Súvisiaca aplikácia zloženia ropných plynov. Pridružený ropný plyn: zloženie

Pridružený ropný plyn

Pridružený ropný plyn (PNG) - zmes rôznych plynných uhľovodíkov rozpustených v oleji; uvoľňujú sa pri procese extrakcie a destilácie (ide o tzv pridružené plyny pozostávajúce najmä z izomérov propánu a butánu). Medzi ropné plyny patria aj plyny z krakovania ropy, pozostávajúce z nasýtených a nenasýtených (etylén, acetylén) uhľovodíkov. Ropné plyny sa používajú ako palivo a na výrobu rôznych chemikálií. Z ropných plynov sa chemickým spracovaním získava propylén, butylény, butadién atď., ktoré sa využívajú pri výrobe plastov a kaučukov.

Zlúčenina

Pridružený ropný plyn je zmes plynov uvoľnených z uhľovodíkov akéhokoľvek fázového stavu, pozostávajúca z metánu, etánu, propánu, butánu a izobutánu, obsahujúca v ňom rozpustené kvapaliny s vysokou molekulovou hmotnosťou (od pentánov a vyššie v homologickej sérii) a nečistoty rôznych zloženie a fázové stavy.

Približné zloženie APG

Potvrdenie

APG je cenná uhľovodíková zložka uvoľňovaná z ťažených, prepravovaných a spracovaných nerastov obsahujúcich uhľovodíky vo všetkých fázach životného cyklu investície pred predajom hotových výrobkov konečnému spotrebiteľovi. Zvláštnosťou pôvodu súvisiaceho ropného plynu je teda to, že sa uvoľňuje v ktorejkoľvek fáze od prieskumu a ťažby až po konečný predaj, z ropy, plynu (iné zdroje sa vynechávajú) a v procese ich spracovania z akéhokoľvek neúplného stavu produktu. na niektorý z mnohých finálnych produktov.

Špecifikom APG je zvyčajne nízka spotreba výsledného plynu, od 100 do 5000 Nm³/hod. Obsah uhľovodíkov C3+ sa môže pohybovať v rozmedzí od 100 do 600 g/m³. Zároveň zloženie a množstvo APG nie je konštantná hodnota. Možné sú sezónne aj jednorazové výkyvy (normálne zmeny hodnôt sú do 15%).

Plyn z prvého separačného stupňa sa zvyčajne posiela priamo do závodu na spracovanie plynu. Pri pokuse o použitie plynu s tlakom menším ako 5 vznikajú značné ťažkosti bar. Donedávna bol takýto plyn v drvivej väčšine prípadov iba spálený, v súčasnosti sa však v dôsledku zmien štátnej politiky v oblasti využívania APG a mnohých ďalších faktorov situácia výrazne mení. V súlade s nariadením vlády Ruskej federácie z 8. januára 2009 č. 7 „O opatreniach na znižovanie znečistenia ovzdušia produktmi spaľovania súvisiaceho ropného plynu vo svetliciach“ bol cieľovým ukazovateľom pre spaľovanie súvisiaceho ropného plynu stanovené v množstve najviac 5 percent objemu vyprodukovaného súvisiaceho plynového naftového plynu. V súčasnosti nie je možné odhadnúť objemy vyťaženého, ​​spotrebovaného a spáleného APG z dôvodu nedostatku meracích staníc plynu na mnohých poliach. Ale podľa hrubých odhadov je to asi 25 miliardy m³.

Spôsoby likvidácie

Hlavné spôsoby využitia APG sú spracovanie v závodoch na spracovanie plynu, výroba elektriny, spaľovanie pre vlastnú potrebu, spätné vstrekovanie do zásobníka na zvýšenie ťažby ropy (udržiavanie tlaku zásobníka), vstrekovanie do ťažobných vrtov - využitie „plynového výťahu“.

Technológia využitia APG

Vzplanutie plynu v západosibírskej tajge na začiatku 80. rokov 20. storočia

Hlavným problémom pri využití pridruženého plynu je vysoký obsah ťažkých uhľovodíkov. V súčasnosti existuje niekoľko technológií, ktoré zlepšujú kvalitu APG odstránením významnej časti ťažkých uhľovodíkov. Jednou z nich je príprava APG pomocou membránových jednotiek. Pri použití membrán sa výrazne zvyšuje metánové číslo plynu, znižuje sa nižšia výhrevnosť (LHV), tepelný ekvivalent a teplota rosného bodu (uhľovodíkov aj vody).

Membránové uhľovodíkové jednotky môžu výrazne znížiť koncentráciu sírovodíka a oxidu uhličitého v prúde plynu, čo umožňuje ich použitie na čistenie plynu od kyslých zložiek.

Dizajn

Schéma distribúcie toku plynu v membránovom module

Uhľovodíková membrána je svojou konštrukciou valcový blok s permeátom, výstupmi produktového plynu a vstupom APG. Vnútri bloku je rúrkovitá štruktúra selektívneho materiálu, ktorý umožňuje prechod len určitého typu molekuly. Všeobecný vývojový diagram vnútri náplne je znázornený na obrázku.

Princíp činnosti

Konfigurácia inštalácie v každom konkrétnom prípade je určená špecificky, pretože počiatočné zloženie APG sa môže značne líšiť.

Schéma inštalácie v základnej konfigurácii:

Tlaková schéma na prípravu APG

Vákuová schéma na prípravu APG

• Predseparátor na čistenie od hrubých nečistôt, veľkých kvapiek vlhkosti a oleja,
• Prijímač na vstupe,
• kompresor,
• Chladnička na dodatočné ochladzovanie plynu na teplotu +10 až +20 °C,

• Jemný filter na čistenie plynov od ropných a parafínových zlúčenín,
• Blok uhľovodíkovej membrány,
• prístrojové vybavenie a automatizácia,
• riadiaci systém vrátane analýzy prietoku,
• systém regenerácie kondenzátu (zo separátorov),
• Systém obnovy permeátu,
• Kontajnerová dodávka.

Nádoba musí byť vyrobená v súlade s požiadavkami na bezpečnosť pri požiari a výbuchu v ropnom a plynárenskom priemysle.

Existujú dve schémy prípravy APG: tlaková a vákuová.

Základom pridruženého ropného plynu je zmes ľahkých uhľovodíkov vrátane metánu, etánu, propánu, butánu, izobutánu a iných uhľovodíkov, ktoré sú rozpustené v oleji pod tlakom (obrázok 1). APG sa uvoľňuje, keď tlak klesá počas získavania ropy alebo počas procesu separácie, podobne ako pri procese uvoľňovania oxidu uhličitého pri otvorení fľaše šampanského. Ako už názov napovedá, súvisiaci ropný plyn sa vyrába súčasne s ropou a v skutočnosti je vedľajším produktom pri výrobe ropy. Objem a zloženie APG závisí od oblasti výroby a špecifických vlastností ložiska. V procese výroby a separácie jednej tony ropy môžete získať od 25 do 800 m3 pridruženého plynu.

Spaľovanie súvisiaceho ropného plynu v poľných erupciách je najmenej racionálny spôsob jeho využitia. S týmto prístupom sa APG v podstate stáva odpadovým produktom z procesu výroby ropy. Spaľovanie je za určitých podmienok opodstatnené, ako však ukazujú svetové skúsenosti, efektívna vládna politika umožňuje dosiahnuť úroveň spaľovania APG vo výške niekoľkých percent z celkového objemu jeho produkcie v krajine.

V súčasnosti existujú dva najbežnejšie spôsoby použitia súvisiaceho ropného plynu, alternatíva k spaľovaniu. Po prvé, ide o vstrekovanie APG do formácií nesúcich ropu s cieľom zlepšiť ťažbu ropy alebo ju možno zachovať ako zdroj pre budúcnosť. Druhou možnosťou je použiť pridružený plyn ako palivo na výrobu energie (schéma 1) a potreby podniku v miestach výroby ropy, ako aj na výrobu elektriny a jej prenos do všeobecnej energetickej siete.

Možnosť použitia APG na výrobu energie je zároveň spôsobom jeho spaľovania, ale je o niečo racionálnejšia, pretože je možné dosiahnuť priaznivý účinok a trochu znížiť vplyv na životné prostredie. Na rozdiel od zemného plynu, ktorého obsah metánu sa pohybuje v rozmedzí 92 – 98 %, súvisiaci ropný plyn obsahuje menej metánu, ale často má významný podiel iných uhľovodíkových zložiek, ktoré môžu dosahovať viac ako polovicu celkového objemu. APG môže obsahovať aj neuhľovodíkové zložky – oxid uhličitý, dusík, sírovodík a iné. Výsledkom je, že súvisiaci ropný plyn sám o sebe nie je dostatočne účinným palivom.

Najracionálnejšou možnosťou je spracovanie APG - jeho použitie ako suroviny pre plyn a petrochemický priemysel - čo umožňuje získať cenné produkty. V dôsledku niekoľkých stupňov spracovania pridruženého ropného plynu je možné získať materiály ako polyetylén, polypropylén, syntetické kaučuky, polystyrén, polyvinylchlorid a iné. Tieto materiály zase slúžia ako základ pre širokú škálu tovarov, bez ktorých je moderný ľudský život a hospodárstvo nemysliteľné, vrátane: obuvi, odevov, kontajnerov a obalov, riadu, vybavenia, okien, všetkých druhov gumených výrobkov, kultúrne účely a potreby pre domácnosť, potrubia a časti potrubí, materiály pre medicínu a vedu atď. Treba poznamenať, že spracovanie APG tiež umožňuje izolovať suchý stripovaný plyn, ktorý je analógom zemného plynu, ktorý možno použiť ako účinnejšie palivo ako APG.

Úroveň vyťaženého súvisiaceho plynu využívaného pre plynárenstvo a petrochemický priemysel je charakteristická pre inovatívny rozvoj ropného a plynárenského a petrochemického priemyslu a pre to, ako efektívne sa v hospodárstve krajiny využívajú zdroje uhľovodíkov. Racionálne využívanie APG si vyžaduje dostupnosť vhodnej infraštruktúry, účinnú vládnu reguláciu, systém hodnotenia, sankcie a stimuly pre účastníkov trhu. Podiel APG používaných v plyne a petrochémii preto môže charakterizovať aj úroveň ekonomického rozvoja krajiny.

Dosiahnutie 95 – 98 % úrovne využitia súvisiaceho ropného plynu ťaženého v celej krajine a vysoký stupeň jeho spracovania na výrobu cenných produktov vrátane plynu a petrochémie patria medzi dôležité smery rozvoja ropného a plynárenského a petrochemického priemyslu. vo svete. Tento trend je typický pre vyspelé krajiny bohaté na uhľovodíky, akými sú Nórsko, USA a Kanada. Je to typické aj pre viaceré krajiny s transformujúcou sa ekonomikou, napríklad Kazachstan, ako aj rozvojové krajiny, napríklad Nigériu. Treba poznamenať, že Saudská Arábia, líder vo svetovej produkcii ropy, sa stáva jedným z lídrov vo svetovom plynárenskom a petrochemickom priemysle.

V súčasnosti Rusko zaujíma „čestné“ prvé miesto na svete, pokiaľ ide o objemy spaľovania APG. V roku 2013 bola táto úroveň podľa oficiálnych údajov asi 15,7 miliardy m3. Zároveň podľa neoficiálnych údajov môže byť objem súvisiaceho spaľovania ropných plynov u nás výrazne vyšší - minimálne 35 miliárd m3. Zároveň, aj na základe oficiálnych štatistík, je Rusko výrazne pred ostatnými krajinami, pokiaľ ide o objemy spaľovania APG. Podľa oficiálnych údajov bola miera užívania APG inými spôsobmi ako spaľovaním u nás v roku 2013 v priemere 76,2 %. Z toho 44,5 % bolo spracovaných v závodoch na spracovanie plynu.

Požiadavky na zníženie úrovne spaľovania APG a zvýšenie podielu jeho spracovania ako hodnotnej uhľovodíkovej suroviny boli predložené vedením našej krajiny v posledných rokoch. V súčasnosti je v platnosti nariadenie ruskej vlády č. 1148 z 8. novembra 2012, podľa ktorého sú spoločnosti vyrábajúce ropu povinné platiť vysoké pokuty za nadmerné spaľovanie – nad hranicu 5 %.

Je dôležité poznamenať, že presnosť oficiálnych štatistík týkajúcich sa miery recyklácie je vážne sporná. Podľa odborníkov sa spracúva podstatne menší podiel vyťaženého APG – asi 30 %. A nie všetko sa používa na výrobu plynu a petrochemických produktov, značná časť sa spracováva na výrobu elektriny. Reálny podiel efektívneho využitia APG – ako suroviny pre plyn a petrochemický priemysel – teda môže byť maximálne 20 % z celkového objemu vyrobeného APG.

Takže aj na základe oficiálnych údajov, ak vezmeme do úvahy len objemy spaľovania APG, môžeme konštatovať, že ročne sa stratí viac ako 12 miliónov ton cenných petrochemických surovín, ktoré by sa dali získať spracovaním súvisiaceho ropného plynu. Z týchto surovín by sa mohli vyrábať dôležité produkty a tovary pre domácu ekonomiku, mohli by sa stať základom pre rozvoj nových odvetví, vytváranie nových pracovných miest, a to aj za účelom nahradenia dovážaných výrobkov. Podľa Svetovej banky by dodatočné príjmy pre ruskú ekonomiku z kvalifikovaného spracovania APG mohli predstavovať viac ako 7 miliárd dolárov ročne a podľa ministerstva prírodných zdrojov a životného prostredia naša ekonomika každoročne stráca 13 miliárd dolárov.

Zároveň, ak vezmeme do úvahy objemy súvisiaceho spaľovania plynu na ropných poliach pre naše vlastné potreby a výrobu energie, možnosť získania surovín a teda aj dodatočných výhod pre ekonomiku našej krajiny môže byť dvojnásobne vyššia. .

Dôvody iracionálneho využívania pridruženého plynu u nás sú spojené s množstvom faktorov. Miesta ťažby ropy sa často nachádzajú ďaleko od infraštruktúry na zber, prepravu a spracovanie ropného plynu. Obmedzený prístup k hlavnému plynovodnému systému. Nedostatok miestnych spotrebiteľov produktov na spracovanie APG, nedostatok nákladovo efektívnych riešení pre racionálne využitie – to všetko vedie k tomu, že najjednoduchším riešením pre spoločnosti vyrábajúce ropu je často spaľovanie súvisiaceho plynu na poliach: vo svetliciach alebo napr. vyrábať elektrinu a domáce potreby. Treba poznamenať, že predpoklady pre iracionálne používanie súvisiaceho ropného plynu sa vytvorili v počiatočných fázach rozvoja ropného priemyslu, ešte v sovietskom období.

V súčasnosti sa nevenuje dostatočná pozornosť hodnoteniu ekonomických strát štátu z iracionálneho využívania – spaľovanie súvisiaceho ropného plynu na poliach. Spaľovanie APG však spôsobuje značné škody nielen ekonomikám krajín produkujúcich ropu, ale aj životnému prostrediu. Škody na životnom prostredí majú najčastejšie kumulatívny charakter a vedú k dlhodobým a často nezvratným následkom. Aby hodnotenia environmentálnych škôd a ekonomických strát neboli priemerné a jednostranné a motivácia riešiť problém bola zmysluplná, je potrebné brať do úvahy rozsah našej krajiny a záujmy všetkých strán.

Associated petroleum gas (APG), ako už názov napovedá, je vedľajším produktom pri výrobe ropy. Ropa leží v zemi spolu s plynom a je technicky takmer nemožné zabezpečiť výrobu výlučne kvapalnej fázy uhľovodíkových surovín, pričom plyn zostane vo vnútri formácie.

V tomto štádiu je plyn vnímaný ako súvisiaca surovina, keďže svetové ceny ropy určujú väčšiu hodnotu kvapalnej fázy. Na rozdiel od plynových polí, kde sú všetky výrobné a technické charakteristiky výroby zamerané na ťažbu výlučne plynnej fázy (s miernou prímesou plynového kondenzátu), ropné polia nie sú vybavené tak, aby efektívne realizovali proces výroby a využitia súvisiaceho plynu.

Ďalej v tejto kapitole budú podrobnejšie preskúmané technicko-ekonomické aspekty výroby APG a na základe získaných záverov budú vybrané parametre, pre ktoré bude zostavený ekonometrický model.

Všeobecné charakteristiky súvisiaceho ropného plynu

Opis technických aspektov výroby uhľovodíkov začína opisom podmienok ich vzniku.

Samotná ropa sa tvorí z organických zvyškov mŕtvych organizmov usadzujúcich sa na dne morí a riek. Voda a bahno časom chránili látku pred rozkladom a ako sa hromadili nové vrstvy, zvyšoval sa tlak na podložné vrstvy, čo spolu s teplotou a chemickými podmienkami spôsobilo tvorbu ropy a zemného plynu.

Ropa a plyn sa vyskytujú spoločne. V podmienkach vysokého tlaku sa tieto látky hromadia v póroch takzvaných materských hornín a postupne, v procese kontinuálnej premeny, mikrokapilárnymi silami stúpajú nahor. Ale ako stúpa, môže sa vytvoriť pasca - keď hustejšia vrstva prekryje vrstvu, cez ktorú uhľovodík migruje, a tak dôjde k akumulácii. V momente, keď sa nahromadí dostatočné množstvo uhľovodíkov, začne nastávať proces vytláčania pôvodne slanej vody, ťažšej ako ropa. Ďalej sa samotný olej oddelí od plynu zapaľovača, ale časť rozpusteného plynu zostane v kvapalnej frakcii. Je to oddelená voda a plyn, ktoré slúžia ako nástroje na vytláčanie ropy smerom von, na vytváranie tlakových režimov vody alebo plynu.

Na základe podmienok, hĺbky a obrysu miesta developer vyberie počet vrtov, aby maximalizoval produkciu.

Hlavným používaným moderným typom vŕtania je rotačné vŕtanie. V tomto prípade je vŕtanie sprevádzané nepretržitým stúpaním vrtných odrezkov - formačných fragmentov oddelených vrtákom - smerom von. V tomto prípade sa na zlepšenie podmienok vŕtania používa vrtná kvapalina, často pozostávajúca zo zmesi chemických činidiel. [Sivý les, 2001]

Zloženie súvisiaceho ropného plynu sa bude líšiť v závislosti od poľa – v závislosti od celej geologickej histórie vzniku týchto ložísk (zdrojová hornina, fyzikálne a chemické podmienky atď.). V priemere je podiel metánu v takomto plyne 70 % (pre porovnanie zemný plyn obsahuje až 99 % svojho objemu v metáne). Veľké množstvo nečistôt spôsobuje na jednej strane ťažkosti pri preprave plynu cez plynárenský prepravný systém (GTS), na druhej strane prítomnosť takých mimoriadne dôležitých zložiek, ako je etán, propán, bután, izobután atď. plyn mimoriadne žiadaná surovina pre petrochemickú výrobu. Ropné polia západnej Sibíri sú charakterizované nasledujúcimi ukazovateľmi obsahu uhľovodíkov v pridruženom plyne [Popular Petrochemistry, 2011]:

• Metán 60-70%
• Etán 5-13%
• · Propán 10-17%
• · Bután 8-9%

TU 0271-016-00148300-2005 „Združený ropný plyn s dodávkou spotrebiteľom“ definuje tieto kategórie APG (podľa obsahu zložiek C 3 ++, g/m 3):

• · „Skinny“ - menej ako 100
• · "Stredné" - 101-200
• · "Tuk" - 201-350
• · Extra mastné – viac ako 351

Nasledujúci obrázok [Filippov, 2011] uvádza hlavné činnosti vykonávané s pridruženým ropným plynom a účinky dosiahnuté týmito činnosťami.

Obrázok 1 - Hlavné činnosti vykonávané s APG a ich účinky, zdroj: http://www.avfinfo.ru/page/inzhiniring-002

Pri ťažbe ropy a ďalšej postupnej separácii má uvoľňovaný plyn iné zloženie – najskôr sa uvoľňuje plyn s vysokým obsahom metánovej frakcie a v ďalších stupňoch separácie sa uvoľňuje plyn so stále vyšším obsahom uhľovodíkov. vyššieho rádu. Faktory ovplyvňujúce uvoľňovanie súvisiaceho plynu sú teplota a tlak.

Na stanovenie obsahu pridruženého plynu sa používa plynový chromatograf. Pri určovaní zloženia pridruženého plynu je tiež dôležité venovať pozornosť prítomnosti neuhľovodíkových zložiek - napríklad prítomnosť sírovodíka v APG môže negatívne ovplyvniť možnosť transportu plynu, pretože v potrubia.

Obrázok 2 - Schéma prípravy ropy a účtovania APG, zdroj: Energetické centrum Skolkovo

Obrázok 2 schematicky znázorňuje proces rafinácie ropy krok za krokom s uvoľňovaním súvisiaceho plynu. Ako je možné vidieť z obrázku, súvisiaci plyn je väčšinou vedľajším produktom primárnej separácie uhľovodíkov vyrobených z ropného vrtu. Problém merania pridruženého plynu spočíva v potrebe inštalácie automatických meracích zariadení v niekoľkých stupňoch separácie a následne dodávok na zneškodnenie (plynárne, kotolne a pod.).

Hlavné zariadenia používané na výrobných miestach [Filippov, 2009]:

• Posilňovacie čerpacie stanice (BPS)
• Jednotky na separáciu oleja (OSN)
• · Jednotky na úpravu oleja (OPN)
• · Centrálne body úpravy oleja (CPPN)

Počet stupňov závisí od fyzikálnych a chemických vlastností súvisiaceho plynu, najmä od faktorov, ako je obsah plynu a pomer plynov. Plyn z prvého stupňa separácie sa často používa v peciach na generovanie tepla a predhrievanie celej masy oleja, aby sa zvýšil výťažok plynu v nasledujúcich stupňoch separácie. Pre pohonné mechanizmy sa využíva elektrická energia, ktorá sa vyrába aj v teréne, alebo sa využívajú hlavné energetické siete. Používajú sa hlavne plynové piestové elektrárne (GPPP), plynové turbíny (GTS) a dieselové generátory (DGS). Plynové zariadenia pracujú na separačnom plyne prvého stupňa, kým naftová stanica na dovážané kvapalné palivo. Konkrétny typ výroby energie sa vyberá na základe potrieb a charakteristík každého jednotlivého projektu. Elektráreň s plynovou turbínou môže v niektorých prípadoch vyrábať prebytočnú elektrickú energiu na zásobovanie susedných zariadení na výrobu ropy a v niektorých prípadoch možno zvyšok predať na veľkoobchodnom trhu s elektrickou energiou. Pri kogeneračnom type výroby energie rastliny súčasne vyrábajú teplo a elektrinu.

Čiary odleskov sú povinným atribútom každého poľa. Aj keď sa nepoužívajú, sú potrebné na spálenie prebytočného plynu v prípade núdze.

Z hľadiska ekonomiky ťažby ropy sú investičné procesy v oblasti súvisiaceho využívania plynu značne zotrvačné a orientované nie sú primárne na trhové podmienky v krátkodobom horizonte, ale na súhrn všetkých ekonomických a inštitucionálnych faktorov v priebehu jedného roka. pomerne dlhodobý horizont.

Ekonomické aspekty výroby uhľovodíkov majú svoje špecifické vlastnosti. Zvláštnosti výroby ropy sú:

• Dlhodobý charakter kľúčových investičných rozhodnutí
• · Výrazné oneskorenie investícií
• · Veľká počiatočná investícia
• Nenávratnosť počiatočnej investície
• Prirodzený pokles produkcie v čase

Na posúdenie efektívnosti akéhokoľvek projektu je bežným modelom hodnotenia hodnoty podniku hodnotenie NPV.

NPV (Net Present Value) - hodnotenie je založené na skutočnosti, že všetky budúce odhadované príjmy spoločnosti budú sčítané a znížené na súčasnú hodnotu týchto príjmov. Rovnaké množstvo peňazí dnes a zajtra sa líši diskontnou sadzbou (i). Je to spôsobené tým, že v časovom období t=0 majú peniaze, ktoré máme, určitú hodnotu. Kým v časovom období t=1 sa inflácia rozšíri do týchto fondov, vzniknú najrôznejšie riziká a negatívne dopady. To všetko robí budúce peniaze „lacnejšími“ ako súčasné peniaze.

Priemerná životnosť projektu ťažby ropy môže byť približne 30 rokov, po ktorých nasleduje dlhé zastavenie ťažby, niekedy sa natiahne aj na desaťročia, čo súvisí s úrovňou cien ropy a návratnosťou prevádzkových nákladov. Navyše ťažba ropy dosahuje svoj vrchol v prvých piatich rokoch ťažby a potom v dôsledku prirodzeného poklesu ťažby postupne upadá.

V prvých rokoch spoločnosť robí veľké počiatočné investície. Samotná výroba však začína až niekoľko rokov po začatí kapitálových investícií. Každá spoločnosť sa snaží minimalizovať oneskorenie investícií, aby sa návratnosť projektu dosiahla čo najskôr.

Typický graf ziskovosti projektu je znázornený na obrázku 3:

Obrázok 3 - NPV diagram pre typický projekt ťažby ropy

Tento obrázok ukazuje NPV projektu. Maximálna záporná hodnota je ukazovateľ MCO (maximum cash outlay), ktorý vyjadruje, koľko investícií si projekt vyžaduje. Priesečník grafu čiary akumulovaných peňažných tokov s časovou osou v rokoch je doba návratnosti projektu. Miera akumulácie NPV sa znižuje v dôsledku klesajúcej miery produkcie a časovej diskontnej sadzby.

Okrem kapitálových investícií si výroba každoročne vyžaduje prevádzkové náklady. Zvýšenie prevádzkových nákladov, ktoré môžu zahŕňať ročné technické náklady spojené s environmentálnymi rizikami, znižuje NPV projektu a zvyšuje dobu návratnosti projektu.

Dodatočné výdavky na účtovanie, zber a využitie súvisiaceho ropného plynu možno teda z hľadiska projektu odôvodniť len vtedy, ak tieto výdavky zvýšia NPV projektu. V opačnom prípade dôjde k zníženiu atraktivity projektu a v dôsledku toho buď k zníženiu počtu realizovaných projektov, alebo k úprave objemov ťažby ropy a plynu v rámci jedného projektu.

Všetky súvisiace projekty využívania plynu možno zvyčajne rozdeliť do troch skupín:

• 1. Samotný projekt recyklácie je ziskový (berúc do úvahy všetky ekonomické a inštitucionálne faktory) a spoločnosti nebudú potrebovať ďalšie stimuly na realizáciu.
• 2. Projekt využitia má zápornú NPV, zatiaľ čo kumulatívna NPV z celého projektu ťažby ropy je kladná. Práve na túto skupinu sa možno sústrediť všetky stimulačné opatrenia. Všeobecným princípom bude vytvorenie podmienok (prostredníctvom stimulov a pokút), vďaka ktorým bude pre spoločnosť výhodné realizovať recyklačné projekty namiesto platenia pokút. Okrem toho by celkové náklady projektu nemali presiahnuť celkovú NPV.
• 3. Recyklačné projekty majú negatívnu NPV a ak sa zrealizujú, aj celkový projekt ťažby ropy pre dané pole sa stáva nerentabilným. V tomto prípade stimulačné opatrenia buď nepovedú k zníženiu emisií (spoločnosť zaplatí pokuty do výšky ich kumulovaných nákladov rovnajúcich sa NPV projektu), alebo sa pole zablokuje a licencia sa vzdá.

Investičný cyklus pri realizácii projektov využitia APG je podľa Energetického centra Skolkovo viac ako 3 roky.

Investície by podľa ministerstva prírodných zdrojov mali do roku 2014 na dosiahnutie cieľovej úrovne predstavovať približne 300 miliárd rubľov. Na základe logiky spravovania projektov druhého typu by sadzby platieb za znečistenie mali byť také, aby potenciálne náklady na všetky platby boli vyššie ako 300 miliárd rubľov a alternatívne náklady by sa rovnali celkovej investícii.

Odoslanie dobrej práce do databázy znalostí je jednoduché. Použite nižšie uvedený formulár

Študenti, postgraduálni študenti, mladí vedci, ktorí pri štúdiu a práci využívajú vedomostnú základňu, vám budú veľmi vďační.

Uverejnené dňa http://www.allbest.ru/

Charakteristika APG

Pasovanieolejaplynu(PNG) je prírodný uhľovodíkový plyn rozpustený v oleji alebo nachádzajúci sa v „záveroch“ polí ropného a plynového kondenzátu.

Na rozdiel od známeho zemného plynu, pridružený ropný plyn obsahuje okrem metánu a etánu aj veľký podiel propánov, butánov a pár ťažších uhľovodíkov. Mnohé súvisiace plyny v závislosti od oblasti obsahujú aj neuhľovodíkové zložky: sírovodík a merkaptány, oxid uhličitý, dusík, hélium a argón.

Keď sa otvoria ropné zásobníky, plyn z olejových uzáverov zvyčajne začne vytekať ako prvý. Následne hlavnú časť vyprodukovaného pridruženého plynu tvoria plyny rozpustené v oleji. Plyn z plynových uzáverov alebo voľný plyn je zložením „ľahší“ (s nižším obsahom ťažkých uhľovodíkových plynov) na rozdiel od plynu rozpusteného v oleji. Počiatočné štádiá rozvoja poľa sú teda zvyčajne charakterizované veľkými ročnými objemami produkcie súvisiaceho ropného plynu s väčším podielom metánu v jeho zložení. Pri dlhodobom využívaní poľa sa znižuje produkcia súvisiaceho ropného plynu a veľký podiel plynu pripadá na ťažké komponenty.

Pasovanie oleja plynu je dôležité suroviny Pre energie A chemický priemyslu. APG má vysokú výhrevnosť, ktorá sa pohybuje od 9 000 do 15 000 Kcal/m3, ale jeho využitie pri výrobe energie bráni nestabilita jeho zloženia a prítomnosť veľkého množstva nečistôt, čo si vyžaduje dodatočné náklady na čistenie plynu (“ sušenie“). V chemickom priemysle sa metán a etán obsiahnuté v APG používajú na výrobu plastov a gumy a ťažšie prvky slúžia ako suroviny pri výrobe aromatických uhľovodíkov, vysokooktánových prísad do palív a skvapalnených uhľovodíkových plynov, najmä skvapalnených technický propán-bután (SPBT).

PNG v číslach

V Rusku sa podľa oficiálnych údajov ročne vyťaží asi 55 miliárd m3 súvisiaceho ropného plynu. Z toho asi 20-25 miliárd m3 sa spáli na poliach a len asi 15-20 miliárd m3 sa využíva v chemickom priemysle. Väčšina spálených APG pochádza z nových a ťažko dostupných polí v západnej a východnej Sibíri.

Dôležitým ukazovateľom pre každé ropné pole je plynový faktor ropy – množstvo pridruženého ropného plynu na jednu tonu vyťaženej ropy. Pre každé ložisko je tento ukazovateľ individuálny a závisí od charakteru ložiska, charakteru jeho prevádzky a dĺžky vývoja a môže sa pohybovať od 1-2 m3 až po niekoľko tisíc m3 na tonu.

Riešenie problému súvisiaceho využívania plynu nie je len otázkou ekológie a šetrenia zdrojov, ale je aj potenciálnym národným projektom v hodnote 10 – 15 miliárd USD.Pridružený ropný plyn je najcennejšou palivovou, energetickou a chemickou surovinou. Len využitie objemov APG, ktorých spracovanie je za súčasných podmienok na trhu ekonomicky rentabilné, by umožnilo ročne vyprodukovať až 5-6 miliónov ton kvapalných uhľovodíkov, 3-4 miliardy metrov kubických. etán, 15-20 miliárd kubických metrov suchý plyn alebo 60 - 70 tisíc GWh elektriny. Možný celkový efekt bude až 10 miliárd USD ročne v cenách na domácom trhu alebo takmer 1 % HDP Ruskej federácie.

V Kazašskej republike nie je problém využívania APG nemenej akútny. Aktuálne podľa oficiálnych údajov z 9 miliárd kubických metrov. Len dve tretiny APG vyrobeného v krajine ročne sa spotrebujú. Objem spáleného plynu dosahuje 3 miliardy metrov kubických. v roku. Viac ako štvrtina ropných podnikov pôsobiacich v krajine spaľuje viac ako 90 % vyprodukovaného APG. Pridružený ropný plyn tvorí takmer polovicu všetkého plynu vyprodukovaného v krajine a tempo rastu produkcie APG v súčasnosti prevyšuje tempo rastu produkcie zemného plynu.

Problém využitia APG

Problém využitia súvisiaceho ropného plynu bol v Rusku dedený už od čias Sovietskeho zväzu, kedy sa pri vývoji často kládol dôraz na extenzívne metódy vývoja. Pri rozvoji ropných provincií mal mimoriadny význam rast ťažby ropy, hlavného zdroja príjmov štátneho rozpočtu. Výpočet bol urobený pre obrovské ložiská, veľkú produkciu a minimalizáciu nákladov. Spracovanie súvisiaceho ropného plynu bolo na jednej strane v úzadí z dôvodu potreby výrazných kapitálových investícií do relatívne menej ziskových projektov, na druhej strane boli vytvorené rozsiahle systémy zberu plynu v najväčších ropných provinciách a gigantické spracovanie plynu. závody boli postavené na príjem surovín z blízkych polí. V súčasnosti vidíme dôsledky takejto gigantománie.

Súvisiaci systém využívania plynu, ktorý sa v Rusku tradične používa od čias Sovietskeho zväzu, zahŕňa výstavbu veľkých závodov na spracovanie plynu spolu s rozsiahlou sieťou plynovodov na zber a dodávku súvisiaceho plynu. Implementácia tradičných recyklačných schém si vyžaduje značné kapitálové náklady a čas a ako ukazujú skúsenosti, takmer vždy zaostáva za rozvojom ložísk niekoľko rokov. Využitie týchto technológií je ekonomicky efektívne len pri veľkovýrobe (miliardy kubických metrov zdrojového plynu) a v stredných a malých poliach je ekonomicky neopodstatnené.

Ďalšou nevýhodou týchto schém je nemožnosť z technických a dopravných dôvodov využiť pridružený plyn z koncových separačných stupňov v dôsledku jeho obohatenia ťažkými uhľovodíkmi - takýto plyn nie je možné čerpať potrubím a zvyčajne sa spaľuje v fléroch. Preto sa aj na poliach vybavených plynovodmi naďalej spaľuje súvisiaci plyn z koncových separačných stupňov.

Hlavné straty ropného plynu sú tvorené najmä malými, malými a stredne veľkými odľahlými ložiskami, ktorých podiel u nás stále rýchlo rastie. Organizácia zberu plynu z takýchto polí, ako je uvedené vyššie, podľa schém navrhnutých na výstavbu veľkých závodov na spracovanie plynu, je kapitálovo veľmi náročná a neefektívna záležitosť.

Dokonca aj v regiónoch, kde sa nachádzajú závody na spracovanie plynu a kde je rozsiahla zberná sieť plynu, sú podniky na spracovanie plynu na 40 – 50 % kapacity a okolo nich horia desiatky starých pochodní a zapaľujú sa nové. Je to spôsobené súčasnými regulačnými normami v tomto odvetví a nedostatočnou pozornosťou voči tomuto problému zo strany ropných pracovníkov a spracovateľov plynu.

V sovietskych časoch sa rozvoj infraštruktúry zberu plynu a dodávky APG do závodov na spracovanie plynu uskutočňovali v rámci plánovaného systému a financovali sa v súlade s jednotným programom rozvoja v teréne. Po rozpade Únie a vytvorení nezávislých ropných spoločností zostala infraštruktúra na zber a dodávku APG do závodov v rukách spracovateľov plynu a zdroje plynu, prirodzene, ovládal ropný priemysel. Situácia nákupného monopolu nastala, keď ropné spoločnosti v skutočnosti nemali inú alternatívu na využitie pridruženého ropného plynu, ako jeho uvedenie do potrubia na prepravu do závodu na spracovanie plynu. Štát navyše uzákonil ceny za dodávku súvisiaceho plynu do závodu na spracovanie plynu na zámerne nízkej úrovni. Na jednej strane to umožnilo továrňam na spracovanie plynu prežiť a dokonca dobre fungovať v turbulentných 90-tych rokoch, na druhej strane to ropným spoločnostiam zbavilo stimuly investovať do výstavby infraštruktúry na zber plynu na nových poliach a dodávať súvisiaci plyn. existujúcich podnikov. Výsledkom je, že Rusko má teraz nevyužité kapacity na spracovanie plynu a desiatky svetlíc surovín na ohrev vzduchu.

V súčasnosti vláda Ruskej federácie v súlade so schváleným Akčným plánom rozvoja priemyslu a technológií na roky 2006-2007. Pripravuje sa uznesenie, aby sa do licenčných zmlúv s užívateľmi podložia zahrnuli povinné požiadavky na výstavbu výrobných zariadení na spracovanie súvisiaceho ropného plynu vznikajúceho pri ťažbe ropy. Posúdenie a prijatie uznesenia sa uskutoční v druhom štvrťroku 2007.

Je zrejmé, že implementácia ustanovení tohto dokumentu bude znamenať pre užívateľov podložia potrebu prilákať značné finančné zdroje na štúdium problematiky využívania spálených plynov a výstavbu príslušných zariadení s potrebnou infraštruktúrou. Požadované kapitálové investície do vznikajúcich komplexov na spracovanie plynu zároveň vo väčšine prípadov prevyšujú náklady na existujúce zariadenia ropnej infraštruktúry na poli.

Potreba takýchto výrazných dodatočných investícií do vedľajšej a pre ropné spoločnosti menej ziskovej časti podnikania podľa nášho názoru nevyhnutne spôsobí zníženie investičných aktivít užívateľov podložia zameraných na vyhľadávanie, rozvoj, rozvoj nových polí a zintenzívnenie produkcie hlavného a najziskovejšieho produktu – ropy, alebo môže viesť k nesplneniu požiadaviek licenčných zmlúv so všetkými z toho vyplývajúcimi dôsledkami. Alternatívnym východiskom pri riešení situácie s využitím spálených plynov je podľa nášho názoru prilákanie špecializovaných správcovských spoločností, ktoré dokážu takéto projekty rýchlo a efektívne realizovať bez získavania finančných prostriedkov od užívateľov podložia.

uhľovodík na spracovanie ropného plynu

Environmentálne aspekty

Pálenievedľajšíolejaplynu- vážny environmentálny problém pre samotné regióny produkujúce ropu, ako aj pre globálne životné prostredie.

V Rusku a Kazachstane sa v dôsledku spaľovania pridružených ropných plynov do ovzdušia dostane každoročne viac ako milión ton znečisťujúcich látok vrátane oxidu uhličitého, oxidu siričitého a sadzí. Emisie vznikajúce pri spaľovaní súvisiacich ropných plynov tvoria 30 % všetkých emisií do ovzdušia v západnej Sibíri, 2 % emisií zo stacionárnych zdrojov v Rusku a až 10 % celkových emisií do ovzdušia v Kazašskej republike.

Je potrebné počítať aj s negatívnym vplyvom tepelného znečistenia, ktorého zdrojom sú ropné erupcie. Západná Sibír v Rusku je jednou z mála riedko obývaných oblastí sveta, ktorej svetlá možno v noci vidieť z vesmíru spolu s nočným osvetlením najväčších miest v Európe, Ázii a Amerike.

Problém využívania APG sa zdá byť obzvlášť aktuálny na pozadí ruskej ratifikácie Kjótskeho protokolu. Získanie prostriedkov z európskych uhlíkových fondov na projekty hasenia výbušnín by financovalo až 50 % požadovaných kapitálových nákladov a výrazne by zvýšilo ekonomickú atraktivitu tejto oblasti pre súkromných investorov. Už koncom roka 2006 objem uhlíkových investícií, ktoré prilákali čínske spoločnosti v rámci Kjótskeho protokolu, presiahol 6 miliárd USD, a to aj napriek tomu, že krajiny ako Čína, Singapur alebo Brazília neprijali záväzky na zníženie emisií. Faktom je, že iba oni majú možnosť predávať znížené emisie prostredníctvom takzvaného „mechanizmu čistého rozvoja“, keď sa posudzuje skôr zníženie potenciálnych než skutočných emisií. Zaostávanie Ruska vo veciach legislatívnej implementácie mechanizmov registrácie a prenosu uhlíkových kvót bude stáť domáce firmy miliardy dolárov v stratených investíciách.

Uverejnené na Allbest.ru

...

Podobné dokumenty

Spôsoby využitia súvisiaceho ropného plynu. Využitie spaľovania pridruženého ropného plynu pre vykurovací systém, zásobovanie teplou vodou, vetranie. Zariadenie a princíp činnosti. Výpočet materiálovej bilancie. Fyzikálne teplo reaktantov a produktov.

abstrakt, pridaný 4.10.2014


Využitie pridruženého ropného plynu (APG) a jeho vplyv na prírodu a človeka. Dôvody neúplného používania APG, jeho zloženie. Ukladanie pokút za spaľovanie APG, uplatňovanie obmedzení a zvyšovanie koeficientov. Alternatívne spôsoby použitia APG.

abstrakt, pridaný 20.03.2011


Koncept súvisiacich ropných plynov ako zmes uhľovodíkov, ktoré sa uvoľňujú v dôsledku poklesu tlaku, keď ropa stúpa na povrch Zeme. Zloženie súvisiaceho ropného plynu, vlastnosti jeho spracovania a použitia, hlavné spôsoby likvidácie.

prezentácia, pridané 10.11.2015


Všeobecný popis elektrárne s plynovou turbínou. Zavedenie vylepšeného riadiaceho systému pre vykurovanie súvisiaceho ropného plynu, výpočet regulačných koeficientov pre tento systém. Popis fyzikálnych procesov pri ohreve súvisiaceho ropného plynu.

práca, pridané 29.04.2015


Kompresory používané na prepravu plynov. Limit výbušnosti ropných plynov. Výpočet ročného ekonomického efektu zo zavedenia blokových kompresorových jednotiek na kompresiu a prepravu ropného plynu. Špecifická hmotnosť plynu pri vstrekovaní.

kurzová práca, pridané 28.11.2010


Organizačná štruktúra OJSC Samotlorneftegaz, história vzniku a vývoja spoločnosti. Charakteristika rozvinutých ložísk; a perspektívy ich rozvoja. Spôsoby využívania ropných polí. Systémy zberu ropy a plynu.

správa z praxe, doplnená 25.03.2014


Opatrenia a zariadenia na zabránenie úniku tekutín a súvisiacich ropných plynov do životného prostredia. Zariadenia na zabránenie otvoreným fontánam. Riadiace komplexy pre uzatváracie ventily v zvode. Ochrana práce a životného prostredia studní.

práca, pridané 27.02.2009


Pridružený ropný plyn ako zmes plynov a parných uhľovodíkových a neuhľovodíkových zložiek prírodného pôvodu, vlastnosti jeho použitia a likvidácie. Separácia ropy od plynu: podstata, zdôvodnenie tohto procesu. Typy separátorov.

kurzová práca, pridané 14.04.2015


Základné konštrukčné riešenia pre rozvoj poľa Barsukovskoye. Stav vývoja a zásoby studní. Koncepcie zberu, prepravy a prípravy ropy a plynu v teréne. Charakteristika surovín, pomocných materiálov a hotových výrobkov.

kurzová práca, pridané 26.08.2010


Rozbor plynových horákov: klasifikácia, prívod plynu a vzduchu do čela spaľovania plynu, tvorba zmesi, stabilizácia čela zapaľovania, zabezpečenie intenzity spaľovania plynu. Aplikácia systémov pre čiastočnú alebo komplexnú automatizáciu spaľovania plynu.

ROPA A PLYN, ICH ZLOŽENIE A FYZIKÁLNE VLASTNOSTI

OLEJ

Olej je horľavá, olejovitá kvapalina, väčšinou tmavej farby, so špecifickým zápachom. Z hľadiska chemického zloženia je ropa predovšetkým zmesou rôznych uhľovodíkov v nej obsiahnutých v najrôznejších kombináciách a určujúcich jej fyzikálne a chemické vlastnosti.

V olejoch sa nachádzajú tieto skupiny uhľovodíkov: 1) metán (parafín) so všeobecným vzorcom C I H 2 I + 2; 2) nafténové so všeobecným vzorcom C„H2P; 3) aromatické so všeobecným vzorcom

SpN 2l -v- /

Najbežnejšie uhľovodíky v prírodných podmienkach sú metánové série. Uhľovodíky tohto radu - metán CH 4, etán C 2 Hin, propán C 3 H 8 a bután C 4 Nu - sú pri atmosférickom tlaku a normálnej teplote v plynnom stave. Sú súčasťou ropných plynov. Pri zvyšovaní tlaku a teploty môžu tieto ľahké uhľovodíky čiastočne alebo úplne skvapalniť.

Pentán C 8 H 12, hexán C v H 14 a heptán C 7 H 1 v za rovnakých podmienok sú v nestabilnom stave: ľahko prechádzajú z plynného do kvapalného skupenstva a späť.

Uhľovodíky od C 8 H 18 do C 17 H zvuk sú kvapalné látky.

Uhľovodíky, ktorých molekuly obsahujú viac ako 17 atómov uhlíka, sú klasifikované ako pevné látky. Ide o parafíny a ceresíny, ktoré sú v rôznych množstvách obsiahnuté vo všetkých olejoch.

Fyzikálne vlastnosti olejov a ropných plynov, ako aj ich kvalitatívne charakteristiky závisia od prevahy jednotlivých uhľovodíkov alebo ich rôznych skupín. Oleje s prevahou komplexných uhľovodíkov (ťažké oleje) obsahujú menšie množstvá benzínu a ropných frakcií. Obsah v oleji

V, M-ANT V

veľké množstvo živicových a parafínových zlúčenín ho robí viskóznym a neaktívnym, čo si vyžaduje špeciálne opatrenia na jeho extrakciu na povrch a následnú prepravu.

Okrem toho sú oleje rozdelené podľa hlavných ukazovateľov kvality - obsahu ľahkého benzínu, petroleja a ropných frakcií.

Frakčné zloženie olejov sa určuje laboratórnou destiláciou, ktorá je založená na skutočnosti, že každý uhľovodík obsiahnutý v jeho zložení má svoj vlastný špecifický bod varu.

Ľahké uhľovodíky majú nízke teploty varu. Napríklad pentán (C B H1a) má bod varu 36 °C a hexán (C 6 H1 4) má bod varu 69 °C. Ťažké uhľovodíky majú vyššie body varu a dosahujú 300 °C a vyššie. Preto pri zahriatí oleja vrie a vyparujú sa najskôr jeho ľahšie frakcie, pri zvyšovaní teploty začnú vrieť a odparovať sa ťažšie uhľovodíky.

Ak sa pary oleja zahriateho na určitú teplotu zhromaždia a ochladia, potom sa tieto pary opäť premenia na kvapalinu, čo je skupina uhľovodíkov, ktoré sa v danom teplotnom rozsahu z ropy vyvaria. V závislosti od teploty ohrevu oleja sa z neho teda najskôr odparujú najľahšie frakcie - benzínové, potom ťažšie - petrolej, potom motorová nafta atď.

Percento jednotlivých frakcií v oleji, ktoré sa v určitých teplotných rozsahoch vyparí, charakterizuje frakčné zloženie oleja.

V laboratórnych podmienkach sa destilácia oleja zvyčajne vykonáva v teplotných rozsahoch do 100, 150, 200, 250, 300 a 350 ° C.

Najjednoduchšia rafinácia ropy je založená na rovnakom princípe ako vyššie opísaná laboratórna destilácia. Ide o priamu destiláciu ropy s oddelením benzínu, petroleja a naftových frakcií z nej pod atmosférickým tlakom a zahriatím na 300-350 °C.

V ZSSR sa nachádzajú oleje rôzneho chemického zloženia a vlastností. Dokonca aj oleje z rovnakého odboru sa môžu navzájom veľmi líšiť. Oleje každého regiónu ZSSR však majú aj svoje špecifické vlastnosti. Napríklad oleje z oblasti Ural-Volga zvyčajne obsahujú značné množstvo živíc, parafínu a zlúčenín síry. Oleje z oblasti Embensky sa vyznačujú relatívne nízkym obsahom síry.

Oleje z oblasti Baku majú najväčšiu rozmanitosť zloženia a fyzikálnych vlastností. Tu, spolu s bezfarebnými olejmi v horných horizontoch poľa Surakhani, pozostávajúcich takmer výlučne z benzínových a petrolejových frakcií, existujú oleje, ktoré neobsahujú benzínové frakcie. V tejto oblasti sú oleje, ktoré neobsahujú dechtovité látky, ako aj vysoko dechtovité. Mnohé oleje v Azerbajdžane obsahujú nafténové kyseliny. Väčšina olejov neobsahuje parafíny. Z hľadiska obsahu síry sú všetky oleje Baku klasifikované ako nízkosírne.

Jedným z hlavných ukazovateľov komerčnej kvality ropy je jej hustota. Hustota oleja pri štandardnej teplote 20°C a atmosférickom tlaku sa pohybuje od 700 (plynový kondenzát) do 980 a dokonca 1000 kg/m 3 .

V terénnej praxi sa na približné posúdenie kvality používa hustota ropy. Najcennejšie sú ľahké oleje s hustotou do 880 kg/m 3 ; majú tendenciu obsahovať viac benzínových a ropných frakcií.

Hustota olejov sa zvyčajne meria pomocou špeciálnych hustomerov. Hustomer je sklenená trubica s rozšírenou spodnou časťou, v ktorej je umiestnený ortuťový teplomer. Vzhľadom na značnú hmotnosť ortuti zaujíma hustomer pri ponorení do oleja vertikálnu polohu. V hornej úzkej časti hustomera je stupnica na meranie hustoty a v spodnej časti je teplotná stupnica.

Na určenie hustoty oleja sa do nádoby s týmto olejom spustí hustomer a hodnota jeho hustoty sa meria pozdĺž horného okraja vytvoreného menisku.

Aby sa výsledné meranie hustoty oleja pri danej teplote dostalo na štandardné podmienky, t. j. na teplotu 20 °C, je potrebné zaviesť teplotnú korekciu, ktorá sa zohľadňuje podľa nasledujúceho vzorca:

р2о = Р* + в(<-20), (1)

kde p20 je požadovaná hustota pri 20 °C; p/ - hustota pri teplote merania I; A- koeficient objemovej rozťažnosti oleja, ktorého hodnota je prevzatá zo špeciálnych tabuliek; ona