Реферат на тему «Преобразование попутного нефтяного газа в метанол»

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Рынок метанола

2. Рациональное преобразование попутного нефтяного газа в метанол

3. Зарубежный опыт преобразования попутного нефтяного газа в метанол

Заключение

Список использованной литературы

Введение 

В различных частях планеты, включая морской шельф, имеются огромные неиспользованные ресурсы газа — природного, сланцевого и факельного газа — из-за удаленности месторождений от рынков и других условий, при которых поставки чистого газа технически невозможны, недоступны или экономически неэффективны. В таких случаях эффективным способом разработки этих ресурсов является их переработка на месте в стабильные жидкие продукты, такие как метанол, синтетическое топливо и синтетическое масло, которые во много раз дешевле транспортировать, чем природный газ, а стоимость которых на мировом рынке намного выше.

Сегодня такие технологии переработки газа — технологии GTL (международное обозначение «Gas to Liquids» — газ в жидкость) — используются транснациональными компаниями SHELL и SASOL в своих компаниях, которые перерабатывают газ в синтетическое топливо с высокими экологическими стандартами. Однако существующие технологии недоступны для российских компаний, поскольку они позволяют строить заводы с высокой стоимостью и длительным сроком окупаемости и требуют развитой инфраструктуры.

Метанол можно использовать в качестве ингибитора на нефтяных месторождениях, «синтетическую нефть» можно смешивать с натуральной нефтью, транспортировать по существующим нефтепроводам или нефтеналивным танкерам, а синтетическое топливо можно использовать для питания гражданских и военных транспортных средств.

Цель данной работы изучить преобразование попутного нефтяного газа в метанол.

В соответствии с поставленной целью выявлены следующие задачи исследования:

• Изучить рынок метанола;
• Проанализировать рациональное преобразование попутного нефтяного газа в метанол;
• Рассмотреть зарубежный опыт преобразования попутного нефтяного газа в метанол;
• Изучить импортирование, информатизацию метанола.

Теоретическую и методологическую основу исследования составили четыре группы источников. Первый содержит авторские редакции по рассмотренным темам. Ко второй — учебная литература (учебники и учебные пособия, справочники и энциклопедическая литература, комментарии к законодательству). Третий содержит научные статьи в журналах по изучаемой тематике. И четвертый — это сайты специализированных организаций.

Эмпирической основой послужила практическая информация об эффективном использовании попутного газа.

Данная работа включает введение, теоретическую часть, заключение и список использованной литературы.

Рынок метанола

В 2019 году Россия произвела 4,46 миллиона тонн метанола, что составляет примерно 5% мирового производства. [6] Это почти на 5% больше, чем в 2018 году, и на четверть больше, чем объем метанола, произведенного в Российской Федерации пять лет назад (рис. 1).

Рисунок 1. Динамика объемов производства метанола в РФ с 2015 по 2019 гг.

Такой динамичный рост был достигнут за счет модернизации существующих производств и строительства двух новых высокотехнологичных производств. До этих реконструкций совокупная загрузка производственных мощностей составляла от 85% до 95%, и было мало возможностей для увеличения производства.

В «Метафраксе» и «Сибметахиме» в результате модернизации мощность увеличилась на 12% и 19% соответственно по сравнению с базовым уровнем пятилетней давности. В то же время, благодаря запуску в сентябре 2018 года комплекса комбинированного производства метанола и аммиака, Щекиноазоту удалось удвоить производственные мощности. Также стоит отметить нового производителя — аммиачный завод (Татарстан), на котором во второй половине 2015 года введен в эксплуатацию завод по комплексному производству метанола, аммиака и карбамида. В 2017 и 2018 годах коэффициент загрузки производственных мощностей комплекса достиг 91% и 94% соответственно, но уже в 2019 году производство метанола сократилось, и по итогам года коэффициент загрузки составил лишь 67% от проектной мощности.

В период с 2015 по 2019 год прирост мощности в целом составил почти 1 млн тонн в год. По итогам 2019 г. лидерами рынка были компании «Метафракс», «Щекиноазот», «Сибметахим» и «Томет» с общей долей рынка около 84% (рис. 2).

Рисунок 2. Структура производства метанола по компаниям в 2019 году [12]

В 2019 году метанол российского производства традиционно поставлялся на внутренний рынок и на экспорт, а также использовался для собственного потребления алкогольными компаниями. Как следует из рис.3, за последние пять лет на фоне увеличения темпов производства объем отгрузки метанола на внутренний рынок и объем собственного потребления колебались незначительно, а объем экспорта увеличивался от года к году. год. В результате в 2019 году экспорт вырос на 66% по сравнению с 2015 годом. За последние пять лет импорт метанола в РФ практически отсутствовал, только в 2015 году были незначительные поставки белорусского производства.

Рисунок 3. Распределение ресурсов метанола в Российской Федерации с 2015 по 2019 гг. [15]

За период с 2015 по 2019 год заметного изменения объемов видимого потребления метанола в РФ не произошло, поскольку реализованные проекты по переработке метилового спирта представляли собой либо замену устаревших установок на более высокотехнологичные, либо организацию производства малотоннажной продукции. К первому случаю можно отнести запущенную в 2018 году установку по производству более популярного 55% формалина вместо 37% на заводе Metadynea (входит в Metafrax). Второй случай — запуск в 2018 и 2019 годах двух малотоннажных установок по производству диметилового эфира аэрозольного качества соответственно на предприятиях «Аэрозолекс» (Дзержинск) и «Щекиноазот».

Структура потребления метанола за период с 2015 по 2019 год изменилась незначительно, при этом производство формальдегида традиционно занимает около половины от общего объема потребляемого метилового спирта в России (рис.4). Второе место среди сфер потребления занимает синтез высокооктановых добавок МТБЭ и МТАЭ, затем идет использование метанола в качестве ингибитора гидратообразования в газовой промышленности, производстве уксусной кислоты и других областях.

Рисунок 4. Динамика структуры потребления метанола с 2015 по 2019 гг. [9]

По указанным выше причинам метанол является экспортно-ориентированным продуктом для российских производителей. За пять лет объемы экспорта выросли на 65% и превысили уровень 2 млн тонн в год.

В настоящее время почти весь метиловый спирт отправляется в Европу по железной дороге. Финляндия является основным перевалочным пунктом для дальнейшего распространения алкоголя в другие страны (Таблица 1). В Азии, в частности, в Китае, который является крупнейшим в мире импортером метанола, поставки крупнотоннажной продукции с существующих производств затруднены из-за высоких логистических затрат.

Таблица 1. Структура экспорта метанола в 2019 году по регионам мира и странам назначения [8]

Внутренние цены на метанол в России в значительной степени зависят от контрактных цен в Европе и курса рубля по отношению к основным мировым валютам (рис. 5). Изменение стоимости сырья или колебания спроса со стороны отечественных потребителей мало влияют на этот параметр. На европейском и азиатском рынках ситуация прямо противоположная, поскольку себестоимость продукции, спрос со стороны потребителей, запуск новых производств и в целом изменение экспортно-импортных потоков напрямую влияют на ценовые тенденции. Примером может служить снижение европейской цены на метанол в 2019 году, которое произошло из-за дисбаланса спроса / предложения из-за увеличения объемов экспорта российскими производителями, в частности Щекиноазотом, и запуском новых производств метанола в Европе.

Рисунок 5. Динамика цен на метанол на мировых рынках в 2017-2019 гг. [4]

В ближайшее время у российских производителей появится возможность еще более заметно влиять на мировой рынок метанола в связи с реализацией нескольких крупных проектов (таблица 2). При их своевременном запуске и высокой загрузке мощностей общее годовое производство метилового спирта в России к 2023 году может вырасти на 45% и составить 6,5 млн тонн. При сохранении объемов внутреннего потребления метанола на текущем уровне дополнительные объемы метилового спирта могут быть востребованы только на внешнем рынке.

Таблица 2. Текущие проекты модернизации и строительства новых заводов по производству метанола [9]

На данный момент в России представлено почти два десятка метанольных проектов со сроком завершения до 2030 года. Особенно сложно оценить их реалистичность в свете событий начала 2020 года. Очевидно, что падение цен на нефть, Пандемия COVID-19, введение карантинных мер практически во всех странах с целью остановить распространение вируса и, как следствие, грядущий мировой экономический кризис заставят инвесторов существенно скорректировать свои планы.

Рациональное преобразование попутного нефтяного газа в метанол

Одна из важнейших задач современной науки и промышленности — создание технологических процессов, сохраняющих для потомков невозобновляемое энергетическое углеводородное сырье: газ, нефть и конденсат. Между тем в мире менее 10% нефти идет на химическую переработку, оставшиеся 90% перерабатываются в топливо и сжигаются.

Гораздо более пессимистичные цифры по природному газу. Попутный нефтяной газ — самое ценное углеводородное сырье; из-за отсутствия экономически эффективных технологий переработки его просто сжигают на факелах по всей Западной Сибири, в Поволжье и в других нефтедобывающих регионах. По оценкам экспертов Минпромэнерго России, ежегодно в мире сжигается 100 млрд кубометров попутного нефтяного газа, в том числе 14,5 млрд кубометров в России (по оценке американских экспертов на основе анализа спутниковых данных, 60 млрд кубометров газа сжигается в России в год). В настоящее время только 1,5% попутного нефтяного газа используется в качестве химического сырья. По мнению проф. Арутюнова РАН, тонна компонента природного газа — этан стоит 80 ÷ 90 долларов, этилен — уже 160 долларов, полиэтилен низкого давления дороже в 20 раз, а стоимость готовой продукции из полиэтилена, например, тех же труб, достигает 2500 ÷ 3700 долларов за тонну [1, с.145].

Поиск альтернативных источников энергии ведется во всем мире на протяжении десятилетий. Водород, биотопливо, этанол, метанол, смесь бензина с этанолом или метанолом не могут решить проблему в целом по ряду технико-экономических причин.

На ближайшее десятилетие реальным ключом к решению проблемы утилизации попутного нефтяного газа могут стать GTL-технологии («Gas Into Liquid»), позволяющие не только радикально решить проблему экологического загрязнения атмосферы, но и получить альтернативные источники энергии и сырье для газохимии.

Классические процессы производства синтез-газа, метанола и синтетических моторных топлив каталитическим методом паровой конверсии или конверсии паров в диоксид углерода углеводородных газов за последние 100 лет были доведены до высокой степени совершенства. Но технико-экономические расчеты показывают, что создание таких производств экономически оправдано только с производительностью 400 ÷ 500 тыс. Тонн метанола в год. При сегодняшних ценах на сырье, оборудование и энергоресурсы, а также с учетом тенденции к постоянному увеличению спроса на товарную продукцию эта граница может сместиться до 250-300 тысяч тонн в год.

Такую добычу вряд ли уместно называть «малотоннажной», представлять себе такую ​​добычу в нефтяном месторождении — тем более. Спроектировать, изготовить и построить такую ​​установку в России могут только крупные компании. Учитывая, что сегодня экономическая ситуация в Европе и США вынуждает нефтехимические компании продавать заводы по производству метанола из природного газа, появляется возможность закупить часть заводов этих заводов, реконструировать их и адаптировать к условиям конкретного региона России, строить их возле магистрального газопровода. Расчеты показывают, что такая схема намного дешевле вложений в новое строительство [16, с.108].

Что касается малотоннажных GTL-технологий, то их очень мало разработано и произведено, в первую очередь потому, что в них не было необходимости в СССР, добыча нефти исчислялась сотнями миллионов тонн, а газа? сотни миллиардов кубометров. Сегодня более половины углеводородов в России добывается на малых и средних месторождениях нефти и газа, а потребность в модульных, мобильных малотоннажных установках для переработки природного и попутного нефтяного газа многократно возросла.

Ратификация Россией Киотского протокола и истощение крупных нефтяных и газовых месторождений усугубили проблему. Поэтому малотоннажные установки для глубокой переработки углеводородных газов на основе GTL-технологий являются одним из реальных решений проблемы утилизации природного и попутного нефтяного газа низкого давления.

В мировом энергетическом балансе наибольшая доля приходится на нефть (39%), на втором месте в структуре энергопотребления находится природный газ (21%). Далее следуют битуминозный уголь (13%), бурый уголь (10%), ядерная энергия (13%) и другие источники энергии (4%).

Попутный нефтяной газ — это углеводородный газ, растворенный в нефти и выделяющийся из нее при сепарации, который содержит наиболее ценные для газохимии компоненты.

Количество попутных газов на 1 тонну добытой нефти зависит от условий образования и залегания нефтяных залежей и может составлять от нескольких десятков до нескольких сотен кубических метров. Попутные нефтяные газы (ПНГ), в отличие от природных, состоящих в основном из метана, содержат значительные количества этана, пропана, бутана и других насыщенных углеводородов. Кроме того, присутствуют водяной пар, иногда азот, диоксид углерода, сероводород и инертные газы, такие как гелий и аргон.

В настоящее время ПНГ первых стадий сепарации нефти доходит до ближайших потребителей от нефтегазового месторождения до ближайших потребителей — газоперерабатывающих и нефтехимических заводов, в лучшем случае газ конечных стадий сепарации, содержащий наиболее ценные компоненты. тяжелых углеводородов (до 40% C3 + B), горит на горелках. В результате извлекается не более 25% компонентов C3-C4 от их потенциала в пластовом газе [22, с.148].

При сжигании попутного нефтяного газа сгорает не только метан, основной компонент углеводородного газа, но и широкая фракция углеводородов: пропан, бутан, гексан и другие. Около ста тысяч тонн вредных веществ — оксидов и диоксидов углерода, азота, углеводородов, сажи — выбрасывается в атмосферу в год. Более того, исходные продукты менее вредны для окружающей среды, чем продукты их сгорания. Сжигание ПНГ из-за большого потребления кислорода и теплового излучения усиливает парниковый эффект.

Таким образом, проблема рационального использования ПНГ комплексная: техническая, экологическая и экономическая.

В газовой промышленности существует аналогичная проблема с остаточным природным газом низкого давления (СПГ) истощенных газовых месторождений, когда по мере разработки месторождения пластовое давление снижается, и неизбежно наступает время, когда необходимо инвестировать в дорогостоящие подготовительные мероприятия, в результате которых добыча газа становится нерентабельной. В целом (15-20) % извлекаемых запасов газа сейчас относятся к категории низкого давления.

Учитывая, что регионы с падающим производством имеют всю необходимую инфраструктуру, квалифицированный персонал и социальную сферу, организация переработки НИС на производственной площадке позволит продлить эксплуатацию этих месторождений на многие годы, организовать добычу ценных продукты, решают социальные задачи занятости населения и развития регионов.

Не меньший интерес представляет ревитализация временно приостановленных разведочных скважин и других забалансовых источников газа с целью его переработки. Стоимость газа для них будет определяться в основном необходимой компоновкой и эксплуатационными расходами, поскольку дорогостоящее бурение уже проведено, а необходимости в компримировании пока нет [18, с.96].

Большие перспективы, а зачастую и единственный выход — это переработка газа с небольших месторождений, удаленных от магистральных трубопроводов, на месте. Как правило, эти месторождения принадлежат небольшим компаниям, не имеющим перспектив продажи газа, и его использование в энергетических целях очень ограничено, поскольку средняя газотурбинная электростанция мощностью 1 МВт потребляет 0,4 м3 газа для выработки 1 кВтч электроэнергии и газа ресурсов даже небольшой залежи намного больше.

Основной продукт конверсии углеводородных газов — метанол (общепринятые названия — метиловый спирт, древесный спирт) — это универсальный промежуточный продукт, имеющий большое практическое применение и служащий сырьем для производства практически всего ассортимента нефтехимической продукции.

С именами величайших химиков связаны этапы изучения химии метанола. Впервые метанол был открыт в середине 17 века Робертом Бойлем при изучении продуктов перегонки древесины. Чистый метиловый спирт был получен только 200 лет спустя. В 1857 году Марселин Бертло получил метанол путем омыления хлористого метила. Но процесс сухой перегонки древесины долгое время оставался практически единственным способом получения метанола.

Производство метанола из синтез-газа было впервые осуществлено в Германии в 1923 году компанией BASF, в 1927 году в США был осуществлен промышленный синтез метанола.

Метиловый спирт (метанол) в настоящее время все чаще используется во многих отраслях промышленности, прежде всего в газохимии.

Необходимость борьбы с образованием кристаллогидратов при добыче и транспортировке углеводородов с целью предотвращения блокировки газопроводов является большой проблемой для нефтегазовой отрасли. Подсчитано, что затраты на эти цели составляют 20% от стоимости газа на месторождении и поглощают 5-8% всех капитальных затрат в газовой промышленности, поскольку основным практическим методом предотвращения образования гидратов является использование «термодинамических ингибиторов» [10, с.149].

В относительно краткосрочной перспективе метанол будет служить универсальной основой для большинства процессов органического синтеза. Эти процессы могут стать ключевыми в химической промышленности. Следовательно, необходимо, чтобы конверсия природного газа и ПНГ в метанол, а затем в олефины проводилась на основе эффективных и экологически безопасных процессов.

Перспективы использования метанола позволяют прогнозировать многократное увеличение спроса на него в самое ближайшее время, поскольку ведущие страны-производители и потребители моторных топлив рассматривают метанол и метанол-спиртовые смеси как наиболее перспективные заменители традиционных моторных топлив. топливо нефтяного происхождения с экономической и экологической точки зрения.

Решены практически все технические вопросы, связанные с использованием метанола в автомобилях. Существуют естественные биологические процессы разложения метанола, что выгодно отличает его от сложных (метил-трет-бутиловый, этил-трет-бутиловый) эфиров и других соединений, предлагаемых на роль альтернативного топлива.

Важным преимуществом метанольных топлив является возможность их использования как в двигателях с искровым зажиганием, так и в газовых дизелях.

Были разработаны системы, в которых энергия выхлопных газов газового дизеля используется для производства синтез-газа, а затем метанола или моторного топлива [14, с.72].

Наиболее реалистичные конструкции электромобилей основаны на топливных элементах, работающих непосредственно на метаноле или водороде, получаемом из метанола на борту транспортного средства.

За рубежом и в нашей стране накоплен большой опыт, который показывает, что при соблюдении правил эксплуатации опасность использования метанола не превышает опасности использования традиционных нефтяных топлив, а токсичность его паров примерно в три раза. ниже, чем у высокооктанового бензина.

В настоящее время метанол является одним из крупнейших по тоннажу химических продуктов, на его долю приходится 9% мирового потребления продуктов нефтехимии, и интерес к метанолу как основе газохимии растет с каждым годом.

Проблема добычи и транспортировки метилового спирта будет обостряться по мере продвижения основных нефтегазовых месторождений России на восток в полярные регионы, а также в связи с увеличением доли малых газовых месторождений с запасами газа до менее 10 млрд м3 (к этой категории можно отнести около 70% месторождений в странах СНГ).

Уникальные условия России:

• обилие нефтегазовых месторождений, удаленных от основных транспортных артерий и центров промышленной инфраструктуры с масштабным производством метанола;
• суровый климат, требующий большого количества метанола для предотвращения образования гидратов при добыче и транспортировке природного газа;
• высокая стоимость доставки метанола в производственные районы диктует необходимость создания малотоннажной технологии переработки углеводородов в метанол, ориентированной на районы добычи газа и нефти.

Создание малотоннажной газохимии на основе попутного газа или природного газа низкого давления из собственных сырьевых источников открывает возможность удовлетворения местных потребностей в метаноле, моторном топливе и сухом газе [4, с.158].

Спрос на метанол, например, в Уренгойской области составляет около 100 тысяч тонн в год. Доставка метанола на поля Крайнего Севера как минимум удваивает его стоимость, а для некоторых месторождений, в частности Ямала, возможность доставки зачастую отсутствует вообще.

Организация в условиях газонефтяных пунктов сбора или газоперерабатывающих заводов малого и среднего производства на основе технологий переработки природного и попутного нефтяного газа в жидкие продукты (GTL-технологии) позволяет решать, помимо чисто экономических, экологических проблемы, связанные с транспортировкой и хранением огромного количества метанола, что снижает потребность только в металле для трубопроводного транспорта более чем в 2,5 раза.

Производство и использование метилового спирта непосредственно на месторождениях позволит снизить количество вредных выбросов в атмосферу при сжигании попутного нефтяного газа, а также за счет перевода двигателей внутреннего сгорания на метиловый спирт или его производные. Дополнительный экономический эффект достигается за счет снижения транспортных расходов, затрат на хранение, а также за счет более низкой стоимости сырья в точках добычи, чем в местах производства традиционного метилового спирта.

Рассмотрим два основных направления получения метанола из природного или попутного нефтяного газа: непрямая конверсия через синтез-газ и прямое окисление.

Примером косвенной конверсии газа являются широко используемые промышленные процессы синтеза метанола и аммиака. В настоящее время промышленное производство метанола основано на его каталитическом синтезе из оксида углерода и водорода (синтез-газа).

По отработанной технологии производства метанола из природного газа каталитическая конверсия метана осуществляется при повышенном давлении и высокой температуре. Кислород в водяном паре используется как окислитель. В зависимости от их сочетания различают:

• паровая конверсия;
• конверсия водяного пара в диоксид углерода;
• паро-кислородная конверсия;
• конверсия пара в соляную кислоту [25, с.82].

Существующие производственные мощности по производству метанола, как правило, основаны на традиционных технологиях двух и более стадий процессов. Производство метанола по данной технологии состоит из следующих этапов: риформинг → Компрессия → Синтез метанола → Ректификация метанола.

Реформирование. На первом, наиболее сложном и дорогостоящем этапе паровая, парокислородная или пар-углекислотная конверсия метана осуществляется в присутствии катализатора при температурах 700–900 ° С и давлении 2–3 МПа. Это происходит в высокотемпературных трубчатых печах из дорогой аустенитной стали. Процесс происходит с большим расходом энергии. К этому следует добавить затраты энергии на производство кислорода и пара.

Сжатие. Полученный синтез-газ после охлаждения и очистки, в зависимости от технологической схемы дальнейшей переработки синтез-газа в жидкие продукты, сжимается до 8 ÷ 30 МПа центробежными компрессорами с приводом от паровой турбины для более эффективного использования энергии отходящего пара после реформирование, хотя можно использовать и другие. технические решения.

Синтез метанола. На второй стадии полученный синтез-газ превращается в метанол в реакторах в присутствии катализатора.

После первой стадии получается почти чистый синтез-газ, однако каталитический процесс синтеза метанола происходит с большим выделением тепла, это тепло очень сложно отвести существующими методами и тем самым обеспечить равномерное распределение температуры по всему реактору. объем. А именно, это требование необходимо для достижения высокой степени селективности превращения для получения чистого продукта. [19, с.43]

На практике за один проход можно достичь степени конверсии углеводородов на уровне (8 — 12) %; для ее увеличения необходимо ввести многократную переработку синтез-газа, что связано с затратами энергии.

Поскольку метанол, полученный из реакторов, содержит довольно большое количество примесей, требуется процесс ректификации, который, в свою очередь, также требует энергии.

Обобщая все вышесказанное, можно сделать вывод, что такие технологии применимы только в случае крупносерийного производства (не менее 500 тысяч тонн в год).

Масштабное производство предполагает создание предприятия с развитой инфраструктурой, социальной сферой, мощной энергетикой.

Малотоннажные полевые установки требуют принципиально иного подхода к концепции строительства, например, модульной конструкции, которая позволяет производителю изготавливать отдельные модули в виде готовой продукции высокой заводской готовности. Монтажные работы на строительной площадке в основном сводятся к установке блоков, прокладке внешних коммуникаций и подключению разъемов.

Постоянно растущий интерес в России и во всем мире к децентрализованному производству ценных жидких продуктов из природного или попутного нефтяного газа, а также ужесточение экологических требований при добыче нефти дали толчок к развитию новых высокоэффективных технологий, связанных с модернизация первой, наиболее энергоемкой и дорогой стадии синтеза. -газ.

Во многих странах ведутся работы по реализации одностадийного процесса синтеза метанола непосредственно из метана, минуя стадию получения синтез-газа или объединяя его с ним [20, с.49].

Существует ряд разработок, в которых, в отличие от традиционной энергоемкой технологии, рассмотренной выше, предлагается использовать реакцию частичного окисления метана при высокой температуре и недостатке кислорода, которая сопровождается большим тепловыделением, и процесс может быть некаталитическим, что значительно снижает стоимость и упрощает его. Предлагается совершенно иное инженерное воплощение этих идей. Например, энергоблоки, в которых можно получить высокие температуры, используются в качестве исходных агрегатов для создания генераторов синтез-газа. К ним относятся ядерные реакторы, ракетные двигатели, газовые турбины, модифицированные дизельные двигатели и многое другое.

На протяжении последних десятилетий во многих организациях проводятся теоретические и экспериментальные исследования возможности использования ракетного двигателя (плазмохимические реакции) в качестве генератора синтез-газа с последующим получением из него диметилового эфира и высокооктанового топлива. На экспериментальной установке Приморского научно-технического центра получены замечательные результаты; На наш взгляд, у этого метода большие перспективы, но до промышленного внедрения он еще далек. Ведется разработка плавучих энерготехнологических комплексов, в которых охлаждающий контур ядерного реактора четвертого поколения используется в качестве генератора синтез-газа.

Другой пример генератора синтез-газа (SGG) — конвертер на основе модифицированного газового дизеля. Принципиальная возможность этого метода была предложена еще в пятидесятых годах прошлого века. Затем исследования проводились как в нашей стране, так и за рубежом. В Институте высоких температур (ИВТ) РАН была создана опытная установка, на которой из выхлопа газодизеля получали синтез-газ, а затем в реакторах получали метанол, высокооктановый бензин или диметиловый эфир. с использованием катализаторов. Научно-исследовательские работы, проведенные в Экспериментальном комплексе «Новые энергетические технологии» ИВТ РАН, позволили создать теоретическую основу промышленной установки, в которой в качестве ГСГ используется модифицированный дизель Д-49 [3, с.115].

Преимуществом этого ГСГ является его компактность, универсальность, поскольку электрогенератор прикреплен к валу газодизеля через магнитную муфту, что делает такую ​​установку привлекательной в качестве полевой установки, использующей природный или попутный нефтяной газ и вырабатывающей тепловую и электрическую энергию. Для организации промышленного производства таких установок необходимо решить ряд научных и организационных задач.

Наиболее привлекательным из всех перечисленных способов получения синтез-газа является метод прямого гомогенного окисления углеводородов кислородом. Но за кажущейся простотой скрываются сложные разветвленные цепные реакции.

Научной основой метода прямого гомогенного окисления является кинетика разветвленных процессов, созданная и успешно развиваемая учеными школы академика Н.Н. Семенов. Многие выдающиеся представители этой школы академики В.Н. Кондратьев, В.В. Воеводский, Н.М.Эмануэль, Н.С. Ениколопов внес большой вклад в изучение процессов окисления углеводородов [21, с.169].

Процесс состоит из трех основных этапов.

Короткая начальная стадия представляет собой разветвленную цепную реакцию с ярко выраженной S-образной кинетической зависимостью роста концентрации радикалов от времени.

Вторая стадия — квазистационарная разветвленная цепная реакция с квадратичным обрывом цепи, медленным накоплением промежуточных продуктов и медленным нагреванием.

На третьем этапе происходит быстрое самоускорение из-за разветвления продуктов реакции и термического нагрева.

При выполнении комплекса экспериментальных исследований неполнофазного окисления метана, этана и их смесей при высоких давлениях работы проводились на установках разной мощности с расходом газа от нескольких литров до 1000 м3 / ч и реакторах диаметром от 5 до 30 мм. Изучено влияние материала поверхности реактора, в частности, стенки из коррозионно-стойкой стали покрыты кварцевыми вставками. Они работали как с предварительно перемешанными газами, так и при их смешивании только в самом реакторе. В качестве окислителей использовались кислород и воздух. Полученные результаты хорошо согласуются между собой и с результатами кинетического моделирования процесса. Это дает надежду на отсутствие проблем с масштабированием процесса и практически полную воспроизводимость результатов в сопоставимых условиях, что было подтверждено при испытаниях опытно-промышленной установки на Шебелинском газоконденсатном месторождении [15, с.106].

Таким образом, в настоящее время при давлении не более 7,0 МПа даже при однократном проходе через реактор можно уверенно получать метанол с общим выходом более 20 кг на 1000 м3 углеводородного природного газа.

Наличие даже небольших добавок более тяжелых углеводородов, начиная с этана, не только значительно снижает температуру и рабочее давление процесса, но и значительно увеличивает выход целевых продуктов, что является положительным фактором при переработке попутного нефтяного газа, потому что в его составе тяжелые углеводороды содержатся в довольно значительных количествах.

Метод прямого окисления компонентов природного или попутного нефтяного газа кислородом воздуха позволяет решить ряд задач:

• утилизация газов низкого давления с газовых месторождений;
• утилизация попутных нефтяных газов;
• очистка атмосферы за счет удаления тяжелых углеводородов;
• производство метанола для собственных нужд нефтегазовых компаний.

Развитие малотоннажного производства метилового спирта и других ценных кислородсодержащих продуктов стало возможным после разработки Северодонецким филиалом ГИАП теоретических основ процесса прямого окисления В.И. Н.Н. Семенова, Донецкий институт «ЮЖНИИГипрогаз», проведя серию лабораторных экспериментов и отработав технологию в 1984-1995 годах на опытной установке по производству метанола мощностью 100 т / год на Шебелинском газоконденсатном месторождении, что фактически подтвердило теории и показали возможность масштабирования [14, с.159].

Но, к сожалению, по ряду объективных причин исследование не было завершено. Главная причина нехватка газа, а потом распад СССР.

Технология производства метанола из природного или попутного нефтяного газа прямым окислением может быть адаптирована для углеводородов любого состава, не требует подачи большого количества расходных материалов, не использует катализаторы и, следовательно, нечувствительна к примесям, обычно ядовитым катализаторам.

На основании проведенных исследований можно сказать, что процесс прямого окисления метана в метанол имеет следующие принципиальные преимущества:

• возможность создания модульных автоматизированных установок, для обслуживания которых не требуется высококвалифицированный персонал, а слабая зависимость себестоимости продукции от масштабов производства позволяет рентабельно эксплуатировать их;
• отсутствие дополнительных затрат тепла на конверсию углеводородов, что позволяет считать процесс энергосберегающим;
• кислородсодержащие побочные продукты (фенол, формальдегид) образуются в небольших количествах и могут использоваться как продукт для повышения эффективности производства, что делает его экологически чистым и безотходным;
• большая гибкость в отношении состава сырья позволяет перерабатывать углеводородные газы различного состава, в том числе попутные нефтяные газы, ШФЛУ и др.;
• газофазный характер реакций определяет нечувствительность процесса к мелким примесям соединений (например, серы), которые ядовиты для катализаторов;
• возможность использовать для окисления атмосферный воздух;
• отсутствие принципиальных ограничений по дальнейшему совершенствованию процесса и увеличению мощности отдельных агрегатов, в зависимости от конкретных условий, параметров газа и существующей инфраструктуры процесс может быть реализован в различных вариантах, включая каскадные реакторы, рециркуляцию окисляемых газов, или комбинация этих схем [17, с.185].

Поэтому при создании малотоннажного производства метанола из углеводородных газов некаталитическим методом привлекательным является метод прямого окисления метана и его высших гомологов на основе достаточно простой технологии, позволяющей в одну стадию получать продукты, которые востребованы и являются сырьем для многих химических процессов.

Установка производства метанола из газа низкого давления или попутного нефтяного газа прямым окислением (UPMpo) выполнена в блочно-комплектной конструкции в виде сборных модулей, транспортируемых к месту предполагаемого строительства железнодорожным и автомобильным транспортом.

Основным преимуществом установки прямого окисления метанола является ее способность перерабатывать «влажный» нефтяной газ, что чрезвычайно важно для этого проекта.

Любой комплекс нефтегазового месторождения, имеющий: газопровод высокого давления; инженерные сооружения; система электроснабжения; газопровод среднего давления.

Таким образом, сегодня установки прямого гомогенного окисления углеводородных газов кислородом воздуха и установки, использующие газодизельные двигатели в качестве генератора синтез-газа, действительно могут претендовать на роль малотоннажных полевых установок.

В будущем список кандидатов может быть пополнен установками для конверсии углеводородных газов на основе плазмохимических реакций, установками на основе термоядерных реакторов, установками на основе высокоэффективных катализаторов.

Зарубежный опыт преобразования попутного нефтяного газа в метанол

За рубежом вопросы использования нефтяного газа решаются на уровне национальных программ с привлечением необходимых финансовых и материальных ресурсов, что обеспечивает его практически полное использование.

В США и Канаде нет строгого разделения газа, как это принято в нашей стране. Все углеводородные газы природного происхождения, независимо от источника добычи, называются природными и могут подвергаться переработке. Так, в США считается выгодным перерабатывать даже «бедные» — неучтенные природные газы, содержащие углеводороды — этан, пропан, бутан и др. На уровне 100–150 г / м3.

Зарубежные промышленники стремятся получить дополнительную прибыль за счет простой обработки скважинной продукции в полевых условиях. Производственная переработка продукции скважин требует определенных капитальных вложений, поэтому масштабы и степень подготовки нефти и газа оцениваются с учетом допустимой нормы прибыли и окупаемости вложенного капитала в короткие сроки. Выбор типа и метода обработки продукции скважин осуществляется с учетом защиты окружающей среды, природных факторов и требований рынка [11, с.49].

Промысловые отходы могут быть классифицированы как ограниченные или нестандартные в соответствии с действующим законодательством США. К нестандартным относятся пресная вода, водяной пар, диоксид углерода, метан и этан. К ограниченным относятся сероводород, оксиды серы, углерода и азота, дымовые газы, углеводороды с молекулярной массой более 40 и соленая вода. В некоторых штатах также ограничены метан и этан. Некоторые из этих отходов после переработки находят эффективное применение: сероводород можно использовать для получения Н2SO4, пропан и тяжелые углеводороды смешивать с нефтью и транспортировать к потребителю. Отгоняя сероводород газом, его содержание в нефти можно снизить до 0,007% или меньше. При очистке газа от сероводорода для его транспортировки и осушки используются моноэтаноламиновые системы. Считается экономически целесообразным использовать процессы, в которых используются смеси растворов амина и гликоля. Но после подготовки газа к транспортировке и продаже осталась проблема глубокой добычи углекислого газа и сероводорода. Наиболее распространенными методами являются извлечение сероводорода и его превращение в элементарную серу с последующим выделением диоксида углерода и его закачкой в ​​пласт. Большинство существующих установок получения серы основаны на использовании различных модификаций процесса Клауса, в которых степень очистки газа составляет 95-99%. Если объемы извлекаемого газа малы и геологические условия благоприятны, прибегают к закачке газа в пласт. Извлечение тяжелых компонентов в полевых условиях осуществляется на газобензиновых заводах и небольших промысловых установках [23, с.98].

Главной особенностью объектов подготовки нефти и газа на зарубежных месторождениях является их органическая связь со всем комплексом месторождения. Повсеместно применяется совместная переработка нефти и газа: проводится обезвоживание и обессоливание нефти, обработка газа на всех стадиях сепарации и подготовка воды для закачки в пласт. Таким образом, комплекс производит подготовленные к транспортировке нефть и газ, товарные продукты переработки сжиженного газа и воду для закачки в пласт. Это позволяет значительно сократить территорию объектов за счет сокращения и объединения множества узлов общего назначения, а также снизить капитальные вложения и затраты на электроэнергию по сравнению с вариантом раздельной обработки нефти и газа на технологически и организационно автономных объектах на 25 -30%. В США, Франции и других странах приняты законы, запрещающие добычу и переработку нефти без использования нефтяного газа. Нефтяной газ поступает в газоперерабатывающую установку частично осушенным и сжатым до давления, при котором он обрабатывается. При этом нет необходимости строить компрессорную станцию ​​для сжатия сырого газа на заводе, что сокращает сроки строительства и капитальные вложения.

Переработка газа на комбинированных комплексах осуществляется как при использовании природного газа в качестве основного сырья, так и при переработке смеси природного и нефтяного газа и только нефтяного газа. В первом случае все три стадии разделения осуществляются непосредственно на установке переработки скважинной продукции; во втором случае проводятся только вторая и третья ступени разделения, в том числе горячее разделение. Все целевые компоненты извлекаются из газа, и сухой отбензиненный газ часто используется для закачки в пласт. На объектах, расположенных в удаленных районах, продукты переработки газа (ШФЛУ) также закачиваются в пласт. В этом случае газ отбирают на установках переработки при степени извлечения углеводородов Cs + в диапазоне 40-50% от потенциальной. Несмотря на неуклонное сокращение запасов газа и, как следствие, нехватку газа в Соединенных Штатах, значительные объемы газа используются для поддержания пластового давления и реализации процесса рециркуляции. Это свидетельствует о том, что извлечение тяжелых газовых фракций даже в таких условиях имеет большое значение [10, с.105]. Все технологические схемы характеризуются высокой степенью унификации оборудования и использованием таких процессов, как отделение (очистка) сырого газа от капельной жидкости и механических примесей, сжатие до заданных давлений, осушка газа от влаги, рекуперация тепла и холода встречным способом. потоков, охлаждение газа и абсорбента, разделение газожидкостной смеси на сухой газ и широкую фракцию углеводородов. Только после сепарации газа технологические схемы становятся другими. Для низкотемпературной конденсации (НТС) конечным звеном технологической схемы является установка деэтанизации, для НТС — ректификационная колонна, а для процессов НТА — блок абсорбента, абсорбционно-отпарной колонна и десорбер. Для очистки газа от механических примесей и капельной жидкости используются фильтры-сепараторы, обеспечивающие высокую степень очистки газа при высокой удельной производительности.

Центробежные компрессоры с приводом от газовых турбин широко используются за рубежом. Фирмы «Кларк», «Ингерсон-Рэнд», «Парсон», «Эллиот» (США) производят несколько типов компрессоров мощностью от 600 до 5000-6000 кВт, агрегирование которых позволяет получить технологические узлы необходимой мощность при заданных давлениях. Мощность таких технологических агрегатов колеблется в пределах 1,5-20 тыс. кВт. Характерной особенностью зарубежных компрессоров является наличие воздушно-многоступенчатого охлаждения и возможность использования приводов различных типов (паровой, газотурбинный, электродвигатель), что делает их более эффективными и гибкими в эксплуатации. В сочетании с оборудованием, использующим тепло отходящих газов, они образуют единые энергетические комплексы на газоперерабатывающих заводах, в которых газовые турбины используются не только как энергоблоки, но и для производства электроэнергии, отопительное оборудование. Газовые турбины в сочетании с компрессорами, насосами, генераторами и др. Вспомогательное оборудование. Другое оборудование поставляется блочно и до сих пор используются на полях США, Канады и других стран. Блочные поршневые компрессоры используются, как правило, на объектах небольшой мощности. Предпочтение отдается машинам, которые не требуют смазки с тефлоновыми кольцевыми уплотнениями. Также используются роторные компрессоры [14, с.45].

Высокая степень использования нефтяного газа за рубежом объясняется мощной газоперерабатывающей промышленностью. На современных зарубежных газоперерабатывающих заводах мощность компрессорного агрегата соответствует производительности технологического агрегата, поскольку высокая надежность машин позволяет не устанавливать резервные агрегаты. Межремонтный период компрессоров достигает 25000 ч. Этан-пропан и этилен-пропилен являются хладагентами в таких холодильных установках. Все большее распространение получают высокоскоростные турбодетандеры со скоростью 25 000 об / мин при небольших габаритах.

Предварительное охлаждение газа происходит в теплообменниках (кожухотрубных, пластинчатых и т. д.) За счет обратных потоков. Пластинчатые теплообменники очень компактны и имеют более высокий коэффициент теплопередачи, чем кожухотрубные теплообменники.

В газопереработке широко используются:

• турбодетандеры, использующие пластовую энергию природного или сжатого нефтяного газа, что обеспечивает высокий потенциал холода;
• гидротурбины, использующие энергию потоков жидкости и приводные насосы;
• котлы-утилизаторы, которые регенерируют тепло выхлопных газов газовых турбин и вырабатывают пар, вращающий паровые турбины, а также идущий на отопительные и технологические нужды;
• электрогенераторы с приводом от паровых двигателей и дизельных агрегатов, обеспечивающие объекты электроэнергией [13, с.76].

Как правило, каждая технологическая установка в газопереработке состоит из одной единицы оборудования, равной производительности всей технологической линии. Принцип соблюдается: один газовый компрессор, один чиллер, один теплообменник сырого газа и сухого газа; один теплообменник сырого газового конденсата; один испаритель пропана (этана); один трехфазный сепаратор; один деэтанизатор (если установка работает по схеме НТК) либо один абсорбер или десорбер (по схеме НТА). При этом оборудование монтируется в строгом соответствии с технологической схемой, что значительно экономит площадь технологических площадок. В США и Канаде одна линия газоперерабатывающего завода может обрабатывать до 4 миллиардов кубометров газа в год, хотя есть много объектов гораздо меньшей мощности.

Большинство крупнейших мировых нефтяных компаний владеют нефтеперерабатывающими мощностями. Компании стремятся получить максимальный эффект от совмещения нефтегазопереработки и нефтегазохимии. Они все больше внимания уделяют добыче и переработке попутного нефтяного и природного газа, производству и продаже сжиженного газа, а также строительству трубопроводов. В связи с падением цен на нефть и газ компании увеличивают затраты на производство нефтепродуктов улучшенного качества и с улучшенными экологическими показателями, а также дорогостоящих топлив и специальных масел, тем самым укрепляя свое «нефтехимическое крыло». Как правило, в периоды снижения цен на нефть и газ цены на нефтехимические и химические продукты, полученные из нефтегазового сырья, не снижаются или падают значительно меньше.

Заключение

Химическое производство — один из ключевых секторов современной мировой экономики. По мере его развития появляются новые отрасли, без которых сложно представить современный мир. Одна из таких отраслей — производство метанола. Сегодня на Россию приходится около 10% мирового производства метанола и его производных.

В целом текущая ситуация на мировом рынке метанола нестабильна. Прогноз дальнейшего развития отрасли формируется под влиянием противоречивых факторов, большинство из которых в настоящее время не определены. Определяющими факторами будут стоимость природного газа и достижения в области новых технологий.

Прогнозировать развитие ценовой тенденции на рынке метанола крайне сложно. С одной стороны, цены должны вырасти за счет поступательного роста цен на сырье, доля которого в структуре затрат составляет примерно 70%. С другой стороны, страны Ближнего Востока продолжают вводить новые производственные мощности на основе газа, стоимость которого значительно ниже, чем у других производителей. Это может привести к затовариванию рынка и снижению цен, особенно если прогнозы по вводу новых направлений потребления метанола не выполняются в указанных объемах и сроках.

Основу попутной нефти составляют природные газы, которые сопровождают нефть и выделяются при ее добыче. Характерной особенностью состава попутных нефтяных газов является присутствие в них, помимо метана, также этана, пропана, бутанов и паров более тяжелых углеводородов. Многие нефтяные газы содержат сероводород и негорючие компоненты: азот, диоксид углерода, а также инертные газы — He, Ar. Последние содержатся в количествах, которые редко представляют промышленный интерес.

В современном обществе попутные нефтяные газы используются не только как топливо, но и как сырье для производства целого ряда нефтехимических продуктов, каучуков, пластмасс, высокооктановых компонентов бензина и т. д.

Метанол можно использовать на нефтяных месторождениях в качестве ингибитора, «синтетическую нефть» можно смешивать с натуральной нефтью, транспортировать по существующим нефтепроводам или нефтеналивным танкерам, а синтетическое моторное топливо можно использовать для снабжения гражданских и военных транспортных средств.

По сути, речь идет о создании нового направления высокотехнологичного машиностроения, ориентированного на источники углеводородного газа, отличающегося низкими дебитами, длительным сроком эксплуатации отдельных скважин, удаленностью газовых ресурсов от потребителя и бюджетный. Использование БМК GTL для переработки неиспользованных ресурсов газа позволит компенсировать прогнозируемое снижение добычи природной нефти, одновременно повысив эффективность и гибкость транспортировки энергоресурсов.

Серийное производство БМК GTL, услуги по эксплуатации и обслуживанию техники будут способствовать созданию новых рабочих мест, решению проблем занятости населения моногородов, активному развитию удаленных регионов, что повлечет за собой развитие транспортной инфраструктуры, включая авиационный, морской и речной транспорт. Выход на мировой рынок, где модульное оборудование с такими технологиями недоступно, поставки BMK GTL в страны, располагающие газовыми ресурсами, но удаленные от его рынков сбыта, создает уникальные возможности для экспорта продукции российского машиностроения и позволит лидировать на рынке нефтегазового оборудования.

Список использованной литературы

1. Алджиев А.Ю., Пуртов П.А. Подготовка и переработка попутного нефтяного газа в России.
2. Балентей С. Газотурбинные установки — газопоршневые электростанции / Тр. — 2018. — №4. — С. 24-27.
3. Борисов, Г.С. Основные процессы и аппараты химической технологии: Учебное пособие / Г.С. Борисов, В.П. Брыков, Ю.И. Дытнерский; Под редакцией Ю.И. Дытнерского — 2-е изд., Перераб. и добавить. — М .: Химия, 2018 — 496 с.
4. Васильев В.И. Исследование эффективности и использования попутного нефтяного газа // Нефтяная промышленность. — 2018.
5. Гиззатуллина Д.Н., Ибрагимова Д.А., Петров С.М., Гадельшин Р.М. Конверсия попутного нефтяного газа в жидкие углеводороды // Вестник Казанского технологического университета. 2014. № 22. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/konversiya-poputnogo-neftyanogo-gaza-v-zhidkie-uglevodorody (дата обращения: 08.11.2020).
6. Гимаева А.Р., Шаммазов А.М. Технологии и технические средства, используемые для производства метанола на морских месторождениях // Транспортировка и хранение нефтепродуктов. 2013. № 3. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/tehnologii-i-tehnicheskie-sredstva-primenyaemye-dlya-poluchniya-metanola-na-morskih-mestorozhdeniyah (дата обращения: 08.11.2020) ).
7. Грауэр Вальд, «Ölförderung» / Пер. С английского. — М .: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2017. — 416 с.
8. Громов Антон Юрьевич Способы утилизации попутных газов нефтяных месторождений // Проблемы науки. 2018. № 12 (36). URL: https://cyberleninka.ru/article/n/sposoby-utilizatsii-poputnyh-gazov-neftyanyh-mestorozhdeniy (дата обращения: 03.11.2020).
9. Иванов М.И. Проблемы и перспективы использования метанола в качестве топлива, Новые химические технологии // [Электронный ресурс]. URL: http://www.newchemistry.ru/letter.php?n_id=45
10. Караваев, М. Технология синтетического метанола / М. Караваев. — М .: Химия, 2016. — 144 с.
11. Картамышева Е.С., Иванченко Д.С. Попутный нефтяной газ и проблема его утилизации // Молодой ученый. — 2017.
12. Касаткин, А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологии / А.Г. Касаткин — М .: Химия, 2016. — 954 с.
13. Книжников А.Ю., Кутепова Е.А. «Проблемы и перспективы использования попутного нефтяного газа в России», Москва, 2018 г.
14. Колесникова Т.В. Мировой рынок метанола приобретает новые черты // [Электронный ресурс]. URL: http://www.sbyt.ru/article/view/321
15. Коржубаев А.Г., Ламерт Д.А., Эдер Л.В. Проблемы и перспективы эффективного использования попутного нефтяного газа в России. // Бурение и нефть, №4/2017.
16. А. Костин, «Популярная нефтехимия, увлекательный мир химических процессов», СИБУР, Москва, 2017
17. Т. Куприянов Российский рынок метанола в свете мировых тенденций // [Электронный ресурс]. URL: http://www.methanol.ru/market/Rossijskij_rynok_metanola_v_svete_mirovyh_tenden
18. Ложкин, А.Ф. Оборудование крупномасштабных метанольных установок: Учебное пособие / А.Ф. Ложкин, В.Н. Пащенко. — Пермь: ИПП, 2016. — 86 с.
19. Попов М.М. Метанол и азотные процессы. Годовой обзор рынка метанола // [Электронный ресурс]. URL: http://www.methanol.ru/files/methanol_market.pdf
20. Проблемы использования нефтяного газа и оптимальные направления его использования. Энергоэффективность // Материалы XXV Всероссийского межотраслевого совещания (Геленджик, 27 сентября — 1 октября 2019 г.). «НИПИгазпереработка».
21. Разовский А.Я. Теоретические основы процесса синтеза метанола [Т: — М: Химия, 2020. — 272 с.
22. Турышева А.В. Способы утилизации попутного нефтяного газа // Современное оборудование и технологии. 2015. № 5 [Электронный ресурс]. URL: http://technology.snauka.ru/2015/05/6931 (дата обращения: 1.11.2020).
23. Филиппов А.В., Вартумян Г.Т., Ткаченко Л.Г. «Попутный нефтяной газ -« путешествие »или ценный ресурс?», «Нефть, газ и бизнес» №12, 2019 г.
24. Хазова Т. Нефтехимия — важнейшее направление инноваций в России. Интервью с Тамарой Хазовой, руководителем отдела аналитики Альянс-Аналитика. // Нефтегазовая вертикаль, №4 / 2017.
25. В.В. Черенков Промышленные устройства и средства автоматизации [Текст]: Справочник / Под ред. В.В. Черенков. — Л .: Машиностроение, 2017. — 738 с.