Виталий Ходаковский

Технологии переработки природного газа (в том чиле попутный нефтяной газ, газ деэтанизации и др.)

Recommended Posts

 

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

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

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

Годовая добыча - 3.5 млн тн год. Фактор -200. Может быть и дешевле жечь газ  (хотя я бы все-таки аккуратно посчитал), но здесь главнее вопрос - выполнение условий лицензионного соглашения ... да, штрафы можно заплатить, но потом, на комиссии  - потерять лицензию на право добычи...  И, потом, что такое 1,5 млн евро на 15 лет амортизации и 95% утилизации ПНГ?

 

Хотя, ответ я писал вроде бы другому smile.gif

Share this post


Link to post
Share on other sites

Согласен. Таких установок-газопоршневых,газотурбинных-много.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Я по аналогичному поводу уже высказался в соседней ветке, но повторюсь и здесь.

Когда я еще работал в небольшой западно-сибирской нефтяной компании, мы полностью обеспечили новое месторождение эл. энергией и теплом за счет утилизации ПНГ.

Bulldozer, новое месторождение (в отличие от старого) характерно в данном контексте двумя принципиально важными признаками:

1. Малым количеством скважин => малым объемом добываемого газа. Когда месторождение будет полностью разбурено и объем добываемого ПНГ возрастет в разы, никакие энергоблоки вас в плане утилизации ПНГ не спасут и даже наоборот, будут вредить нормальной разработке. ЛЭП таки придется тащить, никуда не денетесь. И факелок зажжете, пусь в ночи освещает путь самолетам и греет лесотундру зимой."Проверено электроникой" (с)

2. Отсутствием инфраструктуры, включая ЛЭП. Все правильно. При малых объемах добычи потребность в электроэнергии маленькая, можно обойтись генераторами. Начиная с примерно 300 тыс. тонн годовой добычи (грубо говоря, от 100... да что там от 100, от 50 скважин с ЭЦН), ЛЭП тащить придется.

Даже не стали туда тянуть ЛЭП.

Ну вот видите. Сами и пишете о том же: ЛЭП тянуть не стали, ибо на этапе освоения это дорого. Дешевле завезти какой-нть Енбахер на мегаватт. И так поступают очень многие компании (см. ниже).

В результате утилизация ПНГ - 95-98%.

Повторяю еще раз. Вашей заслуги в этом высоком проценте утилизации не было ровным счетом никакой. Просто была маленькая добыча ПНГ. Вот и все.

Неужели до сих пор, этот опыт не смог распространиться по Сибири?

Не огорчайтесь так. Нефтяники люди умные и деньги считать умеют хорошо. По всей Западной Сибири работают сотни небольших энергоблоков. В основном, производства Jenbacher и Carterpillar (эти две фирмы как-то удачно захватили рынок турбопоршневых установок). Газотурбинные установки на бОльшие объемы ПНГ в основном наши, из Рыбинска и с Пермских моторов.

Но! Выработка э/э такими генераторами не является решением проблемы утилизации ПНГ. Те, кто думает и заявляет иное, либо маркетологи фирм-производителей этого оборудования и занимаются рекламой, либо натуральные проходимцы, либо просто некомпетентны в вопросе.

Потому что генерирующие мощности потребляют мизерное количество газа по сравнению с теми объемами, которые прут из скважин.

И, с т. зр. нормальной экономики, если вам на месторождении не достался в наследство с советских времен построенный предками ГПЗ с врезкой в какой-нибуть там Сибур, жечь газ на факеле и платить штрафы будет выгоднее всего. Даже если штрафы задерут еще в 10 раз. "Проверено электроникой" (с) wink.gif

Share this post


Link to post
Share on other sites
Годовая добыча - 3.5 млн тн год. Фактор -200. Может быть и дешевле жечь газ  (хотя я бы все-таки аккуратно посчитал)

А чего тут считать? 3,5*200 = 0.7 млрд м3/год (грубо). Вообще объемчик неслабый такой, сюда и газовиков подпустить можно было бы, но это - отдельная тема.

Ну и сколько газа у вас уходит на энергоустановки? Что за энергоблоки? Количество? Мощность? Неужели 90%+ этого объема? С Красноярской ГЭС соревнуетесь? И куда вам столько электричества?

 

По ходу, газотурбинные установки Сименса потребляют примерно 0,07 м3 (ноль целых семь сотых) кубометра ПНГ в час на мегаватт. Один 12-мегваттный блок, таким образом, потребляет аж двадцать кубов газа в сутки. То есть целых семь тысяч триста кубов в год. На знакомой мне УППН мощностью 0,9 млн. тонн в год стоят два таких агрегата (один в работе, второй дежурный). Так что там насчет процента утилизации? glare.gif  

 

но здесь главнее вопрос - выполнение условий лицензионного соглашения ...

 

Ага. В Минприроды дураки сидят. Они о приведенных выше цифрах и не догадываются. От них энергоблоком отмахнуться легко, мол, вот, утилизируем.... :blush: glare.gif

 

... да, штрафы можно заплатить, но потом, на комиссии  - потерять лицензию на право добычи... 

 

Насчет потерять лицензию... На данный момент случаи отзыва лицензий за факелы покамест неизвестны. И, думаю, процент утилизации ПНГ в списке причин отзыва лицензий еще долго будет стоять на последнем месте.

 

И, потом, что такое 1,5 млн евро на 15 лет амортизации и 95% утилизации ПНГ?

 

Дело конечно не в 1,5 млн. евро (хотя в отрыве от контекста эта цифра сама по себе ни о чем не говорит; например, есть еще и эксплуатационные затраты). 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. 

Хотя, ответ я писал вроде бы другому smile.gif

Дык... Какая разница? Пишете ведь в открытый публичный форум... smile.gif

 

 

Share this post


Link to post
Share on other sites
А чего тут считать? 3,5*200 = 0.7 млрд м3/год (грубо). Вообще объемчик неслабый такой, сюда и газовиков подпустить можно было бы, но это - отдельная тема.

Ну и сколько газа у вас уходит на энергоустановки? Что за энергоблоки? Количество? Мощность? Неужели 90%+ этого объема? С Красноярской ГЭС соревнуетесь? И куда вам столько электричества?

 

По ходу, газотурбинные установки Сименса потребляют примерно 0,07 м3 (ноль целых семь сотых) кубометра ПНГ в час на мегаватт. Один 12-мегваттный блок, таким образом, потребляет аж двадцать кубов газа в сутки. То есть целых семь тысяч триста кубов в год. На знакомой мне УППН мощностью 0,9 млн. тонн в год стоят два таких агрегата (один в работе, второй дежурный). Так что там насчет процента утилизации? glare.gif  

 

 

Ага. В Минприроды дураки сидят. Они о приведенных выше цифрах и не догадываются. От них энергоблоком отмахнуться легко, мол, вот, утилизируем.... :blush: glare.gif

 

 

Насчет потерять лицензию... На данный момент случаи отзыва лицензий за факелы покамест неизвестны. И, думаю, процент утилизации ПНГ в списке причин отзыва лицензий еще долго будет стоять на последнем месте.

 

 

Дело конечно не в 1,5 млн. евро (хотя в отрыве от контекста эта цифра сама по себе ни о чем не говорит; например, есть еще и эксплуатационные затраты). 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. 

Дык... Какая разница? Пишете ведь в открытый публичный форум... smile.gif

 

 

Это случайно на Голевом?

Share this post


Link to post
Share on other sites

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....

Share this post


Link to post
Share on other sites

Кстати никто не занимался вопросом утилизации ПНГ путем закачки в искусственное ПХГ, т.е. вот например у нас пласт на 3000, большой ГФ, чтоб газ не давить обратно с таким огромным давлением мы создаем ПХГскажем на 1200 м (при наличии хорошей естественной ловушки) или в шапку браунфилда что рядышком расположено и уже на издохе?

Share this post


Link to post
Share on other sites
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....

Вот-вот!Что касается "денежной" составляющей, то я не стал бы на ней зацикливаться... Экономисты, они могут посчитать, что это убыточно и могут посчитать, что это выгодно smile.gif Как поставить задачу, а какие исходные принять ... Кроме того, как я написал в соседней ветке, не обязательно покупать дорогие американы (которые австрийцыsmile.gif, можно купить ничем не хуже, но значительно менее дорогие - чешские, по-моему уже и украинцы в Сумах стали делать надежные и недорогие ГТУ... Можно и не покупать, а взять в лизинг... Тогда от полной стоимости установки будет только 10-25% начальных затрат, а остальное будет размазано на 15-20 лет в лизинговых платежах... которые 100% пойдут на себестоимость.... Чисто практически - высокоэнергетический продукт (ПНГ) тупо греет небо и загрязняет воздух, что совсем неправильно ...

Share this post


Link to post
Share on other sites
Я по аналогичному поводу уже высказался в соседней ветке, но повторюсь и здесь.

Bulldozer, новое месторождение (в отличие от старого) характерно в данном контексте двумя принципиально важными признаками:

1. Малым количеством скважин => малым объемом добываемого газа. Когда месторождение будет полностью разбурено и объем добываемого ПНГ возрастет в разы, никакие энергоблоки вас в плане утилизации ПНГ не спасут и даже наоборот, будут вредить нормальной разработке. ЛЭП таки придется тащить, никуда не денетесь. И факелок зажжете, пусь в ночи освещает путь самолетам и греет лесотундру зимой."Проверено электроникой" (с)

2. Отсутствием инфраструктуры, включая ЛЭП. Все правильно. При малых объемах добычи потребность в электроэнергии маленькая, можно обойтись генераторами. Начиная с примерно 300 тыс. тонн годовой добычи (грубо говоря, от 100... да что там от 100, от 50 скважин с ЭЦН), ЛЭП тащить придется.

Ну вот видите. Сами и пишете о том же: ЛЭП тянуть не стали, ибо на этапе освоения это дорого. Дешевле завезти какой-нть Енбахер на мегаватт. И так поступают очень многие компании (см. ниже).

Повторяю еще раз. Вашей заслуги в этом высоком проценте утилизации не было ровным счетом никакой. Просто была маленькая добыча ПНГ. Вот и все.

Не огорчайтесь так. Нефтяники люди умные и деньги считать умеют хорошо. По всей Западной Сибири работают сотни небольших энергоблоков. В основном, производства Jenbacher и Carterpillar (эти две фирмы как-то удачно захватили рынок турбопоршневых установок). Газотурбинные установки на бОльшие объемы ПНГ в основном наши, из Рыбинска и с Пермских моторов.

Но! Выработка э/э такими генераторами не является решением проблемы утилизации ПНГ. Те, кто думает и заявляет иное, либо маркетологи фирм-производителей этого оборудования и занимаются рекламой, либо натуральные проходимцы, либо просто некомпетентны в вопросе.

Потому что генерирующие мощности потребляют мизерное количество газа по сравнению с теми объемами, которые прут из скважин.

И, с т. зр. нормальной экономики, если вам на месторождении не достался в наследство с советских времен построенный предками ГПЗ с врезкой в какой-нибуть там Сибур, жечь газ на факеле и платить штрафы будет выгоднее всего. Даже если штрафы задерут еще в 10 раз. "Проверено электроникой" (с) wink.gif

Полностью с Вами согласен- единственный рентабельный способ утилизации пнг (практически универсальный)тот,который позволяет превратить газ в жидкость(GTL).Но не в спг, не в пропан-бутан, а в стабильный продукт,который можно слить в трубу и увеличить обьем нефти.Это то,что нужно нефтяникам.Все остальное, выработка электроэнергии, сжижение и т.д. непрофильная работа.Остается простая проблема-установка gtl должна работать в полевых условиях и обслуживаться нашими нефтяниками.То есть должна быть намного проще паровоза.

А жечь газ,из которого можно получить синтетическую нефть,которая при смешивании поднимает категорию основного продукта, при наличии окупаемого оборудования, становится экономически нецелесообразно,не говоря о штрафах.

Share this post


Link to post
Share on other sites
Полностью с Вами согласен- единственный рентабельный способ утилизации пнг (практически универсальный)тот,который позволяет превратить газ в жидкость(GTL).Но не в спг, не в пропан-бутан, а в стабильный продукт,который можно слить в трубу и увеличить обьем нефти.Это то,что нужно нефтяникам.Все остальное, выработка электроэнергии, сжижение и т.д. непрофильная работа.Остается простая проблема-установка gtl должна работать в полевых условиях и обслуживаться нашими нефтяниками.То есть должна быть намного проще паровоза.

А жечь газ,из которого можно получить синтетическую нефть,которая при смешивании поднимает категорию основного продукта, при наличии окупаемого оборудования, становится экономически нецелесообразно,не говоря о штрафах.

Я не говорил, что GTL - это лучший выход... Я видел разные материалы по GTL, работающие по разным схемам (потокам), однако они все характеризуются высокими давлениями/температурами и очень высокотехнологичным аппаратурным оформлением. Пока, GTL это далеко не паровоз :cool:

На мой взгляд, пока лучший путь использования ПНГ - это когенерационные установки (тепло+эл.энергия), то есть -газотурбинные/газопоршневые установки с отводом и утилизацией тепла. КПД - 80%!!!

Share this post


Link to post
Share on other sites
Кстати никто не занимался вопросом утилизации ПНГ путем закачки в искусственное ПХГ, т.е. вот например у нас пласт на 3000, большой ГФ, чтоб газ не давить обратно с таким огромным давлением мы создаем ПХГскажем на 1200 м (при наличии хорошей естественной ловушки) или в шапку браунфилда что рядышком расположено и уже на издохе?

Это вроде бы как хранение, а не утилизация wink.gif

 

На мой взгляд, пока лучший путь использования ПНГ - это когенерационные установки (тепло+эл.энергия), то есть -газотурбинные/газопоршневые установки с отводом и утилизацией тепла. КПД - 80%!!!

Share this post


Link to post
Share on other sites
Я не говорил, что GTL - это лучший выход... Я видел разные материалы по GTL, работающие по разным схемам (потокам), однако они все характеризуются высокими давлениями/температурами и очень высокотехнологичным аппаратурным оформлением. Пока, GTL это далеко не паровоз :cool:

На мой взгляд, пока лучший путь использования ПНГ - это когенерационные установки (тепло+эл.энергия), то есть -газотурбинные/газопоршневые установки с отводом и утилизацией тепла. КПД - 80%!!!

Это тот случай,когда небольшой обьем добычи и есть потребление эл и тепловой энергии.Но даже в этом случае в своем большинстве пнг жирный газ,и топить им печку(то есть двигатель) не практично.Установка осушки на 30 млн по Ранке-Хилшу,которую мы поставили на Когалыме,не решила проблему с сухим газом.

И остается проблема с выхлопными газами- от пнг,сожженого в гпм или гтм -по конценрации окисей в сравнении с факелом в сотни раз больше.

При современных катализаторах проблема с давлением и температурой решена.Что касается стоимости,то пустая бочка у shell стоит как у нас десять.

Share this post


Link to post
Share on other sites
единственный рентабельный способ утилизации пнг (практически универсальный)тот,который позволяет превратить газ в жидкость(GTL).Но не в спг, не в пропан-бутан, а в стабильный продукт,который можно слить в трубу и увеличить обьем нефти.

Только не забывайте, что при этом дополнительный поданный в трубу объем будет обложен НДПИ по ставке для нефти. Что сведет всю выгоду даже не в ноль, а в минус. Просчитывали уже.

Share this post


Link to post
Share on other sites
то газопоршневая берет 200-300 м3/час газа на 1 МВт  газотурбинная 7000 м3/час (60 млн в год) на 25 МВт

 

Откуда цифры?

Share this post


Link to post
Share on other sites
Это тот случай,когда небольшой обьем добычи и есть потребление эл и тепловой энергии.Но даже в этом случае в своем большинстве пнг жирный газ,и топить им печку(то есть двигатель) не практично.Установка осушки на 30 млн по Ранке-Хилшу,которую мы поставили на Когалыме,не решила проблему с сухим газом.И остается проблема с выхлопными газами- от пнг,сожженого в гпм или гтм -по конценрации окисей в сравнении с факелом в сотни раз больше.При современных катализаторах проблема с давлением и температурой решена.Что касается стоимости,то пустая бочка у shell стоит как у нас десять.

Для GTL сырье должно быть подготовлено практически идеально, чего можно добиться в лабораторных условиях, но очень сомневаюсь что это будет возможным на промысле ...Согласен, вопрос - баланс объема производства ПНГ/выработки тепла и эл.энергии и объемом на собственное потребление, имеет место, также как вопрос с отхоядщими газами. Однако, мне кажется, что все-таки надо смотреть, как использовать эти излишки, а не жечь газ на факеле ... Конкретный, эффективный вариант, без изучения вопроса, предложить трудно - надо знать где находится месторождение, какая имеется инфраструктура, посмотреть проект разработки, качество нефти текущей и прогнозной, качество текущего ПНГ и прогнозное, потребности региона и т.д. и т.п...

Share this post


Link to post
Share on other sites

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  wink.gif

Откуда цифры? технические характеристики энергоустановок, к примеру GE J320 и UGT25000 причем по газотурбинке выход по электрике больше может быть если поставить на "выхлоп" еще и парогенератор.

 

На счет выбросов от турбин...много думаем по этому поводу...страшит меня что введут экологию повыше - есть мысли по поводу поглощения выходов или опять же закачки в пласт - но экономика просто трещит по швам...пока.... А на счет ПХГ- пусть что хранение...главное чтоб "разрешили" учет запасов может государство что приплатит? риторический вопрос к сожалению....

 

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

 

Bulldozer как в Канаде обстоят дела с утилизацией? Правда что на Аляске каждому жителю по $1000 платят дивидендов ежемесячно и еще они не платят подоходный налог в казну штата?

Share this post


Link to post
Share on other sites
при этом дополнительный поданный в трубу объем будет обложен НДПИ по ставке для нефти.

Это смотря где сливать и как учитывать, если правильно то НДПИ на этот объем не начисляется 

Share this post


Link to post
Share on other sites
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  wink.gif

Откуда цифры? технические характеристики энергоустановок, к примеру GE J320 и UGT25000 причем по газотурбинке выход по электрике больше может быть если поставить на "выхлоп" еще и парогенератор.

 

На счет выбросов от турбин...много думаем по этому поводу...страшит меня что введут экологию повыше - есть мысли по поводу поглощения выходов или опять же закачки в пласт - но экономика просто трещит по швам...пока.... А на счет ПХГ- пусть что хранение...главное чтоб "разрешили" учет запасов может государство что приплатит? риторический вопрос к сожалению....

 

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

 

Bulldozer как в Канаде обстоят дела с утилизацией? Правда что на Аляске каждому жителю по $1000 платят дивидендов ежемесячно и еще они не платят подоходный налог в казну штата?

В канаде все нормально-в обычное дизельное топливо,используемое в городских автобусах с дизелями-в обязательном порядке добавляется 20% синтетического дизельного топлива для придания ему статуса евро-5.Синтетическое дизельное топливо производят из нефтяного газа на заводах shell.В основном это Катар.Еще в Канаде перерабатывают битумоносный песок,с коэффициентом 2.У нас из такого отсыпают дороги.

Share this post


Link to post
Share on other sites

И, кстати говоря, вариант конверсии ПНГ в сжатый газ (с высокой долей метана- СПГ), тоже хороший вариант. СПГ - это великолепное моторное топливо с ОЧ около 100 ед. Значит, всю технику можно будет перевести на это топливо... Зимой, правда, будут иметь некоторые сложности, но зато какая экономия на бензине и дизеле!!!

Share this post


Link to post
Share on other sites
Для GTL сырье должно быть подготовлено практически идеально, чего можно добиться в лабораторных условиях, но очень сомневаюсь что это будет возможным на промысле ...Согласен, вопрос - баланс объема производства ПНГ/выработки тепла и эл.энергии и объемом на собственное потребление, имеет место, также как вопрос с отхоядщими газами. Однако, мне кажется, что все-таки надо смотреть, как использовать эти излишки, а не жечь газ на факеле ... Конкретный, эффективный вариант, без изучения вопроса, предложить трудно - надо знать где находится месторождение, какая имеется инфраструктура, посмотреть проект разработки, качество нефти текущей и прогнозной, качество текущего ПНГ и прогнозное, потребности региона и т.д. и т.п...

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. 

Share this post


Link to post
Share on other sites

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

Share this post


Link to post
Share on other sites
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  wink.gif

Bulldozer как в Канаде обстоят дела с утилизацией? Правда что на Аляске каждому жителю по $1000 платят дивидендов ежемесячно и еще они не платят подоходный налог в казну штата?

На месторождениях которые я видел - факелов нет. Правда, в Онтарио - факел видел! На местном НПЗ в Сарнии - горит smile.gif Насчет дивидендов и налогов, ничего не могу сказать... У северных, малочисленных народов много льгот и субвенций... Может и такие есть...

Share this post


Link to post
Share on other sites
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.

Не знаю насколько мой совет покажется дельным smile.gif , однако полагаю что ПНГ и GTL - это несовместимые вещи, если канишно не строить цельный завод 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! 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 ...

Share this post


Link to post
Share on other sites
Это смотря где сливать и как учитывать, если правильно то НДПИ на этот объем не начисляется

Это как? Наши "умные головы" что-то не додумались как это делать wink.gif

Share this post


Link to post
Share on other sites

Join the conversation

You can post now and register later. If you have an account, sign in now to post with your account.

Guest
Reply to this topic...

×   Pasted as rich text.   Paste as plain text instead

  Only 75 emoji are allowed.

×   Your link has been automatically embedded.   Display as a link instead

×   Your previous content has been restored.   Clear editor

×   You cannot paste images directly. Upload or insert images from URL.