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 pozostávajú najmä z propánu a izomérov butánu). Ropné plyny zahŕňajú 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 - 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 (z pentánov a vyššie v raste homologickej série) a rôzne zloženie a fázový stav nečistôt.

Približné zloženie APG

Potvrdenie

APG je cenná uhľovodíková zložka uvoľňovaná z ťažených, prepravovaných a spracovaných nerastov obsahujúcich uhľovodíky vo všetkých fázach životného cyklu investície až po predaj hotových výrobkov konečnému spotrebiteľovi. Znakom 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 nedokončeného stavu produktu. na niektorý z mnohých finálnych produktov.

Špecifikom APG je zvyčajne nevýznamný prietok výsledného plynu, od 100 do 5000 nm³/h. Obsah uhľovodíkov СЗ + 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 (normálna zmena hodnoty 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 č. 7 zo dňa 8. januára 2009 „O opatreniach na znižovanie znečistenia ovzdušia produktmi súvisiaceho spaľovania ropných plynov v spaľovacích zariadeniach“, cieľový ukazovateľ pre súvisiace spaľovanie ropných plynov bolo stanovené na nie viac ako 5 percent množstva súvisiaceho ropného plynu produkovaného ropným plynom. V súčasnosti nie je možné odhadnúť objemy vyrobeného, ​​spotrebovaného a spáleného APG z dôvodu absencie meracích staníc plynu na mnohých poliach. Ale podľa hrubých odhadov je to asi 25 miliardy m³.

Spôsoby likvidácie

Hlavné spôsoby využitia APG sú spracovanie na GPP, výroba elektriny, spaľovanie pre vlastnú potrebu, spätné vstrekovanie do zásobníka na stimuláciu 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. K dnešnému dňu existuje niekoľko technológií, ktoré zlepšujú kvalitu APG odstránením významnej časti ťažkých uhľovodíkov. Jednou z nich je príprava APG pomocou membránových rastlín. Pri použití membrán sa výrazne zvýši metánové číslo plynu, zníži sa výhrevnosť (LHV), tepelný ekvivalent a teplota rosného bodu (pre uhľovodíky aj vodu).

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

Dizajn

Schéma rozloženia prietokov plynu v membránovom module

Uhľovodíková membrána je svojou konštrukciou valcový blok s výstupmi permeátu, produktovým plynom a vstupom APG. Vo vnútri bloku je rúrkovitá štruktúra selektívneho materiálu, ktorý umožňuje prechod len určitým typom molekúl. 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 ošetrenie APG

Vákuová schéma prípravy APG

• Predseparátor na čistenie od hrubých nečistôt, veľkej kondenzovanej vlhkosti a oleja,
• vstupný prijímač,
• kompresor,
• Chladnička na dochladzovanie plynu na teplotu +10 až +20 °C,

• Jemný plynový filter na odstránenie olejových a parafínových zlúčenín,
• Uhľovodíkový membránový blok,
• prístrojové vybavenie,
• riadiaci systém vrátane analýzy prietoku,
• systém likvidácie kondenzátu (zo separátorov),
• systém regenerácie permeátu,
• Kontajnerová dodávka.

Nádoba musí byť vyrobená v súlade s požiadavkami požiarnej a výbuchovej bezpečnosti v ropnom a plynárenskom priemysle.

Existujú dve schémy liečby APG: tlaková a podtlaková.

Základom pridruženého ropného plynu je zmes ľahkých uhľovodíkov vrátane metánu, etánu, propánu, butánu, izobutánu a ďalších uhľovodíkov, ktoré sú rozpustené v oleji pod tlakom (obr. 1). APG sa uvoľňuje pri znížení tlaku počas získavania ropy alebo počas separácie, podobne ako proces uvoľňovania oxidu uhličitého pri otvorení fľaše šampanského. Ako už názov napovedá, súvisiaci ropný plyn sa vyrába spolu s ropou a v skutočnosti je vedľajším produktom pri výrobe ropy. Objem a zloženie APG závisí od produkčnej oblasti a špecifických vlastností poľa. V procese ťažby a separácie jednej tony ropy možno získať 25 až 800 m3 pridruženého plynu.

Spaľovanie súvisiaceho ropného plynu v poľných erupciách je najmenej racionálny spôsob jeho využitia. S týmto prístupom sa APG stáva v skutočnosti odpadovým produktom procesu výroby ropy. Spaľovanie je za určitých podmienok opodstatnené, ako však ukazujú svetové skúsenosti, efektívna politika štátu umožňuje dosiahnuť úroveň spaľovania APG v objeme 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 zvýšiť ťažbu ropy alebo ju prípadne zachrániť ako zdroj do budúcnosti. Druhou možnosťou je použitie pridruženého plynu ako paliva 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 aj spôsobom jej spaľovania, len o niečo racionálnejším, pretože v tomto prípade je možné dosiahnuť priaznivý účinok a trochu znížiť dopad na životné prostredie. Na rozdiel od zemného plynu, ktorý má obsah metánu 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 petrochémiu - čo umožňuje získať cenné produkty. V dôsledku niekoľkých stupňov súvisiaceho spracovania ropných plynov možno 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 život človeka a ekonomiky nemysliteľný, vrátane: obuvi, odevov, nádob a obalov, riadu, vybavenia, okien, všetkých druhov gumené výrobky, tovar pre kultúru a domácnosť, aplikácie, potrubia a časti potrubí, materiály pre medicínu a vedu atď. Treba poznamenať, že spracovanie APG umožňuje izolovať aj suchý stripovaný plyn, ktorý je obdobou zemného plynu, ktorý sa už dá použiť ako účinnejšie palivo ako APG.

Ukazovateľ úrovne vyťaženého pridruženého plynu využívaného v plynárstve a petrochémii je charakteristický pre inovatívny rozvoj ropného a plynárenského a petrochemického priemyslu, ako efektívne sa využívajú zdroje uhľovodíkov v ekonomike krajiny. Racionálne využívanie APG si vyžaduje dostupnosť vhodnej infraštruktúry, efektívnu štátnu reguláciu, systém hodnotenia, sankcie a stimuly pre účastníkov trhu. Podiel APG používaných v plynárstve a petrochémii preto môže charakterizovať aj úroveň ekonomického rozvoja krajiny.

Dosiahnutie 95 – 98 % úrovne využitia súvisiaceho ropného plynu vyťažiteľného v národnom meradle a vysoký stupeň jeho spracovania na získanie cenných produktov vrátane plynu a petrochemických produktov sú jedným z dôležitých smerov rozvoja ropy a zemného plynu. petrochemický priemysel vo svete. Tento trend je typický pre vyspelé krajiny bohaté na uhľovodíkové suroviny, akými sú Nórsko, USA a Kanada. Je to charakteristické aj pre množstvo krajín s transformujúcimi sa ekonomikami, ako je Kazachstan, ako aj pre rozvojové krajiny, ako je Nigéria. Treba si uvedomiť, že Saudská Arábia, svetový líder v ťažbe ropy, sa stáva jedným z lídrov vo svetovom plynárenstve a petrochémii.

V súčasnosti Rusko zaujíma „čestné“ prvé miesto na svete, pokiaľ ide o zapálenie APG. V roku 2013 bola táto úroveň podľa oficiálnych údajov asi 15,7 miliardy m3. Objem súvisiaceho spaľovania ropných plynov u nás môže byť zároveň podľa neoficiálnych údajov oveľa vyšší – minimálne 35 miliárd m3. Zároveň, aj na základe oficiálnych štatistík, Rusko výrazne predstihuje ostatné krajiny, pokiaľ ide o vzplanutie 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 % išlo na spracovanie 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 existuje nariadenie vlády Ruskej federácie č. 1148 zo dňa 8.11.2012, podľa ktorého sú ropné spoločnosti povinné platiť vysoké pokuty za nadmerné spaľovanie - viac ako 5% úroveň.

Je dôležité poznamenať, že presnosť oficiálnych štatistík týkajúcich sa úrovne recyklácie vyvoláva vážne pochybnosti. Podľa odborníkov sa spracováva podstatne menší podiel vyťaženého APG – asi 30 %. A zďaleka nie všetko sa využíva na získavanie plynu a petrochemických produktov, značná časť sa spracováva na výrobu elektriny. Skutočný podiel efektívneho využitia APG – ako suroviny pre plynárenstvo a petrochémiu – teda nemôže byť väčší ako 20 % z celkového objemu vyrobeného APG.

Aj na základe oficiálnych údajov, ak vezmeme do úvahy len objemy spaľovania APG, môžeme teda konštatovať, že ročne sa stratí viac ako 12 miliónov ton cenných petrochemických surovín, ktoré by sa dali získať spracovaním súvisiaceho ropného plynu. Táto surovina by sa mohla použiť na výrobu dôležitých produktov a tovarov pre domácu ekonomiku, mohla by sa stať základom pre rozvoj nových priemyselných odvetví, vytváranie nových pracovných miest, a to aj za účelom nahradenia dovážaných produktov. Podľa odhadov Svetovej banky by dodatočné príjmy ruskej ekonomiky z kvalifikovaného spracovania APG mohli predstavovať viac ako 7 miliárd dolárov ročne a podľa ministerstva prírodných zdrojov a ekológie naša ekonomika každoročne stráca 13 miliárd dolárov.

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

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 východiskom pre ropné spoločnosti je často spaľovanie súvisiaceho plynu na poliach: vo svetliciach alebo pre výroba energie a potreby domácnosti. 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 – spaľovania pridruženého ropného plynu na poliach. Spaľovanie APG však spôsobuje značné škody nielen ekonomike krajín produkujúcich ropu, ale aj životnému prostrediu. Škody na životnom prostredí sú najčastejšie kumulatívne a vedú k dlhodobým a často nezvratným následkom. Aby hodnotenia environmentálnych škôd a ekonomických strát neboli spriemerované 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 prakticky nemožné zabezpečiť výrobu výlučne kvapalnej fázy uhľovodíkových surovín, pričom plyn zostane vo vnútri ložiska.

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 nevýznamnou prímesou plynového kondenzátu), ropné polia nie sú vybavené tak, aby efektívne viedli proces výroby a využitia pridružený plyn.

Ďalej v tejto kapitole budú podrobnejšie zvážené technické a 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, ktoré sa usadzujú na dne mora 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 idú spolu. V podmienkach vysokého tlaku sa tieto látky hromadia v póroch tzv. materských hornín a postupne, v procese kontinuálnej premeny, stúpajú nahor s mikrokapilárnymi silami. Ale keď idete hore, môže sa vytvoriť pasca - keď hustejšia nádrž zakryje nádrž, pozdĺž ktorej uhľovodík migruje, a tak dochádza k akumulácii. V momente, keď sa nahromadí dostatočné množstvo uhľovodíkov, začne prebiehať proces vytláčania pôvodne slanej vody, ťažšej ako ropa. Ďalej sa samotný olej oddelí od plynu zapaľovača, ale časť rozpusteného plynu zostáva 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 výskytu a obrysu oblasti výskytu vývojár vyberie počet vrtov, aby maximalizoval produkciu.

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

Zloženie súvisiaceho ropného plynu sa bude v jednotlivých oblastiach líšiť 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 vo svojom zložení až 99 % metánu). Veľké množstvo nečistôt spôsobuje na jednej strane ťažkosti pri preprave plynu cez plynovú prepravnú sústavu (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 petrochemie, 2011]:

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

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

• "Skinny" - menej ako 100
• "Stredné" - 101-200
• "Tučné" - 201-350
• Extra tuk - viac ako 351

Nasledujúci obrázok [Filippov, 2011] ukazuje 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/engineering-002

Pri ťažbe ropy a ďalšej postupnej separácii má uvoľnený plyn iné zloženie - úplne prvý plyn sa uvoľňuje s vysokým obsahom metánovej frakcie, v ďalších stupňoch separácie sa uvoľňuje plyn so zvyšujúcim sa obsahom uhľovodíkov vyššieho rádu . Faktory ovplyvňujúce uvoľňovanie súvisiaceho plynu sú teplota a tlak.

Na stanovenie súvisiaceho obsahu plynu sa používa plynový chromatograf. Pri určovaní zloženia súvisiaceho plynu je tiež dôležité venovať pozornosť prítomnosti neuhľovodíkových zložiek - napríklad prítomnosť sírovodíka v zložení APG môže nepriaznivo ovplyvniť možnosť transportu plynu, pretože môže dôjsť k koróznym procesom v potrubí.

Obrázok 2 - Schéma spracovania ropy a účtovanie APG, zdroj: Energetické centrum Skolkovo

Obrázok 2 schematicky znázorňuje proces postupnej rafinácie ropy s uvoľňovaním súvisiaceho plynu. Ako je možné vidieť z obrázku, súvisiaci plyn je z väčšej časti vedľajším produktom primárnej separácie uhľovodíkov vyrobených z ropného vrtu. Problémom pridruženého merania plynu je potreba inštalácie automatických meracích zariadení v niekoľkých stupňoch separácie a neskôr dodávok do užívania (GPP, kotolne a pod.).

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

• Posilňovacie čerpacie stanice (DNS)
• Jednotky na separáciu oleja (USN)
• Čistiarne oleja (UPN)
• Centrálne zariadenia na spracovanie ropy (CPP)

Počet stupňov závisí od fyzikálno-chemických vlastností súvisiaceho plynu, najmä od faktorov, ako je obsah plynu a faktor plynu. Plyn z prvého separačného stupňa sa často používa v peciach na generovanie tepla a predhrievanie celej masy oleja, aby sa zvýšil výťažok plynu v nasledujúcich separačných stupňoch. Pre pohonné mechanizmy sa využíva elektrická energia, ktorá sa vyrába aj v teréne, alebo sa využívajú hlavné energetické siete. Používajú sa najmä plynové piestové elektrárne (GPES), plynové turbíny (GTS) a dieselové generátory (DGU). Plynové zariadenia fungujú na plyn I. stupňa separácie, naftová stanica na dovážané kvapalné palivo. Konkrétny typ výroby energie sa vyberá na základe potrieb a charakteristík každého jednotlivého projektu. GTPP môže v niektorých prípadoch generovať prebytočnú elektrinu pre susedné zariadenia na výrobu ropy a v niektorých prípadoch možno zvyšok predať na veľkoobchodnom trhu s elektrickou energiou. Pri kogeneračnom type výroby energie zariadenia súčasne vyrábajú teplo a elektrinu.

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

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

Ekonomické aspekty výroby uhľovodíkov majú svoje špecifiká. Zvláštnosťou výroby ropy je:

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

Na vyhodnotenie efektívnosti akéhokoľvek projektu je bežným modelom oceňovania podniku odhad 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 úseku t=0 majú peniaze, ktoré máme, určitú hodnotu. Kým v časovom období t=1 bude inflácia rozložená do týchto fondov, budú existovať 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 dlhá odstávka ťažby, ktorá sa niekedy natiahne 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 investičné oneskorenie, aby sa návratnosť projektu dosiahla čo najskôr.

Typický harmonogram ziskovosti projektu je uvedený na obrázku 3:

Obrázok 3 - Schéma NPV pre typický projekt ťažby ropy

Tento obrázok ukazuje NPV projektu. Maximálnou zápornou hodnotou je ukazovateľ MCO (maximum cash outlay), ktorý je odrazom toho, aké veľké investície si projekt vyžaduje. Priesečník grafu čiary akumulovaných peňažných tokov s časovou osou v rokoch je časovým bodom návratnosti projektu. Miera akumulácie NPV klesá v dôsledku klesajúcej miery produkcie aj časovej diskontnej sadzby.

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

Dodatočné náklady na účtovanie, zber a likvidáciu súvisiaceho ropného plynu teda možno z hľadiska projektu odôvodniť len vtedy, ak tieto náklady 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 likvidácie má zápornú NPV, zatiaľ čo kumulatívna NPV z celého projektu ťažby ropy je kladná. Práve na túto skupinu sa môžu sústrediť všetky stimulačné opatrenia. Všeobecnou zásadou by bolo vytvoriť podmienky (s výhodami a sankciami), za ktorých by bolo pre spoločnosti výhodné realizovať projekty recyklácie, a nie platiť pokuty. A to tak, aby celkové náklady projektu nepresiahli celkovú NPV.
• 3. Projekty využitia majú zápornú NPV a ak sa zrealizujú, aj celkový projekt ťažby ropy v tomto poli sa stáva nerentabilným. V tomto prípade stimulačné opatrenia buď nepovedú k zníženiu emisií (spoločnosť zaplatí pokuty do výšky ich kumulatívnych 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 správy projektov druhého typu by sadzby platieb za znečistenie mali byť také, že potenciálne náklady na všetky platby by boli viac 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.

Pri otváraní ropných ložísk zvyčajne ako prvý začne prúdiť plyn ropných „čiapkov“. Následne tvoria hlavnú časť vyprodukovaného pridruženého plynu plyny rozpustené v oleji. Plyn plynových „capov“ alebo voľný plyn je zložením „ľahší“ (s nižším obsahom ťažkých uhľovodíkových plynov) na rozdiel od plynu rozpusteného v oleji. Počiatočné štádiá rozvoja poľa sa teda zvyčajne vyznačujú veľkou ročnou produkciou súvisiaceho ropného plynu s väčším podielom metánu v jeho zložení. Pri dlhodobej prevádzke poľa sa znižuje debet súvisiaceho ropného plynu a veľká časť 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 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, zatiaľ čo ťažšie prvky slúžia ako suroviny na výrobu aromatických uhľovodíkov, vysokooktánových prísad do palív a skvapalnených uhľovodíkových plynov, najmä technických skvapalnených 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 vypálených APG pochádza z nových a ťažko dostupných polí v západnej a východnej Sibíri.

Dôležitým ukazovateľom pre každé ropné pole je GOR ropy – množstvo súvisiaceho ropného plynu na tonu vyrobenej ropy. Pre každé pole je tento ukazovateľ individuálny a závisí od charakteru poľa, charakteru jeho prevádzky a trvania vývoja a môže sa pohybovať od 1-2 m3 až po niekoľko tisíc m3 na tonu.

Vyriešenie 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 trhových podmienok ekonomicky únosné, 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 kumulatívny efekt bude až 10 miliárd USD/rok 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 ročne v krajine sa využívajú. 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 predstavuje takmer polovicu všetkého plynu vyprodukovaného v krajine a tempo rastu produkcie APG v súčasnosti prevyšuje tempo rastu produkcie zemného plynu.

Problém s používaním APG

Problém využitia súvisiaceho ropného plynu Rusko zdedilo z čias Sovietskeho zväzu, keď sa pri vývoji často kládol dôraz na extenzívne metódy vývoja. V rozvoji naftových provincií stál v popredí rast ťažby ropy, hlavného zdroja príjmov štátneho rozpočtu. Výpočet sa robil na obrovských ložiskách, veľkovýrobe a minimalizácii 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 sa v najväčších ropných provinciách a obrovských GPP vytvorili rozvetvené systémy zberu plynu. boli postavené na suroviny z blízkych polí. V súčasnosti pozorujeme dôsledky takejto megalománie.

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 výdavky a čas a ako ukazujú skúsenosti, takmer vždy zaostáva za rozvojom ložísk niekoľko rokov. Využitie týchto technológií je ekonomicky efektívne len pri veľkých výrobných zariadeniach (miliardy kubických metrov zdrojového plynu) a ekonomicky neopodstatnené na stredných a malých ložiskách.

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

Hlavné straty ropných plynov vznikajú najmä v dôsledku malých, malých a stredne veľkých odľahlých polí, ktorých podiel u nás naďalej rýchlo rastie. Organizácia zberu plynu z takýchto polí, ako bolo uvedené vyššie, podľa schém navrhnutých na výstavbu veľkých závodov na spracovanie plynu, je kapitálovo veľmi náročné a neefektívne opatrenie.

Dokonca aj v regiónoch, kde sa nachádzajú závody na spracovanie plynu a kde je rozsiahla sieť zberu plynu, sú podniky na spracovanie plynu zaťažené na 40 – 50 % a okolo nich horia desiatky starých a zapaľujú sa nové pochodne. Je to spôsobené súčasnými predpismi v tomto odvetví a nedostatočnou pozornosťou k problému zo strany naftárov aj spracovateľov plynu.

V sovietskych časoch sa rozvoj infraštruktúry na zber plynu a dodávky APG do zariadení 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, samozrejme, ovládali ropní pracovníci. Vznikla monopolná situácia kupujúceho, keď ropné spoločnosti v skutočnosti nemali žiadne alternatívy na využitie súvisiaceho ropného plynu, okrem jeho dodávky do potrubia na prepravu do GPP. Okrem toho vláda legálne stanovila ceny za dodávku súvisiaceho plynu do zariadení na spracovanie plynu na zámerne nízku úroveň. Na jednej strane to umožnilo továrňam na spracovanie plynu prežiť a dokonca sa cítiť dobre v turbulentných 90-tych rokoch, na druhej strane to pripravilo ropné spoločnosti o motiváciu investovať do výstavby infraštruktúry na zhromažďovanie plynu na nových poliach a dodávať s tým súvisiaci plyn. existujúcich podnikov. Výsledkom je, že Rusko má teraz súčasne nečinné zariadenia na spracovanie plynu a desiatky svetlíc surovín na ohrev vzduchu.

V súčasnosti vláda Ruskej federácie v súlade so schváleným Akčným plánom rozvoja priemyslu a techniky na roky 2006-2007. pripravuje sa vyhláška, ktorá má do licenčných zmlúv s užívateľmi podložia zahrnúť povinné požiadavky na výstavbu ťažobných 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 vyžadovať, aby užívatelia podložia prilákali značné finančné zdroje na riešenie otázok využitia spáleného plynu a výstavby 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 povedie k obmedzeniu investičných aktivít užívateľov podložia zameraných na vyhľadávanie, rozvoj, rozvoj nových polí, resp. zintenzívnenie produkcie hlavného a najziskovejšieho produktu – ropy, alebo môže viesť k neplneniu požiadaviek licenčných zmlúv so všetkými z toho vyplývajúcimi dôsledkami. Alternatívnym riešením situácie s využitím spálených plynov je podľa nášho názoru zapojenie špecializovaných spoločností poskytujúcich správcovské služby, ktoré sú schopné takéto projekty rýchlo a efektívne realizovať bez získavania finančných prostriedkov od užívateľov podložia.

plyn spracovanie ropného plynu uhľovodík

Environmentálne aspekty

Pálenieabsolvovanieolejaplynu je vážnym environmentálnym problémom pre samotné regióny produkujúce ropu, ako aj pre globálne životné prostredie.

V Rusku a Kazachstane sa každoročne v dôsledku spaľovania súvisiacich ropných plynov dostane do atmosféry 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 atmosférických emisií Kazašskej republiky.

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

Zároveň je problém využívania APG vnímaný ako mimoriadne aktuálny na pozadí ruskej ratifikácie Kjótskeho protokolu. Získanie prostriedkov z európskych uhlíkových fondov na projekty hasenia výbušnín by umožnilo prefinancovať až 50 % požadovaných kapitálových nákladov a výrazne zvýšiť ekonomickú atraktivitu tejto oblasti pre súkromných investorov. Do konca roku 2006 objem uhlíkových investícií priťahovaných čínskymi spoločnosťami v rámci Kjótskeho protokolu presiahol 6 miliárd USD, a to napriek skutočnosti, že také krajiny ako Čína, Singapur alebo Brazília neprijali záväzky na zníženie emisií. Faktom je, že len pre nich existuje možnosť predať znížené emisie v rámci takzvaného „mechanizmu čistého rozvoja“, kedy sa odhaduje skôr zníženie potenciálnych ako skutočných emisií. Zaostávanie Ruska vo veciach legislatívnej registrácie mechanizmov na registráciu a prenos uhlíkových kvót bude stáť domáce firmy miliardy dolárov stratených investícií.

Hostené na Allbest.ru

...

Podobné dokumenty

Spôsoby využitia súvisiaceho ropného plynu. Využitie pridruženého spaľovania ropných plynov 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 plynov spojených s ropou 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 využitia.

prezentácia, pridaná 10.11.2015


Všeobecný popis elektrárne s plynovou turbínou. Implementácia vylepšeného riadiaceho systému pridruženého vykurovania ropnými plynmi, 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 ropných plynov. Špecifická hmotnosť plynu pri vstrekovaní.

ročníková práca, pridaná 28.11.2010


Organizačná štruktúra OJSC "Samotlorneftegaz", história vzniku a rozvoja spoločnosti. Charakteristika rozvinutých oblastí; 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 otvorených fontán. 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, opodstatnenie tohto procesu. Typy separátorov.

semestrálna práca, pridaná 14.04.2015


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

semestrálna práca, pridaná 26.08.2010


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

ROPA A PLYN, ICH ZLOŽENIE A FYZIKÁLNE VLASTNOSTI

OLEJ

Olej je horľavá, olejovitá kvapalina, prevažne tmavej farby, so špecifickým zápachom. Podľa 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 (parafínový) so všeobecným vzorcom C i H 2i + 2; 2) nafténové so všeobecným vzorcom С„Н 2П; 3) aromatické so všeobecným vzorcom

spn 2l -in- /

V prírodných podmienkach sa najčastejšie vyskytujú uhľovodíky metánového radu. Uhľovodíky tohto radu - metán CH 4, etán C 2 H in, propán C 3 H 8 a bután C 4 Nu - sú pri atmosférickom tlaku a normálnej teplote v plynnom stave. Sú súčasťou ropných plynov. So zvyšujúcim sa tlakom a teplotou môžu tieto ľahké uhľovodíky čiastočne alebo úplne skvapalniť.

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

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

Uhľovodíky, v molekulách ktorých je viac ako 17 atómov uhlíka, sú pevné látky. Ide o parafíny a ceresíny obsiahnuté v určitom množstve vo všetkých olejoch.

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

B, M-ANT B

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 sa pri zahrievaní oleja najskôr vyvaria a odparia jeho ľahšie frakcie a so stúpajúcou teplotou začnú vrieť a odparovať sa ťažšie uhľovodíky.

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

Percento jednotlivých frakcií v oleji, ktoré v určitých teplotných intervaloch vykypí, charakterizuje frakčné zloženie oleja.

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

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

V ZSSR existujú oleje rôzneho chemického zloženia a vlastností. Dokonca aj oleje z rovnakej oblasti sa môžu značne líšiť. Oleje každého regiónu ZSSR však majú aj svoje špecifické črty. Napríklad oleje z oblasti Ural-Volga zvyčajne obsahujú značné množstvo živíc, parafínu a zlúčenín síry. Oleje z oblasti Emba sa vyznačujú relatívne nízkym obsahom síry.

Oleje z oblasti Baku majú najrozmanitejšie zloženie a fyzikálne vlastnosti. Tu, spolu s bezfarebnými olejmi v horných horizontoch poľa Surakhani, pozostávajúcich prakticky zo samotných benzínových a petrolejových frakcií, existujú oleje, ktoré neobsahujú benzínové frakcie. V tejto oblasti sú oleje, ktoré neobsahujú živicové látky, ako aj vysoko živicové. Mnoho azerbajdžanských olejov obsahuje nafténové kyseliny. Väčšina olejov neobsahuje parafíny. Podľa 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 hustota ropy používa na približné posúdenie jej kvality. 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 zaujme hustomer pri ponorení do oleja vertikálnu polohu. V hornej úzkej časti má hustomer stupnicu na meranie hustoty a v spodnej časti teplotnú stupnicu.

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 získané meranie hustoty oleja pri danej teplote dostalo do štandardných podmienok, t. j. na teplotu 20 °C, je potrebné zaviesť korekciu teploty, ktorá sa zohľadňuje podľa nasledujúceho vzorca:

p2o = P* + b(<-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