Читая многие статьи журналистов, а также слушая профессиональных нефтяников старой закалки, заставших еще советские годы, можно часто услышать рассуждения о том, что, мол, сегодня эксплуатация недр ведется хищнически, а раньше немного качали и всем хватало.

Меня всегда поражают такие рассуждения, такое ощущение, что многие не хотят или не умеют видеть дальше своего носа. Ладно, когда так рассуждает малограмотный помбур или вообще полный профан-журналист, у него вообще профессия такая – набрасывать. И, желательно, погуще, широкими мазками. Но когда говорят про это вполне образованные и опытные люди, это вызывает некоторое смущение.

Ну как можно сравнивать нефтяную промышленность СССР и России? Во-первых, СССР был куда больше по территории, когда он распался потерялись громадные запасы туркменского газа, казахстанской нефти и газового конденсата. Да и в других республиках была нефть и газ, пусть и не так много. Во-вторых, в СССР не были так выработаны месторождения. Да и какие месторождения то – Самотлор, Лянтор, Федоровское и тд. и тп. Сверхгигантские. Нефтяникам семидесятых особо и напрягаться не надо было. А России досталось только одно такое свежее – Приобское, да и то только потому, что в советские времена не могли его толком разрабатывать из-за отсутствия технологий. Конечно, можно было набурить скважин, засунуть туда ШСНУ и качать так, чтобы всем хватало – сливки собирать просто.

Да и хватало ли – тоже вопрос. Рекорд нефтедобычи был поставлен в 1985-86 гг., а потом все покатилось вниз. Хотя, честности ради, надо отметить, ч то и цены на нефть были смешными. А также многие нефтяники прекрасно помнят, как тоже не только черед маленькие штуцера качали. Было партийное обязательство – каждый день стране надо миллион тонн. И как миленькие открывали задвижки посильнее, и штуцера побольше.

Чтобы говорить о том, что такое хищническая эксплуатация, являются ли современные методы хищническими, надо рассмотреть несколько теоретических вопросов. Начну с понятия ресурсов, запасов и коэффициента извлечения нефти.

Для начала определимся, чем запасы отличаются от ресурсов. Для этого есть очень чёткий критерий — запасы нефти могут появиться только после успешного поисково-разведочного бурения. Если из какой-то структуры не было получено промышленного притока нефти, то в ней могут быть только ресурсы. Можно сказать, что ресурсы — это некоторая оценка количества нефти в потенциальной ловушке на тот случай, если в ней вообще есть нефть. При этом есть ли вообще в ловушке нефть или нет — мы точно не знаем, ловушка вполне может оказаться и пустой.

Согласно международной классификации запасы могут быть доказанными и недоказанными. Опять же, если не указано иное, то обычно подразумеваются доказанные запасы. Проистекает это деление из того факта, что успех поисково-разведочной скважины доказывает наличие запасов только в непосредственной близости от неё. На некотором удалении (скажем, более километра) уже появляются сомнения, и предполагаемые там запасы считать доказанными нельзя.

Кроме того, на доказанность или недоказанность запасов влияют ещё и экономические показатели. Например, запасы могут быть расположены в сверхнизкопроницаемых пластах, разработка которых современными технологиями очень затруднительна или невозможна; или же они могут находиться в недоступных географических районах, для рентабельного освоения которых нужны на порядок более высокие цены на нефть. Такие запасы тоже считаются недоказанными.

Существуют разные определения доказанных запасов, и, соответственно, существуют разные методики их подсчёта. В России для целей международного аудита запасов применяются две зарубежные системы классификации: SPE-PRMS и SEC. Первая из них, SPE-PRMS, основана на вероятностной оценке запасов. Доказанными запасами в этой системе считаются те запасы, в отношении которых «уверенность» составляет 90% и выше. Кроме доказанных, в SPE-PRMS используются также вероятные запасы (вероятность от 50 до 90%) и возможные (от 10 до 50%). Эта система более полезна для специалистов-нефтяников.

Система SEC считается ориентированной на инвесторов; она предъявляет повышенные требования к доказательствам наличия и возможности добычи нефти. Поэтому доказанные запасы по классификации SEC обычно оказываются меньше, чем по SPE-PRMS.

Российская классификация запасов в настоящий момент содержит четыре категории запасов, выделенных по степени достоверности и изученности в порядке убывания — A, B, C1 и C2. Первые три категории обычно называют промышленными и рассматривают все вместе, с обозначением ABC1. Считается, что запасы ABC1 примерно соответствуют доказанным по международной классификации, хотя на самом деле они обычно оказываются больше и SPE-PRMS, и SEC. Категория C2, таким образом, примерно соответствует вероятным запасам. В СМИ и пресс-релизах могут приводиться как запасы ABC1, так и запасы ABC1+C2.

Подробнее можно прочитать о классификации в Приказе Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 1 ноября 2013 г. N 477 г. Москва "Об утверждении Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов»: https://rg.ru/2014/02/03/neft-site-dok.html

При этом надо понимать, что все выше было написано про геологические запасы. Извлечь их полностью невозможно, почему так происходит – будет написано позже. Те запасы, которые можно извлечь, что вполне логично, называются извлекаемыми.

Отношение извлекаемых запасов к геологическим или, что то же самое, доля нефти, которая может быть из пласта извлечена, называется проектным коэффициентом извлечения нефти (КИН) или нефтеотдачей. Кроме проектного, бывает ещё и текущий КИН — это доля геологических запасов, которая на текущий момент уже добыта. Понятно, что текущий КИН всегда меньше, чем проектный. Когда говорят о просто запасах без уточнения, геологические они или извлекаемые, речь идёт, как правило, об извлекаемых запасах. Когда говорят о просто КИН, имеется в виду проектный КИН.

Величина КИН зависит от многих факторов и на разных месторождениях может быть очень разной. Средним считается КИН около 30—40%; таким образом, на среднем месторождении проектом предполагается навсегда оставить в пласте 60—70% нефти. КИН в районе 10—20% считается очень низким, хотя для так называемой нетрадиционной нефти это довольно типичные значения; то есть, здесь в пласте остаётся 80—90% нефти. КИН выше 50% — очень высокий и встречается достаточно редко.

Кроме процентов КИН еще чаще измеряется в долях единицы. Единица – это все геологические запасы. Соответственно, если извлекаемые запасы составляют 30% от геологических, то КИН будет равен 0,3.

В следующей части я напишу, почему невозможно извлечь всю нефть на поверхность и как КИН зависит от метода разработки месторождения.

Часть 1: Легко ли добыть нефть. Трудно быть Богом. Часть-1

Часть 2: Легко ли добыть нефть. Трудно быть Богом. Часть-2

Для кроме процесса получения синтетической нефти из твердого топлива CTL, существует процесс получения жидких нефтепродуктов из природного газа – GTL (Gas-to-liquid). Как я описал в предыдущей части, наиболее часто для получения синтетической нефти используют процесс, получивший название по фамилиям его авторов. Выдающихся немецких химиков Фишера и Тропша.

Его универсальность заключается в том, что в нем используется синтез-газ: смесь монооксида углерода и водорода. Синтез газ можно получать из чего угодно, в том числе из газа свободных залежей и попутного газа нефтяных месторождений.

Существует два основных способа получения синтез-газа из метана и его газообразных гомологов:

1. Паровая конверсия метана. Реакция взаимодействия метана с водяным паром проводится в присутствии никелевых катализаторов (Ni-Al2O3) при повышенных температурах (800-900С) и давлении: CH4 + H2O =CO + 3H2
В качестве сырья вместо метана может быть использовано любое углеводородное сырье.

2. Парциальное окисление углеводородов. Процесс заключается в неполном термическом окислении углеводородов при температурах выше 1300С:
CnH2n + 2 + 1/2nO2 = nCO + (n + 1)H2

Существует и третий способ – углекислотная конверсия, но на практике же используется только первый способ – паровой конверсии.

После того, как получили синтез-газ из газа или любого другого углеводородного/углеродного сырья, можно приступать к получению жидких углеводородов.

Первые опыты по разработке синтетической нефти проводили немецкие ученые Франц Фишер и Ганс Тропш в 1919 году. Они обнаружили, что в присутствии некоторых металлов синтез-газ реагирует, образуя углеводороды. Они поняли, что это путь к альтернативному топливу. Уже в 1928 году у них действовала опытная установка. Как и для любой серьезной технологии, было недостаточно осуществить реализацию одной главной реакции. Фишер и Тропш организовали получение синтез-газа из угля, очистку этого газа и проведение реакции синтеза жидких углеводородов.

В качестве носителя, то есть твердой фазы, которая несет активный компонент, выступал кизельгур, добывавшийся в горах Южной Германии. Кизельгур — это естественная пористая глина. Его пропитывали солями кобальта из Саксонии, а также солями тория. О том, что радиоактивность тория — это проблема, тогда никто не знал.

Катализатор Фишера — Тропша производил очень сложный продукт. Заводы первого поколения кроме полезного эрзац-бензина производили еще 72 побочных продукта: мыло, стиральный порошок, химические реактивы, растворители, органические кислоты, тяжелые спирты и другое промежуточное сырье для химической промышленности. Надо сказать, что в ходе разработки первого поколения GTL Фишер и Тропш придумали и большую часть конструктивных принципов известных ныне реакторов.

После поражения Германии во Второй мировой войне большая часть специалистов по производству немецкого эрзац-топлива переехала в Южно-Африканский Союз, позднее ставший Южно-Африканской Республикой. Ситуация там была похожа на немецкую: богатые запасы угля и отсутствие собственных месторождений нефти. Для обеспечения экономической безопасности в условиях сложных отношений страны с внешним миром из-за проводимой политики Апартеида, была реализована программа исследований и строительства заводов по производству синтетического топлива. Так появилась компания Sasol, которая и сегодня является крупнейшим игроком на рынке GTL и CTL (coal-to-liquid — «уголь в жидкость»).

Таким образом, и второе поколение технологии Фишера — Тропша тоже развивалось не по экономическим, а по политическим соображениям, хотя сама технология существенно продвинулась вперед.

Ученые в ЮАР стали использовать литой железный катализатор и сложные реакторы с кипящим слоем. Через катализатор пропускали мощный поток синтез-газа снизу вверх, и катализатор кипел в этой многофазной среде. При этом хорошо решалась проблема отвода тепла, которая для реакции Фишера — Тропша появлялась при росте производительности процесса. С другой стороны, нужно было решать проблему отделения полезного продукта. В целом второе поколение технологии давало меньше побочных продуктов, но экономического смысла в его применении все еще было немного.

В октябре 1973 года ОПЕК отказалась поставлять нефть странам, поддерживающим Израиль. Цены на нефть выросли, а в Европе и США возник острый дефицит топлива. Ситуация быстро нормализовалась, но для западных стран остро встал вопрос национальной топливной безопасности. Одним из вариантов решения было производство синтетической нефти.

Развитием технологии нового поколения занялись крупнейшие нефтяные компании: Exxon, Mobil, Conoco, Chevron, British Petroleum, Total, Statoil, Shell. В качестве сырья использовался природный газ, так как процесс газопереработки был проще и чище, а цены на сырье — низкими.
Новая технология получила название GTL третьего поколения. В третьем поколении вновь использовался кобальтовый катализатор, который у Фишера и Тропша производил множество побочных продуктов. Химики в 1960–1970-е годы работали над повышением селективности, чтобы получать меньше отходящих газов и побочных продуктов. В итоге они обнаружили, что лучший результат получается, если предельно увеличить число полимеризации. Когда молекулы углеводородов растут на активных центрах, то чем больше число полимеризации, тем длиннее молекулы углеводородов. Основным продуктом на выходе реактора Фишера — Тропша третьего поколения является высокоплавкая масса — воски, а также побочные продукты. Побочных продуктов было гораздо меньше, чем в случае первого и второго поколения, но все же было больше десятка.

Разработка четвертого поколения этой технологии связана с маленьким Катаром. Катар является одним из крупнейших в мире производителей сжиженного природного газа. Чтобы получить еще один способ экспортировать газ, катарские заводы стали делать из газа нефть и экспортировать ее как нефтепродукты.

Поэтому стала разрабатываться технология четвертого поколения. Ее основная задача — уменьшить минимальный окупаемый размер производства синтетического топлива, получить возможность строить небольшие заводы и работать в удаленных точках без большого количества персонала и производства побочных продуктов.
В настоящее время удалось создать катализатор, представляющий собой композитные гранулы из активного металла, который живет в многокомпонентном композите. Гранулы катализатора дают продукт в виде легкой синтетической нефти с четырехкратной производительностью. Они производят синтетическую нефть без каких-либо побочных продуктов и не требуют дополнительных процессов переработки восков.

Как видим, процесс производства нефти и нефтепродуктов из других твердых и газообразных углеродов/углеводородов вполне возможен. Только сложен и дорог, обладает гораздо меньшим EROEI, и в обозримом будущем не станет заменой природной нефти. Возникает резонный вопрос – а почему же процессы по его созданию не останавливаются? Есть ряд причин:

1) Геополитические - Китай, Индия, Израиль, ЮАР, Австралия — эти страны, богатые запасами угля или газа, не имеют существенных запасов нефти и вынуждены зависеть от экспорта. Технология получения синтетического топлива решает эту задачу.

2. Географические - Газ Ямала, Сахалина, Аляски, Катара, Ирана, Туркмении, Австралии преодолевает большие расстояния, чтобы добраться до потребителя. Гигантские трубопроводы, газоперекачивающие станции, терминалы по сжижению газа и флот танкеров-газовозов — все это чрезвычайно дорогая инфраструктура. Для многих проектов транспортная составляющая может сделать весь проект разработки месторождения нерентабельным. Получение из газа синтетической нефти во многих случаях может решить эту проблему. Энергия в удобной для потребителя жидкой упаковке ценится в несколько раз выше, чем энергия в виде газа: жидкое топливо удобнее и дешевле хранить, транспортировать, распределять. Хотя далеко не факт, что это выйдет ещё дороже

3. Решение проблемы попутного газа – я уже писал, почему сжигают попутный газ в огромных количествах, до 140 миллиардов кубических метров газа в год. Благодаря технологии GTL из попутного газа можно получить нефть, которая отлично смешивается с добытой минеральной нефтью и транспортируется с помощью уже существующих нефтепроводов. Также увеличивается суммарный дебет месторождения в зависимости от количества попутного газа, и улучшаются экономические показатели добычи.

4. Технологические и экономические. Синтетическая нефть относится к категории чистых бессернистых топлив. Она является жидкостью, в отличии от природной нефти, которая является коллоидной системой. В синтетической нефти гораздо меньше примесей, усложняющих процесс ее переработки. Синтетическое топливо, полностью свободное от примесей, при сжигании в двигателе дает только углекислый газ и пар. Такое топливо полностью совместимо со всеми существующими дизельными и бензиновыми двигателями, а также с инфраструктурой транспортировки и распределения на бензозаправках.

Часть 1: Легко ли добыть нефть. Трудно быть Богом. Часть-1

Прошлая часть закончилась тем, что я написал, как можно заменить жидкое углеводородное топливо из угля (а также другого твердого топлива) и газа.

Начну с первой технологии CTL - Coal to liquids - Уголь в жидкость.

Вообще получать углеводородную жидкость из твердого сырья люди научились давно. В 1596 г. впервые были переработаны горючие сланцы (из них стали получать ихтиол). Произошло это в местечке Зеефильд, располагающемся на территории современной Австрии.

Первый патент на получение «нефти» из сланца был выдан британской короной в 1694 году для трех человек, которые "нашли способ извлечь и сделать большое количество смолы, из какой-то горючего камня " Слово petroleum ("каменное масло") означало раньше сланцевую смолу, и лишь впоследствии так стали называть нефть.

Но пришел век угля, поэтому сланец использовали в небольших количествах. В первом десятилетии ХХ века добыча горючего сланца достигала в 1910 году 3 млн. тонн, и большая часть его шла просто на отопление. В период первой мировой войны, в связи с нехваткой жидкого топлива, во многих странах Европы в качестве сырья для получения синтетических моторных топлив вновь стали рассматривать горючие сланцы.

Но даже богатые нефтью страны в то время имели неразвитые технологии нефтедобычи, поэтому считалось, что они, в отличии от угля и сланца, истощатся буквально в течение десятилетия. В 1926 году правительство США создало Федеральный совет по сохранению запасов нефти, и выводы совета оказались неутешительными. "Общие наличные ресурсы в насосных и фонтанирующих скважинах,– говорилось в его докладе,– составляют около 4,5 млрд баррелей, которых теоретически хватит всего лишь на шесть лет". Естественно, цены на нефть, составлявшие в 1925 году $1,68 за баррель, в 1926-м преодолели психологически важный рубеж и достигли $1,88. Больше всех проблемой обеспокоилось руководство Standard Oil, которая с начала 1920-х годов безуспешно билась над созданием заменителя нефти из горючих сланцев.

Но особых успехов она не добилась, в отличии от Германии, которая практически не имеет собственной нефти, и успехи немецких ученых в этой сфере оказались действительно выдающимися. В 1913 году немецкий химик Фридрих Бергиус разработал процесс гидрогенизации угля, в ходе которого под действием высокого давления из каменного угля получался жидкий углеводород – фактический заменитель нефти.

В 1926 немецкие химики Фишер и Тропш патентуют свой процесс ("F-T-process"). В отличии от процесса гидрогенизации Бергиуса он оказался гораздо проще в технической реализации, кроме того, для него не требовался чистый водород. Именно этот CTL процесс является основой большинства современных технологий производства синтетической нефти из твердого сырья.

Суть метода заключалась в следующем: уголь без доступа воздуха и при высокой температуре разлагается на угарный газ и водород. В результате образуется т. н. синтез-газ. Он и является основой будущих синтетических нефтепродуктов. При чем его получают не только из угля, но и другого твердого (и не только) топлива

Далее в присутствии катализатора из этих двух газов синтезируется мазут, соляр, бензин, пропан и другие углеводороды. Товарные продукты конденсируются в охладителях, лёгкие фракции типа бутана, пропана и метана сжигаются в печи . Тепло, выделяемое при сжигании и идёт на создание температуры для разложения угля. В качестве катализаторов используется железо или кобальт. Условиями проведения процесса являются: давление от 1 атм (для кобальтовых катализаторов) до 30 атм (для катализаторов на основе железа), температура 190—240 °C (низкотемпературный вариант, для кобальтового и железного катализаторов) или 320—350 °C (высокотемпературный вариант, для железного катализатора).

Подробнее о нем я напишу в следующей части, кому интересно: http://www.icho39.chem.msu.ru/rus/jvho/2000-1/43.pdf

Также в Германии был разработан третий способ получения жидких углеводородов из твердого сырья – карбонизация. Суть его основана на том, что разное сырье содержит разное количество углерода. Например, антрацит практически полностью состоит из него, коксующийся уголь – на 80-85%, бурый не более 70, а горючий сланец и того меньше. Другую часть составляют различные примеси, т. н. «летучие вещества» и несгораемый зольный остаток. При нагреве коксового угля, бурого, сланца сначала выделяется жидкость – каменноугольная смола, а также коксовый газ.

Твёрдый остаток коксующегося угля при этом будет почти что 100% углеродом (за это его очень любят металлурги), в коксовый газ в виде сероводорода и оксида серы соберётся вся сера (поэтому коксохимы так неприятно воняют), а вот в каменноугольную смолу стекут почти все углеводороды, которые до этого были "заперты" в угле.

Поэтому для производства жидкого топлива использовали либо отходы коксового производства, либо целенаправленно проводили пиролиз угля для получения каменноугольной смолы. Карбонизация бывает двух видов: высокотемпературная (при температуре свыше 600 °C) и низкотемпературная, при котором целенаправленно добывалась каменноугольная смола, которая затем опять-таки перерабатывалась в жидкое топливо путем возгонки.

К 1 сентября 1939 года Германии имелось 7 заводов работающих по методу гидрогенизации, 7 заводов работающих по методу Фишера-Тропша и еще несколько заводов работающих по методу получения бензина из каменноугольной смолы, остающейся после коксования угля.

Месячная выработка синтетического топлива на всех этих заводах достигала 120 000 тонн. В 1941 году заводы по производству синтетического топлива произвели 4,1 миллиона тонн топлива и нефтепродуктов в год при общей выработке нефтепродуктов в 12 миллионов тонн. В последующие годы выработка синтетического топлива продолжала увеличиваться.
Видно, что из года в год производство синтетического топлива (Synthetic production) неуклонно возрастало от 1,6 миллиона тонн в 1938 году до 5,7 миллионов тонн в 1944 году.

Само собой, строительство заводов сопряжено с огромными расходами.

Подсчитано, что для строительства 12 заводов синтетического топлива было израсходовано 4,6 миллиарда рейхсмарок (сумма по тем временам астрономическая), израсходовано 2,4 миллиона тонн стали и 7,6 миллионов человеко часов. Действительные же немецкие затраты были больше, поскольку к концу войны немцами было построено всего 18 заводов по гидрогенизации и 9 заводов, работавших по методу Фишера-Тропша. Для производства синтетического топлива немцами было израсходовано 10 миллионов тонн каменного угля (что составило 4 процента от общей добычи каменного угля) и 50 миллионов бурого угля (20 процентов от общей добычи). В среднем на производство 1 тонны топлива расходовалось 4 тонны каменного угля или от 8 до 10 тонн бурого угля.

Несмотря на миллионные количественные показатели, на заводах по производству синтетического топлива работало относительно небольшое количество рабочих. Так в июле 1943 года их число составило всего 95 000 человек.

Данные за первый квартал 1944 года — это фактически пик немецкого производства, поскольку в данный период (в первый квартал 1944 года) объекты нефтепереработки и заводы по производству синтетического горючего почти не подвергались бомбардировкам.

Единственной страной, начавшей производство синтетического бензина после второй мировой войны, стала ЮАР, попавшая в экономическую блокаду из-за политики апартеида. Компания Steenkolen end Olie наладила производство по методу Фишера–Тропша, и в 1980-х годах ее продукция покрывала половину потребности страны.

Разработка технологий, позволяющих обходиться без нефти, тем не менее, не прекращалась ни в США, ни в других странах. Но возвращение к массовому производству синтетического горючего произойдет лишь тогда, когда нефть окажется такой же недоступной и дорогой, какой она была для Германии времен мировых войн.

В этой статье и еще двух-трех последующих я опишу технологии не привычной нефтедобычи, а получения синтетической нефти. Хотя это тоже по сути нефтедобыча, просто добыча не природной, а синтез человеком, который уподобляется при этом Богу

Я не ошибусь, если скажу, что сегодня весь автопарк и значительная часть других технических устройств заточена под жидкое топливо, которое получают из нефти. Бензин, керосин, дизельное топливо – оно наиболее удобно и часто применяется. Если заглянуть не в такое уж далекое прошлое, то ситуация была иной – мир и техника были заточены под твердое топливо, чаще всего уголь. Но надо отметить, что кроме нефтяного жидкого топлива используется и жидкое газовое топливо – сжиженная пропан-бутановая смесь и даже метан.

По последним расчетам, запасов газа значительно больше, чем нефти. Да что там газа, даже угля больше, чем нефти. Казалось бы, когда нефти станет совсем мало, то ее можно заменить сжиженым газом. Можно заменить ее обычным этиловым спиртом, как это пытаются сделать в Бразилии. Можно использовать биодизель, правда во имя этого придется уморить сотни тысяч негров, которым не хватит зерна, так как поля будут пущены не под пшеницу, а рапс. Но, как говорится, не все так однозначно. Чтобы убедиться в этом, достаточно посмотреть одну интересную таблицу

В этой таблице отражена удельная теплота сгорания некоторых наиболее используемых топлив. Легко проследить простую зависимость – чем больше в топливе кислорода (по массе), тем меньше его теплотворная способность. Из этой таблицы также видно, что измерять топливо в литрах совсем неправильно. Один литр керосина дает в два раза больше энергии, чем этанол. Объем нефти, который был потрачен на производство литра керосина будет потрачен куда эффективнее чем тот объем растворенного крахмала из кукурузы, который пойдет на создание одного литра биоэтанола.

Поэтому в СССР и России все устроено гораздо ближе к истине, учет ведется в тоннах условного топлива (т.у.т.). 1 т.у.т. равен по теплотворной способности 1 тонне высококачественного угля, или 29,308 МДж или, 7000 (семи тысячам) килокалорий на килограмм.

Также в этой таблице можно рассмотреть вторую зависимость. Несмотря на впечатляющие удельные показатели топлив с высоким удельным весом водорода, эти топлива очень проигрывают топливам с более высоким содержанием углерода в теплотворной способности одного литра такого топлива. Несмотря на то, что в килограмме пропана содержится 117% от энергии дизельного топлива, в расчёте на литр его энергетическая ценность составляет всего 63% от энергетической ценности дизельного топлива. То есть топлива с высоким удельным весом водорода гораздо менее плотные, чем топлива с высоким удельным весом углерода.
Исходя из этого видно, что переход на жидкое газовое топливо приведет к тому, что придется вносить существенные изменения в конструкцию современных тепловых двигателей и других устройств, т. к. существенно, в разы вырастут геометрические размеры устройств хранения топлива. Кроме того, придется решить ряд существенных задач, связанных с тем, что для такого топлива требуются особые условия, связанные с поддержанием низких температур и высокого давления.

Переход на одноатомные спирты в этом плане выглядит более привлекательным. Для них не нужно низких температур и высоких давлений. Кроме того, не вызывает особой сложности его получить. Метанол научились получать уже давно химическим синтезом. Получить этанол вообще не проблематично, любой самогонщик это знает. Но метанол сильно ядовит. Этанол, как видно из таблицы, имеет низкую теплотворную способность. Поэтому лучший вариант – это использование бутанола.

Его можно получить двумя способами. Первый вариант – получать из продуктов перегонки нефти. Но это абсолютно бессмысленно, куда легче ее перегнать в бензин. А другой способ – получить из крахмала, сбраживая ее не дрожжами, а бактерией Clostridia acetobutylicum. Только проблема заключается в том, что люди крахмал едят тоже. И если использовать крахмал – то нипищевой, полученный, к примеру, из соломы, опилок и пр. И, насколько я понимаю, эта проблема хотя-бы частично решена, т. к. биобутанол применяется как добавка к топливу. Другой вопрос – что это дороже, чем простое углеводородное топливо из нефти. По крайней мере на сегодняшний день.

Но имеется еще и один способ получения высококалорийного жидкого топлива. Более того, он разработан давным-давно и применялся довольно широко в совсем не отсталых и небедных странах, как США, Германии и даже ЮАР. Он заключается в получении в получении жидких углеводородов из угля (твердого топлива) (CTL-Coal to Liquids, сжижение угля) и газа (GTL – Gas to liquids, газожидкостная конверсия). Про это я напишу в следующей части

Привет!)

"Шо? опять?"

Задач так много, что мы не успеваем! И вот нам снова нужны frontend-разработчики!

Как уже стало традицией, мы предлагаем небольшую игру, где вам необходимо при помощи знаний JS, CSS и HTML пройти ряд испытаний!

Зачем всё это?

Каждый день на Пикабу заходит 2,5 млн человек, появляется около 2500 постов и 95 000 комментариев. Наша цель – делать самое уютное и удобное сообщество. Мы хотим регулярно радовать пользователей новыми функциями, не задерживать обещанные обновления и вовремя отлавливать баги.

Что надо делать?

Например, реализовывать новые фичи (как эти) и улучшать инструменты для работы внутри Пикабу. Не бояться рутины и удаленной командной работы (по чатам!).

Вам необходимо знать современные JS, CSS и HTML, уметь писать быстрый и безопасный код ;) Хотя бы немножко знать о Less, Sass, webpack, gulp, npm, Web APIs, jsDoc, git и др.

Какие у вас условия?

Рыночное вознаграждение по результатам тестового и собеседования, официальное оформление, полный рабочий день, но гибкий график. Если вас не пугает удаленная работа и ваш часовой пояс отличается от московского не больше, чем на 3 часа, тогда вы тоже можете присоединиться к нам!

Ну как, интересно? Тогда пробуйте ваши силы по ссылке :)

Если вы успешно пройдете испытание и оставите достаточно информации о себе (ссылку на резюме, примеры кода, описание ваших знаний), и если наша вакансия ещё не будет закрыта, то мы с вами обязательно свяжемся по email.

Удачи вам! ;)