[Морошкин Ю.Г.]

Дергунов Е.А. (14 декабря 2011 - 01:04) писал:

Здравствуйте!
Стоит задача разделить попутный нефтегаз после стадии сепарирования на метан и бутан ( в общих чертах) с использованием мембранных установок. Месторождение находится в Татарстане.
Подскажите, как можно осуществить?

Дергунов Е.А. (14 декабря 2011 - 01:04) писал:

Здравствуйте!
Стоит задача разделить попутный нефтегаз после стадии сепарирования на метан и бутан ( в общих чертах) с использованием мембранных установок. Месторождение находится в Татарстане.
Подскажите, как можно осуществить?

Посмотрите.

Прикрепленные файлы

•  _upload_iblock_705_buklet_carbon.pdf (1,04МБ)
  Количество загрузок:: 44

[Семенов А.Г.]

Дергунов Е.А. (14 декабря 2011 - 01:04) писал:

Здравствуйте!
Стоит задача разделить попутный нефтегаз после стадии сепарирования на метан и бутан ( в общих чертах) с использованием мембранных установок. Месторождение находится в Татарстане.
Подскажите, как можно осуществить?

Мембранными установками данный вопрос не решить...думаю, что только захолаживанием газа..

[Горбачев В.Г.]

Бачурин Б.А. (27 ноября 2011 - 23:50) писал:

Российские нефтяные компании не сумеют к 2012 году обеспечить установленные правительством целевые показатели рационального использования попутного нефтяного газа (ПНГ) на уровне 95% — подобный вывод делают экологи Всемирного фонда дикой природы (WWF) по поводу перспектив реализации проектов в этой сфере в России.
http://www.kommersant.ru/doc/1823588
Согласно официальной статистике, в России в 2010 году сгорело в факелах 15,5 млрд куб. м ПНГ, средний уровень рационального использования ПНГ в 2010 году составил 76,3%. Экологи подвергают сомнению эти цифры. По данным экологов, космический мониторинг показывает, что в России в 2010 году сгорело в факелах не менее 35,2 млрд куб. м ПНГ.
Переработкой 95% добываемого ПНГ могут похвастаться только "Сургутнефтегаз" и "Татнефть". Больше всего ПНГ сжигают госкомпании — уровень использования ПНГ "Роснефти" опустился с 67% в 2009 году до 56% в 2010-м. "Газпром нефть" незначительно улучшила свои показатели — с 48,1% в 2009 году до 55,2% в 2010-м. Низкий уровень утилизации ПНГ госкомпаниями в значительной степени объясняется ростом добычи за счет ввода в эксплуатацию новых месторождений, где еще нет инфраструктуры для переработки или транспортировки ПНГ.
Возможности компаний по утилизации ПНГ не являются секретом для Минэнерго: согласно генсхеме развития нефтяной отрасли, одобренной правительством в апреле 2011 года, достичь 95-процентного уровня утилизации ПНГ предполагается лишь к 2014 году. Эксперты WWF и KPMG полагают, что для этого правительству потребуются решительные меры.

Даже к 20 году не достигнут 95% уровня. Это фантазии политиков, не учитывающих реалии российских условий. Кроме того, будут разрабатываться новые месторождения в Восточной Сибири, на шельфе-там, где преобладают газокондесатные месторождения. И тогда, вероятно, будет два направления их освоения - рождение компаний газонефтяных или нефтегазовых, у которых (минимум) две трубы с разным продуктом, либо появлении компатного оборудования, способного при наличии двух компонентов в добываемом сырье, получать монопродукт - из жидкого состояния переводить все в газ и наоборот, все в жидкость. В зависимости от исходного соотношения двух фаз.

[Матвеев В.Г.]

Горбачев В.Г. (15 декабря 2011 - 06:53) писал:

Даже к 20 году не достигнут 95% уровня. Это фантазии политиков, не учитывающих реалии российских условий. Кроме того, будут разрабатываться новые месторождения в Восточной Сибири, на шельфе-там, где преобладают газокондесатные месторождения. И тогда, вероятно, будет два направления их освоения - рождение компаний газонефтяных или нефтегазовых, у которых (минимум) две трубы с разным продуктом, либо появлении компатного оборудования, способного при наличии двух компонентов в добываемом сырье, получать монопродукт - из жидкого состояния переводить все в газ и наоборот, все в жидкость. В зависимости от исходного соотношения двух фаз.

Из выступления Дика Чейни, компания «Халибертон», в Институте нефти в Лондоне осенью 1999 года.
«Это хорошо разработанный процесс, превращающий имеющий низкую стоимость газ в ценный, ультрачистый продукт, легко транспортируемый и отвечающий наступающим требованиям, предъявляемым к экологически чистому топливу. При огромном мировом рынке нефтепродуктов технология GTL является значительно более гибкой, чем трубопроводные или СПГ-проекты, требующие жестких контрактов и обязательств. GTL-продукты можно экспортировать танкерами и распределять через существующую инфраструктуру».
«Альтернативой сжиженному газу как средству извлечения прибыли из газовых запасов является процесс «газ-в-жидкость» («gas-to-liquids», GTL), который обслуживает совершенно другой рынок. Это хорошо разработанный процесс, превращающий обладающий низкой рыночной ценностью газ в ценный, глубоко очищенный продукт, легко транспортируемый и отвечающий строгим требованиям, предъявляемым к экологически чистому топливу. При огромном мировом рынке очищенного продукта GTL гораздо более гибок, чем проекты газопроводов или производства сжиженного газа, которые требуют твердых контрактов и обязательств по производству. GTL легко экспортировать танкерами и распределять через существующую инфраструктуру. Привлекательность GTL в том, что отсутствуют риски, связанные с разведкой, как в случае с нефтью, и не требуется открывать новые области для газа.
Остается барьер экономичности, но в то время как в общепринятых представлениях жизнеспособность технологии «газ-в-жидкость» еще под вопросом, уже существуют коммерческие проекты, способные вернуть вложенные в них средства, при условии правильной налоговой политики и рассмотрения их как части более обширной стратегии. К примеру, заводы компаний «Chevron» и «Sasol», завод компании «Escravos GTL» в Нигерии совмещают обработку газа с производством жидкостей, смазочных материалов и этилена. Этот проект, вместе с другими, показывает, что время GTL наступает. Жизнеспособность GTL будет усиливаться с постепенными усовершенствованиями и радикальными технологическими прорывами в обработке, каталитических и реакторных технологиях, ведущими к снижению затрат, увеличению эффективности и масштабов, и это может предвещать новую революционную эру в международной газовой индустрии».

Прикрепленные файлы

•  Заметить корову в коровнике.pdf (531,85К)
  Количество загрузок:: 26
•  Плохая новость для России.pdf (327,9К)
  Количество загрузок:: 24
•  Levinbuk.pdf (208,27К)
  Количество загрузок:: 20

[Морошкин Ю.Г.]

Матвеев В.Г. (19 декабря 2011 - 08:16) писал:

Из выступления Дика Чейни, компания «Халибертон», в Институте нефти в Лондоне осенью 1999 года...
....Жизнеспособность GTL будет усиливаться с постепенными усовершенствованиями и радикальными технологическими прорывами в обработке, каталитических и реакторных технологиях, ведущими к снижению затрат, увеличению эффективности и масштабов, и это может предвещать новую революционную эру в международной газовой индустрии».

Хорошо сказал Чейни в 1999 году. В 2011 это смело можно повторить...

[Матвеев В.Г.]

Матвеев В.Г. (19 декабря 2011 - 08:16) писал:

Из выступления Дика Чейни, компания «Халибертон», в Институте нефти в Лондоне осенью 1999 года.
«Это хорошо разработанный процесс, превращающий имеющий низкую стоимость газ в ценный, ультрачистый продукт, легко транспортируемый и отвечающий наступающим требованиям, предъявляемым к экологически чистому топливу. При огромном мировом рынке нефтепродуктов технология GTL является значительно более гибкой, чем трубопроводные или СПГ-проекты, требующие жестких контрактов и обязательств. GTL-продукты можно экспортировать танкерами и распределять через существующую инфраструктуру».
«Альтернативой сжиженному газу как средству извлечения прибыли из газовых запасов является процесс «газ-в-жидкость» («gas-to-liquids», GTL), который обслуживает совершенно другой рынок. Это хорошо разработанный процесс, превращающий обладающий низкой рыночной ценностью газ в ценный, глубоко очищенный продукт, легко транспортируемый и отвечающий строгим требованиям, предъявляемым к экологически чистому топливу. При огромном мировом рынке очищенного продукта GTL гораздо более гибок, чем проекты газопроводов или производства сжиженного газа, которые требуют твердых контрактов и обязательств по производству. GTL легко экспортировать танкерами и распределять через существующую инфраструктуру. Привлекательность GTL в том, что отсутствуют риски, связанные с разведкой, как в случае с нефтью, и не требуется открывать новые области для газа.
Остается барьер экономичности, но в то время как в общепринятых представлениях жизнеспособность технологии «газ-в-жидкость» еще под вопросом, уже существуют коммерческие проекты, способные вернуть вложенные в них средства, при условии правильной налоговой политики и рассмотрения их как части более обширной стратегии. К примеру, заводы компаний «Chevron» и «Sasol», завод компании «Escravos GTL» в Нигерии совмещают обработку газа с производством жидкостей, смазочных материалов и этилена. Этот проект, вместе с другими, показывает, что время GTL наступает. Жизнеспособность GTL будет усиливаться с постепенными усовершенствованиями и радикальными технологическими прорывами в обработке, каталитических и реакторных технологиях, ведущими к снижению затрат, увеличению эффективности и масштабов, и это может предвещать новую революционную эру в международной газовой индустрии».

Прикрепленные файлы

•  Из выступления Дика Чейни.pdf (240,57К)
  Количество загрузок:: 21

[Шаманаев С.В.]

Матвеев В.Г. (19 декабря 2011 - 11:49) писал:

Матвеев В.Г. (19 декабря 2011 - 08:16) писал:

Из выступления Дика Чейни, компания «Халибертон», в Институте нефти в Лондоне осенью 1999 года.
«Это хорошо разработанный процесс, превращающий имеющий низкую стоимость газ в ценный, ультрачистый продукт, легко транспортируемый и отвечающий наступающим требованиям, предъявляемым к экологически чистому топливу. При огромном мировом рынке нефтепродуктов технология GTL является значительно более гибкой, чем трубопроводные или СПГ-проекты, требующие жестких контрактов и обязательств. GTL-продукты можно экспортировать танкерами и распределять через существующую инфраструктуру».
«Альтернативой сжиженному газу как средству извлечения прибыли из газовых запасов является процесс «газ-в-жидкость» («gas-to-liquids», GTL), который обслуживает совершенно другой рынок. Это хорошо разработанный процесс, превращающий обладающий низкой рыночной ценностью газ в ценный, глубоко очищенный продукт, легко транспортируемый и отвечающий строгим требованиям, предъявляемым к экологически чистому топливу. При огромном мировом рынке очищенного продукта GTL гораздо более гибок, чем проекты газопроводов или производства сжиженного газа, которые требуют твердых контрактов и обязательств по производству. GTL легко экспортировать танкерами и распределять через существующую инфраструктуру. Привлекательность GTL в том, что отсутствуют риски, связанные с разведкой, как в случае с нефтью, и не требуется открывать новые области для газа.
Остается барьер экономичности, но в то время как в общепринятых представлениях жизнеспособность технологии «газ-в-жидкость» еще под вопросом, уже существуют коммерческие проекты, способные вернуть вложенные в них средства, при условии правильной налоговой политики и рассмотрения их как части более обширной стратегии. К примеру, заводы компаний «Chevron» и «Sasol», завод компании «Escravos GTL» в Нигерии совмещают обработку газа с производством жидкостей, смазочных материалов и этилена. Этот проект, вместе с другими, показывает, что время GTL наступает. Жизнеспособность GTL будет усиливаться с постепенными усовершенствованиями и радикальными технологическими прорывами в обработке, каталитических и реакторных технологиях, ведущими к снижению затрат, увеличению эффективности и масштабов, и это может предвещать новую революционную эру в международной газовой индустрии».

Для России такие технологии - далекое будущее. Все заявления относительно скорого запуска в России заводов на основе лицензий мировых лидеров, а тем более по производству в России оборудования GTL - несбыточны настолько, насколько реальны утерянные позиции в авиастроении. Подтверждение - в приложении.

Прикрепленные файлы

•  АВИАЦИОННОЕ ДВИГАТЕЛЕСТРОЕНИЕ.pdf (255,52К)
  Количество загрузок:: 13
•  ЦИАМ Открытое письмо.pdf (282,26К)
  Количество загрузок:: 15

[Сабурова Е.Л.]

Здравствуйте уважаемые инженеры. Я молодой специалист,работаю на газоперерабатывающем предприятии. Хотелось бы попросить у вас совета по выбору темы предстоящей научно-практической конференции.. У вас много опыта, и не только в отечественном производстве,возможно есть какие-то современные и интересные технологии,которые применяются зарубежом или у нас. Наше предприятие на данный момент получает СОГ, ПБТ и ШФЛУ, который в последствии (с вводом в эксплуатацию второй очереди) будет фракционироваться. Есть колонна деэтанизации, этан после которой идет в СОГ. Также мы используем газ на собственные нужды-котельная и ГТЭС. В прошлом году я пыталась внедрить проект 3S-сепарации для извлечения этана.. Но комиссии показалось это смешным( Пожалуйста,помогите с идеями.. Очень трудно простому лаборанту мыслить широко и креативно,особенно,когда нет особых путей развития и расширения кругозора.. Всем ответившим заранее спасибо.

[Климов И.А.]

Все зависит от нескольких факторов:
1. Объемы производства.
2. Месторасположение предприятия.
3. Стратегия развития, принятая владельцами.

Зная эти факторы можно предполагать какие-то пути развития, иначе все будет пустопорожняя болтовня.

[Сабурова Е.Л.]

1. мощность нашего предприятия достаточно велика, на данный момент мы в сутки получаем - 125 т/сут ПБТ и 125 т/сут ШФЛУ
2. оренбургская область
3. в настоящее время главным является утилизация 95% газа, чтоб не платить штрафы за выбросы. Ну и получение большей прибыли с получаемых продуктов.
Конкретно меня интересуют технологии, с помощью которых можно будет получить прибыль, используя пропан, бутан или их смесь..

[Лищинер И.И.]

Вам нужна установка ароматизации. Сырье ПБТ. Исходя из вашей мощности по сырью на выходе получите порядка 14- 15 тысяч тонн БТК (бензол-толуол-ксилольной фракции). Высоколиквидный, достаточно дорогой продукт . Срок окупаемости установки при такой мощности порядка 3 лет.

[Гадецкий А.Ю.]

Сабурова Е.Л. (13 января 2012 - 22:52) писал:

1. мощность нашего предприятия достаточно велика, на данный момент мы в сутки получаем - 125 т/сут ПБТ и 125 т/сут ШФЛУ
2. оренбургская область
3. в настоящее время главным является утилизация 95% газа, чтоб не платить штрафы за выбросы. Ну и получение большей прибыли с получаемых продуктов.
Конкретно меня интересуют технологии, с помощью которых можно будет получить прибыль, используя пропан, бутан или их смесь..

http://www.rupec.ru/analytics/?ID=4015 Зайдите сюда, и там же посмотрите родственные темы, процесс такой действительно существует, и там же в комментариях поясняется почему он не окупится за три года.

Лищинер И.И. (15 января 2012 - 10:59) писал:

Вам нужна установка ароматизации. Сырье ПБТ. Исходя из вашей мощности по сырью на выходе получите порядка 14- 15 тысяч тонн БТК (бензол-толуол-ксилольной фракции). Высоколиквидный, достаточно дорогой продукт . Срок окупаемости установки при такой мощности порядка 3 лет.

http://www.rupec.ru/analytics/?ID=4015 Зайдите сюда, и там же посмотрите родственные темы, процесс такой действительно существует, и там же в комментариях поясняется почему он не окупится за три года.

[Лищинер И.И.]

Я много лет занимаюсь разработкой технологии ароматизации легких углеводородов. Проблема отсутствие нормального каталитического реактора позволяющего проводить процесса ароматизации (реакция ароматизации имеет высокиий эндоэффект). В результате большие заморочки с подводом тепла и соответственно сложное железо. Нам удалось создать изотермический реактор , что позволило решить вопрос с регулировкой теплового режима , соответственно упростилось аппаратурное оформление такой установки и снизились кап.затраты. Данные приведенные в рекомендованной вами ссылки базируются на традиционной технологии типа ЦИКЛАРА

[Гадецкий А.Ю.]

Лищинер И.И. (15 января 2012 - 14:26) писал:

Я много лет занимаюсь разработкой технологии ароматизации легких углеводородов. Проблема отсутствие нормального каталитического реактора позволяющего проводить процесса ароматизации (реакция ароматизации имеет высокиий эндоэффект). В результате большие заморочки с подводом тепла и соответственно сложное железо. Нам удалось создать изотермический реактор , что позволило решить вопрос с регулировкой теплового режима , соответственно упростилось аппаратурное оформление такой установки и снизились кап.затраты. Данные приведенные в рекомендованной вами ссылки базируются на традиционной технологии типа ЦИКЛАРА

Допуская, что НИПИгазпереработка позаимствовала что то от Циклара, хотя процентные выхода которые они приводят, близко с этим процессом не лежали, да и кактализатор у них иной.
Почему бы вам не повесить баланс своего процесса?
Кроме того предлагаю продолжить обсуждение этой темы вот тут http://www.oilforum....ticheskih-soed/ Новая технология получения ароматических соединений (бензол, толуол, ксилол и др.) из легких углеводородов С3-С4 Она как то ближе к обсуждаемому вопросу, Верно?.

[Лищинер И.И.]

Готов ответить на все ваши вопросы на http://www.oilforum....ticheskih-soed/. Вообще я там уже отметился и пригласил всех желающих приехать к нам и в живую посмотреть на процесс.

[Небольсин В.О.]

Коллеги, приглашаем всех на on-line конференцию на нашем сайте - http://www.grasys.ru...PEEKtechnology/ посвященную ГОДу успешной работы установки по подготовке ПНГ (подробнее см. на http://neftegaz.ru/news/view/101277/). Обсуждение-обсуждением альтернативных технологий, а это реальный пример эксплуатации...

[Маюн А.Б.]

Новые достижения:

НГДУ «Сорочинскнефть» (входит в ОАО «Оренбургнефть», дочернюю компанию группы ТНК-ВР) в 2011 году повысило уровень полезного использования попутного нефтяного газа (ПНГ) в 1,2 раза по сравнению с плановым показателем до 72 проц.

[Васильев Е.В.]

Сейчас как раз веду работу над переработкой ПНГ. Недавно прочел интервью Павла Пуртова (гендир иститута «НИПИгазпереработка»). Он немплохо говорит о выгодности переработки, о технологиях переработки, о законе №7.
Текст статьи на Вестснаб.ру: http://www.vestsnab....rase_id=4018624
Хотя я для себя пока толком не открыл инвестиционной привлекательности в этом. Разумеется, есть моменты, но в общем и целом.. Ну, например, что переработка ПНГ — дело прибыльное, т.к. попутный газ можно использовать как в целях генерации, так и в переработке для создания продуктов с высокой добавленной стоимостью. Тут уж правительство могло бы и обеспокоиться, чтобы сделать уровень рентабельности новых проектов и инвестиций в утилизацию ПНГ привлекательным для нефтяных компаний, а переработку и продажу продуктов переработки — выгодной для перерабатывающих компаний.

[Морошкин Ю.Г.]

Васильев Е.В. (10 февраля 2012 - 09:12) писал:

... Тут уж правительство могло бы и обеспокоиться, чтобы сделать уровень рентабельности новых проектов и инвестиций в утилизацию ПНГ привлекательным для нефтяных компаний, а переработку и продажу продуктов переработки — выгодной для перерабатывающих компаний.

Было время, когда по берегам нижней Волги валялись и тухли осетры со вспоронными животами. Бракуши забирали только икру, заниматься рыбой было накладно. Сейчас нет ни рыбы, ни икры...

[Кислый А.А.]

Добрый день! Где можно недорого закупать кислородные установки для синтеза ПНГ?

[Подгорный В.В.]

Кислый А.А. (13 февраля 2012 - 11:44) писал:

Добрый день! Где можно недорого закупать кислородные установки для синтеза ПНГ?

Думаю у них, установки средней производительности
http://krioprom.ru/kontakt.html-2.htm

[Кислый А.А.]

у них несопоставимая цена с конкурентами, но все равно спасибо)

[Соколов И.Г.]

Кислый А.А. (13 февраля 2012 - 11:44) писал:

Добрый день! Где можно недорого закупать кислородные установки для синтеза ПНГ?

Скажите, а в чём глубокий смысл синтеза ПНГ? Тут все уже головы сломали над задачей утилизации ПНГ. А Вы его синтезировать хотите?

[Кислый А.А.]

Соколов И.Г. (24 февраля 2012 - 12:00) писал:

Скажите, а в чём глубокий смысл синтеза ПНГ? Тут все уже головы сломали над задачей утилизации ПНГ. А Вы его синтезировать хотите?

сделать деньги из воздуха))
совместить наши катализаторы в одной установке для получения разных продуктов (от метанола до светлых бензинов). Поправочка - синтеза из ПНГ

[Пчелинцев Д.В.]

Коллеги, кому нибудь известна судьба разработки Conocophillips GTL технологии - производство синтез-газа через каталитическое парциальное окисление кислородом, затем свой ФТ блок, демоустановка в Оклахоме на 400 bpd, надежды на перспективы были по РОх, но вроде как раз с ним с какими-то проблемами столкнулись при реализации... чем закончилось (или продолжается?), что нибудь сделали промышленного масштаба?
http://www.anl.gov/PCS/acsfuel/preprint%20archive/Files/48_2_New%20York_10-03_0713.pdf

[Имшенецкий В.В.]

В ЦИР Юкоса была такая опытная мембрана. Даже работала. Собирались ее масштабировать.

[Пчелинцев Д.В.]

Матвеев В.Г. (26 сентября 2011 - 17:42) писал:

Альянс Бажаева. Если ближе к Вам, то ЗАО Санеко.

Там же вроде gtl должен быть от самарской компании сразу с выдачей автомобильных топлив), а тут тока газопераработка. Или я чего-то путаю?

[Пчелинцев Д.В.]

Имшенецкий В.В. (27 февраля 2012 - 09:31) писал:

В ЦИР Юкоса была такая опытная мембрана. Даже работала. Собирались ее масштабировать.

В.В., сорри, не понял, про мембрану в ОЦИРЕ((

[Имшенецкий В.В.]

Пчелинцев Д.В. (27 февраля 2012 - 14:20) писал:

В.В., сорри, не понял, про мембрану в ОЦИРЕ((

Ну так они реализовали каталитическое парциальное окисление метана на поверхности селективной кислородопроницаемой мембраны. Но насколько это масштабируемо до опытной установки судить не могу.

[Дашут Е.С.]

Где можно посмотреть химию процесса «газ-в-жидкость» («gas-to-liquids», GTL)? Ссылку, плз..

[Панкин А.А.]

По поводу GTL - есть одна интересная презентация по микроканальным технологиям - может будет интересно

Прикрепленные файлы

•  Enabling Small-Scale GTL.pdf (3,24МБ)
  Количество загрузок:: 30

[Панкин А.А.]

Дашут Е.С. (12 марта 2012 - 11:21) писал:

Где можно посмотреть химию процесса «газ-в-жидкость» («gas-to-liquids», GTL)? Ссылку, плз..

В хорошем учебнике по органической химии для вузов

[Дашут Е.С.]

Вообще-то, СО в составе продукта не интересует.
Есть ли какие-то продвижения по радиолизу ПНГ и метана, в частности?

[Баталов А.А.]

Васильев Е.В. (10 февраля 2012 - 09:12) писал:

Сейчас как раз веду работу над переработкой ПНГ. Недавно прочел интервью Павла Пуртова (гендир иститута «НИПИгазпереработка»). Он немплохо говорит о выгодности переработки, о технологиях переработки, о законе №7.
Текст статьи на Вестснаб.ру: http://www.vestsnab....rase_id=4018624
Хотя я для себя пока толком не открыл инвестиционной привлекательности в этом. Разумеется, есть моменты, но в общем и целом.. Ну, например, что переработка ПНГ — дело прибыльное, т.к. попутный газ можно использовать как в целях генерации, так и в переработке для создания продуктов с высокой добавленной стоимостью. Тут уж правительство могло бы и обеспокоиться, чтобы сделать уровень рентабельности новых проектов и инвестиций в утилизацию ПНГ привлекательным для нефтяных компаний, а переработку и продажу продуктов переработки — выгодной для перерабатывающих компаний.

Занимаюсь ровно тем же самым - прорабатываю проект по получению СУГ. Пришел к очевидному выводу, что если бы всякая утилизация ПНГ была бы крайне выгодна (ну, это в нашей реальности окупаемость в 5 лет и меньше), то ее бы даже в России уже сделали.
Реально получается, что 70% доступных на рынке объемов газа совершенно не интересны для стороних инвестиций...

И еще заметил, что нефтяники (в массе своей) - это очень-очень слабые предприниматели и инженеры. Для такой публики утилизайия ПНГ неподъемна как не штрафуй.

[Гадецкий А.Ю.]

Дашут Е.С. (12 марта 2012 - 15:27) писал:

Вообще-то, СО в составе продукта не интересует.
Есть ли какие-то продвижения по радиолизу ПНГ и метана, в частности?

Радиолиз метана, а также процесс R-GTL, посмотрите тут http://www.oilforum....ogii-petrobeam/
Интерес, к Радиационной химии возрождается?, буду рад продолжить дискуссию в теме по указанной ссылке.

[Кузнецов В.А.]

Уникальную блочно-модульную установку по переработке ПНГ презентовали украинские промышленники в Тюмени

Коментарий одного из уважаемых мною специалистов звучит примерно так :Украина - страна чудес. Как то всё по- учебнику у них. А вот по жизни --- По Фишеру-Тропшу получается керосин, дизельное топливо летнее, а бензин только для химической промышленности, соответствующий Евро-5 только по содержанию серы, в остальном - никуда не годен. Выход в 500 г/куб.м является теоретически возможным, но реальный выход реакции составляет 145 г/куб.м, так как большая часть синтез-газа снова образует метан.
Может фишку какую скрывают???

[Семенов Г.М.]

Господа, специально зарегистрировался для обсуждения вопроса утилизации ПНГ.
Здесь упоминалась технология Аратюнова, подскажите что это? Очердной петрик или что-то реальное?
Признаюсь честно газохимия и нефтехимия это не мой профиль, но один из инвесторов в нашей компании заинтересован в вопросе утилазации ПНГ. В интернете нашел презентацию с сайта nnptec, в которой была упомянута компани ОАО GTL, видимо их сайт www.gtl-rus.com
Очередной вечный двигатель?

[Имшенецкий В.В.]

Про производство метанола окислением метана известно давно . в 20-е годы в США даже был построен завод производящий метанол по этому принципу. Но вы получите с метанолом еще и кучу всего в т.ч. формальдегид, ацетон и т.д. Сколько будет стоить все это разделить ? У Арутюнова есть монография (Окислительные превращения метана) по окислению метана и я думаю что он доступен в Губкинском и сможет ответить на Ваши вопросы напрямую.

[Матвеев В.Г.]

Имшенецкий В.В. (20 апреля 2012 - 12:22) писал:

Про производство метанола окислением метана известно давно . в 20-е годы в США даже был построен завод производящий метанол по этому принципу. Но вы получите с метанолом еще и кучу всего в т.ч. формальдегид, ацетон и т.д. Сколько будет стоить все это разделить ? У Арутюнова есть монография (Окислительные превращения метана) по окислению метана и я думаю что он доступен в Губкинском и сможет ответить на Ваши вопросы напрямую.

Vladimir Arutyunov ,
это не петрик, это специалист в своей отрасли. В компанию, которую Вы упомянули на сайте, многих записали без их ведома и без согласия.

Матвеев В.Г. (20 апреля 2012 - 13:09) писал:

Vladimir Arutyunov ,
это не петрик, это специалист в своей отрасли. В компанию, которую Вы упомянули на сайте, многих записали без их ведома и без согласия.

v_arutyunov@mail.ru

[Имшенецкий В.В.]

Матвеев В.Г. (20 апреля 2012 - 13:10) писал:

Vladimir Arutyunov ,
это не петрик, это специалист в своей отрасли. В компанию, которую Вы упомянули на сайте, многих записали без их ведома и без согласия.


v_arutyunov@mail.ru

Я никого не упоминал. Вы ошиблись с ответом на пост.

[Матвеев В.Г.]

Виноват, я отвечал Семёнову Г.М.

[Шаманаев С.В.]

Баталов А.А. (26 марта 2012 - 21:14) писал:

Занимаюсь ровно тем же самым - прорабатываю проект по получению СУГ. Пришел к очевидному выводу, что если бы всякая утилизация ПНГ была бы крайне выгодна (ну, это в нашей реальности окупаемость в 5 лет и меньше), то ее бы даже в России уже сделали.
Реально получается, что 70% доступных на рынке объемов газа совершенно не интересны для стороних инвестиций...

И еще заметил, что нефтяники (в массе своей) - это очень-очень слабые предприниматели и инженеры. Для такой публики утилизайия ПНГ неподъемна как не штрафуй.

Даже к 20 году не достигнут 95% уровня. Это фантазии политиков, не учитывающих реалии российских условий. Кроме того, будут разрабатываться новые месторождения в Восточной Сибири, на шельфе-там, где преобладают газокондесатные месторождения. И тогда, вероятно, будет два направления их освоения - рождение компаний газонефтяных или нефтегазовых, у которых (минимум) две трубы с разным продуктом, либо появлении компатного оборудования, способного при наличии двух компонентов в добываемом сырье, получать монопродукт - из жидкого состояния переводить все в газ и наоборот, все в жидкость. В зависимости от исходного соотношения двух фаз.

[Баталов А.А.]

Шаманаев С.В. (23 апреля 2012 - 07:45) писал:

Даже к 20 году не достигнут 95% уровня. Это фантазии политиков, не учитывающих реалии российских условий. Кроме того, будут разрабатываться новые месторождения в Восточной Сибири, на шельфе-там, где преобладают газокондесатные месторождения. И тогда, вероятно, будет два направления их освоения - рождение компаний газонефтяных или нефтегазовых, у которых (минимум) две трубы с разным продуктом, либо появлении компатного оборудования, способного при наличии двух компонентов в добываемом сырье, получать монопродукт - из жидкого состояния переводить все в газ и наоборот, все в жидкость. В зависимости от исходного соотношения двух фаз.

Полсностью согласен. Однако, у нас не все плохо - 95% сейчас серьезно реформировались.
Внесены поправки, по которым 95% считается по холдингу (ну, или как-то близко к этому) и по, которому газ с содержанием неуглеводородов от 50% и выше, вообще не попадает под требование утилизации.
Для примера. Это означает, что скажем, Удмуртнефть всю свою программу утилизации газа уложит в пару газогенераторов стоимостью в 2-3 млн. долларов и всё.
Осваивать же новые крупные месторождения нужно сразу на два продукта. я далек от понимания как обустраиваются месторождения, но ИМХО проложить 2 трубы сразу - это не так уж и дорого (по сравнению с необходимостью вообще прокладывать трубу). Ну, и наконец, "не можешь утилизировать газ" - "зачем покупал месторождение"? Ведь все, вконце концов, просто упиратся в деньги.

А вот монопродукт - точно не будет определющей практикой в 2020 г. Хотя, конечно, американо-бразильские успехи в GTL и китайский марш в LNG заставляет задуматься. Но до освоенния месторождений типа Требса и Титова с "помощь одной трубы" еще далеко.

[Матвеев В.Г.]

Баталов А.А. (23 апреля 2012 - 08:21) писал:

Полсностью согласен. Однако, у нас не все плохо - 95% сейчас серьезно реформировались.
Внесены поправки, по которым 95% считается по холдингу (ну, или как-то близко к этому) и по, которому газ с содержанием неуглеводородов от 50% и выше, вообще не попадает под требование утилизации.
Для примера. Это означает, что скажем, Удмуртнефть всю свою программу утилизации газа уложит в пару газогенераторов стоимостью в 2-3 млн. долларов и всё.
Осваивать же новые крупные месторождения нужно сразу на два продукта. я далек от понимания как обустраиваются месторождения, но ИМХО проложить 2 трубы сразу - это не так уж и дорого (по сравнению с необходимостью вообще прокладывать трубу). Ну, и наконец, "не можешь утилизировать газ" - "зачем покупал месторождение"? Ведь все, вконце концов, просто упиратся в деньги.

А вот монопродукт - точно не будет определющей практикой в 2020 г. Хотя, конечно, американо-бразильские успехи в GTL и китайский марш в LNG заставляет задуматься. Но до освоенния месторождений типа Требса и Титова с "помощь одной трубы" еще далеко.

Да, проблемы будут, но без их решения отрасль ждет упадок. В приложении расчет утилизации ПНГ одной серьезной компанией, причем состав неплохой, даже идеальный.

Прикрепленные файлы

•  выводы.jpg (1020,96К)
  Количество загрузок:: 49

[Панкин А.А.]

Матвеев В.Г. (23 апреля 2012 - 08:32) писал:

Да, проблемы будут, но без их решения отрасль ждет упадок. В приложении расчет утилизации ПНГ одной серьезной компанией, причем состав неплохой, даже идеальный.

Идеальный для чего?
Для сброса в трубу или в КГТУ - то да, но последнее не является утилизацией, хотя так пока принято считать.
Выделять С3+ будет при малых обьемах добычи не целесообразно. Нужен централизованный сбор и строительство ГПЗ. А это целесообразно только на больших месторождениях.
Строить метанол или удобрения - интересно, если получаемого продукта больше 100 тыс.т в год. Дальше срок окупаемости растет в геометрической прогрессии.
Это то, что пришло на ум из наиболее частых решений.
GTL - это, конечно, интересно...но до серийных модульных установок пока очень далеко да и не факт, что стоить они будут мало.

[Матвеев В.Г.]

Панкин А.А. (23 апреля 2012 - 11:21) писал:

Идеальный для чего?
Для сброса в трубу или в КГТУ - то да, но последнее не является утилизацией, хотя так пока принято считать.
Выделять С3+ будет при малых обьемах добычи не целесообразно. Нужен централизованный сбор и строительство ГПЗ. А это целесообразно только на больших месторождениях.
Строить метанол или удобрения - интересно, если получаемого продукта больше 100 тыс.т в год. Дальше срок окупаемости растет в геометрической прогрессии.
Это то, что пришло на ум из наиболее частых решений.
GTL - это, конечно, интересно...но до серийных модульных установок пока очень далеко да и не факт, что стоить они будут мало.

Далеко, но кто-то думает и о дне завтрашнем...например НК Альянс. Вместе с Испанской Repsol.

Прикрепленные файлы

•  Альянс 2.jpg (647,26К)
  Количество загрузок:: 29
•  Альянс 1.jpg (755,28К)
  Количество загрузок:: 38
•  общий вид.jpg (502,9К)
  Количество загрузок:: 51
•  БМК 50 + S состав.JPG (168К)
  Количество загрузок:: 51

[Панкин А.А.]

Посмотрим, что у них получится!
Уже не первая история - увидим результат - пригнем голову.

[Баталов А.А.]

Матвеев В.Г. (23 апреля 2012 - 08:32) писал:

Да, проблемы будут, но без их решения отрасль ждет упадок. В приложении расчет утилизации ПНГ одной серьезной компанией, причем состав неплохой, даже идеальный.

Ну, вот смотрите.
По варианту на сдачу в трубопровод Газпрома всего навсего 42 млн. долларов кап. затрат. Т.к. Установка по подготовке газа до Газпромовских требований и компрессорная станция на такие размеры стоит ок. 30 млн. долларов, то делаю вывод, что до трубы недалеко.

1) Во-первых, 110% что в ТЭО не рассматривался вариант укрупнения проекта за счет сбора газа с близлежащих лицензионных участков. А как только мы наберем 100 - 150 млн. нм3 в газ проект будет рентабельным только на СПБТ и БГС.
2) Во-вторых. представляете ужас, что стариков из Газпрома дориформируют и они догадаются пустить в свой трубопровод просто осушенный газ (8 - 10 млн. долларов Capex), а установки по извлечению С3+ поставят у ближайшей магистральной КС.

Так, что все-таки по нефть не стоит 150 - 180 долларов и если мы не говорим о платформах (как у Бразильцев), и если мы науки ради инвестируем в мини - GTL. То это (мини-GTL) остается уделом фанатов. Другое дело, что когда нефть будет 150 долларов, те кто уже отработал технаогию на паре установок будут на коне... и, кстати, таких уже 8 - 10 компаний.

[Матвеев В.Г.]

Баталов А.А. (24 апреля 2012 - 07:47) писал:

Ну, вот смотрите.
По варианту на сдачу в трубопровод Газпрома всего навсего 42 млн. долларов кап. затрат. Т.к. Установка по подготовке газа до Газпромовских требований и компрессорная станция на такие размеры стоит ок. 30 млн. долларов, то делаю вывод, что до трубы недалеко.

1) Во-первых, 110% что в ТЭО не рассматривался вариант укрупнения проекта за счет сбора газа с близлежащих лицензионных участков. А как только мы наберем 100 - 150 млн. нм3 в газ проект будет рентабельным только на СПБТ и БГС.
2) Во-вторых. представляете ужас, что стариков из Газпрома дориформируют и они догадаются пустить в свой трубопровод просто осушенный газ (8 - 10 млн. долларов Capex), а установки по извлечению С3+ поставят у ближайшей магистральной КС.

Так, что все-таки по нефть не стоит 150 - 180 долларов и если мы не говорим о платформах (как у Бразильцев), и если мы науки ради инвестируем в мини - GTL. То это (мини-GTL) остается уделом фанатов. Другое дело, что когда нефть будет 150 долларов, те кто уже отработал технаогию на паре установок будут на коне... и, кстати, таких уже 8 - 10 компаний.

Миллер допустит до трубы, на это политическая воля нужна-пример есть - Московская газовая компания (правда со словом была). Проблема в том, что труба затрагивает мизерную часть суши России. Где, например Ковыкта, Ангаро-Ленское и др., и где обещанная труба в Китай, точнее две.

[Семенов Г.М.]

Матвеев В.Г. (20 апреля 2012 - 17:38) писал:

Виноват, я отвечал Семёнову Г.М.

спасибо за ответ!