Меню Рубрики

Установка подготовки природного нефтяного попутного газа

Комплектация

Установки подготовки попутного нефтяного газа (УППГ)

Назначение

Установка подготовки природного газа (УППГ) предназначена для подготовки природного газа до требуемых характеристик.

Общий вид

Характеристики

Рабочая среда природный газ
Производительность по газу, нм з /сут от 10 000 до 2100 000
Входное давление (расчетное), МПа, не более 12,0
Параметры потока газа на входе в установку:
— температура, °С – 10 / + 50
— давление, МПа 4,0 / 12,0
Параметры потока газа на выходе из установки:
— температура, °С – 25 / + 40
— давление, МПа 0,6 / 7,5
Требования к качеству подготовки газа согласно ОСТ 51.40-93:
— температура точки росы газа по влаге, °С, не выше –10? –20
— температура точки росы газа по углеводородам, °С, не выше –5? –10
Температура окружающей среды, °С от –60 до +50

Технические данные

Состав оборудования

1-й вариант (рисунок 1):

Установка подготовки природного газа методом низкотемпературной сепарации (НТС).

В состав входят: блок входного сепаратора, теплообменники, низкотемпературный сепаратор, разделитель, блок регенерации, блок подачи реагента, с трубной обвязкой, с комплектом запорной, регулирующей и предохранительной арматуры и средств автоматики и КИП.

2-й вариант (рисунок 2):

Установка подготовки природного газа методом адсорбционной осушки.

В состав входят: сепараторы, адсорберы, печь, компрессор, аппарат воздушного охлаждения, с трубной обвязкой, с комплектом запорной, регулирующей и предохранительной арматуры и средств автоматики и КИП.

Сырой газ под давлением поступает в газовый сепаратор ВС-1, где происходит отделение капельной жидкости, образовавшегося конденсата и механических примесей, которые направляются в дренажную емкость.

Газ, освобожденный от капельной жидкости, поступает в теплообменник «газ-газ» Т-1 для предварительного охлаждения газом, обратным потоком, поступающим с низкотемпературной сепарации.

Для предупреждения образования гидратов перед теплообменником в газ подается ингибитор гидратообразования (метанол, диэтиленгликоль). Далее газ клапаном РД-1 дросселируется, охлаждаясь при этом за счет эффекта Джоуля-Томсона. Охлажденный газ поступает на вторую ступень сепарации в газовый сепаратор с НС-1, где конденсат с насыщенным водой раствором ингибитора отделяется и направляется в разделитель Р-100. Осушенный газ подогревается в теплообменнике Т-1 сырым газом, поступающим на осушку, до температуры и направляется на коммерческий узел учета.

Смесь нестабильного конденсата с насыщенным водой раствором ингибитора поступает в разделитель Р-1, где конденсат отделяется и направляется на подготовку. Насыщенный водой раствор ингибитора подогревается в кожухотрубчатом теплообменнике Т-2 обратным током регенерированного ингибитора и поступает на установку регенерации БР-1. Установка регенерации состоит из ректификационной колонны, установленной непосредственно на кубе, в котором жидкость подогревается путем сжигания газа в жаровой трубе. Испаряемая вода конденсируется в аппарате воздушного охлаждения, отделяется в сборнике и сбрасывается в дренажную емкость.

Регенерированный ингибитор через теплообменник Т-2, где он охлаждается потоком насыщенного ингибитора, и через аппарат воздушного охлаждения AВO-1 направляется в расходную емкость блока подачи реагента БП-1. Затем насосами дозаторами блока подачи реагента возвращается на установку осушки.

Преимущества низкотемпературной сепарации газа:

  • низкие капитальные расходы и эксплуатационные затраты, особенно в начальный период эксплуатации при наличии свободного перепада давления;
  • помимо извлечения жидких углеводородов одновременно осуществляется и осушка газа до требуемых отраслевым стандартом кондиций;
  • установки НТС достаточно просты в эксплуатации и техническом обслуживании, тем самым возможно использование технического персонала средней квалификации (это обстоятельство и позволяет осуществлять процесс в промысловых условиях);
  • легкость регулирования технологического процесса и его автоматизации в условиях газопромысла;
  • возможности постепенного дополнения и развития технологии при снижении пластового давления и, соответственно, уменьшении свободного перепада давления, так что уже на момент проектирования установки могут быть предусмотрены различные перспективные варианты продления срока ее эффективной эксплуатации (в частности, за счет использования внешних источников холода, а также подключения дожимных компрессорных станций).

Недостатки:

  • несовершенство термодинамического процесса однократной конденсации, при этом степень извлечения из природного газа целевых компонентов при заданных температуре и давлении в концевом низкотемпературном сепараторе зависит только от состава исходной смеси;
  • в процессе эксплуатации пластовое давление падает (при этом содержание углеводородного конденсата в пластовом газе уменьшается), так что «свободный перепад» давления на дросселе уменьшается (происходит «исчерпание» дроссель-эффекта) и, следовательно, повышается температура сепарации, – в результате не только удельное количество, но и степень извлечения целевых компонентов уменьшается;
  • термодинамическое несовершенство дроссельного расширения газа как холодопроизводящего процесса по сравнению с турбодетандерным.


Перед поступлением в адсорберы из сырьевого газа в сепараторе С-1 отделяются механические примеси и капельная жидкость. После сепаратора газ сверху вниз проходит через один из адсорберов. Осушенный газ отводится в коллектор сухого газа. Второй адсорбер в это время находится на стадии регенерации (нагрев, охлаждение или ожидание).

Газ регенерации отбирается из потока осушенного газа и компрессором ДК подается в печь подогрева П-1 и с температурой +180-200 °С подается снизу вверх через адсорбер, в котором производится десорбция воды и тяжелых углеводородов. Отработанный газ регенерации охлаждается в воздушном холодильнике АВО и поступает в сепаратор С-2, где из газа отделяются сконденсировавшиеся углеводороды и вода. После С-2 газ возвращается во входной сепаратор С-1 и повторно происходит весь цикл.

источник

Технологические процессы подготовки попутного нефтяного газа

Попутный нефтяной газ является смесью легких газообразных углеводородов, находящихся в пластовых условиях в растворенном состоянии. Его содержание колеблется от нескольких единиц до нескольких тысяч кубических метров на тонну нефти. В растворенном газе содержится метан, больше 10% этана, бутана, пропана и других углеводородов. ПНГ смесь более тяжелых углеводородов (С3+), которая выделяется при переработке относится к широкой фракции легких углеводородов. Данные углеводороды –это ценное сырье для производства большого спектра продуктов нефтехимической промышленности, сюда входят и синтетические каучуки, ткани и синтетические волокна, шины, компоненты моторных топлив, полипропилен, полиэтилен и многое другое [17, 18].

Природный газ первичных газовых шапок, который при добыче нефти извлекается из пласта, является практически идентичным попутному нефтяному газу, основываясь на состояние и технологию получения. при добыче нефти. В случае сравнения его с ПНГ, можно отметить, что в нем в меньшем объеме содержатся легкие углеводороды (менее 2%) и по причине нахождения его в свободном состоянии, он не требует отделения от нефти, а необходимо механическое очищение и, возможно, компримирование(т.е. сжатие, в целях последующей транспортировки по трубопроводам). Добывают попутный нефтяной газ и природный газ газовых шапок одновременно с добычей нефти. Именно это их объединяет в отличие от природного газа, который добывается из газовых скважин.

Читайте также:  Установка климат на opel omega a

Для утилизации попутного нефтяного газа необходимо соответствующее оборудование: системы промысловых газопроводов, сепараторы, компрессорные станции, установки по осушке и очистке газа от сероводорода и газоперерабатывающие заводы, имеющие системы для транспортировки продуктов переработки (продуктопроводы, газопроводы, наливные эстакады).

На нефтяных континентальных месторождениях используется централизованная схема подготовки и сбора нефти (рисунок 6). Происходит транспортировка попутного нефтяного газа наряду с пластовой водой и нефтью по промысловому трубопроводу на АГЗУ, где замеряется объем поступающего газа с каждой из скважин. Вместе с тем, предусматривается первичная сепарация нефтегазоводяной смеси, отделение воды, механических примесей и газа, затем, отделенный газ направляется на ГПЗ по газопроводу [17, 18].

В процессе добычи нефти из скважины можно получить не чистую продукцию, а смесь газа, нефти, а также пластовой жидкости. Первостепенным шагом является удаление из смеси воды, объем которой составляет свыше 90 %. Добытой нефти присущий газовый фактор разного объема (число кубометров газа на 1 т нефти): имеются самые разные газовые факторы (число кубометров ПНГ на 1 т нефти): от низкого – содержание ПНГ менее 200 м 3 на 1 т нефти, достаточно типичного для Западной Сибири – 400-600 м 3 на 1 т нефти, до высокого газового фактора – 2500 м 3 на 1 т нефти [17, 18].

Затем нефть подготавливается к транспортировке. Предусматривается выделение из нее ПНГ, направление на механические сепараторы (к примеру, вихревые). После чего, нефть подвергается дополнительной подготовке (осушке, очистке и т.п.) и далее производится ее подача, через узлы замера, в транспортную систему (в железнодорожных цистернах либо по нефтепроводам).

Нефтяная смесь для отделения от нефти ПНГ проходит три последовательные стадии сепарации (рисунок 7).

При входе на первую ступень сепарации нефть имеет давление около 8 атм. (за счет естественного пластового давления, которое может быть увеличено газлифтными методами – нагнетанием смесей в пласт, или за счет давления, создаваемого скважинными насосами).

На каждой из стадий сепарации при движении нефтяной смеси под своим давлением выделяется часть ПНГ, при этом падает давление смеси.

Рисунок 6 — Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле: 1 — нефтяная скважина; 2 — автоматизированные групповые замерные установки; 3 — дожимная насосная станция; 4 – установка очистки пластовой воды; 5 — установка подготовки нефти; 6 — газокомпрессорная станция; 7 — центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 — резервуарный парк

На 1-й ступени сепарации показатель выделенного ПНГ равен 60-70 % ПНГ в целом, ему присуще давление 6-8 атм. при содержании С1+ — С2 – до 80 %, С3+ – 20 % (100-200 г/м 3 ), на 2-й ступени выделенный ПНГ равен 20-30 % ПНГ в целом при давлении 3-4 атм., содержании С1+ — С2 – 60-70 %, С3+ – 30-40 %(300-400 г/ м 3 ), на 3-й ступени – происходит выделение 5-10 % ПНГ при избыточном давлении 0,2-0,3 атм. и содержании С3+ – от 1000-1500 до 2000-2500 г/ м 3 .

Сбор и подача ПНГ на ГПЗ, осуществляется, как правило нефтяными компаниями. При выборе места для строительства ГПЗ, учитывались условия, при которых подача ПНГ на завод по трубопроводам происходит под своим давлением (т.е. предусматривался выбор средней точки между месторождениями, которые расположены вблизи друг от друга).

Рисунок 7- Типовая схема подготовки попутного нефтяного газа

На нефтепромысле компаундируют ПНГ 1-й и 2-й ступени сепарации, подавая газ в трубопровод при давлении 5 атм., содержание в нем С3+ 300-350 г/м 3 . В том случае если расстояние до завода от промысла достаточно большое, ПНГ следует повторно компримировать в целях подачи по трубопроводу на ГПЗ, но данный процесс является энергоемким и, следовательно, требует существенных финансовых затрат. В связи с тем, что ПНГ 3-й ступени сепарации следовало бы компримировать при разных условиях (как минимум до 5 атм.), нефтедобывающие организации, в целях экономии средств, либо сжигают газ, либо же закачивают в пласт, либо применяют или же осуществляют переработку на местах.

Необходимо что бы качество газа соответствовало требованиям бесперебойной транспортировки, которые, в свою очередь, имеют соответствие с условиями безопасности транспортировки и применения потребителями. Выполнение данных условий возможно при определенной газовой подготовке [17, 18].

Подготовка попутного нефтяного газа не имеет отличий от подготовкигаза любого происхождения к магистральному транспорту и сводится к очисткегаза от сопутствующих компонентов – кислорода, сероводорода, углекислого газа,окиси углерода, тяжелых углеводородов, твердых примесей, влаги (рисунок 8).

Рисунок 8- Технологические процессы подготовки попутного нефтяного газа к транспортировке

Нормы допустимого содержания вышеперечисленных сопутствующих компонентов можно ориентировочно перенимать из стандарта на природный газ, передаваемого потребителям, в котором отражены данные нормы.

В случае относительно низких давлений и температур газ преобразуются в жидкость, соответственно возникает необходимость проведения определенных работ по подготовке газа, что связано с процессами удаления из смеси «тяжелых» углеводородов (с числом С3+). Данные процессы оказывают влияние на транспортировку по трубопроводам ПНГ, использование его как топлива для личных потребностей. Существует непосредственная зависимость применения разных методов очистки газа от содержания жидких углеводородов, воды, прочих агрессивных примесей. Свое применение находит компрессионная очистка, очистка газа жидкими поглотителями (абсорбционными способами), низкотемпературная конденсация и очистка твердыми поглотителями (адсорбционными способами).

ПНГ после сбора с нефтяных промыслов поступает на газоперерабатывающие заводы, и в дальнейшем разделяется на сухой отбензиненный газ, широкую фракцию легких углеводородов, сжиженные углеводородные газы, бензин газовый стабильный и другие продукты переработки (рисунок 9).

Широкая фракция легких углеводородов состоит из:

— полупродукта, образующегося в процессе переработки газового конденсата и попутного нефтяного газа;

— смеси легких углеводородов, их фракций (от С3 до С6+);

— сырья, используемого при производстве сжиженных газов, прочей нефтехимической продукции;

— транспортировки по продуктопроводам либо перевозки под давлением в специальных цистернах.

Получению ШФЛУ характерно наличие ряда источников, технологий и способов: на нефтяных промыслах в процессе стабилизации и добычи сырой нефти; первичной переработки скважинного либо несвязанного газа, стабилизации конденсата; на разных нефтеперерабатывающих заводах – в процессе переработки на нефтеперегонные установки сырой нефти. В этой категории ШФЛУ включает смесь бутан-гексановых фракций (С46), в которых содержатся этан и пропан в малых количествах.

Читайте также:  Установка защиты картера рав 4 2015

На рисунке10представлена принципиальная схема типичного газоперерабатывающего завода [17, 18].

Ключевые процессы, осуществляемые на газоперерабатывающем заводе, состоят из: очистки от сероводорода газа, влаги, углекислого газа, прочих примесей, разделения чистого газа для получения целевых фракций (этановой, метановой, пропановой) и более глубокой переработки.

Рисунок 9 — Структура использования попутного нефтяного газа

источник

Мембранные установки подготовки природного и попутного нефтяного газа, комплексные решения НПК Грасис

Рациональное использование попутного нефтяного газа на нефтяных месторождениях в России является одним из наиболее актуальных вопросов топливно-энергетического комплекса страны.

​Рациональное использование попутного нефтяного газа на нефтяных месторождениях в России является одним из наиболее актуальных вопросов топливно-энергетического комплекса страны.

Как правило, попутный нефтяной газ на небольших и удалённых нефтяных месторождениях в России сжигается на факелах: ввиду нерентабельности, или отсутствии возможности его транспортировки на переработку, или невозможности его утилизации на месте.

Сложность утилизации ПНГ на месте добычи связана с нестабильностью состава и объема подлежащего переработке газа, высоким содержанием в нём тяжелых углеводородов, воды, сероводорода и других вредных примесей, требующих существенной предварительной подготовки, нерентабельностью переработки относительно небольших количеств такого газа традиционными классическими методами.

Научно-производственная компания Грасис — ведущий разработчик, производитель и EPCM — подрядчик в области воздухо- и газоразделения в СНГ и Восточной Европе провела комплекс научных и прикладных исследований, в результате которых была разработана совершенно новая, превосходящая мировые аналоги специальная мембрана для разделения углеводородных газов с высоким содержанием тяжелых углеводородов, воды и серосодержащих примесей.

На основе данной мембраны разработаны и запатентованы уникальные технологические решения и оборудование.

Мембранная технология разделения газов широко используется во всем мире для извлечения азота из воздуха, выделения водорода из водородсодержащих газовых смесей, углекислого газа и воды из природного газа.

В основе этого спектра применений лежит хорошо изученная «традиционная» мембрана, которая позволяет прекрасно справляться с вышеперечисленными задачами, но не может быть применена для разделения газов, содержащих тяжелые углеводороды, которые разрушают и/или пластифицируют «традиционные» мембраны.

Кроме того, подготовленный такими мембранами газ необходимо дополнительно компримировать, т.к. при разделении на «традиционных» мембранах происходит значительная потеря давления продуктового потока

Принцип мембранного разделения газовой смеси основан на различной скорости проникания ее компонентов через полимерную мембрану за счет перепада парциальных давлений газа по обе стороны мембраны. Отличительными особенностями новой мембраны являются половолоконная конфигурация, принципиально другая последовательность скоростей проникновения компонентов газа (рис. на стр. 1), высокая химическая устойчивость практически ко всем компонентам углеводородных смесей и высокая селективность. При подготовке попутного нефтяного и природного газа все нежелательные примеси концентрируются в потоке низкого давления, а подготовленный газ выходит практически без потери давления.

Рис. 1 Схема распределения газовых потоков в модуле Грасис

Предлагаемые технологии на основе углеводородной мембраны НПК Грасис собственного производства решают следующие задачи подготовки природного и попутного нефтяного газа:

— Решение экологических проблем, выполнение условий лицензионных соглашений: снижение сжигания газа на факелах вплоть до полного устранения

— Подготовка, очистка, осушка и утилизация газа на объектах добычи

— Независимость от объектов энергообеспечения, существующей инфраструктуры и транспортных схем. Подготовка газа в качестве топлива для ГПЭС и ГТЭС

— Подготовка газа до требований СТО Газпром 089-2010 для сдачи в газотранспортную систему

— Экономия капитальных вложений и эксплуатационных затрат за счет оптимизации технологических решений

— Уменьшение вредных выбросов при работе ГТЭС, ГПЭС

Основной используемой технологией является собственная мембранная технология газа, применяемая для различных задач подготовки, осушки и очистки газов. В зависимости от параметров сырьевого газа, требований по глубине очистки, объему и компонентному составу серосодержащих примесей, а также в зависимости от пожеланий Заказчика, компания Грасис использует другие существующие технологии.

Удаление серосодержащих соединений и СО2:

Мембранная технология НПК Грасис — единственная технология, позволяющая одновременно

проводить очистку от серосодержащих соединений и осушку по углеводородам и/или воде. Мембранные установки Грасис позволяют подготовить серосодержащий газ до требований, позволяющих использовать его в качестве топливного для ГПЭС (ГТЭС), печей подогрева нефти и в котельных. При содержании сероводорода до 0,1-0,2% моль., газ может быть подготовлен до требований СТО Газпром 089-2010.

В зависимости от параметров сырьевого газа, требований по глубине очистки, объему и компонентному составу серосодержащих примесей, а также пожеланий Заказчика мембранная технология может использоваться совместно с другими традиционными методами обессеривания газов (адсорбционная технология, абсорбционная технология, щелочная очистка).

Снижение концентрации сероводорода и меркаптанов в 10-100 раз.

Мембранные установки НПК Грасис позволяют достичь необходимой степени осушки газа, поступающего на ожижение, а также существенно снизить в нем содержание СО2. В случае нецелесообразности удаления СО2 до требуемых параметров чисто мембранным методом рекомендуется применение комбинированной мембранно-сорбционной подготовки. При этом мембранная установка позволяет в разы снизить нагрузку на сорбционный блок очистки от СО2 и обеспечить достижение требуемых показателей вне зависимости от колебаний содержания СО2 в сырьевом газе.

Осушка углеводородных газов:

НПК Грасис предлагает комплексный подход в области осушки углеводородных газов как с низким, так и с высоким содержанием С3+. Основная используемая НПК Грасис технология осушки — мембранная. Она позволяет проводить осушку любых углеводородных газов без ограничений по присутствию тяжелых углеводородов, а также газов содержащих сернистые соединения.

По сравнению с традиционно используемыми технологиями она единственная позволяет одновременно в рамках одного технологического аппарата добиться снижения ТТР (температуры точки росы) как по воде, так и по углеводородам, в том числе до требований СТО Газпром 089-2010 для холодных климатических районов при давлении осушаемого газа до 4,0-10,0 МПа.

Применение мембранных установок осушки газа позволяет минимизировать капитальные и эксплуатационные затраты на осушку.

В зависимости от схемы реализации процесса газ может быть осушен на 15-60°С.

Читайте также:  Установка времени santa fe

При необходимости, а также по желанию Заказчика могут применяться установки гликолевой осушки на основе триэтиленгликоля. Применение гликолевой осушки рекомендовано при подготовке (только осушка без коррекции углеводородного состава) значительных объёмов газа

соответствующих нормативным требованиям (например, СТО 089-2010) остальным показытелям, кроме содержания воды.

Отбензинивание газа:

Мембранная технология НПК Грасис обеспечивает отбензинивание газа до заданной ТТР в комплексе с подготовкой газа по другим регламентируемым параметрам: ТТР по воде, концентрации серосодержащих примесей (сероводород, меркаптаны) и углекислого газа. В этом

ее уникальность по сравнению с традиционными технологиями отбензинивания, особенно при применении в условиях ограничений по массогабаритным параметрам оборудования и на удаленных площадках с неразвитой инфраструктурой.

Обеспечение отбензинивания газа до заданной ТТР по воде, концентрации серосодержащих примесей и углекислого газа. В этом уникальность мембранной технологии особенно при применении в условиях ограничений по массогабаритным параметрам оборудования и на удаленных площадках с неразвитой инфраструктурой. Возможна реализация схем комбинирующих низкотемпературные технологии с мембранной.

Снижение содержания углеводородов С4+ в 2,5-8 раз.

Снижение содержания С5+ в 6-12 раз

Компримирование газа:

В рамках разрабатываемых технических решений по подготовке и утилизации природного газа и попутного нефтяного газа НПК Грасис осуществляет подбор и поставку всего необходимого компрессорного оборудования.

Блочные компрессорные станции (БКС) производства НПК Грасис могут использоваться также и для других методов утилизации ПНГ — подготовки топливного газа для ГТЭС или котельных установок. Конструктивное исполнение БКС для компримирования газа в виде блокмодуля позволяет устанавливать ее на любой ровной поверхности (площадке) с покрытием, отвечающим требованиям в части удельной нагрузки.

Установка подготовки попутного нефтяного газа НПК Грасис, подготовка газа до требований СТО Газпром 089-2010

Установка подготовки попутного нефтяного газа НПК Грасис, вид изнутри

Установка подготовки попутного нефтяного газа НПК Грасис до требований СТО Газпром 089-2010, вид изнутри

Установка подготовки попутного нефтяного газа НПК Грасис до требований СТО Газпром 089-2010

Установка подготовки попутного нефтяного газа НПК Грасис

Уникальные преимущества установок подготовки газа на основе мембранной технологии Грасис

    Удаление из природного и попутного нефтяного газа сразу несколько примесей в одном технологическом цикле, что не может обеспечить ни одна другая технология подготовки углеводородных газов

Работа в широком диапазоне давлений — от 3-х до 100 атмосфер и не имеет ограничений использования, накладываемых давлением трубопроводной системы Заказчика

Подготовленный газ для дальнейшего использования поступает практически без потери давления, отсутствует необходимость дополнительного компримирования

Экологичность, т.к. не использует химических реагентов

Возможность доведения утилизации ПНГ до 100%

Производительность установок легко настраивается в диапазоне от 5 % до 100 % от номинальной производительности при необходимости включением и отключением части газоразделительных модулей. Это особенно эффективно для месторождений с сезонными колебаниями сырьевого потока и/или с падающей добычей

Длительная работа установок с нагрузкой существенно выше номинальной с незначительным снижением качества подготовки газа

Поставка заказчику в транспортируемых модулях с комплексом средств и систем АСУ ТП, пожарной, газовой сигнализации и в максимальной заводской готовности, что существенно сокращает сроки и стоимость строительно-монтажных работ

Режим работы установки 365 дней в году без остановки на ППР

Установки просты в эксплуатации, максимально автоматизированы и не требуют высококвалифицированного персонала для обслуживания

Низкие эксплуатационные затраты на обслуживание работы установки

Возможно изготовление мембранных установок на скидах для эксплуатации на открытых площадках, а также смешанный вариант исполнения

Высокая эффективность применения мембранной технологии Грасис для очистки нефтяного газа от воды, высших углеводородов, СО2 и сероводорода была подтверждена комплексом испытаний на промышленных площадках ведущих нефтяных и газовых компаний. За последние несколько лет промышленные мембранные углеводородные модули Грасис были испытаны на площадках Когалымской компрессорной станции (КС) ТПП «Когалымнефтегаз», Славянской НГДП-4000 и УПГ «Ключевая» ООО НК «РН-Краснодарнефтегаз».

Первая промышленная мембранная газоразделительная установка была запущена в 2010 г. на Новоукраинской КС ООО «РН-Краснодарнефтегаз». Установка подготавливает влажный, серосодержащий нефтяной газ для сдачи в ГТС ОАО «Газпром». По результатам работы установки было произведено и запущено в эксплуатацию ряд установок для ведущих нефтегазовых предприятий России.

На сегодняшний день НПК Грасис реализовала более 700 проектов для 350 предприятий с мировым именем. Оборудование НПК Грасис используют такие компании, как Газпром, Роснефть, Лукойл, ТНК-ВР, Сургутнефтегаз, Славнефть, Татнефть, Газпром нефть, Транснефть, НОВАТЭК, РИТЭК, Химммаш, Сибур, ЕвроХим, Туркменгаз, КазМунайГаз, Казахмыс, Зарубежнефть, Exxon Mobil, Shell, Enel, Eni, ConocoPhillips, Petrofac и т.д.

Для осуществления своей деятельности НПК Грасис имеет всю необходимую разрешительную документацию и сертификаты. Система менеджмента качества компании соответствует международным стандартам ISO 9001:2008. Оборудование производится по стандартам ASME, CE, корпоративным стандартам компаний Total, Газпром, Shell; документация разрабатывается и выпускается в соответствии с принятыми мировыми стандартами для EPCM-контрактов.

Мембранные системы НПК Грасис выпускаются на собственной производственной площадке, где осуществляется сборка оборудования, испытания, контроль качества и приемка на основе современных методов управления проектами в производстве.

Производственная площадка НПК Грасис в г. Ступино

Уровень системы производства НПК Грасис отвечает современным высочайшим требованиям независимых аудиторских компаний, проводивших технический аудит и экспертдайтинг (отслеживание сроков и объемов изготовления оборудования и оценка рисков в выполнении требований заказов) для наших заказчиков.

Производство НПК Грасис оборудовано современными испытательными стендами по тестированию и усовершенствованию мембранных картриджей, воздухоразделительных систем на основе различных технологий газоразделения. Испытательные стенды разработаны в компании НПК Грасис и не имеют аналогов в Европе.

Научно-технический департамент Грасис выполняет НИОКР-проекты по заказу ведущих нефтегазовых компаний и ведет исследования в различных областях разделения и очистки газов, таких как: очистка углеводородных газов от сероводорода плазмохимическими методами, удаление сероводорода из природного газа с помощью ультрафиолета, совершенствование технологии КЦА, совершенствование технологии низкотемпературной сепарации, разработка новых конструкций пропановых холодильников, новых фильтрующих систем, в частности, фильтров коалесцеров, схем мембранного разделения газовых смесей и систем комбинированного использования технологий.

Обладая значительным опытом выполнения комплексных проектов «под ключ» (EPC и EPCM- контракты) со специализацией в сфере воздухо- и газоразделения, утилизации ПНГ и подготовки природного газа, обустройства нефтяных месторождений, НПК Грасис выполняет комплексные проекты, предлагая наиболее эффективные решения для Заказчика.

источник

Добавить комментарий

Adblock
detector