Навіщо використовують газовий конденсат. Нафта – конденсат

Газовий конденсат є безбарвною або слабозабарвленою рідиною. У природних умовах (у покладах), як правило, знаходиться у газоподібному стані. Конденсується з природних (пластових) газів при підвищенні тиску (вище тиску початку конденсації) та/або зниження температури ( точка роси з вуглеводнів). Складається з бензинових (інтервал кипіння від 30-80 до 200 ° С), гасових (200-300 ° С) і, меншою мірою, більш висококиплячих компонентів. Більшість газових конденсатів вихід бензинових фракцій становить 70-85%.

Залежно від наявності/відсутності у продукті газів розрізняють нестабільний газоконденсат (сирий газоконденсат), який містить у своєму складі розчинені гази, та стабільний газоконденсат , одержуваний шляхом дегазації нестабільного (переважно методом ректифікації).

В свою чергу стабільний конденсатзалежно від місця виробництва поділяється на промисловий конденсат (lease condensate- англ.), одержуваний безпосередньо на промислі, поруч зі свердловиною, та заводський конденсат (plant condensate- англ), що виробляється на газопереробних заводах.

Джерело

При зменшенні тиску, у міру витрати газу, газовий конденсат виділяється в геологічному пласті і пропадає для споживача. Тому при експлуатації родовищ з великим вмістом газового конденсату з видобутого на поверхню землі газу виділяють вуглеводні 3 і вище, а фракцію C 1 -З 2 для підтримки тиску в пласті закачують назад.

Ресурси та запаси

На початок 2013 року в Росії перспективні ресурси (C3) і розвідані запаси (A+B+C1) газового конденсату оцінювалися в 2 млрд тонн.

Накопичення при використанні газових двигунів

Газовий конденсат може накопичуватися в автомобільному газовому устаткуванні. Рідина коричнево-бурого кольору має неприємний в'їдливий запах бензольних смол (залежно від складу газової горючої суміші) може мати гаму запахів від різкого ацетонового до запаху тютюнового диму (це залежить від складу присадок, які додають для запаху газу). Рекомендується регулярно зливати із газового редуктора. Бажано торкатися його руками, т.к. це може бути небезпечним для здоров'я.

ГОСТ Р 54389-2011

Група А22

НАЦІОНАЛЬНИЙ СТАНДАРТ РОСІЙСЬКОЇ ФЕДЕРАЦІЇ

КОНДЕНСАТ ГАЗОВИЙ СТАБІЛЬНИЙ

Технічні умови

Стабільний gas condensate. Specifications

ГКС 75.060
ОКП 027132

Дата введення 2012-07-01

Передмова

Цілі та принципи стандартизації в Російській Федерації встановлені Федеральним законом від 27 грудня 2002 р. N 184-ФЗ "Про технічне регулювання", а правила застосування національних стандартів Російської Федерації - ГОСТ Р 1.0-2004 "Стандартизація в Російській Федерації. Основні положення"

Відомості про стандарт

1 РОЗРОБЛЕНО Товариством з обмеженою відповідальністю "Науково-дослідний інститут природних газів та газових технологій - Газпром ВНДІГАЗ" (ТОВ "Газпром ВНДІГАЗ")

2 ВНЕСЕН Технічним комітетом зі стандартизації ТК 52 "Природний та скраплені гази"

3 ЗАТВЕРДЖЕНИЙ І ВВЕДЕНИЙ У ДІЮ Наказом Федерального агентства з технічного регулювання та метрології від 30 серпня 2011 р. N 247-ст

4 ВВЕДЕНО ВПЕРШЕ


Інформація про зміни до цього стандарту публікується в інформаційному покажчику "Національні стандарти", що видається щорічно, а текст змін і поправок- у щомісячно видаються інформаційні покажчики "Національні стандарти". У разі перегляду (заміни) або скасування цього стандарту відповідне повідомлення буде опубліковане у щомісячному інформаційному покажчику "Національні стандарти". Відповідна інформація, повідомлення та тексти розміщуються також в інформаційній системі загального користування - на офіційному сайті національного органу Російської Федерації зі стандартизації у мережі Інтернет

1 Область застосування

1 Область застосування

Цей стандарт поширюється на конденсат газовий стабільний, підготовлений на установках первинної переробки до транспортування та/або застосування як сировини для подальшої переробки на території Російської Федерації та на експорт.

2 Нормативні посилання

У цьому стандарті використано нормативні посилання на такі стандарти:

ГОСТ Р 8.580-2001 Державна система забезпечення єдності вимірів. Визначення та застосування показників прецизійності методів випробувань нафтопродуктів

ГОСТ Р ИСО 3675-2007 Нафта сира та нафтопродукти рідкі. Лабораторний метод визначення густини з використанням ареометра

ДСТУ ISO 14001-2007 Системи екологічного менеджменту. Вимоги та посібник із застосування

ГОСТ Р 50802-95 Нафта. Метод визначення сірководню, метил- та етилмеркаптанів

ГОСТ Р 51069-97 Нафта та нафтопродукти. Метод визначення густини, відносної густини та густини в градусах API ареометром

ГОСТ Р 51330.5-99 (МЕК 60079-4-75) Електроустаткування вибухозахищене. Частина 4. Метод визначення температури самозаймання

ГОСТ Р 51330.11-99 (МЕК 60079-12-78) Електроустаткування вибухозахищене. Частина 12. Класифікація сумішей газів і пар з повітрям за безпечними експериментальними максимальними зазорами та мінімальними займистими струмами.

ГОСТ Р 51858-2002 Нафта. Загальні технічні умови

ГОСТ Р 51947-2002 Нафта та нафтопродукти. Визначення сірки методом енергодисперсійної рентгенофлуоресцентної спектрометрії

ГОСТ Р 52247-2004 Нафта. Методи визначення хлорорганічних сполук

ГОСТ Р 52340-2005 Нафта. Визначення тиску парів методом розширення

ГОСТ Р 52659-2006 Нафта та нафтопродукти. Методи ручного відбору

ГОСТ Р 53521-2009 Переробка газу. терміни та визначення

ГОСТ 12.0.004-90 Система стандартів безпеки праці. Організація навчання безпеки праці. загальні положення

ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартів безпеки праці. Пожежна безпека. Загальні вимоги

ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартів безпеки праці. Загальні санітарно-гігієнічні вимоги до повітря робочої зони

ГОСТ 12.1.007-76. Система стандартів безпеки праці. Шкідливі речовини. Класифікація та загальні вимоги безпеки

ГОСТ 12.1.019-79 Система стандартів безпеки праці. Електробезпека. Загальні вимоги та номенклатура видів захисту
________________
* На території Російської Федерації документ не діє. Діє ГОСТ Р 12.1.019-2009, тут і далі за текстом
 
ГОСТ 12.1.044-89 (ISO 4589-84) Система стандартів безпеки праці. Пожежвибухонебезпечність речовин та матеріалів. Номенклатура показників та методи їх визначення

ГОСТ 12.4.010-75 Система стандартів безпеки праці. Засоби індивідуального захисту. Перчатки спеціальні. Технічні умови

ГОСТ 12.4.011-89 Система стандартів безпеки праці. Засоби захисту працюючих. Загальні вимоги та класифікація

ГОСТ 12.4.020-82 Система стандартів безпеки праці. Засоби індивідуального захисту рук Номенклатура показників якості

ГОСТ 12.4.021-75 Система стандартів безпеки праці. Системи вентиляційні. Загальні вимоги

ГОСТ 12.4.068-79 Система стандартів безпеки праці. Засоби індивідуального дерматологічного захисту. Класифікація та загальні вимоги

ГОСТ 12.4.103-83 Система стандартів безпеки праці. Одяг спеціальний захисний, засоби індивідуального захисту ніг та рук. Класифікація

ГОСТ 2.4.111-82* Система стандартів безпеки праці. Костюми чоловічі для захисту від нафти та нафтопродуктів. Технічні умови
________________
* Ймовірно, помилка оригіналу. Слід читати: ГОСТ 12.4.111-82. - Примітка виробника бази даних.

ГОСТ 12.4.112-82 Система стандартів безпеки праці. Костюми жіночі для захисту від нафти та нафтопродуктів. Технічні умови

ГОСТ 17.1.3.05-82 Охорона природи. Гідросфери. Загальні вимоги до охорони поверхневих та підземних вод від забруднення нафтою та нафтопродуктами

ГОСТ 17.1.3.10-83 Охорона природи. Гідросфери. Загальні вимоги до охорони поверхневих та підземних вод від забруднення нафтою та нафтопродуктами під час транспортування трубопроводом

ГОСТ 17.1.3.12-86 Охорона природи. Гідросфери. Загальні правила охорони вод від забруднення під час буріння та видобутку нафти та газу на суші

ГОСТ 17.1.3.13-86 Охорона природи. Гідросфери. Загальні вимоги щодо охорони поверхневих вод від забруднення

ГОСТ 17.2.3.02-78 Охорона природи. атмосфера. Правила встановлення допустимих викидів шкідливих речовин промисловими підприємствами

ГОСТ 17.4.2.01-81 Охорона природи. Ґрунти. Номенклатура показників санітарного стану

ГОСТ 17.4.3.04-85 Охорона природи. Ґрунти. Загальні вимоги до контролю та охорони від забруднення

ГОСТ 1510-84 Нафта та нафтопродукти. Маркування, упаковка, транспортування та зберігання

ГОСТ 1756-2000 (ІСО 3007-99) Нафтопродукти. Визначення тиску насиченої пари

ГОСТ 2177-99 (3405-88) Нафтопродукти. Методи визначення фракційного складу

ГОСТ 2477-65 Нафта та нафтопродукти. Метод визначення вмісту води

ГОСТ 2517-85 Нафта та нафтопродукти. Методи відбору проб

ГОСТ 3900-85 Нафта та нафтопродукти. Методи визначення густини

ГОСТ 6370-83 Нафта, нафтопродукти та присадки. Метод визначення механічних домішок

ГОСТ 11851-85 Нафта. Метод визначення парафіну

ГОСТ 14192-96 Маркування вантажів

ГОСТ 19121-73 Нафтопродукти. Метод визначення вмісту сірки спалюванням у лампі

ГОСТ 19433-88 Вантажі небезпечні. Класифікація та маркування

ГОСТ 21534-76 Нафта. Методи визначення вмісту хлористих солей

ГОСТ 31340-2007 Попереджувальне маркування хімічної продукції. Загальні вимоги

Примітка - При користуванні цим стандартом доцільно перевірити дію стандартів посилань за відповідними покажчиками, складеними на 1 січня поточного року, та за інформаційними покажчиками, опублікованими в поточному році. Якщо посилальний документ замінено (змінено), то при користуванні цим стандартом слід керуватися замінним (зміненим) стандартом. Якщо посилальний документ скасовано без заміни, то положення, в якому дано посилання на нього, застосовується в частині, яка не стосується цього посилання.

3 Терміни та визначення

У цьому стандарті застосовані терміни за ГОСТ Р 53521, а також наступні терміни з відповідними визначеннями:

3.1 газовий конденсат стабільний;КГС: Газовий конденсат, що одержується шляхом очищення нестабільного газового конденсату від домішок та виділення з нього вуглеводнів С-С, що відповідає вимогам цього стандарту.

Стабільний газовий конденсат отримують шляхом первинної переробки нестабільного газового конденсату.

4 Технічні вимоги

4.1 КМР має відповідати вимогам таблиці 1.


Таблиця 1 - Вимоги до КМР

4.3 В умовному позначенні КГС вказують його групу залежно від значень концентрації хлористих солей, масової частки сірководню та метил- та етилмеркаптанів.

Приклад умовного позначення КМР - Конденсат газовий стабільний, 1 група, ДЕРЖСТАНДАРТ Р.

5 Вимоги безпеки

5.1 За ступенем впливу на організм людини КМС належить до 4-го класу небезпеки за ГОСТ 12.1.007.

Контакт з КГС шкідливо впливає на центральну нервову систему, викликає подразнення шкірного покриву, слизових оболонок очей і верхніх дихальних шляхів.

Працюючи з КГС враховують гранично допустимі концентрації (ГДК) шкідливих речовин КГС повітря робочої зони, встановлені ГОСТ 12.1.005 і гігієнічними нормативами . ГДК шкідливих речовин у повітрі робочої зони, що містяться в КГС, по вуглецю аліфатичним граничним С-С у перерахунку на вуглець - 900/300 мг/м (де 900 мг/м - максимальна разова ГДК, а 300 мг/м - середньозмінна ГДК) .

КГС, що містить сірководень (дигідросульфід) з масовою часткою понад 20 млн, вважають сірководневмісним відповідно до ГОСТ Р 51858 і відносять до 2-го класу небезпеки. Для сірководню (дигідросульфіду) максимальна разова ГДК в повітрі робочої зони - 10 мг/м, максимальна разова ГДК сірководню (дигідросульфіду) в суміші з граничними аліфатичними вуглеводнями С-С в повітрі робочої зони - 3,0 мг/м , клас .

Контроль вмісту шкідливих речовин у повітрі робочої зони здійснюють відповідно до ГОСТ 12.1.005.

5.2 КГС відносять до легкозаймистих рідин 3-го класу за ГОСТ 19433.

5.3 Пари КМС утворюють із повітрям вибухонебезпечні суміші з температурами: спалахи - нижче 0 °С, самозаймання - вище 250 °С. Для КГС конкретного складу концентраційні межі займання визначають за ГОСТ 12.1.044.

Категорія вибухонебезпечності та група вибухонебезпечних сумішей парів КГС з повітрям - ІІА та Т3 за ГОСТ Р 51330.11 та ГОСТ Р 51330.5 відповідно.

5.4 Вимоги безпеки при роботі з КГС повинні бути не нижчими від вимог ГОСТ 12.1.004, правил безпеки та правил електробезпеки за ГОСТ 12.1.019.

5.5 Ті, хто працює з КМС, повинні виконувати вимоги правил безпеки та бути навчені правилам безпеки праці відповідно до ГОСТ 12.0.004 та заходів пожежної безпеки відповідно до норм пожежної безпеки Федерального закону та Наказу МНС.

5.6 Під час роботи з КГС слід застосовувати індивідуальні засоби захисту відповідно до ГОСТ 12.4.010, ГОСТ 12.4.011, ГОСТ 12.4.020, ГОСТ 12.4.068, ГОСТ 12.4.103, ГОСТ 12.4.112, ГОСТ 12.4.112, ГОСТ 12.4.112. нормами, затвердженими у порядку.

5.7 Санітарно-гігієнічні вимоги до показників мікроклімату та допустимого вмісту шкідливих речовин у повітрі робочої зони повинні відповідати ГОСТ 12.1.005.

5.8 Усі будівлі, приміщення, лабораторії, в яких здійснюють операції з КМР, повинні бути забезпечені вентиляцією, що відповідає вимогам ГОСТ 12.4.021 та санітарних правил, повинні відповідати вимогам пожежної безпеки та мати засоби пожежогасіння відповідно до Федерального закону. Також у них має бути передбачений комплекс протипожежних заходів відповідно до правил безпеки , будівельних норм і правил , норм пожежної безпеки та зведень правил щодо пожежної безпеки .

Штучне освітлення та електроустаткування будівель, приміщень та споруд повинно відповідати вимогам вибухобезпеки згідно з Постановою Уряду Російської Федерації.

6 Вимоги охорони навколишнього середовища

6.1 При проведенні робіт з КГС повинні виконуватись вимоги, встановлені законодавством Російської Федерації в галузі охорони навколишнього середовища, а система екологічного менеджменту повинна відповідати ДСТУ ISO 14001. У цьому має забезпечуватися неперевищення нормативів допустимого на довкілля.

6.2 Правила встановлення допустимих викидів КМР в атмосферу здійснюють відповідно до ГОСТ 17.2.3.02

Нормативи викидів КГС в атмосферне повітря, шкідливих фізичних впливів на атмосферне повітря та тимчасово узгоджених викидів встановлюються, розробляються та затверджуються відповідно до Федерального закону про охорону атмосферного повітря у порядку, визначеному Постановою Уряду Російської Федерації.

Гігієнічні вимоги до забезпечення якості атмосферного повітря населених місць регламентуються санітарними правилами та чинним законодавством України.

6.3 Загальні вимоги до охорони поверхневих та підземних вод встановлені Федеральним законом, ГОСТ 17.1.3.05, ГОСТ 17.1.3.10, ГОСТ 17.1.3.12, ГОСТ 17.1.3.13.

ГДК КМР у воді об'єктів культурно-побутового користування та господарсько-питного призначення - не більше 0,1 мг/дм за санітарними нормами та правилами. ГДК КМС у воді водних об'єктів рибогосподарського значення не більше 0,05 мг/дм відповідно до Наказу Росриболовства.

6.4 Охорону ґрунту від забруднення КГС здійснюють відповідно до ГОСТ 17.4.2.01, ГОСТ 17.4.3.04 та чинного законодавства Російської Федерації.

Санітарно-епідеміологічні вимоги до якості ґрунту регламентуються санітарними правилами.

6.5 Діяльність по поводженню з відходами виробництва здійснюється відповідно до санітарних правил і регулюється Федеральним законом .

Порядок розробки та затвердження нормативів утворення відходів та лімітів на їх розміщення визначено Наказом Мінприроди Російської Федерації.

6.6 При транспортуванні та застосуванні КМР повинні бути передбачені заходи, що виключають потрапляння його до систем побутової та зливової каналізації, а також у відкриті водойми та ґрунт. Місця можливих розливів КМС повинні мати обвалування та систему спеціального дренажу. Попередження та ліквідацію аварійних ситуацій, пов'язаних із розливом КМР, здійснювати відповідно до плану ліквідації аварійних розливів КМР.

7 Правила приймання

7.1 КМР приймають партіями. Партією вважають кількість КДС, що відправляється на одну адресу та супроводжується документами про якість за ГОСТ 1510 (паспорт якості).

7.1.1 За партію КМР приймають:

- на вузлі обліку при безперервному перекачуванні конденсатопроводом перекачана за певний період кількість КМР, заміряна приладами обліку та узгоджена постачальником (вантажовідправником) та споживачем (вантажоодержувачем);

- на вузлі обліку при відвантаженні у транспортні засоби - кількість КМС, визначена за погодженням між постачальником та споживачем.

7.2 Для перевірки відповідності КМР вимогам цього стандарту проводять приймально-здавальні випробування за показниками, наведеними у таблиці 1.

7.3 Відбір КГС проводять за ГОСТ 2517 та ГОСТ Р 52659 .

7.4 Документ про якість (паспорт), що видається виробником або продавцем (на підприємствах, що здійснюють зберігання готової до реалізації продукції), повинен містити:

- найменування виробника (продавця);

- найменування та групу КДС;

- нормативні значення показників, встановлені цим стандартом для цієї групи КГС;

- Фактичні значення цих характеристик, визначені за результатами випробувань;

- номер резервуара (номер партії), з якого ця проба КМР відібрана;

- дату відбору;

- Дату проведення аналізу КМР.

Документ про якість (паспорт) підписується керівником підприємства або уповноваженою ним особою та засвідчується печаткою.

7.6. При невідповідності будь-якого з показників вимогам цього стандарту або розбіжностям за цим показником проводять повторні випробування тієї ж проби, якщо її відібрано з пробовідбірника, встановленого на потоці, або повторно відібраної проби, якщо її відібрано з резервуара або іншої ємності.

Результати повторних випробувань розповсюджують на всю партію.

7.7 При розбіжностях в оцінці якості КМС між постачальником і споживачем проводять випробування арбітражної проби, що зберігається. Випробування проводять у лабораторії, визначеній угодою сторін. Результати випробувань арбітражної проби вважають остаточними та вносять до документа про якість на цю партію КМР.

8 Методи випробувань

8.1 Тиск насиченої пари, вихід фракцій, масову частку сірководню та легких меркаптанів визначають у точкових пробах, відібраних за ГОСТ 2517 або ГОСТ Р 52659 .

Інші показники якості КГС визначають в об'єднаній пробі, відібраної за ГОСТ 2517 або ГОСТ Р 52659.

8.2 Тиск насиченої пари КГС визначають за ГОСТ 1756, ГОСТ Р 52340 або.

Допускається застосовувати метод згідно з приведенням до тиску насиченої пари за ГОСТ 1756 .

8.3 Масову частку води визначають за ГОСТ 2477.

Дозволяється застосовувати метод або .

При розбіжностях щодо оцінки якості КГС масову частку води визначають за ГОСТ 2477 з допомогою безводного ксилолу чи толуолу.

8.4 Масову концентрацію хлористих солей у КГС визначають за ГОСТ 21534. При проведенні аналізу у водну витяжку додають 1 см 6 моль/дм сірчаної кислоти і кип'ятять щонайменше 30 хв. Допускається застосовувати метод згідно з .

8.5 Масову частку сірки визначають за ГОСТ Р 51947, ГОСТ 19121 або .

8.6 Щільність КГС при температурі 20 ° С визначають за ГОСТ 3900, при температурі 15 ° С - за ГОСТ Р 51069, ГОСТ Р ISO 3675 або -.

Щільність КГС на потоці трубопроводі визначають щільномірами.

8.7 Визначення масової частки органічних хлоридів у КГС виконують за ГОСТ Р 52247 або .

Для отримання фракції, що википає до температури 204 °С, допускається використання апаратури згідно з ГОСТ 2177 (метод Б).

8.8 У разі розбіжностей щодо оцінки якості показника, що визначається за цим стандартом декількома методами, арбітражним вважають метод, зазначений першим у таблиці 1.

8.9 Розбіжності, що виникають в оцінці якості КМР за будь-яким із показників, вирішуються з використанням ГОСТ Р 8.580.

9 Маркування, упаковка, транспортування та зберігання

9.1 Маркування КГС - за ГОСТ 14192, ГОСТ 19433 та ГОСТ 31340.

9.2 Транспортування КМС - за ГОСТ 1510 та відповідно до правил перевезення вантажів, встановлених на кожному виді транспорту.

9.3 Основний обсяг КГС відносять до небезпечних вантажів 3-го класу за ГОСТ 19433. Підклас небезпеки КМР, що постачається, і номер ООН встановлює вантажовідправник.

9.4 Упаковка та зберігання КМР за ГОСТ 1510 .

10 Гарантії виробника

10.1 Виробник гарантує відповідність якості КМР вимогам цього стандарту за умови дотримання умов транспортування та зберігання протягом 6 місяців з дати виготовлення, зазначеної в документі про якість (паспорт якості).

10.2 Після закінчення гарантійного терміну зберігання проводять випробування КМР на відповідність вимогам цього стандарту для ухвалення рішення про можливість його застосування або подальшого зберігання в установленому порядку.

Додаток А (рекомендований). Форма документа про якість (паспорт якості) конденсату газового стабільного

Результати випробувань конденсату газового стабільного

Електронний текст документа
підготовлений ЗАТ "Кодекс" та звірений за:
офіційне видання
М: Стандартінформ, 2012

Рідкі суміші вуглеводнів (всі вони відрізняються різною будовою молекул і киплять при високій температурі), які виділяються як побічний продукт на газоконденсатних, газових та нафтових родовищах, об'єднуються загальною назвою - газові конденсати. Склад та кількість їх залежать від місця та умов видобутку, тому варіюються у широких межах. Однак їх можна розділити на два типи:

• стабільний газовий конденсат у вигляді бензино-гасових фракцій (а іноді й високомолекулярних рідких компонентів нафти),
• нестабільний продукт, до складу якого крім вуглеводнів С5 і вище, входять газоподібні вуглеводні у вигляді метан-бутанової фракції.

Конденсат може надходити від трьох типів свердловин, де видобувається:

1. Сира нафта (він йде у вигляді попутного газу, який може залягати під землею окремо від сирої нафти (пластами) або бути розчиненим у ній).
2. Сухий природний газ (відрізняється низьким вмістом розчинених у ньому вуглеводнів, вихід конденсату невисокий).
3. Вологий природний газ (видобувається на газоконденсатних родовищах і відрізняється високим вмістом бензинового конденсату).

Кількість рідких компонентів у природних газах варіюється від 0,000010 до 0,000700 м³ на 1 м³ газу. Наприклад, вихід стабільного газового конденсату на різних родовищах:

• Вуктильське (Республіка Комі) - 352,7 г/м³;
• Уренгойське (Західний Сибір) - 264 г/м³;
• Газлінське (Середня Азія) - 17 г/м³;
• Шебелинське (Україна) - 12 г/м³.

Природний газовий конденсат є багатокомпонентною сумішшю різних рідких вуглеводнів з низькою щільністю, в якій присутні газоподібні компоненти. Він конденсується з сирого газу під час зниження температури при (нижче точки роси вуглеводнів, що видобуваються). Його часто називають просто "конденсат" чи "газовий бензин".

Схеми відділення конденсату від газу чи нафти різноманітні і залежить від родовища і призначення продуктів. Як правило, на технологічній установці, спорудженій поряд з газовим або газоконденсатним родовищем, видобутий газ готують до транспортування: відокремлюють воду, очищають до певної межі від сірчистих сполук, транспортують споживачеві вуглеводні С1 і С2, невелику їх частку (від видобутого) закачують у пласти підтримання тиску. Виділена фракція (після видалення з неї компонентів С3, але з невеликим їх вмістом) і є той газовий конденсат, який спрямовується у вигляді сировинного потоку на нафтопереробні заводи або установки нафтохімічного синтезу. Транспортування здійснюється трубопроводом або наливним транспортом.

Газовий конденсат використовується як сировина для виробництва бензину з невисоким октановим числом, для підвищення якого застосовуються антидетонаційні добавки. Крім того, продукт характеризується високою температурою помутніння та застигання, тому його використовують для отримання літнього палива. Як газовий конденсат застосовуються рідше, оскільки потрібна додаткова депарафінізація. Цей напрямок використовує менше третини добованих конденсатів.

Найбільш цікавим технологічним рішенням є використання такого продукту як широка фракція легких вуглеводнів для нафтохімічного синтезу. З її одержання починається переробка газового конденсату. Глибокіші процеси продовжуються на установках піролізу, де ШФЛУ застосовується як сировина для отримання таких важливих мономерів, як етилен, пропілен та багато інших супутніх їм продуктів. Потім етилен прямує на установки полімеризації, з нього одержують поліетилен різних марок. В результаті виходить поліпропілен. Бутилен-бутадієнова фракція використовується для виготовлення каучуку. Вуглеводні С6 і вище є сировиною для виробництва нафтохімічного синтезу (одержують бензол), і тільки фракція С5, що є сировиною для отримання найцінніших продуктів, поки що використовується неефективно.

Будь-який конденсат виходить після переходу газоподібної речовини в рідке через зниження тиску або температури. У надрах землі існують як газові, а й газоконденсатні поклади. Коли тиск і температура знижуються в результаті буріння свердловини, утворюється газовий конденсат - суміш рідких вуглеводнів, що відокремилися від газу.

Під конденсатністюрозуміють вміст рідких ПВ у газі у пластових умовах (см 3 /м 3).

Газоконденсатний фактор - величина, обернена до конденсатності.

Розрізняють сирийі стабільний конденсати. Під сирим мають на увазі УВ, які за стандартних умов перебувають у рідкому стані з розчиненими в них газоподібними компонентами (метаном, етаном, пропаном, бутанами). Конденсат, що складається тільки з рідких ПВ (від пентанів і вище), за стандартних умов прийнято називати стабільними.

За фізичними властивостямиконденсати характеризуються великою різноманітністю. густина конденсатів змінюється від 0,677 до 0,827 г/см 3 ; показник заломлення від 1,39 до 1,46; молекулярна маса - Від 92 до 158.

склад.Численними дослідженнями встановлено генетичний зв'язок нафт, що підстилають (утворили) їх. Конденсати, як і нафти, складаються з ПВ трьох типів - метанових, нафтенових та ароматичних.

Однак розподіл цих груп УВ у конденсатах мають такі особливості на відміну від нафт:

1) абсолютний вміст (у пор.) ароматичних ПВ у бензинових фракціях конденсатів вище, ніж у нафтах;

2) зустрічаються бензинові фракції, в яких міститься одночасно велика кількість нафтенових та ароматичних УВ;

4) концентрації розгалужених метанових ПВ нижче концентрації нормальних структур;

5) частку етилбензолу серед ароматичних УВ складу З 8 Н 10 посідає порівн. значно менший %, ніж у нафтах.

Таким чином, конденсати складаються з більш простих сполук, ніж нафти. У нафтах переважають циклопентанові УВ, у конденсатах – циклогексанові. Ароматичні УВ у нафтах зазвичай зосереджені у висококиплячих фракціях, у конденсатах, навпаки, у низькокиплячих. Вміст сірки у конденсатах коливається від 0-1,2%. В окремих покладах чи свердловинах може бути виявлено конденсати, УВ склад яких може відхилятися від загальних закономірностей, це з геологічними особливостями конкретного району.

Конденсати помітно відрізняються і за фракційним складом. У середньому вони на 60-80% википають до 200С, але є конденсати (або нафтоконденсатні суміші), кінець кипіння яких 350-500С, що містять у своєму складі асфальтени.

У процесі розробки газоконденсатних покладів склад конденсатів змінюється. У міру зниження тиску відбувається часткова конденсація ПВ у пласті, і ця частина в основному вже не витягується на поверхню. В результаті цього відбувається зміна кількісної та якісної характеристики пластової газоконденсатної суміші - зміна групового УВ складу. При зниженні тиску відбувається випадання пласт висококиплячих фракцій конденсату, і щільність його зменшується. Іноді щільність конденсатів, навпаки, збільшується, що в основному характерно для газових шапок, що розробляються.

Thorioпише:

TaxHelpпише:

Піднімаю стару тему. Вищий арбітражний суд зараз вирішує питання, що видобувала одна з "доч" ТНК нафту або конденсат (це впливає на податки). Звичайно, ніхто в суді морочитися з аналізом С7 не буде. Рішення буде у найкращому разі через півтора місяці. Якщо є обліковий запис на фейсбуці, то можете переглянути відеозапис судового засідання

Найбільший косяк ТНК, імхо - бухгалтерський облік: вони все проводили під нафтою.

Але вражає позиція податкової інспекції. У 2-х словах - вони видобуту нафту і конденсат змішували і вже суміш відправляли на встановлення підготовки продукції. Питання до інспекції - чи підготовка газового конденсату проводилася на установках підготовки продукції?, відповідь - "ні".

Ось відпалюють податківці! Я просто в "валявся" від сміху слухаючи промову податківця. На питання "Чи надходив газовий конденсат на пункти прийому підготовки?" він відповів "На пункти прийому надходила тільки Вуглеводнева сировина, а газовий конденсат не пуступав!".... (Thorio, мене теж це вразило))))

Така безграмотність, дурість і тупість просто гаси світло.

"Важливий" аргумент податківця - вихідна продукція оцінювалася за ГОСТом на товарну нафту, отже видобувалася тільки нафта, а конденсату не було! "Не було хлопчика, не було!!" "Не важливо, що на балансі стоять газові поклади і з них йде видобуток конденсату! Надходила УВ сировина, а на виході отримували НАФТУ, а значить плати бабки, капіталіст-експлуататор!!"

Маразм для божевільних. Та крім нафти немає нічого, і не повинно бути. І конденсат і нафта є єдина субстанція, що варіює за властивостями. І саме тому немає ніякого ГОСТ на конденсат, а є ГОСТ на ТОВАРНУ нафту.

Держава знову настає на свої граблі, які стукають, на жаль, не лише головами держорганів, показуючи всю їхню некомпетентність, а й головами надрокористувачів.

Невже так важко переписати кілька законів, і якщо вже так важливо вести облік продукції (а це дійсно важливо, оскільки впливає на знос обладнання та ін.), то вести облік не за типом фазового стану пластового флюїду в пласті (залізничнику "по барабану" що там у надрокористувача в пласті - рідка нафта або пластовий газ з якого випадає конденсат), а за характеристиками товарної продукції після підготовки і перед відправкою по залізничному або по трубі Транснафта - щільність, вміст сірковмісних, парафінів, фракційної розгонки та ін. - саме ці характеристики важливі для транспортника і прописані в ГОСТ на товарну нафту!

Будь ласка, тоді, приїжджай будь-який податківець зі своїм атестованим градусником, та мірь щільність, перевіряй. Перевіряй лабораторії документа про аналіз.

Лихо лише в тому, що так уже буде не цікаво. У каламутній воді риба краще клює! Дивишся в суді і "прокатить" - судді ж вони не геологи, їм важко розібратися, що є конденсат, а що є "нестабільний конденсат", можуть повірити і тому, що бутан, як окремий компонент багатокомпонентної системи, може окремо розроблятися з покладу (!) (іржу ні магу). А виручка до бюджету з "несумлінного" підприємця – собі премія!

Держава зробила бардак у цьому питанні, а податковий орган, як представник цієї держави, каже "я вас за цей бардак матиму за повною програмою".

Безкоштовний цирк!

Сумно це все. Яка шарага ... це держ ....

P.S. схоже, я знаю з якого регіону ноги ростуть. Там найрозумніша податкова сидить

Шкода ще те, що надрокористувач не завжди, на мій погляд, чітко описує ситуацію. Я хоч і не юрист, але думаю зможу втлумачити юристу, чим відрізняється конденсат від нафти. Досвід вже є))

Було б гарною традицією запрошувати на суд не лише юристів, а й фахівців високого рівня, експертів. І нехай вони виступають із боку суду, пояснюючи суддям суть питання. Тоді деяким органам буде складніше пояснюватись у суді.

Також компаніям надрокористувачам дуже має бути вигідно виходити з ініціативою зміни законодавства у питаннях, де є бардак. Більше цим займатися нема кому. Це коштуватиме дешевше, ніж постійні побори податківців. Роснефть цим займатися точно не буде, штраф для них - перекладання грошей з однієї кишені в іншу. Залишається лише приватним компаніям.