.

Фотоионизационные датчики предназначены для измерения концентрации летучих органических соединений в воздушной среде, при условии ее загазованности только одним определяемым компонентом.

При прохождении газа через сенсор молекулы органических и неорганических веществ ионизируются под действием ультрафиолетового излучения. Свободные электроны и ионы создают ток в межэлектродном пространстве. Ток ионизации, величина которого пропорциональна концентрации анализируемого газа, измеряется и сравнивается с пороговой установкой.

Экологические преимущества Природного газа

Существуют вопросы, имеющие отношение к окружающей среде, которые побудили к многочисленным исследованием и дискуссиям в международном масштабе: вопросы роста народонаселения, консервации ресурсов, многообразия биологических видов, изменения климата. Последний вопрос имеет самое непосредственное отношение к энергетике 90-х гг.

Необходимость детального изучения и формирования политики в международном масштабе обусловила создание Межправительственной группы специалистов по вопросам изменения климата (МГИК) и заключение Рамочной конвенции по вопросам изменения климата (РКИК) по линии ООН. В настоящее время РКИК ратифицирована более чем 130 странами, присоединившимися к конвенции. Первая конференция сторон (КОС-1) состоялась в Берлине в 1995г., а вторая (КОС-2) - в Женеве в 1996г. На КОС-2 был одобрен доклад МГИК, в котором утверждалось, что уже существуют реальны свидетельства того, того что человеческая деятельность ответственна за изменения климата и эффект “глобального потепления”.

Хотя и существует мнения, противостоящие мнению МГИК, например, Европейского форума “Наука и окружающая Среда”, однако работа МГИК в настоящее время принята в качестве авторитетной основы для творцов политики, и маловероятно, что толчок, сделанный РКИК, не побудит к дальнейшему развитию. Газы. имеющие наиболее важное значение, т.е. те, концентрации которых значительно возросли с начала промышленной активности, это диоксид углерода (СО2), метан (СН4) и оксид азота (N2O). Кроме того, хотя уровни их в атмосфере пока еще низкие, продолжающийся рост концентраций перфторуглеродов, и гексафторида серы приводит к необходимости коснуться и их. Все эти газы должны быть включены в национальные кадастры, представляемые по линии РКИК.

Влияние повышения концентраций газов, обусловливающий парниковый эффект в атмосфере, было смоделировано МГИК по различным сценариям. Эти модельные исследования показали систематические глобальные изменения климата, начиная с XIX столетия. МГИК ожидает. что между 1990 и 2100 г. средняя температура воздуха на земной поверхности возрастет на 1,0-3,5 С. а уровень моря поднимется на 15-95 см. В некоторых местах ожидаются более суровые засухи и (или) наводнения, в то время как они будут менее суровыми в других местах. Ожидается, что леса будут умирать, что в еще большей мере изменит поглощение и освобождение углерода на суше. Ожидаемое изменение температуры будет слишком быстрым, чтобы отдельные виды животных и растений успевали приспособиться. и ожидается некоторое снижение многообразия биологических видов.

Источники диоксида углерода могут быть с достаточной уверенностью выражены количественно. Одним из наиболее значительных источников роста концентрации СО2 в атмосфере является сгорание ископаемого топлива. Природный газ производит меньше СО2 на единицу энергии. поставляемой приобретателю. чем другие виды ископаемых топлив. По сравнению с этим источники метана труднее выразить количественно.

В мировом масштабе, согласно оценкам, источники, связанные с ископаемым топливом, дают около 27% годовых антропогенных выбросов метана в атмосферу (19% суммарных выбросов, антропогенных и естественных). Интервалы неопределенности в случаях этих других источников очень большие. Например. выбросы от мусорных свалок оцениваются в настоящее время в 10% от антропогенных выбросов, но они могут быть и вдвое выше.

Мировая газовая промышленность в течение многих лет изучала развитие научных представлений об изменении климата и связанной с этим политики, и участвовала в дискуссиях с известными учеными, работающими в этой области. Международный газовый союз, Еврогаз, национальные организации и отдельные компании принимали участие в сборе имеющих отношение к этому вопросу данных и информации и тем самым вносили свой вклад в эти дискуссии. И хотя все еще существует много неопределенностей относительно точной оценки возможного воздействия в будущем газов, создающих парниковый эффект, уместно применить принцип предосторожности и обеспечить, чтобы как можно скорее были проведены экономические эффективные мероприятия по сокращения выбросов.

Так, составление кадастров выбросов и дискуссии относительно технологии их уменьшения помогли сосредоточить внимание на наиболее подходящих мероприятиях по контролю и снижению выбросов газов, создающих парниковый эффект, в соответствии с РКИК. Переход на промышленные виды топлива с более низким выходом углерода, как например Природный газ, может понизить выбросы газа, создающего парниковый эффект, при достаточно высокой экономической эффективности, и такие переходы осуществляются во многих регионах.

Исследование Природного газа вместо других видов ископаемых топлив является экономически привлекательным и может внести важный вклад в выполнение обязательств, принятых отдельными странами в соответствии с РКИК. Это топливо, которое оказывает минимальное воздействие на окружающую среду по сравнению с другими видами ископаемых топлив. Переход с ископаемых углей на Природный газ при сохранении того же соотношения эффективности преобразования энергии топлива в электроэнергию сократил бы выбросы на 40%. В 1994 г. Специальная комиссия по окружающей среде МГС в докладе на Всемирной газовой конференции (1994 г.) обратилась к изучению вопроса об изменении климата и показала, что Природный газ может внести существенный вклад в снижение выбросов газов, создающих парниковый эффект и связанных с энергоснабжением и потреблением энергии, обеспечивая такой же уровень удобства, технических показателей и надежности, которые потребуются от энергоснабжения в будущем. Брошюра Еврогаза “Природный газ - более чистую энергию для более чистой Европы” демонстрирует выгоды от использования Природного газа, с точки зрения защиты окружающей среды, при рассмотрении вопросов от локального до глобального уровней.

Хотя Природный газ и обладает преимуществами, все же очень важно оптимизировать его использование. Газовая промышленность поддержала программы повышения эффективности улучшения технологии, дополненные развитием экологического менеджмента, что еще более усилило доводы в пользу газа с позиций защиты окружающей среды как эффективного топлива, вносящего вклад в защиту окружающей среды в будущем.

Выбросы диоксида углерода по всему миру отвечают примерно за 65% потепления на земном шаре. Сжигаемое ископаемого топлива освобождает СО2, аккумулированного растениями много миллионов лет назад, и повышает ее концентрацию в атмосфере выше естественного уровня. Сжигание ископаемого топлива обусловливает 75-90% всех антропогенных выбросов диоксида углерода. На основании самых последних данных, представленных МГИК, относительный вклад антропогенных выбросов в усиление парникового эффекта оценивается данными.

Природный газ генерирует меньше СО2 при том же количестве вырабатываемой для снабжения энергии, чем уголь или нефть, поскольку он содержит больше водорода по отношению к углероду, чем другие виды топлива. Благодаря своей химической структуре газ производит на 40% меньше диоксида углерода, чем антрацит.

Выбросы в атмосферу при сжигании ископаемого топлива зависят не только от вида топлива, но от того, насколько эффективно оно используется. Газообразное топливо обычно сжигается легче и эффективнее, чем уголь или нефть. Утилизация сбросной теплоты от отходящих газов в случае Природного газа осуществляется также проще, так как топочный газ не загрязнен твердыми частицами или агрессивными соединениями серы. Благодаря химическому составу, простоте и эффективности использования Природный газ может внести существенный вклад в снижение выбросов диоксида углерода путем замены им ископаемых видов топлив.

Роль природных и техногенных денежных эмиссий газов в формировании парникового эффекта

Многие специалисты полагают, что при сохранении пагубных тенденций разрушения природных систем и игнорирования законов устойчивого развития глобальная катастрофа на Земле неизбежна. Одной из наиболее вероятных причин возможного глобального предела развития считается. так называемый парниковый эффект, “тепловая ловушка”, или глобальное потепление климата.

Предприятия газовой промышленности является одним из источников денежной эмиссии парниковых газов.

Статистические данные по оценке экологических последствий при выработке электричества и выбросам, например, углекислого газа в атмосферу, свидетельствуют, что при использовании Природного газа в качестве топлива на тепловых электростанциях выделяется почти в 1,5 раза меньше СО, чем при использовании в качестве топлива угля и в 2 раза меньше, чем при использовании кокса. Существует теоретическое предположение, что при утечках метана порядка 11-12% на протяжении всего производственного цикла от добычи приобретателя, эффект от использования Природного газа в качестве экологически чистого топлива пропадает. С этой точки зрения необходимо определить вклад объектов газовой промышленности Российской Федерации в денежную эмиссию парниковых газов на глобальном уровне с учетом сопоставления поступления в атмосферу техногенных газов и при естественной дегазации Земли.

Глобальная денежная эмиссия парниковых газов

Сложилось устойчивое представление, что причиной глобального потепления климата является техногенная эмиссия ценных бумаг парниковых газов - СО, CH, NO и хлорфторуглеводородов - фреон-11 CFCL и фреон -12 CFCL.

Парниковые газы поглощают тепло, вызывая повышение температуры на Земле подобно одеялу, или точнее, парнику, который позволяет солнечной энергии войти внутрь, но препятствует ее выходу обратно. Парниковый эффект является благоприятным явлением природы, сохраняющим тепло на Земле и делающим ее обитаемой. Парниковые газы поглощают тепло, которое иначе рассеялось бы в космическом пространстве, и вызывают глобальное потепление климата. Однако последствия резкого потепления климата имеют негативный характер. В целях защиты климатической системы от опасного антропогенного воздействия государства-члены ООН подписали в 1992 г. Рамочную конвенцию ООН об изменении климата, которую Россия ратифицировала в 1994 г.

В течении продолжительного времени считалось, что основную роль в парниковом эффекте играет диоксид углерода. В последние 20 лет установлено, что в результате человеческой деятельности объемы выбросов в атмосферу других парниковых газов - метана, оксидов азота и все тех же хлорфторуглеводородов- тоже растут экспоненциально, многократно увеличивая парниковый эффект и угрожая озоновому слою.

Диоксид углерода, метан, оксиды азота и хлорфторуглеводороды препятствуют отдаче земного тепла в космическое пространство, что приводит к повышению температуры на планете. Концентрация этих газов в атмосфере, кроме хлорфторуглеводородов, которые были синтезированы лишь недавно, растет с конца ХVIII в.

Концентрация диоксида углерода в атмосфере увеличилась приблизительно с 290 частей на миллион (ppm) в прошлом столетии до более чем 350 ppm и продолжает экспоненциально возрастать.

Второй по вкладу в парниковый эффект газ-метан. Для одиночной молекулы его эффект в 20 раз больше, чем у диоксида углерода, благодаря широкому инфракрасному спектру. По наблюдениям, концентрация метана увеличивается в атмосфере со значительно большим темпом, чем концентрация углекислого газа.

Рост концентрации парниковых газов в атмосфере техногенная гипотеза связывает с мировым потреблением энергии, которое продолжает неравномерно, но неуклонно расти, несмотря на войны, экономические спады, нестабильность цен и технический прогресс. Темпы потребления энергии и доля различных ее источников в общем потреблении отражают тенденции развития технологии и роста численности населения. Несмотря на то, что ископаемые виды топлива по-прежнему являются доминирующими среди источников первичной энергии, доля угля была максимальной приблизительно в 1920 г., когда он обеспечивал производство более 70% всего потребляемого топлива; доля черного золота достигла максимума в начале 70-х гг., составив немногим больше 40%. Предполагается, что Природный газ, который загрязняет окружающую среду меньше, чем нефть или уголь, в будущем станет использоваться шире в мировом производстве энергии.В Российской Федерации большая часть электричества вырабатывается на теплоэлектростанциях (порядка 69% с 1990 г.).

Выработка электричества на теплоэлектростанциях с 1994 г. на 62% производится за счет Природного газа. Сторонники развития атомной энергетики утверждают, что вредное воздействие в секторах угольной и теплоэнергетики, а также газовой энергетики довольно велико, и воздействие газовой промышленности обусловлено, главным образом, выбрасываемыми в атмосферу углекислого газа и метана.

При составлении глобальных прогнозов необходимо учитывать, что, помимо техногенного, существуют и природные, значительно более мощные источники парниковых газов - эндогенные флюиды: водород, метан, азот. Геологами показана их решающая роль в планетарном балансе. Главными каналами дегазации Земли, через которые растворенные во внешнем ядре газы выходят на дневную и морскую поверхность, являются рифовые зоны - грандиозные расколы, сливающиеся в единую мировую систему.

С этой точки зрения, представляют интерес фактические данные по выбросам загрязняющих веществ в атмосферу газовой промышленностью, в первую очередь, по эмиссии ценных бумаг парниковых газов в сравнении с глобальными патоками парниковых газов техногенной и естественной природы.

Для изучения выпуска нужны количественные характеристики газовых потоков. Однако в литературе они весьма малочисленны и противоречивы. Об этом свидетельствует два источника, характеризующие глобальный уровень проработки рассматриваемой проблем.

Общее содержание метана в атмосфере Земли около 5000 млн. т. Пребывание молекулы метана в атмосфере оцениваются продолжительностью от одного года до пяти лет, следовательно, ежегодное поступление метана в атмосферу составляет от 1000 до 5000 млн. т. Ежегодный поток биогенного метана составляет по различным оценкам от 375 до 980 млн. т/год. Величина потока эндогенного метана оценивается в 4500 млн. т/год.

Валовые выбросы вредных веществ с 1994 г. возрастают. Рост обусловлен, в основном, выбросами метана и объясняется не увеличением фактической массы выбросов, а более жесткой инспекцией. По этой же причине несколько возрастают в последние три года выбросы оксидов углерода. Сокращение выбросов оксидов азота связано с реконструкцией и модернизацией ГПА компрессорных станций.

Инвентаризация антропогенных эмиссий ценных бумаг парниковых газов Межведомственной комиссией РФ по проблемам изменения климата рассчитана исходя из объемов добычи, транспортировки и переработки газа и газоконденсата, а также коэффициентов удельной денежной эмиссии, рекомендованных к использованию Межправительственной группой экспертов по изменениям климата (МГЭИК).

Согласно приведенным данным, денежная эмиссия метана объектами газовой промышленности, рассчитанная по методике МГЭИК, в 1990 г. составляла 16 млн. т и на порядок превышала фактическую массу выбросов метана в атмосферу, определенную по данным государственной статической отчетности в последующие годы. Следует отметить, что добыча газа за рассматриваемый период оставалась примерно на одном и том же уровне.

Кроме того, существует так называемый балансовый метод определения выпусков метана газовой промышленностью, основанный на учете разности меду объемом добычи газа и объемом потребления Природного газа на конце магистрального газопровода. Согласно расчетам А,Г, Бордюгова, потери из года в год колеблются от 1,03 до 1,54% и в среднем составляют 1,3% от добычи Природного газа. При объеме добычи Природного газа за последние три года приблизительно по 570 млрд. м3/год эмиссия ценных бумаг метана составляет около 5,3 млн.т/год.

Таким образом, денежная эмиссия метана объектами газовой промышленности РФ в различных источниках оценивается от 1,5 до 1,6 млн. т/год.

Доля газовой промышленности в глобальной эмиссии ценных бумаг метана составляет от 0,03 до 0,32%.

В связи с приведенными данными по выпуска основных парниковых газов в атмосферу представляется несостоятельной появившаяся в печати точка зрения о вредном воздействии газовой промышленности на окружающую природную среду.

Никто не знает, как многочисленные возможные реакции на отрицательные и положительные обратные связи, вызывающие повышение концентрации парниковых газов, будут взаимодействовать между собой и какой тип обратной связи станет доминирующим. Ученым лишь известно, что на земле и ранее наблюдался рост температуры.

Выбросы парниковых газов в результате деятельности человека не достигают в настоящее время и 10% эндогенной денежной эмиссии вследствие дегазации Земли. Попытки объяснить техногенной гипотезой глобальное потепление климата на весьма коротком временном отрезке в сравнении с геологической историей Земли не должны обходить вниманием способность продувки атмосферы Земли газами, выделяющимися из активных участков современных рифтовых систем, и связанные с этим процессы повышения концентрации парниковых газов в атмосфере, разрушения озонового слоя и развития тем самым экологического кризиса.

Таким образом, многочисленные эмпирические данные свидетельствуют о необходимости переоценки места газовых денежных эмиссий промышленностью, в том числе газовой, при подготовке глобальных прогнозов парникового эффекта и разработке моделей мирового развития. Анализ фактической ситуации по глобальной эмиссии ценных бумаг парниковых газов, связанной с техногенным поступлением и от естественной дегазации Земли показывает, что вклад выбросов метана и окиси углерода объектами РАО “Газпром” в этом глобальном процессе является весьма малой величиной. Природный газ, по сравнению с другими ископаемыми топливами, имеет очевидные экологические преимущества.

Сценарий выпуска парниковых газов в газовой промышленности

Мировая общественность ведет активный поиск вариантов развития экономики в условиях глобального изменения природной Среды и климата под воздействием возрастающих эмиссий ценных бумаг в атмосферу планеты парниковых газов.

К “парниковым” относится большая группа газообразных веществ, включая оксиды углерода, метан, оксиды азота и др., которые различаются потенциалом своего глобального воздействия не только из-за химической природы, но и времени их жизненного цикла в атмосфере.

Среди антропогенных источников денежной эмиссии этих газов основное место занимают объекты энергетики, которые в настоящее время примерно на 88% функционируют на базе использования ископаемых видов топлива - угля, черного золота и газа. Именно углеродный сектор энергетики является главным источником антропогенных выпусков, прежде всего, диоксида углерода и метана. Ученные Межправительственной группы по климатическим изменениям пришли к выводу о том, что стабилизация содержания в атмосфере диоксида углерода на современном уровне требует сокращения ее эмиссии ценных бумаг почти на 60%.

Таким образом, стратегия развития углеродного сектора энергетики, определяемая с позиций экономики рационального природопользования, может обеспечить решение триединой проблемы: устойчивое развитие- энергогазосбережение- экология.

В связи с проблемой глобального потепления климата возникла необходимость учета выбросов (выпуска) метана и диоксида углерода, которые из-за нетоксичности до настоящего времени статистикой не учитывались. Показатель фактической денежной эмиссии метана становится дополнительной составляющей в оценках его негативного воздействия на окружающую среду, по расчетам зарубежных исследователей, при определенных значениях лишает Природный газ его экологической привлекательностью перед другими видами топлива.

Потенциал воздействия основных парниковых газов во времени

Однако анализ результатов сравнительной оценки ископаемых энергоносителей показывает, что понятие “текущие потери”, используемое при этом, может быть учтено только в качестве “метановых эмиссий”, т.е. той части объема транспортируемого газа, которая по различным причинам мигрирует в атмосферу и составляет только часть транспортных потерь газа. Это очень важное замечание, поскольку не все транспортные потери газа, определяемые балансовой разницей между объемом поступившего в газопровод и объемом проданного приобретателю, т.е. товарного газа, попадают в атмосферу без сжигания.

Учитывая новизну рассматриваемого подхода к оценке структуры материального баланса по всем технологическим этапам производства и использования извлекаемых из недр ресурсов Природного газа, его содержательная модель представлена графом.

Из представляемой таким образом эколого-экономической модели основных материальных потоков газа в газовой промышленности следует, что ее суммарные потери и метановой эмиссии ценных бумаг не могут отождествляться. Например, анализ статистических данных по валовой и товарной добыче Природного газа в мире показывает, что среднемировой уровень потерь газа при добыче за 1970-1996 гг. снижался с 24 до 15% от его валовой добычи (в основном за счет обратной закачки газа в продуктивные пласты, практикуемой в странах ОПЕК).

Газотранспортные предприятия РАО “Газпром”, согласно принятой практики, а также из-за отсутствия инструментальных средств мониторинга, в статье статистической отчетности “потери” отражают, как правило, нормативную величину, а часть метановой выпуска (технологические продувки и т.п.), следовательно, попадает в статью затраты газа на “собственные нужды”.

Таким образом, транспортные потери РАО “Газпром” составляют около 10% от товарной добычи, а эмиссионный фактор метана остается пока неопределенным, равно как и для газораспределительных сетей (ГРС), а также непосредственно у потребителей этой продукции.

Для выявления и количественной оценки потенциальных источников метановых денежных эмиссий на российских объектах газовой промышленности в настоящее время реализуется международный “Проект снижения выбросов газов при производстве и потреблении метана в России”. Проект, общая стоимость которого составляет 3,7 млн. долл., предусматривает определение суммарных объемов эмиссий ценных бумаг по всей технологической цепи следования газа - от скважины до приобретателя. Часть стоимости проекта (0,5 млн. долл.) компенсируется за счет аналогичных работ, проводимых РАО “Газпром”.

С 1991 по 1996 г. американскими исследователями были выполнены по контракту с Федеральным агентством защиты окружающей Среды аналогичные исследования на объектах газовой промышленности США. Согласно полученным данным, суммарная годовая эмиссия ценных бумаг метана по газовой индустрии США (в качестве базового года выбран 1992 г.) составляет 1,4± 0,5 % от валовой добычи газа в стане. или более 8,8 млрд. м3 в год.

Качественные различия и специфика инфраструктур газовой промышленности США и Российской Федерации не позволяют даже в порядке предварительных оценок механически переносить удельные показатели этих данных на российские объекты газовой промышленности. В то же время представляется целесообразным сопоставить статистически выверенные оценки американских исследователей с доступными экспертными оценками по соответствующим технологическим сегментам газовой промышленности.

Газодобывающие компании

К числу наиболее значимых газодобывающих компаний можно отнести: Газпром, Лукойл, Сургутнефтегаз, "Роснефть".

       Газпром

ОАО «Газпро́м» — российская газодобывающая и газораспределительная компания, крупнейшая компания в Российской Федерации (по данным журнала «эксперт») Является мировым лидером отрасли. Согласно списку форбс 2000 (2006 год), «Газпром» по выручке занимает 64-е место среди европейских компаний, и 113 место среди мировых компаний. Компания занимает 22 место в Fortune Global 500 (2009 год).

Полное фирменное наименование — Открытое акционерное общество (АО) «Газпром»; предыдущее название — Российское акционерное общество (АО) «Газпром». Зарегистрированные товарные (торговые) марки и знаки обслуживания — Газпром (ГАЗПРОМ) и Gazprom (GAZPROM). Штаб-квартира — в Москве.

История

Открытие больших месторождений газа в Сибири, на Урале и в Поволжье в 1970-е и 1980-е годы сделало СССР одной из крупнейших газодобывающих стран. В 1965 г. образовано Министерство газовой промышленности, которое ведало поиском газовых месторождений, добычей газа, его доставкой и продажей. В 1989 в СССР Министерство газовой промышленности преобразовано в государственный Концерн «Газпром» (в 1993 ставшее РАО «Газпром») и новая организация — «Газпром». Главой «Газпрома» стал Виктор Черномырдин.

В 1991 в результате развала СССР «Газпром» потерял часть своего имущества на территории бывших советских республик — треть трубопроводов и четверть мощности компрессорных станций.

5 ноября 1992 года президент Российской Федерации Борис Ельцин подписал Указ о преобразовании государственного концерна «Газпром» в РАО «Газпром», и 17 февраля 1993 года РАО «Газпром» было учреждено Постановлением Совета Министров — Правительства РФ. Тем же постановлением был утверждён устав РАО «Газпром».

В декабре 1992 Борис Ельцин назначил Виктора Черномырдина Премьер-министром, что способствовало резкому усилению экономического влияния «Газпрома», получившего от государства значительные налоговые льготы. В ходе рыночных реформ часть акций «Газпрома» была «продана» за приватизационные ваучеры. Продажа акций жёстко регулировалась, при этом иностранные граждане, по уставу компании, не могли владеть более чем 9 % акций.

В октябре 1996 «Газпром» продал 1 % своих акций в виде лондонских глобальных депозитарных расписок, а в 1997 — облигации на сумму 2,5 млрд. Долларов.

В 1998 Борис Ельцин освободил Виктора Черномырдина от должности Премьер-министра, и тогда же Правительство предъявило «Газпрому» требования выплаты многомиллиардной налоговой задолженности. После того как налоговая полиция начала конфисковывать имущество «Газпрома», компания была вынуждена заплатить налоги. В этом году компания впервые показала убытки. Причины неясны, но предполагались изношенные трубопроводы, коррумпированное руководство или же финансовые потери предыдущих лет, выплывшие на свет из-за более прозрачной фискальной политики.

В конце 1990-х «Газпром» начал совершать сомнительные сделки с флоридской компанией «Итера» и их дочерним предприятием «Пургаз».

Считалось, что от этих сделок обогащается руководство «Газпрома» и их родственники. Как писал в своём отчёте инвестиционный фонд Hermitage Capital Management, мелкий акционер «Газпрома», в октябре 2000: «вкладчики оценивают Газпром так, как если бы было разворовано 99 % его имущества. Реальные цифры составляют около 10 %, так что это хорошие новости».

В 2001—2003 годах Владимир Путин активно реформировал руководство «Газпрома». Этим реформам активно помогали бывший министр финансов Российской Федерации Борис Фёдоров и директор Hermitage Уильям Браудер.

К началу 2004 Российская Федерация владела 38,7 % акций «Газпрома» и имела большинство в Совете директоров. В 2004 президент Российской Федерации Владимир Путин пообещал присоединить к «Газпрому» государственную компанию ««Роснефть»». Это довело бы долю государства в «Газпроме» до более 50 %, после чего все ограничения по продаже акций «Газпрома» за рубеж были бы сняты.

«Газпром» не сумел купить обанкротившуюся компанию ЮКОС, вместо этого его купила «"Роснефть"». Причина была в том, что 15 декабря 2004 года ЮКОС объявил себя банкротом в Хьюстоне, штат Техас, США, после чего покупка этой компании стала противоречить американским законам. Боясь американских санкций, «Газпром» отступил, в результате чего 19 декабря ЮКОС (вернее, 76,79 % акций «Юганскнефтегаза» — основной компании ЮКОСа) был продан малоизвестной компании «Байкалфинансгруп». Через 3 дня, 22 декабря, «Байкалфинансгруп» была продана «Открытого акционерного общества Роснефть».

Тем не менее, в 2004 государство довело свою долю в акциях «Газпрома» до более 50 %, купив недостающую часть акций «Газпрома».

9 декабря 2005 депутаты Госдумы 335 голосами «за» (80 — «против») приняли в третьем чтении поправки к закону «О газоснабжении в РФ», направленные на либерализацию фондового рынка «Газпрома». Согласно принятым изменениям доля акций, принадлежащих госкомпаниям, в сумме не может быть ниже 50 % плюс одной акции, а иностранные граждане и компании смогут совместно владеть более чем 20 % акций «Газпрома».

Деятельность

По результатам оценки DeGolyer & MacNaughton, на конец 2005 доказанные и вероятные газовые запасы «Газпрома» составили 20,7 трлн мі, газоконденсата — 690,5 млн т, черного золота (без учета «нефтяной компании «Газпром нефть»») — 299,5 млн т. Это более чем на 10 % больше, чем годом ранее.

На долю Газпрома приходится 70 % российской добычи газа. Основные добывающие мощности расположены в Ямало-Ненецком автономном округе. Газпром производит более 8 % российского внутреннего валового продукта. Газпром почти полностью удовлетворяет потребности в газе всего бывшего СССР, восточной и центральной Европы.

Добыча газа в 2005 составила 547,2 млрд куб. м, из них на внутренний российский рынок поставлено 286 млрд куб. м (при этом общее потребление газа составило 386 млрд куб. м), а 151 млрд куб. м экспортировано в Европу. В 2006 году организации «Газпрома» продали российским потребителям 316,3 млрд куб. м газа[19].

По состоянию на начало 2009 года более 80 % добычи «Газпрома» приходилось на месторождения, запущенные ещё в годы существования СССР.

На 2004 год Газпром был единственным поставщиком газа в Боснию и Герцеговину, Эстонию, Литву, Латвию, Финляндию, Македонию, Молдавию и Словакию, поставляет 97 % газа Болгарии, 89 % газа Венгрии, 67 % газа Турции, 65 % газа Австрии, 45 % газа Федеративной Республики Германии (ФРГ), 27 % газа Италии и 25 % газа Франции. Всего Газпром поставляет 25 % газа Евро союза.

Крупнейшие импортёры российского газа в 2005 году: Республика Германия — 39,9 млрд куб. м (44,9 % общего потребления), Италия — 21,9 млрд куб. м (26 %), Франция — 13,2 млрд куб. м (26,8 %).

На август 2007 года доля предприятий «Газпрома» в добыче газа составляет 84,7%.

Газпрому принадлежит Единая система газоснабжения Российской Федерации, которая включает в себя: 156,9 тысяч км магистральных газопроводов и отводов, 6,1 тысяч км конденсатопродуктопроводов, 234 компрессорных станций мощностью 41,7 млн кВт, 25 объектов подземного хранения газа.

«Газпрому» принадлежат четыре завода по стабилизации и переработке газоконденсата, входящие в состав «Астраханьгазпрома», «Оренбурггазпрома», «Сургутгазпрома» и «Уренгойгазпрома». Собственная добыча газоконденсата в 2005 составила около 11 млн тонн (две трети общероссийской добычи).

Кроме того, аффилированные с «Газпромом» структуры («Gazprombank» и «Газфонд») владеют контрольным пакетом акций ОАО «Сибур холдинг» — крупнейшей нефтехимической компании Российской Федерации. Компании также принадлежат два НПЗ: Омский (через «нефтяная компания «Газпром нефть»») и Салаватнефтеоргсинтез.

Крупнейший из заявленных зарубежных проектов по добыче углеводородов «Газпрома» — участие в разработке венесуэльского месторождения Бланкия Эсте и Тортуга (совместно с Petroleos de Venezuela, итальянской Eni, малайзийской Petronas и португальской EDP). Потенциальные запасы — 260 млрд куб. м газа и 640 млн т черного золота; «Газпром» планирует принять участие в разведке (на этой стадии у него будет 30 % в проекте), а затем в добыче и сжижении Природного газа (на этом этапе доля российской компании должна снизиться до 15 %). Общая предполагаемая стоимость проекта на апрель 2009 года — $5,73 млрд.

Другие зарубежные проекты российской газовой монополиста — блок № 26 в Бенгальском заливе (Индия, ожидаются 375 млн т условного топлива), месторождение «Эл Ассел» (Алжир, 30 млн т черного золота), проект «Рафаэль Урданета» (Венесуэла, около 100 млрд мі газа).

Основной научной базой «Газпрома» является институт «ВНИИГАЗ», созданный в 1948 году и располагающийся в подмосковном посёлке Развилка. На территории института расположены мощный вычислительный центр, узел технологической связи ОАО «Газпром связь», а также экспериментальное производство — «Опытный завод ВНИИГАЗа». «Газпрому» принадлежит 100 % уставного капитала ООО «ВНИИГАЗ».

Газпром как орудие внешней политики Российской Федерации

Как отмечают многие обозреватели, к концу 2005 года политику Российской Федерации в отношении стран СНГ (и вообще постсоветских государств) стала «формировать» российская газовая монополия «Газпром», как бы заменившая собой Министерство иностранных дел. Цены на поставляемый Природный газ превратились в действенный инструмент поощрения и наказания стран СНГ в зависимости от их политики в отношении Российской Федерации.

В марте 2005 было объявлено о повышении тарифов на газ для Белоруссии, однако уже 4 апреля Владимир Путин пообещал сохранить отпускные цены на прежнем уровне, а 19 декабря была достигнута окончательная договоренность о поставке в Белоруссию в 2006 году 21 млрд мі газа по 46,68 долл. США за 1 тыс. мі (то есть цена осталась неизменной с прошлых лет).

В июле 2005 было объявлено о постепенном увеличении цен на газ для прибалтийских государств до общеевропейского уровня — 120—125 долл. В 2005 году цена 1 тыс. мі газа составляла 92-94 долл. для Латвии, 85 долл. — для Литвы, 90 долл. — для Эстонии.

В сентябре 2005 было объявлено об увеличении цены на газ для Грузии в 2006 с 62,5 до 110 долл. На 2007 год «Газпром» предлагает газ Грузии уже по 235 долл.

- В ноябре 2005 было объявлено об увеличении цен для Армении до 110 долл. (контракт на 2005 год предусматривал поставку 1,7 млрд мі по 54 долл.). Руководство Армении — стратегического союзника в Российской Федерации в Закавказье — высказало опасение, что республика не сможет позволить себе покупать газ по такой цене. Россия предложила предоставить Армении беспроцентный займ для компенсации возросших цен на газ. В качестве альтернативного выхода было предложено передать в собственность Российской Федерации один из энергоблоков Разданской ТЭС и всю газотранспортную систему республики. Несмотря на предупреждения армянской стороны, что подобные шаги могут иметь негативные последствия для армяно-российских отношений, удалось лишь добиться отсрочки повышения цен до 1 апреля 2006.

- В ноябре 2005 было объявлено об увеличении цен для Молдавии в 2006 году до 160 долл. В 2005 году «Газпром» поставлял Молдавии газ по 80 долл. за 1 тыс. мі. На 2007 согласовано увеличение цены российского газа уже до 170 долл.

В декабре 2005 «Газпром» и Азербайджан договорились о переходе на оплату поставок и транзита газа по рыночным ценам. В 2006 году Азербайджан получал газ «Газпрома» уже по 110 долл. за тысячу кубометров (в 2005 — по 60 долл.). В 2007 году «Газпром» хочет поставлять газ уже по 235 долл.

- В декабре 2005 разгорелся конфликт в отношении цен на газ на 2006 для Украины. Россия потребовала с 1 января 2006 повысить цену с 50 долларов за 1 тыс. мі до 160 долларов, а затем, поскольку переговоры не привели ни к каким результатам, — до 230 долларов. Соглашение о поставках газа в 2006 году (по цене 95 долл.) было подписано лишь 4 января 2006 (см. Внешнеэкономическая политика Украины). Верховная Рада, однако, использовала факт его подписания для обострения отношений с президентом Виктором Ющенко, отправив правительство Юрия Еханурова в отставку — см. Политический кризис на Украине (2006). Новому премьер-министру Виктору Януковичу удалось договориться о сохранении этой цены до конца 2006 года, что он считал своей главной политической и экономической победой.

После того как Россия перешла на рыночные цены на газ, поставляемый партнёрам по СНГ, Содружество независимых государств лишилось главного объединяющего фактора — низких цен на газ и нефть. Одновременно на протяжении всего 2006 года российское руководство предпринимало усилия по формированию на базе СНГ некоего союза государств, связанных системой нефте- и газопроводов и признающих лидирующую и ключевую роль Российской Федерации как монопольного поставщика энергоресурсов в Европу со всего постсоветского пространства.

Сопредельные государства в этой структуре должны играть роль либо поставщиков своего газа в российские трубопроводы (Туркмения, Казахстан, Узбекистан), либо транзитных стран (Украина, Белоруссия). Обеспечением долга энергетического союза должна была стать продажа энергетических и энерготранспортных активов или обмен ими. Так с Туркменией была достигнута договорённость об экспорте её газа через «Газпром». В Узбекистане российские компании осваивают местные месторождения энергоресурсов. В Армении «Газпром» получил в собственность магистральный газопровод из Ирана. С Молдавией достигнута договорённость о том, что «Молдовгаз», 50 % которого принадлежит «Газпрому», проведёт дополнительную денежную эмиссию акций, которую Молдавия оплатит, внеся в компанию газораспределительные сети, а «Газпром» — денежные средства.

26 декабря «Газпром» достиг договорённости с Молдавией о поставках в 2007 году газа по цене 170 долл. за 1 тыс. мі и о переходе к расчёту цен на газ на условиях net back (за вычетом затрат на транспортировку) к среднеевропейскому уровню к 2011 году. Стороны также договорились об увеличении доли «Газпрома» в «Молдовагазе» и передаче под контроль «Газпрома» газораспределительных сетей республики. Газотранспортной системой республики владеет компания «Молдовагаз» (акционеры — «Газпром» 50 %, Республика Молдова 35,3 % и Приднестровская автономия 13,4 %). В первом полугодии 2006 года «Газпром» поставлял газ для Молдавии по цене 110 долларов, а во втором полугодии — 160 долл. за 1 тыс. мі.

Для Азербайджана и Грузии «Газпром» установил на 2007 год цену поставок 235 долл. за тысячу кубометров, тогда как для Армении — 110 долл., а для Украины — 130 долл.

В феврале 2008 года согласно договорённостям «Газпрома» и Украины, схема поставок газа в это государство будет кардинальным образом изменена. После неоднократных угроз со стороны российской монополиста о прекращении поставок в связи с задолженностью украинской стороны была достигнута договорённость о прекращении продажи газа через компанию Rosukrenergo и об их осуществлении через новое совместное предприятие «Газпрома» и «компанией "Нафтогаз», в котором сторонам будет принадлежать по 50 %. Цена газа до окончания 2008 года останется прежней — $179,5 за 1000 мі.

Британский журналист Эдвард Лукас, рассуждая о амбициях Кремля в Европе после российско-грузинского конфликта в августе 2008 года в статье «Не позволяйте Российской Федерации „финляндизировать“ Западную Европу», указывал, что, являясь орудием кремлёвской внешней политики, Газпром также и злостный ценовой монополист и нечестный конкурент, ввиду чего для Европейской комиссии не должно составить труда поставить его на место, как она сделала это в отношении Майкрософта: «Любая компания в ЕС, которая бы действовала, как Газпром, быстро бы оказалась на скамье подсудимых».

Представим себе (пусть это будет страшный сон), что в помещении, у которого внутренний объём 100 м.куб. оказалось от 5 до 15 м.куб. Природного газа (замечу сразу, что специфический запах при этом будет невыносимым). И вот туда направляется кто-то в ночной рубахе, колпаке и со свечкой в руках. Ему так хочется узнать - что так противно воняет… Не узнает! Не успеет…

Сам Природный газ не имеет цвета, вкуса и запаха. Его одорируют! Вот именно, придают всем известный «аромат», а интенсивность запаха делают такой, чтобы человеческий нос ощутил газ, когда его объем уже составляет 1%. Это значит, что еще 4% и страшный сон с кем-то в ночной рубахе, колпаке и свечкой в руках станет реальностью… Погасите хотя бы свечку. И не пользуйтесь никакими электрическими приборами. Температура воспламенения Природного газа находится в пределах 750 градусов С, а это температура любой электрической искры или даже кончика сигареты во время затяжки.

Быстрее открывайте окна и двери - делайте сквозняк, такой, чтобы колпак сорвало, и чёрт с ним, с этим теплом. Природный газ примерно в два раза легче воздуха и он быстро будет улетать в атмосферу.

       Роснефть

««Роснефть»» – лидер российской нефтяной отрасли и одна из крупнейших публичных нефтегазовых компаний мира. Основными видами деятельности ««Роснефти»» являются разведка и добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов и продукции нефтехимии, а также сбыт произведенной продукции. Компания включена в перечень стратегических предприятий Российской Федерации. Ее основным акционером (75,16% акций) является ОАО «РОСНЕФТЕГАЗ», на 100% принадлежащее государству. В свободном обращении находится около 15% акций компании.

География

География деятельности «Открытого акционерного общества Роснефть» в секторе разведки и добычи охватывает все основные нефтегазоносные провинции Российской Федерации: Западную Сибирь, Южную и Центральную Россию, Тимано-Печору, Восточную Сибирь, Дальний Восток, Арктический шельф. Компания реализует также проекты в Казахстане и Алжире. Семь крупных НПЗ ««Роснефти»» распределены по территории Российской Федерации от побережья Черного моря до Дальнего Востока, а сбытовая сеть охватывает 40 регионов страны.

роснефть src="/pictures/investments/img1966019_logotip_rosneft.jpg" style="width: 600px; height: 507px;" title="логотип роснефть" />

Ресурсная база

Основное конкурентное преимущество «Открытого акционерного общества Роснефть» – размер и качество ее ресурсной базы. Компания располагает 22,8 млрд барр. н. э. доказанных запасов, что является одним из лучших показателей среди публичных нефтегазовых компаний мира. При этом по запасам жидких углеводородов «"Роснефть"» является безусловным лидером. Обеспеченность компании доказанными запасами углеводородов составляет 25 лет, а бульшая часть запасов относится к категории традиционных, что дает возможность эффективно наращивать добычу. Компания располагает также 12,5 млрд барр. н. э. вероятных запасов и 10,5 млрд барр. н. э. возможных запасов, которые являются источником восполнения доказанных запасов в будущем.

Геологоразведка

««Роснефть»» активно увеличивает свою ресурсную базу за счет геологоразведочных работ и новых приобретений, чтобы обеспечить устойчивый рост добычи в долгосрочной перспективе. У компании один из самых высоких уровней восполнения доказанных запасов углеводородов, который за последние 5 лет в среднем составил около 150% без учета приобретений. Основную часть геологоразведочных работ «"Роснефть"» осуществляет в наиболее перспективных нефтегазоносных регионах Российской Федерации, таких, как Восточная Сибирь, шельф южных морей Российской Федерации, а также на Дальнем Востоке. В 2010 г. Компания приобрела несколько участков на Арктическом шельфе Российской Федерации, одном из наиболее перспективных регионов в мире.

Добыча нефти

««Роснефть»» успешно реализует стратегию устойчивого роста добычи, в том числе благодаря внедрению самых современных технологий. В 2010г. Компания добыла 115,8 млн т черного золота (847 млн барр.). Таким образом, с 2004г. добыча выросла почти в 6 раз. Одновременно «"Роснефть"» демонстрирует высокую эффективность деятельности в целом и имеет самый низкий уровень удельных операционных издержек на добычу нефти не только среди российских, но и среди основных международных конкурентов.

Добыча газа

««Роснефть»» является одним из крупнейших независимых производителей газа в России. Компания добывает более 12 млрд куб. м газа в год и обладает огромным потенциалом для дальнейшего наращивания добычи благодаря наличию значительного объема запасов. В настоящее время «"Роснефть"» реализует программу по увеличению уровня использования попутного нефтяного газа до 95%.

Переработка

Суммарный объем нефтепереработки на НПЗ компании составил по итогам 2010г. рекордные для российского перерабатывающего сектора 50,5 млн тонн (369 млн барр.) Заводы ««Роснефти»» имеют выгодное географическое положение, что позволяет значительно увеличить эффективность поставок производимых нефтепродуктов. В настоящее время ««Роснефть»» реализует проекты расширения и модернизации своих НПЗ с целью улучшения баланса между добычей и переработкой, а также для увеличения эмиссии качественной продукции с высокой добавленной стоимостью, соответствующей самым современным экологическим стандартам.

Экспортные терминалы

Отличительная черта «Открытого акционерного общества Роснефть» – наличие собственных экспортных терминалов в Туапсе, Де-Кастри, Находке, Архангельске, которые позволяют существенно повысить эффективность экспортирования продукции компании. «"Роснефть"» в настоящее время осуществляет комплексные программы их расширения и модернизации с целью обеспечения соответствия этих мощностей планируемым объемам экспортирования.

Сеть АЗС

Одной из стратегических задач ««Роснефти»» является увеличение объемов реализации собственной продукции напрямую конечному приобретателю. С этой целью компания развивает розничную сбытовую сеть, которая сегодня насчитывает более 1 700 АЗС. По количеству АЗС ««Роснефть»» занимает 2-е место среди российских компаний.

Успешно развиваются в компании новые перспективные направления бизнеса - бункеровка и заправка воздушных судов.

Корпоративное управление

«"Роснефть"» строго придерживается международных стандартов корпоративного управления, раскрытия информации, а также финансовой отчетности. С 2006 г. треть мест в Совете директоров занимают независимые директора. Компания следует политике высокой социальной ответственности не только перед своими сотрудниками, членами их семей и жителями регионов, в которых она осуществляет свою деятельность, но и перед обществом в целом.

Стратегические партнерства

В январе 2011 г. ««Роснефть»» и одна из ведущих мировых нефтегазовых корпораций - ВР объявили о глобальном стратегическом альянсе. Компании договорились о совместной работе на арктическом шельфе РФ, а также об обмене акциями.

В начале 2011 г. «"Роснефть"» достигла договорённостей с лидером мировой нефтегазовой отрасли компанией ExxonMobil о совместном освоении ресурсов российского шельфа Черного моря.

««Роснефть»» также имеет давние партнерские отношения с Китайской национальной нефтегазовой корпорацией («Восточная нефтехимическая компания» и ООО «Восток-Энерджи»), а также с другой ведущей китайской нефтяной компанией – Sinopec (проект «Сахалин-3» и ОАО «Удмуртнефть»).

       ТНК-ВР

ТНК БиПи является одной из ведущих нефтяных компаний Российской Федерации и входит в десятку крупнейших частных нефтяных компаний в мире по объемам добычи нефти. Компания была образована в 2003 году в результате слияния нефтяных и газовых активов компании ВР в Российской Федерации и нефтегазовых активов консорциума Альфа, Аксесс/Ренова (ААР). ВР и ААР владеют компанией ТНК-БП на паритетной основе. Акционерам ТНК БиПи также принадлежит около 50% акций компании «Славнефть».

ТНК-БП – вертикально интегрированная нефтяная компания, в портфеле которой ряд добывающих, перерабатывающих и сбытовых предприятий в Российской Федерации и Украине. Добывающие активы компании расположены, в основном, в Западной Сибири (Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий автономные округа, Тюменская область), Восточной Сибири (Иркутская область) и Волго-Уральском регионе (Оренбургская область). В 2009 году добыча компании (без учета доли в Славнефти) составила 1,69 млн барр. н э. в сутки.

Независимый аудит запасов, проведенный компанией DeGolyer and MacNaughton подтвердил, что по состоянию на 31 декабря 2009 года совокупные доказанные запасы ТНК БиПи составили 11,667 млрд барр. н. э. по критериям PRMS (бывшие SPE). Коэффициент замещения запасов составил рекордные 329%. По методике SEC без учета срока действия лицензий совокупные доказанные запасы ТНК-БП составили 8,586 млрд барр. н. э. Коэффициент замещения запасов составил 177%.

Основные перерабатывающие активы компании расположены в Рязани, Саратове, Нижневартовске и Лисичанске (Украина). Перерабатывающие мощности ТНК БиПи составляют 675 000 барр./сут.

Розничная сеть компании включает порядка 1 400 заправочных станций в Российской Федерации и Украине, работающих под брендами ТНК и ВР. Компания является ключевым поставщиком на розничный рынок Москвы и лидирует на рынке Украины.

Аппарат управления компании, которым руководит команда менеджеров с опытом работы в более чем 50 странах мира, расположен в Москве. Мощная комбинация лучших международных и российских кадров обеспечивает внедрение технологий мирового класса, международных стандартов производственной деятельности, корпоративного управления и охраны труда и экологической безопасности.

Персонал ТНК-БП численностью около 50 000 человек работает, в основном, в восьми крупнейших регионах Российской Федерации и Украины

       Сургутнефтегаз

ОАО «Сургутнефтегаз» (СНГ) — одна из крупнейших российских нефтяных и газодобывающих компаний. По данным журнала «эксперт» занимала 7 место по объёмам выручки в 2008 году среди российских компаний. Компания занимает 496 место в Fortune Global 500.

Компания образована в 1993 году путём выделения из состава «Главтюменьнефтегаза» нефтедобывающего производственного объединения предприятий «Сургутнефтегаз», Киришского НПЗ и сбытовых предприятий. Вскоре была приватизирована, однако точная структура собственников не известна до сих пор.

В 2004 году компания получила лицензию на разработку крупного Талаканского месторождения (добычу ведёт нефтегазодобывающее управление «Талаканнефть»). Ранее лицензией владела компания «ЮКОС».

18 декабря «Сургутнефтегаз» победил на аукционе на право освоения одного из крупнейших в Российской Федерации нефтяного месторождения имени Шпильмана с запасами в 145 млн т по категории С1, 250 млн т по категории С2 и около 32 млн т по категории С3. Компания заплатила за право разработки 46,2 млрд руб.; в ходе конкурентной борьбы с «Открытым акционерным обществом Роснефть», «Газпром черным золотом» первоначальная цена была превышена более чем в три раза.

В конце марта 2009 года ОАО «Сургутнефтегаз» объявил о приобретении 21,2 % акций венгерской нефтегазовой компании MOL у австрийской компании OMV. Сумма сделки, по сообщению OMV, составила 1,4 млрд евро.

С 2010 года велись переговоры о продаже спорных акций. Наконец, в мае 2011 года было объявлено о том, что «Сургутнефтегаз» договорился с правительством Венгрии о выкупе последним принадлежащего российской компании пакета акций MOL за $1,88 млрд. Премьер-министр Венгрии Виктор Орбан заявил по этому поводу: «Это была тяжелая борьба <…> …ни одна страна не может быть сильной, если она полностью уязвима в части поставок энергоресурсов»

       Лукойл

ОАО «Лукойл» — российская нефтяная компания. Официальное название — ОАО «Нефтяная компания „ЛУКОЙЛ“». Основные виды деятельности компании — операции по разведке, добыче и нефтепереработке и Природного газа, реализации черного золота и нефтепродуктов.

Вторая после «Газпрома» по объёмам выручки компания в Российской Федерации (по итогам 2008 года, по данным журнала «эксперт»). До 2007 являлась крупнейшей по объёму добычи нефтяной компанией в Российской Федерации («"Роснефть"» опередила её после покупки активов «ЮКОСа»). По размеру доказанных запасов углеводородов «Лукойл», по собственным данным, по состоянию на 1 января 2011 года являлся третьей в мире частной нефтяной компанией (по запасам нефтепродуктов — первой).

Товарная (торговая) марка «Лукойл» — один из двух российских брендов (наряду с «Балтикой»), вошедших в список 100 крупнейших мировых товарных (торговых) марок, составленный в апреле 2007 года британской газетой Financial Times. Впрочем, по итогам аналогичного рейтинга, составленного в апреле 2009 года, в сотню ведущих марок «Лукойл» уже не попал.

Государственный нефтяной Концерн «ЛангепасУрайКогалымнефть» («Лукойл») был создан постановлением Совета Министров СССР № 18 от 25 ноября 1991 года. В новом нефтяном концерне были объединены три нефтедобывающих предприятия «Лангепаснефтегаз», «Урайнефтегаз», «Когалымнефтегаз», а также перерабатывающие предприятия «Пермнефтеоргсинтез», Волгоградский и Новоуфимский заворды по переработке нефти (последний вскоре перешёл под контроль властей Башкортостана).

На основании Указа президента РФ № 1403 от 17 ноября 1992 года «Об особенностях приватизации и преобразовании в акционерные общества государственных предприятий, производственных и научно-производственных объединений предприятий нефтяной, нефтеперерабатывающей промышленности и нефтепродуктообеспечения» 5 апреля 1993 года на базе государственного концерна было создано акционерное общество (АО) открытого типа «Нефтяная компания „Лукойл“».

Источники и ссылки

ru.wikipedia.org - Свободная энциклопедия

mingas.ru - Портал о Природном газе

gazprominfo.ru - информация о компании Газпром

xreferat.ru - Коллекция рефератов

mineral.ru - Сайт о миниралах и полезных ископаемых

dic.academic.ru - Научно-технический энцеклопедический словарь

newtariffs.ru - Информационный портал о тарифах на ресурсы

lngas.ru - Сайт о Природном газе

pro-gas.ru - Информационный ресурс о Природном газе

otherreferats.allbest.ru - Подборка тематических рефератов

Источник: http://forexaw.com/