Виталий Ходаковский

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

Recommended Posts

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

Share this post


Link to post
Share on other sites
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 ...

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.

Share this post


Link to post
Share on other sites
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 angry.gif

Share this post


Link to post
Share on other sites
Наши "умные головы" что-то не додумались как это делать wink.gifglare.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? 

Share this post


Link to post
Share on other sites
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 angry.gif
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.

Share this post


Link to post
Share on other sites
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.

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.

Share this post


Link to post
Share on other sites
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.

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...

Share this post


Link to post
Share on other sites
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 ....

Share this post


Link to post
Share on other sites
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.

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 smile.gif

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

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

Как-то все противоречиво у вас Раптор  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! 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 smile.gif 

Share this post


Link to post
Share on other sites
Как-то все противоречиво у вас Раптор  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! 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  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".

Share this post


Link to post
Share on other sites
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".

Парочку реальных примеров чего? :rolleyes:

Share this post


Link to post
Share on other sites

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

Share this post


Link to post
Share on other sites

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.

Share this post


Link to post
Share on other sites
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".

Share this post


Link to post
Share on other sites
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 smile.gif

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.

Share this post


Link to post
Share on other sites
В том конкретном случае - одно месторождение. Все вычисляется арифмометром и карандашом в школьной тетрадке на раз-два.

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

Share this post


Link to post
Share on other sites
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! 

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

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  smile.gif  

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?)

Share this post


Link to post
Share on other sites
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.

Share this post


Link to post
Share on other sites
Т.е.? вы хотите сказать что существуют турбины совмещенные с генератором без рецикла выходящих газов дающая 80% КПД? или я не правильно понял вас....

Вы поняли меня коллега, совершенно правильно! smile.gif  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 smile.gif ,  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.

Share this post


Link to post
Share on other sites
ну, или в ту же ЛЭП, которую мне все время навязывают здесь smile.gif

 

Ага. Щаззз. Размечтались. Из серии "а давайте строить дирижабли" glare.gif

Share this post


Link to post
Share on other sites
Ага. Щаззз. Размечтались. Из серии "а давайте строить дирижабли" glare.gif

Это почему?

Share this post


Link to post
Share on other sites
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:

Share this post


Link to post
Share on other sites
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?)

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....

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.