ГЛАВНЫЕ НОВОСТИ

Статья в свободном доступе

Понедельник, 24.03.14
Реконструкция НПЗ-2
 

Владимир Галкин

Вадим Махиянов

Михаил Левинбук

В первой части работы было рассмотрено влияние изменения законодательства Российской Федерации (ввод Технического регламента по качеству нефтепродуктов, изменение акцизов на топлива разного экологического класса) на эффективность реконструкции НПЗ (без процессов переработки тяжелых остатков).Было показано, что наиболее эффективными вариантами для реконструкции НПЗ являются схемы с максимальной выработкой средних дистиллятов, а также что мини-НПЗ будут закрываться в связи с их экономической неэффективностью. Средние НПЗ мощностью менее 5 млн т/г без процессов глубокой переработки также будут иметь низкую экономическую эффективность, но строительство в их составе процессов переработки тяжелых остатков может повысить их экономическую эффективность и обеспечить окупаемость проводимых реконструкций.
   С 2015 года вводятся новые экспортные пошлины на темные нефтепродукты, предусматривающие увеличение до 100 % от уровня пошлин на нефть [2]. В связи с тем, что большинство котельного топлива экспортируется из России, данная мера должна привести к резкому снижению прибыли НПЗ с низкой глубиной переработки нефти.
   В настоящее время в России имеется 22 крупных НПЗ с переработкой нефти более 5 млн т/г, 8 средних НПЗ мощностью от 1 до 5 млн т/г, внесенных в реестр Минэнерго РФ [3], и более 200 малых НПЗ мощностью значительно менее 1 млн т/г [4,13]. Все нефтяные компании в 2008–2009 годах приступили к модернизации своих НПЗ. В связи с этим возникает вопрос, будет ли окупаемо строительство комплексов переработки тяжелых нефтяных остатков с вводом новых экспортных пошлин, особенно для средних НПЗ. Какая должна быть минимальная мощность, чтобы завод был рентабельным, а также мог окупить инвестиции на реконструкцию в приемлемые сроки? Какой минимальный уровень инвестиций необходим для реконструкции НПЗ?
   В данной статье представлена оценка эффективности реконструкции НПЗ для ранее выбранных трех основных схем переработки: бензиновой, дизельной и нефтехимической с учетом различных вариантов переработки тяжелых нефтяных остатков. Также проведен анализ чувствительности окупаемости инвестиций к изменению цен на нефть. 
 
Исходные данные и ограничения, критерии оценки
За основу для проведения анализа приняты три основных схемы переработки нефти, детально рассмотренные в первой части работы [1]:
1. Бензиновая, на базе процесса каталитического крекинга.
2. Дизельная, на базе гидрокрекинга вакуумного газойля (ВГО).
3. Нефтехимическая, направленная на максимальную выработку сырья для нефтехимии, основанная на базе FCC с максимальным выходом олефинов С3–С4.
   На рисунках 1–3 представлены принципиальные технологические схемы этих трех вариантов.
   В каждую из вышеуказанных схем были интегрированы следующие процессы переработки тяжелых нефтяных остатков:
- производство битумов;
- гидрокрекинг гудрона (70%-ная конверсия);
- коксование;
- деасфальтизация.
   Для облагораживания продуктов выполнено соответствующее увеличение производительности гидрооблагораживающих процессов.
   Расчеты по вышеуказанным вариантам выполнены для производительностей от 1 до 10 млн т/г с шагом 1 млн т. Данный подход позволяет наглядно показать тенденции по изменению экономической эффективности для малых, средних и крупных НПЗ. Определение минимальной производительности, при которой инвестиции в реконструкцию НПЗ будут окупаемы в условиях действующего законодательства РФ, является одним из основных оптимизационных параметров, рассмотренных в данной работе.
   Технологическая схема должна иметь минимальный набор процессов для минимизации инвестиций в проект, позволять выпускать моторные топлива класса 5 и обеспечивать переработку гудрона.
 
Рисунок 1. Принципиальная технологическая схема бензинового варианта
 
ГО — гидроочистка, БКК — бензин каталитического крекинга, FCC — установка каталитического крекинга в псевдоожиженном слое, ВГО — вакуумный газойль, ДТЛ — дизельное топливо летнее, УПВ — установка получения водорода, УПС — установка производства серы, ТКГ — тяжелый каталитический газойль, ЛКГ — легкий каталитический газойль, VBR — висбрекинг.
 
 
Рисунок 2. Принципиальная технологическая схема дизельного варианта
 
 
 
Рисунок 3. Принципиальная технологическая схема нефтехимического варианта
 
 
 
Рисунок 4. Эффективность схем переработки нефти с производством битумов
   Качество нефти принято на уровне Urals с содержанием серы и светлых нефтепродуктов 1,4% и 47% соответственно.
   Экспортные пошлины приняты в соответствии с действующим законодательством РФ [2]. Цена на нефть принята на уровне $90 за баррель, также рассмотрено увеличение цены до $100/барр и ее возможное снижение до $80/барр и $60/барр. Расчет инвестиционных затрат на строительство установок выполнен на основе доступной информации по строительству аналогичных установок [6], а также данных, полученных от компаний КВС и CLG. Пересчет инвестиций для различной производительности установок осуществлялся по формуле [5]: 
И = Иа * (П/Па)^0,6
   где И — расчетный объем инвестиций для установки с производительностью П;
   Иа и Па — соответственно известные инвестиции и производительность установки, принятой в качестве аналога.
 
   Затраты на строительство вспомогательных, энергетических объектов, объектов общезаводского хозяйства (ОЗХ), расходы по организации строительства приняты на уровне 70% от стоимости основных технологических установок. Такой уровень затрат соответствует строительству нового НПЗ. В случае если НПЗ уже имеет развитую инфраструктуру, то данный коэффициент может быть снижен. Однако, учитывая технологические схемы малых и средних НПЗ РФ, их реконструкция будет сопоставима со строительством новых НПЗ, и вышеуказанный коэффициент может быть применен на данном уровне.
   Операционные затраты рассчитаны исходя из фактических результатов работы установок на НПЗ ОАО «Газпром нефть», а также справочных данных [6]. С целью минимизации операционных и инвестиционных затрат принято, что строительство установок осуществляется комплексами, а не отдельно стоящими установками.
   Строительство комплексов осуществляется параллельно, что минимизирует сроки строительства.
   В качестве основных критериев оценки приняты следующие:
- глубина переработки нефти;
- выход светлых нефтепродуктов;
- точка безубыточности (необходимо отметить, что при высоких инвестиционных вложениях на реконструкцию НПЗ амортизационные отчисления будут иметь высокую долю в структуре постоянных затрат);
- чистый дисконтированный доход (NPV);
- минимальная мощность завода, при которой инвестиции в его реконструкцию будут окупаемы на принятом горизонте планирования 15 лет.
   Все технологические схемы смоделированы и оптимизированы в электронных таблицах MS Excel. Адекватность разработанных моделей подтверждена с использованием программы RPMS компании Honeywell.
 
Анализ вариантов переработки тяжелых остатков
Производство битумов
Производство битумов является наименее капиталоемким процессом для переработки гудрона. Значительным недостатком схемы НПЗ с данным процессом является зависимость от сезонных колебаний рынка битумов в России. В зимний период потребление битумов значительно снижается. На рисунке 4 показана эффективность НПЗ для трех выбранных схем переработки нефти с производством битумов при условии отсутствия ограничений по реализации битумной продукции. Из проведенных расчетов следует, что данная схема позволяет достичь глубину переработки на уровне 91–96%, выход светлых нефтепродуктов — 63–71% при инвестициях 115–150 млрд руб. ($4,0–5,2 млрд) для НПЗ производительностью 10 млн т/год. Из-за высокого выхода «темных» нефтепродуктов эффективными будут только НПЗ мощностью более 9–10 млн т/г после ввода экспортных пошлин в 2015 году, но при существующем уровне экспортных пошлин окупаемыми являются варианты с переработкой нефти от 4–5 млн т/г. Точка безубыточности находится на уровне 0,6 млн т/г при пошлинах 2012 года и увеличивается до 1,0 млн т/г при пошлинах 2015 года.
 
Гидрокрекинг гудрона
Гидрокрекинг гудрона не является широко распространенным процессом для переработки тяжелых нефтяных остатков, хотя в последнее время наблюдается увеличение интереса к данному процессу. Так, например, ОАО «ЛУКОЙЛ» приняло решение и осуществляет проектирование и строительство установок гидрокрекинга остатков на своих заводах в Бургасе (Болгария)и Нижнем Новгороде. Также осуществляется строительство на НПЗ в Мозыре (Белоруссия). Следует отметить, что разработка процесса гидрокрекинга гудрона продолжается в настоящее время и появляются новые модификации процесса. Так, например, в 2012 году в Италии был анонсирован пуск установки гидрокрекинга по новой технологии, разработанной компанией Eni. Учитывая актуальность переработки тяжелых нефтяных остатков, российские научно-исследовательские институты также занимаются разработкой технологии гидрокрекинга. По технологии ИНХС им. Топчиева РАН начато строительство демонстрационной установки, которое планируется закончить в 2015–2016 годах.
   На рисунке 5 показана эффективность НПЗ, включающих в схему переработки нефти установку гидрокрекинга гудрона (конверсия принята на уровне 70%).Такие схемы позволяют достичь глубины переработки 82–87%, выход светлых нефтепродуктов — 68–80%при инвестициях 150–180 млрд руб. ($5,2–6,2 млрд)в зависимости от выбранной направленности схемы(бензиновая, дизельная или нефтехимическая) для НПЗ производительностью 10 млн т/г. Но из-за неполной конверсии гудрона и высоких инвестиционных затрат после ввода экспортных пошлин в 2015 году эффективными будут только НПЗ мощностью более 8–9 млн т/г. Однако при существующем уровне экспортных пошлин окупаемыми являются варианты с переработкой нефти от 6–7 млн т/г. Точка безубыточности находится на уровне 0,7 млн т/г при пошлинах 2012 года и увеличивается до 0,8 млн т/г при пошлинах 2015 года.
 
Рисунок 5 Эффективность схем переработки нефти с процессом гидрокрекинга гудрона
Деасфальтизация гудрона
Деасфальтизация гудрона является одним из наиболее распространенных процессов переработки гудрона. Отбор деасфальтизата зависит от распределения металлов в исходном гудроне и его коксуемости. Для гудрона, полученного из нефти Urals, реально достижимым является отбор на уровне 55–60% [7]. Схемы с деасфальтизацией гудрона позволяют достичь глубину переработки на уровне 77–84%, выход светлых нефтепродуктов — 63–78% при инвестициях140–160 млрд руб. ($4,8–5,5 млрд) для НПЗ производительностью 10 млн т/г (рис. 6). Из-за высокого выхода асфальта (11% на нефть) после ввода экспортных пошлин в 2015 году эффективными будут только НПЗ мощностью более 7–8 млн т/г. Следует отметить, что при существующем уровне экспортных пошлин окупаемыми являются варианты с переработкой нефти от 6–7 млн т/г. Точка безубыточности находится на уровне 0,7 млн т/г при пошлинах 2012 года и увеличивается до 0,8 млн т/г при пошлинах 2015 года.
 
Рисунок 6. Эффективность схем переработки нефти с процессом деасфальтизации гудрона 
 
Коксование
Установки коксования в различном их исполнении (замедленное коксование, флюидкокинг, флексикокинг) являются самыми распространенными в мире по переработке тяжелых нефтяных остатков. Процесс коксования широко применялся в странах бывшего СССР при производстве кокса для алюминиевой промышленности и черной металлургии, т. е. нефтепереработка России имеет большой опыт эксплуатации данных установок, что немаловажно при принятии инвестиционного решения. 
   На рисунке 7 показана эффективность НПЗ, включающих в схему переработки нефти установку коксования. Такие схемы позволяют достичь глубину переработки на уровне 84–89%, выход светлых нефтепродуктов — 70–82% при инвестициях 150–180 млрд руб. ($5,2– 6,2 млрд) для НПЗ производительностью 10 млн т/г. Расчеты показывают, что из-за относительно низкого выхода кокса и «темных» нефтепродуктов (6% на нефть) ввод экспортных пошлин в 2015 году практически не оказывает влияние на эффективность рассматриваемых схем. Окупаемыми являются НПЗ с объемом переработки более 6–7 млн т/г. Точка безубыточности находится на уровне 0,65 млн т/г при пошлинах 2012 года и увеличивается до 0,7 млн т/г при пошлинах 2015 года.
 
Рисунок 7 Эффективность схем переработки нефти с процессом коксования 
Сравнение вариантов
В таблице 1 представлены обобщенные показатели эффективности рассматриваемых схем с использованием различных вариантов переработки тяжелых остатков и их ранжирование, выполненное по показателям окупаемости и объема инвестиций. 
   Проведенный сравнительный анализ показал, что:
  • схемы НПЗ с производством битумов имеют минимальный объем инвестиций, что обеспечивает наилучшую окупаемость при существующем уровне экспортных пошлин, но из-за высокого выхода «темных» нефтепродуктов эти схемы имеют худшие показатели окупаемости после ввода 100%-ной экспортной пошлины на «темные» нефтепродукты в 2015 году;
  • инвестиционные расходы на реконструкцию НПЗ со строительством установок гидрокрекинга гудрона сопоставимы с инвестициями по строительству установок коксования и составляют 150–180 млрд руб. для НПЗ мощностью 10 млн т/г.;
  • наиболее эффективным процессом переработки тяжелых нефтяных остатков в условиях текущего законодательства РФ являются схемы с установками коксования;
  • НПЗ производительностью менее 6–7 млн т/г будут не окупаемы при вводе новых экспортных пошлин в 2015 году.
 
Влияние цены нефти на окупаемость схем переработки
Изменение цен на нефть является одним из основных факторов, влияющих на окупаемость реконструкции НПЗ. При снижении цен снижается окупаемость. При возникновении таких ситуаций, как правило, останавливается и реконструкция НПЗ. Это можно видеть, рассматривая периоды резкого падения цен на нефть в 1998 и 2008 годах. В последнее время многие эксперты прогнозируют снижение цен на нефть [8,9,10]. На горизонте до 2018 ожидается снижение с существующих $105–110/барр до $90–95/барр и ниже (рис. 8).
 
Рисунок 8 Прогноз изменения цены нефти 
   Приступая к реконструкции заводов с высокими инвестиционными затратами, необходимо понимать, насколько чувствительна выбираемая схема переработки нефти к изменению внешних факторов. На рисунках 9–12 показано, как изменяется минимальная мощность НПЗ для рассматриваемых основных схем переработки нефти с учетом строительства комплексов переработки тяжелых остатков, которая будет окупаема при изменении цен на нефть. Из представленных графиков следует, что: 
  1. Схемы переработки нефти с производством битума имеют наибольшую чувствительность как к изменению экспортных пошлин, так и к снижению цены на нефть. При существующем уровне экспортных пошлин критичной для окупаемости ценой является уровень $70–80 /барр, а при увеличении пошлин — $90/барр.
  2. Снижение цены нефти до уровня ниже $80/барр при-ведет к неокупаемости схем с гидрокрекингом гудрона, а изменение цены нефти на $10/барр изменяет минимально окупаемую производительность НПЗ на 2 млн т/г.
  3. Для схем переработки с деасфальтизацией снижение цены нефти до менее $80/барр является критичным для окупаемости инвестиций в реконструкцию. Изменение цены на $10/барр изменяет минимально окупаемую производительность НПЗ на 2,1 млн т/г.
  4. Схемы переработки с процессом коксования имеют наилучшую устойчивость к снижению цены нефти. Критичным для окупаемости является уровень $65–70/барр, а изменение цены на $10/барр изменяет минимально окупаемую производительность НПЗ на 1,6 млн т/г.
Рисунок 9. Влияние цены нефти на эффективность схем переработки нефти с производством битумов 
 
 
 
 
 Рисунок 10. Влияние цены нефти на эффективность схем переработки нефти с гидрокрекингом гудрона
 
 
 
 
 Рисунок 11. Влияние цены нефти на эффективность схем переработки нефти с деасфальтизацией гудрона 
 
 
 
 
 Рисунок 12. Влияние цены нефти на эффективность схем переработки нефти с процессом коксования
Выводы и рекомендации
Из проведенных результатов расчетов следует, что:
  • Наиболее эффективными по критерию минимальной мощности, при которой реконструкция НПЗ окупаема в условиях законодательства РФ, являются схемы с максимальной выработкой средних дистиллятов и процессом коксования для переработки тяжелых нефтяных остатков.
  • Снижение цены на нефть ниже $70–80/барр приводит к неокупаемости реконструкции НПЗ для всех рассмотренных вариантов.
  • Увеличение цены нефти приводит к улучшению параметров окупаемости реконструкции НПЗ. Рост на $10/барр приводит в среднем к снижению на 2 млн т/г минимальной мощности НПЗ, которая будет окупаема в условиях законодательства РФ. Снижение цены нефти приводит к соответствующему ухудшению окупаемости и увеличению минимальной окупаемой мощности завода.
  • Изменение экспортных пошлин в 2015 году ведет к снижению маржи нефтепереработки, что приводит к экономической нецелесообразности эксплуатации средних НПЗ без процессов переработки тяжелых нефтяных остатков.
   Проведенные расчеты также показывают, что вне зависимости от технологической схемы мини-НПЗ будут постепенно закрываться в связи с их неокупаемостью и невозможностью проведения экономически эффективной реконструкции для удовлетворения требований законодательства по качеству продукции и глубине переработки. Фактически выживут только те мини-НПЗ, которые первые проведут реконструкцию и смогут:
  • увеличить мощность завода до 5–6 млн т/г, достигнуть минимум 75–80% конверсии нефти и найти рынок сбыта производимых нефтепродуктов;
  • найти варианты закупки значительно более дешевого оборудования при условии, что в настоящее время цены находятся на максимуме из-за большого спроса на рынке для реконструкции других НПЗ РФ;
  • осуществить последовательный (поэтапный) ввод новых установок в приемлемые сроки до введения новых таможенных пошлин на темные нефтепродукты.
   Учитывая, что суммарный объем переработки на мини-НПЗ составляет около 10 млн т нефти в год, крупные нефтяные компании смогут конкурентно восполнить часть освободившейся рыночной ниши нефтепродуктами со своих НПЗ. С другой стороны, закрытие мини-НПЗ ведет к закрытию рабочих мест. Для некоторых регионов это может значительно отразиться как на занятости населения, так и на топливной безопасности (еще на забыты бензиновые кризисы 2011 г.). Мировой опыт показывает, что при изменении экологического законодательства может использоваться диверсифицированный подход к различным регионам, а также к малым НПЗ. Например, в США (рис. 13), Китае, Индии требования к качеству топлив различается по регионам.
 
Рисунок 13 География использования реформулированного (RFG) бензина в США 
 
   В густонаселенных районах требования к качеству топлив выше, а в малонаселенных районах ниже [11]. При введении новых требований к качеству внедорожного дизельного топлива (для сельского хозяйства, локомотивов и судов, см. табл. 2) в США для малых НПЗ была установлена отсрочка на несколько лет [12].
 
   Плотность населения в России значительно различается по областям. Использование вышеуказанного подхода позволит не только сохранить рабочие места, повысить энергобезопасность в регионах, значительно удаленных от крупных НПЗ, но и минимизировать финансирование науки и промышленности западных стран, так как, к сожалению, большинство технологий и высокотехнологичного оборудования закупается не у российских компаний.
 
Литература
1. В.В Галкин, М. И. Левинбук, В. А. Махиянов. «Реконструкция НПЗ. Анализ эффективности схем переработки нефти в зависимости от мощности НПЗ». Oil & Gas Journal Russia № 3 (69), март 2013.
2. Постановление Правительства РФ № 716 от 26.08.2011 г. «О внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. № 1155 «О расчете ставок вывозных таможенных пошлин на отдельные категории товаров, выработанных из нефти».
3. Реестр проектируемых, строящихся и введенных в эксплуатацию нефтеперерабатывающих заводов в Российской Федерации. Министерство энергетики РФ, http://minenergo.gov.ru/activity/oilgas/reestr_npz/
4. «Проверки Ростехнадзора привели к остановке 80 мини-НПЗ», РБК daily от 25.11.2010 http://www.rbcdaily.ru/tek/562949979211459.
5. John L. Birkler, William H. Micklish, Edward W. Merrow. «The relative cost factor: a method of comparing petroleum refinery investment». March 1987 (http://www.rand.org/content/dam/rand/pubs/papers/2008/P7307.pdf).
6. Hydrocarbon Processing’s Refining Processes 2011 HandBook.
7. Справочник химика и технолога (http://chemanalytica.com/book/novyy_spravochnik_khimika_i_tekhnologa/05_syre_i_produkty_promyshlennosti_
organicheskikh_i_neorganicheskikh_veshchestv_chast_I/5946).
8. «МЭР скорректировало прогноз по цене на нефть», Экономика и жизнь, 27.08.2013, http://www.eg-online.ru/news/221027/
9. Russia’s Federal Budget Depends On High Price Crude Sales, Climate Change Sanity, 29.12.2012, http://cbdakota.wordpress.com/2012/12/29/russias-federal-budget-depends-on-high-price-crude-sales/
10. «ФРС обрушит цены на нефть», Ведомости, 19.08.2013, http://www.vedomosti.ru/finance/news/15330011/neft-podesheveet
11. «Спецификации на бензин в Европе», Roger Hutcheson, Cameron Associates, http://old.rgtr.
ru/netcat_files/Image/Hutchson.pdf
12. Information Center «Clean Diesel Fuel Alliance». «Locomotive, marine and non-road diesel fuel standards begin at later dates (except in California)». http://www.clean-diesel.org/nonroad.htm
Основные индексы:
Brent 51,6 -0,0100 (-0,02%)
Dow Jones 21 899,89 196,14 (0,9%)
Курсы валют:
USD 59,1312 0,0916 (0,16%)
EUR 69,5619 -0,0281 (-0,04%)
CNY 88,7323 0,0829 (0,09%)
JPY 54,0505 0,0616 (0,11%)
Акции нефтегазовых компаний:
Micex Oil & Gas 4667,31 -22,94 (-0,49%)
Rosneft 300,55 -0,4000 (-0,13%)
Lukoil 2867 -30,0000 (-1,04%)
Gazprom 115,46 -0,5400 (-0,47%)
Gazprom Neft 207,8 -2,0000 (-0,95%)
Surgutneftegaz 26,535 0,0550 (0,21%)
Tatneft 379,75 -1,5000 (-0,39%)
Bashneft 2188 -10,0000 (-0,45%)
Источник – Финмаркет
Tools
Длина, расстояние
000,00
Площадь
000,00
Объем
000,00
Вес
000,00
Скорость
000,00
Температура
000,00
Плотность
000,00
Давление
000,00
Сила
000,00
Объемная
скорость
000,00
Объем/Вес нефти
000,00
Плотность нефти
000,00
Объем/вес/энергия
природного газа
000,00
Объемный расход
газа
000,00
Rad
Gra
x!
(
)
С
AC
Inv
sin
ln
7
8
9
/
Pi
cos
log
4
5
6
*
e
tan
sqrt
1
2
3
-
Ans
exp
x^y
0
.
=
+

"Бурение и освоение нефтяных и газовых скважин. Терминологический словарь-справочник", Булатов А.И., Просёлков Ю.М., М.: Недра, 2007

Примеры терминов:

  • Каустобиолиты

    (от греч. каустос  горючий, биос  жизнь, литос  камень) (caustobioliths) горючие ископаемые органического происхождения (горные породы и минералы); различают К. нефтяного ряда  нефти, асфальты, озокериты и другие битумы; К. угольного ряда  грунты, сапропелиты, липтобиолиты и смешанные, напр., сапропелево-гумусовые или липтобиолитовые угли.

    (от греч. каустос  горючий, биос  жизнь, литос  камень) (caustobioliths) горючие ископаемые органического происхождения (горные породы и минералы); различают К. нефтяного ряда  нефти, асфальты, озокериты и другие битумы; К. угольного ряда  грунты, сапропелиты, липтобиолиты и смешанные, напр., сапропелево-гумусовые или липтобиолитовые угли.

  • Водоостой водоотделение цементного раствора

    (cement slurry water separation) отделение воды из цементного раствора в нормальных условиях за определённое время.

    (cement slurry water separation) отделение воды из цементного раствора в нормальных условиях за определённое время.
  • Раскрытость трещин

    (fracture opening) кратчайшее расстояние между стенками трещины (Е.С. Ромм, 1966; М.А. Жданов, 1970; К.Б. Аширов, 1971 и др.).

    (fracture opening) кратчайшее расстояние между стенками трещины (Е.С. Ромм, 1966; М.А. Жданов, 1970; К.Б. Аширов, 1971 и др.).
  • Аппарат Яковлева

    (wire line reel of Jakovlev for bottom-hole surveys) - прибор, который служит для: отбивки уровня жидкости в скважине; замера глубины забоя скважины; замера глубины места водораздела; отбора проб нефти, воды, песка с забоя скважины и т.п. Аппарат представляет обычную лебедку, снабженную приспособлениями: индикатором веса, при помощи которого отбивается уровень жидкости в скважине, и счетчиком числа оборотов барабана, служащим для замера глубины спуска инструмента в скважину.

    (wire line reel of Jakovlev for bottom-hole surveys) - прибор, который служит для: отбивки уровня жидкости в скважине; замера глубины забоя скважины; замера глубины места водораздела; отбора проб нефти, воды, песка с забоя скважины и т.п. Аппарат представляет обычную лебедку, снабженную приспособлениями: индикатором веса, при помощи которого отбивается уровень жидкости в скважине, и счетчиком числа оборотов барабана, служащим для замера глубины спуска инструмента в скважину.
  • Замедлитель

    (cement-setting retarder) ингибитор процессов схватывания тампонажных цементных растворов.

    (cement-setting retarder) ингибитор процессов схватывания тампонажных цементных растворов.
  • Температура воспламенения нефти в пласте

    (oil fire point in-situ) низшая температура, при которой в пласте происходит самовоспламенение нефти.

    (oil fire point in-situ) низшая температура, при которой в пласте происходит самовоспламенение нефти.
  • Погрузочный плавучий пирс

    (dolphin loading-pier) плавучий пирс, с которого могут загружаться небольшие танкеры.

    (dolphin loading-pier) плавучий пирс, с которого могут загружаться небольшие танкеры.
  • Дебит газа

    (gas flow rate) количество газа (в объёмном или весовом выражении) из скважины или из какого-либо источника в единицу времени (в час, в сутки и т.п.).

    (gas flow rate) количество газа (в объёмном или весовом выражении) из скважины или из какого-либо источника в единицу времени (в час, в сутки и т.п.).
Совместно с "Мультитран"
Яндекс.Метрика