Что такое газовая шапка в двигателе

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Образование — газовая шапка

Более перспективно устройство, обеспечивающее существенную коа-лесценцию пузырьков газа, например, путем установки воронки с небольшим углом раствора и с газоотводной трубкой под двигателем, по типу конструкции сепаратора, показанного на рис. IV.9. Наличие этого устройства должно способствовать образованию газовой шапки и прорыву е в виде крупных пузырьков в кольцевое пространство. [16]

Проблема гравитационного дренирования еще не поддается количественной теоретической обработке, но в нефтепромысловой практике с лей приходится считаться. Образование газовой шапки в повышенных частях нефтяных пластов является, со статистической точки зрения, доказательством перемещения газа по пласту вверх. Многочисленные промысловые наблюдения определенно указывают я а фильтрацию нефти вниз по падению пласта как на механизм поддержания нефтеотдачи на протяжении длительного времени, после того как нормальное истощение пласта при режиме растворенного газа должно было привести к его полному забрасыванию. [17]

Свободный газ может образоваться и при отсутствии газовой шапки в результате падения пластового давления и выделения растворенного в нефти газа. В этом случае возможно образование вторичной газовой шапки и одновременное сосуществование двух режимов: растворенного газа и газонапорного. Вытеснение нефти газом происходит также при нагнетании газа в пласт. [18]

Но там, где нефтяные пласты не контролируются строго режимом растворенного газа, скорость отбора нефти может иметь значительное влияние на суммарную добычу. Отклонение режима пласта от режима растворенного газа, связанное с образованием газовой шапки , гравитационным дренированием или обводнением, реагирует на изменение дебитов. Гравитационное дренирование или обводнение вообще вызывают повышенную нефтеотдачу. Их участие в режиме пласта и суммарной добыче нефти выявляется при медленном его истощении. [19]

В тех случаях, когда покрышка оказалась недостаточно непроницаемой, не только не произошло образования газовой шапки в самом массиве, но над массивом, в вышезалегающих осадках, образовались отдельные скопления нефти и газа. [21]

При давлении ниже 117 3 кГ / см2 в пласте начинает развиваться фаза свободного газа. Пока эта фаза находится в неподвижном состоянии, она не может течь к забоям эксплуатационных скважин или двигаться в восходящем направлении по пласту с целью образования газовой шапки . [22]

Это явление вызывает уменьшение нефтенасыщенности в газовой шапке ниже значения, которое можно было бы ожидать в результате местного истощения и отборов при режиме растворенного газа. Разумеется, в месторождениях с газовой энергией такое поведение пласта не встречается повсеместно. Образование газовой шапки в отдельных случаях не может доказать существования значительного гравитационного дренирования в других местах. Общая связь подобных газовых шапок со структурой залежи составляет основное доказательство разделения газа и нефти, которое — происходит в процессе добычи нефти из пластов с газовой энергией. [24]

Проблеме гравитационного дренирования стали уделять серьезное внимание сравнительно недавно. Его проявление начали отмечать с тех пор, как стало принято вести запись эксплуатационных газовых факторов. Было замечено образование местных газовых шапок в процессе добычи нефти. Подобные газовые шапки представляют участки, где происходит отбор нефти с высоким газовым фактором и которые показывают результат высокого местного отбора и истощения. [25]

На больших глубинах залегают однофазные жидкие газонефтяные смеси, так как при имеющихся в них высоких давлениях все газообразные углеводороды полностью растворяются в жидкой нефти. При их разработке пластовое давление не должно снижаться ниже давления насыщения, так как образование газовой шапки в купольной части складки существенно ухудшит условия разработки залежи. [26]

При снижении пластового давления ниже давления насыщения происходит выделение газа из нефти. Выделившийся газ занимает кровельную часть пласта, а нефть оттесняется в пониженные части за счет сил гравитации. Так как в повышенных частях происходит более значительное снижение пластового давления, то газообразование и оттеснение нефти в зонах с большими остаточными запасами приводит к образованию техногенной газовой шапки с газонасыщенной толщиной. [27]

Во многих пластах имеется больше газа, чем это может содержаться в растворенном состоянии в нефти даже при начальном пластовом давлении. Тогда избыток газа залегает поверх нефтенасыщенного горизонта, в газовой шапке или зоне свободного газа. В ряде нефтеносных пластов нефть просто насыщена газом без образования газовой шапки . И, наконец, имеется много пластов, которые насыщены газом не полностью и в различной степени. В некоторых случаях давление точки насыщения может равняться, например, 7 ат, даже если первоначальное пластовое давление превышает 70 ат. В таких условиях энергия растворенного газа не проявляется до тех пор, пока пластовое давление не упадет до точки насыщения. [28]

Пластовые давления в месторождениях с газовыми режимами по мере отбора жидкостей непрерывно снижаются. В результате падения давления наличный свободный газ может расширяться, а дополнительный растворенный газ выделяется из раствора, чтобы заместить объем отобранных нефти и газа. Снижение давления в пласте, свободном от поступления воды извне, представляет функцию общего отбора нефти и газа. Темп отбора нефти влияет на падение пластового давления лишь косвенно, в той мере, в какой он воздействует на величину газового фактора или на сепарацию газа в пласте и образование газовой шапки . Если месторождение с таким режимом консервируется, то среднее пластовое давление остается без изменения, хотя выравнивание давления внутри месторождения может указывать на видимый подъем его. [29]

Встречаются главным образом в хорошопроницаемых пластовых резервуарах. Формирование происходит под влиянием напора пластовой воды. Все углеводороды находятся в жидком или растворимом состоянии. При падении давления в залежи может начаться выделение газообразных углеводородов. Чем ярче выражен водяной напор, тем заметнее продвижение водонефтяного раздела. В начале эксплуатации таких залежей наблюдается расширение, а иногда и выделение свободного газа с образованием газовой шапки . [30]

Полнокомплектный ГПА для утилизации ПНГ

В настоящее время в России разрабатывается более 1250 нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. Помимо добычи нефти добывается также и попутный нефтяной газ (ПНГ) – ценнейшее сырьё для производства продуктов нефтегазохимии. Попутный газ, как правило, растворён в нефти, но также может скапливаться в виде шапки над нефтью. Сразу после извлечения пластового флюида из скважины на месторождении происходит обработка и подготовка нефтегазовой жидкости до товарной нефти, которая затем поступает в трубопровод и транспортируется потребителю. По-другому обстоит дело с нефтяным газом.

В российском ТЭК около 98 % попутного газа обеспечивают нефтедобывающие компании. Стоит отметить, что промышленная инфраструктура российских нефтяных компаний исторически ориентировалась на добычу нефти. По этой причине газ, выделившийся в результате подготовки товарной нефти, на большинстве нефтегазодобывающих предприятий сжигался в факелах. Согласно имеющимся оценкам уровень использования попутного нефтяного газа в целом по России за 2006 год не превышал 66 % (добыто 41,5 млрд. м3), из которых 38 % (15,5 млрд. м3) поставляется на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ), а 28 % (11,8 млрд. м3) – на собственные нужды промысла (самообеспечение электроэнергией, теплом и т.д.).

По итогам 2011 года на полезное использование пришлось 75,5 % от общего объема ПНГ, в 2012 г. – 76,2 %, в 2013 году планировалось выйти на уровень 79 %. Показателен опыт Норвегии, которая смогла добиться практически 100 % полезного использования данного ресурса.

Таким образом, более 20 % попутного нефтяного газа сжигалось в факелах, что оказывало значительный экологический ущерб, не говоря уже об упущенной экономической выгоде.

В связи с экологическими требованиями и в целях повышения рентабельности производства добычи нефти в настоящее время большое внимание уделяется переработке и утилизации попутного нефтяного газа. Для этих целей в ОАО «СибурТюменьГаз» на базе Вынгапуровской компрессорной станции (КС) предусмотрено создание ГПЗ по переработке попутного нефтяного газа.

В 2011 г. ЗАО «НИИтурбокомпрессор им. В.Б. Шнеппа» выполнило проект, а в 2012 г. ОАО «Казанькомпрессормаш» изготовило и поставило полнокомплектный газоперекачивающий агрегат (ГПА) на базе компрессорной установки с газотурбинным приводом (ГТП) 6ГЦ2-375/4- 77 ГТУ на Вынгапуровскую компрессорную станцию Ноябрьского ГПК (ОАО «СибурТюменьГаз»). («НИИтурбокомпрессор» и «Казанькомпрессормаш» входят в машиностроительный холдинг ОАО «Группа ГМС») ГПА предназначен для компримирования попутного нефтяного газа, поступающего с месторождений ООО «Газпромнефть» до давления 7,6 МПа для дальнейшей его переработки на установке низкотемпературной конденсации и ректификации. Агрегат выполнен в блочно-контейнерном исполнении.

Основные параметры ГПА на базе компрессорной установки 6ГЦ2- 375/4-77 ГТУ:

производительность, приведенная к нормальным условиям (20°С и 0,101 МПа), нм3/час (м3/мин.) – 90000 (364,06);
давление в ГПА, МПа (абс.) – 0,4;
давление из ГПА, МПа (абс.) – 7,6.

При создании агрегата приняты наиболее прогрессивные технические решения, используемые в настоящее время в мировой практике создания газоперекачивающих агрегатов, среди которых:

компоновка компрессора в легкосборном укрытии;
применение высокоэффективной проточной части компрессора, размещенной в одном корпусе;
использование газодинамических «сухих» уплотнений (СГДУ) ротора компрессора (разработка и производство ЗАО «НИИтурбокомпрессор им. Б.Б.Шнеппа», Группа ГМС);
применение современной системы автоматического управления, обеспечивающей функции управления и регулирования всеми системами агрегата, в т.ч. газотурбинным двигателем ();
применение газовой углекислотной системы автоматического пожаротушения;
комплектация компрессора байпасным клапаном с использованием совершенной системы антипомпажного регулирования и защиты;
поставка агрегата в полной заводской готовности, с проведением контрольной сборки на предприятии – генеральном поставщике.

Агрегат состоит из функционально завершенных транспортабельных блоков полной заводской готовности, стыкуемых на объекте. Оборудование агрегата располагается в легкосборном укрытии и за его пределами.

Читать еще: Toyota avensis троит двигатель

Основными компоновочными единицами установки являются:

1. Блок двигателя с ГТП, к которому на объекте подсоединяются комплексное воздухоочистительное устройство, система выхлопа, блок маслообеспечения двигателя, блок топливного газа.

2. Блок компрессорного агрегата в виде готового блок-бокса (укрытия) с центробежным компрессором, мультипликатором, агрегатом смазки, блоком маслоохлаждения, системой газовых трубопроводов с аппаратами воздушного охлаждения газа и сепараторами.

В объем поставки также входят система автоматики, система электроснабжения, система пожаротушения и вентиляции, а также комплект лестниц и площадок обслуживания.

Размещение промежуточного аппарата воздушного охлаждения газа (АВОГ), концевого АВОГ, блоков сепараторов и трубопроводов подвода и отвода газа к ним вне укрытия на территории компрессорной станции разработано проектантом компрессорной станции ЗАО «ЛЕННИИХИММАШ».

Базовой сборочной единицей агрегата является компрессор с мультипликатором на раме. Компрессор центробежный, десятиступенчатый, с вертикальным разъемом корпуса, двухсекционный с промежуточным охлаждением сжимаемого газа в промежуточном АВОГ. Расположение ступеней – «спина к спине», что снизило величину суммарной осевой силы и позволило разместить все десять ступеней в одном корпусе. Такая компоновка требует тщательных газодинамических расчетов каждой ступени, согласование с предыдущей и последующей ступенями на различных частотах вращения и режимах работы, расчете секций и центрального думмиса с учетом возможного проявления автоколебаний газа при высоком отношении давлений. Также необходимо учитывать влияние сухих газодинамических уплотнений. При проектировании были проведены расчеты динамики роторной системы с учетом газовых сил.

Регулирование производительности компрессора производится изменением частоты вращения турбины ГТП в пределах от 70 до 105 % от номинальной.

В блоке двигателя установлен газотурбинный привод НК-16-18 СТ с силовой турбиной, которая соединяется с мультипликатором компрессорного агрегата.

Рамы блока двигателя и компрессора имеют стыковочный узел, который позволяет при сборке обеспечить предварительную центровку двигателя и компрессора.

Для обеспечения демонтажа ГТП в целях проведения ремонта у изготовителя предусмотрена выкатка ГТП по рельсовому пути из блока двигателя через воздуховод и камеру всасывания.

В контейнер блока двигателя подается охлаждающий воздух, который для блока двигателя является одновременно защитным газом, обеспечивающим взрывозащиту.

Система пожаротушения агрегата обеспечивает:

обнаружение, сигнализацию и тушение пожара в блоке двигателя и в отсеке блока маслообеспечения двигателя;
обнаружение и сигнализацию о пожаре в укрытии агрегата, блоке электроснабжения и в блоке вентиляции;
обнаружение и сигнализацию о загазованности в блоке двигателя и укрытии агрегата с автоматическим включением аварийной вентиляции при достижении концентрации газа 20 % от нижнего концентрационного предела воспламенении (НКПВ) и отключением технологического оборудования агрегата при достижении концентрации газа 50 % от НКПВ.

ГПА на базе компрессорной установки 6ГЦ2-375/4-77 ГТУ для Вынгапуровской КС изготовлен и поставлен в достаточно сжатые сроки (менее, чем за один год). Осенью 2012 г. компрессорная линия была принята в промышленную эксплуатацию.

Благодаря успешному сотрудничеству тандема входящих в Группу ГМС казанских компрессоростроителей ЗАО «НИИТурбокомпрессор им. В.Б. Шнеппа» и ОАО «Казаньком-прессормаш» промысловики и переработчики Сибири получили качественное и надежное отечественное компрессорное оборудование, не уступающее и даже превосходящее по ряду показателей лучшие зарубежные аналоги. Сбор попутного газа, применение нового компрессорного оборудования открывают возможности эффективного использования природных ресурсов и снижения факторов загрязнения окружающей среды, что позволяет газоперерабатывающим предприятиям улучшать экологическую ситуацию в Сибирском регионе.

А.М. Ахметзянов, заместитель генерального директора по научной работе
Ф.К. Сарманаев, главный инженер проекта ЗАО «НИИтурбокомпрессор им.В.Б.Шнеппа» (Группа ГМС)
А.Г. Бикетов, технический директор ОАО «СибурТюменьГаз» (ОАО «СИБУР холдинг»)

Природный газ

Природный газ — смесь углеводородов, преимущественно метана, с небольшими примесями других газов, добываемая из осадочных горных пород Земли.

С середины XX века является важным полезным ископаемым, широко используемым в энергетике как энергоноситель и в крупнотоннажной химии как источник углеводородного сырья для синтеза полимеров и азотных удобрений. 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 нефти или воде. При нормальных условиях (101,325 кПа и 0 °C) природный газ находится только в газообразном состоянии. Также природный газ может находиться в кристаллическом состоянии в виде естественных газогидратов.

Сэр Гемфри Дэви (учёный-химик) ещё в 1813 г. заключил из своих анализов, что рудничный газ есть смесь метана CH₄ с небольшим количеством азота N₂ и углекислого газа СО₂ — то есть, что он качественно тождественен по составу с газом, выделяющимся из болот.

Содержание

1 Химический состав
2 Физические свойства
3 Месторождения природного газа
- 3.1 Газогидраты
4 Добыча и транспортировка
- 4.1 Добыча
- 4.2 Транспортировка природного газа
- 4.3 Сжиженный природный газ
5 Экология
6 Применение
- 6.1 Корма для животных и рыб
- 6.2 Другое
7 См. также
8 Примечания
9 Литература
10 Ссылки

Химический состав [ править | править код ]

Основную часть природного газа составляет метан (CH₄) — от 70 до 98 %. В состав природного газа могут входить более тяжёлые углеводороды — гомологи метана [1] :

Природный газ содержит также другие вещества, не являющиеся углеводородами:

Чистый природный газ не имеет цвета и запаха. Для облегчения возможности определения утечки газа в него в небольшом количестве добавляют одоранты — вещества, имеющие резкий неприятный запах (гнилой капусты, прелого сена, тухлых яиц). Чаще всего в качестве одоранта применяются тиолы (меркаптаны), например, этилмеркаптан ( 16 г на 1000 м³ природного газа).

Природный газ считается более экологичным, по сравнению с углем, так как дает меньший выброс СО₂ на единицу получаемой энергии [2] .

Физические свойства [ править | править код ]

Ориентировочные физические характеристики (зависят от состава; приведены при нормальных условиях, если не указано иное):

Плотность:
- от 0,68 до 0,85 кг/м³ (сухой газообразный);
- 400 кг/м³ (жидкий).
Температура самовоспламенения: 600—800 °C;
Температуры конденсации-испарения −161,5 °С [3] ;
Взрывоопасные концентрации смеси газа с воздухом от 4,4 % до 17 % объёмных;
Удельная теплота сгорания: 28—46 МДж/м³ (6,7—11,0 Мкал/м³) [4] (то есть 8-12 кВт·ч/м³);
Октановое число при использовании в двигателях внутреннего сгорания: 120—130.
Легче воздуха в 1,8 раза, поэтому при утечке не собирается в низинах, а поднимается вверх [5] .

Месторождения природного газа [ править | править код ]

В осадочной оболочке земной коры сосредоточены огромные залежи природного газа. Согласно теории биогенного (органического) происхождения нефти, 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 нефти.

Крупнейшими запасами природного газа обладают: Россия (Уренгойское месторождение, Газпром обладает 17 % мировых запасов газа), Иран, большинство стран Персидского залива, США, Канада. Среди европейских стран — Норвегия и Нидерланды. Среди бывших республик Советского Союза большими запасами газа владеют Туркмения, Азербайджан, Узбекистан, а также Казахстан (Карачаганакское месторождение).

Метан и некоторые другие углеводороды широко распространены в космосе. Метан — третий по распространённости газ во 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.

Газогидраты [ править | править код ]

В науке долгое время считалось, что скопления углеводородов с молекулярным весом более 60 пребывают в земной коре в жидком состоянии, а более лёгкие — в газообразном. Однако во второй половине XX века группа сотрудников Московского института нефти и газа А. А. Трофимук, Н. В. Черский, Ф. А. Требин, Ю. Ф. Макогон, В. Г. Васильев обнаружили свойство природного газа в определённых термодинамических условиях переходить в земной коре в твёрдое состояние и образовывать газогидратные залежи. Позже выяснилось, что запасы природного газа в этом состоянии огромны [6] .

Газ переходит в твёрдое состояние в земной коре, соединяясь с пластовой водой при гидростатических давлениях до 250 атм и сравнительно низких температурах (до +22 °C ). Газогидратные залежи обладают несравненно более высокой концентрацией газа в единице объёма пористой среды, чем в обычных газовых месторождениях, так как один объём воды при переходе её в гидратное состояние связывает до 220 объёмов газа. Зоны размещения газогидратных залежей сосредоточены главным образом в районах распространения многолетнемёрзлых пород, а также на небольшой глубине под океаническим дном [6] .

Добыча и транспортировка [ править | править код ]

Добыча [ править | править код ]

Природный газ находится в земле на глубине от 1000 м до нескольких километров (сверхглубокой скважиной недалеко от города Нового Уренгоя получен приток газа с глубины более 6000 метров). В недрах газ находится в микроскопических пустотах (порах). 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 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.

Газ добывают из недр земли с помощью скважин. Скважины стараются разместить равномерно по всей территории месторождения для равномерного падения пластового давления в залежи. Иначе возможны перетоки газа между областями месторождения, а также преждевременное обводнение залежи.

Читать еще: Cummins двигатель на чем устанавливаются

Мировая добыча природного газа в 2014 году составляла 3460,6 млрд м³. Лидирующее положение в добыче газа занимают Российская Федерация (в 2005 году объём добычи составил 548 млрд м³) и США (в 2009 году США впервые обогнали Россию не только по объёму добытого газа (624 млрд м³ против 582,3 млрд м³), но и по объёму добычи товарного газа, то есть, идущего на продажу контрагентам; в 2010 году Россия вернула себе лидерство в объёмах добываемого газа, нарастив добычу, США же, напротив, снизили добычу).

Транспортировка природного газа [ править | править код ]

Газ, поступающий из скважин, необходимо подготовить к транспортировке конечному пользователю — химический завод, котельная, ТЭЦ, городские газовые сети. Необходимость подготовки газа вызвана присутствием в нём, кроме целевых компонентов (целевыми для различных потребителей являются разные компоненты), также и примесей, вызывающих затруднения при транспортировке либо применении. Так, пары воды, содержащиеся в газе, при определённых условиях могут образовывать гидраты или, конденсируясь, скапливаться в различных местах (например, изгиб трубопровода), 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.

В настоящее время основным видом транспорта является трубопроводный. Газ под давлением 75 атм прокачивается по трубам диаметром до 1,42 м. По мере продвижения газа по трубопроводу он, преодолевая силы трения как между газом и стенкой трубы, так и между слоями газа, теряет потенциальную энергию, которая рассеивается в виде тепла. Поэтому через определённые промежутки необходимо сооружать компрессорные станции (КС), на которых газ обычно дожимается до давления от 55 до 120 атм и затем охлаждается. Сооружение и обслуживание трубопровода весьма дорогостоящи, но тем не менее это наиболее дешёвый с точки зрения начальных вложений и организации способ транспортировки газа на небольшие и средние расстояния.

Кроме трубопроводного транспорта широко используют специальные танкеры — газовозы, специальные суда, на которых газ перевозится в сжиженном состоянии в специализированных изотермических ёмкостях при температуре от −160 до −150 °С.
Такой метод транспортировки является значительно более экономичным, чем трубопроводный, начиная с расстояний до потребителя сжиженного газа более 2000—3000 км, так как основную стоимость составляет не транспортировка, а погрузочно-разгрузочные работы, но требует более высоких начальных вложений в инфраструктуру, чем трубопроводный. К его достоинствам относится также тот факт, что сжиженный газ куда более безопасен при перевозке и хранении, чем сжатый.
В 2004 г. международные поставки газа по трубопроводам составили 502 млрд м³, сжиженного газа — 178 млрд м³. При этом доля сжиженного газа в общем объёме поставок быстро растет, превысив к 2018 году 40 % (323 млрд м³) и по имеющимся прогнозам увеличится до 60 % к 2040 году. [7]

Есть также и другие технологии транспортировки газа, например с помощью железнодорожных цистерн. Разрабатывались также проекты транспортировки газа с использованием дирижаблей или в газогидратном состоянии, но эти разработки не нашли применения в силу различных причин.

Сжиженный природный газ [ править | править код ]

С целью транспортировки очищенный от примесей природный газ сжижают, охлаждая его до температуры конденсации −161,5 °С. Полученную жидкость называют сжиженным природным газом (СПГ). Основное преимущество СПГ — занимаемый объём меньше в 600 раз. Перед поставкой потребителю СПГ возвращают в газообразное состояние на регазификационных терминалах [3] .

СПГ производится на ожижительных установках. СПГ перевозят в специальных криогенных емкостях [3] .

В промышленных целях первый СПГ был получен в 1917 году в США. За ненадобностью технология не совершенствовалась до середины XX века, и только в 1941 году была совершена следующая попытка произвести СПГ. Производство СПГ достигло промышленных масштабов в середине 1960-х годов [3] .

В СССР первые установки сжижения природного газа известны с 1946 года. [8] Однако промышленного применения СПГ в СССР не получил. В России первый крупнотоннажный завод СПГ запущен в 2009 году в рамках проекта «Сахалин-2» [3] .

Экология [ править | править код ]

В экологическом отношении природный газ является самым чистым видом органического топлива. При его сгорании 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 увеличению содержания углекислого газа в атмосфере, который является парниковым газом. Некоторые ученые на этом основании делают вывод об опасности возникновения парникового эффекта и как следствие — потепление климата. В связи с этим в 1997 году был подписан Киотский протокол по ограничению парникового эффекта. По состоянию на 26 марта 2009 года Протокол был ратифицирован 181 страной мира (на эти страны совокупно приходится более чем 61 % общемировых выбросов).

Применение [ править | править код ]

Природный газ широко применяется в качестве горючего в жилых, частных и многоквартирных домах для отопления, подогрева воды и приготовления пищи; как топливо для котельных, ТЭЦ, различной техники, в том числе и автомобильной, и др. Сейчас он используется в химической промышленности, как исходное сырьё для получения различных органических веществ, например, пластмасс. Для обнаружения утечек газа без использования специальных приборов в него добавляют в безвредных концентрациях этантиол, обладающий резким характерным запахом.

Корма для животных и рыб [ править | править код ]

Богатые белком корма для животных и рыб получают путем скармливания природного газа бактериям Methylococcus capsulatus в промышленных масштабах.

Другое [ править | править код ]

Природный газ также используется в производстве тканей, стекла, стали, пластмасс, красок, синтетических масел и других продуктов. Окислительное дегидрирование этана приводит к образованию этилена, который может быть превращен в этиленэпоксид, этиленгликоль, ацетальдегид или другие олефины. Пропан может быть превращен в пропилен или окислен до акриловой кислоты и акринитрила.

Коломзавод представил уникальный газопоршневой двигатель на железнодорожном салоне «PRO//Движение. Экспо»

26 августа начал работу юбилейный, 50-й железнодорожный салон «PRO//Движение. Экспо». Участие в мероприятии в рамках выставочной экспозиции Трансмашхолдинга принял Коломенский завод, входящий в состав предприятий холдинга. Коломенское предприятие представило натурный образец газового двигатель-генератора 9ГМГ.

Как рассказали в пресс-службе Коломзавода, новый газопоршневой двигатель 9ГМГ для маневрового тепловоза типа ТЭМ29 создали на предприятии в рамках Государственной программы РФ «Внедрение газомоторной техники с разделением на отдельные подпрограммы по автомобильному, железнодорожному, морскому, речному, авиационному транспорту и технике специального назначения» по соглашению с Министерством промышленности и торговли РФ.

Работу по проектированию нового двигателя начали еще в 2018 году специалисты Инжинирингового центра двигателестроения ТМХ. Новый газовый двигатель-генератор был создан в соответствии с техническими требованиями ОАО «Российские железные дороги». На сегодняшний день 9ГМГ успешно прошел весь цикл испытаний и готов к установке на тепловоз, который проектирует «ТМХ Инжиниринг» и в будущем будет изготавливать Брянский машиностроительный завод.

«В связи с общемировыми тенденциями защиты окружающей среды и проблемами изменения климата новым трендом на рынке энергетического машиностроения выступает применение альтернативных видов топлива, — отметил генеральный директор Коломенского завода Дмитрий Мирный. — Применение газопоршневых двигателей на железнодорожном транспорте позволит повысить экологичность локомотивов за счет снижения количества вредных выбросов в атмосферу, уменьшить выбросы углекислого газа на 30% и существенно снизить затраты на топливо в силу его меньшей стоимости».

Создание локомотивного среднеооборотного газопоршневого двигателя является прецедентом. На сегодняшний день 9ГМГ не имеет иностранных аналогов. Газопрошневые двигатели распространены за рубежом, но в других сферах — автономном электроснабжении и автомобильной технике.

Фото: пресс-служба Коломенского завода

Через какой период менять масло в двигателе?

Качественное моторное масло — залог длительной и надежной работы двигателя. Опытный водитель всегда заботится о количестве и качестве смазочного материала, но у начинающих автолюбителей могут возникнуть сложности в этом вопросе, особенно на первых порах. Мы уже писали о том, как правильно выбрать моторное масло, а сегодня расскажем, через какой период следует менять его в двигателе. Речь пойдет о сроках и пробеге, а также о других важных факторах.

Когда необходимо менять масло?

Многие автовладельцы не следят за пробегом и сроком службы смазочных материалов, забывая о том, что это позволяет предотвратить износ элементов двигателя. Другие ограничиваются упрощенными формулами, например, меняют масло через каждые 10 000 километров пробега. Результатом в первом случае может быть весьма существенная сумма в договоре на ремонт автомобиля. Во втором — вариантов больше: если человек «не угадывает», то он или платит за восстановление двигателя, или сливает качественный СМ и тоже несет убытки.

Информацию о том, через сколько километров нужно менять масло в двигателе, вы можете получить из документации, которой снабжается автомобиль при покупке. В ней приведен график замены масла в зависимости от пробега машины. С этими цифрами следует разобраться внимательно.

Начнем со срока. Он обычно измеряется в месяцах и чаще всего составляет 12. Однако возникает вопрос о том, насколько оправданно это значение. Ведь каждый человек использует машину с разной степенью нагрузки. Кто-то эксплуатирует свое ТС каждый день для поездок на работу в любую погоду, а у кого-то оно может просто стоять на парковке в течение полугода. При этом необходимо помнить, что масло меняет свойства даже в период простоя: в нем формируются отложения, изменяется вязкость и даже ph.

С необходимостью замены смазочных материалов можно столкнуться даже в случае, если автомобиль не использовался в течение рекомендованного срока замены СМ.

Читать еще: G20a двигатель его характеристики

С пробегом ситуация проще: чем больше ездит автомобиль, тем больше используется масло и тем быстрее разрушаются присутствующие в нем присадки, которые защищают мотор от износа.

Клиенты часто спрашивают нас: «Насколько стоит доверять указанным производителем значениям, ведь для их расчета применяются усредненные параметры? То есть вполне может потребоваться замена масла как до, так и после превышения указанных месяцев/километров». Отвечаем:

Учитывать рекомендации производителя стоит, но с учетом факта, что для их расчета применяются усредненные значения при оптимальных условиях эксплуатации.

Каждый километр и час работы по-разному сказывается на состоянии масла: при более высокой нагрузке на двигатель смазочный материал будет портиться гораздо быстрее, что потребует более частой замены.

Представим ситуацию: у вас есть две машины. На одной из них вы выбираетесь за город по выходным (условно назовем ее «авто выходного дня»), а на другой — ежедневно ездите на работу (условно назовем ее «рабочей»).

Условия эксплуатации первого автомобиля близки к оптимальным с точки зрения использования ресурса двигателя: поездки в основном совершаются на большие расстояния, по загородным (а значит, менее загрязненным) дорогам практически без пробок, на стандартной скорости. В этом случае рекомендациям производителя стоит доверять полностью и менять масло по достижении указанных в сервисной книжке значений.

«Рабочая» машина находится в более сложных условиях. В день она едва ли преодолевает расстояние в 20–30 км, так как ей требуется отвезти вас на работу и обратно домой. При этом на городских дорогах она движется со средней скоростью в 20 км/ч и часто стоит в пробках, однако силовая установка работает бесперебойно. В этом случае ориентироваться на 15 000 км пробега, указанные производителем, опасно, а значение одометра можно смело делить на 2,5 или даже 3, то есть менять масло в двигателе каждые 5–7 тысяч км.

Кроме того, стоит учитывать и некоторые «факторы риска», при которых качество моторного масла ухудшается быстрее обычного. К ним относятся:

Высокая влажность окружающего воздуха.
Резкие изменения температуры.
Большое количество пыли в воздухе. Это особенно характерно для крупных городов.
Низкие температуры.
Частая езда с прицепом.
Передвижение по местности, в которой чередуются резкие подъемы и спуски, например в горах.

Чтобы определить, через сколько километров необходимо менять масло в двигателе именно вашего автомобиля, необходимо учесть условия его эксплуатации и качество смазочного материала.

В этом случае помогут следующие рекомендации:

Если авто предназначено для перемещения по городу и порядка 95 % времени проводит в пробках или движении со скоростью в 20–30 км/ч, то оптимальная периодичность замены — 5–7 тысяч километров.
Если машина 70–80 % времени ездит по шоссе со средней скоростью, то менять масло стоит через каждые 13–15 тысяч километров.
В любом случае рекомендуется полностью сливать и заливать новые смазочные материалы хотя бы раз в год.

Как оценить состояние масла?

Во многих современных машинах устанавливаются специальные системы для отслеживания качества смазочных материалов. Несмотря на то, что они не являются передвижными лабораториями, их показаниям стоит уделять внимание. Они собирают данные о холодных стартах, количестве оборотов и температуре, а затем на их основе можно сделать выводы о том, требуется ли менять масло в двигателе.

Под капотом авто главная деталь, контролирующая уровень СМ, — это масляный щуп. С его помощью можно узнать, сколько смазки осталось в моторе. Для этого необходимо:

Открыть капот, вынуть щуп из двигателя.
Протереть его чистой салфеткой или тканью.
Вставить щуп в двигатель.
Вынуть его снова и посмотреть, на каком уровне находится масло.

На щупе находятся две отметки, обозначающие минимальное и максимальное количество СМ. Если итоговый уровень находится между ними, то смысла волноваться нет. Если же масла меньше или больше необходимого, то стоит принять меры. Стоит также обращать внимание на другие факторы:

Цвет масла. Он должен быть светло-коричневым. Если масло начало темнеть и становиться мутным, его нужно менять.
Наличие сторонних элементов. Обратите внимание на то, есть ли в смазке следы нагара, водных капель, металлической стружки. Их появление — признак проблем, причем не только с маслом, но и с элементами двигателя.
Вязкость. Она должна быть такой же, как и при покупке масла. Если оно стало менее вязким, значит в нем уменьшилась концентрация поверхностно-активных добавок, а значит, оно уже не так эффективно защищает двигатель.

Во многих автомобилях этот процесс происходит автоматически, а результаты выводятся на приборную панель. Если же у вас более старая машина, то делать проверку рекомендуется каждую 1000 км пробега. Пусть это отнимет немного времени, но зато вы сможете оперативно наблюдать изменения в составе смазочных материалов.

Как тип масла влияет на частоту его замены?

Обычно чем современнее смазочный материал, тем медленнее он портится. При этом перед покупкой не забудьте узнать о том, как выбрать масло для автомобиля. У каждого вида смазочных материалов свой рекомендованный срок замены, который зависит от их состава.

В рамках статьи мы не будем останавливаться на минеральных маслах, так как в чистом виде их практически не производят, и сейчас они остались скорее раритетом.

Их место уже заняли полусинтетические масла, но и они стремительно теряют свою популярность, в первую очередь из-за ряда недостатков:

Они содержат достаточно мало присадок, которые отвечают за защиту от коррозии.
Они засоряют двигатель, что сказывается на сроке его службы.
У них нестабильная вязкость. Она меняется под воздействием температуры и времени работы.

Срок службы этих составов также оставляет желать лучшего, особенно если сравнивать их с более современными маслами. Срок их замены составляет 8–10 тысяч километров, а при использовании в условиях города — еще меньше. Отметим, что эта информация относится только к качественным продуктам от известных производителей.

Наиболее популярными и распространенными сегодня являются синтетические гидрокрекинговые масла . Они активно вытесняют с рынка полусинтетику.

К этой категории относится большинство автомобильных масел, изготавливаемых крупными производителями. По своему составу они достаточно близки к полусинтетике, но более качественная основа обеспечивает им большую вязкость и стойкость.

В оптимальных условиях данный тип смазочных материалов может прослужить 30 тысяч километров и даже больше, однако производители рекомендуют менять его чаще, особенно в условиях города.

Кроме того, переработка таких масел приводит к снижению подвижности колец поршней, а также закоксованности двигателя и повышению трения.

Еще один минус гидрокрекинговых масел заключается в том, что они достаточно требовательны к качеству топлива, так как относятся к категории малозольных.

Главным недостатком можно назвать сниженный пакет присадок в данном типе смазочных материалов. В связи с этим при увеличении срока службы самого масла оно не лучшим образом влияет на двигатель.

Относительно недавно в когорту синтетических масел добавились масла, произведенные по новой технологии GTL (Gas to Liquid). В ее основе лежит синтез природного газа. Эту технологию сложно назвать полностью новой, так как зарождаться она начала в начале прошлого века, а активно применяться стала в последней его четверти. Однако сделать GTL-масла по-настоящему массовыми и доступными получилось лишь в наше время, когда компания «Шелл» начала строить крупные заводы по его производству по всему миру, в том числе и в России.

Масла, произведенные по технологии GTL, сочетают в себе достоинства ПАО и гидрокрекинговых базовых масел, при этом они лишены их недостатков:

От ПАО они «унаследовали»

Высокий уровень стабильности и устойчивости к высоким температурам.
Низкая испаряемость. По этому показателю GTL-масла превосходят практически все аналоги.
При низких температурах масла сохраняют свою текучесть.
Высокий индекс вязкости.

При этом, в отличие от ПАО, смазочные материалы, произведенные по технологии GTL, характеризуются хорошей смазываемость и растворимостью присадок.

С гидрокрекинговыми маслами их роднит

Высокий уровень смазываемости, низкий коэффициент трения.
Гидрофобия.
Высокие показатели растроряемости присадок.
Способность сохранять свойства при высоких температурах.
Отличные моющие свойства.

За последние годы компании «Шелл» удалось устранить еще один недостаток — низкую доступность данного типа смазочных материалов. Благодаря новым заводом их выпуск достаточно высок, и сегодня GTL-масла можно найти во многих магазинах. В 2014 году компания «Шелл» начала выпускать масла своей ведущей линейки Shell Helix Ultra исключительно на «газовой» базе PurePlus. Кроме того, технология GTL в той или иной мере применяется в составе баз всей линейки производителя.

Так или иначе, на стандартном для других типов СМ пробеге в 10–15 тысяч километров данный продукт показывает себя значительно лучше, чем минеральные и полусинтетические аналоги. Его основные преимущества — это:

лучшее удержание присадок и увеличение срока их действия;
хорошие моющие качества;
низкое количество продуктов разрушения, которые могут серьезно навредить двигателю при несвоевременном удалении.

В завершении разговора о типах масел отметим следующее: производители автомобилей указывают примерные сроки замены смазочных материалов с учетом использования наиболее распространенных полусинтетических и синтетических масел. Однако сегодня на рынке представлено большое разнообразие продуктов с разными составами и свойствами, поэтому примерная продолжительность их эксплуатации может существенно отличаться как в большую, так и в меньшую сторону.

Ответ на вопрос о том, через сколько километров нужно менять масло в двигателе, зависит в том числе и от характеристик смазочных материалов. Ориентируйтесь на данные производителей и показатели независимых тестов.

0 0 голоса

Рейтинг статьи