А тем, кто ложится спать, - спокойного сна (USA6)
Оставив читателя в прошлый раз у разбитого корыта американской инфраструктуры, изначально построенной и заточенной исключительно под использование дешёвого и легкодоступного жидкого топлива, мы поступили несправедливо. Большая страна, лидер Западного мира, светоч демократии и мировой жандарм, отнюдь не будет умирать и коллапсировать тихо и одномоментно.
Процес трансформации американской мечты вполне может расянуться на десятилетие, поскольку в момент обрушения импорта дешёвой сырой нефти из-за рубежа громадная страна, лежащая между Тихим и Атлантическим океаном, постарается, безусловно, выжать все имеющиеся ресурсы, для того, чтобы отсрочить неизбежный крах своей социальной модели и неумолимый процесс утраты мирового лидерства.
Вряд ли я смогу точно спрогнозировать, какие из природных ресурсов за пределами Североамериканского континента сможет получить - силой или обманом - последняя индустриальная Империя. Тем более, что тут я совершенно не специалист - моё понимание силовых методов заключается в умении стрелять из АК-74 и водить колесную технику.
Поэтому, с Вашего позволения, я расскажу подробнее о том, что США ещё может достать "из рукава" и что ещё есть у них в "нефтяной колоде" кроме канадских битумозных песков и сланцевой нефти Северной Дакоты.
Погнали, по пунктам.
1. Увеличение производства газоконденсата.
Газоконденсат - это специфическая фракция, чаще всего содержащаяся в природном газе. С точки зрения химии - нечто среднее между природным газом и классической нефтью. Молекулы газоконденсата тяжелее молекул природного газа, но легче молекул нефти. При высоких давлениях и при высоких тепературах, которые обычно характерны для пласта нефтегазового месторождения, газоконденсат находится в газообразном состоянии - по большей мере смешиваясь в этом состоянии с природным газом, но частично - растворяясь в нефти, если таковая присутствует в пласте вместе с газом.
То есть - газоконденсат - это такой углеводородный Вицин, которому хрен куда получается деться от держащих его между собой Моргунова и Никулина в условиях углеводородной ловушки:
Газ, газоконденсат, нефть. Моргунов, Вицин, Никулин.
Однако, всё меняется при выходе нефти и газа на поверхность. Давление и температура при этом резко падают и тяжёлые фракции газоконденсата выпадают в жидкий осадок (конденсируются - отсюда, собственно говоря и название газоконденсата). С газоконденсатом, растворённым в нефти, происходит обратный процесс - его лёгкие фракции начинают кипеть и выделяться, вместе с метаном, в виде уже разобраного нами "нефтяного газа". Для интересующихся химией - в лёгкие фракции входят 4 углеводорода: этан, пропан, бутан и изобутан. Начиная с пентана и его изомеров конденсат уже считается тяжёлой фракцией.
Исходя из этой специфики англоязычные источники даже принципиально делят газоконденсат на две категории, которые в западных отчётах учитываются отдельно - natural gas liquids (жидкости природного газа, лёгкие фракции газоконденсата), сокращённо именуемые NGL, и lease condensate (конденсат из природного газа), сокращённо именуемый LC. Первые, напомню, при нормальном давлении и температуре - кипят, то есть, в общем-то, хотят быть газами, а второй - конденсируется, то есть не против побыть и жидкостью.
Однако, NGL, несмотря на то, что в нормальных условиях он является газом, всё же продаётся, по сути дела, в жидком виде. При достаточно небольших давлениях (15-20 атмосфер) температура кипения пропана и бутана повышается настолько, что при комнатной температуре эти углеводороды уже становятся жидкостями. После несложной переделки автомобиля и установки достаточно тонкостенного баллона, обычный автомобиль можно заставить потреблять NGL. Этан столь легко не сжижается (здесь он ближе к метану), поэтому эту фракцию NGL обычно используют для целей органического синтеза (самый понятный пример: этан-этилен-полиэтилен).
С обывательской же точки зрения - разделить NGL и LC ещё проще - NGL - это то, что продают Вам под ценником "пропан-бутан", а LC уже давным-давно просто мешают в "бензин А-76" - собственно говоря другое название LC - "газовый бензин". Хорошие бензины из газоконденсата получить трудно - у газоконденсата обычно более низкое октановое число, чем у лёгких фракций обычной нефти.
Спереди вас заправят NGL, сзади - вам забодяжат в бензин LC.
Поскольку, отнюдь не весь добываемый природный газ является 100% метаном, то, при увеличении добычи природного газа волей-неволей увеличивается и добыча NGL, и добыча LC. Чистый метан ещё называют "сухим газом" - и месторождений чистого, "сухого" газа не так уж и много. Газ же, содержащий LC и NGL, называют "жирным газом", и месторождений такого газа в природе гораздо больше.
Чем "жирнее" газ, тем больше конденсата всех фракций можно с него снять и тем больше в этих фракциях обычно будет LC по сравнению с NGL. Вот карта "жирности" природного и сланцевого газа по месторождениям США:
Единицы измерения, как всегда у американцев, абсолютно неметрические, но, поскольку речь идёт в итоге о безразмерных отношениях (конденсат/газ), то ситуация в общем-то понятна - где-то, как на хорошо известном нам Баккене конденсата много, а где-то, как у Chesapeake в Аппалачах - просто таки до обидного мало. Вот и приходится "сланцевым газпромовцам" люто завидовать своим коллегам из "СевДакотНефтеГаза" - мало того, что у них нефть шурует на шару, так ещё и газоконденсат из пласта капает.
При этом, тихой сапой, фракции NGL уже занимают неслабую долю в производстве "всего почти что жидкого, почти такого, как нефть". Тяжёлые же фракции газоконденсата (LC) исторически всегда учитывались вместе с нефтью (crude oil) поэтому при увеличении производства природного газа - у нас тут же магическим образом растёт производство "сырой нефти":
Лёгкие фракции газоконденсата - NGPL - тут красненьким. LC спрятался в синеньком.
Поэтому, надо понимать, что по состоянию "на сейчас", в мировом масштабе, лёгкие фракции газоконденсата уже вплотную подобрались к отметке в 10 Мбд (миллионов баррелей в день) и составляют уже около 11% от общемировой добычи "всего жидкого", что вполне соответствует производству сырой нефти такими ведущими производителями как Россия - или Королевство Саудовская Аравия. И рост этот, безусловно, будет продолжаться и в дальнейшем, до тех пор, пока будет расти производство природного газа. Таким образом, здесь природный газ незримо подставляет "дружеское плечо" падающему производству нефти.
Газ же угольных пластов, который в балансе природного газа США уже тоже составляет около 10%, обычно уже полностью "высушен" и представляет собой практически чистый метан, поэтому уголь нефти - не помощник. Из угольного метана ни NGL, ни LC уже не выжмешь.
Однако, в "побаррельном" учёте NGL есть одна интересная англосаксонская хитрость. Теплотворная способность фракций NGL, в расчёте на объём, составляет всего лишь 60-70% от теплотворной способности сырой нефти. То есть, записывая NGL скопом с сырой нефтью, по хорошему, с точки зрения чистой энергии продукта, все количества NGL в этих отчётах надо сразу умножать на 7/10.
Учитывая специфику происхождения фракции NGL, разумно предположить, что её производство будет прямо коррелировать с ростом производства природного и, в меньшей степени - сланцевого газа в США - сланцы в среднем всё же беднее на NGL, нежели природный газ.
В 2010 году США получило около 2,42 Мбд фракций NGL. Это соответствует производству около 1,6 Мбд обычной нефти. Если же маниловские планы роста добычи сланцевого газа вдвое к 2030 году всё же осуществятся (в очередь, сукины дети, в очередь!), то, в виде NGL можно будет рассчитывать получать около 3,9 Мбд. Перебив эти количества в "обычную" нефть, можно ожидать, что за счёт фракций NGL к 2030 году будет получено около 2,5 Мбд эквивалента сырой нефти.
Источники:
http://www.npc.org/Prudent_Development-Topic_Papers/1-13_NGL_Paper.pdf
http://www.theoildrum.com/node/7385
http://www.theoildrum.com/node/9243
2. Processing gain. Те, кто внимательно рассмотрел картинку производства "всего жидкого", мог заметить данный артефакт на этом графике. Что это за зверь и откуда он взялся? "Полученное в производстве"?
Очень просто - это, по сути дела, показатель эффективность нефтепереработки.
Достаточно часто мы слышим: "Благодаря программе модернизации, глубина переработки нефти на Н-ском НПЗ компании "Тутитамнефть" выросла с 60 до 75%".
Что это означает?
Нефть перерабатывается на НПЗ в процессе так называемой возгонки - при нагреве в так называемой ректификационной колонне нефть, за счёт того, что её разные компоненты начинают кипеть (и соответсвенно - конденсироваться) при разных температурах:
Ректификация нефти (упрощённая схема)
В начеле процесса сырая нефть путём нагрева переводится в газообразное состояние. На этот процесс тоже надо затратить немало энергии - в зависимости от вида нефти и эффективности оборудования, на ректификацию уходит от 1/12 до 1/10 энергии, содержащейся в нефти. Эта энергия обычно берется из самой нефти - часть наименее ценных продуктов её переработки просто сжигают в топках НПЗ. Горячий нефтяной газ после этого поступает в ректификационную колонну и медленно поднимаясь по ней вверх, постепенно охлаждается. Колонна внутри не пустая, а заполнена колпачковыми тарелками, с которых, через боковые отводы собирают сконденсировавшиеся пары нефтяных фракций. Нижние тарелки - самые горячие, верхние - самые холодные. Поэтому внизу колонны конденсируются тяжёлые углеводороды (мазут, битума, гудрон), выше - дизельное топливо (соляр), ещё выше - бензин (газойль), а ещё выше - петролейный эфир. Нефтяной газ выходит из колонны через верхний отбор.
Самая ценная и самая дорогая фракция нефти - бензин. Поэтому при нефтепереработке пытаются любыми способами максимизировать производство именно бензина и прилежащих к нему лёгких фракций. Именно этим целям служат мудрёные агрегаты возле ректификационной колонны - устройство крекинга (cracking unit), которое дробит путём нагрева и каталитических реакций битум и мазут на более короткие цепочки, устройство алкилирования (alkylation unit), которое собирает молекулы непредельных нефтяных газов в молекулы высокооктанового бензина и устройство каталитического реформинга (reforming unit), которое собирает ароматические углеводороды из низкомолекулярных фракций нефти. Все эти устройства достаточно сложны, но позволяют перегнать в бензин чуть ли не 100% от нефти, поступившей в ректификационную колонну.
Разобрав в деталях процесс ректификации, мы теперь можем понять смысл формулы глубины переработки нефти:
Глубина переработки = (Объём переработки - Объём производства мазута - Объём потерь и топлива на собственные нужды) / Объём переработки * 100 %
Как можно увидеть - при перегонке нефти на 100% в бензиновые фракции и отсутствии мазута в конечном объёме производства, мы будем иметь в числителе только потери на собственные нужды. Для хороших заводов и качественной нефти, как было указанно раннее, эта цифра составляет 1/10-1/12 от общей энергии нефти. Поэтому уже сейчас, на лучших предприятиях отрасли, глубина нефтепереработки по сути дела достигла своего теоретического предела в рамках существующей технологии - 92-93%. Именно так сейчас работают НПЗ в США. Дальнейший рост этого параметра, конечно, возможен, но тогда надо сокращать объём потерь топлива на собственные нужды - то есть, по сути дела греть нефть углём и дровами - или строить рядом с нефтеперегонными заводами атомные станции, которые будут охлаждаться ректификационными колоннами. :)
Ну - а что же тогда такое processing gain?
Бензин - это самая лёгкая фракция нефти. Его удельная плотность гораздо ниже, чем у более тяжёлых фракций, которые обычно изначально присутствуют в сырой нефти. Поэтому, порвав весь битум на британский флаг произведя со 100% переработанной нефти максимально эффективно операции крекинга, реформинга и алкилирования, мв получим на выходе больший объём продукта, чем на входе. Вот это и есть объёмная добавка, указанная в строке processing gain. Чистой энергии, как Вы понимаете, она не содержит.
Поэтому - это лишь бухгалтерская строка. Американские нефтепереработчики - безусловно молодцы. Но помочь своей стране больше, чем они это делают сейчас, они, к сожалению, бессильны. Они, сука, и так уже суперэффективны.
Продолжение следует...
Процес трансформации американской мечты вполне может расянуться на десятилетие, поскольку в момент обрушения импорта дешёвой сырой нефти из-за рубежа громадная страна, лежащая между Тихим и Атлантическим океаном, постарается, безусловно, выжать все имеющиеся ресурсы, для того, чтобы отсрочить неизбежный крах своей социальной модели и неумолимый процесс утраты мирового лидерства.
Вряд ли я смогу точно спрогнозировать, какие из природных ресурсов за пределами Североамериканского континента сможет получить - силой или обманом - последняя индустриальная Империя. Тем более, что тут я совершенно не специалист - моё понимание силовых методов заключается в умении стрелять из АК-74 и водить колесную технику.
Поэтому, с Вашего позволения, я расскажу подробнее о том, что США ещё может достать "из рукава" и что ещё есть у них в "нефтяной колоде" кроме канадских битумозных песков и сланцевой нефти Северной Дакоты.
Погнали, по пунктам.
1. Увеличение производства газоконденсата.
Газоконденсат - это специфическая фракция, чаще всего содержащаяся в природном газе. С точки зрения химии - нечто среднее между природным газом и классической нефтью. Молекулы газоконденсата тяжелее молекул природного газа, но легче молекул нефти. При высоких давлениях и при высоких тепературах, которые обычно характерны для пласта нефтегазового месторождения, газоконденсат находится в газообразном состоянии - по большей мере смешиваясь в этом состоянии с природным газом, но частично - растворяясь в нефти, если таковая присутствует в пласте вместе с газом.
То есть - газоконденсат - это такой углеводородный Вицин, которому хрен куда получается деться от держащих его между собой Моргунова и Никулина в условиях углеводородной ловушки:
Газ, газоконденсат, нефть. Моргунов, Вицин, Никулин.
Однако, всё меняется при выходе нефти и газа на поверхность. Давление и температура при этом резко падают и тяжёлые фракции газоконденсата выпадают в жидкий осадок (конденсируются - отсюда, собственно говоря и название газоконденсата). С газоконденсатом, растворённым в нефти, происходит обратный процесс - его лёгкие фракции начинают кипеть и выделяться, вместе с метаном, в виде уже разобраного нами "нефтяного газа". Для интересующихся химией - в лёгкие фракции входят 4 углеводорода: этан, пропан, бутан и изобутан. Начиная с пентана и его изомеров конденсат уже считается тяжёлой фракцией.
Исходя из этой специфики англоязычные источники даже принципиально делят газоконденсат на две категории, которые в западных отчётах учитываются отдельно - natural gas liquids (жидкости природного газа, лёгкие фракции газоконденсата), сокращённо именуемые NGL, и lease condensate (конденсат из природного газа), сокращённо именуемый LC. Первые, напомню, при нормальном давлении и температуре - кипят, то есть, в общем-то, хотят быть газами, а второй - конденсируется, то есть не против побыть и жидкостью.
Однако, NGL, несмотря на то, что в нормальных условиях он является газом, всё же продаётся, по сути дела, в жидком виде. При достаточно небольших давлениях (15-20 атмосфер) температура кипения пропана и бутана повышается настолько, что при комнатной температуре эти углеводороды уже становятся жидкостями. После несложной переделки автомобиля и установки достаточно тонкостенного баллона, обычный автомобиль можно заставить потреблять NGL. Этан столь легко не сжижается (здесь он ближе к метану), поэтому эту фракцию NGL обычно используют для целей органического синтеза (самый понятный пример: этан-этилен-полиэтилен).
С обывательской же точки зрения - разделить NGL и LC ещё проще - NGL - это то, что продают Вам под ценником "пропан-бутан", а LC уже давным-давно просто мешают в "бензин А-76" - собственно говоря другое название LC - "газовый бензин". Хорошие бензины из газоконденсата получить трудно - у газоконденсата обычно более низкое октановое число, чем у лёгких фракций обычной нефти.
Спереди вас заправят NGL, сзади - вам забодяжат в бензин LC.
Поскольку, отнюдь не весь добываемый природный газ является 100% метаном, то, при увеличении добычи природного газа волей-неволей увеличивается и добыча NGL, и добыча LC. Чистый метан ещё называют "сухим газом" - и месторождений чистого, "сухого" газа не так уж и много. Газ же, содержащий LC и NGL, называют "жирным газом", и месторождений такого газа в природе гораздо больше.
Чем "жирнее" газ, тем больше конденсата всех фракций можно с него снять и тем больше в этих фракциях обычно будет LC по сравнению с NGL. Вот карта "жирности" природного и сланцевого газа по месторождениям США:
Единицы измерения, как всегда у американцев, абсолютно неметрические, но, поскольку речь идёт в итоге о безразмерных отношениях (конденсат/газ), то ситуация в общем-то понятна - где-то, как на хорошо известном нам Баккене конденсата много, а где-то, как у Chesapeake в Аппалачах - просто таки до обидного мало. Вот и приходится "сланцевым газпромовцам" люто завидовать своим коллегам из "СевДакотНефтеГаза" - мало того, что у них нефть шурует на шару, так ещё и газоконденсат из пласта капает.
При этом, тихой сапой, фракции NGL уже занимают неслабую долю в производстве "всего почти что жидкого, почти такого, как нефть". Тяжёлые же фракции газоконденсата (LC) исторически всегда учитывались вместе с нефтью (crude oil) поэтому при увеличении производства природного газа - у нас тут же магическим образом растёт производство "сырой нефти":
Лёгкие фракции газоконденсата - NGPL - тут красненьким. LC спрятался в синеньком.
Поэтому, надо понимать, что по состоянию "на сейчас", в мировом масштабе, лёгкие фракции газоконденсата уже вплотную подобрались к отметке в 10 Мбд (миллионов баррелей в день) и составляют уже около 11% от общемировой добычи "всего жидкого", что вполне соответствует производству сырой нефти такими ведущими производителями как Россия - или Королевство Саудовская Аравия. И рост этот, безусловно, будет продолжаться и в дальнейшем, до тех пор, пока будет расти производство природного газа. Таким образом, здесь природный газ незримо подставляет "дружеское плечо" падающему производству нефти.
Газ же угольных пластов, который в балансе природного газа США уже тоже составляет около 10%, обычно уже полностью "высушен" и представляет собой практически чистый метан, поэтому уголь нефти - не помощник. Из угольного метана ни NGL, ни LC уже не выжмешь.
Однако, в "побаррельном" учёте NGL есть одна интересная англосаксонская хитрость. Теплотворная способность фракций NGL, в расчёте на объём, составляет всего лишь 60-70% от теплотворной способности сырой нефти. То есть, записывая NGL скопом с сырой нефтью, по хорошему, с точки зрения чистой энергии продукта, все количества NGL в этих отчётах надо сразу умножать на 7/10.
Учитывая специфику происхождения фракции NGL, разумно предположить, что её производство будет прямо коррелировать с ростом производства природного и, в меньшей степени - сланцевого газа в США - сланцы в среднем всё же беднее на NGL, нежели природный газ.
В 2010 году США получило около 2,42 Мбд фракций NGL. Это соответствует производству около 1,6 Мбд обычной нефти. Если же маниловские планы роста добычи сланцевого газа вдвое к 2030 году всё же осуществятся (в очередь, сукины дети, в очередь!), то, в виде NGL можно будет рассчитывать получать около 3,9 Мбд. Перебив эти количества в "обычную" нефть, можно ожидать, что за счёт фракций NGL к 2030 году будет получено около 2,5 Мбд эквивалента сырой нефти.
Источники:
http://www.npc.org/Prudent_Development-Topic_Papers/1-13_NGL_Paper.pdf
http://www.theoildrum.com/node/7385
http://www.theoildrum.com/node/9243
2. Processing gain. Те, кто внимательно рассмотрел картинку производства "всего жидкого", мог заметить данный артефакт на этом графике. Что это за зверь и откуда он взялся? "Полученное в производстве"?
Очень просто - это, по сути дела, показатель эффективность нефтепереработки.
Достаточно часто мы слышим: "Благодаря программе модернизации, глубина переработки нефти на Н-ском НПЗ компании "Тутитамнефть" выросла с 60 до 75%".
Что это означает?
Нефть перерабатывается на НПЗ в процессе так называемой возгонки - при нагреве в так называемой ректификационной колонне нефть, за счёт того, что её разные компоненты начинают кипеть (и соответсвенно - конденсироваться) при разных температурах:
Ректификация нефти (упрощённая схема)
В начеле процесса сырая нефть путём нагрева переводится в газообразное состояние. На этот процесс тоже надо затратить немало энергии - в зависимости от вида нефти и эффективности оборудования, на ректификацию уходит от 1/12 до 1/10 энергии, содержащейся в нефти. Эта энергия обычно берется из самой нефти - часть наименее ценных продуктов её переработки просто сжигают в топках НПЗ. Горячий нефтяной газ после этого поступает в ректификационную колонну и медленно поднимаясь по ней вверх, постепенно охлаждается. Колонна внутри не пустая, а заполнена колпачковыми тарелками, с которых, через боковые отводы собирают сконденсировавшиеся пары нефтяных фракций. Нижние тарелки - самые горячие, верхние - самые холодные. Поэтому внизу колонны конденсируются тяжёлые углеводороды (мазут, битума, гудрон), выше - дизельное топливо (соляр), ещё выше - бензин (газойль), а ещё выше - петролейный эфир. Нефтяной газ выходит из колонны через верхний отбор.
Самая ценная и самая дорогая фракция нефти - бензин. Поэтому при нефтепереработке пытаются любыми способами максимизировать производство именно бензина и прилежащих к нему лёгких фракций. Именно этим целям служат мудрёные агрегаты возле ректификационной колонны - устройство крекинга (cracking unit), которое дробит путём нагрева и каталитических реакций битум и мазут на более короткие цепочки, устройство алкилирования (alkylation unit), которое собирает молекулы непредельных нефтяных газов в молекулы высокооктанового бензина и устройство каталитического реформинга (reforming unit), которое собирает ароматические углеводороды из низкомолекулярных фракций нефти. Все эти устройства достаточно сложны, но позволяют перегнать в бензин чуть ли не 100% от нефти, поступившей в ректификационную колонну.
Разобрав в деталях процесс ректификации, мы теперь можем понять смысл формулы глубины переработки нефти:
Глубина переработки = (Объём переработки - Объём производства мазута - Объём потерь и топлива на собственные нужды) / Объём переработки * 100 %
Как можно увидеть - при перегонке нефти на 100% в бензиновые фракции и отсутствии мазута в конечном объёме производства, мы будем иметь в числителе только потери на собственные нужды. Для хороших заводов и качественной нефти, как было указанно раннее, эта цифра составляет 1/10-1/12 от общей энергии нефти. Поэтому уже сейчас, на лучших предприятиях отрасли, глубина нефтепереработки по сути дела достигла своего теоретического предела в рамках существующей технологии - 92-93%. Именно так сейчас работают НПЗ в США. Дальнейший рост этого параметра, конечно, возможен, но тогда надо сокращать объём потерь топлива на собственные нужды - то есть, по сути дела греть нефть углём и дровами - или строить рядом с нефтеперегонными заводами атомные станции, которые будут охлаждаться ректификационными колоннами. :)
Ну - а что же тогда такое processing gain?
Бензин - это самая лёгкая фракция нефти. Его удельная плотность гораздо ниже, чем у более тяжёлых фракций, которые обычно изначально присутствуют в сырой нефти. Поэтому, порвав весь битум на британский флаг произведя со 100% переработанной нефти максимально эффективно операции крекинга, реформинга и алкилирования, мв получим на выходе больший объём продукта, чем на входе. Вот это и есть объёмная добавка, указанная в строке processing gain. Чистой энергии, как Вы понимаете, она не содержит.
Поэтому - это лишь бухгалтерская строка. Американские нефтепереработчики - безусловно молодцы. Но помочь своей стране больше, чем они это делают сейчас, они, к сожалению, бессильны. Они, сука, и так уже суперэффективны.
Продолжение следует...