.gif)
у меня вопрос проще... кто нибуть когда нибудь где нибудь видел работающие решения утилизации продувочного газа на газокомпрессорной станции?
Попутный нефтяной газ - технологии переработки
Ссылка #101 22 сентября 2008 - 14:34
Ссылка #102 Иван_гость 23 сентября 2008 - 05:15
Продувочный газ - это что? Некий газ (я так думаю, что раз говорим об утилизации, то углеводородный газ) который подают в технологическую линию (компрессорной ли станции, трубопроводов сбора, установку подготовки и т.д. - неважно) с тем, чтобы ПРОДУТЬ. то есть очистить линию.
Если мы говорим про углеводородный газ и про продувку, то, скоее всего мы говорим про "очистку" линии от кислорода. То есть продувочный газ "на конце" - это смесь УВ и О2 - какая может быть утилизация такой смеси? Взрывоопасной смеси !!!
Иван
Если мы говорим про углеводородный газ и про продувку, то, скоее всего мы говорим про "очистку" линии от кислорода. То есть продувочный газ "на конце" - это смесь УВ и О2 - какая может быть утилизация такой смеси? Взрывоопасной смеси !!!
Иван
Chas (22 сентября в 15:34) писал:
у меня вопрос проще... кто нибуть когда нибудь где нибудь видел работающие решения утилизации продувочного газа на газокомпрессорной станции?
Ссылка #103 23 сентября 2008 - 10:52
В данном случае, коллеги, подразумевается следующее... Газ, при входе на КС, перед тем как попасть на ГПА, проходит через узел очистки газа. Узел очистки, это один или группа маслянных пылеуловителей, сепараторов, скрубберов. Вся грязь и мусор, которые идут с газом, оседают в "пыльниках"... Обычно раз в неделю их "продувают" - всю эту грязь газом вытесняют в амбар, при этом газ сбрасывается из амбара в атмосферу. Всё что в амбаре: песок, окалины, масло, шары и тд. тп., всё что летает в газопроводе, где то раз в месяц сливаютиз амбара, вывозят на полигон и сжигают.
Ссылка #104 23 сентября 2008 - 12:05
Объемы сбрасываемого в атмосферу газа большие? Состав газа? А вообще с этим нужно к экологам.
Ссылка #105 Kobold_гость 23 сентября 2008 - 12:15
Небольшие, разовые. Поэтому утилизация практически невозможна. Да и незачем по большему счету.
Ссылка #106 23 сентября 2008 - 12:57
Kobold (23 сентября в 13:15) писал:
Небольшие, разовые. Поэтому утилизация практически невозможна. Да и незачем по большему счету.
Я так и подумал. Непонятен смысл заданного Chas вопроса.
Ссылка #107 23 сентября 2008 - 20:26
Газ Метан. Объёмы где то 230 тыс.куб в год. Почему считаете что утилизация ни кчему? Нельзя ли данный газ пустить например на вход ГРС??? или БПТПГ ГПА?
Ссылка #108 Kobold_гость 23 сентября 2008 - 20:55
С таким объемом никто связываться не станет, слишком мало, чтобы что-то проектировать. Да и кто в пруд для разведения ценной рыбы будет запускать пару пескарей?
Ссылка #109 23 сентября 2008 - 21:02
Chas (23 сентября в 21:26) писал:
Газ Метан. Объёмы где то 230 тыс.куб в год. Почему считаете что утилизация ни кчему?
Согласен с Кобольдом: объем мизерный. Инженерно-техническое решение и затраты на оборудование не окупятся никогда. Даже если считать газ по супер-коммерческой цене минувшей зимы: 160 долларов за тыщу кубов. Сами возьмите калькулятор и посчитайте. Не бьется экономика даже отдаленно.
Ссылка #110 Technogaz_гость 24 сентября 2008 - 03:21
Сегодня конверсия природного газа в жидкие продукты-GTL- (моторное топливо и более ценные продукты тонкого органического синтеза) – одна из наиболее динамично развивающихся областей химической и газохимической промышленности. В работах по созданию производства с применением технологии GTL сегодня принимают участие как крупнейшие транснациональные компании (Exxon, Roual Dutch/Shell, BP, Statoil, Texaco, Phillips, Chevron), так и мелкие специализированные компании (Syntroleum Corp., Rentech Inc. и др.), а также южноафриканская Sasol.
Самым долго работающим по технологии GTL производством в мире располагает фирма Sasol (сырьм является каменный уголь). Компания Sasol владеет одной из наиболее популярных технологий GTL, которую применяет на собственном заводе, при этом она не только охотно продает лицензии на эту технологию, но и участвует в трех проектах по ее внедрению (в Катаре, Нигерии и Норвегии) совместно с крупными нефтяными компаниями. Кроме Sasol богатым опытом располагает фирма Shell. Уже 10 лет она эксплуатирует завода в г. Бинтулу (Малайзия) производительностью по конечным продуктам (жидким топливам, специальным химикатам и воскам) 625 тыс. т/год.
Самым долго работающим по технологии GTL производством в мире располагает фирма Sasol (сырьм является каменный уголь). Компания Sasol владеет одной из наиболее популярных технологий GTL, которую применяет на собственном заводе, при этом она не только охотно продает лицензии на эту технологию, но и участвует в трех проектах по ее внедрению (в Катаре, Нигерии и Норвегии) совместно с крупными нефтяными компаниями. Кроме Sasol богатым опытом располагает фирма Shell. Уже 10 лет она эксплуатирует завода в г. Бинтулу (Малайзия) производительностью по конечным продуктам (жидким топливам, специальным химикатам и воскам) 625 тыс. т/год.
Прикрепленные файлы
-
Сегодня_конверсия_природного_газа_в_жидкие_продукты.doc (22К)
Количество загрузок:: 204
Ссылка #111 24 сентября 2008 - 11:36
Благодарю за разъяснения. Вроде так оно и правильно...
Правда у нас, пару лет назад, на одной крупной ГРС, с "зимним" расходом более 1 млн., была реализована подобная схема. Там стоят 2 пылеуловителя, при их продувке газ, идет в амбар, а затем на блок подогревателей газа, для сжигания.
То что деньги отмыли, оно и так понятно...
Правда у нас, пару лет назад, на одной крупной ГРС, с "зимним" расходом более 1 млн., была реализована подобная схема. Там стоят 2 пылеуловителя, при их продувке газ, идет в амбар, а затем на блок подогревателей газа, для сжигания.
То что деньги отмыли, оно и так понятно...
Ссылка #112 Barckas_гость 22 октября 2008 - 07:27
Всем доброго времени суток!
А кто слышал про ЗАО НТК "МодульНефтеГазКомплект"?
Есть очень интересное оборудование, в том числе факельные установки. http://www.mngk.ru/equipment.php?id=3
Контора занимается проектированием и произвоством (свой завод) нефтегазопромыслового оборудования.
С недавнего времени работаю в отделе менеджмента проектов в вышеупомянутой организации. Сравнивал характеристики оборудования, даже странно покалось сначала, что можно добиться таких характеристик. Зашел к технологам, спросил а почему так? за счет чего, например, улучшили показатели по обезвоживанию нефти на УПСВ (в одном проекте было 1-5%, а факт получили на готовой установке до 1%!!!). В итоге все довольно просто: технология нашего ген.директора Крюкова Виктора Александровича и детальное проектирование с учетом характеристик ГЖС. Вообще, кому интересно с радостью пообщаюсь по поводу нашего оборудования, пишите http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/smile.gif
barckas@yandex.ru
А кто слышал про ЗАО НТК "МодульНефтеГазКомплект"?
Есть очень интересное оборудование, в том числе факельные установки. http://www.mngk.ru/equipment.php?id=3
Контора занимается проектированием и произвоством (свой завод) нефтегазопромыслового оборудования.
С недавнего времени работаю в отделе менеджмента проектов в вышеупомянутой организации. Сравнивал характеристики оборудования, даже странно покалось сначала, что можно добиться таких характеристик. Зашел к технологам, спросил а почему так? за счет чего, например, улучшили показатели по обезвоживанию нефти на УПСВ (в одном проекте было 1-5%, а факт получили на готовой установке до 1%!!!). В итоге все довольно просто: технология нашего ген.директора Крюкова Виктора Александровича и детальное проектирование с учетом характеристик ГЖС. Вообще, кому интересно с радостью пообщаюсь по поводу нашего оборудования, пишите http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/smile.gif
barckas@yandex.ru
Ссылка #113 Иван_гость 24 октября 2008 - 09:07
Уважаемый Barckas
- какими оголовками. системами розжига вы комплектуете изготоваливаемые вами факельные стволы?
- сколько будет стоить изготовление (и срок поставки в Узбекистан) свечи (см.прикрепленный файл)?
- какими оголовками. системами розжига вы комплектуете изготоваливаемые вами факельные стволы?
- сколько будет стоить изготовление (и срок поставки в Узбекистан) свечи (см.прикрепленный файл)?
Barckas (22 октября в 8:27) писал:
Всем доброго времени суток!
А кто слышал про ЗАО НТК "МодульНефтеГазКомплект"?
Есть очень интересное оборудование, в том числе факельные установки. http://www.mngk.ru/equipment.php?id=3
Контора занимается проектированием и произвоством (свой завод) нефтегазопромыслового оборудования.
С недавнего времени работаю в отделе менеджмента проектов в вышеупомянутой организации. Сравнивал характеристики оборудования, даже странно покалось сначала, что можно добиться таких характеристик. Зашел к технологам, спросил а почему так? за счет чего, например, улучшили показатели по обезвоживанию нефти на УПСВ (в одном проекте было 1-5%, а факт получили на готовой установке до 1%!!!). В итоге все довольно просто: технология нашего ген.директора Крюкова Виктора Александровича и детальное проектирование с учетом характеристик ГЖС. Вообще, кому интересно с радостью пообщаюсь по поводу нашего оборудования, пишите http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/smile.gif
barckas@yandex.ru
А кто слышал про ЗАО НТК "МодульНефтеГазКомплект"?
Есть очень интересное оборудование, в том числе факельные установки. http://www.mngk.ru/equipment.php?id=3
Контора занимается проектированием и произвоством (свой завод) нефтегазопромыслового оборудования.
С недавнего времени работаю в отделе менеджмента проектов в вышеупомянутой организации. Сравнивал характеристики оборудования, даже странно покалось сначала, что можно добиться таких характеристик. Зашел к технологам, спросил а почему так? за счет чего, например, улучшили показатели по обезвоживанию нефти на УПСВ (в одном проекте было 1-5%, а факт получили на готовой установке до 1%!!!). В итоге все довольно просто: технология нашего ген.директора Крюкова Виктора Александровича и детальное проектирование с учетом характеристик ГЖС. Вообще, кому интересно с радостью пообщаюсь по поводу нашего оборудования, пишите http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/smile.gif
barckas@yandex.ru
Ссылка #114 Barckas_гость 24 октября 2008 - 11:29
Уважаемый Иван,
Мы производим и поставляем факельные установки с оголовками отечественного и импортного производства, нашим партнером является компания John Zink.
По способу возведения делятся на наземные и надземные. первые - это открытые, закрыты, амбарные, вторые - самонесущие, на растяжках, башенного типа.
Мы предлагаем следующие типы оголовков:
- трубные, без подачи вспомогательной среды, имеющие низкое гидравлическое сопротивление.
- амбарные, данные системы безопасны для окружающей среды и создают котороткое, бездымное пламя без помощи газа, воздуха или пара. эти факела не имеют ограничение по минимальной производительности и оборудованы запальними горелками с малым потреблением энергии.
- факела с подачей воздуха - бездымное горение, ниже уровень излучения и шума чем с подачей пара, значительно увелич. срок службы, позволяет утилизировать трудносжигаемые газы.
- факела с подачей пара - соответствуют самым жестким природоохранным требованиям.
Сколько будет стоит и и срок поставки предлогаю обсудить по телефону или по e-mail.
Иван (24 октября в 12:07) писал:
Уважаемый Barckas
- какими оголовками. системами розжига вы комплектуете изготоваливаемые вами факельные стволы?
- сколько будет стоить изготовление (и срок поставки в Узбекистан) свечи (см.прикрепленный файл)?
- какими оголовками. системами розжига вы комплектуете изготоваливаемые вами факельные стволы?
- сколько будет стоить изготовление (и срок поставки в Узбекистан) свечи (см.прикрепленный файл)?
Ссылка #115 14 ноября 2008 - 17:36
Knocturnal (31 октября в 19:58) писал:
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 http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/smile.gif (у них существует свое управление внутреннего сбора нефтяного газа)
Ссылка #116 Dekan_гость 14 ноября 2008 - 17:43
Можно конечно сжигать на электричество или в факелах, но лучше всего перерабатывать на месте и получать метанол или светлую нефть. Даже при текущих ценах это выгодно.
Ссылка #117 FDV74_гость 26 ноября 2008 - 00:10
Евгений (17 ноября в 11:17) писал:
EXT: Компания ЗАО "Глоботэк" начиная 2003 г проектирует, вводит в эксплуатацию блочно- модульные компллексы переработки нефтяного попутного газа "под ключ" установленной мощностью от 0,5 до 300 млн. м3/год, имеет все разрешительные документы для этого вида деятельности и рекомендации недрапользователей. Выпускаемая подукция полностью соответствует требованиям действующих ГОСТ, ТУ (БГС, СПБТ, СОГ) при необходимости возможна иная модификация комплекса с получением других видов продукции имеются действующие головные образцы комплексов. и т д.
И еще одно: УСТАНОВЛЕННАЯ мощность - это мощность установленная в ходе пуско-наладочных работ. А Вашем случае следует писать ПРОЕКТНАЯ.
Ссылка #118 Serjio_гость 26 ноября 2008 - 09:49
http://www.promtechnocom.ru/ одним из направлений деятельности является подготовка, переработка и использование попутного нефтяного и природного газов. Кому интересно - пишите в личку. 
Ссылка #119 Technogaz_гость 03 декабря 2008 - 11:26
Новые вызовы в нефтегазовой отрасли открывают реальные перспективы инновационного развития.
Прикрепленные файлы
-
Новые_вызовы_1_статья_Г.Б..doc (78К)
Количество загрузок:: 259
Ссылка #120 Bulldozer_гость 03 декабря 2008 - 16:32
Интересно было бы посмотреть сравнительный анализ - утилизации ПНГ на (1) выработку тепла и эл.энергии и (2) конверсии ПНГ по GTL технологии ... На мой взгляд, пока у первого варианта - нет конкурентов даже близко...
Ссылка #121 Technogaz_гость 03 декабря 2008 - 17:48
Bulldozer (3 декабря в 17:32) писал:
Интересно было бы посмотреть сравнительный анализ - утилизации ПНГ на (1) выработку тепла и эл.энергии и (2) конверсии ПНГ по GTL технологии ... На мой взгляд, пока у первого варианта - нет конкурентов даже близко...
А ковырять землю в поисках нефти, добывать мазут дороже.Молодцы SHELL, скоро обрушат рынок нефти.
Ссылка #122 Bulldozer_гость 03 декабря 2008 - 21:45
Цитата
На основании данных, полученных из разных источников:1.Институт Финансовых Исследований, 2007год;2. ТЭО «Варианты утилизации попутного нефтяного газа обьемом 50 млн. нм3/год», 2008 год);рассмотрены варианты утилизации ПНГ имеющего следующий состав:На основании полученных данных можно сделать вывод, что кроме производства синтетической нефти (по технологии духстадийного жидкофазного процесса, приведенного ниже) все варианты переработки нефтяного газа обьемом 50 млн. нм3/год являются убыточными.
Окупаемая технология – в таблице не рассмотрена блочно-модульная GTL технология.
Окупаемая технология – в таблице не рассмотрена блочно-модульная GTL технология.
2. Что касается кап.вложений и операционных расходов, то приведенные в этом же источнике, на мой взгляд некорректны. Просто сравните - набор оборудования ГТЭС/ГПЭС и GTL комплекс, GTL комплексв разы дороже, то же самое эксплутационные расходы - если в первом случае, у нас имеются расходы только на масло и тех.обслуживание, то во втором+ катализаторы и т.д.
Как следует из приведенного ТЭО, данный комплекс конверсии ПНГ по технологии GTL имеет стоимость около 30 млн. долларов, сравните со стоимостью ГТЭС (3+1 рез) - около 2 млн. долларов. Это только по кап.вложениям, примерно та же картина будет и по эксплутационным расходам.
Это по деньгам. По технологии, могу сказать, что GTL работает стабильно (получая нужное соотношение синтез-газа)
только когда в качестве сырья используется природный газ, имеющий стабильные параметры качества. Если на входе будет смесь переменного состава, что имеет место в случае использования ПНГ - эта установка просто не будет работать...
Полагаю, что что на имеющемся уровне технологий утилизации ПНГ, более эффективного варианта, нежели использование когенерационных установок - пока просто нет.
Ссылка #123 Bulldozer_гость 05 декабря 2008 - 18:25
Что касается технологии предриформинг:
1. Адиабатический предриформинг применяется в основном для парового риформинга природного газа.
Место, где стоит адиабатический реактор со стационарным слоем катализатора и в качестве сырья используется ПНГ указать не могу...
2. Современные "моноблочные" ГТУ имеют цены кратно ниже обычных газотурбинных установок и составляет примерно 1 тыс. долл за 1 кВт мощности, то есть 2 млн. указанных мною долл - это примерно 2 МВТ.
3. Выбор нефтяниками той или иной технологии определяется целым комплексом различных экономических, технических, социальных и политческих факторов, и вопрос цены является превалирующим, но не определяющим. Поэтому, обсуждая преимущества той или иной технологии, я не стал бы принимать в качестве аргумента сделанный выбор какой-либо компанией, поскольку мы с Вами не знаем их реальной мотивации в этом вопросе, в нашем случае - почему ТНК-ВР пошла навстречу Газпрому http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/smile.gif
1. Адиабатический предриформинг применяется в основном для парового риформинга природного газа.
Место, где стоит адиабатический реактор со стационарным слоем катализатора и в качестве сырья используется ПНГ указать не могу...
2. Современные "моноблочные" ГТУ имеют цены кратно ниже обычных газотурбинных установок и составляет примерно 1 тыс. долл за 1 кВт мощности, то есть 2 млн. указанных мною долл - это примерно 2 МВТ.
3. Выбор нефтяниками той или иной технологии определяется целым комплексом различных экономических, технических, социальных и политческих факторов, и вопрос цены является превалирующим, но не определяющим. Поэтому, обсуждая преимущества той или иной технологии, я не стал бы принимать в качестве аргумента сделанный выбор какой-либо компанией, поскольку мы с Вами не знаем их реальной мотивации в этом вопросе, в нашем случае - почему ТНК-ВР пошла навстречу Газпрому http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/smile.gif
Ссылка #124 Slava_гость 12 декабря 2008 - 16:33
Появилась необходимость в оценке объема рынка оборудования, применяющегомя для подготовки ПНГ. Подскажите пожалуйста, как лучше осуществлять сей анализ и, соответственно, где стоит поискать какие-то данные. Пока проводил анализ по компнаиям-производителям (в основном компрессорного оборудования - Sulser, SIAD, Warren, Cameron, LMF, Howden, Dresser Rand и не относ. сюда, но нужная BORSIG) в таможенной базе данных за 2007 г. Но удоволетворительных результатов не получил. Надеюсь на ответ-совет. Спасибо.
Ссылка #125 18 декабря 2008 - 18:50
Не совсем понятен вопрос. Для подготовки ПНГ к чему? К транспорту? или к дальнейшей переработки?
Ссылка #126 18 декабря 2008 - 19:03
Кстати, в связи с падением мировых цен на нефть, малотоннажное производство по преработке ПНГ в синтез-газ с последующей его переработкой в синтетическую нефть методом Фишера-Тропша, по всей видимости становится абсолютно не рентабельным?
Ссылка #127 Slava_гость 18 декабря 2008 - 22:53
И к транспорту в том числе. Вообще интересует все оборудование, так или иначе способствующее утилизации ПНГ до 95% (согласно требованиям ныне разрабатывающегося законопроекта). Понимаю, что мой вопрос очень общий, но тем не менее необходимо представить тот объем денежных средств, которые компании уже вкладывают в оборудование по утилизации ПНГ.
Ссылка #128 19 декабря 2008 - 08:00
Тут, на мой взгляд, не совсем справильно сделан акцент. Определяющим фактором по утилизации ПНГ является технология. А оборудование уже расчитывается и подбирается под конкретные режимы ведения технологического процесса. От того или иного способа утилизации очень сильно будет зависеть и стоимость строительства всей установки по переработке ПНГ.
Ну а если речь идет о копримировании, то берите примерно 1 млн. $ на 1 МВт установленной мощности компрессора...
Ну а если речь идет о копримировании, то берите примерно 1 млн. $ на 1 МВт установленной мощности компрессора...
Ссылка #129 Technogaz_гость 19 декабря 2008 - 12:09
Sasheo (18 декабря в 20:03) писал:
Кстати, в связи с падением мировых цен на нефть, малотоннажное производство по преработке ПНГ в синтез-газ с последующей его переработкой в синтетическую нефть методом Фишера-Тропша, по всей видимости становится абсолютно не рентабельным?
Например при добыче нефти 20 тонн /сутки разведка,обустройство, покупка эл.мощностей,нефтепровод и вся прочая структура тянут(минимум) на 500 и более млн.руб. Оборудование для переработки газа в топливо(ПНГ, а если природный с давлением выше 10 бар еще дешевле-не нужен газовый компрессор) точно такого количества -примерно 60-90 млн.рублей.
Абсолютно не рентабельно.
Спрос на газ сильно упал в связи с кризисом: энергетики, основные потребители, сокращают производство электроэнергии. В ноябре в России спрос упал на 6,1%. Причина очевидна, говорят газовые трейдеры: «Газпром», не знающий, куда деть собственный газ, старается по максимуму закрыть доступ к трубе независимым производителям топлива. Вот им и приходится продавать газ за бесценок.
(Источник – Ведомости. Отдают за бесценок, 17.12.2008)
Прикрепленные файлы
-
Airbus_A380_начинается_альтернативное_топливо_испытательный_полет_программы.doc (53,5К)
Количество загрузок:: 95 -
ВВС_США.doc (28,5К)
Количество загрузок:: 95 -
Катар_Airways_сотрудничает_с_Airbus_будет_первой_авиакомпанией_лететь_с_газом_на_основе_синтетического_реактивного_топлива.doc (71К)
Количество загрузок:: 127 -
Главная_1.doc (119,5К)
Количество загрузок:: 121 -
Introduction.doc (93К)
Количество загрузок:: 85 -
gtl_lca_synthesis_report.pdf (552,83К)
Количество загрузок:: 131
Ссылка #130 Technogaz_гость 21 декабря 2008 - 09:04
http://realenergy.sh...nefits&lang=en#
Прикрепленные файлы
-
Нигерия.doc (43К)
Количество загрузок:: 117
Ссылка #131 Sole_гость 21 декабря 2008 - 18:55
Кто может прокоментировать сообщение в СМИ:
..МПР и Минэнерго договорились по вопросу утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). Срок доведения уровня переработки ПНГ до 95% перенесен с 2012 года на 2014 год.... В чем проблемы утилизировать попутный газ с выгодой???
..МПР и Минэнерго договорились по вопросу утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). Срок доведения уровня переработки ПНГ до 95% перенесен с 2012 года на 2014 год.... В чем проблемы утилизировать попутный газ с выгодой???
Ссылка #132 Technogaz_гость 24 декабря 2008 - 08:57
По моему проблема ПНГ из экологической проблемы постепенно переходит в проблему "упущенной выгоды".
Как сказал вчера ВВП "Эпоха дешевого газа заканчивается".
Как сказал вчера ВВП "Эпоха дешевого газа заканчивается".
Прикрепленные файлы
-
Узбекистан.doc (29К)
Количество загрузок:: 117
Ссылка #133 Serjio_гость 24 декабря 2008 - 17:09
Вот озадачились мы такой проблемой!Конечно проще сжигать,но хочеться как то умудриться это дело переработать!
Никто не берется-говорят что маленькие объемы очень!Есть какие -нить соображения?
Никто не берется-говорят что маленькие объемы очень!Есть какие -нить соображения?
Ссылка #134 24 декабря 2008 - 18:16
Переработка-то возможна, объм и правда маленький но все же. Целесообразность перерботки будет звисеть от ряда факторов:
1. где планируется сраительство
2. новое строителство или строительство установки перработки ПНГ предполагается осуществить на существующем объекте с возможностью использовать существующую инфраструктуру
3. желаемые продукты переработки
4. и какой, собственно, компонентный состав и давление газа
1. где планируется сраительство
2. новое строителство или строительство установки перработки ПНГ предполагается осуществить на существующем объекте с возможностью использовать существующую инфраструктуру
3. желаемые продукты переработки
4. и какой, собственно, компонентный состав и давление газа
Ссылка #135 24 декабря 2008 - 18:38
Serjio (24 декабря в 16:09) писал:
Вот озадачились мы такой проблемой!Конечно проще сжигать,но хочеться как то умудриться это дело переработать!
Никто не берется-говорят что маленькие объемы очень!Есть какие -нить соображения?
Никто не берется-говорят что маленькие объемы очень!Есть какие -нить соображения?
Очень-очень маленький объем, а при сегодняшних ценах абсолютно не перспективный для переработки.
Но если деньги потратить некуда, то можно перебрать 10-ток вариантов и обосновать их неэффективность.
Оно Вам надо? http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/wink.gif
Ссылка #136 Serjio_гость 29 декабря 2008 - 10:51
Спасибо за ответы. со стоимостью здесь действительно не все гладко, но мы просто не можем найти производителя который может сделать установку по переработке.Продукты пока вообще не важны.Рассматриваются любые варианты!
Ссылка #137 29 декабря 2008 - 21:14
Загляните на: http://www.ekip-projects.ru/1/1.shtml они где-то рядом с Вами расположены. Не забудьте только результатами поделиться, даже если ничего не получиться. Отрицательный результат, тоже результат. И нам, в случае чего, колотитьтся не прийдётся.
Ссылка #138 Technogaz_гость 04 января 2009 - 22:11
Евгений (17 ноября в 12:17) писал:
EXT: Компания ЗАО "Глоботэк" начиная 2003 г проектирует, вводит в эксплуатацию блочно- модульные компллексы переработки нефтяного попутного газа "под ключ" установленной мощностью от 0,5 до 300 млн. м3/год, имеет все разрешительные документы для этого вида деятельности и рекомендации недрапользователей. Выпускаемая подукция полностью соответствует требованиям действующих ГОСТ, ТУ (БГС, СПБТ, СОГ) при необходимости возможна иная модификация комплекса с получением других видов продукции имеются действующие головные образцы комплексов. и т д.
Скажите, Ваша компания производит комплексы для утилизации ПНГ.А как Вы его утилизируете?Сухой газ, после осушки, Вы тоже в стабильный продукт перерабатываете?Или Вы рассчитываете готовить его по ОСТ 51.40-93(вырезая из ПНГ азот и другую гадость, которых там быть не должно) и сдавать в сеть ГАЗПРОМа, строя узел учета, со всеми требованиями ТУ(дублирующие счетчики, хроматографы и т.д.) и телеметрией,вертолетной площадкой, охраной и давлением 80 бар? А почему Дмитрий Конов говорит, что сегодня продукты разделения (осушки газа) никому не нужны и Сибур в три раза снизил обьемы переработки, предлагает нефтяникам снизить темпы добычи нефти или сжигать газ в факелах?Газпром решил не пускать в "трубу" независимых производителей,свой газ девать некуда-не подписали закон о "допуске".И куда Новотэк будет продавать свой кондесат, которого теперь у него 5 млн.тонн в год? Так куда и кому в тайге или тундре продавать БГС, СПБТ и другую продукцию?
Ссылка #139 Technogaz_гость 04 января 2009 - 22:28
micklerus (29 октября в 10:47) писал:
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.
Есть технологии получения СПГ, такой газ охотно покупают Япония -70% мирового обьема и Ю.Корея-20%.Остальное-весь мир ,вместе взятый .Так что рынок открыт.
Если серьезно, то кроме газохимии газ в стабильный продукт, например дизельное топливо, никакими другими технологиями Вы не переделаете.Все остальное-это физика, в том числе разделение на СПБТ,Г.бензин и прочая д-нь, которую без спец. оборудования и транспорта с месторождения не вытащить.
Технологии газохимии хорошо отработаны у shell sasol shevron и им подобным, у них есть действующие заводы( много строящихся).В Росии пока нет ни одного промышленного производства(только опытные), метанол не всчет-этот рынок мертвый.
Ссылка #140 Technogaz_гость 04 января 2009 - 22:30
Serjio (26 ноября в 10:49) писал:
http://www.promtechnocom.ru/ одним из направлений деятельности является подготовка, переработка и использование попутного нефтяного и природного газов. Кому интересно - пишите в личку.
Опять СПГ?
Прикрепленные файлы
-
обзор_ИФИ.pdf (668,36К)
Количество загрузок:: 480
Ссылка #141 Technogaz_гость 04 января 2009 - 22:43
EXT (14 ноября в 16:43) писал:
Любые решения в газохимии!
Мы единственные с опытом проектирования, производства, строительства и пуска...
http://www.metaproce...a_i_uslugi.html
Мы единственные с опытом проектирования, производства, строительства и пуска...
http://www.metaproce...a_i_uslugi.html
Как-то странно Ваша компания походит к газохимии-собираетесь заниматься "свободно-поршневыми двигателями для получения синтетического газа". Почти как соседняя компания, с дизелями от тракторов и тепловозов. Интересно увидеть на месторождении паровозы и тепловозы.
Ссылка #142 Levius_гость 08 января 2009 - 16:10
Уважаемый Technogaz.
А если не секрет чем вы учитываете ПНГ? Я имею в виду узел коммерческого учета газа. Что у вас за оборудование. Какой опыт его эксплуатации? В каких условия? (только не общие фразы на севере, а если можно поточнее район, область)
С уважением Евгений
А если не секрет чем вы учитываете ПНГ? Я имею в виду узел коммерческого учета газа. Что у вас за оборудование. Какой опыт его эксплуатации? В каких условия? (только не общие фразы на севере, а если можно поточнее район, область)
С уважением Евгений
Ссылка #143 15 января 2009 - 17:51
Уважаемые Коллеги!
Интересует ваше мнение о технологии получения БТК (бензол-толуол-килол) из попутного нефтяного газа.
Насколько перспективен и интересен данный процесс с экономической и технологической точки зрения. И может ли он составить конкуренцию технологии получения синтетической нфти из синтез-газа методом Фишера-Тропша.
Интересует ваше мнение о технологии получения БТК (бензол-толуол-килол) из попутного нефтяного газа.
Насколько перспективен и интересен данный процесс с экономической и технологической точки зрения. И может ли он составить конкуренцию технологии получения синтетической нфти из синтез-газа методом Фишера-Тропша.
Ссылка #144 17 января 2009 - 19:08
Процесс Cyclar UOP довольно интересен в этом плане...при этом, по-моему мнению, он более эффективен фишера-тропша, менее металлоемок и направлен на выпуск конкретной продукции, к тому же и самообеспечен полностью...к тому же он может выступать как основной процесс получения ароматики, в то же время высвобождая мощности кат.риформингов для получения высокооктановых бензинов, тем самым косвенно увеличивая выпуск топлив.
Ссылка #145 18 января 2009 - 13:00
AlexP (17 января в 20:08) писал:
Процесс Cyclar UOP довольно интересен в этом плане...при этом, по-моему мнению, он более эффективен фишера-тропша, менее металлоемок и направлен на выпуск конкретной продукции, к тому же и самообеспечен полностью...к тому же он может выступать как основной процесс получения ароматики, в то же время высвобождая мощности кат.риформингов для получения высокооктановых бензинов, тем самым косвенно увеличивая выпуск топлив.
А у Вас нет более подробной информации по этому процессу?
Ссылка #146 18 января 2009 - 14:29
RAE (18 января в 14:23) писал:
Sasheo
Проблема этого процесса, как и фишера-тропша в стационарности и окупаемости лишь при значительных объемах.
Склонен считать перспективнее другой подход к использованию ПНГ.
Проблема этого процесса, как и фишера-тропша в стационарности и окупаемости лишь при значительных объемах.
Склонен считать перспективнее другой подход к использованию ПНГ.
Что за другой подход Вы предлагаете?
Ссылка #147 Oilgirl_гость 18 января 2009 - 18:41
Кто что думает о способе обработки продукции куста скажин посредством подачи реагента на одну скважину ,который включает подготовку композиции нейтрализатора сероводорода и подачу ее в скважину? Подача реагента в затрубное пространство скважины позволит нейтрализовать сероводород одновременно во всех компонентах продукции скважин до их разделения на нефть ,газ и воду. Реагент - аммиачная композиция.
Ссылка #148 22 января 2009 - 10:12
RAE (21 января в 22:32) писал:
Сжижение потребует криогенных установок - а они дороги, громозки и неокупаемы при таких объемах.
Все проще делается.
Все проще делается.
Проще это как? Есть конкретные примеры? Не хочу сказать, что гуру в этих вопросах, но тема интересна. Вполне возможно, что в недалёком будующем прийдётся заняться эой темой.
Ссылка #149 Cream_Soda_гость 22 января 2009 - 10:25
Скорее всего, надо просто сжечь на промысловой электростанции или закачать обратно в пласт (но тут компрессорная нужна). А перед сжиганием на поршневом двигателе газ необходимо очистить от сероводорода и механических примесей. И там содержание метана нормируется еще, по-моему. Т.е. установка очистки хотя бы примитивная нужна.
все остальное - сжижение, получение ШФЛУ и СОГ, транспортировка по трубе - скорее всего и половины стоимости затрат не отобьете. Нерентабельно.
все остальное - сжижение, получение ШФЛУ и СОГ, транспортировка по трубе - скорее всего и половины стоимости затрат не отобьете. Нерентабельно.
Ссылка #150 22 января 2009 - 11:11
Cream_Soda (22 января в 10:25) писал:
Скорее всего, надо просто сжечь на промысловой электростанции или закачать обратно в пласт (но тут компрессорная нужна). А перед сжиганием на поршневом двигателе газ необходимо очистить от сероводорода и механических примесей. И там содержание метана нормируется еще, по-моему. Т.е. установка очистки хотя бы примитивная нужна.
все остальное - сжижение, получение ШФЛУ и СОГ, транспортировка по трубе - скорее всего и половины стоимости затрат не отобьете. Нерентабельно.
все остальное - сжижение, получение ШФЛУ и СОГ, транспортировка по трубе - скорее всего и половины стоимости затрат не отобьете. Нерентабельно.
Если низкое метановое число, то примитивной установкой подготовки топливного газа не обойтись. Для газопоршневых двигателей, метановое число ниже требуемого, будет уменьшать заявленную производителем мощность двигателя.
В принципе 5 млн. нм3/год газа для выработки электроэнергии не так уж и много...
