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Ölressourcen und Klassifizierung

Erdölingenieure untersuchen die Bohrkosten, wenn neue Brunnen gebohrt werden und ihre Verbindungen zu anderen neuen oder bestehenden Lagerstätten. Die anfänglich in einem Bohrloch geförderte tägliche Ölmenge nimmt im Laufe der Zeit aufgrund der Abnahme des Bohrlochdrucks, der Wasseransammlung im Bohrloch und anderer Faktoren ab. Da die Betriebskosten jedes Bohrlochs nahezu konstant sind, steigt in solchen Fällen das Geld, das für jedes geförderte Barrel ausgegeben wird, die wirtschaftliche Grenze wird überschritten und schließlich wird die Produktion eingestellt.

Das aus konventionellen Erdölreserven gewonnene Produkt ist in seinem natürlichen Zustand flüssig, kann ohne Verdünnung gepumpt werden und erfordert keine anderen Methoden als die Standardproduktionstechniken; sie sind daher wirtschaftlich positive Reserven.

Unkonventionelle Ölreserven hingegen erfordern je nach Art einen höheren Produktionsaufwand; diese Reserven lassen sich in drei allgemeine Gruppen einteilen,

1. Schweröle: Solche Quellen ähneln Rohöl aus konventionellen Reserven, mit dem Unterschied, dass sie dicker sind und mehr Schwefel und Schwermetallverunreinigungen enthalten. Aufgrund dieser unerwünschten Eigenschaften sind die Raffinationsschritte höher und daher teuer.

2. Teersande: Die Gewinnung von Öl aus solchen Reserven erfolgt durch Tagebau, Bergbau oder eine geeignete Sammelmethode.

3. Ölschiefer: Ressourcen, die aus solchen Lagerstätten entnommen werden, erfordern auch viel mehr Raffination und Wasser als Rohöl, das aus konventionellen Öllagerstätten gewonnen wird.

Jeder Staat möchte „alle Ölressourcen“ auf seinem Territorium kennen: aktuelle Reserven, entdeckte Ressourcen und potenzielle Reserven, die in der Zukunft entdeckt werden sollen.

Ein solches System ist von entscheidender Bedeutung bei der Identifizierung nationaler Ressourcen und sollte im Laufe der Zeit regelmäßig aktualisiert werden Wichtige Kriterien des Klassifizierungssystems sind die folgenden Daten.

· Bewertung des Ölressourcengebiets als Ganzes
· Ranking von Quellen und Kohlenwasserstoffvorkommen nach definierten Vorgaben
· Vorgeschlagene Arbeiten und Entscheidungen in jeder Phase der Arbeiten, die die Entdeckungs-, Entwicklungs- und Produktionsphase umfassen
· Vorbereitung eines langfristigen Mineralölstudiums
· Bewertung der Auswirkungen des Studienprogramms Öl auf andere Branchen

Ein gut durchdachtes System zur Klassifizierung von Ölressourcen sollte nicht nur für das zuständige technische Personal, sondern auch für Finanzinstitute, Analysten und Politiker verständlich sein. Ölressourcen und wie Reserven klassifiziert werden sollten, wurden in den letzten 30 bis 40 Jahren unter Geophysikern, Erdölingenieuren und Ressourcenökonomen ausführlich diskutiert. Da der Überschuss an Variablen in solchen Klassifikationen es für alle Organisationen (wie staatliche Institutionen, internationale Organisationen, Ölgesellschaften) schwierig macht, Kompromisse in einem einzigen System einzugehen, wurden verschiedene Klassifikationen vorgenommen.

Bei der Definition von Ressourcen werden Schätzungen in den folgenden Mustern ausgedrückt:

Konservative Prognose; ist eine Schätzung niedriger Ordnung

Realistische Prognosen; gute Notenvorhersage

Eine optimistische Prognose ist eine hohe Auftragsprognose

(Ursprüngliche Ressourcen): Natürliche Ressourcen Es ist die Menge an Rohöl, die ursprünglich in der Erdkruste durch 'vorhergesagt' gefunden wurde

Entdeckte Ressourcen: Dies ist die Summe aus dem bisher aus einer Lagerstätte geförderten Gas und Öl und der verbleibenden Gas- und Ölmenge.

Ultimative Reserven: Entdeckte produzierbare Ressourcen; dies sind Gesamtproduktion + zukünftige reproduzierbare Ressourcen (Reserven)

Reserven: Die Menge an Gas und Öl, die voraussichtlich in Zukunft wirtschaftlich aus entdeckten Ressourcen gefördert werden kann.

Kontingente Ressourcen: Eine Unterklasse von entdeckten nicht produzierbaren Ressourcen; Obwohl es technisch möglich ist, daraus herzustellen, wird das Produkt dennoch nicht erhalten, da es nicht wirtschaftlich ist.

Nicht wiederherstellbare Ressourcen: Eine Unterklasse von erkannten nicht wiederherstellbaren Ressourcen; sie sind technisch und wirtschaftlich nicht herstellbar.

Prospektive Ressourcen: Unentdeckte, zukunftsfähige Ressourcen; Diese sind technisch und wirtschaftlich herstellbar.

Unentdeckte nicht wiederherstellbare Ressourcen: Sie können weder technisch noch wirtschaftlich hergestellt werden.

Nachgewiesene Reserven: Reserven, bei denen die förderbare Menge an Gas und Öl mit hoher Sicherheit bestimmt werden kann. Die tatsächliche Produktion ist gleich oder größer als die geschätzten nachgewiesenen Reserven.

Wahrscheinliche Reserven: Sie werden als unbewiesene Reserven klassifiziert; sind zusätzliche oder zusätzliche Reserven. Die Genauigkeit des geschätzten erzielbaren Betrags ist geringer als die nachgewiesenen Reserven. Die tatsächliche Produktion ist gleich oder größer als die geschätzten nachgewiesenen + wahrscheinlichen Reserven.

Mögliche Reserven: Sie werden als unbewiesene Reserven klassifiziert; sind zusätzliche oder zusätzliche Reserven. Die Genauigkeit des geschätzten erzielbaren Betrags ist geringer als die wahrscheinlichen Reserven. Die tatsächliche Produktion ist gleich oder größer als die geschätzten nachgewiesenen + wahrscheinlichen + wahrscheinlichen Reserven.

Erschlossene Reserven: Reserven, von denen erwartet wird, dass sie aus bestehenden Bohrlöchern und Einrichtungen gefördert werden; Es wird in zwei Klassen unterteilt, als erweiterte Produktionsreserven und erweiterte nichtproduzierte Reserven.

Unerschlossene Reserven: Dies sind die Reserven, deren Produktion einen erheblichen Aufwand erfordert. Es erfordert das Bohren neuer Brunnen oder die Vertiefung bestehender Brunnen, um verschiedene Lagerstätten zu erreichen oder ähnliche Studien.)

Raffinerie

Raffinerie

Cracken und Erdölprodukte:

Fast alle Erdölprodukte bestehen aus Erdöl, das in Erdölraffinerien destilliert wird. Raffinerien produzieren Erdölprodukte je nach Rohölqualität und Bedarf Als Energie wird generell Erdöl bevorzugt: verschiedene Sorten von Heizöl und Benzin. Raffinerien können auch andere Chemikalien herstellen, von denen einige zur Herstellung von Kunststoffen oder anderen Produkten verwendet werden. Da Erdöl Schwefel enthält, wird ein Großteil dieses Schwefels auch als Erdölprodukt abgebaut. Wasserstoff und Kohlenstoff können auch als Produkte in Form von Petrolkoks verwendet werden. Wasserstoff wird häufig als Katalysator in anderen Prozessen in der Raffinerie oder bei der Hydroentschwefelung verwendet.

Rissbildungsprozess; es ist ein Transformationsprozess; Es ist der Prozess, leichtere Kohlenwasserstoffe zu gewinnen, indem schwere Kohlenwasserstoffmoleküle mit Hitze und Druck (mit oder ohne Katalysator) zerlegt werden.

Der Zersetzungsprozess von Rohöl, dessen Hauptmaterial Kohlenstoff (:C) und Wasserstoff (:H) ist, ist einfach so nebensächlich.

Bei diesem Trennverfahren (:Kraking) werden Petrochemikalien, Naphtha, Carosin, Die Hauptprodukte werden unter den Rubriken Asphalt, Diesel, Benzin, Kerosin, Teer, Paraffin, Flüssigerdgas hergestellt. Berechnung und Auswertung erfolgen mit der Maßeinheit "Barrel", die wir oft hören.

Vor dem Knacken: Rohöl hat eine große molekulare Struktur, eine hohe Dichte, einen hohen Siedepunkt, keine Flüchtigkeit, eine schwierige Fließfähigkeit und eine schwierige Zündung.

Nach dem Knacken: Rohöl wird in Formen mit kleinerer Molekülstruktur, niedrigerer Dichte und niedrigerem Siedepunkt umgewandelt. Bei der Umwandlung treten Zwischenprodukte aus und jedes Mal wird es flüchtiger, flüssiger und entzündlicher.

Die Hauptprodukte von Ölraffinerien sind:

(1 Barrel = 42 Gallonen = 159,5 Lt) 80 Prozent eines destillierten Barrels Öl dienen als Treibstoff. 20 Prozent sind Asphalt und andere petrochemische Produkte. Die ungefähre prozentuale Verteilung der aus einem Barrel Rohöl gewonnenen Produkte stellt sich wie folgt dar: 43% (:68,5 Lt) Benzin 18% (:29 Lt) Diesel 14% (:22 Lt) Petrochemie 11% (:18 Lt) LPG 9% (:14 Lt) Düsentreibstoff 5% (:8 Lt) Asphalt

Asphalt:

Es ist eine schwarze und braune organische Substanz, die von inert bis fest variiert.
Eigenschaften: Die chemische Zusammensetzung von Asphalt, der hauptsächlich ein Kohlenwasserstoff ist, ist ziemlich komplex und variabel und wird aus der Destillation von Erdöl oder aus natürlichen Lagerstätten gewonnen. Der heute weit verbreitete Asphalt ist ein Nebenprodukt der Erdölraffination. Die bei der Destillation von Steinkohle anfallende schwarze Substanz ist Pech. Dazu kommen Erde und/oder Stein.
Asphalt; Es wird bei der Beschichtung von Straßen, Flughäfen, Dachisolierungen und Abdichtungen in wasserbezogenen Strukturen verwendet. Es hat Klebeeigenschaft. Es wird in der Farbenindustrie, der Batterieherstellung, dem Auskleiden von Wasserkanälen und dem Verkleben von Tonziegeln verwendet. Asphalt entsteht im Allgemeinen durch die Oxidation von Erdöl. Das heißt, es stammt aus Erdöl. In Schlamm und See Es ist auch in harter Form unter den Felsen unter der Erde zu finden. Die harten werden aus dem Untergrund abgebaut, als wären sie abgebaut worden. Es kommt auch in Sandsteinen und unter Tonen vor.

Diesel oder Diesel:

Es ist eines der Destillationsprodukte von Rohöl, das in Dieselmotoren verwendet wird.
Bei der Destillation von Rohöl wird als drittes Hauptprodukt im Siedebereich von 200-300°C Dieselöl gewonnen. Diesel ist ein Dieselkraftstoff.
Der Dieselmotor, der am besten geeignet ist, um die Verbrennungswärme in mechanische Energie umzuwandeln, wurde 1892 von Diesel entdeckt, etwa 30 Jahre nach Benzin- und Gasmaschinen. Einer der Gründe für die Entwicklung einer Hochverdichtungsmaschine war der Wunsch, billigere Kraftstoffe zu verwenden. In Bezug auf den thermischen Wirkungsgrad sind Dieselmaschinen effizienter als Gas- und Benzinmaschinen. Weil es mit einem höheren Verdichtungsverhältnis arbeitet: Da die ersten produzierten Dieselmotoren Hochgeschwindigkeits- und Großzylinder waren, war es möglich, die auf den Markt gebrachten Heizöle durch Verbrennen durch Einsprühen in den Zylinder zu verwenden. Im Laufe der Zeit jedoch, als die Dieselhersteller die Maschinen verkleinerten und die Drehzahl erhöhten, um mehr Leistung zu erzeugen, wurde es notwendig, Kraftstoffe herzustellen, die diesen Bedarf decken. Da verschiedene Maschinenhersteller unterschiedliche Motorentypen herstellten, musste ASTM diese klassifizieren, da es unmöglich war, für jeden von ihnen einen separaten Dieselkraftstoff herzustellen.

Heizöl:

Oder Heizöl ist ein dunkles, weniger flüssiges Erdölprodukt. Heizöl, das in Strom-, Wärme- oder Dampfsystemen verwendet werden kann, wird in allen Arten von industriellen Fabriken, Anlagen und Gebäuden bevorzugt. Es ist leicht zu pumpen, brennt und spart Geld.

Benzin :

Eine Art Kraftstoff, der aus Erdöl hergestellt wird.
Zapfsäulen
• Rohbenzin bis 150 °C,
• Bis 150-250 °C Kerosin, Kerosin, Kerosin,
• Dieselkraftstoff bis 250-350 °C,
• Auch nach 350 °C werden Schweröle erhalten.
Chemisch enthält Benzin je nach Art des Rohöls mehr als 120 Kohlenwasserstoffe. Die meisten von ihnen sind gesättigte Kohlenwasserstoffe und enthalten 4 bis 12 Kohlenstoffe.
Nach der Methode des deutschen Chemikers Bergius ist es möglich, aus Kohle synthetisches Benzin zu gewinnen. Nach diesem Verfahren wird Kohle durch katalytische Hydrierung unter hohem Druck in flüssige Kohlenwasserstoffe umgewandelt.
Andererseits kombinierte Fischer-Tropsch katalytisch Kohlenmonoxid und Wasserstoff, um flüssige Kohlenwasserstoffe zu erhalten. Bei beiden Verfahren wird sowohl teureres als auch minderwertigeres Benzin erhalten. Es besteht jedoch die Möglichkeit, dass diese Verfahren in naher Zukunft kommerziell wichtig werden.
Benzin, das durch Aufspaltung, katalytische oder thermische Zersetzung organischer Komponenten gewonnen wird, liefert die für die meisten heutigen Motoren erforderliche hohe Leistung. Benzin wird vor allem als Brennstoff in Verbrennungsmotoren und in geringerem Maße in Spezialöfen sowie als Lösungsmittel in der organischen Chemie verwendet. Benzin, das in den Anfängen der Erdölindustrie weitgehend ausrangiert wurde, gewann mit der Entwicklung der Automobilindustrie eine große Bedeutung. Der Siedepunkt von Motorenbenzin liegt zwischen 32,2 °C und 210 °C. Um als Kraftstoff voll funktionsfähig zu sein, muss handelsübliches Benzin mit folgenden Eigenschaften hergestellt werden:
einer. Es sollte in der Lage sein, unter verschiedenen Lasten und Geschwindigkeiten ohne Unterbrechung zu brennen;
2. Es sollte bei kaltem Wetter für einen einfachen Motorstart ausreichend verdampfen;
3. Es sollte bei heißem Wetter nicht übermäßig verdunsten und Verstopfungen verursachen;
4. Verbindungen mit hohen Siedepunkten entfernen, die eine Rußbildung im Motor verursachen;
5. Es sollte keine Oxidation im Lager verursachen;
6. Es sollte das Verstopfen der Zündkerzen und die Vereisung des Vergasers minimieren.
Die genaue Vermischung von Benzin mit Luft in Motoren wird durch Klima und Jahreszeit geregelt. Der wichtigste Faktor, der die Qualität von Benzin bestimmt, ist die Oktanzahl. Die Oktanzahl ist ein Maß für die Fähigkeit von Benzin, dem Klopfen während der Verbrennung zu widerstehen. Ist die Oktanzahl zu klein, stürzt der Motor ab und erleidet Schaden. Wenn die Oktanzahl zu hoch ist, wird unnötig Geld bezahlt, da keine hohe Qualität gewünscht wird. Da Automobilmotoren unterschiedliche Oktanzahl benötigen, wird eine Vielzahl von Benzinen mit unterschiedlichen Oktanzahlen auf den Markt gebracht. Es gibt geringfügige Unterschiede in den Energieangaben der verschiedenen Benzinsorten. Wenn das Auto ohne Klopfen fährt, sind die Entfernungen, die es mit verschiedenen Benzinsorten zurücklegt, gleich.

Öl :

Oder Steinöl ist ein Produkt, das in Raffinerien nach Benzin eingenommen wird. Während es zunächst für Beleuchtungszwecke verwendet wurde, wird es als Heiz-, Kühl-, Traktortreibstoff und Düsentreibstoff verwendet.
Kerosin wird als Kerosin verwendet. Kerosin löst Teerflecken. Kerosin ist ein flüssiger Kraftstoff, denken Sie niemals an einen gasförmigen Kraftstoff. Kerosin kann nicht direkt verbrannt werden. Wir können es auf ein Tuch (Tuch, Lappen usw.) gießen und es so verbrennen.

Teer:

Es ist eine viskose schwarze Flüssigkeit, die durch destruktive Destillation organischer Stoffe gewonnen wird. Der meiste Teer wird aus Kohle als Nebenprodukt der Koksproduktion gewonnen, er wird aber auch aus Erdöl, Torf oder dem Saft einiger Bäume wie Zypressen und Wacholder gewonnen.

Arten von Teer: Das Wort "Teer" wird verwendet, um viele verschiedene Substanzen zu beschreiben. In der Natur vorkommende "Teergruben" (zB La Brea Teer Pits in Los Angeles) enthalten eigentlich Asphalt, keinen Teer, und sind eigentlich als Asphaltsteinbrüche bekannt. Teersandvorkommen enthalten eher als Teer Sand (oder Stein) mit unterschiedlichen Anteilen an gemahlenem Gummi und dichtem Rohöl, genau wie im Teertunnel in Shropshire. "Rangoon-Teer", auch bekannt als "Burmesisches Öl" oder "Burmesisches Naphtha", ist eigentlich Erdöl. "Ter" und Pech werden manchmal synonym verwendet; Pech ist jedoch fester, während Teer flüssiger ist Teer wird auch bei der Herstellung von Zigaretten verwendet.

Naphtha:
Es ist ein Produkt zwischen Benzin und Kerosin, das aus der Destillation von Erdöl zwischen 100ºC und 250ºC gewonnen wird.

Paraffinkerze:

(lateinisch parum affinis) ist ein farbloses, geruchloses Wachs, das aus Erdöl gewonnen wird. Paraffinwachs wurde erstmals 1829 von Carl Reichenbach aus Holzteer verwendet; später aus den Grabschichten; Es wurde auch nach 1867 aus Öl gewonnen. 1947 wurde auch synthetisches Paraffinwachs hergestellt. Es ist ein Nebenprodukt von Erdöl. Außerdem muss Rohöl entwachst werden. Öliges Paraffin, das bei der Raffination von Rohöl als Nebenprodukt anfällt, wird zunächst heiß geschmolzen, dann abgekühlt und nur das Paraffin eingefroren und das Paraffin in Form von gefrorenem Zellstoff aus seinen öligen Teilen gefiltert. Auch moderne Paraffinmühlen produzieren heute auf dieser Basis Paraffinwachs. Nach neuen Verfahren hergestellte Paraffinwachse enthalten bis zu 20 % Öl. In einigen Fällen wird die Ölmenge auf 3% reduziert. Eine weitere Reinigung verbessert Farbe, Geruch und Geschmack. Im Reinigungsprozess werden Sulfatsäure und Ton verwendet. Paraffinwachse werden von Petroleumspezies auf Paraffinbasis wie beispielsweise Poennsylvania-Rohöl abgeleitet. Der Schmelzpunkt von rohem Paraffinwachs variiert zwischen 37 und 48 °C, während der Schmelzpunkt von vollständig raffiniertem Paraffinwachs zwischen 48 und 66 °C variiert. Paraffinwachs mit hohem Schmelzpunkt sind meist Alkane mit 26-30 Kohlenstoffen Synthetisches Paraffinwachs wurde nach dem zweiten Weltkrieg durch die Fischer-Tropsch-Technik gewonnen. Bei diesem Verfahren ist der Rohstoff Kohle. Aus dem aus Kohle gewonnenen Kohlenmonoxid-H2-Gemisch wird es mit der katalytischen Wirkung von magnetischem Eisen zu Kohlenwasserstoffen. Einige der erhaltenen Produkte sind Paraffinwachs. Sie sind sehr weiß und härter als Paraffinwachse aus Erdöl. Das Molekulargewicht von synthetischen Paraffinen mit 50-55 Kohlenstoffen beträgt im Durchschnitt etwa 750. Es wird aufgrund einiger Eigenschaften anstelle von Kerzen aus Erdöl verwendet.Papier und Pappe, die in Paraffin getaucht oder mit Paraffin beschichtet ist, werden verwendet, um flüssige und feste Lebensmittel aufzubewahren. Weil Paraffinwachse nicht reagieren, wird es in verschiedenen Industrien als chemisches und elektrisches Isoliermaterial verwendet. Es wird bei der Herstellung von Kunststoffen, Sprengstoffen und Elektromaterialien in der Textil-, Pharma- und Kosmetikindustrie sowie bei der Isolierung von Impfstellen im Weinbau eingesetzt. Es hat Wachs bei der Herstellung von Kerzen ersetzt.

Proportionale Verteilung aller Ölraffinerien der Welt auf die Kontinente und kontinentale Ölraffinationsmengen (Millionen Tonnen/Jahr):

Erdölraffinerien

Türkei Ölraffinerien

Nachfolgend finden Sie Informationen zu den bisher in der Türkei gegründeten Ölraffinerien, deren Inbetriebnahmedatum bzw. deren Kapazitätsentwicklung.

Bogazici Liquidationshaus:

1930 war diese Raffinerie in der Nähe von Beykoz mit einer Rohölverarbeitungskapazität von 40 Tonnen/Tag (13.200 Tonnen/Jahr) ein privates Unternehmen, "Türkiye Naft Sanayii A.Ş." Es war die erste Raffinerieanlage, die von den Yashua Brothers in seinem Namen gegründet wurde und Rohöl aus Rumänien verarbeitete.Diese Raffinerie wurde 1934 aus Steuergründen geschlossen.

Liquidation der Raman-Erfahrung:

Als 1940 in Ramandağı Öl gefunden wurde, um den Brennstoffbedarf für Ölbohrungen und andere Fahrzeuge zu decken, wurden die nützlichen Kessel der Bosporus-Entsorgung in den Lagerhäusern des Diyarbakir Mineral Research and Exploration Institute in die Maymune-Straße transportiert und so die Raman mit einer Kapazität von 10 Tonnen / Tag (3 300 Tonnen / Jahr) wurde im Sommer 1942 gegründet. Die Experience Refinery diente bis zur Inbetriebnahme der Pilot Refinery, die 1945 in Batman gegründet wurde.

Liquidation der Batman-Erfahrung:

Eine weitere Pilotraffinerie wurde mit den restlichen Materialien und Neuzugängen der Liquidationsanlage Boğaziçi im MTA-Lager in Diyarbakır gegründet. Die Rohölverarbeitungskapazität dieser 1945 in Betrieb genommenen Raffinerie betrug 200 Tonnen/Tag (66 000 Tonnen/Jahr) und wurde später an TPAO übertragen.

Türkische Erdölraffinerien Joint Stock Company (TÜPRAŞ) Batman-Raffinerie:

Verarbeitungskapazität: 1,4 Millionen Tonnen/Jahr

Nelson-Komplexitätswert: 1,83

Verkauf : 538 Tausend Tonnen/Jahr

Lagerkapazität: 300 Tausend m3

Angestelltes Personal: Mehr als 4 00

In Übereinstimmung mit den positiven Ergebnissen der Ölexplorationsaktivitäten in den Ölfeldern in Raman und Garzan im Jahr 1951 wurde eine moderne Raffinerie mit einer Kapazität von 1000 Tonnen/Tag (330 000 Tonnen/Jahr) errichtet, die größer ist als die vorherige, um diese nationale und natürliche unterirdische Ölressource optimal zu nutzen. Der Bau dieser Raffinerie wurde Mitte 1955 abgeschlossen und die Probearbeiten begannen. Nach sechsmonatiger Arbeit übertrug die Parsons Company die Raffinerie an TPAO und die Raffinerie begann ab 1956 mit voller Kapazität zu arbeiten. Seit 1959 wurden Ölexplorationsfelder in Raman und insbesondere in Garzan erschlossen und Ölreserven identifiziert, was eine Erhöhung der Jahreskapazität der Batman-Raffinerie um 75-100% erforderlich machte. Mit dem steigenden Bedarf an Rohölproduktion und Erdölprodukten wurde die Kapazität der Raffinerie 1960 auf 580.000 Tonnen/Jahr erhöht, und 1966 wurden REFORMER- und LPG-Einheiten zu dem bestehenden System hinzugefügt, um hochoktaniges Benzin und LPG-Gas zu produzieren. Mit dem 1972 durchgeführten Erweiterungsprojekt wurde die Kapazität der Raffinerie auf 1,1 Millionen Tonnen/Jahr erhöht.

Anadolu Tasfiyehanesi Aktiengesellschaft (ATAŞ):

1958 in Mersin von Mobil Oil, Shell, Caltex und BP gegründet, heißt das Unternehmen Anadolu Tasfiyehanesi Anonim Şirketi und der Kurzname ist ATAŞ. Die Jahreskapazität dieser Raffinerie, die nach den Bestimmungen des Erdölgesetzes mit ausländischem Kapital errichtet wurde, betrug 3,2 Millionen Tonnen. CALTEX, einer der Gründer der Firma ATAŞ, verließ später die Partnerschaft. MOREF (Mobile Refining) hält 51 %, Shell 27 %, BP-Turk 17 % und Marmara Petrol 5 % der Anteile an Anadolu Tasfiyehanesi Anonim Şirketi. 1969 wurde die Kapazität der Raffinerie auf 4,4 Millionen Tonnen/Jahr erhöht.

Istanbul Petrol Refinery Joint Stock Company (İPRAŞ) (Izmit-Raffinerie):

Turkish Petroleum Corporation (TPAO), die in unserem Land im Bereich der Kraftstoffverteilung tätig ist, California Texas Oil Corp. (CALTEX) erhielt am 10.12.1959 von der Petroleum Administration das Zertifikat zur Errichtung einer Raffinerie mit einer Jahreskapazität von 1 Mio. Tonnen in der Region Tütünçiftlik am Nordufer des Golfs von Izmit, 80 km von Istanbul entfernt. Istanbul Petrol Refinery Inc. (İPRAŞ) wurde gegründet, um den Bedarf an Erdölprodukten unserer Industrie, der Zivilbevölkerung und der türkischen Streitkräfte zu decken, von denen 51% der TPAO und die restlichen 49% der internationalen Ölgesellschaft CALTEX gehörten. Die Raffinerie wurde am 24. August 1961, 16 Monate nach der Grundsteinlegung am 23. April 1960, in Betrieb genommen. Der 10-jährige Partnerschaftsvertrag zwischen TPAO und Caltex lief am 12. März 1972 aus, und an diesem Tag wurden die Anteile von Caltex von TPAO gekauft und die Raffinerie wurde zu einem vollständig nationalen Unternehmen.

Die Satzung von İPRAŞ wurde auf der außerordentlichen Generalversammlung vom 25. Oktober 1983 in die Satzung von TÜPRAŞ umgewandelt und die Registrierung und Bekanntgabe der TÜPRAŞ wurde am 16. November 1983 abgeschlossen.

Türkei Petroleum Refineries Joint Stock Company (TÜPRAŞ) Izmit Raffinerie:

Verarbeitungskapazität: 11,3 Millionen Tonnen/Jahr

Nelson-Komplexitätswert: 14,5

Absatz: 14,9 Millionen Tonnen/Jahr

Lagerkapazität: 3 Millionen m3

Angestelltes Personal: Mehr als 2000

Die İzmir- und Batman-Raffinerie sowie die Kırıkkale-Raffinerie, die unter TPAO betrieben wurden, wurden an TÜPRAŞ übertragen. Die Rohölverarbeitungskapazität der İzmit-Raffinerie, die 1961 1,0 Mio. Tonnen/Jahr betrug, stieg mit dem 1. Engpass-Entlastungsprojekt 1967 auf 2,2 Mio. und II. Am Ende des Engpassbeseitigungsprojekts erreichte es 7,0 Millionen Tonnen/Jahr, am Ende der 1980 durchgeführten Studien 7,8 Millionen Tonnen/Jahr und am Ende des zweiten Erweiterungsprojekts 11,3 Millionen Tonnen/Jahr 1982 abgeschlossen. Die Izmit-Raffinerie, die nach Euro-V-Standards produziert, ist das Zentrum des Verbrauchszentrums, in dem etwa 33 % der türkischen Erdölprodukte verbraucht werden. In der Raffinerie Izmit wurde die Heizölumwandlungsanlage Ende 2014 fertiggestellt, wodurch 4,2 Millionen Tonnen schwere schwarze Produkte in etwa 3,5 Millionen Tonnen wertvollere umweltfreundliche weiße Produkte wie Benzin und LPG, hauptsächlich Dieselkraftstoff, in der EU umgewandelt wurden Standards. Mit der Inbetriebnahme der Heizölkonversionsanlage ist die Izmit-Raffinerie mit einem Nelson-Komplexitätswert von 14,5 zu einer der Raffinerien mit der höchsten Konversionsrate der Welt geworden.

Türkei Petroleum Refineries Joint Stock Company (TÜPRAŞ) zmir Raffinerie:

Verarbeitungskapazität: 11,9 Millionen Tonnen/Jahr

Nelson-Komplexitätswert: 7,66

Absatz: 9,7 Millionen Tonnen/Jahr

Lagerkapazität: 2,5 Millionen m3

Beschäftigtes Personal: Mehr als 1400

Um der steigenden Nachfrage nach Erdölprodukten in der Türkei gerecht zu werden, wurde 1972 die Raffinerie zmir, deren Grundstein im August 1967 in der Region Aliağa von İzmir gelegt wurde, in Betrieb genommen. Die Rohölverarbeitungskapazität, die bei seiner Gründung 3 Millionen Tonnen/Jahr betrug, stieg auf 3,8 Millionen Tonnen/Jahr im Jahr 1982, 5,0 Millionen Tonnen/Jahr im Jahr 1984 und 10 Millionen Tonnen/Jahr am Ende des Erweiterungsprojekts, das am 18. November 1987 mit den Engpass-Entfernungsprojekten erreicht. Darüber hinaus befindet sich in der Raffinerie İzmir der einzige Maschinenölkomplex unseres Landes mit einer Kapazität von 300 000 Tonnen/Jahr. Am 23.04.1974 wurden Vakuum-, Propan-Entastungs-, Furfurol-Extraktion-, Ferrofining-, Entparaffinierungs- und Wasserstoffanlagen im Rahmen des Projekts Machinery Oils Complex in Betrieb genommen. 1988 wurde die derzeitige Maschinenölproduktionskapazität der Raffinerie İzmir von 175 Tausend Tonnen/Jahr auf 300 Tausend Tonnen/Jahr erhöht.

Türkei Petroleum Refineries Joint Stock Company (TÜPRAŞ) Kırıkkale Raffinerie:

Verarbeitungskapazität: 5,4 Millionen Tonnen/Jahr

Nelson-Komplexitätswert: 6.32

Absatz: 4 Millionen Tonnen/Jahr

Speicherkapazität: 1,3 Millionen mt3

Beschäftigtes Personal: Mehr als 900

Es wurde im Rahmen eines Darlehensvertrags mit dem am 14. August 1977 zwischen TPAO und RUMÄNIEN INDUSTRIAL EXPORT IMPORT unterzeichneten Handelsvertrag gegründet, um den Bedarf an Erdölprodukten der Region Zentralanatolien zu decken. Die Kırıkkale-Raffinerie wurde entwickelt, um 5 Millionen Tonnen Kirkuk-Rohöl mit der Schwerkraft von 36 oAPI pro Jahr zu verarbeiten. Die Rohölversorgung der Raffinerie Kırıkkale liegt 447 km vom Ceyhan-Terminal von BOTAŞ entfernt. Es wird mit einer 24-Zoll-Pipeline in der Länge hergestellt. Derzeit beträgt seine maximale Kapazität 5,0 Millionen Tonnen/Jahr. Die Raffinerie Kırıkkale wurde am 25. Oktober 1986 in Betrieb genommen.

Turkish Petroleum Refineries Joint Stock Company (TÜPRAŞ) Körfez-Raffinerie:

Yarimca Facilities, der erste von Petkim Petrokimya Holding A.Ş. gegründete Komplex, begann 1970 mit der Produktion von Ethylen, Chloralkali, Vinylchloridmonomer, Polyvinylchlorid und Polyethylen niedriger Dichte. Zwischen 1972-1976 wurden auch Carbon Black-, Styrol-, Polystyrol-, DDB-, BDX-, SBR-, CBR- und Kaprolactam-Fabriken in Betrieb genommen und die Yarımca-Fabriken errichtet. PETKİM, das seit 1990 mit der weltweiten petrochemischen Industrie in eine Krise geriet, stellte zwischen 1990-1995 die Produktion von Chloralkali-, Ethylen-, Styrol-, LAB (DDB) und Kaprolactam-Anlagen in Yarımca-Anlagen ein. Auch die Produktion von PE-, PVC- und VCM-Fabriken wurde 2001 eingestellt. Die Yarımca-Anlagen wurden mit Beschluss des Obersten Privatisierungsrats vom 05.10.2001 an Türkiye Petrol Rafinerileri A.Ş. übertragen und erhielten die Nummer 2001/54 und wurden in Körfez Petrokimya ve Refinery Directorate umbenannt. Emulsions-Styrol-Butadien-Kautschuk (SBR), Lösungs-Butadien-Kautschuk (CBR), Ruß (KS), Polystyrol (PS) und Butadien-Extraktion (BDX) Fabriken setzen ihre Produktion fort.

Nelson-Komplexität

(Nelson Complexity Index) Der Wert von Raffinerien weltweit wird in einer Einheit namens „Nelson Complexity (NK)“ gemessen. Er drückt aus, wie viel wertschöpfendes Endprodukt aus einer Einheit Rohöl hergestellt werden kann. Der Nelson-Index ist ein Referenzrahmen, der verwendet wird, um Ölraffinerien basierend auf ihrem Komplexitätsgrad Werte zuzuordnen.

NKE wurde 1960 von Wilbur Nelson entwickelt. Da es ohne spezifische Branchenkenntnisse schwierig ist, die Details der Funktionsweise einer Raffinerie zu verstehen, kann NKE die Komplexität der verschiedenen Raffinerien verstehen. Es bietet eine einfache Methode zum Messen und Einstufen.

Es handelt sich um einen reinen Kostenindex, der ein relatives Maß für die Baukosten basierend auf Rohöl und Veredelungskapazität einer bestimmten Raffinerie liefert. Vergleicht die Kosten verschiedener Produkteinheiten mit den Kosten einer reinen Rohöldestillationsanlage. Die Berechnung des Index ist ein Versuch, die relativen Kosten einer Raffinerie basierend auf den zusätzlichen Kosten verschiedener Upgrade-Einheiten und der relativen Upgrade-Kapazität zu messen.

NKE wird auf einer Skala von 1 bis 20 gemessen; wobei die niedrigeren Zahlen Raffinerien darstellen, die einfacher Natur sind und Kraftstoffe von geringerer Qualität wie Kerosin und Heizöl produzieren. Höhere Zahlen stehen für komplexere und teurere Raffinerien, die große Mengen produzieren.

Je höher der Nelson-Index einer Raffinerie, desto komplexer ist sie. Komplexere Raffinerien sind in der Lage, eine breitere Produktpalette zu verarbeiten und zu produzieren und haben daher einen höheren wirtschaftlichen Wert. Dieser Index wird verwendet, um Informationen über Raffinerien in einfachen Worten aufzuschlüsseln, die für die Menschen leicht verständlich sind. Es sind keine spezifischen Kenntnisse der Öl- und Gasindustrie erforderlich, um einen Score zu kontextualisieren.

Um den Nelson-Index für eine einzelne Raffinerie zu bestimmen, wird jedem Ausrüstungsteil in der Raffinerie eine Punktzahl zugewiesen und die Punktzahlen werden addiert. Je mehr Ausstattung eine Raffinerie hat, desto vielseitiger und flexibler ist sie. Raffinerien mit niedrigen Ratings können beispielsweise Öl in einem begrenzten Bereich von Qualitäten verarbeiten; Beispielsweise kann eine Raffinerie mit einem hohen Nelson-Index zusätzlich zu höherwertigen Rohstoffen auch Rohstoffe von geringerer Qualität verwenden. Dies ermöglicht es Raffineriemanagern, vom billigsten Rohöl auf dem Markt zu profitieren, anstatt sie zum Kauf von teurem Qualitätsrohöl für ihren gesamten Produktionsbedarf zu zwingen. Neben der Verarbeitung verschiedener Rohölqualitäten kann eine Raffinerie mit einem hohen Nelson-Index auch mehr Öl- und Gasprodukte produzieren. Dies erweitert das Produktionspotential.

Raffinerien können die Produktion an die Marktbedürfnisse anpassen, höhere Preise für bestimmte Produkte nutzen und die Produktion von Produkten beschleunigen, die sich derzeit auf dem freien Markt nicht gut verkaufen. Dies erhöht das Gewinnpotenzial und hält die Raffinerien in kontinuierlicher Produktion.

Laut NKE sind US-Raffinerien im Durchschnitt die komplexesten der Welt. Die Raffination spielt eine entscheidende Rolle bei der Erhaltung der Brennstoffressourcen des Landes. In Europa beispielsweise haben viele Raffinerien geschlossen, weil sie den von modernen Verbrauchern geforderten Qualitätskraftstoff nicht produzieren können und wegen der Kosten, die mit der Entwicklung von Raffinerien verbunden sind.

Nelson Komplexität

Petroleum-Industrie

Etwa ein Drittel des weltweiten Öls stammt aus Offshore-Bohrlöchern. Die Bohrarbeit basiert auf dem Prinzip, dass ein mit dem Kabelende verbundener Bohrer mit einer gewissen Beschleunigung in das Bohrloch geworfen wird. Heute werden Drehbohrsysteme in der Ölexploration und im Betrieb eingesetzt. Das sind Land und Meer. Sie sind in verschiedenen Systemen für Ölfelder konzipiert. Bekannte und praktizierte Bohrarten sind das konventionelle Vertikalbohren und das Richt- oder Schrägbohren (schräg, horizontal).

Konventionelles (vertikales) Bohren: Es ist ein vertikales Bohren von der Oberfläche zum Reservoir, in dem sich das Öl befindet. Obwohl diese Methoden traditionell sind, gehören sie immer noch zu den am häufigsten angewandten Methoden.
Es gibt Unterarten wie Schlagbohren, Drehbohren, Schlag- und Drehbohren.

Directional Drilling: Dies ist eine Art von Bohren, die beim Bohren einer Produktionsbohrung aus der vertikalen Position umgeleitet wird, insbesondere bei Bohrungen im Meer. Diese Art des Bohrens wird bei Betten angewendet, die nicht vertikal erreicht werden können. Zum Beispiel ist das Erreichen von Lagerstätten unter flachen Seen, Schutzgebieten, Eisenbahnen oder anderen Bereichen, in denen keine Bohrinseln installiert werden können, eine gängige Praxis. Außerdem wird dieses Verfahren bevorzugt, da es nicht möglich ist, mit vertikalem Bohren lange und dünne Betten zu erreichen.

Der größte Teil der weltweiten Ölförderung wird von staatlichen Institutionen und nicht von privaten Unternehmen kontrolliert. Mehr als die Hälfte der gesamten Weltölreserven werden von Regierungsbehörden im Nahen Osten kontrolliert. Vernetzt mit nationalen Institutionen und globalen Unternehmen, Die Tatsache, dass sie komplizierte Beziehungen haben, verkompliziert die Dinge in dieser riesigen Branche ein wenig. Um dies zu erleichtern, kann die Ölindustrie in zwei Hauptkategorien unterteilt werden: National Petroleum Corporations (NOCs) und International Petroleum Corporations (IOCs). Zu den internationalen Ölkonzernen zählen bekannte Namen wie ExxonMobil, Royal Dutch Shell, BP Amoco.
Ihre nationalen Institutionen sind wie jede internationale Ölgesellschaft aufgebaut.
Das Hauptelement, das diese beiden Unternehmensgruppen voneinander unterscheidet, ist; internationale Ölkonzerne veröffentlichen ihre Gewinnberichte und haben Aktien.
Die weltweit größten nationalen Institutionen in Bezug auf die Reservengröße sind Saudi Armaco und Iranian Petroleum. Der Zusammenschluss dieser nationalen Institutionen wird als OPEC definiert. OPEC-Gründer; Saudi-Arabien, Iran, Kuwait, Irak und Venezuela. Katar (1961), Libyen, Indonesien, Ecuador, Vereinigte Arabische Emirate, Algerien, Nigeria, Gabun und Angola kamen später hinzu.

Produktionskapazitäten der Erdölraffinerien der Länder:

Kapazitäten der weltgrößten Ölraffinerien:

Kapazitäten der weltgrößten Ölraffinerien:

Hier gelangen Sie zur Liste der Weltraffinerien:

Öl und Erdgas

Erdgas; Besteht aus Kohlenwasserstoffen mit geringem Molekulargewicht wie Methan (CH4), Ethan (C2H6), Propan (C3H8)
es ist eine Mischung. Es kann allein oder mit Öl unter der Erde gefunden werden. Natürlich
Das Gas wird an der Oberfläche abgeschieden und die darin enthaltenen schweren Kohlenwasserstoffe (Butan, Pentan etc.) entfernt. Natürlich
Gas ist der sauberste fossile Brennstoff, den wir zu Hause verwenden. Bei der Verbrennung von Erdgas entstehen Kohlendioxid, Wasserdampf und Stickoxide.
Öl und Erdgas bestehen aus der gleichen Art von Kohlenwasserstoffmolekülen. Nur Öl liegt in flüssiger Form vor.
Alle Kohlenwasserstoffe sind darin gleich, dass sie Wasserstoff- und Kohlenstoffatome enthalten, aber sie unterscheiden sich in der Anzahl der Kohlenstoffatome, ihrem Sättigungsgrad, ob linear oder zyklonisch, aromatisch oder nicht. Erdgas findet sich allein unter der Erde, sowie in Öllagerstätten als Tankdeckel und/oder gelöst in Öl.

Verflüssigung vor dem Verrohren:

Die gebräuchlichste Methode für den Transport und die Verteilung von Erdgas ist die Verwendung von Pipelines. Das Erdgas aus dem Bohrloch ist nicht rein. Verschiedene Zusatzstoffe, die technische Geräte beschädigen können, Außerdem werden schädliche Gase wie Schwefelwasserstoff und Kohlendioxid freigesetzt. Das Gas wird am Full-Brunnenauslass, Oberflächenabscheidern sowie während der Übertragung und an Kompressorstationen wird es mehrmals gereinigt, bevor es in die Übertragungsleitungen gepumpt wird. Das aus dem Brunnen kommende Gas ist feucht. Auf diese Weise die Zeilen Das Gas muss vorher getrocknet werden, da sich Feuchtigkeit ansammeln, auskristallisieren und zu Verstopfungen führen kann. Die Kühlung erfolgt durch den Einsatz von Absorbentien in Gaskühlanlagen oder durch Reduzierung von Rohrleitungsdurchmesser und Druck. Darüber hinaus wird das geruchlose Erdgas vor dem Pumpen in die Leitung odoriert, um die Erkennbarkeit zu gewährleisten.

Bevor das Gas an der Kompressorstation in die Leitung gepumpt wird, wird es durch luftgekühlte Klimaanlagen wieder gekühlt. Es entsteht Kondensation und das Volumen des Gases wird reduziert, was den Transport erleichtert und die Leitungskapazität erhöht. Nach Reinigung von Zusätzen bis zur Kondensationstemperatur (-161,5 °C) wird das abgekühlte Erdgas zu einer Flüssigkeit namens „Liquefied Natural Gas“ (LNG). Einer der wichtigsten Vorteile dieser Technologie ist, dass das Gasvolumen bei der Verflüssigung um das 600-fache reduziert wird. LNG wird in Verflüssigungsanlagen (Anlagen) hergestellt und dann in speziellen Kryotanks transportiert: Marinetankschiffe oder Kesselwagen. Es bietet eine schnelle Gaslieferung in Gebiete, die weit von den Gashauptleitungen entfernt liegen, die traditionell für den konventionellen Erdgastransport verwendet werden. Flüssigerdgas ist lange lagerfähig, was den Aufbau von Lagerbeständen ermöglicht. Die ersten Versuche, Erdgas zu kommerziellen Zwecken zu verflüssigen, stammen aus dem frühen 20. Jahrhundert. 1917 wurde in den USA das erste LNG produziert, aber die Entwicklung von Pipelinesystemen verzögerte lange die Entwicklung dieser Technologie. Der nächste Versuch, LNG zu produzieren, wurde 1941 unternommen, aber die Produktion erreichte erst Mitte der 1960er Jahre kommerziellen Maßstab. Der Bau des ersten LNG-Kraftwerks in Russland im Rahmen des Projekts Sachalin II begann 2006.
Im Hinblick auf den Wirkungsgrad betragen die Rohrdurchmesser der Erdgasleitung max. Sie gilt als 1.420 Millimeter.

Das Unternehmen mit dem weltweit größten Gastransportsystem; Russische Gazprom. Die Länge der Leitungen des Unternehmens in Russland beträgt 171.200 Kilometer. (Länge, um den Globus viermal zu umrunden.)

Flüssiggas LPG:

LPG, also Liquefied Petroleum Gas, ist ein farbloses, geruchloses, schwerer als Luft und brennbares Gas, das bei der Destillation von Rohöl in Raffinerien oder durch Abtrennung des auf Erdölvorkommen gefundenen und unter Druck verflüssigten Erdgases gewonnen wird. Im Falle eines Lecks wurde es von Raffinerien gezielt beduftet, damit das Gasleck sofort erkannt werden kann. Die Zusammensetzung des in unserem Land verwendeten LPG-Gemischs beträgt im Allgemeinen 70% Butan und 30% Propan. Wenn ein Liter Flüssiggas vergast wird, erreicht es unter normalen Bedingungen ein Gasvolumen von ca. 250 Litern. LPG ist nicht flüchtig wie Erdgas und sinkt zu Boden.

Vorteile von Flüssiggas:

Flüssiggas ist ein Kraftstoff, den Verbraucher sicher verwenden können, sofern die Nutzungsbedingungen eingehalten werden. Flüssiggas ist eine Energieart, die alle Vorteile von Erdgas bietet und keine zentrale Infrastruktur benötigt. Flüssiggas ist im Vergleich zu anderen Energieträgern aufgrund seiner einfachen chemischen Struktur ein umweltfreundlicher Kraftstoff. Flüssiggas ist eine Energieform, die verpackt und transportiert werden kann. LPG ist auch ein effizienter Kraftstoff mit einem hohen Heizwert im Vergleich zu anderen Kraftstoffarten. Flüssiggas kann fast den gesamten Energiebedarf jeder Wohneinheit decken.

Einsatzbereiche von Flüssiggas:

Heizen, Kochen in der Küche und als Brennstoff in Fahrzeugen. Mit der weit verbreiteten Verwendung von Erdgas in unserem Land wird es immer häufiger in Fahrzeugen verwendet, während der Verbrauch in Heizung und Küche zurückgegangen ist. LPG, das in Fahrzeugen verwendet wird und auch Autogas genannt wird, unterscheidet sich geringfügig von Flaschengas, das in der Küche verwendet wird.

Umbau von Rohöl- und Erdgaseinheiten

Öltransport

Pipeline-Transport:

Pipeline-Transport, der im Vergleich zum Land- und Seetransport höhere Investitionskosten verursacht; Es hat Vorteile wie Schnelligkeit, Sicherheit, Umweltfreundlichkeit und Witterungsunabhängigkeit im Vergleich zu anderen Transportarten sowie die Amortisation der Investition in kürzerer Zeit. Aus diesem Grund ist der Transport von Öl und Erdgas von Förderzentren in Verbrauchsgebiete am wirtschaftlichsten über Pipelines.
Pipelines werden grundsätzlich in zwei Teilen als Rohölpipelines und Erdgaspipelines untersucht. Rohölpipelines transportieren Öl aus Gebieten mit reichen Vorkommen zu Häfen oder Märkten. Mit Erdgaspipelines wird Erdgas schnell an die Märkte geliefert.
Ungefähr 65,8% der nachgewiesenen Ölreserven der Welt befinden sich in der Region Ona Ost. Während Saudi-Arabien, eines der Länder der Region, 25,9% dieser Reserven und 39% der regionalen Reserven besitzt, verfügt der Iran über 12,7 Milliarden Tonnen I4 Die Ölreserven der Gemeinschaft Unabhängiger Staaten stellen mit 7,8 Milliarden Tonnen 5,8% der Weltreserven dar.Der Anteil Kasachstans an der Gemeinschaft beträgt 0,7 Milliarden Tonnen und Aserbaidschans 0,2 Milliarden Tonnen des kaspischen Öls ins Mittelmeer ist ein Thema auf der Agenda. Der Weg dorthin führt über die Strecke Baku-Ceyhan. Allerdings ist es nicht möglich, das gesamte kaspische Öl ins Mittelmeer zu transportieren, das 1/6 der Öl der Welt, über diese Leitung. Möglicherweise kann das Mittelmeerhinterland als Transitroute bedient werden. Während des Baus der Pipelines müssen Lehren aus der irakisch-türkischen Ölpipeline gezogen werden. Die Pipeline sollte nicht beeinträchtigt werden durch bilaterale Beziehungen. andere als die Länder der Region Welt in ihr Land erreichen zu stellen ist. direkt Verteilung müssen zur Bearbeitung an das Terminal im Zentrum übergeben werden. Jede andere Arbeit als diese wird das Produkt einer ideologischen Politik sein. In diesem Fall kann es immer gestört werden und Probleme verursachen oder sogar nicht funktionieren. Das größte Hindernis für Ölpipelines ist die Ungewissheit über die Zukunft der Länder der instabilen Region und was sie tun werden.

Vorteile des Pipeline-Transports:
•   Pipelines sind nicht von Wetter- und Verkehrsproblemen betroffen.
•   Es ist die Transportmethode mit den höchsten Fixkosten und den niedrigsten variablen Kosten unter allen Transportarten.
•   Einmal installiert, ist es das günstigste Transportmittel.
Nachteile des Pipeline-Transports:
•   Ein großer Nachteil der Rohrfarm ist ihre unelastische Natur (die dem Überlaufsystem innewohnt. Einmal mit hohem Aufwand gebaut, ist es nicht einfach, sich an die steigende Nachfrage anzupassen. Der Installationsaufwand ist hoch und erfordert Fachkenntnisse Kapazitäten verursachen zusätzliche Kosten.Eine Verringerung des Angebots oder der Nachfrage kann die wirtschaftliche Unabhängigkeit des Systems beeinträchtigen, indem sie zu einem Einkommensrückgang führt.
•   Geografische Verschiebungen in Produktion oder Konsum sind eine weitere Einschränkung; Die zwischen zwei Orten gebaute Pipeline kann sich nicht leicht an Veränderungen anpassen.

• Beim Bau von Rohrverwerfungsstrecken können aufgrund des Verdachts einer Schädigung des natürlichen Lebens Umweltbedenken in den Vordergrund treten.

Autobahntransporte:

Aufgrund seiner Flexibilität steht es im Vergleich zu anderen Transportmitteln an erster Stelle und ist im internationalen Verkehr von großer Bedeutung. Es ist jedoch die Verkehrsart, bei der der Wettbewerb am intensivsten ist.
Im Straßenverkehr, LKW, Tankwagen, LKW usw. Kraftfahrzeuge verwendet werden.
Bei der Betrachtung der Entwicklung des Straßenverkehrs wird II. Es zeigt sich, dass es sich nach dem Zweiten Weltkrieg schnell entwickelt hat und die nützlichste Transportart und eine der am häufigsten verwendeten Transportmethoden der Welt ist.
Wenn man bedenkt, dass jeder Landtanker 8-15 Tonnen Öl transportieren kann, werden 2-3 Millionen Barrel Rohöl pro Tag im Kaukasus und am Kaspischen Meer gefördert. Der Transport von Öl auf der Straße vom Fördergebiet zu den Hafenkomplexen, wo es auf Schiffe verladen wird, ist für Machbarkeitsberechnungen nicht geeignet. Die Gründe wie Betriebskosten, Abschreibung, enormer Fahrzeugverkehr und Kraftstoffverbrauch von Landtankern haben diese Transportart wirtschaftlich alles andere als vertretbar gemacht. Schiffe am anderen Ende des Transportterminals, die jeweils 100 bis 300.000 Tonnen Öl transportieren können, müssen auf 10.000 bis 30.000 Landtanker mit einer Tragfähigkeit von jeweils 10 Tonnen warten, um sie zu beladen und zu befüllen. Diese Situation erfordert, dass der Hafen über einen langen Zeitraum Steuern, Versicherungen und andere Frachttransaktionen koppelt, wodurch die Transportkosten alles andere als wirtschaftlich sind.
Der Straßentransport ist in Bezug auf den Zugriff auf fast jeden Endpunkt von Vorteil. Der Transportweg muss jedoch kurz sein. Mit zunehmender Entfernung verschwindet die Wirtschaft. Aus diesem Grund ist der Landverkehr für den Massenverkehr nicht so geeignet wie andere alternative Transportsysteme.

Vorteile des Straßenverkehrs:
•   Die Tatsache, dass der Straßenverkehr auf allen Arten von Straßen durchgeführt wird, macht ihn hinsichtlich des Marktgebiets und der Anzahl der abgedeckten Gebiete überlegen.
•   Der Straßenverkehr bietet Zugang zu jedem Land oder Ort mit Straßenanschluss.
•   Es erfordert keine teure Infrastruktur.
•   Es ist das bequemste Transportmittel für den Transport von Tür zu Tür.
•   Der Terminalbedarf ist meist gering und die Investitionskosten an Terminalpunkten sind niedriger als bei anderen.
•   Durch den schnellen Service sind keine Schwierigkeiten beim Be- und Entladen erforderlich, solche Vorgänge können auch nachts problemlos durchgeführt werden.

Nachteile des Straßenverkehrs:
•   Im Straßenverkehr ist es nicht möglich, Orte ohne Straßenanschluss zu erreichen.
•   Schlechte Wetterbedingungen beeinträchtigen den Straßenverkehr.
•   Ebenso wird der Straßenverkehr durch Verkehrsprobleme beeinträchtigt.
•   Hinsichtlich der Nutzlast gibt es Gewichts- und Größenbeschränkungen.
•   Da der Energieverbrauch sehr hoch ist, sind die Kosten hoch.

Seeverkehr:

Heute werden etwa 55 % des weltweiten Öltransports von Tankern durchgeführt, die größtenteils im Besitz großer Ölgesellschaften sind, und der Öltransport macht mehr als 50 % des Tankerverkehrs auf den Weltmeeren aus. Als natürliche Folge dieser Entwicklung hat die Ölverschmutzung in den Meeren parallel zur steigenden Ölnachfrage und -produktion rapide zugenommen; In der heutigen Welt hat es eine sehr entscheidende Bedeutung erlangt, insbesondere wenn das Transportsystem des kaspischen Öls an die Weltmärkte geliefert wird.
Die Tatsache, dass das Kaspische Meer von Land umgeben ist, verhindert den direkten Zugang zum Meer der Ölfelder von Aserbaidschan und Kasachstan im Kaspischen Becken, wo die Menge an Öl, die gefördert werden kann, ziemlich hoch ist. Insofern wird der Transport des zu fördernden Rohöls zu ausländischen Märkten notwendigerweise von Ölpipelines bis zur Küste und von Tankern für den weiteren Transport abhängig sein.
Entscheidend ist hierbei, wie viel Öl über Pipelines von welchen Routen an die Küste transportiert und dann der Seetransport gestartet wird. Wenn man das Schwarze Meer erreichen will, indem man die Pipelines kurz hält, gibt es eine lange Seepassage; und gefährden damit die relevanten Umweltgebiete der Türkei, vor allem das Schwarze Meer und dann die Türkische Meerenge. Die Intensität dieses Seeverkehrs stellt Umweltrisiken in der Meerenge dar. Außerdem wird der Seeverkehr für den Transport von Produkten mit geringem Wert bevorzugt, bei denen der Geschwindigkeitsfaktor nicht sehr wichtig ist.

Vorteile der Seefracht:
•   Der Seetransport nimmt einen großen Platz im internationalen und sogar interkontinentalen Verkehr ein, da er eine effektive und kostengünstige Transportmethode ist.
•   Der Seetransport ist die wirtschaftlichste Transportmethode; Der Grund dafür sind niedrige Transportkosten aus Gründen wie der Transportfähigkeit großer Frachtmengen und dem geringen Energieverbrauch.
•   Der Seetransport ist siebenmal billiger als der Straßentransport und zweieinhalb Mal billiger als der Schienenverkehr; Beim Kraftstoffverbrauch ist sie viermal billiger als die Straße und zweimal billiger als die Bahn.
•   In wirtschaftlicher Hinsicht nimmt der Seeverkehr angesichts des Wettbewerbs auf den Weltmärkten eine sehr wichtige Stellung ein.
•   Die meisten Sein wesentlicher Vorteil besteht darin, dass er sehr große Produktmengen transportieren kann. zu stellen ist.
•   Seine Zuverlässigkeit ist hoch.
Nachteile der Seefracht:
•   Teure Einrichtungen wie Häfen und Anlegestellen werden benötigt, der Aufbau des Verkehrsnetzes bezieht sich auf Küste und Häfen.
•   Es ist eine langsame Transportmethode.

Bahnfracht:

Die Betriebskosten sind niedriger als beim Straßentransport. Durch seine Eignung für den Bahnverkehr, den sehr geringen Energieverbrauch und die hohe Geschwindigkeit ist der Bahnverkehr insbesondere im Fernverkehr eine wirtschaftliche Transportmöglichkeit. Aber auch Investitionen wie die Verbesserung des bestehenden Eisenbahnnetzes oder der Bau einer neuen Bahn, die Verbesserung bestehender Zisternenwaggons oder die Anschaffung neuer sind Faktoren, die den wirtschaftlichen Betrieb der Ölreserven negativ beeinflussen. Darüber hinaus gilt der Bahnexport als riskantes Transportmittel, das aufgrund politischer und sozialer Instabilität unterbrochen werden kann.

Schienenverkehr; Befüllung Beladung und Sicherheitsmaßnahmen sind die gleichen wie beim Straßentransport.
Vorteile der Bahnfracht:
•   Autobahn Transport Im Vergleich zu, notwendig Belastung, Bahnen verbrauchen sowohl im Personenverkehr weniger Energie.
•   In Bezug auf die Lärmbelästigung ist es weniger laut als Straßen und Fluggesellschaften.
•   Seine Auswirkungen auf die Luft-, Wasser- und Bodenverschmutzung sind geringer als die von Land und Fluggesellschaften.
•   Es benötigt weniger Land als Autobahnen.
•   Im Vergleich zu Autobahnen ist sie weniger von widrigen Wetterbedingungen wie Nebel, Frost und Regen betroffen; Dies ist ein wichtiger Faktor in Bezug auf Sicherheit, Komfort und Bequemlichkeit.
•   Die Kosten für den Eisenbahnbau sind billiger als die Kosten für den Autobahnbau.
•   Da die Fixkosten einen hohen Anteil an den Gesamtkosten haben, ist sie im Schienenverkehr die bequemste und wirtschaftlichste Transportart, insbesondere im Massenverkehr.
Nachteile des Schienengüterverkehrs:
• Das Marktgebiet, das er abdeckt, ist im Vergleich zum Straßenverkehr begrenzter.
•   Erster im Schienenverkehr Investition Kosten Da sie hoch ist, wird sie in der Regel vom Staat errichtet und betrieben.

Luftverkehrstransport:

Es ist ein Transport, der im Ölsektor nicht bevorzugt wird.

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Rohölpipelines

Türkei Rohölpipelines

Irak-Ceyhan-Ölpipeline:

Das Irak-Türkei-Rohöl-Pipeline-System transportiert das aus Kirkuk und anderen Förderfeldern des Irak gewonnene Rohöl zum Marineterminal Ceyhan (Yumurtalık).
liefert. Die Pipeline mit einer jährlichen Transportkapazität von 35 Millionen Tonnen wurde 1976 errichtet.
in Dienst gestellt und die erste Tankerbeladung erfolgte am 25. Mai 1977.
Mit dem 1. Erweiterungsprojekt, das 1983 begann und 1984 abgeschlossen wurde, wurde die Kapazität der Linie auf 46,5 Millionen Tonnen/Jahr erhöht. II, die parallel zur I. Pipeline verläuft und 1987 in Betrieb genommen wurde. Mit der Pipeline hat die jährliche Transportkapazität 70,9 Millionen Tonnen (500 Millionen Barrel) erreicht.
BOTAŞ besitzt den auf türkischem Territorium verbleibenden Teil der Strecke, und dieser
Es übernimmt auch den Betrieb, die Kontrolle, die Wartung und die Reparatur des Teils.

Batman-Dortyol-Ölpipeline:

Um das aus Batman und Umgebung gewonnene Rohöl an die Verbrauchsstellen zu liefern
Das Eigentum an der Linie, die am 4. Januar 1967 von der Turkish Petroleum Corporation in Betrieb genommen wurde, ging am 10. Februar 1984 auf BOTAŞ über. Es ist die erste kommerzielle Pipeline der Türkei.
Er erreicht die Iskenderun Bay von Batman und endet in Dörtyol. Die Länge der Pipeline mit einer Jahreskapazität von 3,5 Millionen Tonnen beträgt 511 km. Das in Batman, Diyarbakir und Saril produzierte Rohöl wird mit in die Pipeline integrierten Versorgungsleitungen auch nach Dörtyol transportiert. Es gibt 14 Lagertanks in Batman und Dörtyol Terminal sowie 4 Tanks in Sarıl und 4 Tanks in Diyarbakır.

Ceyhan-Kırıkkale-Ölpipeline:

Pipeline zur Deckung des Rohölbedarfs der Raffinerie Kırıkkale, Türkei
Petroleri Anonim Ortaklığı wurde im Oktober 1983 zu BOTAŞ versetzt.
Es wurde im September 1986 in Betrieb genommen. 24 Zoll Durchmesser 448 km. Die Linie mit einer Kapazität von 5 Millionen Tonnen/Jahr kann auf 10 Millionen Tonnen/Jahr erweitert werden. seine Route; Adana, Niğde, Aksaray, Ankara, Kırıkkale. Das Rohrleitungssystem von Ceyhan Marine Terminal bis zur Kırıkkale Raffinerie 2 Pumpstationen, 1 Molchstation, 1 DT (Kırıkkale) Station, 3 50.000 m3 Lagertanks, 5 10 m3 Slops Tank, 1 Entlastungstank mit 1.500 m3 und das Terminal befindet sich am Raffineriestandort.

Şelmo - Batman-Rohölpipeline:
Das Rohr, das das im elmo-Feld geförderte Rohöl zum Batman Terminal . transportiert
Die Strecke hat eine Länge von 42 km und eine Jahreskapazität von 800.000 Tonnen. Es wurde 2007 geschlossen. Der Grund für die Schließung ist; Rohre verrotten, Korrosion und Öldiebstahl ist zu viel. Aufgrund der hohen Kosten wurden seine Aktivitäten auf Ersuchen von TPAO eingestellt.

Baku - Tiflis - Ceyhan-Ölpipeline:

Es handelt sich um ein Projekt zum Transport des in der Kaspischen Region zu fördernden Rohöls zu den Weltmärkten. Es hat eine Gesamtlänge von 1.774 km, wovon 1.074 km innerhalb der Grenzen der Türkei liegen.
Mit einer Kapazität von 50 Millionen Tonnen/Jahr ist sie die größte internationale Erdölpipeline der Türkei. Diese Linie, die am Terminal Sangachal am Ufer des Kaspischen Meeres beginnt, führt durch Georgien und erreicht die Türkei. Er erreicht Ardahan, Kars, Gümüşhane, Erzincan, Erzurum, Sivas, Kayseri, Kahramanmaraş, Osmaniye und Adana.

Aktionäre der BTC-Pipeline:
• BP (Großbritannien): 30,1 %
• Staatliche Ölgesellschaft von Aserbaidschan (SOCAR) (Aserbaidschan): 25%
• Chevron (USA): 8,9 %
• StatoilHydro (Norwegen): 8,71 %
• Turkish Petroleum Corporation (TPAO) (Türkei): 6,53%
• Eni/Agip (Italien): 5%
• Gesamt (Frankreich): 5%
• Itochu (Japan): 3,4%
• Inpex (Japan): 2,5 %
• ConocoPhillips (USA): 2,5 %
• Hess Corporation (USA) 2,36 %

Die strategischsten Stellen in Pipelines sind Pumpstationen. Schäden an der Pipeline selbst sind schwieriger und eventuelle Schäden können schnell behoben werden. Durch den Ausfall einer der Pumpstationen kann die Pipeline jedoch lange nicht genutzt werden. Daher stehen die Pumpstationen unter strengem Schutz.

Türkei Erdgaspipelines

Turkish Stream-Erdgaspipeline:

TurkStream hat die Leitung im Jahr 2020 eröffnet und verbindet die größten Gasreserven Russlands direkt mit dem türkischen Gastransportnetz und schafft so eine zuverlässige Energiequelle für die Türkei, Süd- und Südosteuropa. Die 935 km lange Leitung unter dem Schwarzen Meer zwischen der Kompressorstation Russkaya in Anapa, Russland und dem Empfangsterminal Kiyikoy im Visabezirk Kırklareli besteht aus zwei Rohren mit 81 cm Durchmesser. Der tiefste Punkt, an dem er unter das Meer verläuft, liegt in einer Tiefe von 2200 Metern. Die Länge jedes Rohrstücks beträgt 12 Meter in der durch das Zusammenfügen entstandenen Linie. Während eine der TurkStream-Leitungsrohre Gas in den türkischen Markt transportiert, führt die andere über Lüleburgaz nach Bulgarien und darüber hinaus in den Südosten Europas. Beide Rohre führen 15,75 Mrd. mt³/Jahr Gas. Mit anderen Worten, die Tragfähigkeit der Leitung beträgt 31,5 Mrd. mt³/Jahr.

Transanatolische Erdgaspipeline (TANAP):

Es ist die Pipeline, durch die 16 Mrd. m³/Jahr Erdgas aus dem aserbaidschanischen Erdgasfeld Shah Deniz transportiert werden. 37,5% des transportierten Gases werden auf den türkischen Markt und 62,5% auf den europäischen Markt verteilt. Das östliche Ende der Strecke, die 2018 in Betrieb genommen wurde; Sie ist mit der Südkaukasus-Pipeline (SCP) bei Ardahan Posof und mit der Transadriatischen Pipeline (TAP) bei Edirne İpsala an ihrem westlichen Ende verbunden. Der TANAP zwischen diesen beiden Terminals ist 1850 km lang. Mit dieser Länge und einem Durchmesser von 56 Zoll trägt sie den Titel der längsten Erdgaspipeline mit dem größten Durchmesser in der Türkei, im Nahen Osten und in Europa. Die TANAP-Leitung verläuft komplett parallel zum SGC (Southern Gas Corridor).

Türkei-Russland Blue Stream Erdgaspipeline:

Mit dieser Linie, deren Bau 1997 zwischen BOTAŞ und Gazexport vereinbart wurde, sollten 16 Mrd. m³/Jahr Erdgas in den türkischen Markt eingeführt werden. Die Pipeline wurde von Blue Stream Pipeline BV gebaut, die durch die Partnerschaft der russischen Gazprom mit Sitz in den Niederlanden und der italienischen ENI gegründet wurde. Die gesamte Linie wurde 2005 in Betrieb genommen. Die Strecke zwischen Russland Izobilnoye und der Türkei Ankara besteht aus drei Etappen.
Die Finanzierung und der Bau des Teils der genannten Erdgaspipeline auf dem Territorium der Russischen Föderation und der Schwarzmeerpassage wurden von der Gesellschaft GAZPROM durchgeführt, während die Finanzierung und der Bau des türkischen Abschnitts von BOTAŞ übernommen wurden. Im Rahmen des Projektes wurde der Bau der Druckreduzier- und Messstation in Samsun - Durusu am 15. Oktober 2002 abgeschlossen. Der Teil des Blue Stream Projects in der Türkei beginnt in Samsun und erreicht Ankara über Amasya, Çorum und Kırıkkale und ist an die Main Line angeschlossen. Die Linie wurde am 20. Februar 2003 in Betrieb genommen, die offizielle Eröffnungsfeier fand am 17. November 2005 statt.

Westliche Erdgaspipeline Türkei-Russland:

Als Ergebnis der Forschung zu alternativen Energiequellen wurde das Projekt 1984 genehmigt. Im Rahmen der Vereinbarung; Seit 1987 wird mit dem Bezug von Erdgas in sukzessive steigenden Mengen begonnen, 1993 wurde die Höchstmenge von 6 Mrd. m³/Jahr erreicht. Die Strecke, die von Malkoçlar an der bulgarischen Grenze in unser Land eintritt und Ankara erreicht, indem sie der Route Hamitabat, Ambarlı, Istanbul, Izmit, Bursa, Eskişehir folgt, ist 845 km lang. Dabei wurde die Kapazität der an der bulgarischen Grenze gelegenen Messstation Malkoçlar von 8 Mrd. m³/Jahr auf 14 Mrd. m³/Jahr erhöht.

Ost-Türkei-Iran-Erdgaspipeline:

Der Grundstein für die Leitung, die jährlich 10 Mrd. m³ iranisches Erdgas in den türkischen Markt einführt, wurde 1996 gelegt, der Gasbezug begann 2001. Die Rohrdurchmesser der in diesem Rahmen gebauten rund 1491 km langen Leitung variieren zwischen 16 und 48 Zoll. Die Ostanatolien-Erdgashauptleitung erstreckt sich von der Messstation Iran Bazargan nach Doğubayaz,t, Türkei, und von dort über Erzurum, Sivas und Kayseri nach Ankara, und ein Zweig erreicht Seydişehir über Kayseri, Konya.

Baku-Tiflis-Erzurum (BTE) Erdgaspipeline:

Die Leitung, die 6,6 Mrd. mt³ Gas aus dem Südkaspischen Meer Aserbaidschans in den türkischen Markt befördern wird, wurde 2007 in Betrieb genommen.

Ölressourcen und Klassifizierung

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