Jump to content
Российский ТЭК: объявления и форум
Продвижение научных статей
сервис для специалистов ТЭК
Выбрать категорию
Для использования TEK-ADS необходимо войти или зарегистрироваться!

Recommended Posts

Никакого жульничества тут нет, есть норма и привязанная к этой норме на рынке цена. Отдаешь более калорийный газ, значит отдаешь потребителю калории которые не он оплатил!

Вы были бы безусловно правы, если бы цена газа была бы действительно привязана к его калорийности. Тем более на этом... как там его..., а, ну да! на РЫНКЕ!!!

Share this post


Link to post
Share on other sites

Вопрос-сколько реально сгорает ПНГ, если считать не в кубах, как природный газ, а в BTU. Ясно, даже примерную цифру не выведешь, но хотя бы плюс - минус 50%.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Вопрос-сколько реально сгорает ПНГ, если считать не в кубах, как природный газ, а в BTU. Ясно, даже примерную цифру не выведешь, но хотя бы плюс - минус 50%.

Уточнить надо вопрос. Тут даже по объему спор - от 15 до 50 млр.нм3 в год (это только по РФ).

А так просто достаточно. Берете, что типа 70% С1, 8% - С2, 8% С3, 2% - iC4, 2% nC4, 0.5% iC5, 0.5 nC5, остальное неуглеводороды по балансу. и получаете какую-то калорийность.

Мне считать сейчас - лень (на бумажке долго, а до нормального компьютера далеко)

Share this post


Link to post
Share on other sites

Вопрос-сколько реально сгорает ПНГ, если считать не в кубах, как природный газ, а в BTU. Ясно, даже примерную цифру не выведешь, но хотя бы плюс - минус 50%.

Вопрос, конечно. интересный! И для ответа на него нужно учитывать два аспекта: химический состав ПНГ (а он очень разный) и реальные объёмы сжигания (кто же добровольно "расколется"). А об остальном Вам Баталов все написал.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Вопрос-сколько реально сгорает ПНГ, если считать не в кубах, как природный газ, а в BTU. Ясно, даже примерную цифру не выведешь, но хотя бы плюс - минус 50%.

Это задача для учеников 8-го класса по химии.

Берете расход газа н. м куб делите на 22.41 (на 24 если в ст. м куб) получаете расход в киломолях далее множите расход в киломолях на м.в. гомолога метана (м.в. = 14*число атомов углерода + 2 ) и еще на его % в составе. таким образом Вы получите расход гомолога метана по массе. а удельная теплотворная способность углеводородов по весу примерно одинаковая 47-46.5 МДж на кг. Для оценки вклада С5+ берете м.в. 95-100. Если бы чиновник, который готовил Владимиру Путину проект постановления об утилизации 95% ПНГ хорошо учился в школе, то он бы понимал какой вред наносит это постановления экономике. Так в например в Восточной Сибири из отсутствия продуктопроводов ШФЛУ и СПБТ и мест их переработки, отбензиненный газ сдают в трубу, С5+ в нефтяню трубу, а ШФЛУ (в молярных % менее 5%) просто жгут и при этом норму 95% не нарушают, хотя на практике до этих 95% реально очень далеко. Я так прикинул, что называется, на коленке и получается, что только для одной Томской области речь может идти о 1-2 млн. тонн ШФЛУ в год. Иначе баланс не сходится . Если есть отбензиненный ПНГ - А и г/к получаемый из ПНГ - Б, то должна быть и ШФЛУ - С. Вот задачка для чиновников от недропользования.

Share this post


Link to post
Share on other sites

C Постановлением перегнули, оно явно мифическое. А в Восточной Сибири сколько ГПЗ, и есть ли там газопроводы для больших объемов отбензиненного газа? По данным печати, Ковыкту обанкротили в 2011, и там 1,9 триллиона м3, плюс Ангаро-Ленское и др. с триллионами кубов.

Share this post


Link to post
Share on other sites

C Постановлением перегнули, оно явно мифическое. А в Восточной Сибири сколько ГПЗ, и есть ли там газопроводы для больших объемов отбензиненного газа? По данным печати, Ковыкту обанкротили в 2011, и там 1,9 триллиона м3, плюс Ангаро-Ленское и др. с триллионами кубов.

Нее, не перегнули. Все нормально.

Нужно просто не менять правила и "драть троешников как сидоровых коз".

Если нет, возможности организовать переработку газа с получением СОГ и С3+ (С5+ - любой нефтяник и так должн был отбирать из газа и мешать с нефтью, пока ДНП позволяет..так, что за продукт его и считать-то не прилично. По англицки такая задача Vapour Recovery называется), то значит решай задачи по другому: закачка в пласт, если повезлои газа мало - то электрогенерация.

А если задача не решается...то на фига, ты покупал месторождение?

При этом, доработки постановления есть и они правильные:

- считать 95% по холдингам (компаниям), а не на каждом конкреном месторождении.

- не распространять требования 95% на ПНГ с содержанием неуглеводородов более 50%.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Это задача для учеников 8-го класса по химии.

Берете расход газа н. м куб делите на 22.41 (на 24 если в ст. м куб) получаете расход в киломолях далее множите расход в киломолях на м.в. гомолога метана (м.в. = 14*число атомов углерода + 2 ) и еще на его % в составе. таким образом Вы получите расход гомолога метана по массе. а удельная теплотворная способность углеводородов по весу примерно одинаковая 47-46.5 МДж на кг. Для оценки вклада С5+ берете м.в. 95-100. Если бы чиновник, который готовил Владимиру Путину проект постановления об утилизации 95% ПНГ хорошо учился в школе, то он бы понимал какой вред наносит это постановления экономике. Так в например в Восточной Сибири из отсутствия продуктопроводов ШФЛУ и СПБТ и мест их переработки, отбензиненный газ сдают в трубу, С5+ в нефтяню трубу, а ШФЛУ (в молярных % менее 5%) просто жгут и при этом норму 95% не нарушают, хотя на практике до этих 95% реально очень далеко. Я так прикинул, что называется, на коленке и получается, что только для одной Томской области речь может идти о 1-2 млн. тонн ШФЛУ в год. Иначе баланс не сходится . Если есть отбензиненный ПНГ - А и г/к получаемый из ПНГ - Б, то должна быть и ШФЛУ - С. Вот задачка для чиновников от недропользования.

Описанная проблема с С3+ компонентами есть. Это Вы 100% правы...

Но, я задумался и не могу предложить какого-то варианта, который бы "должен был дать образованный чиновник".

Какой Ваш вариант, на вскидку?

Share this post


Link to post
Share on other sites

C Постановлением перегнули, оно явно мифическое. А в Восточной Сибири сколько ГПЗ, и есть ли там газопроводы для больших объемов отбензиненного газа? По данным печати, Ковыкту обанкротили в 2011, и там 1,9 триллиона м3, плюс Ангаро-Ленское и др. с триллионами кубов.

C Постановлением перегнули, оно явно мифическое. А в Восточной Сибири сколько ГПЗ, и есть ли там газопроводы для больших объемов отбензиненного газа? По данным печати, Ковыкту обанкротили в 2011, и там 1,9 триллиона м3, плюс Ангаро-Ленское и др. с триллионами кубов.

C Постановлением перегнули, оно явно мифическое. А в Восточной Сибири сколько ГПЗ, и есть ли там газопроводы для больших объемов отбензиненного газа? По данным печати, Ковыкту обанкротили в 2011, и там 1,9 триллиона м3, плюс Ангаро-Ленское и др. с триллионами кубов.

C Постановлением перегнули, оно явно мифическое. А в Восточной Сибири сколько ГПЗ, и есть ли там газопроводы для больших объемов отбензиненного газа? По данным печати, Ковыкту обанкротили в 2011, и там 1,9 триллиона м3, плюс Ангаро-Ленское и др. с триллионами кубов.

Закачка в пласт, насколько известно, возможна в 10 из 100 случаев, но ПНГ однозначно придется предварительно сушить - появятся фракции типа С3, С4 у которых в тайге сбыта нет, а в "ведре" их не повезешь. В Восточной Сибири газовых магистралей практически нет (вариант для местных потребителей-газификация Д.Востока и Восточной Сибири не более 5%), генерация-потребителей практически нет. Есть вариант-подождать (5-10 лет), посмотреть какие технологии будут применять для утилизации газа на шельфе партнеры Роснефти, там тоже газокондесатные месторождения. Из печати-при утилизации ПНГ капиталисты дотируют нефтедобывающие компании, на 80%, 100%. Посмотрим, какие дотации и в каком размере они получат в России.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Закачка в пласт, насколько известно, возможна в 10 из 100 случаев, но ПНГ однозначно придется предварительно сушить - появятся фракции типа С3, С4 у которых в тайге сбыта нет, а в "ведре" их не повезешь. В Восточной Сибири газовых магистралей практически нет (вариант для местных потребителей-газификация Д.Востока и Восточной Сибири не более 5%), генерация-потребителей практически нет. Есть вариант-подождать (5-10 лет), посмотреть какие технологии будут применять для утилизации газа на шельфе партнеры Роснефти, там тоже газокондесатные месторождения. Из печати-при утилизации ПНГ капиталисты дотируют нефтедобывающие компании, на 80%, 100%. Посмотрим, какие дотации и в каком размере они получат в России.

Все, что ниже ИМХО.

Закачка в пласт, насколько известно, возможна в 10 из 100 случаев...

10 из 100, во много потому, что когда приходишь из отдела "утилизации ПНГ" к главному геологу с решением: пробурить пару скважин, купить компрессор (а для большинства нефтяников - это все равно, что предложить купить луноход) и что-то еще сделать, да еще и, что то такое, чему этого возрастного человека в 80-х в НЕФТЯНОМ институте не учили... Это разговор - "пацана с Богом". Богу некогда изучать аналоги, брать на себя рискованные решение и вообще, он второй человек в компании, которая НЕФТЬ добывает, а не ПНГ утилизирует. И Бог (т.е. геолог) говорит "нельзя у нас закачивать в пласт". Точка, конец разговора.

но ПНГ однозначно придется предварительно сушить - появятся фракции типа С3, С4 у которых в тайге сбыта нет, а в "ведре" их не повезешь.

Сушить газ (от воды) при закачке в пласт - это, вообще, не задача, а частностью. Гликолевая осушка между 3 и 4-й ступенью компрессора будет стоит 10 - 20% от стоимости компрессора, который для закачки потребуется, а обслуживать ее (по сравнению с тем же компрессором) практически и не потребуется.

С3/С4... не готов.

Есть вариант-подождать (5-10 лет), посмотреть какие технологии будут применять для утилизации газа на шельфе партнеры Роснефти, там тоже газокондесатные месторождения

Ждать-то зачем? Аналогов в мире - навалом. Вся Аляска, все морские платформы и, наверняка, еще куча. У нас в стране уже, кое-что по мелочи есть (Иркутская обл. - Дулисма и Иркутская нефтяная компания, например).

Кроме того, газоконденсатные месторождения содержат мало С3/С4 (но много С5+) по сравнению с газами сепарации нефти. Во всяком, случае, из многочисленных классификаций типов месторождения, которые даны в учебниках, вроде бы так получачеется. Так что рельно Аляска - это отличный пример (куча нефти транспортируется на материк, а весь газ закачивается в пласт...по всей Аляске).

Из печати-при утилизации ПНГ капиталисты дотируют нефтедобывающие компании, на 80%, 100%.

У капиталистов ничего не датируется, по моему опыту. Просто, если утилизация газа - это задача, которая делает разработку месторождения нерентабельной, то "капиталисты" не разрабатывают месторождение.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Закачка газа назад в пласт возможна всегда - это же поддержание пластового давления! Не знаю, что за геологи у нефтяников. В конце концов можно же газ для газлифта использовать.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Закачка газа назад в пласт возможна всегда - это же поддержание пластового давления! Не знаю, что за геологи у нефтяников. В конце концов можно же газ для газлифта использовать.

Понятия не имею возможна или нет. Но если возможна всегда, то, скажем прямо, всех кто сорвал утилизацию 95% ПНГ к 1 января 2012 г. следовало бы сажать))))

Share this post


Link to post
Share on other sites

Понятия не имею возможна или нет. Но если возможна всегда, то, скажем прямо, всех кто сорвал утилизацию 95% ПНГ к 1 января 2012 г. следовало бы сажать))))

Ну, так сразу и сажать, возможна то, она возможна, только экономически редко бывает оправдана. (объёмы газа малы для систем поддержания давления)...

Share this post


Link to post
Share on other sites

Ну, так сразу и сажать, возможна то, она возможна, только экономически редко бывает оправдана. (объёмы газа малы для систем поддержания давления)...

Ну, если есть возможность за максимум 5 - 6 млн долларов (1 млн. на теоритизирование, 2 млн. на бурение скважин, 2 млн. на 300 кВт компрессор, 1 млн на обустройство (операторские, дорожки с гравием и пр.) решить проблему утилизации 30 млн. нм3 в гд ПНГ (ЛЮБОГО по составу и в ЛЮБОМ месте), то я не о экономическом эффекте, а о том, что нужно принять эти 6 млн. как неизбежные траты (как НДПИ), заплатить и забыть.

За 300 000 долларов можно поставить стабилизатор конденсата, который будет литься из этого компрессора и на С5+ окупать операционные затрату этой конструкции.

Срок проекта...ну, 18 месяцев (от пред-ТЭО до пуска), т.е. сгорит за это время 45 млн. нм3 ПНГ. Я думаю, что с 2005-2006 г., на месторождениях РФ с объемами газа сходными с приведеными мной, сгорело раз в 300-500 больше.

Делаю вывод: или все-таки не всегда можно, или каких-то конкретных персонажей не заставили "Кемпбелла" почитать))))

Share this post


Link to post
Share on other sites

О "конкретных персонажах" - Вот тут Вы правы где-то процентов на 1000!!!

Нефтяники - о такой банальности, как "мерзкий отход производства" в виде газа, читать, в большинстве своем, не любят.

Edited by Каприелов К.Л.

Share this post


Link to post
Share on other sites

У нас ценность рассчитывается в $/Mmbtu. Поэтому ввод добавок для понижения теплотворной способности - просто дорогостоящая лишняя операция. Что-то неправильное в системе учёта.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Все, что ниже ИМХО.

Закачка в пласт, насколько известно, возможна в 10 из 100 случаев...

10 из 100, во много потому, что когда приходишь из отдела "утилизации ПНГ" к главному геологу с решением: пробурить пару скважин, купить компрессор (а для большинства нефтяников - это все равно, что предложить купить луноход) и что-то еще сделать, да еще и, что то такое, чему этого возрастного человека в 80-х в НЕФТЯНОМ институте не учили... Это разговор - "пацана с Богом". Богу некогда изучать аналоги, брать на себя рискованные решение и вообще, он второй человек в компании, которая НЕФТЬ добывает, а не ПНГ утилизирует. И Бог (т.е. геолог) говорит "нельзя у нас закачивать в пласт". Точка, конец разговора.

но ПНГ однозначно придется предварительно сушить - появятся фракции типа С3, С4 у которых в тайге сбыта нет, а в "ведре" их не повезешь.

Сушить газ (от воды) при закачке в пласт - это, вообще, не задача, а частностью. Гликолевая осушка между 3 и 4-й ступенью компрессора будет стоит 10 - 20% от стоимости компрессора, который для закачки потребуется, а обслуживать ее (по сравнению с тем же компрессором) практически и не потребуется.

С3/С4... не готов.

Есть вариант-подождать (5-10 лет), посмотреть какие технологии будут применять для утилизации газа на шельфе партнеры Роснефти, там тоже газокондесатные месторождения

Ждать-то зачем? Аналогов в мире - навалом. Вся Аляска, все морские платформы и, наверняка, еще куча. У нас в стране уже, кое-что по мелочи есть (Иркутская обл. - Дулисма и Иркутская нефтяная компания, например).

Кроме того, газоконденсатные месторождения содержат мало С3/С4 (но много С5+) по сравнению с газами сепарации нефти. Во всяком, случае, из многочисленных классификаций типов месторождения, которые даны в учебниках, вроде бы так получачеется. Так что рельно Аляска - это отличный пример (куча нефти транспортируется на материк, а весь газ закачивается в пласт...по всей Аляске).

Из печати-при утилизации ПНГ капиталисты дотируют нефтедобывающие компании, на 80%, 100%.

У капиталистов ничего не датируется, по моему опыту. Просто, если утилизация газа - это задача, которая делает разработку месторождения нерентабельной, то "капиталисты" не разрабатывают месторождение.

Вы совершенно правы. Однако в США делают усилия для сбора и применения боковых продуктов. Очень жаль что не удаётся реализовать малогабаритные GTL. Исходя из научной среды люблю этот процесс. Есть налоговые льготы.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Вы совершенно правы. Однако в США делают усилия для сбора и применения боковых продуктов. Очень жаль что не удаётся реализовать малогабаритные GTL. Исходя из научной среды люблю этот процесс. Есть налоговые льготы.

Просто ОСТ-51-40 писался еще в Советском Союзе и, естественно, на единственного поставщика газа в магистральные газопроводы - Министерство Газовой промышленности СССР. А под потребителем при этом подразумевался "народохозяйственный комплекс", интересы которого в ОСТе пытались соблюсти именно введением требований к минимальной калорийности товарного газа. Тогда никому в голову и прийти не могло тратить средства на понижение теплотворной способности (калорийности) готового продукта, т.к. "навара" за поставку менее калорийного газа получить было невозможно - рынка то по сути никакого не было. А с появлением Его Величества Рынка, появилась и возможность большого и малого жульничества, что мы теперь и наблюдаем. И даже обсуждаем...!

Share this post


Link to post
Share on other sites

Вы совершенно правы. Однако в США делают усилия для сбора и применения боковых продуктов. Очень жаль что не удаётся реализовать малогабаритные GTL. Исходя из научной среды люблю этот процесс. Есть налоговые льготы.

Можно уточнить-налоговые сборы касательно технологии GTL?

Share this post


Link to post
Share on other sites

У нас ценность рассчитывается в $/Mmbtu. Поэтому ввод добавок для понижения теплотворной способности - просто дорогостоящая лишняя операция. Что-то неправильное в системе учёта.

Расчет ведется в ценах за ст. м куб, но согласно приказа ФСТ регулируемые цены на оптовые поставки газа устанавливаются исходя их теплотворной способности 7900 ккалл/ст. м куб. и соответственно на газ с теплотворной способностью, допустим, 8500 ккалл/ст. м куб регулируемая цена будет увеличена на 8500/7900 - 1= 7.6%.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Расчет ведется в ценах за ст. м куб, но согласно приказа ФСТ регулируемые цены на оптовые поставки газа устанавливаются исходя их теплотворной способности 7900 ккалл/ст. м куб. и соответственно на газ с теплотворной способностью, допустим, 8500 ккалл/ст. м куб регулируемая цена будет увеличена на 8500/7900 - 1= 7.6%.

А можно точную ссылку на приказ ФСТ?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Подскажите где кто покупал газовые калориметры, а то что-то цены пугают....

Share this post


Link to post
Share on other sites

Цель - одна: увеличить количество "природного газа" смешав его с азотом, при продаже продукции по стоимости природного газа. Есть собственноручно разработанное ТЕР, при добыче газа 250 тыс.м3/сутки и его калорийности 8200 ккал/м3, окупаемость внедрения азотной установки (с компрессорами, смесителями, СМР и т.д.) составляет не более двух лет. Количество азота при указанной продуктивности около 7%. Точка росы, соответственно понижается. Економически выгодно, кроме ряда возникающих проблем: уплата ренты, подсчет запасов, технические условия на продукцию и т.д. Насколько мне известно некоторые предприятия неофициально работают по этой схеме.

 

Предриформинг газа - ПНГ. Но похоже это не Ваш случай. 

Исходное сырье предриформинга.pdf

Расчеты по предриформингу.pdf

Share this post


Link to post
Share on other sites

Create an account or sign in to comment

You need to be a member in order to leave a comment

Create an account

Sign up for a new account in our community. It's easy!

Register a new account

Sign in

Already have an account? Sign in here.

Sign In Now

Другие наши проекты
×
×
  • Create New...
Яндекс.Метрика