Газовый конденсат — добыча, переработка, реализация: Серия «Просто ТЭК»

05.10.2007
Источник: Группа ЭРТА
Автор: Группа ЭРТА
Дата публикации: 06.04.2004
ERTA Group

Считаем необходимым выделить несколько специфических вопросов, которые не всегда широко обсуждаются:1)     Газовый конденсат является таким же полезным ископаемым, как нефть и природный газ. Поэтому запасы конденсата подсчитываются и учитываются в специальном Государственном балансе полезных ископаемых, который составляется отдельно по каждому виду углеводородов. Баланс является важнейшим информационным массивом, который ежегодно формируется системой федерального и территориальных геологических фондов. Система фондов геологической информации образована в 1938 г. и накопленная с этого времени уникальная по объему и содержанию информация является национальным достоянием России. Исходные данные для баланса поступают от всех недропользователей в виде специальной формы государственного федерального статистического наблюдения № 6-гр (углеводороды)[1]. Баланс ежегодно издается Российским Федеральным Геологическим Фондом (Росгеолфонд), который входит в структуру Министерства Природных Ресурсов (МПР РФ).

2)     Место газового конденсата в деятельности нефтяных и газовых компаний довольно специфично. Обычно добыча конденсата связана с добычей природного газа и поэтому в большей степени конденсат является продуктом газовиков. Однако по своему составу, конденсат является скорее «легкой», светлой нефтью. Отсюда исходит практика, когда говорят о добыче нефти, указывать, в том числе и добычу конденсата. Другое название конденсата — это «белая нефть», что неудивительно, так как обычно конденсат прозрачный, либо слабо-желтого цвета от примесей нефти.

3)     В отношении добычи конденсата и добывающих его предприятий необходимо владеть несколькими цифрами для понимания существующих масштабов деятельности. В России в год добывается порядка 12,5 млн. тонн конденсата. Из них порядка 10 млн. тонн (80%) добывается предприятиями Газпрома, — прежде всего это Уренгойгазпром и Астраханьгазпром, каждый порядка 3,6 млн. тонн. Ежегодно добыча конденсата растет примерно на 10%, что довольно много. Особенность заключается в том, что рост добычи обеспечивается главным образом не  Газпромом, а такими компаниями, как Нортгаз, Новатэк, Роспан, Роснефть и др. Такая ситуация в добыче конденсата приводит, в частности, к постоянному снижению доли Газпрома в общей добыче конденсата примерно на 6%. Это означает, что при сохранении тенденции, всего через четыре года (в 2007 г.) Газпром будет добывать лишь 50% конденсата.

Подробную статистику по добыче конденсата приводится в Приложении № 1. Прогноз добычи газового конденсата на 2003 г., сделанный специалистами ЭРТА-консалт, а также планы некоторых компаний в отношении добычи конденсата приводятся в Приложении № 2.

4)     Объемы добычи конденсата абсолютно несопоставимы с добычей нефти или природного газа. Это связано с тем, что изначально нефтяниками добывалась исключительно нефть, а газовики добывали газ из сеноманских газовых залежей. Но истощение запасов сухого сеноманского газа приводит к все к большей необходимости освоения месторождений газоконденсатного типа. Этим и объясняется рост добычи конденсата, что означает, помимо прочего и увеличение предложения газового конденсата.

5)     Предложение газового конденсата необходимо рассматривать в привязке к географии. Например, конденсат крупнейшего Ковыктинского ГКМ Иркутской области планируется полностью направлять на Ангарский НХК. С другой стороны, реализация существующих у Газпрома планов по переработке конденсата в Новом Уренгое позволит обеспечить загрузку всего добываемого в Надым-Пур-Тазовском регионе газового конденсата.

6)     В тоже время крупнейший Оренбургский газохимический комплекс (ГХМ) последние 18 лет работает в условиях падающей добычи на базовом для него Оренбугском ГКМ. Для компенсации загрузки 5 млн. т нестабильного газового конденсата в год[2] поступает из Казахстана с соседнего Карачаганакского ГКМ, расположенного в 150 км от Оренбурга. Однако казахские власти упорно настаивают на полном цикле производства, и развитии собственной переработки (что необходимо для загрузки крупнейшего в СНГ и единственного в Казахстане производителя полистирола «Завода пластических масс», вырабатывавшего раньше до 60% союзной выработки полистирола, а сейчас загруженного лишь на 8%). Таким образом, возрастают риски загрузки сырьем Оренбургского ГХМ, а следовательно и его крупнейших потребителей — Уфимского НПЗ, Салаватнефтеоргсинтеза, Туймазинского, Шкаповского ГПЗ, Казаньоргсинтеза.

Переработка газового конденсата

Простейшая общая схема переработки газового конденсата выглядит следующим образом:

Рисунок 1

clip_image002.jpg

Сепарация газоконденсатной смеси на газ сепарации и нестабильный конденсат осуществляется непосредственно на промысле (также может осуществляться деэтанизация, т.е. выделение этана из конденсата), после чего нестабильный конденсат можно транспортировать по конденсатопроводу на завод, где осуществится стабилизация конденсата и выделение продуктов первичной переработки — различные марки бензина и дизельного топлива, ШФЛУ, сжиженные газы, мазут, газ стабилизации и пр. Технологическая цепочка на примере одной из добывающих компаний приведена в Приложении № 3.

Все имеющиеся в России мощности по переработке конденсата принадлежат Газпрому — Астраханский ГПЗ, Оренбургский ГПЗ, Сосногорский ГПЗ, Сургутский ЗСК[3], Уренгойское УПГК[4]. Из них по выработке стабильного газового конденсата лидируют Астраханский ГПЗ и Сургутский ЗСК. Подробная информация о загрузке сырьем и производстве продуктов переработки заводами Газпрома приведена в Приложении № 4.

Промысловая сепарация конденсата может осуществляться различными способами, например — низкотемпературной сепарацией (НТС). Высокое начальное давление природного газа используется в этом случае для получения холода и выделения вследствие этого водяного и углеводородного конденсата из газа. Холод при высоких давлениях газа получают на специальных установках, называемых установками низкотемпературной сепарации. В установках НТС отрицательные температуры создаются в результате дросселирования (понижения давления) газа высокого давления. Подробная схема одного из вариантов НТС приведена в Приложении № 5. Помимо выделения газового конденсата с помощью НТС также можно использовать винтовые и турбинные детандеры, адсорбционные установки, а также холодильные машины.

Переработка конденсата по варианту, реализованному на Астраханском ГКМ, отличается от общепринятых схем ввиду высокой сложности разработки месторождения. Прежде всего, это достаточно глубокое залегание продуктивных пластов (выше 4000 метров), высокое содержание сероводорода (24-26%), углекислоты (16%) в пластовой смеси. Также индивидуальна схема переработки на Оренбургском ГХМ, ввиду высокого содержания сероводорода и гелия. Поэтому в качестве примера можно рассмотреть перечень продукции Сургутского ЗСК. В номенклатуре Сургутского ЗСК выделяется 8 различных продуктов переработки газового конденсата:

·       Пропан (2 марки);

  • Бутан;
  • Пропан-бутановая смесь;
  • Смесь бутанов марки Б;
  • Изопентановая фракция;
  • Пентан-гексановая фракция;
  • Дизтопливо (4 марки);
  • Бензин (3 марки).

Подробный перечень продукции Сургутского ЗСК с указанием технических характеристик и норм приводится в Приложении № 6.

Перечисленные продукты переработки в дальнейшем используются в качестве сырья в нефтехимическом производстве. Говорить о вторичной переработке, пожалуй, бессмысленно, так как это самостоятельный вид производства. Кроме того, продукты первичной переработки уже являются сами по себе рыночными продуктами, которые продаются и покупаются.

Исключение можно сделать для такого продукта вторичной переработки, как метанол. Метанол (метиловый спирт) — химический реагент, крайне необходимый в производстве, особенно для нефтегазовых компаний, ведущих свою деятельность в условиях Крайнего Севера. Это вещество обладает «антипробковым» эффектом, тем самым не позволяет замерзать газу. Для нормального функционирования Норильскгазпрому ежегодно требуется до семи тысяч тонн метилового спирта. Ранее метанол приобретали и соответственно поставляли партиями. Однако в последнее время было решено принципиально изменить схему транспортировки, закупая метанол в полном объеме задолго до начала навигации. Преимущества от подобного нововведения состоят, прежде всего, в обеспечении большей безопасности функционирования имеющихся газопроводов и значительной экономией средств (до 25-50%).

Главными производителями метанола в России, обеспечивающими порядка 90% валового выпуска являются компании Метафакс, Томский НХК, Азот (Новомосковск), Щекиназот. Кроме того, специалисты Ямбурггаздобычи вместе с учеными разработали новую технологию получения метанола из низконапорного природного газа, решая, тем самым, проблему его утилизации. Технология вполне соответствует условиям Крайнего Севера, снижает энергозатраты и дает высокое качество продукции. В основе технологии находятся малотоннажные установки, позволяющие на месте перерабатывать низконапорный газ в жидкие продукты, в частности в моторное топливо.

Реализация газового конденсата

Вариант реализации газового конденсата для переработки на одном из НПЗ возможен, однако оплата конденсата будет строиться по принципу: цена нефти + небольшая премия. Такой принцип оплаты строится из того, что мощности НПЗ рассчитаны, прежде всего, на прием нефти, а не конденсата. Нефтепереработчики не рискуют модернизировать свои мощности под конденсат, поскольку риск постоянной загрузки будет по-прежнему достаточно высок. Как следствие, переработка газового конденсата на мощностях НПЗ даст выход продукции ненамного выше, чем при загрузке НПЗ нефтью.

Специализированных перерабатывающих производств, рассчитанных на загрузку газовым конденсатом буквально единицы, например, Салаватнефтеоргсинтез. Также подобные мощности существуют на территории Финляндии.

Существует также вариант реализации газового конденсата по системе Транснефти, как обычной нефти. В этом случае цена конденсата будет оцениваться, как цена нефти. На примере того же Сургутского ЗСК реализация продукции происходит следующим образом:

1)     Газ сепарации и газ деэтанизации реализуются конечному потребителю на узлах учета входа в магистральный газопровод соответственно.

2)     Продукты переработки конденсата, реализуемые на внутреннем рынке, отпускаются с Сургутского ЗСК.

3)     Экспортируемые продукты переработки конденсата реализуются на условиях EXW[5] (дизельное топливо) и DAF[6] (стабильный конденсат как нефть по системе Транснефть).

На июль 2003 г. минимальные цены реализации стабильного конденсата, включая НДС, на условиях франко-завод составляли:

  • Севергазпром (ОСТ 51.65-80) — 3500 руб. за тонну;
  • Астраханьгазпром (ТУ 38.101-524-93) — 2700 руб. за тонну;
  • Кубаньгазпром (ОСТ 51.65-80) — 3500 руб. за тонну;
  • Оренбурггазпром (ОСТ 51.65-80) — 2754 руб. за тонну;
  • Сургутгазпром (ГОСТ 9965-76) — 1260 руб. за тонну;
  • Уренгойгазпром (ОСТ 51.65-80) — 3050 руб. за тонну.

Географических направлений реализации по сути три — реализация по реке на Ангарский нефтехимический комбинат, цистернами железнодорожным транспортом на Салаватнефтеоргсинтез, либо экспортное направление в Финляндию.

Приложение № 1

Сведения о добыче газового конденсата в России

 

Таблица 1.1. Добыча газового конденсата в России за 2000-2002 гг., тыс. т

 

Год

2000

2001

2002

Всего в России:

10400 (100%)

11100 (100%)

12600 (100%)

Газпром

9300 (89,5%)

9500 (85,6 %)

9900 (78,6 %)

Прочие

1100 (10,5 %)

1600 (14,4 %)

2700 (21,4%)

 

Таблица 1.2. Добыча газового конденсата предприятиями
ОАО «Газпром» в 1995-2001 гг., тыс. т

 

Год

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

Всего:

7793,6

7644,7

8244,4

8712,6

9173,6

9295,2

9482,5

Уренгойгазпром

4748,5

4564,5

4333,5

3954,2

3772,7

3516,5

3635,5

Ямбурггаздобыча

657,1

841,6

1293,8

1314,3

1554,5

1519,2

1335,9

Оренбурггазпром

647,3

560,3

483,0

422,1

400,0

376,9

358,4

Астраханьгазпром

1417,5

1306,2

1762,5

2644,8

3047,0

3413,5

3670,6

Севергазпром

272,7

316,6

316,2

321,9

328,5

375,1

381,1

Кубаньгазпром

49,3

54,7

55,1

55,3

70,6

93,9

100,1

Кавказтрансгаз

1,2

0,8

0,3

0,1

0,2

Добыча газового конденсата по всему Газпрому в 2002 г. — около 9,9 млн. т, в 2003 г. добыча ожидается более 10            млн. т, в 2004 — более 10,5 млн. т

Приложение № 2

Планы и прогнозы по добыче конденсата в России

 

Таблица 2.1. Прогноз добычи газового конденсата в России в 2003 году[7], тыс. т

 

Всего по России

13700*(100 %)

Газпром

>10000 (>73%)

Нортгаз

1000 (7,3%)

Таркосаленефтегаз (Новатэк)

475 (3,5%)

Ханчейнефтегаз (Новатэк)

330 (2,4%)

Роспан (ТНК-ЮКОС)

300 (2,2%)

Роснефть

150 (1,1%)

Прочие

1445 (10,5%)

Новатэк

  • Ханчейское месторождение (Ханчейнефтегаз) расположено в 75 км восточнее поселка Тарко-Сале (ЯНАО), ежесуточно добывается 1650 тыс. м. куб. природного газа и 900 тонн конденсата. В настоящее время работает 7 скважин. Промышленное освоение Ханчейского месторождения началось в III квартале 2001 г. Первая скважина давала 100 т конденсата в сутки. В июне 2001 г. был введен конденсатопровод длиной 62 км, соединяющий Ханчейское месторождение с Восточно-Таркосалинским.
  • Восточно-таркосалинское месторождение (Таркосаленефтегаз) дало 444 тыс. т нефти и конденсата в 2002 г., что в 1,5 раза выше объемов 2001 г. В декабре 2002 г. была введена в эксплуатацию первая очередь установки низкотемпературной сепарации, что создало основу для существенного увеличения добычи газового конденсата. Действующий фонд нефтяных и газоконденсатных скважин составляет 51 единиц. В сутки добывается 1300 т конденсата. Освоение новых скважин позволит выйти на рубеж добычи 6 млн. м. куб. природного газа и 1500-1600 т конденсата в сутки. Завершение строительства технологического комплекса на восточно-таркосалинском месторождении планируется завершить в 2004-2005 гг.
  • Юрхаровское месторождение (Юрхаровнефтегаз) было запущено в эксплуатацию 22.04.2003. На данный момент на месторождении работает установка комплексной подготовки газа (УКПГ), рассчитанная на проектную мощность 9 млрд. м. куб. и более 500 тыс. т газового конденсата. Транспорт продукции обеспечивает 51 км газо- и конденсатопровод.

Нортгаз

  • Северо-Уренгойское месторождение было пущено в эксплуатацию в 2001 г. В 2003 г. компания планирует выйти на проектную мощность добычи — 5 миллиардов кубометров газа и 1 миллион тонн нестабильного конденсата в год. После ввода в эксплуатацию Восточного купола месторождения добыча Нортгаза будет составлять не менее 10-12 млрд. м. куб. газа в год.

 

Роспан

  • Ново-Уренгойское и Восточно-Уренгойское месторождения, оба газоконденсатные. Суммарные запасы составляют около 100 млн. т газового конденсата. Есть также цифра 180 млн. т. В 2002 г. компания добыла более 1 млрд. куб. м. природного газа и 300 тыс. т газового конденсата (хотя ранее добывалось 350 тыс. т).

 

Роснефть

  • Северо-Комсомольсое и Губкинское месторождения разрабатываются основным добывающим предприятием Роснефть-Пурнефтегаз, которое намеревается в 2004 г. добыть 567 тыс. т газового конденсата, что почти в 4 раза выше планируемого уровня 153 тыс. т на 2003 г. Ранее добыча составляла 30-40 тыс. т газового конденсата ежегодно. Значительное увеличение объемов добычи связано с внедрением в нынешнем году в Пурнефтегазе программы освоения газоконденсатных месторождений, которая, в частности, включает строительство ряда установок комплексной подачи газа.

Приложение № 3

 

Технологическая цепочка по добыче и переработке газового конденсата (на примере компании Нортгаз)

1-й этап

Производится добыча газоконденсатной смеси на Северо-Уренгойском месторождении. По системе газосборных сетей (шлейфов), смесь подается на установку комплексной подготовки газа УКПГ-15В.

2-й этап

На УКПГ-15В происходит сепарация газа и газового конденсата.
Газ сепарации по газопроводу транспортируется до врезки в магистральный газопровод Газпрома. Газовый конденсат транспортируется до врезки в конденсатопровод Ямбург-Уренгой, принадлежащий Сургутгазпрому. Далее, конденсат транспортируется по этому конденсатопроводу до установки подготовки конденсата к транспорту (УПКТ), принадлежащей Уренгойгазпрому.

3-й этап

На УПКТ по давальческой схеме происходит деэтанизация газового конденсата. При этом выход с 1 т (100%) газового конденсата составляет:

·        газ деэтанизации — 14,7% (товарная продукция)

  • деэтанизированный конденсат — 84%

·        потери — 1,3%

Газ деэтанизации с УПКТ также закачивается в систему магистральных газопроводов и реализуется вместе с газом сепарации.

4-й этап

С УПКТ деэтанизированный конденсат подается в конденсатопровод Уренгой-Сургут, принадлежащий Сургутгазпрому, и транспортируется на Сургутский ЗСК. На СЗСК происходит переработка деэтанизированного конденсата на давальческой основе с получением сжиженных газов, стабильного газового конденсата, дизельного топлива.

Приложение № 4

Основные виды сырья и производство продукции по газоперерабатывающим заводам ОАО «Газпром» в 1999-2001 гг.

 

 

1999

2000

2001

Производство продукции

Бензин автомобильный, тыс. т

1103,1

1124,3

1215,8

Астраханский ГПЗ

816,0

855,5

959,1

Кубаньгазпром

10,2

10,2

8,8

Сосногорский ГПЗ

21,8

22,5

22,0

Сургутский ЗСК

234,3

213,0

208,9

Уренгойское УПГК

20,8

23,1

17,0

Дизельное топливо, тыс. т

1521,1

1512,5

1617,4

Астраханский ГПЗ

688,2

717,3

794,6

Кубаньгазпром

8,0

7,3

8,4

Сургутский ЗСК

669,0

645,8

677,3

Уренгойское УПГК

155,9

142,1

137,1

Мазут топочный, тыс. т

358,1

379,8

384,4

Астраханский ГПЗ

353,0

373,6

377,1

Кубаньгазпром

5,1

6,2

7,3

Технический углерод, тыс. т

 

 

 

Сосногорский ГПЗ

23,9

25,9

29,4

Сжиженный газ, тыс. т

1363,7

1834,2

2111,1

Астраханский ГПЗ

189,9

240,4

252,4

Оренбурггазпром

616,5

699,0

721,0

Сосногорский ГПЗ

135,5

134,2

124,5

Сургутгазпром

413,3

735,1

981,0

Уренгойгазпром

8,6

25,5

32,2

ШФЛУ, тыс. т

901,0

132,9

30,8

Оренбурггазпром

329,5

30,8

Сургутский ЗСК

571,5

132,9

ФУМ, тыс. т

 

 

 

Оренбурггазпром

252,4

162,1

Гелий, тыс. м. куб.

 

 

 

Оренбургский ГЗ

4627,9

5274,1

5335,7

Сера, тыс. т

4067,7

4484,1

4694,7

Астраханский ГПЗ

3427,1

3820,4

4151,0

Оренбургский ГПЗ

640,7

663,7

543,7

Стабильный газовый конденсат, тыс. т

5912,4

6042,8

6047,5

Астраханский ГПЗ

2281,9

2544,5

2743,0

Оренбурггазпром

507,8

463,7

395,1

Сосногорский ГПЗ

215,4

248,3

256,9

Сургутгазпром

2097,7

1951,1

1825,6

Уренгойгазпром

809,6

835,1

826,9

Этан, тыс. т

 

 

 

Оренбургский ГЗ

310,6

302,1

285,9

Одорант, т

 

 

 

Оренбургский ГПЗ

3177,0

3316,0

3411,3

Газ стабилизации, млн. м. куб.

384,7

414,0

313,2

Оренбурггазпром

268,7

298,4

230,5

Сосногорский ГПЗ

21,9

25,9

Сургутский ЗСК

94,1

89,7

82,7

Сухой газ, млрд. м3

27,9

27,9

27,8

Астраханский ГПЗ

4,2

4,8

5,3

Оренбурггазпром

22,6

22,0

20,7

Сосногорский ГПЗ

1,1

1,1

1,1

Уренгойгазпром

0,7

Основная сырьевая база

Природный газ, млрд. м. куб.

34,8

35,3

34,6

Астраханский ГПЗ

8,7

9,8

10,5

Оренбургский ГПЗ

24,8

24,1

22,7

Сосногорский ГПЗ

1,3

1,4

1,4

Газовый конденсат (нефть) первичная переработка, тыс. т

4950,4

4925,9

4965,9

Астраханский ГПЗ

2020,9

2152,4

2291,0

Кубаньгазпром

26,6

28,1

26,3

Сосногорский ГПЗ

40,8

30,4

48,0

Сургутский ЗСК

2507,3

2348,3

2158,1

Уренгойское УПГК

354,8

366,7

442,5

Нестабильный газовый конденсат, тыс. т

8981,9

9064,4

9347,8

Астраханский ГПЗ

3046,8

3413,4

3670,5

Оренбургский ГПЗ

400,0

367,7

358,2

Сосногорский ГПЗ

318,9

365,2

370,4

Уренгойгазпром

3772,7

3516,5

3618,7

Ямбурггаздобыча

1443,5

1401,6

1330,0

Приложение № 5

Схема работы установки низкотемпературной сепарации

 

stop013.jpg

Газ под высоким давлением по шлейфам может поступать или в замерный сепаратор 1 или в сепаратор первой ступени 3, в которых освобождается от сконденсировавшейся по пути воды. На выходе из замерного сепаратора 1 количество газа измеряется диафрагмой 2, а вода сбрасывается в канализацию. Газ из первой ступени сепаратора 3 направляется в теплообменник 4, а вода также сбрасывается в канализацию. В теплообменнике 4 горячий газ охлаждается холодным газом, поступающим из низкотемпературного сепаратора 8 по теплоизолированному газопроводу 5. Предварительно охлажденный газ высокого давления затем проходит сепаратор 6, где из него выделяется углеводородный конденсат, направляемый в разделительную емкость 11. Для предотвращения образования гидратов в теплообменнике 4 в поток газа поршневым дозировочным насосом 12 нагнетается ДЭГ (вязкий ингибитор гидратообразования диэтиленгликоль). Предварительно охлажденный газ высокого давления после сепаратора 6 поступает в регулируемый штуцер 7, и давление газа снижается до давления максимальной конденсации, в результате чего резко понижается его температура. Осушенный газ поступает в газопровод 9.

При резком понижении давления и температуры газа из последнего выделяется вода и углеводородный конденсат, которые выводятся затем из низкотемпературного сепаратора 8 в разделительную емкость 11, где раствор ДЭГ отделяется от углеводородного конденсата за счет большой разности плотностей. Углеводородный конденсат из разделительной емкости 11 выводится в конденсатосборники 10, в которых давление постепенно снижается за счет штуцеров 7 для максимального выхода стабильного конденсата.

Газовый конденсат под собственным давлением (1 МПа) транспортируется на газофракционную установку для получения пропан-бутановых фракций, бензина и дизельного топлива.

Раствор ДЭГ низкой концентрации из разделительной емкости 11 под собственным давлением направляется на регенерационную установку 13, куда подводится топливный газ 14. На установке 13 раствор ДЭГ нагревается до 165°С, в результате чего вода испаряется, а концентрация ДЭГ достигает 95-98%. Затем ДЭГ насосом 12 снова подается в поток газа, совершая, таким образом, замкнутый цикл (потери не больше 18 г. на тыс. куб.м.).

 

Приложение № 6

Перечень и технические характеристики продукции, выпускаемой
ООО «Сургутгазпром» на заводе по стабилизации конденсата

Наименование продукции

Показатели качества

Норма

1. Пропан технический

Применяется в качестве топлива для коммунально-бытового потребления и промышленных целей. Транспортируется ж/д и авт. транспортом. Нормируется по ГОСТ 20488

1. Массовая доля компонентов,%

Сумма метана, этана и этилена

Сумма пропана и пропилена, не менее

Сумма бутанов и бутиленов, не менее

2. Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы,%, не более

в т.ч. сероводорода не более

3. Содержание свободной воды и щелочи

не нормируется

75,0

не нормируется

0,013

0,003

отсутствует

2. Бутан технический

Применяется в качестве топлива для коммунально-бытового потребления и промышленных целей.

Транспортируется ж/д транспортом. Нормируется по ГОСТ 20488

1. Массовая доля компонентов,%

Сумма метана,этана и этилена

Сумма пропана и пропилена, не менее

Сумма бутанов и бутиленов, не менее

2. Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы,%, не более

в т.ч. сероводорода не более

3. Содержание свободной воды и щелочи

не нормируется

не нормируется

60,0

0,013

0,003

отсутствует

3. Смесь пропана и бутана технических

Применяется в качестве топлива для коммунально-бытового потребления и промышленных целей.

Транспортируется ж/д транспортом. Нормируется по ГОСТ 20488

1. Массовая доля компонентов,%

Сумма метана,этана и этилена

Сумма пропана и пропилена, не менее

Сумма бутанов и бутиленов, не менее

2. Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы,%, не более

в т.ч. сероводорода не более

3. Содержание свободной воды и щелочи

не нормируется

не нормируется

60,0

0,013

0,003

отсутствует

4. Пропан технический

Используется в качестве сырья для нефтехимических производств. Транспортируется ж/д и авт. транспортом. Нормируется по ТУ 0272-48-00-00151638-01

1.   Массовая доля компонентов,%

Сумма углеродов С1-С2

Пропан не менее

Сумма углеродов С4 и выше, не более

2.   Содержание сернистых соединений в пересчете на серу % (по массе), не более

3.   Содержание свободной воды

4. Содержание щелочи и мехпримисей

не нормируется

70

не нормируется

0,013

отсутствует

отсутствует

5. Смесь бутанов (марка Б)

Используется в качестве сырья для нефтехимических производств. Транспортируется ж/д транспортом. Нормируется по ТУ 0272-48-00-00151638-01

1.     Массовая доля компонентов,%

Сумма углеродов С1-С2 не более

Сумма пропана не менее

Сумма бутинов не более

не менее

Сумма углеводородов С6 не более

2.     Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, % не более

3.     Содержание свободной воды в щелочи

не нормируется

45

не нормируется

0,013

отсутствует

6. Фракция изопентановая

Применяется в качестве сырья для производства синтетического каучука и высокооктанового компонента автомобильного и авиционного бензинов. Транспортируется ж/д транспортом. Нормируется по ТУ 0272-48-00-00151638-01

1.     Массовая доля компонентов,%

Сумма углеродов С2-С4 не более

Изопентан, не менее

Нормальный пентан, не более

Сумма углеводородов С6 и выше, не более

Сумма непредельных углеводородов, не более

2.     Содержание сернистых соединений в пересчете на серу

3.   Содержание щелочи и мехпримесей

75,0

80,0

18,0

1,0

1,0

0,01

отсутствует

7. Фракция пентан-гексановая

Применяется в качестве сырья для нефтехимических производств и компонента при производстве автомобильных бензинов.

Транспортируется ж/д транспортом. Нормируется по ТУ 0272-48-00-00151638-01

1.     Массовая доля компонентов,%

Сумма углеродов С1-С3 не более

Сумма углеводородов С4, не более

Изопентан, не более

Нормальный пентан, не менее

Сумма углеводородов С6 и выше, не более

2.     Массовая доля ароматических углеводородов, % не более

3.     Массовая доля общей серы (по массе), не более

4.     Содержание щелочи и мехпримесей

0,1

2,0

6,0

45,0

55,0

5,0

0,03

отсутствует

8. Топливо газоконденсатное широкофракционное для быстроходных дизелей, зимнее (ГШЗ)

Топливо рекомендуется для эксплуатации дизелей при t воздуха минус 30? С  и выше для холодного климата.

Транспортируется ж/д и авт. транспортом. Нормируется по ТУ 51-28-86

1.     Цетановое число, не менее

2.     Фракционный состав:

10% перегоняется при t, ?С, не ниже

50% перегоняется при t, ?С, не ниже

96% перегоняется при t, ?С, не выше

3.     Вязкость кинематическая при t=20?С, мм2

4.     t-застывания, ?С  не выше

умеренная климатическая зона

холодная климатическая зона

5.      t-помутнения, ?С  не выше

умеренная климатическая зона

холодная климатическая зона

6.     Массовая доля  серы, % не более

7.     Массовая доля меркаптановой серы, % не более

8.     Содержание сероводорода

9.   Содержание воды

43,0

120

260

340

1,45

минус 35,0

минус 45,0

минус 25,0

минус 35,0

0,2

0,01

отсутствует

отсутствует

9. Топливо газоконденсатное с присадками Сургутского ЗСК (Марка ГЗ минус 15)

Данная марка рекомендуется для применения при температуре окружающего воздуха минус 15? С  и выше. Транспортируется ж/д и авт. транспортом. Нормируется по ТУ 51-31323949-45-99

1.     Цетановое число, не менее

2.     Фракционный состав:

50% перегоняется при t, ?С, не ниже

96% перегоняется при t, ?С, не выше

3.     Вязкость кинематическая при t=20?С, мм2

4.     Предельная температура фильтруемости ?С  не выше

5.     t-застывания, ?С  не выше

6.     t-помутнения, ?С  не выше

7.     Массовая доля  серы, % не более

Вида I

Вида II

8.     Массовая доля меркаптановой серы, % не более

9.     Содержание сероводорода

10. Содержание воды

40,0

260

360

1,45

минус 15,0

минус 25,0

минус 5,0

0,05

0,1

0,01

отсутствует

отсутствует

10. Топливо газоконденсатное с присадками Сургутского ЗСК (Марка ГЗ минус 25)

Данная марка рекомендуется для применения при температуре окружающего воздуха минус 25? С  и выше. Транспортируется ж/д и авт. транспортом. Нормируется по ТУ 51-31323949-45-99

1.     Цетановое число, не менее

2.     Фракционный состав:

50% перегоняется при t, ?С, не ниже

96% перегоняется при t, ?С, не выше

3.     Вязкость кинематическая при t=20?С, мм2

4.     Предельная температура фильтруемости ?С  не выше

5.     t-застывания, ?С  не выше

6.     t-помутнения, ?С  не выше

7.     Массовая доля  серы, % не более

Вида I

Вида II

8.     Массовая доля меркаптановой серы, % не более

9.     Содержание сероводорода

10. Содержание воды

40,0

260

360

1,45

минус 25,0

минус 35,0

минус 15,0

0,05

0,1

0,01

отсутствует

отсутствует

11. Топливо газоконденсатное с присадками Сургутского ЗСК (Марка ГЗ минус 35)

Данная марка рекомендуется для применения при температуре окружающего воздуха минус 35? С  и выше. Транспортируется ж/д и авт. транспортом. Нормируется по ТУ 51-31323949-45-99

1.     Цетановое число, не менее

2.     Фракционный состав:

50% перегоняется при t, ?С, не ниже

96% перегоняется при t, ?С, не выше

3.     Вязкость кинематическая при t=20?С, мм2

4.     Предельная температура фильтруемости ?С  не выше

5.     t-застывания, ?С  не выше

6.     t-помутнения, ?С  не выше

7.     Массовая доля  серы, % не более

Вида I

Вида II

8.     Массовая доля меркаптановой серы, % не более

9.     Содержание сероводорода

10. Содержание воды

40,0

260

360

1,45

минус 35,0

минус 45,0

минус 25,0

0,05

0,1

0,01

отсутствует

отсутствует

12. Бензин автомобильный неэтилированный марка Нормаль-80 (АИ-80)

Применяется в качестве топлива для карбюраторных, автомобильных и мотоциклетных двигателей, а также двигателей другого назначения. Транспортируется ж/д и авт. транспортом. Нормируется по ГОСТ Р 51105-97

1.     Детонационная стойкость:

октановое число, не менее

по моторному методу

по исследовательскому методу

2.     Концентрация свинца, г/дм3 бензина, не более

3.     Фракционный состав:

t — начала перегонки бензина, ?С  не ниже

класс 1-4

10% бензина перегоняются при t, ?С, не выше

класс 1-4

50% бензина перегоняются при t, ?С, не выше

класс 1-4

90% бензина перегоняются при t, ?С, не выше

класс 1-4

конец кипения бензина всех классов, ?С, не выше

остаток в колбе, % не более

остаток и потери, % не более

4.     Массовая доля серы, % не более

5.     Объемная доля бензола, % не более

76,0

80,0

0,01

35,0-не нормир.

75,0-60,0

120,0-105,0

190,0-170,0

215,0

2,0

4,0

0,05

5,0

13. Бензин автомобильный неэтилированный марка Регуляр-92

Применяется в качестве топлива для карбюраторных, автомобильных и мотоциклетных двигателей, а также двигателей другого назначения. Транспортируется ж/д и авт. транспортом. Нормируется по ГОСТ Р 51105-97

1.     Детонационная стойкость:

октановое число, не менее

по моторному методу

по исследовательскому методу

2.     Концентрация свинца, г/дм3 бензина, не более

3.     Фракционный состав:

t — начала перегонки бензина, ?С  не ниже

класс 1-4

10% бензина перегоняются при t, ?С, не выше

класс 1-4

50% бензина перегоняются при t, ?С, не выше

класс 1-4

90% бензина перегоняются при t, ?С, не выше

класс 1-4

конец кипения бензина всех классов, ?С, не выше

остаток в колбе, % не более

остаток и потери, % не более

4.     Массовая доля серы, % не более

5.     Объемная доля бензола, % не более

82,5

91,0

0,01

35,0-не нормир.

75,0-60,0

120,0-105,0

190,0-170,0

215,0

2,0

4,0

0,05

5,0

14. Бензин автомобильный неэтилированный марка Премиум-95

Применяется в качестве топлива для карбюраторных, автомобильных и мотоциклетных двигателей, а также двигателей другого назначения. Транспортируется ж/д и авт. транспортом. Нормируется по ГОСТ Р 51105-97

1.     Детонационная стойкость:

октановое число, не менее

по моторному методу

по исследовательскому методу

2.     Концентрация свинца, г/дм3 бензина, не более

3.     Фракционный состав:

t — начала перегонки бензина, ?С  не ниже

класс 1-4

10% бензина перегоняются при t, ?С, не выше

класс 1-4

50% бензина перегоняются при t, ?С, не выше

класс 1-4

90% бензина перегоняются при t, ?С, не выше

класс 1-4

конец кипения бензина всех классов, ?С, не выше

остаток в колбе, % не более

остаток и потери, % не более

4.     Массовая доля серы, % не более

5.     Объемная доля бензола, % не более

85,0

95,0

0,01

35,0-не нормир.

75,0-60,0

120,0-105,0

190,0-170,0

215,0

2,0

4,0

0,05

5,0

 



[1] По твердым полезным ископаемым составляется форма 5-гр, специальная форма 5-гр составляется по углю.

[2] Последнее соглашение о поставках заключено на объем 4 млн. тонн

[3] ЗСК — завод стабилизации конденсата

[4] УПГК — установка по переработке газового конденсата

[5] EX Works ( … named place).Термин EXW — «Франко завод» означает, что продавец считается выполнившим свои обязанности по поставке, когда он предоставит товар в распоряжение покупателя на своем предприятии или в другом названном месте (например: на заводе, фабрике, складе и т.п.). Продавец не отвечает за погрузку товара на транспортное средство, а также за таможенную очистку товара для экспорта.

[6] Delivered At Frontier ( … named place). Термин «Поставка до границы» означает, что продавец выполнил поставку, когда он предоставил неразгруженный товар, прошедший таможенную очистку для экспорта, но еще не для импорта на прибывшем транспортном средстве в распоряжение покупателя в названном пункте или месте на границе до поступления товара на таможенную границу сопредельной страны. Под термином «граница» понимается любая граница, включая границу страны экспорта. Поэтому, весьма важно точное определение границы путем указания на конкретный пункт или место.

[7] Прогноз ЭРТА-консалт. Расчет проведен на основании статистики Госкомстата РФ (ноябрь и декабрь месяц взяты на уровне октября), планов Газпрома и других добывающих компаний.

|Рубрики: Обзоры и исследования | Комментарии к записи Газовый конденсат — добыча, переработка, реализация: Серия «Просто ТЭК» отключены

Комментарии закрыты