Виталий Ходаковский

Попутный нефтяной газ - технологии переработки

1 320 сообщений в этой теме

Требуется дельный совет о возможности использования росийских или зарубежных технологий (если таковые существуют) по переработке попутно добываемого нефтяного газа методом сжижения, или по его переработке на месте получения, существуют ли в настоящий момент апробированные технологии, кто автор и контактные реквизиты. Заранее благодарен!



Попутный газ, после предварительной очистки и осушки, можно использовать для получения пропана, бутана или ПБФ. Можно испольовать в качестве топлива для получения электроэенргии, как это делает Сургутнефтегаз и тем самым обеспечивает свои промыслы электроэнергией, не зависят от Чубайса smile.gif (у них существует свое управление внутреннего сбора нефтяного газа)

Требуется дельный совет о возможности использования росийских или зарубежных технологий (если таковые существуют) по переработке попутно добываемого нефтяного газа методом сжижения, или по его переработке на месте получения, существуют ли в настоящий момент апробированные технологии, кто автор и контактные реквизиты. Заранее благодарен.

Как раз сейчас я [частично] именно этими вопросами и занимаюсь (в Узбекистане, Казахстане, Туркменистане) - вопросами утилизации попутных газов с доведением конечного продукта до требуемых парметров: просто очистка от H2S или осушка или сжижение.
У компании, в которой я работаю уже несколько лет, в основном опыт по Юго-Восточной Азии, так как компания Индонезийская, но за последние несколько лет было завершено несколько проектов в странах СНГ (и еще сейчас идет несколько конкретных проектов).
Если есть конкретная работа - можете отправить запрос (только ответы будут без ссылок на российские технологии, скорее всего) - а технологии-то существуют - апробированные, внедренные.
С уважением,
Иван Удачин
P.S. - посмотрите сайт www.istakala.com

Попутный газ, после предварительной очистки и осушки, можно использовать для получения пропана, бутана или ПБФ. Можно испольовать в качестве топлива для получения электроэенргии, как это делает Сургутнефтегаз и тем самым обеспечивает свои промыслы электроэнергией, не зависят от Чубайса smile.gif (у них существует свое управление внутреннего сбора нефтяного газа)

Здравствуйте! Скорее всего, Вы меня не поняли, меня больше интересует не направления по утилизации нефтяного газа, а методика или конкретные предложения в этом направлении. Ну, естественно опыты или программы внедрения технологий по утилизации нефтяного газа. Возможна ссылка на действующие объекты или конкретных авторов. Спасибо.

Как раз сейчас я [частично] именно этими вопросами и занимаюсь (в Узбекистане, Казахстане, Туркменистане) - вопросами утилизации попутных газов с доведением конечного продукта до требуемых парметров: просто очистка от H2S или осушка или сжижение.
У компании, в которой я работаю уже несколько лет, в основном опыт по Юго-Восточной Азии, так как компания Индонезийская, но за последние несколько лет было завершено несколько проектов в странах СНГ (и еще сейчас идет несколько конкретных проектов).
Если есть конкретная работа - можете отправить запрос (только ответы будут без ссылок на российские технологии, скорее всего) - а технологии-то существуют - апробированные, внедренные.

С уважением,
Иван Удачин

P.S. - посмотрите сайт www.istakala.com

Здравствуйте! По Вашей рекомендации я ознакомился с сайтом, простите меня, но это совсем не то, что меня интересует. Да, может быть эта компания хорошая, но в данный момент это не актуально, поскольку прелагаемая компания не располагает технологиями по утилизации газа методом его сжижения непосредственно на месте получения, а если да, то это в общем понятии нефтегазопереработка с выходом готового продукта. Мне это не требуется. Задача состоит из решения проблемы по сжижению всех фракций газа и дальнейшей его транспортировки на газопереработку не применяя трубопроводную систему. Спасибо.

Тогда надо на промысле собрать установку компримирования и сепарации, в результате будет тебе и осушка и сжижение, и можно будет его транспортировать, например ж/д транспортом. Но очистку от сернистых соединений думаю предварительно надо сделать.
А так конкретных проектов и примеров назвать не могу, не сталкивался...

micklerus, скажите, зачем вам нужно обязательно сжижать газ - это очень затратно и потребителей около нягани нет, а везти сжиженный газ в другой регион нецелесообразно.
Сегодня многие компании предлагают свои услуги по утилизации ПНГ, но при этом много шарлатанов - популярная тема


Доброе время суток. "Ларчик просто открывается". Во-первых, есть лицензионное соглашение, где ответственность пользователя недр оговорена в плане утилизации газа не менее 95%. Во-вторых, что Росприроднадзор, что Ростехнадзор грозит с 2008г. применить карательные меры к нерадивым разработчикам недр, и планируют увеличить сумму штрафа за свернормативные выбросы от 3500руб. до 4000руб за тонну сжигаемого газа, а это уже солидные деньги. Поэтому экономика проста, на попутном газе не заработаешь, но сэкономить средства можно. Ответ на Ваш вопрос. Сжижение газа необходимо лишь с той целью, чтобы не строить трубу до ГПЗ, а перевозить газ до места переработки в сжиженом состоянии. Строительство газопровода тоже не дешевое занятие на наш объём газа.
Вы можете что-то предложить? Спасибо.

Если речь идет о попутном нефтяном газе, значит здесь же идет подготовка нефти. Вариант подготовки нефти по "закрытой" схеме не рассматривали? В данном случае речь идет об откачке деэтанизированной нефти, т.е. газонасыщенной. К сожалению, не знаю Ваш промысел - конечное звено и Вы откачиваете в товарный нефтепровод или на ЦПС и т.д. Если Вы - промежуточное звено, Вам выгодно реконструировать существующие мощности, т.е. КСУ выполнить герметичными аппаратами, а всю продукцию после направлять на прием насосов (насосное оборудование выбирается исходя из Ваших конкретных условий, как минимум насосы типа ГДМ (а-ля Беларусь), как максимум - многофазники).
Если же Вам позарез необходима пилотная установка по сжижению газа - обратитесь в любой проекный институт. Если не ошибаюсь наработки присутствуют в ТюменНИИгипрогазе.

Добрый день! Вы правы, здесь же идёт подготовка нефти до товарной кондиции с дальнейшей транспортировкой до узла учёта, вопрос эксплуатации КСУ по закрытой схеме в своё время рассматривали только лишь с той целью - использовать нефтяной газ как рабочий агент для водогазовоздействия, но это значительные материальные затраты. Нет ли что подешевле? ТюменНИИгипрогаз общаться на эту тему не хочет. Спасибо.

Все что вы говорите про лицензионное соглашение, про штрафы и др. карательные меры, как мне известно, все верно. Но по поводу сжижения на небольшие объемы, тем более в вашем регионе (Нягань???)..... не думаю, что вам это будет выгоднее штрафов, потому, что проекты со сжижением газа реализуются только в мега масштабах, про небольшие проекты только разговоры ходят. Если очень интересна экономика, можете посмотреть фирму Экип, но если вы будете делать расчеты для своего региона, получится, скорее всего, то о чем я говорил выше. И все же, скорее всего, есть решение вашей проблемы, только вопрос в том, на сколько серьезно ваша компания озадачилась этой проблемой. На мой взгляд есть два варианта: либо дальше искать "поделки" (умельцев), либо рассмотреть вариант аутсорсинга и пригласить несколько компаний на тендер, я знаю в хмао одну компанию, их в сети нет, могу связать с руководством.

Удачи!

Здравствуйте! Спасибо за ответ и за предложение. Действительно, пока сложно оценивать где меньше потеряешь и больше выиграешь, но готовиться к этому необходимо. Конечно, я полностью с Вами согласен, что на небольшой объём переработки сложно найти соответствующие технологии. Я думаю этот вопрос будет актуален в 2008г. не только для нашей компании и для нашего региона, но и в целом для небольших компаний занятых на добыче нефти. Компания "Экип" мне не известна и если Вы поделитесь её творчеством, то я бы был признателен Вам. Спасибо.

Для начала можно зайти на сайт www.comengas.ru Там можно узнать про установки по переработке ПНГ на основе использования технологий НТС с получением СПБТ (ШФЛУ), БГС и сухого газа или СПГ в зависимости от компонентного состава исходного газа.


Здравствуйте уважаемый Makic! Действительно, такой сайт существует и даже имеется опросный лист, но к моему сожалению, я так думаю, всё это - скорее всего "хотелки" компании, попробуйте меня переубедить, по крайней мере мы туда обратились, ответа пока нет. Ждёмс. Спасибо.

Для начала можно зайти на сайт www.comengas.ru Там можно узнать про установки по переработке ПНГ на основе использования технологий НТС с получением СПБТ (ШФЛУ), БГС и сухого газа или СПГ в зависимости от компонентного состава исходного газа.

Ну установка НТС я думаю обойдется в копеечку и не малую glare.gif. Недавно считал в программной среде GIBBS проект установки по переработке газа, состоящей из блока компримирования, блока Низкотемпературной конденсации (НТК) и блока фракционирования ШФЛУ.... В итоге полученные продукты: Сухой газ, ДБК, Пропан, Бутан, соответствуют ГОСТам РФ; а пропан к тому же, соответствует ГОСТу РФ, поставляемому на экспорт smile.gif. Опять же, это все на компьютере так идеально.....))))

Ну установка НТС я думаю обойдется в копеечку и не малую glare.gif. Недавно считал в программной среде GIBBS проект установки по переработке газа, состоящей из блока компримирования, блока Низкотемпературной конденсации (НТК) и блока фракционирования ШФЛУ.... В итоге полученные продукты: Сухой газ, ДБК, Пропан, Бутан, соответствуют ГОСТам РФ; а пропан к тому же, соответствует ГОСТу РФ, поставляемому на экспорт smile.gif. Опять же, это все на компьютере так идеально.....))))


Здравствуйте Knocturnal! Я думаю специалистам, обсуждающим эту тему будет интересно узнать во что это "выливается", поскольку претендентов указывающие на стоимость разрешения вопроса пока нет. Скорее всего и нет предпроектных разработок. Жду стоимость на форуме или в личное сообщение.



Спасибо за ссылочку, попробую найти точки соприкосновения. Отвечу обязательно что из этого получилось.

Есть вариант с переработкой газа на месте в метанол или синтетическую нефть и/или далее - в моторные топлива, спирты и др. Технология широко известная и опробированная. Не знаю, пройденный это для вас этап или нет..

Можешь дать инфу об этой технологии? Очень интересно!

Уважаемый micklerus.
я не совсем понял - Вас интересует только переработка/сжижение или утилизация?
Если и утилизация, то рассматривали ли Вы вариант водогазового воздействия на пласт?

Уважаемый micklerus.
я не совсем понял - Вас интересует только переработка/сжижение или утилизация?
Если и утилизация, то рассматривали ли Вы вариант водогазового воздействия на пласт?


Здравствуйте уважаемый Kobold! Утилизация нефтяного газа методом его переработки - это не самоцель, тем паче нефтедобытчикам заниматься газопереработкой несвойственно, как Вы понимаете, что это совсем другая стезя. Основная цель - это выполнить условия лицензионного соглашения в плане утилизации попутно добываемого газа и минимизировать штрафные санкции за сверхлимитные выбросы. Естественно, компания не альтруист, экономика должна быть положительная или близкая к этому. Как один из вариантов использование газа как рабочего агента с целью ПНП в системе ППД детально рассмотрен не был, но как один из способов решения данной проблемы заслуживает внимания. Если есть возможность, можете поделиться соображениями, за это я Вам буду признателен. Спасибо.

А что покупать никто не хочет газ? Помница когда был на практике в РН-Юганскнефтегаз, приезжала японская делегация, дак они че угодно готовы были отдать за ПНГ, бедные как они на факел с тоской смотрели.... glare.gif))))

Вот наши законодатели как всегда! Борятся за экологию, да вот только не тем местом думают! Взяли и установили штрафы за превышение лимита сжигания! А компании не могут ведь в разы решить эту проблему! За пару месяцев установки по утилизации не построишь! Надо планомерно все делать и должна быть поддержка со сторона государства, а не так как сейчас! Неправильно все это...

Это логично (насчет уровня утилизации и штрафов). Сейчас многие компании пробуют заниматься водогазовым воздействием, например ЛУКойл, РИТЭК, Роснефть, Татнефть. Основная проблема ДЕШЕВОЕ и РАБОТАЮЩЕЕ оборудование. За рубежом согласны на положительную экономику за достаточно большой срок, у нас хотят за короткий. Пока некоторые компании прокалываются на компрессорах - цена реализации на 1-2 скважины 600 млн руб - реальный проект - такой проект реализовался скорее с целью рекламы компании - которая борется со сжиганием ПНГ. И на бустерах - они плохо работают при высоких давлениях, производительность очень небольшая, повышается только параллельно с размерами участка с оборудованием, может занимать десятки метров. ЛУКойл-Пермь сейчас занимается насосно-эжекторным решением проблемы, его цена 10-20 млн руб/несколько скважин, т.е. экономика считается очень хорошо. В данном случае нет разницы, какое давление газа мы имеем - можно дожимать газ от давления в НГС до пластового, что не дается другими.

Это логично (насчет уровня утилизации и штрафов). Сейчас многие компании пробуют заниматься водогазовым воздействием, например ЛУКойл, РИТЭК, Роснефть, Татнефть. Основная проблема ДЕШЕВОЕ и РАБОТАЮЩЕЕ оборудование. За рубежом согласны на положительную экономику за достаточно большой срок, у нас хотят за короткий. Пока некоторые компании прокалываются на компрессорах - цена реализации на 1-2 скважины 600 млн руб - реальный проект - такой проект реализовался скорее с целью рекламы компании - которая борется со сжиганием ПНГ. И на бустерах - они плохо работают при высоких давлениях, производительность очень небольшая, повышается только параллельно с размерами участка с оборудованием, может занимать десятки метров. ЛУКойл-Пермь сейчас занимается насосно-эжекторным решением проблемы, его цена 10-20 млн руб/несколько скважин, т.е. экономика считается очень хорошо. В данном случае нет разницы, какое давление газа мы имеем - можно дожимать газ от давления в НГС до пластового, что не дается другими.


Уважаемый Kobold! Согласен с Вами полностью. Использование бустеров - неоправдано дорого, и я, предполагаю, что данной композиции насосов с бустерами у производителей пока нет, а если и есть, то это все не серийно. Использование КС возможно для больших объёмов закачки и эффект ожидаем только в виде доп. добычи.
Этот способ не годится в качестве "утилизатора" ПНГ. А вот использование эффекта эжекции - это интересно, учитывая то, что эта система достаточно детально изучена. Поделитесь ссылкой или контактом. Спасибо.

Относительно компрессорной сианции - использование бустеров не совсем "неоправдано дорого", тут основная проблема в несерийности оборудования, плохой его работе при высоких давлениях, низкой производительности, худшей приемистости - так как смесь имеет очень крупные пузыри. А при плохой приемистости - присутствует некоторое падение пластового давления. Серийно производятся все элементы насосно-эжекторных систем, как насосы (ЭЦН) так и эжекторы, это относительно недорогое оборудование, с ним работать не сложно. За границей все проще - ставят 2 линии - компрессорную для газа и насосную для воды, цена решения для них не так принципиальна, сроки реализации терпят. Я занимаюсь этой технологией около 5 лет, работаю в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, сейчас работаем с Роснефтью и ЛУКойлом, есть желание заниматься у Татнефти. Сбросьте мне в личку свои координаты - я Вам сброшу материалы и свои контакты.

Здравствуйте! По Вашей рекомендации я ознакомился с сайтом, простите меня, но это совсем не то, что меня интересует. Да, может быть эта компания хорошая, но в данный момент это не актуально, поскольку прелагаемая компания не располагает технологиями по утилизации газа методом его сжижения непосредственно на месте получения, а если да, то это в общем понятии нефтегазопереработка с выходом готового продукта. Мне это не требуется. Задача состоит из решения проблемы по сжижению всех фракций газа и дальнейшей его транспортировки на газопереработку не применяя трубопроводную систему. Спасибо.


Очень сожалею ... что ж, еще один камень в огород IT-шников. Дизайн сайта неудачный, согласен - информация плохо представлена - но это следствие национального менталитета.
Касательно поготовки на месте - это именно то, чем мы сейчас в Узбекистане занимаемся (утилизация на площадке факельных газов в рамках карбоновой программы)
С уважением,
Иван

Прочитал и хочу сказать как газовик-переработчик.

Вообще-то технология переработки с получением СУГ, этана или СПГ достаточно хорошо отработана.
Типовые схемы включают подготовку газа, сероочистку, осушку глубокау на цеолитах, удаление ртути,
блок низкотемпературной конденсации и ректификации на уровня от минус 80 до минус 160 С для выделения фракций и сжижжения, компрессию осушенного и сырьевого газов, утилизацию сероводорода (Клаус процесс, мокрый катализ и т.д.) и т.д. Не все стадии могут присутствовать, т.е. все зависит от конкретных условий.
Почему никто не обратился к серьезным фирмам в этой сфере не понятно:
СССР: ЮжНИИгипрогаз, НИПИгазпереработка, ЛенНИИхиммаш...
Импорт: Linde, Technip, Fluor...

Удовольствие это очень дорогое, и о положительной рентабельности для малых объемов переработки речи не может быть даже теоретически (во всяком случае на опробованных промышленных процессах). Поэтому сказки о 3х годах окупаемости за счет произведенной продукции в виде СУГ и СПГ ... это сказки. Окупаемость может быть только за счет основной деятельности - добычи нефти. Кроме того, универсального решения в этой сфере не существует - где-то выгоднее снять С3+ и толкнуть газ в соседнюю трубу, где-то провести ресайклинг газа, где-то получить жидкие из газа МТБЭ, метанол (на данном этапе трудно даже представить условия разработки).

По нашим данным попытки отработать типовые установки в той или иной степени предпринимались Гелиймаш, СМНПО им.Фрунзе и т.д. с привлечением отчественных специалистов (см. выше), но без привязки к более-менее конкретным условиям это мало эффективно по целому ряду: климат, содержание С3, давление и т.д.

Очевидно, если некая крупная группа нефтяных компаний закажет подобный проект и формирование типовых решений (представит все необходимые данные по которым будут подобраны типо-ряды), то какое то приемлемое решение и созреет, но пока .... тишина и только изредка : "нам надо утилировать 100...150 млн.м3 газа в год. Да, единичное. Да, нужно обосновать эффективность. Как не рентабельно??? А Газпром, такие деньги получает и т.д.??? "

Вообще крупные компании, которые к нам обращались редко говорили об объемах менее 1,5 млрд.м3 в год, где еще можно думать, а мелкие и отдаленные см. выше!!!

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Наилучшим опытом и технологиями в этой сфере среди иностранцев обладают немецкая Lurgi, американская UOP, и бывшая Norsk Hydro - у каждого своя метода и конечный продукт, больше всего закрыта для "общественности" технология Hydro.

Есть - технология прямого окисления метана в метанол - выходы "маленькие" (расход 5000 м.куб. на тонну продукции а то и выше) но для собственных нужд подходит, если в дальнейшем остаток будет утилизирован на энергоустановке, вот СОх только проблема.....

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Здравствуйте уважаемый Kobold! Утилизация нефтяного газа методом его переработки - это не самоцель, тем паче нефтедобытчикам заниматься газопереработкой несвойственно, как Вы понимаете, что это совсем другая стезя. Основная цель - это выполнить условия лицензионного соглашения в плане утилизации попутно добываемого газа и минимизировать штрафные санкции за сверхлимитные выбросы. Естественно, компания не альтруист, экономика должна быть положительная или близкая к этому. Как один из вариантов использование газа как рабочего агента с целью ПНП в системе ППД детально рассмотрен не был, но как один из способов решения данной проблемы заслуживает внимания. Если есть возможность, можете поделиться соображениями, за это я Вам буду признателен. Спасибо.

Соображениями по поводу чего? я не понял ваш вопрос.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Если есть ещё интерес к данной теме, можно поговорить более детально.

ЗАО "ГПА Комплект", Москва , т. (495) 797-55-20

Любопытно. То ли ГПА Комплект сменил направление деятельности, то ли Казанькопрессормаш собрался выпускать комплектные установки переработки ПНГ....

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Хорошо сказано - производим установки утилизации...ладно пропан-бутана вы отбили, а метан куда девать? в ПНГ 80-95%  ГТЭС дает выбросы СОх NOx - экологи скоро возьмутся и за это.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Нашел статью http://www.expert.ru/printissues/kazakhsta.../16/16ka-38-01/ в Казахстане 100% утилизация.

ИМХО нефтяников принуждают заниматься именно утилизацией под страхом гиганских штрафов а вместе с тем внедрение технологии утилизации нерентабельна, фактически добыча и сбор ПНГ невыгодна в существующем налоговом и ценовом окруже

нии - 

ни переработка с получением электроэненргии, 

ни СГП (тем полее сжиженный метан с его 20 МПА или "минус 160 С") 

с последующей поставкой на наши (см.Газпромовские) газохимич

еские заводы невыгодна (см.себе в убыток с прибылью для их генералов).

Все завуалировано благими целями а фактически ни о какой экологии никто и не думает, все ради одного - выполнить лицензионное соглашение а куда его день - сжечь на электростанции (тоже выброс СО и затраты на предварительную подготовку), закачать обратно в пласт (с сомнительным эффект

ом в КИНе и ощутимой стоимостью оборудования) или подарить газпрому (потому как цена смешная да еще и не примут - резервов для прокачки нет в ГП) закачав в их трубу не важно - главное процент утилизации. Правда надо сказать им спасибо что не ввели еще налог на добычу ПНГ а то вообще задавили бы....но уже "достали" своими инвентаризацими факельных установок и учетом га

за идущего на факел.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Извиняюсь, за полу-флуд, теперь есть вопрос по делу. Коллеги, кто в теме, в порядке фантазии вопросик. Как вы считаете, при каком объеме добычи ПНГ и при каком удалении от МТ ГТС ОАО "Газпром" строительство УКПГ будет рентабельным в принципе?

не менее 1 млн.м3 в сутки и не более 50 км от МТГТС

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

wink.gif  если это так выгодно то почему нефтяники сами этим бизнесом не занима

ются?

Во-первых взять ПНГ - зачастую месторождения расположены в 200-300 км от инфраструктуры (Ж/Д, авиа, базы хранения) и взять его обычно означает 1 млн.долл на км за трубу или удельных капвложений 500-1000 долл. на тонну в получение промежуточного продукта.

Во-вторых - в этом деле очень многое, вернее сказать все, построено на личном доверии, т.е. у кандидата должны быть: выход на поставщика (допуск к сырью по выгодным условиям (по себестоимости добычи+затраты на сопровождение); выход на транспортника (получить доступ к сети для транспортировки товарной продукции крайне сложно, рынок монополизирован ГП-ни одна цистерна для СПГ (в том числе криогенка метана) или метанола мимо них не проскочит при этом вы потеряете (затратите) в пределах 50 долл. на тонну); и в завершении иметь выход на покупателя опять же с выгодной ценовой вилкой.

В-третьих кандидат должен заключить долгосрочные договора, т.е. обеспечить себя стабильным спросом и сырьем (как в объеме так и в цене) на продукцию как минимум на срок окупаемости установки или трубы (это что-то в пределах 5 лет) - и это тоже крайне сложно - выход создавать СП с поставщиком, покупателем с участием кандидата...свести и обеспечить соблюдение их интересов воедино при этом самому остаться при хорошей марже.

В настоящее врем у нас проблема - Газпром поделиться прибылью с нефтяниками не хочет просто выкручивая руки угрозами и лоббированием повышения ставок "за факела" (они выживут за счет стабильных ставок НДПИ которые не менялись уже нцать лет), в ответ нефтяники живут по принципу - "пусть лучше пропадет чем врагу достанется" и потихоньку вкладывают деньги за бугор страхуя себя от рисков, а посредника, вменяемого, между ними нет вот все и мечут икру...

(Может вы помните в 90-е на Самотлоре делали нечто подобное и увы все закончилось очень плохо...очень)

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
smile.gif  не профильный бизнес...обычно у нас называю так то где мы не можем взять деньги...но все декларирую себя как вертикально-интегрированные компании

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

:biggrin: :biggrin:   :biggrin: тоже верно, в этом случае у нас говорят - "Это политическое решение" 

т.е. и заняться можно и ресурсы есть но когда встает вопрос 

распределения 

прибыли по итогам года (в производство пустить или на выплат

ы бонусов и дивидентов) 

начинается нервное брюзжание - босс капли пьет и дико матерится нерусскими словами 

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Мне кажется вопрос несколько не к нам. Все-таки у нефтяников проблем полно, уж о сельском хозяйстве думать у него мысль не повернется. Слишком мелко...Напрягаться с Ямала везти курятину на Большую Землю. Или помидоры...Предтавьте сколько теплиц можно обогреть этим газом? Столько газа ими не освоить, поэтому на такие мелочи и не размениваются.Поэтому пока все грустно...Государство пугает компании, а они уже в "страшилки" не верят.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

2 Sokolov: Коллега! Дело в том что сам по себе ПНГ грязный, т.е. содержит много примесей и нужна его очистка! Протые предприниматели разорятся на налогах за сжигание газа! А вот после очистки его уже и не сжигают, т.к. он является уже сырьем для получения СПБТ и газового бензина.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Требуется дельный совет о возможности использования росийских или зарубежных технологий (если таковые существуют) по переработке попутно добываемого нефтяного газа методом сжижения, или по его переработке на месте получения, существуют ли в настоящий момент апробированные технологии, кто автор и контактные реквизиты. Заранее благодарен.

Кроме технологии Фишера-Тропша не существует (пока)эффективного способа полной утилизации ПНГ,а тем более ННГ.

Если говорить о полной утилизации,а если о осушке-то весь набор известен-либо заигрывать с энергетиками,либо с Газпромом.

Опытная установка ФТ нами создана,кроме сероочистки(стандартная любая-забота самой добывающей компании)

в нее входит установка конверсии метана(порциальное окисление),сам реактор ФТ и теплообменники.В зависимости от потребности можно изменять качество продукта:либо это синтетическая нефть,либо дизельное топливо.

8-846-2253571 сот

состав.pdf

хроматограмма_1.doc

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Кроме технологии Фишера-Тропша не существует (пока)эффективного способа полной утилизации ПНГ,а тем более ННГ.

Если говорить о полной утилизации,а если о осушке-то весь набор известен-либо заигрывать с энергетиками,либо с Газпромом.

Опытная установка ФТ нами создана,в нее входит установка конверсии метана(порциальное окисление),сам реактор ФТ и теплообменники.Давление в системе (нчиная от конверсии)14 бар.Необходимо иметь два типа компрессора-на воздух и на газ.В зависимости от потребности можно изменять качество продукта:либо это синтетическая нефть(которую можно загнать в трубу с нефтью и решить вопрос транпорта),либо дизельное топливо с нафтой.

8-846-2253571 сот ;technogaz-22@yandex.ru

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Аутсорсинг - это система подряда специалистов необходимого направления

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Основными факторами разработки технологической схемы процесса GTL применительно к условиям эксплуатации непосредственно на месторождениях стали использование:
1. технологии парциального окисления воздухом исходного газа для получения синтез-газа, что позволило избавиться от дорогостоящей технологии разделения воздуха и максимально упростило технологическую схему.
2. оборудования отечественного производства, серийно выпускаемого предприятиями машиностроения, в том числе использование отечественных катализаторов.
3. относительно низких давлений ( 5-14 бар) с возможностью дальнейшего снижения до 1 бар по мере освоения новых типов катализаторов, что позволяет вести переработку низконапорного газа и попутного нефтяного газа с наименьшими затратами с высоким выходом жидких синтетических продуктов- «синтетической нефти» (керосино-дизельная фракция).

хроматограмма_1.doc

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

А подробней? Где внедрили, какие опытно-промышленные? Какие показатели?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Не могли бы вы ответить на ряд вопросов

Катализатор...значит не любит сероводород (предельное содержание отравляющее катклизатор)?, работает только с чистым (сухим) метаном. Этан-бутан чем отбиваете? Себестоимость тоже от...$60/тн конечного продукта или меньше? Каковы удельные капвложения на тонну? Какой коэффициент конверсии? Какой минимальный "рентабельный" расход газа по входу? Требуется ли наличие кислородной установки? Какова мощность-расход?
Это часом не таже технология, что в Бинтулу сгорела? Или это реактор по схеме Столяревского А.Я.?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Сероводород исключается -либо при незначительном % чаще регенерировать или менять катализатор;
Чем "жирнее газ", тем лучше-больше выход жидкого продукта. Так что проблема осушки и сбыта после нее продуктов и сухого газа снимается;
Конечный продукт -тупо смешивается с нефтью. Увеличивается обьем, повышается категория и снимаются транспортные проблемы-задача нефтяников-больше нефти лучшего качества. Есть возможность изменить технологию для получения дизельного топлива или добавить разгонку;
Примерная себестоимость при цене метана 100$ за 1000 нм3 5000 р/т; если пнг с высокой калорийностью-ниже;
конверсия каталитическая, на нм3 метана 3 нм3 синтез-газа, 1нм3 синтез-газа дает 150 гр жидкого продукта;
оптимальная производительность по входному отдельными блоками 50 млн.нм3 по году и далее ;
Разделения воздуха нет. Два компрессора газовый и воздушный с соотношением 1 к 3 по производительности с рабочим давлением 14 бар; на выброс идет азот + метан 5%.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

И все же по концентрации Н2S минимум что я видел это 25 и насколько я знаком с технологией каталитической конверсии все что выше этана крайне негативно сказывается на алхимии превращений сингез-газа в УВ.
Т.е. по вашим цифрам с 1000 м3 метана будем иметь 150 кг продукта с себестоимостью (без цены за газ т.к. он у нас копейки $) $100 за тонну конечного продукта? я правильно понял? меня слегка это обескураживает т.к. даже по технологии Лурги мы получаем с 1000 м3 газа 0,8 тн конечного продукта экспортного класса А
Если это прямое окисление метана в присутствии катализатора (я это видимо оно и есть) каковы в процентном соотношении выходы формальдегида и выбросы СОх NOx ?
Это кстати технология не по методике Арутюнова?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Если ПНГ оренбургский, башкирский, татарский, самарский и южнее-да, присутствует. Сегодня есть оборудование,разное,есть дешевое есть дорогое.
Арифметика : из 1 нм3 метана получается 3 нм3 синтез-газа,из 1 нм3 синтез-газа 150 гр. продукта.Из 1000 нм3 метана-450 кг продукта.Это мало,учитывая что Германия из 1 нм3 синтез-газа получала 200 гр.продукта (при добавлении в процесс мазута).А как влиял на процесс получения ув синтез-газ,полученный из угля-вероятно положительно.Владимир Сергеевич занимается одностадийным процессом получения метанола ,здесь двухстадийный и к метанолу не имеет отношения.Правда еще у него есть окислительная конверсия на воздухе.
Что касается выбросов -это азот,СО2 и до 5% метана.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Благодарю за комментарий!

Кстати Норск Гидро давали выходы с 1000 нм.куб метана 1200 тн УВ на своих катализаторах при мин.рентабельной установке в 200 тыс.тн в год (можно даже заполовинить реакторную часть но тогда эксплуатационные затраты вырастают в два раза) и работает с кислородом что дорого.

ПНГ .... пусть горит оно покамест, теплее будет

Удачи Вам!

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Когда я еще работал в небольшой западно-сибирской нефтяной компании, мы полностью обеспечили новое месторождение эл. энергией и теплом за счет утилизации ПНГ. Даже не стали туда тянуть ЛЭП. Установок для такой утилизации (фракционирование, очистка, осушка, сжигание) на рынке полно - от экономичных чешских, до красивых американских. В результате утилизация ПНГ - 95-98%. Это было еще в 2002 году. Неужели до сих пор, этот опыт не смог распространиться по Сибири?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Требуется дельный совет о возможности использования росийских или зарубежных технологий (если таковые существуют) по переработке попутно добываемого нефтяного газа методом сжижения, или по его переработке на месте получения, существуют ли в настоящий момент апробированные технологии, кто автор и контактные реквизиты. Заранее благодарен.

Добрый день,А почему не рассматриваете вариант обеспечения месторождений теплом и электроэнергией за счет утилизации ПНГ? В 2002 году в нашей небольшой нефтедобывающей компании достигли утилизации ПНГ в 95-98%. Оборудование для этого - на свободном рынке, полно.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
А почему не рассматриваете вариант обеспечения месторождений теплом и электроэнергией за счет утилизации ПНГ?

 

Потому что не у всех такой маленький газовый фактор, и такая малеьнкая добыча ПНГ, как у вас.

 

В 2002 году в нашей небольшой нефтедобывающей компании достигли утилизации ПНГ в 95-98%.

 

Вы сами пишете, что у вас компания маленькая. Значит, и газа мало. А представьте себе месторождение с годовой добычей 1 млн. тонн, газовым фактором 400, пластовым давлением ниже давления насыщения и ЛЭП идет прямо через месторождение, дешевой электроэнергии хоть залейся. А турбопоршневая установка типа Jenbacher стоит 1,5 млн. евро за 1 МВт энергоблок. В такой ситуации газ проще палить на факелах и платить штрафы, чем мудрить с инвестициями в утилизацию. Дешевле.

И вообще. На выработку электроэнергии уходит мизерное количество газа. При высоком газовом факторе проблема не решается.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Создайте аккаунт или войдите для комментирования

Вы должны быть пользователем, чтобы оставить комментарий

Создать аккаунт

Зарегистрируйтесь для получения аккаунта. Это просто!


Зарегистрировать аккаунт

Войти

Уже зарегистрированы? Войдите здесь.


Войти сейчас