Коэффициент перевода натурального топлива в условное: Коэффициент перевода натурального топлива в условное \ Акты, образцы, формы, договоры \ КонсультантПлюс

Организации необходимо пересчитать потребление ТЭР в условное топливо (в т у.т.). Нам выставляют счета за электроэнергию (в кВт) и использующийся для отопления газ (в куб. м). С электроэнергией разобрались. А как перевести в условное топливо потребленные кубометры газа?

Организации необходимо пересчитать потребление ТЭР в условное топливо (в т у.т.). Нам выставляют счета за электроэнергию (в кВт) и использующийся для отопления газ (в куб. м). С электроэнергией разобрались. А как перевести в условное топливо потребленные кубометры газа?

Прежде всего уточним, что счета за потребление электроэнергии выставляются не в кВт (в них измеряется только мощность энергоисточника), а в кВтЧч.

Что касается перевода в условное топливо потребленного газа, то очевидно, что речь идет о природном газе. Существуют и другие виды топлива — сжиженный, коксовый, доменный и другие газы. Для их сравнения между собой, а также с твердыми и жидкими видами топлива по энергетической ценности и эффективности использования как раз и введено понятие условного топлива. В Беларуси и других странах СНГ единицей, которая применяется для отражения данных о расходе всех видов топлива, является тонна условного топлива (т у.т.), равная по своей энергетической ценности тонне угля с низшей теплотой сгорания (теплотворная способность) 7 тыс. ккал/кг.

Для перевода количества израсходованного топлива из натуральных единиц измерения в т у.т. на уровне ведомств, как правило, разработаны методические указания. Общий подход — необходимо использовать коэффициенты, которые определяются как отношение низшей теплоты сгорания того или иного вида топлива к теплоте сгорания условного топлива.

Например, в Указаниях по заполнению в формах государственной статистической отчетности по статистике топливно-энергетического комплекса показателя о расходе топлива в условных единицах измерения, утв. постановлением Белстата от 29.07.2009 № 105 (далее — Указания), предписано, что низшая теплота сгорания рабочего состояния топлива, как правило, должна определяться в лабораториях. При невозможности лабораторного определения низшей теплоты сгорания рабочего состояния топлива можно воспользоваться данными сертификатов поставщиков, определить ее расчетным путем либо, в порядке исключения, использовать средние коэффициенты для пересчета топлива из натуральных единиц измерения в т у.т. согласно приложениям 1 и 2 к Указаниям.

Таким образом, установлено, что низшая теплота сгорания, или теплотворная способность сухого природного газа, равна 8 тыс. ккал/м3. Для тех, кто принял решение воспользоваться таблицей перевода натурального топлива в условное, которая содержится в приложении 1 к Указаниям, для природного газа коэффициент составит 1,15 = 1 тыс. м3 х К.

Вусл = В х К,

где Вусл — количество израсходованного котельно-печного топлива в тоннах условного топлива;

В — количество израсходованного котельно-печного топлива в натуральных единицах измерения;

К — коэффициент для перевода натурального топлива в условное.

Пример. Организации предъявили счет, что она за месяц потребила на отопление 14 500 кубометров природного газа.

Вусл = 14 500 х 1,15/1000 = 16,675 т у.т.

Михал СТЕЛЬМАК

Распечатать с изображениями Распечатать без изображений

Лучшие статьи раздела

Энергетика 22.08.2022 Завершен планово-предупредительный ремонт первого энергоблока БелАЭС Завершен планово-предупредительный ремонт первого энергоблока БелАЭС, сообщили в пресс-службе министерства энергетики.

Новые статьи на сайте

Жилье, земля 02.10.2022 Использовать жилое помещение не по назначению можно только в ограниченном числе случаев Допускается ли использование жилых помещений многоквартирного ведомственного жилого дома не по их прямому назначению без перевода в установленном порядке в нежилые?

Жилье, земля 02. 10.2022 Отселение в связи с реконструкцией: какое жилье можно получить взамен Ситуация. Намечается реконструкция ведомственного жилого дома. Жильцы (как собственники, так и наниматели жилых помещений) будут отселяться. Какое жилье и на каких условиях смогут получить выселяемые граждане?

ИТ-технологии 02. 10.2022 Очистка криптоиндустрии: экологический вред от Bitcoin достиг 12 млрд USD Экологический и социальный ущерб, который наносит миру Bitcoin, сопоставим с вредным влиянием таких печально известных загрязняющих отраслей, как производство говядины и нефти, сжигаемой в качестве бензина.

События 02. 10.2022 2 октября – День учителя По сложившейся традиции в первое воскресенье октября в Беларуси отмечается День учителя – праздник, когда мы с особенной теплотой вспоминаем учителей, воспитателей, преподавателей, всех тех, кто связал свою жизнь с непростой профессией обучения и воспитания детей.

События 02. 10.2022 Цифровая трансформация – шаг в будущее 27 октября 2022 на экономическом факультете Белорусского государственного университета состоится III международная научно-практическая конференция молодых учёных «Цифровая трансформация – шаг в будущее».

Порядок перерасчёта показателей в условное топливо и тераджоули

Условным топливом называется топливо, теплота сгорания 1 кг или 1 нм³ которого равна 7000 ккал.

Средние коэффициенты для перевода натурального топлива в условное ↓
(поиск по меткам: уголь, торф, газ, мазут, дрова)

Наименование видов топлива, и его ед. измерения	Ср. коэффициент
(уголь по бассейнам и месторождениям)
Алтайский уголь, тонна	0,782
Башкирский уголь, тонна	0,565
Воркутинский уголь, тонна	0,822
Грузинский уголь, тонна	0,589
Донецкий уголь, тонна	0,876
Интинский уголь, тонна	0,649
Казахский уголь, тонна	0,674
Камчатский уголь, тонна	0,323
Канско-Ачинский уголь, тонна	0,516
Карагандинский уголь, тонна	0,726
Кизеловский уголь, тонна	0,684
Киргизский уголь, тонна	0,570
Кузнецкий уголь, тонна	0,867
Львовско-Волынский уголь, тонна	0,764
Магаданский уголь, тонна	0,701
Подмосковный уголь, тонна	0,335
Приморский уголь, тонна	0,506
Сахалинский уголь, тонна	0,729
Свердловский уголь, тонна	0,585
Силезский уголь, тонна	0,800
Ставропольский уголь, тонна	0,669
Таджикский уголь, тонна	0,553
Тувинский уголь, тонна	0,906
Тунгусский уголь, тонна	0,754
Узбекский уголь, тонна	0,530
Украинский бурый уголь, тонна	0,398
Хакасский уголь, тонна	0,727
Челябинский уголь, тонна	0,552
Читинский уголь, тонна	0,483
Экибастузский уголь, тонна	0,628
Якутский уголь, тонна	0,751
Древесный уголь, складской м³	0,93
Эстонские сланцы, тонна	0,324
Ленинградские сланцы, тонна	0,300
Фрезерный торф (при условной влажности 40%), тонна	0,34
Кусковой торф (при условной влажности 33%), тонна	0,41
Торфяная крошка (при условной влажности 40%), тонна	0,37
Кокс металлургический сухой 25 мм и выше, тонна	0,99
Коксик 10-25 мм в пересчете на сухой вес, тонна	0,93
Коксовая мелочь < 10 мм в пересчете на сухой вес, тонна	0,90
Брикеты топливные (при условной влажности 16%), тонна	0,60
Газ нефтепереработки сухой, тонна	1,50
Газ горючий природный, тыс. м³	1,15
Газ горючий попутный, тыс. м³	1,3
Газ сжиженный, тонна	1,57
Мазут топочный, тонна	1,37
Мазут флотский, тонна	1,43
Нефть, включая газовый конденсат, тонна	1,43
Отработанные масла, тонна	1,30
Топливо для тихоходных дизелей (моторное), тонна	1,43
Топливо дизельное, тонна	1,45
Топливо печное бытовое, тонна	1,45
Бензин автомобильный, тонна	1,49
Бензин авиационный, тонна	1,49
Керосин для технических целей (тракторный), тонна	1,47
Керосин осветительный, тонна	1,47
Топливо для реактивных двигателей (керосин авиационный), тонна	1,47
Дрова для отопления, плотный м³	0,266
Древесные обрезки, стружки, опилки, тонна	0,36
Древесные опилки, складской м³	0,11
Сучья, хвоя, щепа, складской м³	0,05
Пни, складской м³	0,12
Бревна разобранных старых зданий, пришедшие в негодность шпалы, столбы связи, рудничная стойка, плотный м³	0,266
Кора, тонна	0,42
Отходы сельскохозяйственного производства, тонна	0,50

Производство и распределение топливно-энергетических ресурсов рассчитываются в единицах условного топлива, где используются коэффициенты перерасчета по угольному эквиваленту, принятые в отечественной статистике, а так же в единицах энергии, принятых в международных организациях — тераджоулях.

При перерасчете топлива и энергии в тонны условного топлива условного топлива следует руководствоваться следующими коэффициентами перерасчета:

Топлива и энергии	Единицы измерения	Коэффициенты перерасчета в условное топливо по угольному эквиваленту
Уголь каменный	тонн	0.768 (*)
Уголь бурый	тонн	0.467 (*)
Сланцы горючий	тонн	0.300
Торф топливный	тонн	0.340
Дрова для отопления	м³ (плотн.)	0.266
Нефть, включая газовый конденсат	тонн	1.430
Газ горючий природный (естественный)	тыс. м³	1.154
Кокс металлургический	тонн	0. 990
Брикеты угольные	тонн	0.605
Брикеты и п/брикеты торфяные	тонн	0.600
Мазут топочный	тонн	1.370
Мазут флотский	тонн	1.430
Топливо печное бытовое	тонн	1.450
Керосин для технических целей	тонн	1.470
Керосин осветительный	тонн	1.470
Газ горючий искусственный коксовый	тыс. м³	0.570
Газ нефтеперерабатывающих предприятий, сухой	тыс. м³	1.500
Газ сжиженный	тыс. м³	1.570
Топливо дизельное	тонн	1.450
Топливо моторное	тонн	1. 430
Бензин автомобильный	тонн	1.490
Бензин авиационный	тонн	1.490
Топливо для реактивных двигателей	тонн	1.470
Нефтебитум	тонн	1.350
Газ горючий искусственный доменный	тыс. м³	0.430
Электроэнергия	тыс. кВт.ч	0.3445
Теплоэнергия	Гкал	0.1486
Гидроэнергия	тыс. кВт.ч	0.3445
Атомная энергия	тыс. кВт.ч	0.3445

(*) — коэффициенты перерасчета угля имеют тенденцию ежегодно изменяться в связи со структурными изменениями добычи угля по маркам.

Для перерасчета топлива и энергии в терраджоули используется следующий порядок:

– 1 тонна (тыс. м³, тыс. кВт. ч, Гкал), умноженная на коэффициент перерасчета в условное топливо,
  равняется 1 тонне условного топлива.

– 1 тонна условного топлива, умноженная на 0,0293076, равняется 1 тераджоулю.

Постановление Госкомстата от 23 июня 1999 г. №46 «Об утверждении «методологических положений по расчету топливно-энергетического баланса Российской Федерации в соответствии с международной практикой».

Интересно почитать

• Часто задаваемые вопросы по системам вентиляции
• Энергопереход к катастрофе
• Aereco. Наиболее часто задаваемые вопросы
• Какие бывают мультиварки? Обзор Cuckoo CMC-HE1054
• Часто задаваемые вопросы по солнечным батареям

Определение потребности в энергетических ресурсах на работу технологического оборудования

1.

2. Содержание

3. 2.1. Теплота сгорания топлива

4.

5. 2.2. Понятие условного топлива

6. 2.2. Понятие условного топлива

7. 2.3. Перевод массы натурального топлива в условное

8. 2.3. Перевод массового расхода натурального топлива в расход условного топлива

9. 2.3. Перевод объемного расхода натурального газообразного топлива в расход условного топлива

10. 2.3 Перевод объемного расхода натурального топлива в расход условного топлива

11. 2.4 Теоретический эквивалент тепловой энергии в условном топливе

12. Теоретический эквивалент тепловой энергии в условном топливе

13. 2.5 Теоретический эквивалент электрической энергии в условном топливе

14.

15. 2. 6 Средневзвешенное значение удельного расхода топлива на выработку тепловой энергии

16.

17. 2.6 Средневзвешенные значения удельных расходов топлива на производство тепловой и электрической энергии

18. 2.6 Средневзвешенные значения удельных расходов топлива на производство тепловой и электрической энергии

19. 2.7 Единицы измерения количества энергии

20. Задача 2.1 для самостоятельного решения

21. 2.8 Понятие первичного условного топлива

23. Пример 2.2

24. Пример 2.2

25. Пример 2.2

26. 2.9 Калькулятор перевода расхода натурального топлива в расход условного топлива

28. Калькулятор перевода расхода натурального топлива в расход условного топлива

29. Пример 2.3

30. Табл. 2 Коэффициент пересчета условного топлива в первичное условное топливо

31. Пример 2.

32. Пример 2.4 для самостоятельного решения

34. 2.10 Энергетический баланс потребителя ТЭР

35. 2.10 Энергетический баланс потребителя ТЭР

36. 2.10 Энергетический баланс потребителя ТЭР

37. 2.10 Энергетический баланс потребителя ТЭР

38. 2.10 Энергетический баланс потребителя ТЭР

39. 2.10 Энергетический баланс потребителя ТЭР

41. Тепловой баланс источника (ТЭЦ,котельной)

42. Тепловой баланс котельной. КПД брутто

43.

45. Тепловой баланс потребителя

46.

47. Тепловой баланс системы теплоснабжения

48. К примеру 2.5

50. К примеру 2.5

53. 2.11 Удельный расход условного топлива

54. 2.11 Удельный расход условного топлива

55.

58. Пример 2.6

59. Пример 2.7

60. Пример 2.7

62. Пример 2.9

64. Пример 2.9

65. Пример 2.

66. Контрольные вопросы

Коэффициенты перевода натуральной – Энциклопедия по экономике

Коэффициенты перевода натурального топлива в условное  [c.248]

Коэффициенты перевода натуральной продукции по ремонту подвижного состава в условную 264, 265 Критический путь сетевого графика 13  [c.313]

Посредством коэффициентов трудоемкости натуральные ремонты переводятся в условные.  [c.13]

КОЭФФИЦИЕНТЫ ТРУДОЕМКОСТИ ДЛЯ ПЕРЕВОДА НАТУРАЛЬНЫХ ТЕКУЩИХ РЕМОНТОВ В УСЛОВНЫЕ (С УЧЕТОМ ОПЕРАЦИЙ —ПЕРЕЕЗД СО СКВАЖИНЫ НА СКВАЖИНУ И ПОДГОТОВКА СКВАЖИНЫ К РЕМОНТУ, ВКЛЮЧАЯ ГЛУШЕНИЕ)  [c.22]

КОЭФФИЦИЕНТЫ ТРУДОЕМКОСТИ ДЛЯ ПЕРЕВОДА НАТУРАЛЬНЫХ ТЕКУЩИХ ПОДЗЕМНЫХ РЕМОНТОВ В УСЛОВНЫЕ (РЕМОНТ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН)  [c. 22]

Коэффициенты трудоемкости для перевода натуральных текущих подземных ремонтов в условные по виду ремонта — ликвидация обрыва штанг  [c.74]

ШКАЛА КОЭФФИЦИЕНТОВ ТРУДОЕМКОСТИ ДЛЯ ПЕРЕВОДА НАТУРАЛЬНЫХ ТЕКУЩИХ РЕМОНТОВ В УСЛОВНЫЕ (С УЧЕТОМ ОПЕРАЦИЙ ПЕРЕЕЗДА С ОБЪЕКТА— СКВАЖИНЫ НА ОБЪЕКТ — СКВАЖИНУ И ГЛУШЕНИЯ ЕЕ)  [c.134]

Топливо Теплота сгорания топлива, к Д ж/кг или кДж/м8 (ккал/кг) Коэффициент перевода 1 кг натурального топлива в условное  [c.20]

Книга содержит справочный материал по установлению норм времени на ремонт скважин, связанный с чисткой и промывкой песчаных пробок, конкретно по каждой операции с учетом различных специфических осложнений, технологических, технических и организационных особенностей этих видов ремонтов. Разработана шкала коэффициентов трудоемкости для перевода натуральных ремонтов по ликвидации песчаных пробок в условные ремонты.  [c.223]

Расчет коэффициентов для перевода натуральных Тонн реализованных нефтепродуктов в условно-натуральные можно осуществить с помощью методов регрессионного анализа, изложенных в гл. 6.  [c.133]

Зная коэффициенты для перевода натуральных тонн в условно-натуральные, можно определить уровень производительности труда по нефтебазе, наливному пункту или в целом по управлению за определенный период времени  [c.133]

Пересчет продукции в условно- натуральное выражение N ус производится умножением количества каждого вида продукции на соответствующий коэффициент перевода по формуле  [c.76]

В зависимости от потребительских свойств вырабатываемых изделий коэффициенты перевода строятся на основании соотношений по мощности (например, трактор), по количеству осей (вагоны), по трудоемкости и т. п., что приводит в каждом случае к выражению общего объема продукции в условно-натуральных единицах, принятых за базу.  [c.76]

В случаях когда необходимо определить численность рабочих, занятых ремонтом подвижного состава, по отделению или дороге в целом, можно использовать показатель Нормативный объем выработки одного рабочего в приведенных единицах подвижного состава , позволяющий сопоставить по затратам труда различные серии и типы подвижного состава и виды ремонта, выполняемые в депо. Для объективной оценки при сравнении объемов работ, выполняемых в различных депо, применяют коэффициенты перевода натуральной продукции в условные единицы (табл. 67), представляющие собой частное от деления затрат труда по каждому виду работы на трудоемкость условной единицы. В качестве условной единицы при ремонте локомотивов приняты нормативные затраты труда на ТР-2 электровозов ВЛ22М, равные 230 чел -ч.  [c.264]

Шкала коэффициентов трудоемкости для перевода натуральных текущих ремонтов нефтяных окважин в условные ремонты сформирована по наиболее массовым в отрасли видам текущих ремонтов скважин, занимающих свыше 70% общего числа ремонтов  [c.12]

Показатели Начало пя-Тилегки Конец пятилетки Коэффициент перевода в условно-натуральные единицы  [c.134]

Пересчет продукции в условно-натуральное выражение УУус производится умножением количества каждого вида продукции в натуральном выражении на коэффициент перевода по формуле  [c.75]

Часто задаваемые вопросы

O’zbekcha In English

Узгоснефтегазинспекция

+99871 253-27-96Горячая линия

• В каком нормативном документе указаны нормы проектирования новых, расширяемых и реконструируемых автозаправочных станции

  Городостроительные нормы и правила. “ШНК 2.09.20-08” Автозаправочные станции. указана нормы  проектирование новых, расширяемых и реконструируемых автозаправочных станции

• В каких случаях в действующий Регламент работы технологической установки вносятся изменения?

  Согласно пункта 9.3.1 Руководящего документа RH 39.2-027:2011 «Порядок разработки, согласования и регистрации технологических регламентов на эксплуатацию установок предприятий АК «Узнефтегаздобыча»»  и в соответствии с ГОСТ 2.503 изменения в действующий регламент вносятся при:

  -изменении применяемого сырья;

  – изменении режимов технологического процесса;

  – конструктивных изменениях условий эксплуатации установки, которые вызывают необходимость изменения установленных ранее правил эксплуатации и ремонта;

  -изменения способов эксплуатации установки и техники проведения ремонта и (или) технических требований, предусмотренных ранее выпущенными эксплуатационными и ремонтными документами;

  – обнаружении в регламенте ошибки, вызывающей неправильную эксплуатацию и (или) ремонт установки.
• Какие параметры технологического режима при эксплуатации технологической установки следует фиксировать в суточных «Режимных листах работы установки»?

  Согласно Руководящего документа RH 39.2-027:2011 «Порядок разработки, согласования и регистрации технологических регламентов на эксплуатацию установок предприятий АК «Узнефтегаздобыча»»  обслуживающий персонал установки, технологического оборудования должен осуществлять запись фактических показателей технологического режима в специальные журналы или другие формы учёта, установленные на предприятии. Фиксируемые параметры должны соответствовать разделу «Нормы технологического режима» утверждённых регламентов. Количество фиксируемых в журналах параметров должно быть не менее количества параметров, предусмотренных регламентом. 

• Как перевести объёмы натурального топлива (к примеру природный газ) в «Условное топливо»?

  Общепринято, что условное топливо имеет низшую теплоту сгорания 7000 Ккал. Для перевода натурального топлива (к примеру природного газа) в условное следует рассчитать переводной коэффициент который находится путём отношения низшей теплоты сгорания природного газа к низшей теплоте сгорания условного топлива. Если природный газ имеет низшую теплоту сгорания 8200 Ккал. значит переводной коэффициент будет равен 8200:7000=1,17.

  Далее умножив объём природного газа на переводной коэффициент  получим топливо в условном выражении. При этом если объём природного газа с размерностью «куб.м.», значит условное топливо будет с размерностью «кг.у.т.». 
• Можно ли применять дифференцированный коэффициент расхода потерь газа, при расчётах фактических технологических потерь за отчётный период?

  Применять дифференцированный коэффициент расхода потерь газа, при расчётах за отчётный период нельзя. Данный расчёт выполняется строго по ежегодной работе составленной ОАО «Нефтегазисследование» и только с учётом фактических параметров газа, работы технологического оборудования, продолжительности остановок производства и т. д.

• С какой периодичностью необходимо проводить режимно-наладочные работы на котлоагрегатах газо-нефтепромысловых котельных?

  Согласно пунктов 34 и 35 «Правил пользования газом в отраслях экономики» утверждённых Постановлением Кабинета Министров Республики Узбекистан за № 169 от 24.06.2014 г. на действующем газоиспользующем оборудовании (установке) должны предусматриваться проведение не реже 1 раза  в 3 года. Режимно-наладочные работы газоиспользующего оборудования (установки) проводятся в следующих случаях:

  – после капитального и внепланового ремонта газоиспользующего оборудования;

  – после внесения конструктивных изменений, влияющих на эффективность  использования газа;

  – при систематических отклонениях работы газоиспользующего оборудования (установки) требованиям временных режимных (технологических) карт;

  – при изменении вида и характеристики топлива.

Неизвлекаемое ископаемое топливо при температуре 1,5 °C в мире

Неизвлекаемое ископаемое топливо при температуре 1,5 °C в мире

Скачать PDF

Скачать PDF

• Артикул
• Опубликовано: 08 сентября 2021 г.

• Дэн Уэлсби ORCID: orcid.org/0000-0002-8800-0229 ¹ ,
• Джеймс Прайс ² ,
• Стив Пай ORCID: orcid.org/0000-0003-1793-2552 ² и
• …
• Пол Экинс ¹  

Природа том 597 , страницы 230–234 (2021)Цитировать эту статью

• 77 тыс. Доступов

• 115 цитирований

• 5007 Альтметрический

• Сведения о показателях

Субъектов

• Энергетическое моделирование
• Ископаемое топливо

Abstract

Стороны Парижского соглашения 2015 г. обязались ограничить глобальное потепление значительно ниже 2 °C и продолжать усилия по ограничению повышения температуры до 1,5 °C по сравнению с доиндустриальными временами ¹ . Тем не менее, ископаемые виды топлива продолжают доминировать в глобальной энергетической системе, и необходимо добиться резкого сокращения их использования, чтобы удержать рост температуры ниже 1,5 °C (ссылки ^{2,3,4,5,6,7 9). 0019). Здесь мы используем модель глобальных энергетических систем 8 для оценки количества ископаемого топлива, которое необходимо оставить в недрах на региональном и глобальном уровнях, чтобы обеспечить 50-процентную вероятность ограничения потепления до 1,5 °C. Мы обнаружили, что к 2050 году почти 60 процентов нефти и ископаемого метанового газа и 90 процентов угля должны оставаться неизвлеченными, чтобы поддерживать углеродный баланс в пределах 1,5 °C. Это значительное увеличение неизвлекаемых оценок бюджета углерода 9 при температуре 2 °C, особенно для нефти, запасы которой должны оставаться неизвлеченными еще на 25 процентов. Кроме того, по нашим оценкам, до 2050 года добыча нефти и газа во всем мире должна снижаться на 3 % каждый год. Это означает, что большинство регионов должны достичь пика добычи сейчас или в течение следующего десятилетия, что сделает многие действующие и запланированные проекты по использованию ископаемого топлива нежизнеспособными. Вероятно, мы недооцениваем необходимые изменения производства, потому что более чем 50-процентная вероятность ограничения потепления до 1,5 °C требует, чтобы больше углерода оставалось в земле, а также из-за неопределенностей в отношении своевременного развертывания технологий отрицательных выбросов в масштабе.}

Основной

В 2015 году McGlade and Ekins ⁹ установили ограничения на добычу ископаемого топлива в соответствии со строгими климатическими целями. По их оценкам, одна треть запасов нефти, почти половина запасов ископаемого метана и более 80% текущих запасов угля должны оставаться в недрах к 2050 году, чтобы ограничить потепление до 2 °C. Они также подчеркнули, что некоторым странам потребуется оставить в недрах гораздо большую долю запасов ископаемого топлива, чем другим. С 2015 года Парижское соглашение и Межправительственная группа экспертов по изменению климата (МГЭИК) помогли переориентировать дебаты на ограничение потепления на 1,5 °C (ссылки 9).0018 1,10 ). Было опубликовано несколько сценариев, демонстрирующих дополнительные усилия, необходимые для ограничения глобальных выбросов CO ₂ до нуля примерно к 2050 году для достижения этой цели ¹¹ . В этой статье мы расширяем предыдущую работу 2015 года для оценки уровней неизвлекаемых запасов ископаемого топлива до 2100 года по сценарию 1,5 °C (вероятность 50%), используя углеродный баланс на 2018–2100 годы в размере 580 ГтCO ₂ (ссылка ³ ). Мы также предоставляем информацию о необходимом снижении производства ископаемого топлива на региональном уровне, что потребует ряда политических вмешательств. Мы определяем неизвлекаемое ископаемое топливо как объемы, которые должны оставаться в земле, независимо от конечного использования (т. е. сожженного или несожженного), чтобы уложиться в наш углеродный баланс в 1,5 °C.

Перспективы использования ископаемых видов топлива в соответствии с Парижским соглашением

Ископаемые виды топлива продолжают доминировать в мировой энергетической системе, на них приходится 81% спроса на первичную энергию ¹² . После десятилетий роста темпы их производства и использования должны будут измениться и быстро снизиться, чтобы соответствовать согласованным на международном уровне климатическим целям. Есть некоторые обнадеживающие признаки: мировая добыча угля достигла пика в 2013 году, а добыча нефти, по оценкам, достигла пика в 2019 году или приближается к пиковому спросу, даже некоторые отраслевые обозреватели ¹³ .

Застой производства и последующий спад будут означать, что большие объемы запасов ископаемого топлива, перспективы которых сегодня рассматриваются как экономические, никогда не будут извлечены. Это имеет важные последствия для производителей, которые могут рассчитывать на монетизацию этих запасов в будущем, а также для нынешних и потенциальных инвесторов. Инвестиции, сделанные сегодня в энергетику на ископаемом топливе, рискуют оказаться в затруднительном положении ¹⁴ . Тем не менее, по-прежнему сохраняется несоответствие между перспективами производства в разных странах и юридических лицах и необходимым путем ограничения роста средней температуры ² .

В ряде анализов изучалось, как ископаемое топливо вписывается в энергетическую систему при целевом уровне 1,5 °C. В Специальном отчете МГЭИК о глобальном потеплении на 1,5   °C оценивается, что потребление угля составит только 1–7% от использования первичной энергии в 2050 году, в то время как нефть и ископаемый метан снизятся по сравнению с уровнями 2020 года на 39–77% и 13–62. % соответственно ³ . Несмотря на сильное снижение, использование ископаемого топлива по-прежнему находится на более низком уровне, что отражает предполагаемую инерцию системы и продолжающееся использование ископаемого топлива в секторах, трудно поддающихся смягчению последствий. Людерер и др. 9По оценкам 0018 4 , несмотря на крупномасштабные усилия, выбросы CO ₂ от ископаемого топлива, вероятно, превысят углеродный баланс в 1,5 °C и потребуют высокого уровня удаления двуокиси углерода (CDR). Грублер и др. ⁵ исследовал усилия по снижению спроса на энергию, существенно снижая роль ископаемого топлива и устраняя необходимость развертывания CDR.

Масштабы сокращения использования ископаемого топлива в ближайшие десятилетия остаются неопределенными из-за таких факторов, как быстрое развертывание экологически чистых технологий и решения о выводе из эксплуатации инфраструктуры ископаемого топлива (и новых инвестициях в нее). Действительно, несмотря на то, что существующая инфраструктура, работающая на ископаемом топливе, зависит от срока службы и режимов работы, уже подвергает риску целевой показатель 1,5 °C из-за подразумеваемого «завершенного» будущего выброса CO 9 . 0087 2 выбросы ⁶ . Возможная протяженность CDR дополнительно усложняет эту картину. На высоких уровнях это может привести к более постоянному использованию ископаемого топлива, но такие предположения вызвали серьезные споры ⁷ .

Хотя в ряде исследований изучалось сокращение выбросов ископаемого топлива при достижении цели 1,5 °C, ни в одном из них не оценивались запасы и ресурсы ископаемого топлива, которые должны оставаться в недрах. Здесь, используя модель глобальных энергетических систем TIAM-UCL, мы оцениваем уровни ископаемого топлива, которые останутся неизвлекаемыми в 2050 и 2100 годах9.0003

Неизвлекаемые запасы при целевом уровне 1,5 °C

Неизвлекаемые запасы нефти, ископаемого метана и угля оцениваются как процентная доля от базовых запасов на 2018 год, которые не извлекаются для достижения 50% вероятности сохранения глобального повышения температуры на уровне 1,5 ° С. По нашим оценкам, к 2050 году этот показатель составит 58 % по нефти, 56 % по ископаемому газу-метану и 89 % по углю. Это означает, что очень высокие доли запасов, считающихся сегодня рентабельными, не будут извлекаться при глобальной цели 1,5 °C. Эти оценки значительно превышают оценки, сделанные McGlade и Ekins 9.0018 9 , который оценил неизвлекаемые запасы нефти и ископаемого метана в 33% и 49% соответственно (дополнительный рис. 3). Это отражает более сильные климатические амбиции, принятые в этом анализе, а также более позитивные перспективы внедрения низкоуглеродных технологий, таких как автомобили с нулевым уровнем выбросов и возобновляемые источники энергии.

Продолжающееся использование ископаемого топлива после 2050 г. приводит к снижению этих оценок к 2100 г. Для нефти глобальная оценка снижается до 42% в 2100 г. Сокращение меньше для ископаемого метана, с 56% до 47%. Большая часть ископаемого топлива, добытого после 2050 года, используется в качестве сырья в нефтехимическом секторе и в качестве топлива в авиационном секторе в случае нефти. Использование сырья, которое имеет значительно более низкую углеродоемкость, чем сжигание, составляет 65% и 68% от общего потребления нефти и ископаемого метана, соответственно, в 2100 году при углеродном балансе 1,5 °C. Однако это также отражает ограниченное рассмотрение целенаправленных действий по сокращению использования исходного сырья, которые, если они доступны, ограничили бы зависимость от CDR.

Неизвлекаемые доли существенно различаются по регионам по сравнению с глобальными оценками (рис. 1, таблица 1). Крупнейшие держатели запасов, такие как Ближний Восток (MEA) (по нефти и ископаемому газу-метану) и Россия и другие бывшие советские государства (БСС) (по ископаемому газу-метану), имеют самое сильное влияние на глобальную картину и, следовательно, имеют оценки близко к среднемировому показателю или незначительно выше его. Что касается нефти, то Канада имеет гораздо более высокие оценки неизвлекаемых запасов, чем в других регионах, на уровне 83%. В том числе 84% из 49миллиардов баррелей (Гб) канадских нефтеносных песков, которые мы оцениваем как доказанные запасы. Напротив, в странах бывшего СССР относительно низкая доля неизвлекаемых запасов нефти (38% в 2050 г.), что отражает их рентабельность.

Слева, 20:50. Справа, 21:00. Вверху, Карты процента неизвлекаемых запасов нефти, ископаемого газа метана и угля (сверху вниз) с разбивкой по регионам модели. Отметим, что 13 из 16 регионов ТИАМ нанесены вместе с западным и восточным ЕС, а Южная Корея и Япония не показаны из-за их ничтожных запасов. Внизу: абсолютное количество каждого запаса ископаемого топлива, которое должно оставаться неизвлеченным. В некоторых случаях порядок регионов на 9Ось 0111 x изменяется между 2050 и 2100 годами из-за аналогичных уровней неизвлекаемых запасов в 2050 году и небольших различий в совокупной добыче после 2050 года, что приводит к смене регионов местами. Запасы определяются как технически и экономически доказанные с учетом текущих рыночных условий. Их можно далее разделить на подкатегории: в настоящее время разрабатываемые, неразработанные, но после/ожидающие принятия окончательного инвестиционного решения и неразработанные, но достаточные для оценки месторождений, чтобы соответствовать определению SPE технически и экономически доказанных ²⁷ . Дополнительные сведения об определении резервов в этой работе приведены в Методах. В качестве картографического программного обеспечения использовалась версия Python 3.8 (Python Software Foundation). Единицы измерения по оси и составляют миллиарды баррелей (Гб), триллионы м ³ (Ткм) и миллиарды тонн (Гт) для нефти, газа и угля соответственно.

Исходные данные

Полный размер

Полная таблица

Учитывая его роль ключевого экспортера и базу запасов с наименьшими затратами, MEA прогнозирует, что неизвлекаемые запасы составят 62 % в 2050 году, а к 2100 году сократятся до 38 %. и, следовательно, действия по сокращению спроса на продукты на основе нефти, такие как пластмассы ¹⁵ , существенно изменят эту картину для производителей ¹⁶ , включая страны Ближнего Востока и Африки. Очевидно, что в будущем в структуре добычи преобладают крупные действующие производители, при этом подавляющее большинство неразработанной (особенно нетрадиционной) нефти остается неиспользованным.

Неизвлекаемые оценки для угля показывают меньшие региональные различия, хотя они самые низкие в тех регионах, которые будут использовать больше всего угля в следующие 30 лет, особенно в Индии, Китае и других частях Азии (ОПР). Однако потребление угля быстро снижается даже в этих регионах (дополнительные сведения о снижении потребления угля см. в разделе 6 «Дополнительная информация»).

Анализ чувствительности ключевых допущений модели был проведен для изучения влияния на оценки неизвлекаемых запасов (раздел 3 дополнительной информации). К ним относятся скорость развертывания улавливания и хранения углерода (CCS), доступность биоэнергии и рост будущих потребностей в энергетических услугах в авиации и химическом секторе с учетом проблем их обезуглероживания. Мы обнаружили, что чувствительность существенно не влияет на неизвлекаемые оценки, предполагая, что основные результаты относительно устойчивы к неопределенностям ключевых допущений. Что касается чувствительности, то наличие биомассы (и, следовательно, отрицательный потенциал выбросов от биоэнергии с использованием УХУ (БЭУХУ)) оказывает наибольшее влияние на неизвлекаемые оценки. Там, где предполагается более высокая доступность биомассы, неизвлекаемые оценки в 2050 году для нефти, ископаемого метанового газа и угля составляют 55% (-3%), 53% (-3%) и 87% (-2%), соответственно (изменение относительно центральный сценарий в скобках).

Расширение неизвлекаемых оценок ресурсов важно, потому что часть нерезервных ресурсов появится в ближайшие годы и будет способствовать общему производству и возможным выбросам (раздел 1 дополнительной информации). Для нетрадиционной нефти их большой размер (а также менее благоприятная экономика и более высокая углеродоемкость) означает, что 99% этих ресурсов остаются неизвлекаемыми. Более высокая доля нетрадиционного газа также остается неизвлекаемой (86%) по сравнению с традиционными ресурсами (74%), опять же из-за более высоких затрат на добычу в большинстве регионов, за исключением Северной Америки. Арктические ресурсы нефти и ископаемого метана во всех регионах, где они расположены, остаются неосвоенными.

Снижение добычи в основных добывающих регионах

В основе региональных оценок неизвлекаемых запасов и более широкой ресурсной базы лежат региональные траектории добычи. На Рисунке 2 показаны перспективы до 2050 года для пяти крупнейших регионов добычи нефти и ископаемого метана. По прогнозам, в 2020 г. отмечается пик мировой добычи нефти и ископаемого метана, а затем снижение до 2050 г. составит 2,8% и 3,2% соответственно (дополнительный рис. 7).

a , Суммарная добыча нефти. b , Общее производство ископаемого метана. Левая ось y показывает добычу в каждом из пяти крупнейших регионов добычи нефти ( a ) и газа ( b ), тогда как правая ось y показывает глобальную долю, занимаемую этими Действующие производители. В легенде в скобках указан год и объем пикового производства для каждого региона.

Исходные данные

Увеличить

За исключением США, во всех нефтедобывающих регионах к 2050 г. наблюдается сильное снижение (рис. 2а). В США ожидается рост добычи до 2025 года, достигший пика в 16,9 млн баррелей в сутки, а затем постоянный спад до 2050 года. Этот первоначальный рост обусловлен несколькими факторами, включая падение импорта нефти в США, продолжающееся использование нефти в транспортном секторе до сильный рост автомобилей с низким уровнем выбросов и гибкость легкой нефти из плотных пород благодаря динамике ее добычи (то есть высокий рост добычи и темпы снижения из скважин из плотной нефти).

Для CSA добыча демонстрирует умеренное снижение на 1,1 % в год до 2025 года, а затем более быстрое снижение на 3,5% до 2050 года. Раннее медленное снижение отражает бразильские месторождения с окончательными инвестиционными решениями, компенсирующими снижение добычи на зрелых добывающих активах ¹⁷ . MEA, крупнейший производитель нефти, прогнозирует снижение добычи более чем на 50% к 2050 году (по сравнению с 2020 годом). Учитывая огромные запасы в регионе, большая часть производства до 2050 г. приходится на обозначенные запасы (85–91% в любой конкретный год). В других странах добыча нефти в Африке и странах бывшего СССР демонстрирует постоянное снижение с 2020 по 2050 год темпами 3,5% и 3,1% соответственно, что обусловлено снижением внутреннего спроса и разрушением спроса на нефть в ключевых регионах-импортерах (например, в Европе).

Региональное производство ископаемого метана представляет собой более сложную историю из-за его использования для удовлетворения растущего спроса на развивающихся рынках и в качестве альтернативы использованию угля в промышленном секторе, особенно в Китае и ОПР (рис. 2b). Пик добычи в США приходится на 2020 г., а до 2050 г. наблюдается ее быстрое снижение, при этом ежегодные темпы снижения составят 8,1%. Это отражает быстрый спад на внутреннем рынке с полным отказом от использования в энергетическом секторе к 2040 году. Кроме того, высокая доля нетрадиционного газа в структуре добычи демонстрирует более быстрое снижение, чем у других крупных производителей. Это имеет важные последствия для экспорта сжиженного газа из ископаемого метана в США с перспективами низкого коэффициента использования инфраструктуры и ограниченными перспективами будущих дополнительных мощностей по сжижению газа. Пик добычи газа в регионе бывшего Советского Союза приходится на 2020 год, но снижение добычи на старых газовых месторождениях в Западной Сибири и Центральной Азии сдерживается ростом добычи с экспортных проектов на преимущественно азиатские (и особенно китайские) рынки и переносом добычи на полуостров Ямал. и Восточной Сибири.

В трех регионах на рис. 2b наблюдается рост производства ископаемого метана до 2030-х годов, прежде чем начнется спад. Для Ближнего Востока это отражает конкурентоспособность экспортеров в регионе. В Африке этот рост обусловлен возросшим спросом на электроэнергию, более высоким промышленным спросом (частично вытесняющим нефть) и скромным ростом экспорта до 2035 года. Что касается ОПР, доля ископаемого метана на внутреннем рынке увеличивается, поскольку уголь быстро вытесняется из промышленности. Однако существует значительная неопределенность в отношении геологической и экономической целесообразности неосвоенных ресурсов, особенно для двух крупнейших производителей ОПР: Индонезии и Малайзии. Профили для Африки и ОПР также указывают на значительный переходный риск, особенно в связи с тем, что производство после 2035 года быстро сокращается со скоростью 5,7% и 6,6% соответственно. Это снижение связано с наращиванием возобновляемых источников энергии, вытесняющим ископаемый метан из энергетического сектора, и растущей электрификацией промышленности. Этот переходный риск также распространяется на крупных экспортеров, учитывая быстро меняющуюся динамику импорта в таких регионах, как Китай. Например, спрос на газ в Китае достигает пика в 700 млрд м 9 .0018 3 (60% которого импортируется) в 2035 г., прежде чем вернуться к уровню 2018 г. к 2050 г. свои производственные перспективы. Это особенно верно для стран, которые в финансовом отношении зависят от ископаемого топлива, чтобы обеспечить управляемую диверсификацию своей экономики. Многие регионы сталкиваются с пиком производства сейчас или в следующем десятилетии, и поэтому ключевое значение будет иметь развитие новых низкоуглеродных секторов их экономики, которые обеспечат рабочие места и доходы. Для регионов, бюджетные поступления которых сильно зависят от ископаемых видов топлива, этот анализ перекликается с недавней работой, предполагающей огромный риск перехода, если экономика не будет быстро диверсифицироваться9.0018 18 . Например, добыча нефти на Ближнем Востоке должна достичь пика в 2020 году, что в сочетании с более низкими ценами на нефть из-за падения спроса означает значительное сокращение бюджетных поступлений, поскольку Ирак, Бахрейн, Саудовская Аравия и Кувейт полагаются на ископаемое топливо на 65–85% от общего объема. государственных доходов в настоящее время.

Центральным элементом продвижения этого перехода будут меры внутренней политики, необходимые как для ограничения производства, так и для сокращения спроса ¹⁹ . Все большее внимание уделяется политике со стороны предложения, которая может дополнять ценообразование на выбросы углерода и инструменты регулирования, ориентированные на спрос ²⁰ . Такая политика направлена ​​на сокращение добычи ископаемого топлива и может включать отмену субсидий, налоги на добычу, штрафы за несоблюдение нормативных требований и запреты на новые исследования и добычу ²¹ . Разработка международных инициатив, таких как предлагаемый договор о нераспространении ископаемого топлива ²² , также имеет ключевое значение, поскольку они могут способствовать глобальным действиям, равно как и существующие рамки, такие как Рамочная конвенция Организации Объединенных Наций об изменении климата ²³ .

Недавний спад спроса на нефть и ископаемый метан из-за COVID-19 предоставляет правительствам подходящий момент для изменения стратегии ² . Кризис еще больше обнажил уязвимость нефтегазового сектора, в частности, и вызвал опасения по поводу его прибыльности в будущем ^24,25 . Поскольку многие энергетические компании, работающие на ископаемом топливе, пересматривают свои прогнозы на 2020 год в сторону понижения, это делает новые инвестиции рискованными. Эти риски усугубляются стремлением к низкоуглеродным технологиям с продолжающимся снижением стоимости возобновляемых источников энергии и аккумуляторных технологий. Правительства, которые исторически получали выгоду, должны взять на себя инициативу, а другие страны, сильно зависящие от ископаемого топлива, но с низким потенциалом для перехода, или страны, отказавшиеся от добычи полезных ископаемых, нуждаются в поддержке, чтобы последовать этому примеру ²⁶ .

Мрачная картина, нарисованная нашими сценариями для мировой индустрии ископаемого топлива, скорее всего, является недооценкой того, что требуется, и в результате производство необходимо будет сокращать еще быстрее. Это связано с тем, что в наших сценариях используется углеродный баланс, связанный с 50-процентной вероятностью ограничения потепления до 1,5 °C, который не учитывает неопределенности, связанные, например, с обратными связями системы Земля ³ ; поэтому, чтобы обеспечить большую уверенность в стабилизации при этой температуре, в земле должно оставаться больше углерода. Кроме того, он основан на CDR примерно 4,4 (5,9) GtCO ₂ в год к 2050 (2100). Учитывая существенные неопределенности, связанные с масштабированием CDR, эта зависимость рискует привести к недооценке требуемой скорости сокращения выбросов.

Методы

Сначала мы опишем модель TIAM-UCL, прежде чем представить наш подход к моделированию сценариев. Остальные методы сосредоточены на ключевых вопросах определения геологических категорий и технико-экономических классификаций ископаемого топлива.

Описание ТИАМ-УКЛ

Чтобы изучить вопрос о неизвлекаемых запасах и ресурсах ископаемого топлива при углеродном балансе 1,5 ° C, мы использовали модель интегрированной оценки TIMES в Университетском колледже Лондона (TIAM-UCL) ^8,9,28,29 . Эта модель представляет глобальную энергетическую систему, охватывающую первичные источники энергии (нефть, ископаемый метан, уголь, атомную энергию, биомассу и возобновляемые источники энергии) от производства до их преобразования (производство электроэнергии, производство водорода и биотоплива, нефтепереработка), транспорт и распределение, а также их возможное использование для удовлетворения потребностей в энергетических услугах в ряде секторов экономики. Используя подход, основанный на сценариях, можно смоделировать эволюцию системы с течением времени для удовлетворения будущих потребностей в энергоснабжении, руководствуясь целью достижения наименьших затрат. В модели используется структура моделирования TIMES, которая подробно описана в разделе 7 «Дополнительная информация».

Модель представляет страны мира в виде 16 регионов (дополнительная таблица 26), что позволяет более детально охарактеризовать региональные энергетические секторы и торговые потоки между регионами. Секторы разведки и добычи в регионах, в которых есть члены ОПЕК, моделируются отдельно, например, сектор разведки и добычи в регионе Центральной и Южной Америки (ЦЮА) будет разделен между ОПЕК (Венесуэла) и странами, не входящими в ОПЕК. Региональные цены на уголь, нефть и ископаемый метан генерируются в рамках модели. К ним относятся предельные издержки производства, рента за дефицит (например, выгода, упущенная из-за использования ресурса сейчас, а не в будущем, при условии дисконтных ставок), рента, возникающая из-за других наложенных ограничений (таких как темпы истощения) и транспортные расходы. но не фискальные режимы. Это означает, что полное ценообразование, включая налоги и субсидии, не охвачено ТИАМ-УКЛ и остается оспариваемым ограничением этого типа модели 9.0018 30 .

Ключевым преимуществом TIAM-UCL является представление региональной базы ископаемых ресурсов (дополнительная информация, раздел 5). Что касается запасов и ресурсов нефти, то они подразделяются на текущие условно доказанные (1P) запасы на месторождениях, которые находятся в разработке или планируются к разработке, прирост запасов, неразведанная нефть, арктическая нефть, легкая нефть в плотных породах, газовые жидкости, природный битум и дополнительные запасы. -тяжелое масло. Последние две категории представляют собой нетрадиционные ресурсы нефти. Для ископаемого газа метана эти ресурсы подразделяются на текущие традиционные запасы 1P, которые находятся на месторождениях в разработке или планируются к разработке, прирост запасов, неразведанный газ, арктический газ, попутный газ, газ в плотных породах, метан угольных пластов и сланцевый газ. Категоризация ресурсов и связанные с ними определения описаны далее в Методах. Для нефти и ископаемого метанового газа для каждого региона оцениваются индивидуальные кривые стоимости предложения по каждой из категорий (расширенные данные рис. 1а, б). Эти кривые стоимости предложения в TIAM-UCL относятся ко всем капитальным и эксплуатационным затратам. связанные с разведкой через добычу, но не включают фискальные режимы или дополнительные транспортные расходы ³¹ . Важно отметить, что выбросы вверх по течению, связанные с добычей различных ископаемых видов топлива, также учитываются в модели.

Модель имеет различные технологические варианты удаления выбросов из атмосферы за счет отрицательных выбросов, включая комплекс биоэнергетики с технологиями улавливания и хранения углерода (BECCS), в энергетике, промышленности, а также H ₂ и производстве биотоплива. Основным ограничивающим фактором для этого набора технологий является глобальный потенциал биоэнергетических ресурсов, установленный на уровне не более 112 ЭДж в год, в соответствии с недавним отчетом Комитета по изменению климата Великобритании (CCC) о биомассе 9.0018 32 . Это более низкий уровень, чем ресурс биомассы, доступный во многих других сценариях комплексной оценки для 1,5 °C (который может составлять до 400 ЭДж в год) ^33,34 , и он более репрезентативен для верхней оценки глобального ресурса действительно низкоуглеродная устойчивая биомасса на основе многих экологических исследований ³⁵ (дополнительная таблица 20). Помимо технологических решений по улавливанию углерода из атмосферы, TIAM-UCL также моделирует выбросы CO ₂ от землепользования, изменений в землепользовании и лесного хозяйства (ЗИЗЛХ) на региональном уровне на основе экзогенно определенных данных из модели IMAGE. ³⁶ . Здесь мы используем траекторию, основанную на сценарии Общего социально-экономического пути 2 (SSP2) RCP2. 6 этой модели, который приводит к глобальным чистым отрицательным выбросам CO ₂ от ЗИЗЛХ с 2060 года и далее.

В TIAM-UCL экзогенные будущие потребности в энергетических услугах (включая мобильность, освещение, бытовое, коммерческое и промышленное отопление и охлаждение) определяют эволюцию системы таким образом, чтобы энергоснабжение удовлетворяло потребности в энергетических услугах на всем временном горизонте (что is, 2005–2100), которые увеличились за счет населения и экономического роста. В этой статье мы используем требования к энергетическим услугам, полученные из SSP2 9.0018 37 . Модель также использовалась с функцией эластичного спроса, при этом спрос на энергетические услуги сокращался по мере увеличения предельной цены удовлетворения энергетических услуг. Решения об инвестициях в энергетический сектор в разных регионах определяются с учетом рентабельности инвестиций с учетом существующей на сегодняшний день системы, потенциала энергетических ресурсов, доступности технологий и, что особенно важно, политических ограничений, таких как цели по сокращению выбросов. Временной горизонт модели простирается до 2100 года, что соответствует шкале времени, обычно используемой для стабилизации климата.

В сочетании с кумулятивным бюджетом CO ₂ устанавливается верхний предел годовых выбросов CH ₄ и N ₂ O на основе путей из специального доклада МГЭИК о глобальном потеплении на 1,5 °C базы данных сценариев ¹¹ Мы выбираем все пути, которые имеют потепление на 1,5 °C или ниже в 2100 году, и берем среднее значение по этим сценариям, чтобы получить траекторию выбросов CH ₄ и N ₂ O, которая соответствует 1,5 °C Мир. Дополнительная информация о ключевых допущениях, использованных в модели, представлена ​​в разделе «Дополнительная информация» 6. Версия модели TIAM-UCL, используемая для этого анализа, была 4.1.1 и запускалась с использованием кода TIMES 4.2.2 с GAMS 27.2. Использовался решатель модели CPLEX 12.9..0.0.

Спецификация сценария

Расширенные данные В таблице 1 описаны сценарии, использованные в этой работе, и некоторые ключевые аспекты чувствительности для изучения воздействия на неизвлекаемые ископаемые виды топлива при постоянном балансе углерода при температуре 1,5 °C. С вероятностью 50 % это оценивается в 580 ГтCO ₂ (с 2018 г.) ³ . Что касается чувствительности, варьировались три ключевых параметра; (1) скорость развертывания технологий улавливания и хранения углерода; (2) доступность биоэнергии и, следовательно, возможность отрицательных выбросов через BECCS; и (3) будущие потребности в энергетических услугах в авиации и химическом секторе, которые создают серьезную проблему для обезуглероживания, учитывая их нынешнюю полную зависимость от ископаемого топлива.

Более низкий уровень биоэнергии по соображениям устойчивости по сравнению с другими моделями IAM ³⁸ в сочетании с ограниченной ролью прямого захвата воздуха (DAC) помещает траекторию глобальных выбросов в наш центральный сценарий между изложенными архетипами P2 и P3. в специальном отчете МГЭИК о 1,5 °C. Здесь, в нашем основном случае, BECCS секвестрирует 287 ГтCO ₂ в совокупности до 2100 г. по сравнению со 151 и 414 ГтCO ₂ для сценариев P2 и P3 соответственно. Ежегодное использование BECCS составляет 5 ГтCO ₂ в 21:00, а еще 0,9 Гт CO ₂ захвачены DAC. Этот масштаб искусственного удаления означает, что центральный сценарий 1.5D находится на грани возможного (то есть не требует резервного копирования для удаления CO ₂ ) в текущей версии TIAM-UCL.

Таким образом, несмотря на то, что CDR играет важную роль в наших сценариях, помимо 1,5D-HiBio, мы не видим случаев, когда глобальные чистые отрицательные выбросы находятся в диапазоне 10−20 GtCO ₂ в год во втором полувека, что позволит значительно превысить углеродный баланс до чистого нуля. Это, в свою очередь, по своей сути ограничивает величину, на которую глобальные приземные температуры могут превышать или превышать 1,5 °C до 2100 года, и в некоторой степени снижает подверженность значительным долгосрочным рискам, связанным с зависимостью от обширных отрицательных выбросов после 2050 года, как это предусмотрено P3 и P4. типовые сценарии ³⁹ .

Для сценариев низкого спроса мы получили экспоненциальные годовые темпы роста для авиации (внутренней и международной) и химического сектора, используя Grubler et al. ⁵ с учетом региональных различий между регионами, входящими в ОЭСР, и регионами, не входящими в ОЭСР. Затем эти темпы роста были применены к откалиброванным историческим данным в TIAM-UCL и экстраполированы на 2050 и 2100 годы. Эти два подсектора были выбраны из-за относительно высоких остаточных выбросов, а также потому, что конкретное направление политики может влиять на потребительский спрос (например, , пассажирский спрос на авиацию и спрос на пластик). Более подробную информацию о траекториях спроса на услуги с низким энергопотреблением и о том, чем они отличаются от нашего основного сценария 1,5 °C, можно найти в разделе 3 «Дополнительная информация».

Определение геологических категорий и технико-экономических классификаций ресурсов ископаемого топлива

Крайне важно, чтобы определения для отчетности были четко изложены, учитывая регулярное использование как геологической, так и технико-экономической терминологии в предыдущих разделах и их различное использование в литература.

Традиционная и нетрадиционная нефть и ископаемый газ метан

Традиционная нефть в TIAM-UCL определяется как имеющая индекс Американского института нефти (API) более 10°; это отражает «плотность» нефти и, следовательно, ее характеристики потока в углеводородосодержащем коллекторе ³¹ . Традиционная нефть также включает легкую плотную нефть, газовые жидкости и арктическую нефть. Нетрадиционная нефть, включающая сверхтяжелую нефть и битум, обычно имеет индекс API < 10° и поэтому является чрезвычайно вязкой с очень высокой плотностью, что обычно требует дополнительной обработки и повышения качества для получения синтетической сырой нефти (SCO), которая сравнима с обычной сырая нефть. Дополнительная энергия, необходимая для повышения качества, приводит к более углеродоемкому продукту и часто к более высоким затратам, чем обычные масла (показаны на рис. 1а с расширенными данными). В состав ТИАМ-УКЛ также входит сланцевая нефть (кероген), которую мы относим к нетрадиционной. Однако ничего из этого не производится ни в одном сценарии, проводимом для этой работы, и поэтому мы не включили его в наши оценки неизвлекаемых ресурсов.

Традиционный ископаемый газ метан относится к тем ресурсам в четко определенных резервуарах, которые не требуют дополнительной обработки для извлечения экономически выгодных объемов. Его можно найти как в газовых коллекторах, так и в ассоциации с нефтью (попутный ископаемый метановый газ, либо образующий газовую шапку, либо растворяющийся в нефтяном потоке). Нетрадиционный ископаемый метановый газ относится к газоносному коллектору, а также к тому, требуются ли дополнительные технологии для инициирования коммерческого дебита, такие как гидроразрыв пласта. В TIAM-UCL это включает сланцы (сланцевая материнская порода с низкой проницаемостью), плотные породы (коллекторы из песчаника с чрезвычайно низкой проницаемостью) и метан угольных пластов (поглощенный угольной матрицей).

Обычная нефть и газ из ископаемого метана подразделяются на четыре основные категории добычи, при этом (1) обеспечивает основную часть наших оценок запасов, а остальные три категории (2–4) включаются в качестве ресурсов.

(1) Резервы. К ним относятся ресурсы, технически и экономически проверенные по преобладающим рыночным ставкам. Если месторождение не разрабатывается, необходимо провести достаточную оценку, чтобы удовлетворить условию технически и экономически доказанного. Как описано ниже, запасы нефти и газа учитываются на основе 1P.

(2) Добавление резерва. Это открытые, но неразработанные скопления, которые являются либо нерентабельными, либо заброшенными, либо резервуарами на разрабатываемых месторождениях, которые еще не были разработаны из-за технических ограничений или недостаточных геологических испытаний. Следовательно, они могут стать резервами за счет повышения эффективности, технических усовершенствований, повышения цен на ископаемое топливо и дополнительных геологических испытаний.

(3) Новые открытия. Эти ресурсы обычной нефти и ископаемого метанового газа могут быть геологически оценены как извлекаемые (обычно с различной вероятностью) без учета затрат.

(4) Арктическая нефть и ископаемый метан. К ним относятся неразведанные и неосвоенные традиционные ресурсы в арктическом регионе. Как указано McGlade ³¹ , категоризация арктических ресурсов основана на экономической целесообразности (то есть, было ли месторождение разработано или есть ли какой-либо интерес к разработке), с географической протяженностью, определенной Геологической службой США ⁴⁰ .

Нетрадиционная нефть и газ не имеют такой же дезагрегации с точки зрения ступеней ресурсов, без отдельного шага «доказанные запасы» для нетрадиционной нефти и газа, как для традиционных запасов, а вместо этого есть три разных стоимостных ступени для общей ресурсной базы. Таким образом, мы определили объемы нетрадиционной нефти и газа, которые мы классифицируем как запасы, при этом соответствующая совокупная добыча на этих этапах учитывается при расчете неизвлекаемых запасов ископаемого топлива.

Уголь

В отличие от добычи нефти и ископаемого метанового газа, которые со временем естественным образом сокращаются, уголь не подвержен тем же геологическим характеристикам «затраты-истощение». Хотя в этой статье значительно больше внимания уделяется нефти и ископаемому метану, уровни запасов угля сравнивались с последними данными из BGR ⁴¹ . Учитывая быстрый поэтапный отказ от угля в рамках наших сценариев 1,5 °C, систематический анализ неопределенностей в отношении наличия и стоимости запасов и ресурсов угля не проводился. Однако, как уже упоминалось, значения статического резерва и ресурса были перепроверены с помощью BGR.

Оценка запасов нефти и ископаемого газа-метана

Предполагается, что запасы нефти и ископаемого газа-метана могут быть извлечены с помощью современных технологий по текущим рыночным ценам или находятся в стадии добычи. Как правило, они предоставляются с заданной вероятностью извлечения заявленного объема по текущим рыночным ценам: для этого используются обозначения 1P, 2P и 3P, отражающие доказанные, вероятные и возможные запасы. Запасы 1P будут наиболее консервативными, с 90%-ной вероятностью извлечения, по крайней мере, заявленного объема. Запасы 2P имеют 50% вероятность, тогда как 3P являются наиболее спекулятивными с 10% вероятностью извлечения заявленного объема.

В этой статье для оценки запасов мы используем методы, описанные Д.В. (рукопись в процессе подготовки) для ископаемого газа метана и использовали комбинацию общедоступных данных и методов, изложенных McGlade ³¹ для нефти (более подробно описано в разделе 5 дополнительной информации). Оба использовали дискретные оценки доказанных запасов и объединили их (предполагая различную степень корреляции) с помощью моделирования методом Монте-Карло. Для ископаемого метана, используя базис 1P, выходные данные из распределений неопределенности запасов были затем объединены с базой данных затрат на уровне месторождения, которая была распространена на непродуктивные месторождения с использованием моделей линейной регрессии. Что касается нефти, мы обновили и откалибровали исследование МакГлейда, используя оценки 1P из общедоступных источников, учитывая, что они являются самыми последними из доступных. Это позволяет учитывать запасы легкой трудноизвлекаемой нефти в США ⁴² , сохраняя при этом надежную оценку неопределенности, проведенную McGlade ³¹ . Определения в максимально возможной степени соответствуют рекомендациям SPE о том, что составляет доказанные запасы ²⁷ . Например, McGlade ³¹ определил несколько ключевых примеров (Ближний Восток, Венесуэла и Канада), где публично сообщаемые оценки запасов нефти, вероятно, преувеличены, в том числе из-за того, что страны резервируют резервы для политических рычагов ⁴³ , и которые обеспечивают основную часть разница между нашими оценками 1P и оценками, полученными из открытых источников ^12,44,45,46 . Д.В. (рукопись в процессе подготовки) также привел пример России, где общедоступные «доказанные» запасы газа (в соответствии с определением SPE) на самом деле, по-видимому, относятся к российским стандартам отчетности, где экономика месторождения не учитывается в определении запасов ^{47, 48} . Восходящая оценка запасов с использованием полевых данных и учет присущей объемной неопределенности с использованием вероятностных распределений является основной причиной систематически более низких значений запасов в этой работе по сравнению с другими открытыми источниками отчетности. Подробное объяснение метода, используемого для оценки запасов, представлено в разделе 5 «Дополнительная информация».

Оценки ресурсов нефти и ископаемого метанового газа

Оценки ресурсов, используемые в TIAM-UCL, основаны на категории технически извлекаемых ресурсов. Это подмножество в конечном счете восстанавливаемых ресурсов, поскольку технологии, которые предполагается использовать при восстановлении, относительно статичны (то есть не развиваются). Ресурсы нефти первоначально определялись исходя из предельных извлекаемых ресурсов. Из-за чувствительности оценок ресурсов к коэффициенту извлечения был использован метод моделирования Монте-Карло, который объединил распределения неопределенности коэффициентов извлечения с пластовыми нетрадиционными объемами для получения агрегированных объемов на уровне страны и региона в конечном счете извлекаемой нетрадиционной нефти 9. 0018 9,31 . После их первоначальной оценки были предприняты обновления для учета исторической добычи (с 2010 г.) и изменений как в оценках извлекаемых объемов, так и в затратах. Например, пересмотренные объемы потенциально извлекаемой сверхтяжелой нефти и битума (EHOB) были согласованы с последними оценками технически извлекаемых ресурсов из IEA ¹² .

Для нетрадиционного газа в настоящее время имеется широкий спектр литературы, в которой оцениваются технически извлекаемые ресурсы на отдельных уровнях месторождения (по крайней мере, для сланцевого газа). Таким образом, диапазоны неопределенности технически извлекаемых сланцевых ресурсов были построены и объединены с использованием моделирования Монте-Карло для получения региональных оценок технически извлекаемых сланцевых газов (D.W., рукопись в процессе подготовки). Затем они были объединены с кривыми «затраты-истощение», полученными на основе статистически значимых факторов затрат на добычу на месторождении для отдельных сланцевых месторождений. Этот процесс проиллюстрирован на дополнительном рисунке 12. Для газа из плотных пород и метана из угольных пластов диапазоны на уровне страны были объединены аналогичным образом для получения региональных оценок технически извлекаемых ресурсов.

Подход к оценке неизвлекаемых запасов и ресурсов

Представление ископаемого топлива в TIAM-UCL основано на подробном восходящем анализе как стоимости, так и доступности различных геологических категорий нефти и ископаемого метанового газа. McGlade ³¹ и D.W. (рукопись в процессе подготовки) построил кривые стоимости предложения для каждого региона и категории ресурсов в TIAM-UCL, используя надежные статистические методы для оценки наличия и стоимости нефти и ископаемого метанового газа.

Кривые стоимости предложения различных ресурсов ископаемого топлива в TIAM-UCL показаны на рис. 1 с расширенными данными, где нефть, ископаемый метан и уголь разделены на области TIAM-UCL. Дополнительная информация представлена ​​в разделе 5 «Дополнительная информация». Эти затраты на поставку представляют собой затраты, связанные с добычей ископаемого топлива из-под земли, но не включают транспортные расходы или налоги в соответствии с различными налоговыми режимами. Поэтому их не следует рассматривать как цены безубыточности. Кривая затрат на поставку нефти (расширенные данные, рис. 1a) отражает стоимость поставки для репрезентативного барреля нефтяного энергетического эквивалента (бнэ), поскольку процессы добычи дают разные энергетические товары. Например, традиционные запасы нефти дают один баррель сырой нефти, тогда как процессы добычи нефтеносного песка производят один баррель битума, который затем, возможно, придется улучшить, если он будет использоваться для определенных последующих целей. Это требует дополнительных энергозатрат и технологических процессов, дополнительные затраты на которые не включаются в кривую предложения, хотя и учитываются в перерабатывающем секторе ТИАМ-УКЛ.

Чтобы обеспечить полную прозрачность и гибкость в отношении всей базы углеводородных ресурсов, мы распространили наш анализ в этом исследовании на неизвлекаемые ресурсы ископаемого топлива (то есть не только на запасы), принимая во внимание добычу по всем кривым затрат на поставку, показанным в расширенных данных. Рис. 1. Важно отметить, что ископаемое топливо не обязательно добывается в порядке затрат вдоль кривой предложения, потому что включены дополнительные ограничения (на уровне региона и категории ресурсов), которые контролируют как темпы роста, так и темпы сокращения производства.

Ограничения основаны на McGlade ³¹ , McGlade and Ekins ⁹ и D.W. (рукопись в процессе подготовки), каждая из которых построена на основе восходящих баз данных нефтяных и газовых месторождений (и отдельных скважин для добычи сланцевого газа в США), и позволяет TIAM-UCL обеспечить эмпирически надежное представление характеристик «истощения» нефти и ископаемых производство газа метана. Ограничения падения и роста используются для моделирования как геологических, так и технико-экономических характеристик технологий добычи нефти и газа, а также некоторой степени инерции внутри системы. Дополнительная информация о том, как функционируют эти ограничения, а также об основных предположениях относительно данных, представлена ​​в разделе 5 «Дополнительная информация».

В этой статье ресурсы за пределами запасов учитываются при оценке неизвлекаемых ископаемых видов топлива по ряду причин. Во-первых, динамическая природа резервов означает, что ресурсы могут перемещаться по матрице технико-экономической осуществимости в любом направлении (то есть ресурсы могут становиться резервами и наоборот). Таким образом, рассмотрение всей ресурсной базы позволяет нам отойти от относительно ограничительного определения запасов, хотя и обязательно увеличить диапазон неопределенности в сторону от наиболее определенных извлекаемых объемов. Во-вторых, не вся добыча ископаемого топлива, особенно при переходе к 2100 г., осуществляется за счет базы запасов из-за ограничений роста и сокращения производства, а также торговли. Полная база ресурсов требует рассмотрения для захвата незарезервированных томов. Наконец, при анализе добычи ископаемого топлива при постоянном углеродном балансе на 1,5 °C не только иерархия затрат на поставку различных запасов и ресурсов определяет региональное распределение производства, но и объем выбросов CO 9 . 0087 2 (и другие парниковые газы), связанные с этими ресурсами, и, следовательно, потенциальные выбросы от добычи и потребления.

Доступность данных

Данные результатов и ключевые исходные данные на рисунках (включая дополнительную информацию) доступны через Zenodo по адресу https://doi.org/10.5281/zenodo.5118971. Исходные данные приводятся вместе с настоящей статьей.

Доступность кода

Базовый код (математические уравнения) для модели доступен через GitHub (https://github.com/etsap-TIMES/TIMES_model). Полная база данных моделей также доступна через Zenodo (https://doi.org/10.5281/zenodo.51189).71). Учитывая сложность модели, дальнейшие рекомендации по допущениям модели будут предоставлены по обоснованному запросу соответствующего автора.

История изменений

• 25 января 2022 г.

  Коррекция в этой статье была опубликована: https://doi.org/10.1038/S41586-021-04334-0

СПИСОК

.

Ссылки на скачивание

Благодарности

Мы благодарим P. Erickson (SEI), G. Muttitt (IISD) и C. McGlade (IEA) за комментарии к черновой версии этой статьи. Эта работа была поддержана Европейским климатическим фондом (ECF) и Центром энергетических исследований Великобритании, фаза 4 (номер гранта EP/S029575/1).

Информация об авторе

Авторы и организации

1. Институт устойчивых ресурсов, Университетский колледж Лондона, Лондон, Великобритания

   Дэн Уэлсби и Пол Экинс

2. UCL Energy Institute, University College London, London, UK

   James Price & Steve Pye

Авторы

1. Dan Welsby

   Просмотр публикаций автора

   Вы также можете искать этого автора в PubMed Google Scholar

2. Джеймс Прайс

   Посмотреть публикации автора

   Вы также можете искать этого автора в PubMed Google Scholar

3. Steve Pye

   Посмотреть публикации автора

   Вы также можете искать этого автора в PubMed Google Scholar

4. Paul Ekins

   Просмотр публикаций автора

   Вы также можете искать этого автора в PubMed Google Scholar

Contributions

Все авторы участвовали в проектном подходе к исследованию. Д.В. и JP провели моделирование сценария и проанализировали результаты. Все авторы внесли свой вклад в разработку ранних вариантов статьи и в написание окончательной версии статьи.

Автор, ответственный за переписку

Переписка с Дэн Уэлсби.

Заявление об этике

Конкурирующие интересы

Авторы не заявляют об отсутствии конкурирующих интересов.

Дополнительная информация

Информация о рецензировании Nature благодарит Дитера Франке, Ганга Хе и Майкла Лазаруса за их вклад в рецензирование этой работы. Доступны отчеты рецензентов.

Примечание издателя Springer Nature остается нейтральной в отношении юрисдикционных претензий в опубликованных картах и ​​институциональной принадлежности.

Рисунки и таблицы с расширенными данными

Расширенные данные Рис. 1 Кривые стоимости предложения в разбивке по регионам в TIAM-UCL.

a – c , кривые для нефти ( a ), ископаемого метана ( b ) и угля ( c ). Затраты даны на основе энергосодержания (баррель нефтяного эквивалента для нефти, британские тепловые единицы для газа и джоули для угля), на 9 долларов США.0087 2005 База. Что касается нефти, различные процессы добычи дают разные товары (например, при добыче нефтеносных песков первоначально (до обогащения) получается баррель битума), отсюда и использование основы затрат на содержание энергии. Что касается газа, попутный газ не включен в расширенные данные на рис. 1b, так как он является побочным продуктом добычи нефти

Источник данных

Полноразмерная таблица

Дополнительная информация

Дополнительная информация

Этот файл содержит дополнительный текст, дополнительную таблицу 1–26, дополнительные уравнения, дополнительные рисунки 1–17 и дополнительные ссылки.

Файл рецензирования

Источники для дополнительных рисунков

исходные данные

исходные данные Рис.

Исходные данные. Рис. 2

Расширенные данные. Данные. 1

. Исходные данные. Данные. Рис. 2

Extended Data. Рис. 2

.0061

Права и разрешения

Перепечатка и разрешения

Об этой статье

Эта статья цитируется

• Обзор: биоинженерия для природных климатических решений

  • Бенджамин Р. К. Ранкл

  Журнал биологической инженерии (2022)

• Климатическая политика снижения налогов на ископаемое топливо со стороны предложения: могут ли субсидируемые запасы вызвать зеленый парадокс?

  • Гарт Дэй
  • Креина День

  Изменение климата (2022)

• Защита полезной науки о смягчении последствий изменения климата: как наука может способствовать общественным движениям

  • Генри Ф. Дрейк
  • Джеффри Хендерсон

  Изменение климата (2022)

• Параметры влияют на установление генезиса нефтяного кокса на структуру и свойства высокопористого углеродного материала, полученного активацией КОН.

  • Кудинова Анна Александровна
  • Полторацкая Мария Евгеньевна
  • Вячеслав Андреевич Рудько

  Журнал пористых материалов (2022)

• Анализ запасов тяжелой нефти для Тринидада и Тобаго

  • Донни Будлал
  • Дэвид Александр
  • Дебора Рамнат

  Арабский журнал наук о Земле (2022)

Комментарии

Отправляя комментарий, вы соглашаетесь соблюдать наши Условия и Правила сообщества. Если вы обнаружите что-то оскорбительное или не соответствующее нашим условиям или правилам, отметьте это как неприемлемое.

Эффективность двигателя

Ханну Яаскеляйнен

Это предварительный просмотр статьи, ограниченный некоторым исходным содержанием. Для полного доступа требуется подписка DieselNet.
Пожалуйста, войдите под номером , чтобы просмотреть полную версию этого документа.

Реферат : Преобразование энергии топлива в полезную работу в двигателе внутреннего сгорания сопряжено с рядом потерь. К ним относятся потери химической энергии с выбросами, потери тепла двигателем и через выхлопные газы, а также потери на перекачку газа и потери на трение в двигателе. Соответственно, общий тепловой КПД торможения двигателя является продуктом сгорания, термодинамического, газообменного и механического КПД.

• Потери энергии двигателя
  • Сводка убытков
  • Топливная энергия
  • Эффективность сгорания
  • Термодинамическая эффективность
  • Тепловые потери
  • Эффективность газообмена
  • Механический КПД
• Эффективность с точки зрения топлива

Сводка потерь

Преобразование энергии топлива в полезную работу в двигателе внутреннего сгорания сопряжено с рядом потерь. Основные потери энергии двигателя и соответствующие коэффициенты эффективности показаны на рис. 1 9.1082 [3038] . Другие исследования факторов, влияющих на КПД двигателя, с упором на низкотемпературное сгорание можно найти в литературе [4886] .

Начиная со сжигания углеводородного топлива и выделения его энергии, небольшое количество топлива не превращается полностью в идеальные продукты сгорания CO ₂ и H ₂ O. Энергия, остающаяся в несгоревшем топливе и промежуточных продуктах сгорания, равна приходится на эффективность сгорания .

Второй закон термодинамики определяет, что из энергии, высвобождаемой в процессе горения, только часть ее может быть преобразована в полезную работу. Эта доля объясняется термодинамической эффективностью , которая зависит от деталей цикла, используемого для преобразования тепла в работу. Для двигателей внутреннего сгорания верхний предел термодинамического КПД обычно определяют с помощью расчетов циклов Отто и Дизеля. Энергия сгорания, которая не преобразуется в механическую работу, теряется в виде тепла либо за счет выброса горячих выхлопных газов в окружающую среду, либо за счет передачи тепла через поверхности камеры сгорания. валовая указанная эффективность равна произведению эффективности сгорания и термодинамической эффективности и отражает общую работу, произведенную при сгорании топлива.

Из энергии, которая была преобразована в работу, часть этой работы используется для подачи всасываемых газов в двигатель и вытеснения выхлопных газов. Эти насосные потери учитываются с помощью эффективности газообмена . Чистая указанная эффективность регулирует общую указанную эффективность с учетом работы, необходимой для перемещения газов в двигатель и из него.

Некоторая работа также должна быть использована для преодоления трения между скользящими поверхностями, такими как поршневые кольца и подшипники, и для привода необходимых вспомогательных устройств, таких как масляные насосы и насосы охлаждающей жидкости. Последнее учитывается с механическим КПД . Как ни странно, потери при газообмене и потери на трение иногда объединяются в одну потерю, которая используется для определения механического КПД. Это обсуждается ниже.

Таким образом, оставшаяся работа, работа торможения, может быть получена от двигателя для выполнения полезной работы. Эффективность торможения (или термическая эффективность тормоза) может быть выражена как:

η _тормоз = η _{сжигание} · η _{термодинамический} · η _{газообмен} · η _{механический} (1)

Другой способ выразить эффективность торможения — [3980] :

η _тормоз = η _{замкнутый цикл} · η _{открытый цикл} · η _{механический} (2)

где:
η _{закрытый цикл} — КПД замкнутого цикла, причем закрытый цикл является частью 4-тактного цикла, когда впускной и выпускной клапаны закрыты. η _{закрытый цикл} = η _{сгорание} · η _{термодинамический}
η _{открытый цикл} — эффективность открытого цикла, открытый цикл является частью 4-тактного цикла, когда впускной или выпускной клапаны открыты. η _{открытый цикл} = η _{газообмен}

Следует отметить, что это обсуждение КПД двигателя ведется с точки зрения процесса, используемого для преобразования тепла в работу, т. е. оно ограничено определенным типом машины и отражает ограничения машины или термодинамического цикла, используемого для преобразования тепла. работать. Эффективность также можно рассматривать с точки зрения топлива и количества топливной эксергии, которая может быть преобразована в работу. Более поздний подход, обсуждаемый позже, является более общим и не ограничивается каким-либо конкретным термодинамическим циклом.

Топливная энергия

В двигателе внутреннего сгорания воздух и топливо смешиваются, образуя горючую смесь, которая воспламеняется и выделяет энергию в виде тепла. Количество выделяемого тепла зависит от ряда факторов. В то время как количество топлива, попавшего в цилиндр, является основным фактором, определяющим содержание энергии в попавшей воздушно-топливной смеси и, следовательно, общее количество тепла, которое может быть выделено, ряд вторичных факторов также важен. Эти вторичные факторы включают детали о составе топлива, такие как тип элементов, содержащихся в топливе, и характер связей, соединяющих элементы вместе.

Для двигателей чистая энергия, выделяемая при сгорании, обычно представлена ​​низшей теплотворной способностью (LHV) топлива, поскольку предполагается, что вода, образующаяся при сгорании, остается в парообразном состоянии. На рис. 2 показана LHV ряда видов топлива, которые можно использовать в двигателе внутреннего сгорания, в зависимости от их стехиометрического соотношения воздух-топливо. Обратите внимание, что для углеводородного топлива значения LHV очень похожи и значительно выше, чем для топлива, содержащего кислород. Кислородсодержащие функциональные группы дают меньшую чистую энергию во время сгорания, внося значительный вклад в массу и объем топлива.

Данные с [391]

После того, как выбор топлива определен, мощность двигателя определяется содержанием энергии воздушно-топливной смеси, попавшей в цилиндр перед сгоранием. Для двигателей, в которых смешивание воздуха и топлива осуществляется до поступления всасываемого заряда в цилиндр, эта энергия связана с количеством воздушно-топливной смеси, которая может быть введена и захвачена в цилиндре. Для двигателей, в которых смешивание воздуха и топлива происходит в цилиндре после IVC, это зависит от количества воздуха, которое может быть введено и захвачено в цилиндре. Можно показать, что [4730] :

Hport=ρmixLHVfλ·AFRstoich+1H_port = {ρ_mix LHV_f} по {λ AFR_stoich +1} (3)

где:
H _порт = энергоемкость на единицу объема цилиндра смеси, образующейся перед подачей в цилиндр, МДж/м ³
ρ _смесь = плотность смеси, кг/м ³
LHV _f = низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг
λ = относительное воздушно-топливное отношение смеси
AFR _стех = стехиометрическое воздушно-топливное отношение

и

HDI=ρairLHVfλ·AFRstoichH_DI = {ρ_air LHV_f} над {λ AFR_stoich} (4)

где:
H _DI = энергоемкость единицы объема цилиндра смеси, образующейся в цилиндре после ВВК, МДж/м ³
ρ _воздух = плотность воздуха, кг/м ³

Следует отметить, что для большинства жидких топлив разница между H _порт и H _DI невелика. Однако для газообразного топлива, такого как метан, основной компонент природного газа, разница может быть более существенной, рис. 3. Кроме того, в некоторых случаях, когда воздух и топливо смешиваются в цилиндре перед IVC, H _порт больше отражает энергию, которая может быть захвачена в цилиндре. Влияние повышения давления на входе с помощью турбонагнетателя или нагнетателя в уравнении (3) и уравнении (4) учитывается через член плотности.

При 0°C, 101,325 кПа

На рис. 4 показаны значения H _порта и H _DI стехиометрических смесей нескольких видов топлива при стандартных условиях в зависимости от их стехиометрического соотношения воздух-топливо и на основе наиболее распространенных средств их смешивания с всасываемым воздухом 9.1082 [4730] . Хотя существуют важные различия, следует отметить, что выходная мощность двигателя, работающего на любом из этих видов топлива, исходя только из плотности энергии смеси, будет удивительно схожей. Однако следует отметить, что одной плотности энергии смеси недостаточно для определения максимальной мощности двигателя.

При 0°C, 101,325 кПа

###

Нефть | Национальное географическое общество

Миллионы лет назад водоросли и растения жили на мелководье. Отмерев и опустившись на морское дно, органический материал смешался с другими отложениями и был погребен. За миллионы лет под высоким давлением и высокой температурой остатки этих организмов превратились в то, что мы сегодня знаем как ископаемое топливо. Уголь, природный газ и нефть — это ископаемое топливо, образовавшееся в сходных условиях.

Сегодня нефть находится в обширных подземных резервуарах, где находились древние моря. Нефтяные резервуары можно найти под землей или на дне океана. Их сырая нефть добывается с помощью гигантских буровых машин.

Сырая нефть обычно имеет черный или темно-коричневый цвет, но также может быть желтоватой, красноватой, желтовато-коричневой или даже зеленоватой. Различия в цвете указывают на различные химические составы различных запасов сырой нефти. Например, нефть с небольшим содержанием металлов или серы имеет тенденцию быть более легкой (иногда почти прозрачной).

Нефть используется для производства бензина, важного продукта в нашей повседневной жизни. Он также обрабатывается и входит в состав тысяч различных предметов, включая шины, холодильники, спасательные жилеты и анестетики.

Когда нефтепродукты, такие как бензин, сжигаются для получения энергии, они выделяют токсичные газы и большое количество углекислого газа, парникового газа. Углерод помогает регулировать температуру атмосферы Земли, а добавление к естественному балансу за счет сжигания ископаемого топлива неблагоприятно влияет на наш климат.

Под поверхностью Земли и в смоляных карьерах, которые пузырятся на поверхности, находятся огромные количества нефти. Нефть существует даже намного ниже самых глубоких скважин, разработанных для ее добычи.

Однако нефть, как и уголь и природный газ, является невозобновляемым источником энергии. На его формирование ушли миллионы лет, и когда он будет извлечен и потреблен, мы не сможем его заменить.

Запасы масла закончатся. В конце концов, мир достигнет «пика нефти» или наивысшего уровня добычи. Некоторые эксперты предсказывают, что пик нефти может наступить уже в 2050 году. Поиск альтернатив нефти имеет решающее значение для глобального использования энергии и находится в центре внимания многих отраслей.

Образование нефти

Геологические условия, которые в конечном итоге привели к образованию нефти, сформировались миллионы лет назад, когда растения, водоросли и планктон дрейфовали в океанах и мелководных морях. Эти организмы опустились на морское дно в конце своего жизненного цикла. Со временем они были погребены и раздавлены миллионами тонн наносов и еще большим слоем растительных остатков.

Со временем древние моря высохли, и остались сухие бассейны, называемые осадочными бассейнами. Глубоко под дном бассейна органический материал был сжат между земной мантией при очень высоких температурах и миллионами тонн горных пород и отложений наверху. Кислород в этих условиях почти полностью отсутствовал, а органическое вещество начало превращаться в воскообразное вещество, называемое керогеном.

Под воздействием тепла, времени и давления кероген прошел процесс, называемый катагенезом, и превратился в углеводороды. Углеводороды — это просто химические вещества, состоящие из водорода и углерода. Различные комбинации тепла и давления могут создавать различные формы углеводородов. Некоторые другие примеры: уголь, торф и природный газ.

Осадочные бассейны, где раньше лежало древнее морское дно, являются ключевыми источниками нефти. В Африке осадочный бассейн дельты Нигера охватывает земли Нигерии, Камеруна и Экваториальной Гвинеи. В огромном бассейне дельты Нигера было обнаружено более 500 нефтяных месторождений, и они составляют одно из самых продуктивных нефтяных месторождений в Африке.

Химия и классификация сырой нефти

Бензин, который мы используем для заправки наших автомобилей, синтетические ткани для наших рюкзаков и обуви, а также тысячи различных полезных продуктов, изготовленных из нефти, имеют стабильные и надежные формы. Однако сырая нефть, из которой производятся эти предметы, не является ни последовательной, ни однородной.

Химия
Сырая нефть состоит из углеводородов, в основном водорода (около 13% по весу) и углерода (около 85%). Другие элементы, такие как азот (около 0,5%), сера (0,5%), кислород (1%) и металлы, такие как железо, никель и медь (менее 0,1%), также могут быть смешаны с углеводородами в небольших количествах. .
То, как молекулы углеводородов организованы, является результатом первоначального состава водорослей, растений или планктона, существовавшего миллионы лет назад. Количество тепла и давления, которым подвергались растения, также вносят свой вклад в изменения, которые обнаруживаются в углеводородах и сырой нефти.

Из-за этой вариации сырая нефть, выкачиваемая из-под земли, может состоять из сотен различных нефтяных соединений. Легкие нефти могут содержать до 97% углеводородов, в то время как более тяжелые нефти и битумы могут содержать только 50% углеводородов и большее количество других элементов. Почти всегда необходимо перерабатывать сырую нефть, чтобы производить полезные продукты.

Классификация
Нефть классифицируется по трем основным категориям: географическому местоположению, где она была пробурена, содержанию в ней серы и плотности в градусах API (мера плотности).

Классификация: География
Нефть добывается во всем мире. Тем не менее, есть три основных источника сырой нефти, которые определяют ориентиры для ранжирования и ценообразования других поставок нефти: сырая нефть марки Brent, нефть West Texas Intermediate, а также Дубай и Оман.

Нефть марки Brent представляет собой смесь, добываемую на 15 различных нефтяных месторождениях между Шотландией и Норвегией в Северном море. Эти месторождения снабжают нефтью большую часть Европы.

West Texas Intermediate (WTI) — более легкая нефть, добываемая в основном в американском штате Техас. Он «сладкий» и «легкий» — считается очень качественным. WTI снабжает нефтью большую часть Северной Америки.

Дубайская нефть, также известная как Фатех или Дубайско-Оманская нефть, представляет собой легкую высокосернистую нефть, добываемую в Дубае, части Объединенных Арабских Эмиратов. Соседняя страна Оман недавно начала добычу нефти. Сырая нефть Дубая и Омана используется в качестве ориентира для ценообразования на нефть Персидского залива, которая в основном экспортируется в Азию.

Справочная корзина ОПЕК — еще один важный источник нефти. ОПЕК — это Организация стран-экспортеров нефти. Базовая корзина ОПЕК представляет собой среднюю цену на нефть из 12 стран-членов ОПЕК: Алжира, Анголы, Эквадора, Ирана, Ирака, Кувейта, Ливии, Нигерии, Катара, Саудовской Аравии, Объединенных Арабских Эмиратов и Венесуэлы.

Классификация: Содержание серы
Сера считается «примесью» в нефти. Сера в сырой нефти может вызывать коррозию металла в процессе очистки и способствовать загрязнению воздуха. Нефть с содержанием серы более 0,5 % называется «кислой», а нефть с содержанием серы менее 0,5 % — «сладкой».

Сладкое масло обычно гораздо более ценно, чем кислое, потому что оно не требует такой глубокой очистки и менее вредно для окружающей среды.

Классификация: API Gravity
Американский институт нефти (API) является торговой ассоциацией предприятий нефтяной и газовой промышленности. API установил общепринятые системы стандартов для различных продуктов, связанных с нефтью и газом, таких как манометры, насосы и буровое оборудование. API также установил несколько единиц измерения. Например, «блок API» измеряет гамма-излучение в скважине (стволе, пробуренном в земле).

Плотность в градусах API — это мера плотности нефтяной жидкости по сравнению с водой. Если плотность нефтяной жидкости в API больше 10, она «легкая» и плавает на поверхности воды. Если плотность в градусах API меньше 10, он «тяжелый» и тонет в воде.

Легкие нефти предпочтительнее, поскольку они имеют более высокий выход углеводородов. Более тяжелые масла имеют более высокие концентрации металлов и серы и требуют большей очистки.

Нефтяные резервуары

Нефть находится в подземных карманах, называемых резервуарами. Глубоко под землей давление чрезвычайно велико. Нефть медленно просачивается к поверхности, где давление ниже. Он продолжает это движение от высокого к низкому давлению, пока не наткнется на непроницаемый слой горной породы. Затем нефть собирается в резервуарах, которые могут находиться на глубине нескольких сотен метров от поверхности Земли.

Нефть может содержаться структурными ловушками, которые образуются, когда массивные слои горных пород изгибаются или отламываются (сломаются) от движущихся массивов суши Земли. Нефть также может содержаться стратиграфическими ловушками. Различные пласты или слои горных пород могут иметь разную степень пористости. Например, сырая нефть легко мигрирует сквозь слой песчаника, но будет задерживаться под слоем сланца.

Геологи, химики и инженеры ищут геологические структуры, которые обычно содержат нефть. Они используют процесс, называемый «сейсмическим отражением», для обнаружения подземных горных пород, которые могли удерживать сырую нефть. В процессе происходит небольшой взрыв. Звуковые волны распространяются под землей, отражаются от различных типов пород и возвращаются на поверхность. Датчики на земле интерпретируют возвращающиеся звуковые волны, чтобы определить подземную геологическую структуру и возможность наличия нефтяного резервуара.

Количество нефти в резервуаре измеряется в баррелях или тоннах. Нефтяной баррель составляет около 42 галлонов. Это измерение обычно используется производителями нефти в Соединенных Штатах. Производители нефти в Европе и Азии, как правило, используют метрические тонны. В метрической тонне содержится от 6 до 8 баррелей нефти. Преобразование неточно, потому что разные сорта масла весят разное количество, в зависимости от количества примесей.

Сырая нефть часто находится в резервуарах вместе с природным газом. В прошлом природный газ либо сжигали, либо выпускали в атмосферу. В настоящее время разработана технология улавливания природного газа и его повторной закачки в скважину или сжатия в сжиженный природный газ (СПГ). СПГ легко транспортируется и имеет универсальное применение.

Добыча нефти

В некоторых местах нефть пузырится на поверхности Земли. В некоторых частях Саудовской Аравии и Ирака, например, пористая порода позволяет нефти просачиваться на поверхность в небольших прудах. Однако большая часть нефти находится в подземных нефтяных резервуарах.

Общее количество нефти в резервуаре называется пластовой нефтью. Многие нефтяные жидкости, составляющие пластовую нефть пласта, не поддаются извлечению. Эти нефтяные жидкости могут быть слишком сложными, опасными или дорогими для бурения.

Та часть пластовой нефти, которая может быть извлечена и переработана, представляет собой запасы нефти этого резервуара. Решение об инвестировании в комплексные буровые работы часто принимается на основе доказанных запасов нефти на участке.

Бурение может быть разведочным, разведочным или направленным.

Бурение в районе, где уже обнаружены запасы нефти, называется эксплуатационным бурением. Прудхо-Бей, Аляска, имеет самые большие запасы нефти в Соединенных Штатах. Эксплуатационное бурение в Прадхо-Бей включает новые скважины и расширение технологии добычи.

Бурение в условиях отсутствия известных запасов называется разведочным бурением. Разведочное бурение, также называемое «диким бурением», является рискованным делом с очень высокой частотой неудач. Тем не менее, потенциальные выгоды от добычи нефти соблазняют многих «диких охотников» попытаться провести разведочное бурение. «Алмазный» Гленн Маккарти, например, известен как «Король диких охотников» из-за его успеха в обнаружении огромных запасов нефти недалеко от Хьюстона, штат Техас. Маккарти 38 раз добывал нефть в 1930-х годах, заработав миллионы долларов.

Направленное бурение включает вертикальное бурение до известного источника нефти с последующим поворотом бурового долота под углом для доступа к дополнительным ресурсам. Обвинения в наклонно-направленном бурении привели к первой войне в Персидском заливе в 1991 году. Ирак обвинил Кувейт в использовании методов наклонно-направленного бурения для добычи нефти из иракских нефтяных резервуаров недалеко от границы с Кувейтом. Впоследствии Ирак вторгся в Кувейт, что привлекло международное внимание и вмешательство. После войны граница между Ираком и Кувейтом была изменена, и теперь водохранилища принадлежат Кувейту.

Нефтяные вышки

На суше нефть можно добывать с помощью устройства, называемого нефтяной вышкой или буровой установкой. На море нефть добывают с нефтяной платформы.

Первичная добыча
В большинстве современных скважин используется пневматическая роторная буровая установка, которая может работать 24 часа в сутки. В этом процессе двигатели приводят в действие буровое долото. Сверло – это режущий инструмент, используемый для создания круглого отверстия. Буровые долота, используемые в пневматических вращательных буровых установках, представляют собой полые стальные стержни с вольфрамовыми стержнями, которые используются для резки породы. Нефтяные буровые долота могут иметь диаметр 36 сантиметров (14 дюймов).

По мере того как буровое долото вращается и прорезает землю, откалываются небольшие куски породы. Мощный поток воздуха нагнетается в центр полого сверла и выходит через дно сверла. Затем воздух устремляется обратно к поверхности, унося с собой крошечные куски камня. Геологи на месте могут изучить эти куски измельченной породы, чтобы определить различные пласты горных пород, с которыми сталкивается бур.

Когда бур наталкивается на нефть, часть нефти естественным образом поднимается из-под земли, перемещаясь из области высокого давления в область низкого давления. Этот немедленный выброс нефти может быть «фонтанным фонтаном», выстреливающим в воздух на десятки метров, что является одним из самых драматичных действий по добыче. Он также является одним из самых опасных, и часть оборудования, называемая противовыбросовым превентором, перераспределяет давление, чтобы остановить такой фонтан.

Насосы используются для добычи нефти. Большинство нефтяных вышек имеют два комплекта насосов: буровые насосы и откачивающие насосы. «Грязь» — это буровой раствор, используемый для создания скважин для добычи нефти и природного газа. Буровые насосы обеспечивают циркуляцию бурового раствора.

В нефтяной промышленности используется широкий спектр экстракционных насосов. Какой насос использовать, зависит от географии, качества и положения нефтяного резервуара. Погружные насосы, например, погружаются непосредственно в жидкость. Газовый насос, также называемый пузырьковым насосом, использует сжатый воздух для выталкивания нефти на поверхность или в скважину.

Одним из наиболее известных типов экстракционных насосов является насосный станок, верхняя часть поршневого насоса. Насосных насосов прозвали «жаждущими птицами» или «кивающими ослами» за их контролируемое, регулярное ныряние. Рукоятка перемещает большую насосную установку в форме молота вверх и вниз. Глубоко под поверхностью движение насосной станции перемещает полый поршень вверх и вниз, постоянно вынося нефть обратно на поверхность или в скважину.

Успешные буровые установки могут добывать нефть в течение примерно 30 лет, хотя некоторые добывают ее в течение многих десятилетий.

Вторичная добыча
Даже после откачки подавляющая часть (до 90%) нефти может оставаться в подземном резервуаре. Для извлечения этой нефти необходимы другие методы, процесс, называемый вторичным извлечением. В 1800-х и начале 20-го века применялся метод вакуумирования лишней нефти, но он улавливал только более тонкие компоненты нефти и оставлял после себя большие запасы тяжелой нефти.

Затопление водой было обнаружено случайно. В 1870-х годах производители нефти в Пенсильвании заметили, что заброшенные нефтяные скважины накапливают дождевую и грунтовую воду. Вес воды в скважинах вытеснил нефть из резервуаров в близлежащие скважины, увеличив их добычу. Вскоре производители нефти начали намеренно затапливать скважины, чтобы добыть больше нефти.

На сегодняшний день наиболее распространенным методом вторичной добычи является газовый привод. Во время этого процесса скважина намеренно бурится глубже нефтяного пласта. Более глубокая скважина достигает резервуара с природным газом, и газ под высоким давлением поднимается вверх, вытесняя нефть из резервуара.

Нефтяные платформы

Бурение на море намного дороже, чем на суше. Обычно здесь используются те же методы бурения, что и на суше, но требуется массивная конструкция, способная выдержать огромную силу океанских волн в бурном море.

Морские буровые платформы являются одними из крупнейших искусственных сооружений в мире. Они часто включают в себя жилые помещения для людей, работающих на платформе, а также причалы и вертолетную площадку для перевозки рабочих.

Платформа может быть привязана ко дну океана и плавать или может представлять собой жесткую конструкцию, прикрепленную ко дну океана, моря или озера с помощью бетонных или стальных опор.

Платформа Hibernia, 315 километров (19В 6 милях) от восточного побережья Канады в северной части Атлантического океана находится одна из крупнейших в мире нефтяных платформ. На платформе работают более 70 человек в трехнедельные смены. Платформа имеет высоту 111 метров (364 фута) и закреплена на дне океана. Для придания дополнительной устойчивости было добавлено около 450 000 тонн твердого балласта. Платформа может хранить до 1,3 млн баррелей нефти. Всего Hibernia весит 1,2 миллиона тонн! Однако платформа по-прежнему уязвима для сокрушительного веса и силы айсбергов. Его края зубчатые и острые, чтобы противостоять ударам морского льда или айсбергов.

Нефтяные платформы могут стать причиной огромных экологических катастроф. Проблемы с буровым оборудованием могут привести к выбросу нефти из скважины в океан. Ремонт скважины на глубине сотен метров под океаном — дело чрезвычайно сложное, дорогое и медленное. Миллионы баррелей нефти могут вылиться в океан до того, как скважина будет закупорена.

Когда нефть разливается в океане, она всплывает на поверхность воды и наносит ущерб популяции животных. Одно из его самых разрушительных последствий для птиц. Нефть разрушает гидроизоляционные свойства перьев, и птицы не защищены от холодной океанской воды. Тысячи могут умереть от переохлаждения. Рыбам и морским млекопитающим также угрожают разливы нефти. Темные тени, отбрасываемые разливами нефти, могут выглядеть как еда. Нефть может повредить внутренние органы животных и быть еще более токсичной для животных, находящихся выше в пищевой цепочке. Этот процесс называется биоаккумуляцией.

Огромная нефтяная платформа в Мексиканском заливе, Deepwater Horizon , взорвалась в 2010 году. Это был крупнейший аварийный разлив нефти в море в истории. Одиннадцать рабочих платформы погибли, а в Мексиканский залив вылилось более 4 миллионов баррелей нефти. Ежедневно в океан утекало более 40 000 баррелей. Восемь национальных парков оказались под угрозой, экономика общин вдоль побережья Мексиканского залива оказалась под угрозой, поскольку туризм и рыболовство пришли в упадок, и более 6000 животных погибли.

От буровых установок до рифов
Морские нефтяные платформы также могут выступать в качестве искусственных рифов. Они обеспечивают поверхность (субстрат) для водорослей, кораллов, устриц и ракушек. Этот искусственный риф может привлечь рыбу и морских млекопитающих и создать процветающую экосистему.

До 1980-х годов нефтяные платформы разбирали и вывозили из океанов, а металл продавали как лом. В 1986 году Национальная ассоциация морского рыболовства разработала программу «Установки к рифам». Сейчас нефтяные платформы либо опрокидываются (путем подводного взрыва), либо вывозятся и буксируются на новое место, либо частично разбираются. Это позволяет морской жизни продолжать процветать на искусственном рифе, который десятилетиями обеспечивал среду обитания.

Воздействие программы Rigs-to-Reefs на окружающую среду все еще изучается. Нефтяные платформы, оставленные под водой, могут представлять опасность для кораблей и водолазов. Рыбацкие лодки запутались в платформах, и есть опасения по поводу правил безопасности заброшенных сооружений.

Экологи утверждают, что нефтяные компании должны нести ответственность за обязательства, о которых они изначально договорились, а именно о восстановлении морского дна до его первоначального состояния. Оставляя платформы в океане, нефтяные компании освобождаются от выполнения этого соглашения, и есть опасения, что это может создать прецедент для других компаний, которые хотят утилизировать свой металл или оборудование в океанах.

Нефть и окружающая среда: битум и бореальные леса

Сырая нефть не всегда должна добываться путем глубокого бурения. Если он не сталкивается с каменистыми препятствиями под землей, он может просачиваться на поверхность и пузыриться над землей. Битум — это форма нефти, которая имеет черный цвет, чрезвычайно липкая и иногда поднимается на поверхность Земли.

В своем естественном состоянии битум обычно смешивается с «нефтяными песками» или «битуминозными песками», что делает его чрезвычайно трудным для добычи и является нетрадиционным источником нефти. Только около 20% мировых запасов битума находятся на поверхности земли и могут быть добыты открытым способом.

К сожалению, из-за того, что битум содержит большое количество серы и тяжелых металлов, его добыча и переработка являются дорогостоящими и вредными для окружающей среды. Производство битума в полезные продукты приводит к выбросам углерода на 12% больше, чем при переработке обычной нефти.

Битум имеет консистенцию холодной мелассы, и для его извлечения в скважину необходимо закачивать мощный горячий пар, чтобы расплавить битум. Затем для отделения битума от песка и глины используется большое количество воды. Этот процесс истощает близлежащие запасы воды. Сброс очищенной воды обратно в окружающую среду может привести к дальнейшему загрязнению оставшейся воды.

Переработка битума из битуминозных песков также является сложной и дорогостоящей процедурой. Для производства одного барреля нефти требуется две тонны нефтеносных песков.

Однако мы зависим от битума из-за его уникальных свойств: около 85% добываемого битума используется для производства асфальта для мощения и ремонта наших дорог. Небольшой процент используется для кровли и других продуктов.

Запасы битума
Большая часть мировых битуминозных песков находится в восточной части Альберты, Канада, в нефтеносных песках Атабаски. Другие крупные запасы находятся в Северо-Каспийском бассейне Казахстана и Сибири, Россия.

Нефтяные пески Атабаски являются четвертыми по величине запасами нефти в мире. К сожалению, запасы битума находятся под частью бореального леса, называемого также тайгой. Это делает добычу как сложной, так и экологически опасной.

Тайга окружает Северное полушарие чуть ниже замерзшей тундры, занимая более 5 миллионов квадратных километров (2 миллиона квадратных миль), в основном в Канаде, России и Скандинавии. На его долю приходится почти треть всей покрытой лесом земли на планете.

Тайгу иногда называют «легкими планеты», потому что она каждый день фильтрует тонны воды и кислорода через листья и иголки своих деревьев. Каждую весну бореальные леса выделяют в атмосферу огромное количество кислорода и сохраняют наш воздух чистым. Это дом для мозаики растительной и животной жизни, все из которых зависят от взрослых деревьев, мхов и лишайников бореального биома.

Наземные мины, по оценкам, занимают лишь 0,2% бореальных лесов Канады. Около 80 % нефтеносных песков Канады можно добыть с помощью бурения, а 20 % — с помощью открытых горных работ.

Переработка нефти

Переработка нефти — это процесс преобразования сырой нефти или битума в более полезные продукты, такие как топливо или асфальт.

Нефть выходит из-под земли с примесями, от серы до песка. Эти компоненты должны быть разделены. Это делается путем нагревания сырой нефти в дистилляционной колонне, в которой есть тарелки и температуры, установленные на разных уровнях. Углеводороды и металлы нефти имеют разные температуры кипения, и когда нефть нагревается, пары различных элементов поднимаются на разные уровни колонны, прежде чем снова конденсироваться в жидкость на многоуровневых тарелках.

Пропан, керосин и другие компоненты конденсируются на разных ярусах башни и могут собираться по отдельности. Их транспортируют по трубопроводу, океанскими судами и грузовиками в разные места для непосредственного использования или дальнейшей обработки.

Нефтяная промышленность

Нефть не всегда добывалась, очищалась и использовалась миллионами людей, как сегодня. Тем не менее, он всегда был важной частью многих культур.

Самые ранние известные нефтяные скважины были пробурены в Китае еще в 350 г. н.э. Скважины были пробурены на глубину почти 244 метра (800 футов) с использованием прочных бамбуковых долот. Нефть добывалась и транспортировалась по бамбуковым трубопроводам. Его сжигали как топливо для отопления и промышленный компонент. Китайские инженеры сжигали нефть для выпаривания рассола и получения соли.

На западном побережье Северной Америки коренные народы использовали битум в качестве клея для водонепроницаемости каноэ и корзин, а также в качестве связующего для создания церемониальных украшений и инструментов.

К 7 веку японские инженеры обнаружили, что нефть можно сжигать для получения света. Позже персидский алхимик в 9 веке перегнал нефть в керосин. В течение 1800-х годов нефть постепенно заменила китовый жир в керосиновых лампах, что привело к резкому сокращению охоты на китов.

Современная нефтяная промышленность зародилась в 1850-х годах. Первая скважина была пробурена в Польше в 1853 году, а технология распространилась в другие страны и усовершенствовалась.

 Промышленная революция открыла новые широкие возможности для использования нефти. Машины, приводимые в действие паровыми двигателями, быстро стали слишком медленными, мелкосерийными и дорогими. Топливо на нефтяной основе было востребовано. Изобретение серийного автомобиля в начале 20 века еще больше увеличило спрос на нефть.

Быстро растет добыча нефти. В 1859 году в США было добыто 2000 баррелей нефти. К 1906 году это число составляло 126 миллионов баррелей в год. Сегодня США ежегодно добывают около 6,8 млрд баррелей нефти.

По данным ОПЕК, ежедневно в мире производится более 70 миллионов баррелей. Это почти 49 000 баррелей в минуту.

Хотя это кажется невероятно большим количеством, использование нефти расширилось почти во всех сферах жизни. Нефть облегчает нашу жизнь во многих отношениях. Во многих странах, в том числе в США, нефтяная промышленность обеспечивает миллионы рабочих мест, от геодезистов и рабочих платформ до геологов и инженеров.

Соединенные Штаты потребляют больше нефти, чем любая другая страна. В 2011 году США ежедневно потребляли более 19 миллионов баррелей нефти. Это больше, чем вся нефть, потребляемая в Латинской Америке (8,5 млн) и Восточной Европе и Евразии (5,5 млн) вместе взятых.

Нефть входит в состав тысяч предметов повседневного обихода. Бензин, от которого мы ездим в школу, на работу или в отпуск, поступает из сырой нефти. Баррель нефти производит около 72 литров (19 галлонов) бензина и используется людьми во всем мире для питания автомобилей, лодок, реактивных самолетов и скутеров.

Дизельные генераторы используются во многих отдаленных домах, школах и больницах. Во время чрезвычайных ситуаций, когда отключается электросеть, дизель-генераторы спасают жизни, обеспечивая электричеством больницы, многоквартирные дома, школы и другие здания, которые в противном случае были бы холодными и «темными».

Нефть также используется в жидких продуктах, таких как лак для ногтей, медицинский спирт и аммиак. Нефть содержится в таких разнообразных предметах для отдыха, как доски для серфинга, футбольные и баскетбольные мячи, велосипедные шины, сумки для гольфа, палатки, фотоаппараты и рыболовные приманки.

Нефть также содержится в более важных предметах, таких как протезы, водопроводные трубы и капсулы с витаминами. В наших домах мы окружены продуктами, содержащими нефть, и зависим от них. Краска для дома, мешки для мусора, кровля, обувь, телефоны, бигуди и даже мелки содержат очищенную нефть.

Углеродный цикл

Добыча ископаемого топлива имеет серьезные недостатки, а добыча нефти – спорная отрасль.

Углерод, важный элемент на Земле, составляет около 85% углеводородов в нефти. Углерод постоянно циркулирует между водой, землей и атмосферой.

Углерод поглощается растениями и является частью каждого живого организма, движущегося по пищевой цепи. Углерод естественным образом высвобождается из-за вулканов, эрозии почвы и испарения. Когда углерод выбрасывается в атмосферу, он поглощает и сохраняет тепло, регулируя температуру Земли и делая нашу планету пригодной для жизни.

Не весь углерод на Земле вовлечен в круговорот углерода над землей. Огромные количества его изолированы или хранятся под землей в виде ископаемого топлива и в почве. Этот секвестрированный углерод необходим, потому что он поддерживает сбалансированный «углеродный бюджет» Земли.

Однако этот бюджет выходит из равновесия. Со времен промышленной революции ископаемое топливо агрессивно добывалось и сжигалось для получения энергии или топлива. Это высвобождает углерод, который был изолирован под землей, и нарушает углеродный баланс. Это влияет на качество нашего воздуха, воды и климата в целом.

Тайга, например, поглощает огромное количество углерода на деревьях и под лесной подстилкой. Бурение природных ресурсов высвобождает не только углерод, содержащийся в ископаемом топливе, но и углерод, содержащийся в самом лесу.

Сжигание бензина, изготовленного из нефти, особенно вредно для окружающей среды. Каждые 3,8 литра (1 галлон) не содержащего этанол газа, сгорающего в двигателе автомобиля, выделяют в окружающую среду около 9 кг (20 фунтов) углекислого газа. (Бензин, наполненный 10% этанола, выделяет около 8 кг (17 фунтов).) Дизельное топливо выделяет около 10 кг (22 фунта) двуокиси углерода, а биодизель (дизельное топливо с 10% биотоплива) выделяет около 9 кг (20 фунтов).

Бензин и дизельное топливо также напрямую загрязняют атмосферу. Они выделяют токсичные соединения и твердые частицы, в том числе формальдегид и бензол.

Люди и нефть

Нефть является важным компонентом современной цивилизации. В развивающихся странах доступ к доступной энергии может расширить возможности граждан и повысить качество жизни. Нефть обеспечивает транспортное топливо, входит в состав многих химических веществ и лекарств, а также используется для изготовления важных предметов, таких как сердечные клапаны, контактные линзы и бинты. Запасы нефти привлекают внешние инвестиции и важны для улучшения экономики страны в целом.

Однако доступ развивающейся страны к нефти может также повлиять на соотношение сил между правительством и его народом. В некоторых странах доступ к нефти может привести к тому, что правительство станет менее демократичным — ситуация, получившая название «нефтедиктатура». Россию, Нигерию и Иран обвиняют в наличии нефтеавторитарных режимов.

Пиковая нефть
Нефть является невозобновляемым ресурсом, и мировых запасов нефти не всегда будет достаточно, чтобы обеспечить мировой спрос на нефть. Нефтяной пик — это момент, когда нефтяная промышленность добывает максимально возможное количество нефти. После нефтяного пика добыча нефти будет только снижаться. После пика нефти произойдет снижение добычи и рост затрат на оставшиеся запасы.

При измерении пиковой нефти используется отношение запасов к добыче (RPR). Этот коэффициент сравнивает объем доказанных запасов нефти с текущим уровнем добычи. Отношение запасов к добыче выражается в годах. RPR различен для каждой нефтяной вышки и каждого нефтедобывающего района. Нефтедобывающие регионы, которые также являются крупными потребителями нефти, имеют более низкий RPR, чем нефтедобывающие регионы с низким уровнем потребления.

Согласно одному отраслевому отчету, RPR в США составляет около девяти лет. Богатая нефтью развивающаяся страна Иран с гораздо более низким уровнем потребления имеет RPR более 80 лет.

Невозможно узнать точный год пика добычи нефти. Некоторые геологи утверждают, что он уже прошел, в то время как другие утверждают, что технология добычи отсрочит пик нефти на десятилетия. По оценкам многих геологов, пик нефти может быть достигнут в течение 20 лет.

Нефтяные альтернативы

Отдельные лица, отрасли и организации все больше обеспокоены последствиями пиковой добычи нефти и окружающей среды при добыче нефти. В некоторых областях разрабатываются альтернативы нефти, и правительства и организации призывают граждан изменить свои привычки, чтобы мы не так сильно полагались на нефть.

Биоасфальты, например, представляют собой асфальты, полученные из возобновляемых источников, таких как патока, сахар, кукуруза, картофельный крахмал или даже побочные продукты нефтяных процессов. Хотя они представляют собой нетоксичную альтернативу битуму, биоасфальты требуют огромных урожаев, что создает нагрузку на сельскохозяйственную промышленность.

Водоросли также являются потенциально огромным источником энергии. Масло водорослей (так называемая «зеленая нефть») может быть преобразовано в биотопливо. Водоросли растут очень быстро и занимают часть пространства, используемого другим сырьем для биотоплива. Около 38 849квадратных километров (15 000 квадратных миль) водорослей — менее половины размера американского штата Мэн — обеспечили бы биотопливом достаточно, чтобы заменить все потребности США в нефти. Водоросли поглощают загрязнения, выделяют кислород и не нуждаются в пресной воде.

Швеция поставила перед собой задачу резко сократить свою зависимость от нефти и других источников энергии из ископаемого топлива к 2020 году. Эксперты в области сельского хозяйства, науки, промышленности, лесного хозяйства и энергетики объединились для разработки источников устойчивой энергии, включая геотермальную тепловые насосы, ветряные электростанции, волновая и солнечная энергия, а также домашнее биотопливо для гибридных автомобилей. Изменения в привычках общества, такие как увеличение количества общественного транспорта и видеоконференций для предприятий, также являются частью плана по сокращению использования нефти.

Fast Fact

ведущих потребителей нефти
1. Соединенные Штаты
2. Китай
3. Япония
4. Индия
5. Саудовская Аравия
Источник: Администрация энергетики США

Fast Fact

Playlime
99202 «Нефтяной спектакль» полон драмы! Нефтяной комплекс представляет собой группу нефтяных месторождений в одном географическом регионе, созданных одними и теми же геологическими силами или в один и тот же период времени. Нефтяной комплекс может быть определен периодом времени (палеозойский комплекс), типом горной породы (сланцевый комплекс) или их комбинацией.

Fast Fact

ведущих производителей нефти
1. Саудовская Аравия
2. Россия
3. Соединенные Штаты
4. Иран
5. Китай
Источник: Администрация энергетической информации США

Fast Fact

Proven Reserves 3

Факт

.
Эти страны обладают крупнейшими в мире доказанными запасами нефти.
1. Саудовская Аравия
2. Венесуэла
3. Канада
4. Иран
5. Ирак
Источник: Управление энергетической информации США

Краткий факт

Смоляные карьеры
В Лос-Анджелесе, штат Калифорния, битум просачивался на поверхность Земли в течение тысяч лет в месте, которое сейчас называется Смоляными карьерами Ла-Бреа. В ямах сохранились окаменелости саблезубых кошек, мастодонтов, черепах, лютоволков, лошадей и других растений и животных, которые были захвачены липким веществом 40 000 лет назад. Битум продолжает пузыриться сквозь землю и сегодня.

Статьи и профили

National Geographic NewsWatch: OilOPEC: Об ОПЕК

Interactives

Журнал National Geographic: Интерактивная карта — География морской нефти

Статья

Министерство энергетики: Energy Kids — Oil BasicsU. S. Управление энергетической информации: нефть и другие жидкости США. Министерство энергетики: Ископаемые источники энергии — Запасы нефти

ПЕРЕСЧЕТ ОБЪЕМА ПРИРОДНОГО ГАЗА В МАССУ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Опубликовано: 12 января 2021 г.

Люди часто спрашивают, как преобразовать объем (например, стандартные кубические футы) природного газа в фунты (массу) и фунты природного газа в объем. Ниже приведены некоторые уравнения для использования с более подробным объяснением позже в этом разделе блога.

Для преобразования объема природного газа в вес (массу) требуется объем газа в стандартных кубических футах и ​​молекулярная масса природного газа. Ниже приведен пример расчета с используемыми уравнениями.

Перевод объема природного газа в фунты (фунты) природного газа в стандартных кубических футах
Объем газа:	50 000	стандартных кубических футов (SCF) при 60°F и 14,7 фунтов на квадратный дюйм абс.
Молекулярная масса (МВт) природного газа:	20	фунт/фунт-моль
Коэффициент преобразования закона идеального газа:	379,3	SCF/фунт-моль (см. ссылку 1)
Вес (масса) природного газа:	2636,4	фунтов      (см. Уравнение 1 )
Вес (масса) природного газа:	1,32	тонны    (см.  Уравнение 2 )
Используемые уравнения:
Уравнение 1:   Вес газа в фунтах = (стандартные кубические футы)*(1 фунт-моль/379,3 стандартных кубических футов)*(МВт газа в фунтах/фунт-моль)
Уравнение 2:   Вес газа в тоннах = (фунты природного газа)(1 тонна/2000 фунтов)

Перевод фунтов (фунтов) природного газа в объем природного газа в стандартных кубических футах
Масса газа:	10 000	фунтов
Молекулярная масса (МВт) природного газа:	20	фунт/фунт-моль
Коэффициент преобразования закона идеального газа:	379,3	SCF/фунт-моль (см. ссылку 1)
Объем природного газа:	189 650	SCF    (см. Уравнение 3 )
Используемое уравнение:
Уравнение 3:   Том. общее количество газа в стандартных кубических футах = (фунты природного газа) * (379,3 стандартных кубических футов / фунт-моль) ÷ (МВт газа в фунтах / фунт-моль)

Коэффициент преобразования закона идеального газа, использованный выше, основан на соотношении 1 фунт-моль идеального газа занимает прибл. 379,3 SCF при стандартных условиях 60°F и 14,7 фунт/кв. дюйм абс. (см. ссылку 1). Как правило, для нормативных расчетов качества воздуха для природного газа и его компонентов предполагается идеальный газ, а коэффициенты сжимаемости (Z-факторы) не используются.

Обсуждение

Отделы эксплуатации месторождений и инженерно-технические отделы нефтяной компании думают об объеме газа, поскольку добытый объем обычно сообщается в стандартных кубических футах (SCF) при температуре 60°F и давлении 14,7 фунтов на квадратный дюйм (см. ссылку 1 ниже). ). Нормы качества воздуха обычно устанавливают ограничения, основанные на массовом количестве (например, в фунтах или тоннах) газа, выбрасываемого в атмосферу.

Если вы собираетесь эффективно взаимодействовать с полевыми операторами, вам необходимо уметь переводить фунты (фунты) газа (вес) в стандартные кубические футы газа (объем), а также из стандартных кубических футов в фунты.

Ниже приведена еще полезная информация, которая поможет вам выполнить преобразование.

Единицы измерения давления природного газа

• фунтов на квадратный дюйм = фунты на квадратный дюйм в абсолютном выражении
• фунтов на квадратный дюйм = фунты на квадратный дюйм манометра; 0 фунтов на квадратный дюйм = 14,7 фунтов на квадратный дюйм (наиболее распространенные единицы измерения давления газа на нефтяных месторождениях). Если газовые единицы указаны в фунтах на квадратный дюйм, то для получения фунтов на квадратный дюйм прибавьте 14,7 к манометрическому давлению, чтобы получить абсолютное давление (фунты на квадратный дюйм).

Стандартные условия для природного газа

Для операций на нефтяных месторождениях природный газ в стандартных условиях обычно относится к объемам газа, измеренным при:

• 60°F и 14,7 фунтов на квадратный дюйм

Если у вас есть 1000 SCF природного газа, это основано на природном газе при стандартных условиях 60°F и 14,7 фунтов на квадратный дюйм, даже если фактическая температура и давление произведенного газа были выше. Если у вас есть фактические условия давления и температуры, преобразование фактической температуры и давления газа необходимо для преобразования объема газа в стандартные условия.

Большинство производственных отчетов и анализов газа уже будут в формате SCF, поэтому преобразование не требуется.

Преобразование объема газа в стандартные условия

Ниже приведено преобразование фактических условий 1000 кубических футов природного газа при 100°F и 100 фунтов на кв. дюйм в стандартные условия.

V1 = требуемое значение объема газа при стандартных условиях 60°F и 14,7 фунтов на квадратный дюйм

• P1 = 14,7 фунтов на квадратный дюйм
• Т1 = 60°F
• V2 = 1000 кубических футов (фактический)
• P2 = 100 фунтов на кв. дюйм (фактическое)
• T2 = 100°F (фактическая)

Формула для преобразования фактических условий в стандартные использует соотношение из законов Бойля и Шарля:

Уравнение 4:   P1*V1÷T1 = P2*V2÷T2

Чтобы использовать приведенное выше уравнение 4, необходимо преобразовать фактическое давление (P2) в фунтах на квадратный дюйм (путем прибавления 14,7 к значению psig) и фактическая температура (T2) в градусах Ренкина, °R (путем добавления 459,67 к фактической температуре в °F).

Уравнение 5:   Решение для V1 = (P2*V2*T1)÷(P1*T2)

Решение для V1 (объем при стандартных условиях) с использованием  Уравнение 5 :

V1 в SCF = [ 100 фунтов на кв. дюйм + 14,7)*(1000 куб. футов)*(60°F + 459,67)] ÷ [(14,7 фунтов на кв. дюйм абс.)*(100°F + 459,67)]

V1 = 7 245 стандартных кубических футов Методологии оценки выбросов для нефтяной и газовой промышленности, август 2009 г.

Cimarron Energy Приобретение компании HY-BON/EDI

Приобретение компанией Cimarron компании HY-BON/EDI в июле 2019 года означает, что наши экологические продукты и услуги, предлагаемые нашим клиентам из нефтегазовой отрасли, становятся еще более совершенными. Сюда входят:

• Блок сжигания BTEX для дегидраторов гликоля
• Мобильная система регенерации гликоля
• Установки улавливания паров (ВРУ)
• Башни улавливания паров (VRT)
• Факелы
• Закрытые устройства сжигания (ECD)
• Услуги по обнаружению и устранению утечек (LDAR)
• Услуги по измерению отходящего газа
• Выездное обслуживание
• Запчасти

Для получения дополнительной информации о наших продуктах и ​​услугах вы можете связаться с нами по +1 (844) 746-1676 и https://www. cimarron.com.

Способ условной естественной вентиляции салона транспортного средства и транспортного средства, таким образом, поданной 14 апреля 2017 г. в Ведомство интеллектуальной собственности Кореи, которая полностью включена в настоящий документ посредством ссылки.