Verarbeitung von Erdölbegleitgasen. Präsentation „Natürliche und assoziierte Erdölgase, ihre Zusammensetzung, Verwendung“ in der Chemie – Projekt, Bericht Hauptrichtungen chemischer Umwandlungen von Alkanen

Vor dem Großen Vaterländischen Krieg Industriereserven Erdgas waren in der Karpatenregion, im Kaukasus, in der Wolgaregion und im Norden (Komi ASSR) bekannt. Die Untersuchung von Erdgasreserven war nur mit der Ölexploration verbunden. Die industriellen Erdgasreserven beliefen sich 1940 auf 15 Milliarden m3. Dann wurden Gasvorkommen im Nordkaukasus, Transkaukasien, der Ukraine, der Wolgaregion, Zentralasien, Westsibirien und im Fernen Osten entdeckt. Zum 1. Januar 1976 beliefen sich die nachgewiesenen Erdgasreserven auf 25,8 Billionen m3, davon 4,2 Billionen m3 (16,3 %) im europäischen Teil der UdSSR und 21,6 Billionen m3 (83,7 %) im Osten 18,2 Billionen m3 (70,5 %) in Sibirien und Fernost, 3,4 Billionen m3 (13,2 %) in Zentralasien und Kasachstan. Zum 1. Januar 1980 beliefen sich die potenziellen Erdgasreserven auf 80–85 Billionen m3, die erkundeten Reserven beliefen sich auf 34,3 Billionen m3. Darüber hinaus stiegen die Reserven vor allem aufgrund der Entdeckung von Lagerstätten im Osten des Landes – nachgewiesene Reserven lagen dort bei etwa
30,1 Billionen m 3, was 87,8 % der Gesamtmenge der Union entspricht.
Heute verfügt Russland über 35 % der weltweiten Erdgasreserven, die sich auf mehr als 48 Billionen m3 belaufen. Die Hauptgebiete des Erdgasvorkommens in Russland und den GUS-Staaten (Vorkommen):

Westsibirische Öl- und Gasprovinz:
Urengoiskoje, Jamburgskoje, Zapoljarnoje, Medweschje, Nadymskoje, Tasowskoje – Autonomer Kreis der Jamal-Nenzen;
Pokhromskoye, Igrimskoye – Gasführendes Gebiet Beresowski;
Meldzhinskoe, Luginetskoe, Ust-Silginskoe – gasführende Region Vasyugan.
Öl- und Gasprovinz Wolga-Ural:
Das bedeutendste ist Vuktylskoye in der Öl- und Gasregion Timan-Petschora.
Zentralasien und Kasachstan:
das bedeutendste in Zentralasien ist Gazlinskoye im Fergana-Tal;
Kyzylkum, Bayram-Ali, Darvazin, Achak, Shatlyk.
Nordkaukasus und Transkaukasien:
Karadag, Duvanny – Aserbaidschan;
Lichter von Dagestan – Dagestan;
Severo-Stavropolskoye, Pelachiadinskoye - Stawropol-Territorium;
Leningradskoje, Maikopskoje, Staro-Minskoje, Berezanskoje – Region Krasnodar.

Auch in der Ukraine, auf Sachalin und im Fernen Osten sind Erdgasvorkommen bekannt. Westsibirien zeichnet sich durch Erdgasreserven aus (Urengoiskoje, Jamburgskoje, Zapolyarnoje, Medweschje). Die industriellen Reserven erreichen hier 14 Billionen m3. Besonders wichtig werden nun die Jamal-Gaskondensatfelder (Bovanenkovskoye, Kruzenshternskoye, Kharasaveyskoye usw.). Auf ihrer Grundlage wird das Projekt Jamal – Europa umgesetzt. Die Erdgasproduktion ist stark konzentriert und konzentriert sich auf Gebiete mit den größten und profitabelsten Feldern. Nur fünf Lagerstätten – Urengoiskoje, Jamburgskoje, Zapolyarnoje, Medweschje und Orenburgskoje – enthalten die Hälfte aller Industriereserven in Russland. Die Reserven von Medvezhye werden auf 1,5 Billionen m3 und Urengoyskoe auf 5 Billionen m3 geschätzt. Das nächste Merkmal ist die dynamische Lage der Erdgasproduktionsstandorte, die sich aus der schnellen Erweiterung der Grenzen der identifizierten Ressourcen sowie der vergleichsweise einfachen und geringen Kosten ihrer Einbeziehung in die Entwicklung erklärt. In kurzer Zeit verlagerten sich die Hauptzentren der Erdgasförderung von der Wolgaregion in die Ukraine und in den Nordkaukasus. Weitere territoriale Verschiebungen werden durch die Erschließung von Vorkommen in Westsibirien, Zentralasien, dem Ural und dem Norden verursacht.

Nach dem Zusammenbruch der UdSSR kam es in Russland zu einem Rückgang der Erdgasförderung. Der Rückgang wurde hauptsächlich in der nördlichen Wirtschaftsregion (8 Milliarden m 3 im Jahr 1990 und 4 Milliarden m 3 im Jahr 1994), im Ural (43 Milliarden m 3 und 35 Milliarden m 3) und in der westsibirischen Wirtschaftsregion (576 Milliarden m 3) beobachtet
555 Milliarden m3) und im Nordkaukasus (6 und 4 Milliarden m3). Die Erdgasförderung blieb in den Wirtschaftsregionen Wolga (6 Mrd. m3) und Fernost auf dem gleichen Niveau. Ende 1994 war ein Aufwärtstrend im Produktionsniveau zu verzeichnen. Von den Republiken der ehemaligen UdSSR produziert die Russische Föderation am meisten Gas, Turkmenistan liegt an zweiter Stelle (mehr als 1/10), gefolgt von Usbekistan und der Ukraine. Von besonderer Bedeutung ist die Förderung von Erdgas auf dem Schelf des Weltmeeres. Im Jahr 1987 wurden 12,2 Milliarden m 3 aus Offshore-Feldern gefördert, was etwa 2 % des im Land geförderten Gases entspricht. Die damit verbundene Gasproduktion belief sich im selben Jahr auf 41,9 Milliarden m3. Eine der gasförmigen Brennstoffreserven ist für viele Gebiete die Vergasung von Kohle und Schiefer. Die unterirdische Kohlevergasung wird im Donbass (Lisichansk), im Kusbass (Kiselevsk) und in der Region Moskau (Tula) durchgeführt.

Erdgas war und ist ein wichtiges Exportprodukt im russischen Außenhandel. Die wichtigsten Erdgasverarbeitungszentren befinden sich im Ural (Orenburg, Shkapovo, Almetyevsk), in Westsibirien (Nischnewartowsk, Surgut), in der Wolgaregion (Saratow), ​​im Nordkaukasus (Grosny) und in anderen Gasregionen. tragende Provinzen.

Es ist festzustellen, dass Gasaufbereitungsanlagen auf Rohstoffquellen ausgerichtet sind – Felder und große Gaspipelines. Der wichtigste Verwendungszweck von Erdgas ist der Brennstoff. In letzter Zeit besteht die Tendenz, den Anteil von Erdgas an der Brennstoffbilanz des Landes zu erhöhen. Als gasförmiger Brennstoff hat Erdgas nicht nur gegenüber festen und flüssigen Brennstoffen, sondern auch gegenüber anderen gasförmigen Brennstoffen (Hochofen-, Kokereigas) große Vorteile, da sein Heizwert deutlich höher ist. Methan ist der Hauptbestandteil dieses Gases. Neben Methan enthält Erdgas seine nächsten Homologen – Ethan, Propan, Butan. Je höher das Molekulargewicht des Kohlenwasserstoffs ist, desto weniger davon kommt normalerweise im Erdgas vor.

Verbindung Erdgas variiert von Feld zu Feld.

Durchschnittliche Zusammensetzung von Erdgas:

Das wertvollste Erdgas mit hohem Methangehalt ist Stawropol (97,8 % CH 4), Saratow (93,4 %), Urengoi (95,16 %).
Die Erdgasreserven auf unserem Planeten sind sehr groß (ca. 1015 m3). Wir kennen mehr als 200 Vorkommen in Russland; sie befinden sich in Westsibirien, im Wolga-Ural-Becken und im Nordkaukasus. In Bezug auf die Erdgasreserven liegt Russland weltweit an erster Stelle.
Erdgas ist der wertvollste Brennstoff. Bei der Verbrennung von Gas wird viel Wärme freigesetzt, sodass es als energieeffizienter und kostengünstiger Brennstoff in Kesselanlagen, Hochöfen, Herdfeueröfen und Glasschmelzöfen dient. Der Einsatz von Erdgas in der Produktion ermöglicht eine deutliche Steigerung der Arbeitsproduktivität.
Erdgas ist eine Rohstoffquelle für die chemische Industrie: zur Herstellung von Acetylen, Ethylen, Wasserstoff, Ruß, verschiedenen Kunststoffen, Essigsäure, Farbstoffen, Medikamenten und anderen Produkten.

Erdölbegleitgas ist ein Gas, das zusammen mit Öl existiert, in Öl gelöst ist und sich darüber befindet und unter Druck einen „Tankdeckel“ bildet. Am Ausgang des Bohrlochs sinkt der Druck und das Begleitgas wird vom Öl getrennt.

Verbindung Die Menge an Erdölbegleitgas variiert von Feld zu Feld.

Durchschnittliche Gaszusammensetzung:

Erdölbegleitgas ist ebenfalls natürlichen Ursprungs. Es erhielt einen besonderen Namen, weil es zusammen mit Öl in Lagerstätten vorkommt:

Oder darin aufgelöst,

Oder befindet sich in einem freien Staat

Erdölbegleitgas besteht ebenfalls überwiegend aus Methan, enthält aber auch erhebliche Mengen anderer Kohlenwasserstoffe.

Dieses Gas wurde früher nicht genutzt, sondern einfach verbrannt. Derzeit wird es aufgefangen und als Brennstoff und wertvolle chemische Rohstoffe verwendet. Die Einsatzmöglichkeiten von Begleitgasen sind sogar noch größer als bei Erdgas, denn... ihre Zusammensetzung ist reicher. Begleitgase enthalten weniger Methan als Erdgas, dafür aber deutlich mehr Methanhomologe. Um Begleitgas rationeller zu nutzen, wird es in Gemische engerer Zusammensetzung aufgeteilt. Nach der Trennung werden Gasbenzin, Propan und Butan sowie trockenes Gas erhalten.

Auch einzelne Kohlenwasserstoffe werden gefördert – Ethan, Propan, Butan und andere. Durch Dehydrierung werden ungesättigte Kohlenwasserstoffe gewonnen – Ethylen, Propylen, Butylen usw.

Erdölbegleitgas (APG) ist, wie der Name schon sagt, ein Nebenprodukt der Erdölförderung. Öl liegt zusammen mit Gas im Boden, und es ist technisch nahezu unmöglich, die Produktion einer ausschließlich flüssigen Phase aus Kohlenwasserstoff-Rohstoffen sicherzustellen, so dass Gas in der Formation verbleibt.

In diesem Stadium wird Gas als assoziierter Rohstoff wahrgenommen, da die Weltölpreise den höheren Wert der flüssigen Phase bestimmen. Im Gegensatz zu Gasfeldern, bei denen alle Produktions- und technischen Merkmale der Produktion ausschließlich auf die Gewinnung der Gasphase (mit einer geringen Beimischung von Gaskondensat) abzielen, sind Ölfelder nicht so ausgestattet, dass der Produktions- und Nutzungsprozess effektiv durchgeführt werden kann von Begleitgas.

Im weiteren Verlauf dieses Kapitels werden die technischen und wirtschaftlichen Aspekte der APG-Produktion genauer untersucht und auf der Grundlage der gewonnenen Schlussfolgerungen die Parameter ausgewählt, für die ein ökonometrisches Modell erstellt wird.

Allgemeine Eigenschaften von Erdölbegleitgas

Die Beschreibung der technischen Aspekte der Kohlenwasserstoffproduktion beginnt mit einer Beschreibung der Bedingungen ihres Auftretens.

Öl selbst entsteht aus den organischen Überresten toter Organismen, die sich auf dem Meeres- und Flussboden ansiedeln. Im Laufe der Zeit schützten Wasser und Schlick die Substanz vor der Zersetzung, und mit der Ansammlung neuer Schichten nahm der Druck auf die darunter liegenden Schichten zu, was zusammen mit der Temperatur und den chemischen Bedingungen zur Bildung von Erdöl und Erdgas führte.

Öl und Gas kommen gemeinsam vor. Unter hohem Druck sammeln sich diese Stoffe in den Poren der sogenannten Muttergesteine ​​an und steigen nach und nach in einem kontinuierlichen Umwandlungsprozess durch Mikrokapillarkräfte nach oben. Aber wenn es nach oben geht, kann sich eine Falle bilden – wenn eine dichtere Schicht die Schicht bedeckt, durch die der Kohlenwasserstoff wandert, und es so zu einer Ansammlung kommt. Sobald sich eine ausreichende Menge an Kohlenwasserstoffen angesammelt hat, beginnt der Prozess der Verdrängung des zunächst salzigen Wassers, das schwerer als Öl ist. Anschließend wird das Öl selbst vom leichteren Gas getrennt, ein Teil des gelösten Gases verbleibt jedoch in der flüssigen Fraktion. Es sind das getrennte Wasser und das Gas, die als Werkzeuge dienen, um Öl nach außen zu drücken und so Wasser- oder Gasdruckregime zu bilden.

Basierend auf den Bedingungen, der Tiefe und der Kontur des Standorts wählt der Entwickler die Anzahl der Bohrlöcher aus, um die Produktion zu maximieren.

Die wichtigste moderne Bohrart ist das Drehbohren. In diesem Fall geht das Bohren mit einem kontinuierlichen Aufstieg des Bohrkleins – Formationsfragmente, die durch eine Bohrkrone getrennt werden – nach außen einher. In diesem Fall wird zur Verbesserung der Bohrbedingungen eine Bohrflüssigkeit verwendet, die häufig aus einer Mischung chemischer Reagenzien besteht. [Grauer Wald, 2001]

Die Zusammensetzung des Erdölbegleitgases variiert von Lagerstätte zu Lagerstätte – abhängig von der gesamten geologischen Entstehungsgeschichte dieser Lagerstätten (Ausgangsgestein, physikalische und chemische Bedingungen etc.). Im Durchschnitt beträgt der Methananteil in diesem Gas 70 % (zum Vergleich: Erdgas enthält bis zu 99 % seines Volumens an Methan). Eine große Anzahl an Verunreinigungen erschwert einerseits den Transport von Gas durch das Gastransportsystem (GTS), andererseits führt das Vorhandensein so äußerst wichtiger Komponenten wie Ethan, Propan, Butan, Isobutan usw. zu Problemen Gas ist ein äußerst begehrter Rohstoff für die petrochemische Produktion. Die Ölfelder Westsibiriens zeichnen sich durch die folgenden Indikatoren für den Kohlenwasserstoffgehalt im Begleitgas aus [Popular Petrochemistry, 2011]:

• Methan 60-70 %
• Ethan 5-13 %
• · Propan 10-17 %
• · Butan 8-9 %

TU 0271-016-00148300-2005 „Begleitgas zur Lieferung an Verbraucher“ definiert die folgenden Kategorien von APG (je nach Gehalt an C 3 ++-Komponenten, g/m 3):

• · „Dünn“ – weniger als 100
• · „Mittel“ – 101-200
• · „Fett“ – 201-350
• · Extra fett – mehr als 351

Die folgende Abbildung [Filippov, 2011] zeigt die wichtigsten Aktivitäten, die mit Erdölbegleitgas durchgeführt werden, und die durch diese Aktivitäten erzielten Auswirkungen.

Abbildung 1 – Hauptaktivitäten mit APG und die daraus resultierenden Auswirkungen, Quelle: http://www.avfinfo.ru/page/inzhiniring-002

Während der Ölförderung und der weiteren schrittweisen Trennung hat das freigesetzte Gas eine andere Zusammensetzung – zuerst wird das Gas mit einem hohen Anteil an Methananteil freigesetzt, und in den nächsten Stufen der Trennung wird Gas mit einem immer höheren Gehalt an Kohlenwasserstoffen freigesetzt höherer Ordnung. Faktoren, die die Freisetzung von Begleitgas beeinflussen, sind Temperatur und Druck.

Zur Bestimmung des Begleitgasgehaltes wird ein Gaschromatograph eingesetzt. Bei der Bestimmung der Zusammensetzung des Begleitgases ist es auch wichtig, auf das Vorhandensein von Nicht-Kohlenwasserstoff-Komponenten zu achten – beispielsweise kann das Vorhandensein von Schwefelwasserstoff in APG die Möglichkeit des Gastransports negativ beeinflussen, da im APG Korrosionsprozesse auftreten können Pipeline.

Abbildung 2 – Schema der Ölaufbereitung und APG-Bilanzierung, Quelle: Skolkovo Energy Center

Abbildung 2 zeigt schematisch den Prozess der schrittweisen Ölraffinierung unter Freisetzung von Begleitgas. Wie aus der Abbildung hervorgeht, ist Begleitgas größtenteils ein Nebenprodukt der primären Trennung von Kohlenwasserstoffen, die aus einer Ölquelle gefördert werden. Das Problem der Messung des Begleitgases liegt in der Notwendigkeit, auf mehreren Stufen der Trennung und anschließenden Lieferung zur Entsorgung (Gasaufbereitungsanlagen, Kesselhäuser usw.) automatische Messgeräte zu installieren.

Die wichtigsten Installationen an Produktionsstandorten [Filippov, 2009]:

• Booster-Pumpstationen (BPS)
• Ölabscheideanlagen (OSN)
• · Ölaufbereitungsanlagen (OPU)
• · Zentrale Ölaufbereitungsstellen (CPPN)

Die Anzahl der Stufen hängt von den physikalischen und chemischen Eigenschaften des Begleitgases ab, insbesondere von Faktoren wie Gasgehalt und Gasverhältnis. Häufig wird Gas aus der ersten Trennstufe in Öfen zur Wärmeerzeugung und Vorwärmung der gesamten Ölmasse genutzt, um die Gasausbeute in den nachfolgenden Trennstufen zu erhöhen. Für den Antrieb wird Strom verwendet, der ebenfalls im Feld erzeugt wird, oder es werden Hauptstromnetze genutzt. Hauptsächlich eingesetzt werden Gaskolbenkraftwerke (GPPP), Gasturbinen (GTS) und Dieselgeneratoren (DGS). Gasanlagen werden mit Trenngas der ersten Stufe betrieben, während die Dieselstation mit importiertem Flüssigbrennstoff betrieben wird. Die spezifische Art der Stromerzeugung wird basierend auf den Bedürfnissen und Merkmalen jedes einzelnen Projekts ausgewählt. In einigen Fällen kann ein Gasturbinenkraftwerk überschüssigen Strom erzeugen, um benachbarte Ölförderanlagen zu versorgen, und in einigen Fällen kann der Rest auf dem Stromgroßhandelsmarkt verkauft werden. Bei der Energieerzeugung durch Kraft-Wärme-Kopplung erzeugen Anlagen gleichzeitig Wärme und Strom.

Flare-Linien sind ein obligatorisches Attribut jedes Feldes. Auch wenn sie nicht genutzt werden, werden sie benötigt, um im Notfall überschüssiges Gas abzubrennen.

Aus wirtschaftlicher Sicht der Ölförderung sind Investitionsprozesse im Bereich der Begleitgasnutzung recht träge und orientieren sich in erster Linie nicht an kurzfristigen Marktbedingungen, sondern an der Gesamtheit aller wirtschaftlichen und institutionellen Faktoren über einen Zeitraum ziemlich langfristiger Horizont.

Die wirtschaftlichen Aspekte der Kohlenwasserstoffproduktion haben ihre eigenen spezifischen Merkmale. Besonderheiten der Ölförderung sind:

• Langfristigkeit wichtiger Investitionsentscheidungen
• · Erhebliche Investitionsverzögerungen
• · Große Anfangsinvestition
• Irreversibilität der Anfangsinvestition
• Natürlicher Produktionsrückgang im Laufe der Zeit

Um die Effektivität eines Projekts zu beurteilen, ist die NPV-Bewertung ein gängiges Modell zur Bewertung des Werts eines Unternehmens.

NPV (Net Present Value) – Die Bewertung basiert auf der Tatsache, dass alle zukünftigen geschätzten Einnahmen des Unternehmens summiert und auf den Barwert dieser Einnahmen reduziert werden. Der gleiche Geldbetrag heute und morgen unterscheidet sich um den Diskontsatz (i). Dies liegt daran, dass das Geld, das wir haben, im Zeitraum t=0 einen bestimmten Wert hat. Während sich die Inflation im Zeitraum t=1 auf diese Fonds ausweitet, wird es allerlei Risiken und negative Auswirkungen geben. All dies macht zukünftiges Geld „billiger“ als aktuelles Geld.

Die durchschnittliche Lebensdauer eines Ölförderprojekts kann etwa 30 Jahre betragen, gefolgt von einer langen, manchmal jahrzehntelangen Produktionsunterbrechung, die mit der Höhe der Ölpreise und der Amortisation der Betriebskosten verbunden ist. Darüber hinaus erreicht die Ölförderung in den ersten fünf Förderjahren ihren Höhepunkt und lässt dann aufgrund des natürlichen Produktionsrückgangs allmählich nach.

In den Anfangsjahren tätigt das Unternehmen große Anfangsinvestitionen. Die Produktion selbst beginnt jedoch erst wenige Jahre nach Beginn der Kapitalinvestitionen. Jedes Unternehmen ist bestrebt, die Investitionsverzögerung zu minimieren, um eine möglichst schnelle Amortisation des Projekts zu erreichen.

Ein typisches Projektrentabilitätsdiagramm ist in Abbildung 3 dargestellt:

Abbildung 3 – NPV-Diagramm für ein typisches Ölförderprojekt

Diese Abbildung zeigt den Kapitalwert des Projekts. Der maximale negative Wert ist der MCO-Indikator (Maximum Cash Outlay), der angibt, wie viel Investition das Projekt erfordert. Der Schnittpunkt des Diagramms der Linie der kumulierten Cashflows mit der Zeitachse in Jahren ist die Amortisationszeit des Projekts. Die Rate der Kapitalwertakkumulation nimmt sowohl aufgrund der sinkenden Produktionsrate als auch des Zeitdiskontsatzes ab.

Zusätzlich zu den Kapitalinvestitionen verursacht die Produktion jedes Jahr Betriebskosten. Eine Erhöhung der Betriebskosten, zu denen auch jährliche technische Kosten im Zusammenhang mit Umweltrisiken gehören können, verringert den Kapitalwert des Projekts und verlängert die Amortisationszeit des Projekts.

Daher können zusätzliche Ausgaben für die Abrechnung, Sammlung und Nutzung von Erdölbegleitgas aus Projektsicht nur dann gerechtfertigt werden, wenn diese Ausgaben den Kapitalwert des Projekts erhöhen. Andernfalls sinkt die Attraktivität des Projekts und in der Folge sinkt entweder die Anzahl der umgesetzten Projekte oder es kommt zu einer Anpassung der Öl- und Gasfördermengen innerhalb eines Projekts.

Herkömmlicherweise lassen sich alle damit verbundenen Gasnutzungsprojekte in drei Gruppen einteilen:

• 1. Das Recyclingprojekt selbst ist profitabel (unter Berücksichtigung aller wirtschaftlichen und institutionellen Faktoren) und die Unternehmen benötigen keine zusätzlichen Anreize für die Umsetzung.
• 2. Das Nutzungsprojekt hat einen negativen Kapitalwert, während der kumulierte Kapitalwert des gesamten Ölförderprojekts positiv ist. Auf diese Gruppe können alle Anreizmaßnahmen konzentriert werden. Das allgemeine Prinzip wird darin bestehen, Bedingungen (durch Anreize und Strafen) zu schaffen, die es für ein Unternehmen rentabel machen, Recyclingprojekte durchzuführen, anstatt Strafen zu zahlen. Darüber hinaus sollten die Gesamtkosten des Projekts den Gesamtkapitalwert nicht überschreiten.
• 3. Recyclingprojekte haben einen negativen Kapitalwert, und wenn sie umgesetzt werden, wird auch das gesamte Ölförderprojekt für ein bestimmtes Feld unrentabel. In diesem Fall führen Anreizmaßnahmen entweder nicht zu einer Reduzierung der Emissionen (das Unternehmen zahlt Bußgelder bis zur Höhe der kumulierten Kosten in Höhe des Kapitalwerts des Projekts), oder das Feld wird stillgelegt und die Lizenz abgegeben.

Nach Angaben des Skolkovo Energy Center beträgt der Investitionszyklus bei der Umsetzung von APG-Nutzungsprojekten mehr als drei Jahre.

Nach Angaben des Ministeriums für natürliche Ressourcen sollten sich die Investitionen bis 2014 auf rund 300 Milliarden Rubel belaufen, um das Zielniveau zu erreichen. Basierend auf der Logik der Verwaltung von Projekten des zweiten Typs sollten die Zahlungen für die Verschmutzung so bemessen sein, dass die potenziellen Kosten aller Zahlungen über 300 Milliarden Rubel liegen und die Opportunitätskosten der Gesamtinvestition entsprechen.

Erdgas gibt es in verschiedenen Modifikationen. Somit kann es in einer Standardform dargestellt oder als zufällig eingestuft werden. Was sind seine Merkmale in beiden Fällen?

Was sind die Merkmale von Begleitgas?

Nach dem Weg Erdgas bezieht sich auf eine Substanz, bei der es sich um eine Mischung aus einer Vielzahl von Kohlenwasserstoffen handelt, die zunächst in Öl gelöst sind. Sie werden durch die Destillation geeigneter Rohstoffe gewonnen. Begleitgas besteht hauptsächlich aus Propan sowie Butan-Isomeren. Manchmal können Methan und Ethylen ein Produkt der Öldestillation werden. Begleitgas wird in der chemischen Industrie aktiv eingesetzt. Es ist ein beliebter Rohstoff bei der Herstellung von Kunststoff- und Gummiprodukten. Propan gehört zu den am häufigsten als Kraftstoff für Kraftfahrzeuge verwendeten Gasen.

Was sind die Besonderheiten von konventionellem Erdgas?

Unter Erdgas In seiner üblichen Form wird darunter ein Mineral verstanden, das in fertiger Form aus gasführenden Formationen gewonnen wird, was in der Regel keiner tiefen Aufbereitung bedarf. In manchen Fällen kann die betreffende Gasart auch in kristallinem Zustand vorliegen – in Form von Gashydraten. Manchmal wird es in Öl oder Wasser gelöst.

Gewöhnliches Erdgas besteht am häufigsten aus Methan, manchmal auch aus Ethan, Propan und Butan. In einigen Fällen enthält es Wasserstoff, Stickstoff und Helium.

Vergleich

Der Hauptunterschied zwischen Begleitgas und Erdgas besteht darin, dass das erste ein Produkt der Ölraffinierung ist, das zweite in fertiger Form aus dem Erdinneren gewonnen wird. Sie unterscheiden sich auch in ihrem Anwendungsbereich und weitgehend in ihrer chemischen Zusammensetzung.

Erdgas in seiner üblichen Form wird am häufigsten als Brennstoff zur Beheizung von Wohn- und Industriegebäuden sowie zur Sicherstellung des Betriebs von Kraftwerken und Produktionsanlagen in Fabriken verwendet. Es ist jedoch anzumerken, dass Begleitgas (wenn es dem produzierenden Unternehmen gelingt, eine ausreichend kostengünstige Technologie für seine Produktion zu entwickeln) als Brennstoff für die Beheizung großer Flächen und den Betrieb von Industrieanlagen verwendet werden kann. Gewöhnliches Erdgas wird wiederum auch als Rohstoff in der chemischen Industrie eingesetzt – beispielsweise bei der Herstellung von Acetylen.

Mithilfe einer kleinen Tabelle können wir den Unterschied zwischen Begleit- und Erdgas genauer darstellen.

Im Gegensatz zu Erdgas enthält Erdölbegleitgas neben Methan und Ethan einen großen Anteil an Propanen, Butanen und Dämpfen schwererer Kohlenwasserstoffe. Viele Begleitgase enthalten je nach Fachgebiet auch Nichtkohlenwasserstoffbestandteile: Schwefelwasserstoff und Mercaptane, Kohlendioxid, Stickstoff, Helium und Argon.

Beim Öffnen von Ölbehältern beginnt in der Regel zuerst Gas aus den Öldeckeln auszuströmen. Anschließend besteht der Hauptteil des produzierten Begleitgases aus in Öl gelösten Gasen. Gas aus Tankdeckeln oder freies Gas hat im Gegensatz zu in Öl gelöstem Gas eine „leichtere“ Zusammensetzung (mit einem geringeren Gehalt an schweren Kohlenwasserstoffgasen). Daher sind die Anfangsstadien der Feldentwicklung in der Regel durch große jährliche Produktionsmengen an Erdölbegleitgas mit einem größeren Methananteil in seiner Zusammensetzung gekennzeichnet. Bei langfristiger Ausbeutung des Feldes wird die Produktion von Erdölbegleitgas reduziert und ein großer Teil des Gases fällt auf schwere Komponenten.

Injektion in den Untergrund zur Erhöhung des Lagerstättendrucks und damit der Effizienz der Ölförderung. In Russland wird diese Methode jedoch im Gegensatz zu vielen anderen Ländern bis auf wenige Ausnahmen nicht angewendet, da es sich um ein sehr kostspieliges Verfahren handelt.

Vor Ort nutzen, um Strom für den Bedarf von Ölfeldern zu erzeugen.

Wenn erhebliche und stabile Mengen Erdölbegleitgas freigesetzt werden – Verwendung als Brennstoff in großen Kraftwerken oder zur Weiterverarbeitung.

Der effektivste Weg, Erdölbegleitgas zu nutzen, ist seine Verarbeitung in Gasaufbereitungsanlagen zur Herstellung von trockenem gestripptem Gas (DSG), einem breiten Anteil leichter Kohlenwasserstoffe (NGL), verflüssigten Gasen (LPG) und stabilem Gasbenzin (SGG).

Ein großes Beratungsunternehmen im Kraftstoff- und Energiesektor, PFC Energy, stellte in seiner Studie „Utilization of Associated Petroleum Gas in Russia“ fest, dass die optimale Option für den Einsatz von APG von der Größe des Feldes abhängt. Daher ist es für kleine Felder die attraktivste Option, Strom in kleinem Maßstab für den eigenen Feldbedarf und den Bedarf anderer lokaler Verbraucher zu erzeugen.

Für mittelgroße Felder besteht laut Forschern die wirtschaftlichste Option zur Nutzung von Erdölbegleitgas darin, Flüssiggas in einer Gasaufbereitungsanlage zu gewinnen und Flüssiggas (LPG) oder petrochemische Produkte und Trockengas zu verkaufen.

Bei großen Feldern ist es am attraktivsten, Strom in einem großen Kraftwerk zu erzeugen und ihn anschließend über den Großhandel an das Stromnetz zu verkaufen.

Experten zufolge ist die Lösung des Problems der damit verbundenen Gasnutzung nicht nur eine Frage der Ökologie und Ressourcenschonung, sondern auch ein potenzielles nationales Projekt im Wert von 10 bis 15 Milliarden Dollar. Nur die Nutzung der APG-Mengen würde es ermöglichen, jährlich bis zu 5–6 Millionen Tonnen flüssige Kohlenwasserstoffe, 3–4 Milliarden Kubikmeter Ethan, 15–20 Milliarden Kubikmeter Trockengas oder 60–70.000 GWh Strom zu produzieren .

Der russische Präsident Dmitri Medwedew wies die russische Regierung an, Maßnahmen zu ergreifen, um die Praxis des irrationalen Einsatzes von Begleitgas bis zum 1. Februar 2010 zu beenden.

Erdölbegleitgas hatte lange Zeit keinen Wert. Es galt als schädliche Verunreinigung bei der Ölförderung und wurde direkt verbrannt, wenn Gas aus einer ölführenden Quelle austrat. Aber die Zeit verging. Es sind neue Technologien entstanden, die es uns ermöglicht haben, APG und seine Eigenschaften aus einer anderen Perspektive zu betrachten.

Verbindung

Erdölbegleitgas befindet sich in der „Kappe“ einer ölführenden Formation – dem Raum zwischen dem Boden und fossilen Ölvorkommen. Außerdem liegt ein Teil davon in gelöstem Zustand im Öl selbst vor. Im Wesentlichen handelt es sich bei APG um dasselbe Erdgas, dessen Zusammensetzung eine große Anzahl an Verunreinigungen enthält.

Erdölbegleitgas zeichnet sich durch eine große Vielfalt unterschiedlicher Kohlenwasserstoffarten aus. Dies sind hauptsächlich Ethan, Propan, Methan, Butan. Es enthält auch schwerere Kohlenwasserstoffe: Pentan und Hexan. Darüber hinaus enthält Erdölgas eine gewisse Menge an nicht brennbaren Bestandteilen: Helium, Schwefelwasserstoff, Kohlendioxid, Stickstoff und Argon.

Es ist erwähnenswert, dass die Zusammensetzung des Erdölbegleitgases äußerst instabil ist. Die gleiche APG-Lagerstätte kann den Anteil bestimmter Elemente im Laufe mehrerer Jahre merklich verändern. Dies gilt insbesondere für Methan und Ethan. Dennoch ist Ölgas sehr energieintensiv. Ein Kubikmeter APG ist je nach Art der in seiner Zusammensetzung enthaltenen Kohlenwasserstoffe in der Lage, zwischen 9.000 und 15.000 kcal Energie freizusetzen, was es für den Einsatz in verschiedenen Gartenscheren vielversprechend macht.

Führend bei der Förderung von Erdölbegleitgas sind Iran, Irak, Saudi-Arabien, die Russische Föderation und andere Länder, in denen die wichtigsten Ölreserven konzentriert sind. Auf Russland entfallen jährlich rund 50 Milliarden Kubikmeter Erdölbegleitgas. Die Hälfte dieser Menge fließt in den Bedarf der Produktionsbereiche, 25 % in die Weiterverarbeitung und der Rest wird verbrannt.

Reinigung

Erdölbegleitgas wird nicht in seiner ursprünglichen Form genutzt. Die Verwendung ist erst nach Vorreinigung möglich. Dazu werden Kohlenwasserstoffschichten unterschiedlicher Dichte in einer speziell dafür konzipierten Anlage – einem mehrstufigen Druckabscheider – voneinander getrennt.

Jeder weiß, dass das Wasser in den Bergen bei einer niedrigeren Temperatur kocht. Je nach Höhenlage kann der Siedepunkt auf bis zu 95 °C sinken. Dies geschieht aufgrund des Unterschieds im atmosphärischen Druck. Dieses Prinzip wird beim Betrieb mehrstufiger Separatoren genutzt.

Der Abscheider liefert zunächst einen Druck von 30 Atmosphären und reduziert nach einer gewissen Zeit seinen Wert schrittweise in Schritten von 2 bis 4 Atmosphären. Dies gewährleistet eine gleichmäßige Trennung von Kohlenwasserstoffen mit unterschiedlichen Siedepunkten voneinander. Anschließend werden die resultierenden Komponenten direkt der nächsten Reinigungsstufe zu Ölraffinierungsanlagen zugeführt.

Anwendung von Erdölbegleitgas

Mittlerweile ist es in einigen Produktionsbereichen aktiv gefragt. Dies ist zunächst einmal die chemische Industrie. APG dient ihr als Werkstoff zur Herstellung von Kunststoffen und Gummi.

Auch die Energiewirtschaft hat eine Vorliebe für das Nebenprodukt der Ölförderung. APG ist der Rohstoff, aus dem folgende Kraftstoffarten hergestellt werden:

• Trocken gestripptes Gas.
• Großer Anteil an leichten Kohlenwasserstoffen.
• Kraftstoff für Gasmotoren.
• Flüssiggas.
• Stabiles Gasbenzin.
• Trennen Sie Fraktionen basierend auf Kohlenstoff und Wasserstoff: Ethan, Propan, Butan und andere Gase.

Der Verbrauch von Erdölbegleitgas wäre sogar noch höher, wenn es beim Transport nicht eine Reihe von Schwierigkeiten gäbe:

• Die Notwendigkeit, mechanische Verunreinigungen aus der Gaszusammensetzung zu entfernen. Beim Ausströmen von APG aus einem Bohrloch gelangen winzige Bodenpartikel in das Gas, was dessen Transporteigenschaften deutlich beeinträchtigt.
• Erdölbegleitgas muss einem Erdölbehandlungsverfahren unterzogen werden. Andernfalls fällt der verflüssigte Anteil während des Transports in der Gasleitung aus.
• Die Zusammensetzung des Erdölbegleitgases muss von Schwefel gereinigt werden. Ein erhöhter Schwefelgehalt ist einer der Hauptgründe für die Bildung von Korrosionsflecken in der Rohrleitung.
• Entfernung von Stickstoff und Kohlendioxid zur Erhöhung des Heizwerts des Gases.

Aus den oben genannten Gründen wurde Erdölbegleitgas lange Zeit nicht genutzt, sondern direkt in der Nähe der Quelle verbrannt, in der sich das Öl befand. Besonders schön war es, dies beim Flug über Sibirien zu beobachten, wo ständig Fackeln zu sehen waren, aus denen schwarze Rauchwolken aufstiegen. Dies dauerte so lange, bis Umweltschützer eingriffen und erkannten, welch irreparablen Schaden der Natur auf diese Weise zugefügt wurde.

Folgen des Brennens

Die Gasverbrennung geht mit einer aktiven thermischen Wirkung auf die Umwelt einher. Im Umkreis von 50-100 Metern um den unmittelbaren Brandort kommt es zu einer merklichen Abnahme des Vegetationsvolumens, in einer Entfernung von bis zu 10 Metern herrscht völliges Fehlen von Vegetation. Dies ist vor allem auf das Verbrennen von Bodennährstoffen zurückzuführen, auf die verschiedene Baum- und Kräuterarten so sehr angewiesen sind.

Eine brennende Fackel dient als Kohlenmonoxidquelle, die auch für die Zerstörung der Ozonschicht der Erde verantwortlich ist. Darüber hinaus enthält das Gas Schwefeldioxid und Stickoxide. Diese Elemente gehören zur Gruppe der giftigen Stoffe für lebende Organismen.

Daher besteht für Menschen, die in Gebieten mit aktiver Ölproduktion leben, ein erhöhtes Risiko, verschiedene Arten von Pathologien zu entwickeln: Onkologie, Unfruchtbarkeit, geschwächte Immunität usw.

Aus diesem Grund entstand Ende der 2000er Jahre die Frage der APG-Nutzung, auf die wir im Folgenden eingehen werden.

Methoden zur Nutzung von Erdölbegleitgas

Derzeit gibt es viele Möglichkeiten, Ölabfälle umweltschonend zu entsorgen. Die häufigsten sind:

• Direkt an die Ölraffinerie geschickt. Es ist sowohl aus finanzieller als auch aus ökologischer Sicht die optimalste Lösung. Vorausgesetzt jedoch, dass bereits eine ausgebaute Gaspipeline-Infrastruktur vorhanden ist. Andernfalls ist ein erheblicher Kapitaleinsatz erforderlich, der nur bei großen Einlagen gerechtfertigt ist.
• Recycling durch Verwendung von APG als Brennstoff. Erdölbegleitgas wird an Kraftwerke geliefert, wo es mithilfe von Gasturbinen zur Erzeugung elektrischer Energie genutzt wird. Der Nachteil dieser Methode ist die Notwendigkeit, Geräte zur Vorreinigung zu installieren und zum Bestimmungsort zu transportieren.
• Injektion von verbrauchtem APG in das darunter liegende Ölreservoir, wodurch der Ölgewinnungsfaktor des Bohrlochs erhöht wird. Dies geschieht aufgrund der Zunahme unter der Bodenschicht. Diese Option zeichnet sich durch einfache Implementierung und relativ geringe Kosten der verwendeten Ausrüstung aus. Hier gibt es nur einen Nachteil – die fehlende tatsächliche Nutzung von APG. Es gibt nur eine Verzögerung, aber das Problem bleibt ungelöst.

Präsentation

Natürliche und assoziierte Erdölgase

Erdgase

Mischungen gasförmiger Kohlenwasserstoffe unterschiedlicher Struktur, die die Poren und Hohlräume von im Boden verteilten Gesteinen füllen und in Öl und Formationswasser gelöst sind.

Erdgas

Erdgas

• Erdgas

• herrscht vor Methan, dessen Gehalt 80-98 % erreicht

Zusammensetzung von Erdgas

Die wichtigsten Erdgasvorkommen befinden sich in Nord- und Westsibirien, im Wolga-Ural-Becken, im Nordkaukasus (Stawropol) und in der Republik Komi.

Die wichtigsten Erdgasvorkommen befinden sich in Nord- und Westsibirien sowie im Wolga-Ural-Becken. Im Nordkaukasus, Republik Komi, Region Astrachan, Barentssee

Erdölbegleitgase

Gemische von Kohlenwasserstoffen, die Öl begleiten und bei der Förderung aus Gas- und Ölfeldern freigesetzt werden.

Diese Gase sind im Öl gelöst und werden aus dem Öl freigesetzt, da der Druck abnimmt, wenn das Öl zur Erdoberfläche aufsteigt.

Natürliche und assoziierte Erdölgase

Erdölbegleitgase weisen eine vielfältigere Zusammensetzung auf und sind daher rentabler als chemische Rohstoffe zu verwenden.

Eigenschaften der Erdölbegleitgase

ANWENDUNG

Etwa 90 % der Erdgase werden als Brennstoff und nur 10 % als chemische Rohstoffe genutzt. Aus Methan entstehen Wasserstoff, Ruß und Acetylen. Enthält das Gas mindestens 3 % Ethan, wird es zur Herstellung von Ethylen verwendet. In Russland gibt es eine Ethan-Pipeline von Orenburg nach Kasan; in Kasan wird Ethylen für die organische Synthese hergestellt.

Erdgas

Verwendung

Natürliche und assoziierte Erdölgase. „In die Tiefen der Erde dringen Sie, Chemie, mit Schärfe in Ihren Blick ein, und was Russland darin enthält, öffnen die Schätze.“ M. V. Lomonossow,

Folie 2: Erdgas

Der wertvollste Mineralstoff, der oft als „blaues Gold“ bezeichnet wird, ist der beliebteste Brennstoff für Kraftwerke und ein sehr wertvoller chemischer Rohstoff, aus dem man gelernt hat, viele synthetische Materialien herzustellen. Wenn sie von Erdgas sprechen, meinen sie oft nur das Gas, das aus Gasfeldern gefördert und über Rohre in Städte geschickt wird, um in Kraftwerken, Fabriken und unseren Küchen zu arbeiten. Zur Gruppe der Erdgase zählen aber auch Sumpfgas, das bei der Zersetzung organischer Rückstände entsteht (bei spontaner Entzündung entstehen Geschichten über „Sumpfgeister“ und Kobolde mit Wasser) sowie das sogenannte Grubengas , das aus Grubengewässern in die Bergwerke gelangt. Dieses Gas ist explosiv und verursacht häufig Unfälle, die zum Tod von Bergleuten führen. Es gibt auch Gase von Schlammvulkanen und Gase von gewöhnlichen Vulkanen, die bei einem Ausbruch freigesetzt werden. Übrigens gehören auch die atmosphärischen Gase, die wir atmen, zur Gruppe der Erdgase! Erdgas

Folie 3: Begleitgas

Erdölbegleitgas ist ein Nebenprodukt der Erdölförderung. Je nach Produktionsgebiet werden aus 1 Tonne Öl 25 bis 800 m3 Erdölbegleitgas (APG) erzeugt. Aufgrund der fehlenden Infrastruktur für die Sammlung, Aufbereitung, den Transport und die Verarbeitung sowie um die Kosten für die Entsorgung zu vermeiden, fackeln viele Ölkonzerne APG einfach ab. Dadurch wird die Umwelt einer starken Verschmutzung ausgesetzt. Begleitgas

Folie 4: Chemische Zusammensetzung von Erdgas

Der Hauptanteil von Erdgas ist Methan (CH 4) – von 92 bis 98 %. Erdgas kann auch schwerere Kohlenwasserstoffe enthalten – Homologe von Methan: Ethan (C 2 H 6), Propan (C 3 H 8), Butan (C 4 H 10). sowie andere Nicht-Kohlenwasserstoff-Substanzen: Wasserstoff (H 2), Schwefelwasserstoff (H 2 S), Kohlendioxid (CO 2), Stickstoff (N 2), Helium (He). Chemische Zusammensetzung von Erdgas

Folie 5: Chemische Zusammensetzung des Erdölbegleitgases

Gasformelgehalt CH 4 Methan 63 % C 2 H 6 Ethan 10 % C 3 H 8 Propan 11 % C 4 H 10 Butan 2,8 % C 5 H 12 Pentan 2 % N 2 und andere Gase Stickstoff 9 % Chemische Zusammensetzung des zugehörigen Ölgases

Folie 6: Erdgasaufbereitung

Die chemische Verarbeitung von Erdgas nimmt von Jahr zu Jahr zu und Gas wird von einer wertvollen Energiequelle zu einem ebenso wichtigen chemischen Rohstoff. Daher ist Methan ein unverzichtbares Produkt für die chemische Industrie. Daraus werden Acetylen, Methylalkohol, Ruß, chlorierte Kohlenwasserstoffe und verschiedene Lösungsmittel hergestellt. Erdgasaufbereitung

Folie 7: Verarbeitung von Erdölbegleitgasen

Begleitgase werden in Gasaufbereitungsanlagen verarbeitet. Daraus produzieren sie Methan, Ethan, Propan, Butan und „Gasbenzin“, das Kohlenwasserstoffe mit C5 und höher enthält. Ethan und Propan werden dehydriert, um Ethylen und Propylen herzustellen. Als Haushaltsbrennstoff wird ein Gemisch aus Propan und Butan („Flüssiggas“) verwendet. Ein Produkt, das leicht flüchtige Kohlenwasserstoffe („Benzin“) enthält, wird Normalbenzin zugesetzt, um dessen Zündung beim Starten von Verbrennungsmotoren zu beschleunigen. Der weltweite Ölverbrauch für die chemische Raffinierung beträgt derzeit etwa 10 %. Allerdings stammen etwa 80 % aller vom Menschen genutzten organischen Stoffe aus Öl und Erdölgasen. Verarbeitung von Erdölbegleitgasen

Vorschau:

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Bildunterschriften:

Präsentation Natürliche und zugehörige Erdölgase

Erdgase sind Gemische gasförmiger Kohlenwasserstoffe unterschiedlicher Struktur, die die Poren und Hohlräume von im Boden verteilten Gesteinen füllen und in Öl und Formationsgewässern gelöst sind.

Erdgas

Erdgas wird von Methan dominiert, dessen Gehalt 80–98 % erreicht. Erdölbegleitgase enthalten 30–50 % Methan, aber viel mehr seiner nächsten Homologen – Ethan, Propan und Butan (jeweils bis zu 20 %).

Zusammensetzung von Erdgas

Die wichtigsten Erdgasvorkommen befinden sich in Nord- und Westsibirien, im Wolga-Ural-Becken, im Nordkaukasus (Stawropol) und in der Republik Komi.

Die wichtigsten Erdgasvorkommen befinden sich in Nord- und Westsibirien sowie im Wolga-Ural-Becken. Im Nordkaukasus, Republik Komi, Region Astrachan, Barentssee

Erdölbegleitgase sind Mischungen von Kohlenwasserstoffen, die Öl begleiten und bei der Förderung aus Gas- und Ölfeldern freigesetzt werden. Diese Gase sind im Öl gelöst und werden aus dem Öl freigesetzt, da der Druck abnimmt, wenn das Öl zur Erdoberfläche aufsteigt.

Natürliche und Erdölbegleitgase Erdölbegleitgase weisen eine vielfältigere Zusammensetzung auf, sodass es rentabler ist, sie als chemische Rohstoffe zu verwenden.

Eigenschaften der Erdölbegleitgase Name Zusammensetzung Anwendung Gasbenzin Eine Mischung aus Pentan, Hexan und anderen Kohlenwasserstoffen, die dem Benzin zugesetzt wird, um den Motorstart zu verbessern Propan-Butan-Fraktion Eine Mischung aus Propan und Butan Wird in Form von Flüssiggas als Kraftstoff verwendet Trockengas Seine Zusammensetzung ist ähnlich wie Erdgas. Wird zur Herstellung von Acetylen, Wasserstoff und anderen Stoffen sowie Kraftstoff verwendet

ANWENDUNG Etwa 90 % der Erdgase werden als Brennstoff und nur 10 % als chemische Rohstoffe verwendet. Aus Methan entstehen Wasserstoff, Ruß und Acetylen. Enthält das Gas mindestens 3 % Ethan, wird es zur Herstellung von Ethylen verwendet. In Russland gibt es eine Ethan-Pipeline von Orenburg nach Kasan; in Kasan wird Ethylen für die organische Synthese hergestellt.

Erdgas wird als Brennstoff in Kesselhäusern, Öfen, Wärmekraftwerken und im Alltag verwendet. Chemische Rohstoffe Industrie

EFFIZIENTER UND GÜNSTIGER KRAFTSTOFF. ROHSTOFFQUELLE FÜR DIE CHEMISCHE INDUSTRIE. Nutzung von Erdgas

Zum Thema: methodische Entwicklungen, Präsentationen und Notizen

Präsentations-Kreuzworträtsel „Druck in Flüssigkeiten und Gasen“

Kreuzworträtsel „Druck in Flüssigkeiten und Gasen“. Zusammengestellt von V.A. Rybitskaya, MBOU „Lyceum Nr. 124“. .

Diese Präsentation hilft dem Lehrer, das Thema klar und interessant zu erklären. Leider sind die Filme „Geheimnisse des Erdgases“ (informative Informationen werden auf zugängliche und interessante Weise in Form eines Cartoons präsentiert...