1 стр. из 1

ООО «Управляющая компания “РусГазИнжиниринг”» предоставляет инжиниринговые услуги в сфере комплексного обустройства объектов нефтегазовой, нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической отраслей от проектирования до сдачи объектов в эксплуатацию, включая комплексное опробование, обучение эксплуатационного персонала заказчика, опытно-промышленную эксплуатацию и постгарантийное обслуживание.

Компания имеет все необходимые лицензии в сфере своей деятельности, сертифицирована по международному стандарту ISO 9001:2000 в области «Организация работ по комплексному обу­стройству, реконструкции или технологическому перевооружению, экспертизе промышленной безопасности, модернизации и ремонту технологического оборудования объектов добычи, переработки и транспорта нефти, газа и конденсата».

Компания работает на рынке предлагаемых услуг чуть более трех лет, но за этот срок уже приобрела значительный опыт в продвижении современных инжиниринговых технологий в плоскость практической реализации и заметно расширила географию их внедрения.

Несколько слов о проектах, выполненных нашей компанией.

В 2005 г. успешно завершена сдача в эксплуатацию УКПГ Находкинского газового месторождения, включая газоизмерительную станцию на узле подключения КС-1, 2 Ямбургская. Установка выведена на полную проектную мощность (27 млн. м/сут.) и работает без проблем.

С этого объекта мы начали свою работу. В настоящий момент завершена реализация следующих проектов:
 -  Обустройство объекта «Установка стабилизации и очистки конденсата» Тарасовского газоконденсатного месторождения производительностью 1,4 млн. т/г по нестабильному конденсату. Наша компания выполнила весь комплекс работ «под ключ» (ЕРС).
 -  Обустройство участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения на период опытно-промышленной эксплуатации. (Заказчик — ЗАО «Ачимгаз» — совместное предприятие ОАО «Газпром» и немецкой компании «Винтерсхал»). Проект интересен тем, что в таком значительном объеме (производительность 5 млн. м газа в сутки) разработка Ачимовских отложений только начинается, т.е. по сути это пилотный проект. И при выборе технологии пришлось проанализировать и просчитать множество вариантов, прежде чем остановиться на единственно правильном, на наш взгляд, решении в принятии усовершенствованной технологии НТС.
 -  В 2006 г. была проведена реконструкция Локосовского ГПЗ (заказчик — ООО «ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь»), целью которой было создание на базе существующих технологических объектов современного процесса переработки попутного нефтяного газа мощностью 1,5–2 млрд. м/год с получением качественных целевых продуктов.
 
Проектирование технологии процесса переработки газа выполнило ООО «ЦКБН Инжиниринг». Основным принципом проектирования технологии было максимально возможное использование имеющегося на заводе технологического оборудования и трубопроводов. Это позволило:
 -  Сократить объем капитальных затрат на реконструкцию завода в несколько раз при увеличении его производительности в 2 раза.
 -  Провести реконструкцию ГПЗ в двухнедельный срок (работы были осуществлены в период остановки завода для проведения планового технического обслуживания и регламентных работ).
 
Также к уже внедренным технологиям в 2006 г. следует отнести полностью смонтированные:
 -  малогабаритную установку НТС для Перелюбского ГКМ производительностью по сырью 500 тыс. м/сут. (заказчики — ООО «Геогаз», ФГУП «Нижневолжскгеология»);
 -  установку осушки газа и регенерации ТЭГа для КС Федоровского месторождения производительностью по сырью 260 тыс. м/час (заказчик — ОАО «Сургутнефтегаз»);
 -  ООО «ЦКБН Инжиниринг» являлось разработчиком технологии и поставщиком технологического оборудования для строительства установок осушки попутного нефтяного газа Когалымской и Повховской газокомпрессорных станций (заказчик — ООО «ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь»).
 
Здесь хочется отметить, что четкая организация работ и гибкость при решении возникающих задач позволили провести все работы в рекордно короткие сроки (за пять месяцев, май–сентябрь 2006 г.) с начала проектирования до ввода в эксплуатацию.
В каждом конкретном случае реализации этих проектов были проанализированы существующие технологии, и на этой основе спроектирована технология, отвечающая требованиям заказчика.

В настоящее время одним из направлений работы нашей компании является программа внедрения в промышленность установок комплексной переработки попутного нефтяного газа (ПНГ) с получением ароматических углеводородов. На наш взгляд, утилизация ПНГ является актуальной проблемой всего нефтегазового комплекса России. В этом плане наибольший интерес по своему химическому составу и свойствам представляют ПНГ Западно-Сибирских месторождений, многие из которых отличаются повышенным содержанием ценных углеводородов — C3 и выше, которые могут являться исходным сырьем для получения ароматических углеводородов. Расчеты показывают, что только на факелах нефтепромыслов Западной Сибири каждый год сжигается примерно 15 млрд. м этого ценнейшего ресурса.

В основном на сегодняшний день принята упрощенная схема утилизации ПНГ, основанная на технологиях переработки нефтяного газа с минимальным ассортиментом выпускаемой продукции: сухой газ, стабильный бензин и ШФЛУ.

Основные направления решения проблемы рационального использования ПНГ:
 -  Мультифазный транспорт газожидкостной смеси (ПНГ) до пунктов подготовки и переработки (ГПЗ).
 -  Использование в качестве ресурса для производства тепла и электроэнергии.
 -  Закачка в пласт с целью повышения нефтеотдачи.
 -  Комплексная переработка ПНГ с получением ароматических и синтетических углеводородов.
 -  Переработка ПНГ на локальных комплексах с получением СПБТ, СГБ, СПГ.
 
С нашей точки зрения, одним из перспективных направлений утилизации ПНГ является его комплексная переработка с получением ароматических углеводородов и нефтепродуктов.

Данная задача на практике не решена, и на данный момент наша компания ведет работу в этом направлении с привлечением ведущих в этой области российских и зарубежных компаний, с которыми оформлены соглашения о сотрудничестве или консорциуме. В частности к ним можно отнести канадские компании «Малони», «Акер Квэрнэр», «Торомонт», «Петреко», немецкую «Энгельгард» и др.

Алгоритм решения данной критериальной задачи рассмотрим на примере обустройства одного из месторождений в Западной Сибири. На сегодняшний момент наша компания имеет предложение от заказчика и финансовой группы, готовых полностью профинансировать проект строительства установки переработки ПНГ мощностью 60 млн. м/год по сырому газу, с последующим получением БТК фракции.

В укрупненном виде технологическую схему получения БТК из ПНГ (см. рис.) можно разбить на два этапа:
1. Установка очистки ПНГ с использованием установки компримирования низконапорных газов гидроприводным струйным компрессором, с получением сухого газа и конденсата.
2. В блоке каталитического процесса получаем ароматические углеводороды.

Остановимся подробнее на каждом из этапов.

Взамен традиционной схеме НТС, или абсорбции, здесь предлагается вариант установки подготовки газа с использованием технологии «системы молекулярных сит», решающей проблему разделения углеводородов методом рекуперации по составу. На выходе из установки очистки получается 2 потока:
 -  Поток ШФЛУ, выделенный из основного потока, содержит большую часть тяжелых углеводородов С3 и выше, содержащихся в исходном газе, который можно использовать для получения БТК дальше по общей технологической схеме.
 -  Сухой поток газа для продажи с содержанием С1 — 95%, СО2 до 2%.
 
Система работает путем прогона сжатого газа через слой адсорбента. В качестве адсорбента используется титановый силикат, синтетический цеолит с размером пор, специально подобранным для данной технологической задачи, эксклюзивно производимый компанией «Энгельгард» и не имеющий мировых аналогов.

В схеме очистки газа, для снижения капитальных и эксплуатационных затрат, предлагается использовать гидроприводной струйный компрессор для сжатия газа, которое происходит за счет передачи ему в струйном аппарате импульса энергии от циркулирующей жидкости.

Гидроприводные струйные компрессоры имеют следующие преимущества по сравнению с традиционными компрессорами:
 -  имеют моторесурс, на порядок больший, чем у компрессоров традиционного типа;
 -  обладают энергопотреблением, практически равным энергопотреблению компрессоров традиционного типа;
 -  надежны при работе и не входят в помпаж в широком диапазоне давлений исходного газа от вакуума;
 -  могут перекачивать газы, загрязненные мехпримесями, пеной, жидкостью, находящейся в дисперсном состоянии и в виде пробок;
 -  не имеют традиционного масляного хозяйства и не требуют специальных смазочных веществ;
 -  просты в обслуживании и не требуют высококвалифицированного персонала;
 -  имеют высокую эффективность и быструю окупаемость.
 
Вторым этапом данной схемы является получение ароматических соединений (БТК) из С3 и выше. Технология получения БТК из легких углеводородов С3–С4 в присутствии или отсутствии метана основана на применении модифицированных цеолитсодержащих катализаторов с оригинальной морфологией цеолитных кристаллов, обеспечивающих высокий выход ароматических соединений. Процесс осуществляется в проточном реакторе со стационарным слоем катализатора, не содержащем в своем составе благородные металлы и не требующем водорода извне.

Преимущества технологии:
 -  обеспечивается высокий выход ароматических углеводородов;
 -  осуществляется совместная переработка олефиновых и парафиновых углеводородов;
 -  низкие энергетические затраты.

Полная или частичная перепечатка материалов - только разрешения администрации!