Попутный нефтяной газ - технологии переработки

Ссылка #51 Technogaz-22_гость 05 июля 2008 - 07:52

Raptor (5 июля в 1:53) писал:

Все это знаем то так же и понимаем почему такого рода встречи происходят во ВНИИГАЗе - чтоб под контролем все держать, чтоб лишние не зашли в бизнес, чтоб на пульсе - что где когда...вы думаете этого там на верху не понимают, что они не знают что газопереработка (а это метафракс и омский) у нас в полной депрессии?! все это знают, и когда до трубы не допускают знают почему...потому что иначе вся их вертикальноинтегрированость рухнет моментально.
С Владимиром Сергеевичем встречался, обсуждали и технологии рассматривали и дальнейшие пути переработки продукта, но...
Лично я не понимаю зачем нужно с газа делать нефть? для чего? чтоб ее транспортировать можно и ее потом опять смешать с сернистым Юралсом? или отвозить отдельно!!! на наш НПЗ сдавая по российской цене? (при текущей экспортной пошлине не выгоден экспорт нефти) Нефть и так есть и миниНПЗ для обеспечения топливом зачем еще синтетика? Утилизоровать ....да пусть горит, выгода в чем? Эта технология для разработки удаленных малоресурсных газовых месторождений а не для утилизации ПНГ
Вот получать олефины и продавать это понятно, это в 100 раз разница в цене но все рентабельные промышленные установки от 200 тыс.тн. а это миллиард газа в год - значит нужно газосбор+компрессор+УКПГ. А тогда зачем вообще переработка - в трубу газпрому и весь вопрос и груз долой и не болит голова о падающей добыче

Да,головная боль пнг.
Но вариантов с месторасположением скважин много-есть труба вблизи,нет,есть сера,нет и т.д..Конечно нужно рассматривать каждый случай индивидуально.Тушить факела все равно придется.Протащить трубу-1млн км, еще нужно подготовить газ и закачать.В сети не пустят.Закачивать в ПХГ-где отдача и сколько сейчас низконапорного газа остается в земле после ОАО Г..-70% остается.Под Надымом 3(официально) трл.нм3

Наверх

Ссылка #52 Technogaz-22_гость 05 июля 2008 - 08:03

Bulldozer (5 июля в 2:23) писал:

Не знаю насколько мой совет покажется дельным http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/smile.gif , однако полагаю что ПНГ и GTL - это несовместимые вещи, если канишно не строить цельный завод http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/smile.gif Для процесса GTL критическим вопросом является качество сырья. О каком качестве сырья можно говорить в случае ПНГ, если его физико-химический состав постоянно меняется? Значит, ПНГ нужно не сжижать, а сжимать! http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/smile.gif
На сегодняшний день, полагаю целесообразным применение на небольших и средних месторождениях следующие варианты утилизации ПНГ:
1- выработка тепла(а) и эл. энергии(б) на ГТУ/ГПУ;
2- получение метана, его компримирование и использование в качестве автомобильного(!) топлива;
Других путей, экономически и технически эффективных, которые можно было бы реально применять на действующем промысле, как мне кажется, пока нет ...
На крупном месторождении (или среднем со сверхвысоким ГФ), наверно будет оправданно либо тянуть трубу на соседний ГПЗ (если таковой имеется), либо строить свой ГПЗ ...

1 км трубы -1 млн $.Знакомый уже попробовал протащить 90 км.Потом узнал стоимость за 1000 нм3,которую ему заплатит Газпром, просчитал подготовку и закачку.И заглушил свое газокондесатное.
Использование метана при компримировании сразу влечет потерю 50% на подготовку и компримирование и еще не считали транспорт для доставки груды железа туда-обратно,плюс внесение изменений в конструкцию автомобиля и систему заправки-создадим новый автопром.На ОАО АВТОВАЗ была перед перестройкой разработана программа перевода на сжатый метан-дажи при наличии возможностей в СССР она не прошла из-за разногласий -кто будет создавать инфраструктуру.
Еще не забывайте про низконапорный газ,его остается в земле больше,чем добывается в несколько раз.Так что есть чем позаниматься специалистам.Им надо изучать опыт Германии.

Наверх

Ссылка #53 Афанасьев В.М. 05 июля 2008 - 08:18

Raptor (4 июля в 20:17) писал:

На счет выбросов от турбин...много думаем по этому поводу...страшит меня что введут экологию повыше

Ага. Парниковые газы, все такое. Нашим, хвала богам, покамест по барабану. А вот западные инвесторы уже колбасятся по этому поводу. Блин, ну когда у нас кредиты станут дешевыми как на западе, чтобы не бегать во Всемирный банк каждый раз http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/angry.gif

Наверх

Ссылка #54 Raptor_гость 05 июля 2008 - 09:38

Translator (5 июля в 8:48) писал:

Наши "умные головы" что-то не додумались как это делать http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/wink.gif http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/glare.gif

Вы имеете ввиду ст.336 НК РФ (объект налогообложения) п.1.пп.2 - "полезные ископаемые, извлеченные из отходов (потерь) добывающего производства, если такое извлечение подлежит отдельному лицензированию в соответствии с законодательством Российской Федерации о недрах"?
Во-первых не надо нефть сдавать во внутреннюю сеть до узла учета ЦППНа - она пойдет как добытая, во-вторых создается ООО продается именно попутный нефтяной газ а он перепродает на переработку с получением синтетического моторного топлива, чтоб нигде не фигурировало слово нефть. В-третьих а как налоговая начислит НДПИ если ПНГ с нескольких разных месторождений со своим Кв и прошел конверсию по смеси?
Они вам такое основание выставили?

Наверх

Ссылка #55 Technogaz-22_гость 05 июля 2008 - 09:43

Translator (5 июля в 10:18) писал:

Что касается качества ПНГ-изменение состава-меняется количество продукта,на качестве при сливе в трубу влияет только наличие парафинов.Которые легко отделяются и запускаются в повторный процесс.Так делали немцы,тем самым увеличивая выход жидких.

Наверх

Ссылка #56 Technogaz-22_гость 05 июля 2008 - 09:51

Technogaz-22 (5 июля в 11:43) писал:

Кроме того немцы производили на нескольких установках синтетический маргарин,который сами ели с удовольствием.После победы этим производством занялись англичане-кормили немцев на оккупированной германии.Так что технология gtl универсальная,кирпичный завод.И что строить из кирпичей-решать хозяину кирпичей.Можно продавать кирпичами, то есть сливать синтезнефть в трубу.Или строить дом, и продавать метры-по московским ценам-это выгоднее.

Наверх

Ссылка #57 Афанасьев В.М. 05 июля 2008 - 14:34

Raptor (5 июля в 10:38) писал:

В-третьих а как налоговая начислит НДПИ если ПНГ с нескольких разных месторождений со своим Кв и прошел конверсию по смеси?
Они вам такое основание выставили?

В том конкретном случае - одно месторождение. Все вычисляется арифмометром и карандашом в школьной тетрадке на раз-два.

Technogaz-22 (5 июля в 8:52) писал:

Протащить трубу-1млн км

Ха! Миллион! За миллион это не труба. А так... соломинка для пепси-колы. В 2005-м тащили 259-ю с куста на УППН, 3,5 км. За все про все (проект, экспертизы, строительство, под ключ, словом) = 16,5 млн.! А сейчас сталь-то подорожала...

Наверх

Ссылка #58 Bulldozer_гость 05 июля 2008 - 14:58

Technogaz-22 (4 июля в 21:26) писал:

Есть очень хорошая цитата-все новое,хорошо забытое старое.Если внимательно изучить материалы второй мировой,то можно заметить-после всестороннего изучения опыта Германии при Наркоме промышленности было создано подразделение,благодаря которому появились несколько заводов и городов на территории СССР.Это Салават,Ангарск и другие-от запада на восток.Там было размещено оборудование,вывезенное из Германии по производству синтетического топлива.И задача стояла обеспечить топливом местного производства регионы,не имеющие нефтяного сырья.
Сейчас говорить,что невозможно применить технологию которой почти 90 лет, в современных условиях,не прилагая для этого усилий(читай не вкладывая денег) -не совсем корректно.Чему подтверждение недавняя встреча в НИИГАЗе с господином ... .
На самом деле отец технологии gtl русский ученый.

Во-первых, немцы делали на ФТ бензин - из угля, который, как сырье, имеет более-менее стабильное качество. Юаровцы - делали то же самое. И те другие использовлаи ФТ не оттого, что это эффективный процесс, а оттого что у них просто не было другого выхода... У немцев не было нефти, на ЮАР были санкции...
Во-вторых, за прошедшие 90 лет никакого технологического прорыва в ФТ не произошло, все то же самое ...
Поэтому, в наше время ФТ так и остается, процессом позволяющим синтезировать жидкие фракции, но только из сырья имеющего стабильное качество - обычно это природный газ.
И именно поэтому, ФТ пока не может быть эффективно использован при переработке ПНГ, не имеющего стабильного качества по своей природе ....

Наверх

Ссылка #59 Bulldozer_гость 05 июля 2008 - 15:16

Technogaz-22 (5 июля в 8:03) писал:

Как то все в кучу у вас получилось ... Причем здесь газоконденсатное месторождение, когда темой обсуждения является ПНГ?
Обсуждая вопрос утилизации ПНГ и суммируя предыдущую дискуссию, наверно, вначале, надо определиться - с каким объектом мы работаем. О каком месторождении мы говорим - крупное, среднее или небольшое. Во-вторых, определяем ресурсы и качество ПНГ: текущее и прогнозное, в-третьих - все возможные варианты использования ПНГ на месторождении, для замены "внешних" ресурсов по эл.энергии и теплу. Оставшийся баланс ПНГ и будет являться предметом для размышлений.
Что касается использования метана в качестве моторного топлива
1- Метан не используется при компримировании, а компримируется. Откуда при этом потери в 50%???
2-Никаких особых переделок в автомобиле на газ - делать не требуется, Нужные работы выполняются в любой(!) автомастерской. Более того, использование газа, как топлива, наиболее эффективно на тяжелой технике, которая как раз в основном и используется на месторождении;
3- Причем здесь низконапорный газ, когда мы обсуждаем Попутный Нефтяной Газ?
Похоже, что народ на выходных уже просто расслабился http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/smile.gif

Наверх

Ссылка #60 Bulldozer_гость 05 июля 2008 - 15:26

Raptor (4 июля в 19:17) писал:

На счет КПД - это если с тепловой...а по электрике всего 30-40%, без экономики никуда альтруистов нет. Ради самого факта действа только госкомпании работают - им надо осваивать средства мы же расходуем

чем грозит перекачка нефти и газа по напорной трубе на большие расстояния?

Как-то все противоречиво у вас Раптор

Предлагаю поставить реальный (!) процесс с ранее немыслимым КПД в 80%, а вы в ответ говорите - экономика... альтруистов нет... Экономика при КПД в 80% - просто сумасшедшая!

Перекачка нефти и газа т.е. "мультифазной смеси" - откуда и куда качаем? Какой нефти - товарной, скважинной? Газ - из скважины или подготовленный? Обычно, перекачка мультифазной смеси это стремное дело... Одни мультифазные насосы уже дают головной боли - 1 млн. евро за штуку

Наверх

Ссылка #61 Ходаковский В.А. 05 июля 2008 - 15:48

Bulldozer (5 июля в 15:26) писал:

Как-то все противоречиво у вас Раптор http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/smile.gif Предлагаю поставить реальный (!) процесс с ранее немыслимым КПД в 80%, а вы в ответ говорите - экономика... альтруистов нет... Экономика при КПД в 80% - просто сумасшедшая! http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/smile.gif
Перекачка нефти и газа т.е. "мультифазной смеси" - откуда и куда качаем? Какой нефти - товарной, скважинной? Газ - из скважины или подготовленный? Обычно, перекачка мультифазной смеси это стремное дело... Одни мультифазные насосы уже дают головной боли - 1 млн. евро за штуку http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/smile.gif

А парочку реальных примеров можно? Это еще тот стрем! Насосы и сама трасса, обогревы, ингибирование и т.д. Все стараются от такого уйти.Вообще похоже, на известную хохму из "мозгового штурма", когда на базу решений для газопровода с тезисом "подземный транспорт" предлагают - "МЕТРО".

Наверх

Ссылка #62 Bulldozer_гость 05 июля 2008 - 16:45

Vitaly_7777 (5 июля в 15:48) писал:

Парочку реальных примеров чего? :rolleyes:

Наверх

Ссылка #63 Kobold_гость 05 июля 2008 - 17:56

Низконапорный газ - это скорее всего ПНГ из НГС и факельных линий с давлением 4-5 атм.

Наверх

Ссылка #64 Афанасьев В.М. 05 июля 2008 - 19:18

Упс... Извиняюсь, только сейчас заметил. Если "Протащить трубу-1млн км" это в смысле миллион долларов, а не миллион рублей (что-то меня в рубли клинит все время, про доллары забывать стал, перестали интересовать :biggrin:

), тогда да... Ок. 23 млн. руб./км., это реально.

Наверх

Ссылка #65 Technogaz-22_гость 06 июля 2008 - 15:20

Kobold (5 июля в 19:56) писал:

Низконапорный газ - это скорее всего ПНГ из НГС и факельных линий с давлением 4-5 атм.

"Низконапорный газ" набираете и вам ответят.Сейчас рассматривается концепция "Вовлечение низконапорного нефтяного газа в баланс России".

Наверх

Ссылка #66 Technogaz-22_гость 06 июля 2008 - 15:28

Bulldozer (5 июля в 17:16) писал:

Чем отличается пнг от ннг?Тем,что оба являются неятяным,а составы разные что пнг,что ннг на разных месторождениях.Закачать метан можно,только сначала нужно очистить пнг от жидкости и других газов.Для газпрома добыча газа ниже 18 бар становится нерентабельной из-за необходимости компримирования,а для небольшой компании что,будет очень выгодно?подготовь,закачай,доставь,продай или сьешь сам-неслабое давленьице предлагаете-около 160 бар.

Наверх

Ссылка #67 Raptor_гость 06 июля 2008 - 16:48

Translator (5 июля в 15:34) писал:

Только в том случае если вы смешиваете синтетику с промысловой нефтью не ведя раздельный учет.
Продукт переработки ПНГ не облагается НДПИ ни в каком виде, вас ввели в заблуждение, даже если вы переработали природный газ газового месторождения в синтетику вы не будете обложены НДПИ т.к. она не является объектом налогообложения, а за газ НДПИ вы уже заплатили в противном случае это двойное налогообложение что противоречит НК РФ.
Правда я натолкнулся на документ - приказ Минфина регламентирующий максимальную стоимость продажи ПНГ - в зависимости от жирности в коридоре от 73 до 442 руб.без НДС за 1000м3 ПНГ. И все

P.S. Из угля синтез-газ производство крайне не экологично

Наверх

Ссылка #68 Raptor_гость 06 июля 2008 - 16:56

Bulldozer (5 июля в 16:26) писал:

Т.е.? вы хотите сказать что существуют турбины совмещенные с генератором без рецикла выходящих газов дающая 80% КПД? или я не правильно понял вас....

Bulldozer (5 июля в 16:26) писал:

Меня интересует перекачка нефти и попутного газа по одной трубе от ДСН до ЦППН на расстояние 60-100 км, какие в этом случае могут озникнуть трудности кроме мультифазных насосов (хотя предполагал механизм инжектора - струйного принципа - вода сбрасывается на УПСВешке и поступает в систему ППД, нефть давит ЦНС, газ КС потом в трубе они соединяются и идут одним потоком - такое возможно?)

Наверх

Ссылка #69 Афанасьев В.М. 06 июля 2008 - 17:38

Raptor (6 июля в 17:48) писал:

вас ввели в заблуждение

Зная человека, который "ездил по ушам" моим западным инвесторам, не могу этого исключать. Ну да ладно. Для меня все равно это уже дела минувших дней.

Наверх

Ссылка #70 Technogaz-22_гость 06 июля 2008 - 18:25

Полезные статьи.

Наверх

Ссылка #71 Bulldozer_гость 06 июля 2008 - 19:18

Raptor (6 июля в 16:56) писал:

Вы поняли меня коллега, совершенно правильно!

Именно об этом я и говорю, причем с самого начала :blink:
Речь идет модульных установках (агрегатах) на базе ГТУ/ГПУ, для производства электрического тока и тепла. Такие агрегаты устанавливаются прямо на месте основного электро и теплопотребления, избыток производства электроэнергии направляется в электросеть на другие объекты ну, или в ту же ЛЭП, которую мне все время навязывают здесь

, избыток тепла подается в теплосеть. Более высокий КПД, по сравнению с обычным производством тепла на месте и производством электроэнергии на центральной электростанции, объясняется использованием вторичного тепла (возникающего в процессе производства электроэнергии) на месте его производства. Электрический КПД, в зависимости от от размера установки, может составлять от 25 до 50 % (у GE , насколько мне известно, до 60%), однако благодаря утилизации вторичного тепла КПД этих агрегатов доходит до 80-90%. Таким образом, такие агрегаты экономят до 40%(!) первичной энергии. Как я уже писал, рынок таких установок довольно большой и свободный - самые дорогие делают американы, значительно дешевле чехи, по моему их начали уже делать в Сумах, по разумным ценам и с приемлемым качеством.

Наверх

Ссылка #72 Афанасьев В.М. 06 июля 2008 - 20:06

Bulldozer (6 июля в 20:18) писал:

ну, или в ту же ЛЭП, которую мне все время навязывают здесь http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/smile.gif

Ага. Щаззз. Размечтались. Из серии "а давайте строить дирижабли" http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/glare.gif

Наверх

Ссылка #73 Bulldozer_гость 06 июля 2008 - 20:10

Translator (6 июля в 20:06) писал:

Ага. Щаззз. Размечтались. Из серии "а давайте строить дирижабли" http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/glare.gif

Это почему?

Наверх

Ссылка #74 Bulldozer_гость 06 июля 2008 - 20:41

Translator (4 июля в 13:24) писал:

НО! Еще раз, будьте добры, раскройте формулу утилизации 95 (!) процентов добываемого ПНГ на теплоэнергоустановках. В упор не вижу. Хотя вопросом и приходилось заниматься вплотную. На одном из хорошо знакомых мне месторождений действительно стоят четыре ГПУ фирмы Jenbacher по 1,5 МВт и хорошо утилизируютПНГ, во всяк случае Минприроды по ХМАО с ними счастливо по проценту утилизации. При добыче 300 тыс. тонн и газовом факторе 80.

Вообще-то, этим вопросом, вплотную занимался именно я, поскольку и был автором этой идеи.
300 тыс.тн/год, ГФ 80 и 4 Jenbaher - это уважаемый Транслятор, может быть только СТ ЗАО "Голойл", директором оп управлению которого я являлся, по видимому до вашего прихода. Да нашего прихода туда, там факела не было... потому что не было даже факельной линии :biggrin:

, а газ просто сбрасывался в атмосферу! Нефть возили нефтевозами по зимнику, 3-4 мес. в году... Потом, мы зимой построил напорный нефтепровод и тогда уже поставили факельную установку... А когда, я поставил вопрос о том что мы не будем тянуть ЛЭП, а будем обеспечивать потребности месторождения за счет утилизации ПНГ, все эти генералы стали топать ногами и кричать, что они по 25 лет в нефтянке, что они занимаются здесь серьезным делом, что они "умеют считать деньги", проектный институт кричал что не он не подпишет такого новационного изменения к проекту и т.д. и т.п. Однако, как уже писал выше, мне удалось убедить акционеров Голойла в правильности моего варианта и было сделано именно так, как я и предложил. В результатате, Голойл стал выполнять требования лицензионного соглашения, нагнал отставание по срокам ввода месторождений в эксплуатацию, добился высокой и стабилльной добычи, при этом себестоимости добычи нефти, как помню была в 10 раз ниже среднеотраслевой, причем в существенной части за счет отказа от ЛЭП и утилизации ПНГ, и потом Голойл даже получил какое-то знамя/диплом от ХМАО, как первая компания в ХМАО добившаяся 95% утилизации ПНГ, правда в это время я уже уехал в Канаду...
Так какую вам формулу 95% утилизации ПНГ раскрыть надо? :biggrin:

Наверх

Ссылка #75 Bulldozer_гость 06 июля 2008 - 20:48

Raptor (6 июля в 16:56) писал:

Полагаю что корректный ответ можно дать только имея всю исходную информацию - качество нефти и газа (до и после), схему потоков (давления, температуры), посмотреть ГДМ и т.д. Если сказать, в общем, то я принципиально против таких мультифазных перекачек,
во-первых из-за того что при этом имеет место сверхвысокая стоимость покупки насосного оборудования и и сверхвысокая стоимости его последующего обслуживания и сервиса,
а во-вторых, из-за того при этом будет иметь ускоренной износ трубы - коррозия и кавитация....

Наверх

Ссылка #76 Raptor_гость 07 июля 2008 - 12:55

Японский бог - помнится когда на ДНСке сорвало пламя с факела а авторозжиг не работал по причине раздолбайства, к тому же подлый хант Яша капнул о случившемся факте не абы куда а прямо нач.НГДУ....сколько нежности и любви я тогда получил, и главный инженер, милейший в душе человек, собственной персоной прибыл, а время его ой как дорого, на место действа дабы внушить мне любовь к профессии заставив самолично зажечь "огонь мира"....а тут - в атмосферу....мдаааа

На счет ускоренного износа, благодарю, помозгую.
Кстати никого с Оренбурга нет? у них оказывается такое работает !!!!
Нашел http://www.jetsys.ru/011.html описание принципа, написано: "Эжектор применяется в ОАО "Оренбургнефть" Тюменской нефтяной компании с 1997 г. по настоящее время"....

[/url]

Наверх

Ссылка #77 Bulldozer_гость 07 июля 2008 - 13:28

Raptor (7 июля в 12:55) писал:

Сочувствую :ohmy: С этими северными народами, с ними все время морока http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/smile.gif Их родовые угодья, прямо везде - ни пройти тебе, ни проехать http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/smile.gif

Raptor (7 июля в 12:55) писал:

На счет ускоренного износа, благодарю, помозгую.
Кстати никого с Оренбурга нет? у них оказывается такое работает !!!!

У меня там к сожалению никого нет http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/sad.gif . Наверно можно взять справочник и по "нефтянке" позвонить прямо в тех.отдел. Народ думаю скажет как это реально работает ... Если отзывы будут положительные, тогда наверно было бы неплохо туда съездить по обмену опытом http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/smile.gif , взять паспорта качества нефти и газа (чтобы сравнить их с вашим качеством), посмотреть ГД модели, ну и самое главное, в ЦДНГ поговорить с работягами и инженерами ... Мы же знаем, как это бывает, когда фирма пишет, что внедрено и работает, а на месте оказывается - что все идет по байпасу http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/smile.gif

Наверх

Ссылка #78 Technogaz-22_гость 09 июля 2008 - 09:29

Разделение ПНГ(ННГ) на аппаратах НВА

Прикрепленные файлы

Аппараты_НВА.doc (25К)
Количество загрузок:: 298

Наверх

Ссылка #79 Bulldozer_гость 09 июля 2008 - 15:11

Technogaz-22 (9 июля в 9:29) писал:

Разделение ПНГ(ННГ) на аппаратах НВА

Выглядит, конечно, красиво - подаем ПНГ на вход, вихревые потоки ... самосепарация.. и на выходе - сухой газ и ШФЛУ. Эти аппараты где-то уже работают?

Наверх

Ссылка #80 Technogaz-22_гость 09 июля 2008 - 16:44

Bulldozer (9 июля в 17:11) писал:

на пяти месторождениях

Наверх

Ссылка #81 Raptor_гость 09 июля 2008 - 17:10

Если я не ошибаюсь нам такую установку позиционировали как очистку выхлопа ГТЭС с регенерацией тепла и сильно смахивала на ректификационную колонну....
Для газа турбодетандеры применяют хорошо, хотя для него конечно давление на входе надо но зато на выходе и холод и "энергия", а при каком давлении работает эта "штучка"? если не секрет, скажите месторождение http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/wink.gif

Наверх

Ссылка #82 Technogaz-22_гость 09 июля 2008 - 17:29

Одна на Бавлах,установка сероочистки ПНГ,вторая Когалым,Лукойл-Западная Сибирь.

Прикрепленные файлы

установка_разделения_газа_1.jpg (111,63К)
Количество загрузок:: 80
установка_разделения_газа_2.jpg (157,26К)
Количество загрузок:: 81
ВИХРЕВЫЕ_УСТАНОВКИ.doc (45К)
Количество загрузок:: 315
Учёный.doc (52,5К)
Количество загрузок:: 422

Наверх

Ссылка #83 Technogaz-22_гость 09 июля 2008 - 17:31

Raptor (9 июля в 19:10) писал:

Давление от 3 бар и выше.

Наверх

Ссылка #84 Raptor_гость 09 июля 2008 - 18:05

Нашел у них еще струйно-компрессорную установку под эгидой "исключения сжигания на факелах низконапорных газов", посмотрю что такое...

Наверх

Ссылка #85 Bulldozer_гость 09 июля 2008 - 19:46

Raptor (9 июля в 18:05) писал:

А я то никак не мог понять, отчего на Красноводском НПЗ недавно произошел большой пожар ... Шутка http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/smile.gif Про пожар - правда http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/sad.gif
Единственно, что меня смущает это "сжатие взрывоопасных газов", а так, очень симпатичный аппарат... Жаль, что сейчас я не на производстве, а то обязательно собрал бы с главинжем техсовет ...

Наверх

Ссылка #86 Ходаковский В.А. 09 июля 2008 - 20:14

Если не ошибаюсь, то принцип известен достаточно давно и описан даже в ВУЗовской литературе
по общим химическим технологиям для азотчиков (нет под рукой книги, а тоб написал).

Так вот, если кто не знает, есть такой Оренбургский гелиевый завод, где из газа получают гелий путем
практически полной конденсацией всего объема природного (остаеся только гелий и немного азота, уж очень низкие температуры кипения у гелия http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/smile.gif. Вообщем проходит полное сжижение ПГ, правда потом СПГ возвращается в газовое состояние, а теплота испарения рекуперируется. А на первой ступени этого процеса стоит дросель который подрезает давление на 10 ата (ну термодинамика у гелия специфическая и нельзя по технологии сразу отдетандерить). К чему я это --- да очень важно в процессе этом холода побольше получить, да подешевле.
Так вот, сразу прошу прощения если говорю про горький опыт других людей (в то время еще не работал с гелиевым заводом и только читал отчет и слышал рассказы очевидцев), но лет так 15-20 назад взяли этот вот дросель и впараллель ему поставили такой вот инструмент "вихревой" и РЕЗУЛЬТАТ ПРЕВЗАШЕЛ ВСЕ ОЖИДАНИЯ ....прекрасные показатели один в один с дроселем который стоял в параллель http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/wink.gif
Так что сказать, что эффекта с холодом нет - ложь, а сказать что такой как в теории -тоже ложь. (Эффект сепарации не оценивался, т.к. не нужен был). Вот так - внедрения есть, показатели есть, но не то что хотелось http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/wink.gif
Вообщем извиняюсь, если не по адресу, но люди должны знать героические этапы внедрения новых технологий.

Наверх

Ссылка #87 Ходаковский В.А. 09 июля 2008 - 20:36

Raptor (9 июля в 18:05) писал:

По описанию, схема работоспособная. Вот только есть у меня сомнения по поводу извлечения С3+, чето высоковато извлечение,т.к. заявляют равновесие при 6 атм (дают сжатие, значит и сепарция при том же давлении) эквивавлентно равновесному 24 атм. В технологии маслянки (по сути тот же процесс с точки зрения извлечения С3 они и применяют), думаю для этого пришлось бы захолодить до 0..-5С. Хотя не имея параметров процесса (что за газ, какие давления температуры), оценить не реально.

Наверх

Ссылка #88 Technogaz-22_гость 09 июля 2008 - 20:58

Vitaly_7777 (9 июля в 22:36) писал:

Многое из того,что применяли в начале и середине прошлого века не нашло применения.И этот эффект,Ранке-Хилша,не раскручен.Была кафедра в Куйбышевском Авиционном,помогали США в борьбе торнадо,на ликвидации последствий Чернобыля, а потом забыли.

Наверх

Ссылка #89 Raptor_гость 10 июля 2008 - 19:11

Техсовет...у нас это теперь называют "фокус-группа", собрание "шаманов" - из последнего- обсуждали организацию перекачки нефти и газа в одной трубе:...наука заявила что это противоречит законам "кого-то великого" и будет образовываться газовая пробка на участках перегибов и особенно в местах преодоления водных преград, т.к. газ сжимаем то эту пробку не "продавить" и прийдется или "перепустить" путем стравливания в атмос или сделать хитрый лупинг, и вообще надо качать в трубе с давлением выше давления насыщения нефти а это то еще давленице+реконструкция всего и это дорого.

Кто-нибудь знает почему эта самая газовая пробка не образуется в нефтесборном коллекторе где идет и нефть и газ и вода и есть "песочек" и все это на давлении 4-20 атм с дистанцией до 40 км с перепадами по альтитуде? силы небесные не в счет

Наверх

Ссылка #90 Technogaz-22_гость 10 июля 2008 - 20:09

Raptor (10 июля в 21:11) писал:

"Засунуть" газ в жидкость физическими способами,когда в естественных условиях происходили тысячалетиями и химические,и физические превращения- сложно за несколько часов.Также дорого,как сжижать и сжимать газ.Врочем очищать и качать на тысячи километров не дешевле.
Очень скоро признают,что газификация энергетики ошибочная стратегия.Доля угля в энергетике США 70%, в Германии 60%, в России 18%.

Наверх

Ссылка #91 Ходаковский В.А. 10 июля 2008 - 21:38

Raptor (10 июля в 19:11) писал:

Техсовет...у нас это теперь называют "фокус-группа", собрание "шаманов" ......Кто-нибудь знает почему эта самая газовая пробка не образуется в нефтесборном коллекторе где идет и нефть и газ и вода и есть "песочек" и все это на давлении 4-20 атм с дистанцией до 40 км с перепадами по альтитуде? силы небесные не в счет

Думаю, если "шаманы" сделали выводы о шапках при транспорте товара, так же прошаманят и шлейфы http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/wink.gif

Наверх

Ссылка #92 Raptor_гость 10 июля 2008 - 22:31

Несомненно, но не следует забывать о инертности мышления - "зачем переделывать проект все и так хорошо работает, ну а то что новое, что новое - это еще как посмотреть". Сопротивление внедрениям со стороны функциональных работников очень большое.

По поводу газификации энергетики - в ГП у руля сейчас "экономисты", РАО ЕЭС распалась на частные компании, если раньше это было государство то теперь нет и какая будет для них ценовая вилка за газ это еще поживем-увидим, что возобладает рентабельность или соцответственность. Но то что просто так перейти вдруг на другое топливо или резко увеличить тариф не получится это и так понятно. Мы же используем "свет" для внутреннего потребления.
Чтоб начать переработку ПНГ надо для начала его собрать в одном месте и обеспечить "рентабельный минимум" - телодвижений из-за литра продукта никто совершать не будет, а чем крупнее производство тем меньше себестоимость. Акционерам "плоско" внедрения и "утилизация" им важна прибыль в динамике роста - не обеспечиваешь-свободен вот и весь разговор

Наверх

Ссылка #93 Афанасьев В.М. 11 июля 2008 - 09:31

Raptor (10 июля в 20:11) писал:

Кто-нибудь знает почему эта самая газовая пробка не образуется в нефтесборном коллекторе где идет и нефть и газ и вода и есть "песочек" и все это на давлении 4-20 атм с дистанцией до 40 км с перепадами по альтитуде? силы небесные не в счет

Ну отчего же не образуется? Еще как образуется. В тех самых перепадах той самой альтитуды vs. давление, скорее всего, все дело и есть.

Наверх

Ссылка #94 Technogaz-22_гость 14 июля 2008 - 10:04

Raptor (4 июля в 16:29) писал:

Все же давайте будем откровенны - альтернативы нет...либо на ГТЭС либо обратно в землю - причем и в этом случае запитать компрессор снимая крутящий с вала турбины (ГПА)благое дело. причем становится рентабельно даже ставить компрессор на вторую ступень сепарации нефти (обычно газ на факел идет с нее) и дожимать этот газ - что раньше никогда не делали т.к. 0,5 атм дожать до трубы это затратно.
По поводу себестоимости ...если опустить стоимость ПНГ (т.к. считаю что затраты сидят в нефти, хотя некоторые пишут по 200-600 руб/1000м3) то газопоршневая берет 200-300 м3/час газа на 1 МВт газотурбинная 7000 м3/час (60 млн в год) на 25 МВт - на выходе получаем со всем вместе менее рубля в первом случае, по втором менее 20 коп за кВт/час электроэнергии и тепловой энергии - 100 руб за Гкал., окупаемость 8 месяцев при удельных капвложениях 300-700 $/кВт (чем выше мощность тем меньше удельные.
Учитывая потребление ДНС и КНС (особенно ее мегаватные движки) мы получаем значительную экономию и отсутсвие необходимости в остановках на часы пик.
Даже обращаясь в сторону других компаний - знаю опыт Роснефти что поставила на Черпаю (НАО) миниНПЗ и газопоршневую - и получили такую экономию....

Вариант использования ПНГ в качестве топлива для турбин или газодизелей с экологической точки зрения оказывается не самым лучшим, так как при этом вместо вредных веществ 4 класса опасности производится выброс в атмосферу веществ 2 и 3 классов. Поэтому экологические последствия использования газа оказываются более губительными для окружающей среды, чем простое рассеивание ПНГ в атмосфере

Наверх

Ссылка #95 Bulldozer_гость 14 июля 2008 - 16:09

Raptor (10 июля в 22:31) писал:

Несомненно, но не следует забывать о инертности мышления - "зачем переделывать проект все и так хорошо работает, ну а то что новое, что новое - это еще как посмотреть". Сопротивление внедрениям со стороны функциональных работников очень большое.
По поводу газификации энергетики - в ГП у руля сейчас "экономисты", РАО ЕЭС распалась на частные компании, если раньше это было государство то теперь нет и какая будет для них ценовая вилка за газ это еще поживем-увидим, что возобладает рентабельность или соцответственность. Но то что просто так перейти вдруг на другое топливо или резко увеличить тариф не получится это и так понятно. Мы же используем "свет" для внутреннего потребления.
Чтоб начать переработку ПНГ надо для начала его собрать в одном месте и обеспечить "рентабельный минимум" - телодвижений из-за литра продукта никто совершать не будет, а чем крупнее производство тем меньше себестоимость. Акционерам "плоско" внедрения и "утилизация" им важна прибыль в динамике роста - не обеспечиваешь-свободен вот и весь разговор

Как мне кажется, вопрос утилизации ПНГ приобрел в настоящее время, кроме чисто технического и/или экономического, еще и политический момент. Поэтому, на мой взгляд, акционеры реально оценивают прогнозируемые риски в случае не решения этого вопроса и понимающе отнесутся к тому, что некоторые мероприятия по его решению, будут или не совсем прибыльны или просто неприбыльны... Решение вопроса утилизации ПНГ, фактически превращается в одну из мер по защите их активов, поэтому, уверен что если акционерам объяснить этот вопрос, то они поддержат практически любой предложенный вариант, лишь бы он оперативно и уверенно доводил % утилизации до 95.

Наверх

Ссылка #96 Technogaz-22_гость 14 июля 2008 - 17:48

Bulldozer (14 июля в 18:09) писал:

При этом шуме неплохой способ поиметь готовый участок с лицензией-экспроприацией.
Утилизировать будут,но сегодня появились в связи с ростом цен на нефть рычаги экономические,сгорает по большому счету нефть.
По моему мнению будут два способа борьбы с огнем-1. переработка ПНГ и 2. утилизация ПНГ.В первом можно получить прибыль,во втором-убыток.
И сегодня компании успешно сжигают в печах ПНГ,доводя процент утилизации до 95% и выше.

Наверх

Ссылка #97 Bulldozer_гость 25 августа 2008 - 13:26

DMC (25 августа в 12:10) писал:

А вот у некоторых недропользователей в условиях лицензионных соглашений записано "утилизировать попутный газ в соответствии с проектной документацией".
Кто нибудь имел опыт общения с контролирующим органом - с позиции доказать, что в проектном документе указано не 95 %, а 20%, а может быть - и вообще не установлено, а может быть утверждено "в связи с небольшими объёмами - газ направляется на свечу рассеивания"?.

Да наверно, никак не удастся доказать. Более того, если в вашем случае ситуация действительно 20% на 95%, то накажут еще тех, кто проектировал и одобрял, ну и вас достанут за то что в проектную документацию не внесены соответствующие изменения. Это же уже политика, а здесь логика совсем другая http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/smile.gif

Наверх

Ссылка #98 Bulldozer_гость 03 сентября 2008 - 14:19

Bulldozer (3 июля в 19:58) писал:

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 свое время, когда я этим занимался, фирма Tedom ( http://cogeneration.tedom.eu ) предлагала довольно разумные цены.
Предлагаемые ими установки, могут быть как (1) только по производству эл. энергии (т.е. обычные газопоршневые станции), так и (2) когенерационные, то есть выдающие на "гора" - эл.энергию + теплоэнергию. Тепло вырабатывается за счет утилизации отходящих газов, в результате КПД такой установки достигает невиданных высот - 90% и выше (!) и, соответственно, экономика утилизации ПНГ. И экологичность, тоже улучшается ...

Наверх

Ссылка #99 Муниров А.Р. 03 сентября 2008 - 15:15

Каким образом НПГ готовили? или они любой газ потребляют.Глубоко извиняюсь за формулировку вопроса!
Но хотелось бы расширить знания по этому вопросу, так как задача руководством поставлена, а на грабли наступать не хочется.

Наверх

Ссылка #100 Bulldozer_гость 04 сентября 2008 - 14:19

Azat 63 (4 сентября в 10:24) писал:

Глубоко извиняюсь за формулировку вопроса!
Но хотелось бы расширить знания по этому вопросу, так как задача руководством поставлена, а на грабли наступать не хочется.

Итак по сути вопроса
Для того, чтобы попутный нефтяной газ (ПНГ) мог быть использован в качестве сырья для рекомендованных установок, надо взять показатели качества ПНГ и отдать их производителю, который их проанализирует и скажет - как готовить ваш ПНГ, чтобы его качество стало приемлемым для данного типа установок. В зависимости от качества ПНГ на вашем месторождении, могут потребоваться какие-либо дополнительные блоки оборудования.
При подготовке данных для производителя, конечно нужно учесть специфику ПНГ, поскольку ПНГ имеет индивидуальные показатели качества по каждому пласту (залежи), кроме того того, на реальном месторождении ПНГ из разных пластов смешивается в еще более причудливую смесь. Более того, по мере выработки пластов и изменения состава вовлекаемых индивидуальных ПНГ, состав такой смеси будет меняться, также состав ПНГ будет меняться и в результате отключения отдельных пластов на время проведения ГТМ и подключения новых, вводимых в разработку.
Таким образом, мы имеем систему изменяющихся во времени показателей и чтобы корректно их описать, нам будут нужны: либо ряд статических либо одна динамическая модель состава ПНГ, корректно описывающая состав ПНГ. Наверно, группа геологов ведущая разработку данного месторождения вместе с технологами, должна дать вам паспорт качества на текущую дату и изменение (колебания) показателей качества во времени. Такая информация позволит производителю определить состав необходимого оборудования, необходимого для стабильной работы когенерационных установок.
Удачи http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/smile.gif