Газовый конденсат — Что такое Газовый конденсат?

Газовый конденсат  — жидкая  смесь высококипящих углеводородов  различного строения, выделяемые из  природных газов при их добыче.

ИА Neftegaz.RU. Газовый конденсат (Gas condensate) — жидкая смесь высококипящих углеводородов различного строения, выделяемые из природного газа при добыче на газоконденсатных месторождениях (ГКМ).

Чем глубже добывается газовый конденсат, тем более у него насыщенный цвет, который меняется от светло-желтого до желто-коричневого из-за примесей нефти.
В пластовых условиях при высоком давлении (от 10 до 60 МПа) и температуре в недрах в парообразном состоянии находятся некоторые бензино-керосиновые фракции и, реже, более высокомолекулярные жидкие компоненты нефти.
При разработке месторождений давление в пластах падает в несколько раз — до 4-8 МПа, снижается температура.
Падение давления и снижение температуры — это условие появления конденсата.

В случае снижения температуры при бурении на ГКМ (ниже точки росы добываемых углеводородов) эффект конденсирования проявляется в выделении из газа сырого нестабильного конденсата, содержащего, в отличие от стабильного, не только углеводороды С₅ и выше, но и растворенные газы метан-бутановой фракции.

Содержание жидких компонентов в газе для различных месторождений составляет 10 см³/м³ — 700 см³/м³ (5 г/ м³ — 1000 г/ м³):

• чем выше баротермические показатели температуры и давления до начала конденсации, тем больше углеводородов может быть растворено в добываемом газе,

• на количество углеводородов в конденсате влияет состав газа в пласте и наличие нефтяных оторочек.

Газовый конденсат может поступать из скважины:

• в виде попутного газа при добыче сырой нефти,

• при добыче сухого природного газа (выход конденсата небольшой),

• при добыче на ГКМ влажного природного газа (высокое содержание бензиновых фракций),

• путем выделения из природного газа на установке подготовки газа (УКПГ).

Нередко на ГКМ Газпрома добывается влажный природный газ.

Для сравнения, содержание жидких компонентов в газе месторождений:

• Вуктыльского (Коми) — 352,7 г/м³,
  

• Уренгойского — 264 г/м³,

• Газлинского в Узбекистане — 17 г/м³,
  

• Шебелинского на Украине — 12 г/м³.

При уменьшении давления по мере расходования газа, газовый конденсат выделяется в геологическом пласте и пропадает для потребителя.

Поэтому при эксплуатации месторождений с большим содержанием газового конденсата из добытого на поверхность земли газа выделяют углеводороды С₃ и выше, а фракцию C₁-С₂ для поддержания давления в пласте закачивают обратно.

Отличие газового конденсата от нефти — отсутствие смолистых веществ и асфальтенов.

Газовый конденсат (белая нефть) — это можно назвать легкой нефтью.

Нестабильный конденсат подвергается подготовке — очистке от примесей, сепарации газа, в результате чего появляется стабильный газовый конденсат.

Стабильный газовый конденсат

Стабильный конденсат — жидкость, состоящая из тяжелых углеводородов, в которой растворено не более 2 — 3% массы пропан-бутановой фракции или других компонентов. 
Получают из нестабильного конденсата путем его дегазации. 
Нередко термин «стабильный конденсат» используется вместо термина «газовый конденсат».

Стабильный газовый конденсат используется для переработки в нефтепродукты: бензин, лигроин, керосин, масло, и для получения ароматических углеводородов: бензола, толуола, ксилола.
Стабильный конденсат делится на:
— промысловый конденсат (lease condensate), получаемый на промысле,
— заводской конденсат  (plant condensate), производимый на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ).

Стабильный газовый конденсат, представляет смесь жидких углеводородов метанового, нафтенового и ароматического ряда и по физико — химическим показателям должен соответствовать следующим требованиям и нормам:

• Давление насыщенных паров, Па (мм рт ст) не более: зимний период 93325 (700), летний период 66661 (500)

• Массовая доля воды, % не более 0,1

• Массовая доля механических примесей, % не более 0,005

• Масса хлористых солей, мг/л, не более 10

• Массовая доля общей серы, %, не нормируется (определение по требованию потребителя).

• Плотность при 20^оС, г/см³, не нормируется (определение обязательно).

• Вязкость: при 20 (50)^оС, мм²/сек, не нормируется (определение по требованию потребителя).

• Фракционный состав, не нормируется (определение по требованию потребителя).

Входящие в газовый конденсат бензиновые фракции кипят при температуре +30 °С — +200 °С, керосиновые — в интервале +200 °С — +300 °С.

Входит в состав конденсата и небольшое количество высококипящих компонентов.

Выход бензиновых фракций обычно — более 50%.

Чем глубже располагается пласт, тем больше в его составе керосинового компонента и газойля.
Метаны и нафтены обычно встречаются в составе газового конденсата чаще, ароматические или нафтеновые углеводороды — реже.
По плотности газового конденсата можно судить только о наличии, либо отсутствии более тяжелых углеводородов или фракций.
Газовый конденсат — это сырье для получения топлива или нефтехимической продукции.
Делать заключение о выходе основного конечного продукта (бензина или дизельного топлива) можно лишь на основании анализа данного газового конденсата на фракционный состав, который и покажет, какая фракция будет основным конечным продуктом (бензина или дизельного топлива)
Плотность газового конденсата варьируется от состава в пределах от 0,7 до 0,840, в зависимости от углеводородного состава.
Если плотность дизельно — парафиновых фракций выше, то и плотность газового конденсата выше.
Конденсат с повышенным содержанием газов имеет самый низкий уровень плотности.
Запасы газового конденсата большие.
Только у Газпрома — порядка 1,1 млрд т.

Газовый конденсат выделяют из газов методом низкотемпературной конденсации (сепарации) с применением холода, получаемого при дросселировании или детандировании либо на спец. холодильных установках.

Для более глубокого извлечения газового конденсата используют те же методы (низкотемпературные конденсацию, абсорбцию и ректификацию), что и для переработки попутного нефтяного газа (ПНГ) и природного газа.
Нестабильный газовый конденсат доставляется потребителю по конденсатопроводам под собственным давлением, а стабильный газовый конденсат — по трубопроводам или наливным транспортом.
На ГПЗ или НПЗ газовый конденсат разделяют на фракции, применяемые при производстве топлива и как сырье для нефтехимического синтеза.

Бензин, полученный из газового конденсата, обычно имеет низкую детонационную стойкость.
Для ее повышения используют антидетонаторы.
Выход фракций газового конденсата, применяемых в качестве дизельного топлива, колеблется от 9% (Пунгинское месторождение) до 26% (Вуктыльское месторождение).
Эти фракции для большинства конденсата характеризуются сравнительно высокими температурами помутнения и застывания и могут использоваться как топливо только в летний период.
Для получения зимнего дизельного топлива необходима их депарафинизация.

 В 2013 г. в России перспективные ресурсы (C₃) и разведанные извлекаемые запасы (A+B+C

1) газового конденсата оценивались в 2 млрд т.

Что такое газовый конденсат

Из газового конденсата можно сделать и топливо, и пластмассу. Главное — стабилизировать его, убрав лишние примеси.

Как он отделяется

Любой конденсат получается после перехода газообразного вещества в жидкое из-за снижения давления или температуры. В недрах земли существуют не только газовые, но и газоконденсатные залежи. Когда давление и температура снижаются в результате бурения скважины, образуется газовый конденсат — смесь жидких углеводородов, отделившихся от газа.

Белая нефть

Как правило, это прозрачная жидкость, но в зависимости от глубины, с которой она была извлечена, цвет может меняться от соломенного до желтовато-коричневого из-за примесей нефти. Газовый конденсат иногда называют белой нефтью — он может использоваться в качестве топлива.

Полученный непосредственно из скважины газовый конденсат называется нестабильным. После очистки от примесей и дегазации он становится стабильным.

Топливо и ароматические углеводороды

Главные направления в переработке газового конденсата — топливное и нефтехимическое. Из газового конденсата получаются высококачественные бензины, реактивное, дизельное и котельное топливо. Нефтехимическая переработка конденсата сводится к получению ароматических углеводородов, олефинов и других мономеров (маленьких молекул), используемых для производства пластмасс, синтетических каучуков, волокон и смол.

В 2012 году Группой «Газпром» было добыто 12,8 млн тонн газового конденсата. Запасы газового конденсата, принадлежащие «Газпрому», составляют 1,1 млрд тонн.

• Как транспортируют природный газ

  После извлечения из недр земли или моря газ нужно доставить потребителям. Длина газопроводов и газораспределительных сетей многократно превышает длину окружности Земли.

• Как находят месторождения углеводородов

  Поиском новых месторождений занимаются геологи и геофизики. В их распоряжении находятся технические и химические средства, которые помогают довольно точно определить места скопления углеводородов. Но единственный способ узнать наверняка — пробурить скважину.

Что такое газовый конденсат: свойства, добыча, применение | Wiki

19.02.2021

Газовый конденсат (ГК) – это смесь углеводородов, которые выделяются из природных газов в процессе их добычи, т. е. побочный продукт разработки газовых и нефтяных месторождений.

Фракционный (химический) состав газового конденсата (ГК)

Газовым конденсатом называют бесцветную или слабоокрашенную жидкость от соломенно-желтого до желто-коричневого цвета. Оттенок зависит от количества примесей нефти. Чем глубже добывается конденсат, тем более насыщенным бывает его цвет. Иначе газоконденсат еще называют «белой нефтью».

В составе содержатся следующие фракции:

• бензиновые (около 70-85%), которые кипят при 30-200 °C;
• керосиновые, кипящие при 200-300 °C;
• высококипящие (содержатся в меньшей степени).

Если газ залегает на большой глубине, то конденсате преобладают керосин и газойль. Наибольшее распространение имеет газоконденсат, включающий нафтены и метаны.

Способы получения газового конденсата (ГК)

Газовый конденсат добывают на газоконденсатных месторождениях (ГКМ) в процессе выработки влажного природного газа. Дополнительно нефтепродукт получают из попутного нефтяного газа, образуемого при добыче нефти, а в небольшом количестве – из сухого природного газа и на установках комплексной подготовки газа (УКПГ).

В природе газоконденсат залегает в газообразном состоянии. Конденсат образуется, поскольку в процессе работ по получению газа или нефти создаются особые условия. Бензиново-керосиновые фракции, залегающие в пластах, подвергаются действию высокого давления и температуры. Оба показателя падают, когда газодобывающая компания бурит толщу земли, пытаясь добраться до газосодержащих пластов. К примеру, давление снижается с 10-60 до 4-8 Мпа. Падение показателей – это условия для образования конденсата.

В месторождениях с большим количеством газового конденсата некоторые фракции (C1-C2) закачивают обратно, чтобы не дать давлению упасть до атмосферного и сохранить на нужном уровне в целях добычи газоконденсата. Поверхности достигают только углеводороды C3 и выше. В зависимости от качества природного газа концентрация газоконденсата может составлять 5-1000 г/м3. Показатели тем больше, чем выше изначальное давление в толще залежей.

Виды газового конденсата

Когда при бурении на ГКМ температура падает до уровня ниже точки росы добываемых углеводородов, происходит конденсация сырого нестабильного конденсата (сырого газоконденсата). Кроме углеводородов C5 он содержит растворенные газы метан-бутановой фракции (от Ch5 до C4h20), которые облегают добычу нефтепродукта из месторождения.

Нестабильный газовый конденсат подвергают дополнительной подготовке. Продукт очищают от примесей и легких углеводородов (метана, пропана и бутана), а также подвергают сепарации газа (дегазации). В результате он становится стабильным – в нем содержится не более 2-3% пропан-бутановой, бензиново-керосиновой и газойлевой фракций.

Стабильный газоконденсат делится на 2 вида:

• Промысловый. Продукт получают непосредственно на месте добычи.
• Заводской. Производится на ГПЗ (газоперерабатывающих заводах).

Для стабильного газового конденсата (КГС) установлены следующие технические характеристики:

• Массовая доля механических примесей и воды – не более 0,5%.
• Давление насыщенных паров – не более 66,7 кПа.
• Концентрация хлористых солей – не более 100 мг/дм3 для 1 группы и не более 200 мг/дм3 для 2 группы.
• Количество сероводорода – не более 20 ppm (милионной доли) для 1 группы и не более 100 ppm для второй группы.
• Доля метил- и этилмеркаптанов – не более 40 и 100 ppm для 1 и 2 группы соответственно.

Плотность нефтепродукта не установлена ГОСТом. В среднем показатель составляет 700-840 кг/м3 при температуре 20 °C.

Способы (область) применения

Газовый конденсат активно используют в нефтехимической, топливной, промышленной и коммунальной отраслях. «Белая нефть» служит сырьем для производства бензина, керосина, дизельного, ракетного и котельного топлива.

Ввиду низкой детонационной стойкости в газоконденсат при изготовлении бензина добавляют присадки-антидетонаторы. Без дополнительной обработки сырье можно использовать только для производства летнего топлива. Для изготовления зимних марок требуется предварительная депарафинизация (удаление парафинов). Без этого топливо из газового конденсата в зимнее время быстро мутнеет и застывает.

Из олефинов, ароматических углеводородов и других низкомолекулярных веществ, которые образуются при нефтехимической переработке газоконденсата, изготавливают синтетический каучук, смолы, пластмассы, лакокрасочную продукцию.

Особенности транспортировки и хранения

Газовый конденсат хранят на нефтебазах и нефтехранилищах, которые представляют собой комплекс подземных и наземных металлических резервуаров. Для приема и отпуска сырья к ним примыкает ж/д платформа или конденсатопровод. Нестабильный газоконденсат хранится в горизонтальных резервуарах (булитах), работающих под давлением, а стабильный – в вертикальных.

Доставку потребителю осуществляют с помощью ж/д цистерн, бензовозов, речных и морских судов с соблюдением требований безопасности. Ж/д доставка целесообразна и экономически обоснована при перевозке больших объемов сырья на дальние расстояния. В остальных случаях более выгодна транспортировка специализированным автотранспортом.

Регламентирующие документы (ГОСТы, ТУ)

Технические условия и требования к газовому конденсату содержатся в ГОСТ Р 54389-2011.

Добыча природного газа и газового конденсата

Добыча газа из скважин осуществляется фонтанным методом – т.е. газ выходит из скважины за счет собственной энергии пласта. В состав скважинной продукции входят: природный газ (метан — 96%, пропано-бутановые фракции и иные примеси — 4%), конденсат (жидкие углеводороды), вода и часть метанола, растворенного в воде – водометанольная жидкость.

Скважинная продукция от скважин по индивидуальным или групповым газопроводам-шлейфам поступает на установки подготовки газа месторождений, где газ отделяется от жидкости в сепараторах за счет гравитационных сил.

После сепарации газ поступает в систему межпромысловых и магистральных газопроводов АО «Норильсктрансгаз», по которым транспортируется потребителям в Норильский промышленный район.

Газовый конденсат по трубопроводной транспортной системе АО «Норильсктрансгаз» откачивается в г. Дудинка для дальнейшего вывоза танкерным флотом по Северному морскому пути.

Водометанольная жидкость перерабатывается на установке регенерации метанола Мессояхского ГМ, что позволяет выделить из него обратно значительную часть содержащегося метанола, который по метанолопроводам откачивается на месторождения и используется для закачки в скважину с целью предотвращения гидратообразования – процесса, осложняющего работу скважин.   

Месторождения АО «Норильскгазпром» разрабатываются более 40 лет, находятся на стадии падающей добычи, которая характеризуется существенным влиянием давления в газопроводе на работу скважин. Вследствие этого происходит накопление жидкости на забое скважин и падение дебита газа вплоть до их полной остановки.

Истощение пластового давления месторождений и соответствующее падение суточных дебитов привело к невозможности обеспечения необходимых потребителям пиковых уровней отборов газа, без ввода дополнительных мощностей, несмотря на значительный уровень остаточных запасов месторождений.

Ввод в эксплуатацию Пеляткинского ГКМ с высокими пластовыми давлениями позволил обеспечить необходимые уровни добычи газа на перспективу.

Сжиженные газы и конденсат — полезная статья от компании Растворительторг

Растворительторг реализует газовый конденсат стабильный (ГКС), добываемый на Ново-Уренгойских месторождениях. Производитель ЗАО»Роспан Интернешнл».

Отгрузка осуществляется со станции Фарафонтьевская/Коротчаево (ЯЖДК Свердловскойж/д). Железнодорожный парк позволяет осуществлять отгрузки в четырехосных и восьмиосных ждц.

Готовы рассмотреть совместные проекты по переработке газового конденсата и реализации конечной продукции.

Газовые конденсаты — жидкие смеси высококипящих углеводородов различного строения, выделяемые из природных газов при их добыче на так называемых газоконденсатных месторождениях. В пластовых условиях при сочетании высоких давлений (10-60 МПа) и температур в парообразном состоянии находятся некоторые бензино-керосиновые фракции, реже — более высокомолекулярные жидкие компоненты нефти. При разработке месторождений давление снижается до 4-8 МПа, и из газа выделяется сырой (нестабильный) конденсат, содержащий, в отличие от стабильного наряду с углеводородами С5 и выше, растворенные газы метан-бутановой фракции. При уменьшении давления по мере расходования газа газовый конденсат выделяется в геологическом пласте и, следовательно, пропадает для потребителя. Поэтому при эксплуатации месторождений с большим содержанием газовый конденсат Г. к. из добытого на поверхность земли газа выделяют углеводороды С3 и выше, а фракцию C1—С2 для поддержания давления в пласте закачивают обратно. Конденсат газовый — продукт, выделенный из природного газа и представляющий собой смесь жидких углеводородов (содержащих больше 4 атомов C в молекуле).

Газовый конденсат является ценным сырьём для производства моторных топлив, а также для химической переработки.

Основные физико-химические показатели:

• давление насыщенных паров, кПа, не более – 93,3
• плотность при 20 С, кг/метр.куб. – 760-770
• массовая доля воды, % не более – 0,5
• массовая доля механических примесей, % не более – 0,05
• массовая концентрация хлористых солей, мг/дм.куб. не более – 100

Сжиженные углеводородные газы

Предлагаем сжиженные углеводородные газы (СУГ) по ГОСТ 20448-90 потребителям железнодорожными цистернами, автогазовозами, танк-цистернами.

Растворительторг реализует сжиженный углеводородный газ (СУГ) марок: СПБТ (смесь пропанобутановая техническая), ПТ (пропан технический), БТ (бутан технический) с нефтеперерабатывающих заводов и баз хранения (Московский регион, Краснодарский край, Тверская область).

Имеем возможность осуществлять выдачу и доставку СУГ автогазовозами с конкретным содержанием основных компонентов, а также в чистом виде пропана и/или бутана технического. Гибкая система скидок и оплаты. Индивидуальный подход к клиентам. Гарантия качества и количества поставляемого товара.

Сжиженные углеводородные газы (СУГ) (англ. Liquefied petroleum gas (LPG)) — смесь сжатых под давлением лёгких углеводородов с температурой кипения от -50 до 0 °C, полученных охлаждением ниже критической температуры и последующей конденсацией в результате отвода теплоты парообразования (конденсации).

Основное применение сжиженного газа — коммунально-бытовые нужды, использование в качестве автомобильного топлива, использование в качестве сырья для синтеза органических соединений.

Состав может существенно различаться, основные компоненты: пропан, пропилен, изобутан, изобутилен, н-бутан и бутилен.

Производится в основном из попутного нефтяного газа. Транспортируется и хранится в железнодорожных цистернах, танк-цистернах, автогазовозах, баллонах и газгольдерах. Физико-химические показатели сжиженного углеводородного газа (суг):

Рост добычи газоконденсата в России

Текущие тенденции добычи

В 2019 году добыча сырого (или нестабильного) газового конденсата в России вышла на новый рекорд – 35,7 млн тонн(около 813 тыс. барр/сут.). Данный показатель в целом демонстрирует устойчивый рост – с 2000 года среднегодовые темпы увеличения добычи газового конденсата в стране составляют 6,7% (см.«Добыча нестабильного газового конденсата в целом по России»). За этот период доля газоконденсата в общем объеме российской нефтедобычи (сырая нефть и конденсат) увеличилась с 3,3% до 6,8%. При этом газоконденсат – как наиболее динамично растущий компонент добываемого объема жидких углеводородов в целом по стране – сейчас играет важную роль в выходе России на целевые показатели согласно договоренности ОПЕК+.

На территории РФ газовый конденсат извлекается в основном в Западной Сибири – главным образом в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО), где сосредоточена добыча природного газа в стране. В 2019 году на долю Западной Сибири пришлось 78% от общего объема добычи конденсата в России (27,9 млн тонн). Другими крупными источниками являются Северо-Каспийский (Прикаспийский) бассейн (прежде всего, Астраханская область), а с 2010 года – со стартом работы первого в России завода по производству СПГ –сахалинский шельф (см. «Добыча нестабильного газового конденсата в России по регионам»). Добыча в ЯНАО в 2019 году составила около 26,3 млн тонн или примерно 74% от общероссийского объема.

Неоспоримое лидерство по производству газового конденсата на сегодняшний день принадлежит «Газпрому», который в 2019 году обеспечил 47% от совокупного объема по стране. Однако основным источником роста добычи конденсата в России в последнее время является группа не относящихся к «Газпрому»добывающих предприятий– независимых производителей газа и нефтяных компаний(см. «Добыча нестабильного газового конденсата в России по компаниям»).

По состоянию на середину 2020 года, производителями конденсата в России числились 39 компаний, ведущих деятельность примерно на 70 различных месторождениях или проектах. Крупнейшими компаниями по добыче в 2019 году стали «Газпром» (16,7 млн тонн), НОВАТЭК (3,9 млн тонн), «Арктикгаз»– совместное предприятие НОВАТЭКа и «Газпром нефти» (ГПН) – (7,5 млн тонн), «Роснефть» (2,4 млн тонн) и «Газпром нефть» (1,1 млн тонн).

Обеспеченность ресурсами

Поскольку Россия располагает богатыми запасами газа, неудивительно, что запасы газоконденсата в стране также внушительны. По данным Министерства природных ресурсов и экологии (Минприроды), на начало 2019 года 479 месторождений РФ содержали запасы конденсата, которые в совокупности составляли 2371 млн тонн (20,4 млрд барр) по категории A+B+C₁, и еще 1270 млн тонн по категории C₂ («возможные»).

Напомним, что категории A+B+C₁, принятые в российской классификации запасов, приблизительно соответствуют категории 2P(доказанные и вероятные запасы) согласно международной классификации. По оценкам IHS Markit, совокупный объем запасов газового конденсата по категории 2P в России на конец 2018 года составлял23,8 млрд барр (или около 2,8 млрд тонн).

Согласно оценкам Минприроды, 62% запасов страны по категории A+B+C₁ расположены в Западной Сибири (главным образом в ЯНАО), причем 52% из них приходится всего на семь месторождений (хотя и залегает в нескольких разных пластах или структурах): Астраханское, Оренбургское, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Ковыктинское (Восточная Сибирь) и Южно-Киринское (шельф Сахалина).

Перспективы производства

Учитывая внушительный объем российских запасов, наш базовый сценарий предполагает, что к 2030 году добыча газового конденсата в стране увеличится на 60%, выйдя на отметку около 57 млн тонн в год (1,3 млн барр/сут.), а среднегодовые темпы роста в период с 2020-го по 2030 годы составят 4,3%.

В течение ближайшего десятилетия рост будет главным образом обусловлен реализацией плановых или объявленных проектов. Они в основном предполагают освоение более глубоких горизонтов на уже существующих месторождениях, но ожидается и появление ряда новых источников. По имеющимся прогнозам, в вышеуказанный период доля газового конденсата в совокупном объеме российской нефтедобычи (сырая нефть и конденсат) увеличится с 6,8% в 2019 году до 11,3% в 2030 году, а в совокупном объеме нефтедобычи в Западной Сибири – с 8,8% до 13,4%. Следует отметить, что в этом весьма позитивном прогнозе добычи конденсата непосредственно учтено ухудшение общих перспектив расширения в российском секторе природного газа на фоне незначительного роста спроса как на внутреннем рынке, так и на экспортном (по крайней мере, в отношении трубопроводного газа). В то же время перспективы расширения в секторе СПГ в целом более благоприятны.

Данный прогноз основывается преимущественно на сроках разработки залежей неокомского яруса (нижнего мела) на основных месторождениях ЯНАО, а также на ряде других месторождений Восточной Сибири и юга России.

Ожидаемый в ближайшее десятилетие быстрый рост производства конденсата связан, в частности, с наращиванием добычи на основных месторождениях «Газпрома» в Надым-Пур-Тазовском регионе (НПТР), включая более глубокие горизонты Уренгойского, Ямбургского и Заполярного месторождений.Разработку некоторых из этих активов «Газпром» осуществляет совместно с Wintershall Dea и «Газпром нефтью». В частности, новое СП с участием «Газпрома», Wintershall Dea и OMV, реализующее проект разработки четвертого и пятого участков ачимовских отложений, планирует выйти на максимальный проектный уровень добычи (15,5 млрд м³ в год) в 2027-2030 годах и производить при этом не менее 3 млн тонн газового конденсата в год. Разработку второго участка ачимовских отложений «Газпром» ведет самостоятельно (добыча стартовала в 2009 году и уже в 2019-м вышла на отметку 3,5 млрд м³ газа и 1,5 млн тонн конденсата при проектной мощности 8,7 млрд м³ в год), а третий участок будет разрабатывать «Газпром нефть» по заключенному с «Газпромом» контракту с минимальной гарантией возмещения.

Судя по всему, «Газпром нефть» становится все более значимым производителем газового конденсата в России. При этом компания ведет деятельность не только самостоятельно (в частности, она недавно получила лицензии на разведку ачимовских горизонтов, расположенных под некоторыми из ее традиционных месторождений нефти, таких как Вынгапуровское), но и по сервисным контрактам в отношении ряда глубоких, богатых углеводородами участков на месторождениях «Газпрома». Сюда входят не только третий участок ачимовских залежей Уренгоя, но и аналогичные проекты на Ямбургском и Заполярном месторождениях (на Заполярном начались работы на нефтяных оторочках). У «Газпрома» уже имеется подобный опыт работы с «Газпром нефтью» на Чаяндинском месторождении в Восточной Сибири, которое обеспечивает сырье для поставок в Китай по газопроводу «Сила Сибири».

У НОВАТЭКа ожидаемый прирост добычи конденсата придется главным образом на проект «Арктик СПГ 2». Однако компания только что ввела в эксплуатацию два новых месторождения в пределах основной зоны, входящей в Единую систему газоснабжения (ЕСГ), – Северо-Русское и Восточно-Тазовское. В совокупности они, после выхода на максимальный проектный уровень добычи, должны приносить 7,7 млрд м³ газа и 1 млн т конденсата в год. Соответственно, в ближайшие несколько лет объемы добычи газа и конденсата в зоне ЕСГ для компании, вероятнее всего, останутся неизменными или снизятся лишь незначительно.

В России с момента запуска НОВАТЭКом проекта «Ямал СПГ» в декабре 2017 года наблюдается стремительный рост производства и экспорта СПГ. Это происходит благодаря активной поддержке Президента Владимира Путина, которому развитие данного направления видится одним из ключевых элементов реализации намеченной им политики в Азии и превращения Северного морского пути в одну из крупнейших магистралей с круглогодичной навигацией. Наряду с расширением производства СПГ, в рамках проекта также выросли объемы добычи и экспорта конденсата, достигнув в 2019 году отметки 1,4 млн тонн.

После знаменательного успеха проекта «Ямал СПГ» НОВАТЭК принял окончательное инвестиционное решение (ОИР) в отношении следующего арктического газового проекта – «Арктик СПГ 2» – и планирует в ближайшем будущем несколько новых, включая «Обский СПГ». Наш базовый сценарий предполагает, что эти проекты выведут добычу конденсата в рамках данной отдельно взятой категории на уровень 3,6 млн тонн в 2030 году.

Для «Роснефти» ключевым проектом является расширение деятельности дочерней компании «Роспан» на Ново-Уренгойском и Восточно-Уренгойском лицензионных участках. Основной акцент при этом делается на дальнейшее освоение глубоких ачимовских залежей. Фактически «Роспан»первым из компаний в России занялся освоением ачимовского газа (в 2004 году). И вот, после длительного ожидания и неоднократных задержек, в конце 2020 года «Роспан» наконец приступил к полномасштабной разработке. Предполагается, что в результате расширения ежегодный объем добычи увеличится с 6,7 млрд м³ газа и 1,4 млн тонн конденсата в 2019 году до 21 млрд м³ и 5,5 млн тонн, соответственно, к середине 2020-х годов.

Еще один крупный источник роста в Западной Сибири – следующий этап разработки Бованенковского месторождения «Газпрома» на полуострове Ямал, нацеленный на освоение глубоких залежей жирного газа, а также аналогичный проект на соседнем Харасавэйском месторождении. Начало освоения глубоких залежей жирного газа Бованенково и Харасавэя намечено на конец 2020-х годов.

Несмотря на высокую концентрацию новых крупных проектов добычи газового конденсата в Западной Сибири, мы ожидаем, что к 2030 году доля данного региона в общероссийском объеме добычи конденсата несколько снизится. Это объясняется еще более быстрым ростом в других регионах, особенно в Восточной Сибири.

В последние годы в Восточной Сибири появилось несколько новых производителей конденсата, среди которыхлидирует быстро расширяющаяся Иркутская нефтяная компания. Однако ключевыми факторами роста в данном регионе в 2020-х годах предположительно станут Чаяндинское и Ковыктинское месторождения «Газпрома» – источники экспортных поставок газа в Китай по газопроводу «Сила Сибири». Разработка запасов жидких углеводородов, стартовавшая с освоения нефтяной оторочки Чаянды, ведется «Газпром нефтью» в рамках отдельного проекта; бурение началось в сентябре 2019 года. Добыча должна стартовать в IV-м квартале 2021 года и выйти на уровень 2,9 млн тонн в год в 2023 году. Нефть и конденсат будут экспортироваться по магистральному нефтепроводу Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО) после строительства перемычки протяженностью 182 км.

В обозримом будущем лидерство среди компаний по производству конденсата в России должно остаться за «Газпромом». Однако при этом все более существенная доля в объеме добываемого конденсата будет приходиться на совместные проекты«Газпрома» с иностранными инвесторами и российскими партнерами (включая «Газпром нефть» и «РусГазДобычу»).

Баланс газового конденсата

Традиционно основная часть стабильного конденсата в России (75-85%) поступает на внутренний рынок топлива и используется преимущественно в качестве сырья для специализированных НПЗ. В 2019 году 74% от общего располагаемого объема стабильного конденсата в России ушли на нужды нефтепереработки внутри страны, а оставшаяся часть – на экспорт. Прямой экспорт «чистого» конденсата составил лишь около 7% от общего объема (2,3 млн тонн), еще 13% (4,1 млн тонн) было экспортировано в смеси с сырой нефтью, а оставшаяся часть была закачана в систему нефтепроводов «Транснефти».

В сегменте нефтепереработки конденсат главным образом потреблялся на специализированных мини-НПЗ «Газпрома», но в настоящее время ситуация изменилась. Теперь в порту Усть-Луга функционирует комплекс НОВАТЭКа по фракционированию газового конденсата, а «обычные» российские НПЗ увеличивают его потребление, стремясь снизить долю мазута в общем объемевы пускаемой продукции. В 2019 году на «обычные» российские НПЗ было поставлено (и в дальнейшем переработано) 10,2 млн тонн стабильного конденсата, на специализированные мини-НПЗ «Газпрома»– 6,6 млн тонн, а на новый комплекс по фракционированию конденсата в Усть-Луге – 6,9 млн тонн.

Еще один традиционный вариант реализации газового конденсата для его производителей – закачка в систему нефтепроводов «Транснефти» и его продажа в составе сырой нефти. В 2019 году в систему «Транснефти» было закачано 3,0 млн тонн стабильного конденсата, из которых около 1,2 млн тонн ушло на экспорт и 1,9 млн тонн– на российские НПЗ в составе сырой нефти. Это составило около 9% от общего располагаемого объема стабильного конденсата. Для сравнения, в 2005 году в систему «Транснефти» было закачано 4,8 млн тонн, или около 36% от общего располагаемого объема стабильного конденсата.

Вероятнее всего, по мере продолжения роста добычи газоконденсата в России все более существенные объемы стабильного конденсата будут поступать в систему «Транснефти». Среди основных причин этого – изменения в логистике. В частности, завершение строительства нефтепровода «Транснефти» Заполярное–Пурпе, обеспечивающего доступ к самому сердцу зоны добычи НПТР (см. ниже). Еще одним фактором является изменение географии добычи конденсата с появлением нескольких новых источников на удаленных внутри материковых территориях Восточной Сибири (таких как Ванкор, Юрубчено-Тохома, иркутские месторождения), для которых маловероятно использование других вариантов транспортировки, помимо системы «Транснефти» (ВСТО). Мы прогнозируем довольно быстрый рост транспортировки газового конденсата по системе «Транснефти» – до 9,6 млн тонн к 2025 году и 13,4 млн тонн к 2030 году (см. «Экспорт газового конденсата»). Причем основная часть этого объема предположительно пойдет на экспорт, а не на отечественные НПЗ, учитывая ожидаемое сокращение объемов нефтепереработки в долгосрочной перспективе.

Экспорт «чистого» газового конденсата из России сталкивается со своими собственными проблемами – как с точки зрения логистики, так и с точки зрения сбыта. Основными покупателями российского газоконденсата на международных рынках, как правило, являются крупные центры нефтепереработки, где он используется в качестве компонента для смешивания.

Около десяти лет назад основным направлением экспорта российского конденсата были рынки Атлантического бассейна (в частности, нефтеперерабатывающие предприятия США, на которых он использовался в качестве «разбавителя» при смешивании с тяжелой латиноамериканской нефтью). Другими крупными импортерами являлись европейские страны с развитой нефтепереработкой, такие как Италия и Нидерланды. Однако под воздействием целого ряда факторов ситуация изменилась: с развитием сланцевых технологий увеличились объемы добычи нефти и жидких фракций природного газа из низкопроницаемых коллекторов в Северной Америке, в отношении венесуэльской тяжелой нефти были введены санкции, а спрос на нефть в Европе прекратил расти, а затем снизился.

За этими изменениями последовало перенаправление российского экспорта «чистого» конденсата в Азию. Главный поставщик газоконденсата на эти рынки – Иран – в настоящее время также находится под санкциями США, что выливается в борьбу за альтернативные источники поставок. При этом следует отметить, что на азиатских рынках конденсат обычно используется в качестве сырья для нефтехимического производства (обычно после первоначальной переработки в нафту на установках фракционирования).

Основная часть роста мирового спроса на конденсат по-прежнему приходится на Азию, в связи с чем наращивание объемов российского экспорта может оказаться непростой задачей, учитывая жесткую конкуренцию со стороны поставщиков с Ближнего Востока и из других регионов. Более того, в отличие от привычных для России рынков Атлантического бассейна, где конденсат продавался с премиальной надбавкой – по более высокой цене (в сравнении с сырой нефтью), на азиатских рынках он обычно продается с дисконтом – по более низким ценам, чем сырая нефть.

Начавшийся в середине 2013 года переход НОВАТЭКа на экспорт полученной из конденсата нафты вместо прямого экспорта стабильного конденсата является следствием вышеуказанной переориентации. Это также просчитанный ход, предполагающий, что на мировых рынках нафты открываются более благоприятные перспективы для реализации дополнительных объемов российской продукции, чем на рынках «чистого» конденсата. Несомненно, еще одной из причин решения НОВАТЭКа инвестировать в комплекс в Усть-Луге стало стремление извлечь преимущества из существовавшей (на момент его принятия) гораздо более низкой экспортной пошлины на нафту и другие нефтепродукты по сравнению с нефтью/конденсатом. Однако с изменением российской политики в отношении экспортных пошлин этот стимул практически исчез.

Экспортные цены на газовый конденсат

По данным российской таможенной статистики, экспорт газового конденсата демонстрировал несколько более высокую прибыльность по сравнению с Urals Blend (традиционной российской маркой экспортной нефтяной смеси) – по крайней мере, в долларах за метрическую тонну. Однако экспортная цена конденсата, как правило, была немного ниже цены на сырую нефть в расчете на баррель (см. «Среднегодовые экспортные цены на газовый конденсат и сырую нефть из России»).

В то же время премиальная надбавка к цене на конденсат в расчете на тонну была весьма незначительной и со временем снизилась. Такой разрыв по цене существовал из-за относительного дефицита легкой, малосернистой сырой нефти в Европе в начале 2000-х годов вследствие высокого спроса на нефтепродукты (который стал причиной высокой загрузки многих европейских установок гидроочистки) и сокращения добычи нефти в Северном море. Однако этот дефицит исчез после двух рецессий, которые привели к снижению спроса на нефтепродукты в регионе, а также на фоне роста располагаемых объемов легкой нефти в Северной Америке в результате развития сланцевой нефтедобычи.

Вместе с тем, премиальная надбавка к цене на мировом рынке не всегда означала более высокую выручку нетбэк от реализации «чистого» конденсата по сравнению с продажей сырой нефти – главным образом из-за значительной стоимости транспортировки конденсата. Поскольку в России относительно мало трубопроводов для конденсата, а магистрали для его экспорта вообще отсутствуют, продавцы вынуждены прибегать к железнодорожным перевозкам, при которых затраты в расчете на тонно-километр (или на тонну) обычно в два-три раза превышают стоимость транспортировки по трубопроводам.

В 2000-егодысамый высокий уровень выручки нетбэк обычно приносили экспортные продажи конденсата через систему «Транснефти» в составе сырой нефти. Однако в середине 2010-х годов выручка нетбэк на устье скважины при экспорте конденсата по железной дороге была выше, чем при поставках через систему «Транснефти». Это происходило, прежде всего, благодаря тому, что экспортеры конденсата экономили на налогах (НДПИ и экспортной пошлине) и стоимости транспортировки из-за разницы в объемно-весовых параметрах по сравнению с сырой нефтью.

Но в настоящее время стоимостное преимущество железнодорожного транспорта по сравнению с трубопроводным исчезло (см. «Выручка нетбэк для газоконденсата в Сургуте при транспортировке по трубопроводу и по железной дороге в 2020 году»).Это объясняется целым рядом факторов. Во-первых, в результате снижения мировых цен на нефть разница в стоимости по объему для нефти и для конденсата стала менее существенной; то же самое произошло ив отношении экспортных пошлин. Во-вторых, премия к цене на конденсат/сырую нефть (Urals Blend) на мировых рынках снизилась или исчезла из-за увеличения добычи легкой нефти и жидких фракций природного газа в США. Помимо этого, основные источники мирового спроса на конденсат –для его использования на установках фракционирования в составе нефтехимических комплексов Азии или в качестве разбавителя для тяжелой нефти (например, венесуэльской) –носят нишевый характер либо переживают заметный спад. И, наконец, на стоимости транспортировки по трубопроводам и по железной дороге в значительной мере отражается базовая инфляция в России, в результате которой стоимость железнодорожных перевозок растет быстрее (поскольку ее уровень был изначально выше).

Куда пойдут новые объемы?

На фоне текущего роста добычи газового конденсата в России остро встают проблемы его реализации. И они, судя по всему, лишь усугубятся, если в течение ближайших 10 лет добыча повысится примерно на 60% (как предполагает наш базовый сценарий). Это будет обусловлено вводом в эксплуатацию или расширением целого ряда проектов, направленных на освоение более глубоких и более богатых конденсатом горизонтов–прежде всего, в Западной Сибири.

Основным очевидным вариантом реализации значительной части прироста – учитывая изменения в логистике и отсутствие возможностей продажи «чистого» конденсата с премиальной надбавкой на международных рынках– остается увеличение закачки конденсата в систему «Транснефти» для продажи в составе сырой нефти. Главным исключением станет газовый конденсат арктических проектов, который будет экспортироваться в «чистом» виде.

Как избежать распространенных ошибок, связанных с системами отбора проб жидкости и газа | Справочно-информационный ресурс

Как избежать распространенных ошибок, связанных с системами отбора проб жидкости и газа

24 апреля 2019 г. | Карим Махраз (Karim Mahraz), менеджер по продукции Swagelok, аналитическое оборудование

Проектировка системы отбора проб — это деликатный процесс. Даже небольшая ошибка может привести к ненадежной работе системы. Со многими ошибками, которые возникают сегодня, проектировщики сталкивались и раньше. Пора узнать, как избежать ошибок, связанных с системами отбора проб жидкости и газа.  

Повышение эффективности отбора проб газа

Колебания давления и температуры, которые часто происходят в системе отбора проб, влияют на состояние газа. Эти колебания могут привести к конденсату или задержкам и повлиять на результаты анализа. Чтобы избежать подобных проблем, попробуйте снизить давление в пробе газа как можно скорее и как можно сильнее. Это позволит снизить температуру пробы и свести к минимуму вероятность образования конденсата при прохождении газа через систему отбора проб. Снижение давления также уменьшает необходимость нагрева линии. Вы можете снизить давление в пробе газа на регуляторах и ограничителях, таких как игольчатые клапаны, условные проходы или капиллярные трубки. Образование конденсата более вероятно со стороны высокого давления данных компоненетов.

При проектировке систем отбора проб газа не следует:

• Транспортировать газ при температуре точки росы. Газ при температуре точки росы насыщен, и вероятность образования конденсата в любой момент высока. Снизьте давление или нагрейте линию. Рекомендуется нагреть линию: снижение давления может не остановить дальнейшее образование конденсата, если газ остынет где-то дальше по линии.
• Предполагать, что изоляция сохранит тепло в газовой линии. Изоляция может помочь, однако любое снижение давления в системе уменьшит температуру газа. Со временем температура газа может достигнуть точки росы, что приведет к образованию конденсата. Поэтому следует использовать теплоспутник, чтобы обеспечить равномерный подогрев линии. 
• Использовать трубу без подогрева перед точкой снижения давления, если вы нагрели сторону после этой точки. Помните, что температура пробы газа снизится в точке снижения давления. Перепад температур в этом случае будет еще выше, что повышает вероятность образования конденсата. 
• Забывать о нагреве регулятора при снижении давления более чем на 20 бар.  При резком снижении давления газа также происходит резкое снижение температуры. Оно настолько сильное, что регулятор может покрыться льдом. Это связано с эффектом Джоуля – Томсона.  Этот эффект можно устранить путем нагрева регулятора, а также близлежащих труб и других компонентов. 
• Прокладывать трубы без подогрева в помещении с кондиционером, если в наружных трубах используется теплоспутник. Резкое снижение температуры с теплой до прохладной повысит вероятность образования нежелательного конденсата, а также приведет к снижению давления. В трубе, которая находится в помещении, также следует использовать теплоспутник.

Повышение эффективности отбора проб жидкости

В то время как пробы газа требуют значительного снижения давления, пробы жидкости, напротив, требуют увеличения давления в течение как можно более длительного периода времени. Это связано с тем, что давление жидкости снижается при прохождении через длинные трубы или ограничители расхода. Повышенное давление на внешнем интерфейсе позволит увеличить давление при прохождении жидкости через трубопроводную систему, обойтись без насоса и уменьшить задержки.

При проектировке систем отбора проб жидкости не следует:

• Транспортировать жидкость при температуре кипения. Температура кипения — это первоначальная точка кипения жидкости, которая может быть намного ниже ожидаемой, особенно если жидкость содержит растворенный газ. Давление на всем пути прохождения через анализатор должно быть как можно выше.
• Снижать давление жидкости в точке отбора. Снижение давления жидкости в точке отбора может привести к значительным задержкам или необходимости установки насоса после этой точки. Помните, что следует поддерживать достаточное давление на всем пути от точки отбора до анализатора через промежуточные компоненты.
• Устанавливать игольчатый клапан перед анализатором или расходомером. Снижение давления, вызванное игольчатым клапаном или другим ограничителем, может привести к образованию пузырьков пара в поток жидкости, что может повлиять на результаты анализа. Во избежание образования пузырьков следует поддерживать высокое давление и низкую температуру (но не ниже температуры потери текучести).
• Устанавливать игольчатый клапан перед испарителем. Задержки являются распространенным явлением во многих частях системы отбора проб жидкости, но чаще всего они встречаются во входной линии испарителя. Тяжело достичь пятиминутного времени отклика анализатора, когда присутствует испаритель. Установка игольчатого клапана перед испарителем еще больше замедлит анализ.

Как обеспечить успех

Проектировка системы отбора проб — это тонкое искусство, поскольку каждая система уникальна. Вышеуказанные советы помогут вам повысить эффективность отбора проб и упростят жизнь проектировщика, который будет использовать ваш проект в дальнейшем.

Хотите еще больше отточить свои навыки проектировки систем отбора проб? Запишитесь на практическое обучение по системам отбора проб, чтобы помочь себе и вашей команде проектировать эффективные и точные системы. За дополнительной информацией обращайтесь в местный центр торговли и сервисного обслуживания компании Swagelok. Вы также можете посетить раздел справочно-информационного ресурса Swagelok, посвященный аналитическим контрольно-измерительным системам, чтобы получить больше советов по системам отбора проб от инструкторов и технических инженеров компании Swagelok.

ЗАПИСЬ НА УЧЕБНЫЙ КУРС ПО СИСТЕМАМ ОТБОРА ПРОБ

Статьи по Теме

10 рекомендаций по усовершенствованию пробоотборных систем

Управление работой аналитической контрольно-измерительной системы — нелегкая задача. Получение стабильных результатов может представлять сложность даже для самых опытных инженеров. Мы можем предложить несколько простых рекомендаций по усовершенствованию пробоотборной системы на вашем предприятии.

Газовый конденсат — обзор

2.4.4 Коллекторы газового конденсата

Конденсат природного газа представляет собой смесь жидких углеводородов с низкой плотностью, которые присутствуют в виде газообразных компонентов в неочищенном природном газе, добываемом на многих месторождениях природного газа. Некоторые газовые частицы в неочищенном природном газе будут конденсироваться до жидкого состояния, если температура снижается до уровня ниже температуры точки росы по углеводородам при определенном давлении.

Газоконденсатный резервуар (также называемый резервуаром с точкой росы ) — это резервуар, в котором конденсация заставляет жидкость покидать газовую фазу.Конденсированная жидкость остается неподвижной при низких концентрациях. Таким образом, газ, добываемый на поверхности, будет иметь более низкое содержание жидкости, и поэтому соотношение добываемого газа и нефти возрастет. Этот процесс MRC продолжается до тех пор, пока не будет достигнут максимальный объем жидкости. Термин ретроградный используется потому, что обычно во время изотермического расширения происходит испарение, а не конденсация. После достижения точки росы из-за изменения состава добываемого флюида состав оставшегося пластового флюида также изменяется.

Обычно пластовая температура коллектора газового конденсата находится между критической точкой и крикондентермом на PT-диаграмме пластового флюида. Это один из способов идентификации газоконденсатного коллектора — любое другое определение — например, отношение конденсат-газ или молекулярная масса фракции C ⁷⁺ или удельный вес в градусах API фракции C ₇₊ , может оставить пробелы в знаниях поведение коллектора и конденсата (Thomas et al., 2009).

Капельный газ, названный так потому, что его можно отводить со дна небольших камер (называемых капельных камер или капель ), иногда устанавливаемых в трубопроводы от газовых скважин, — это еще одно название конденсата природного газа, встречающегося в природе. бензина, полученного как побочный продукт добычи природного газа.Капельный газ определен в Своде федеральных правил США как состоящий из производных бутана, пентана и гексана. В установленных диапазонах перегонки капельный газ можно извлекать и использовать в качестве очистителя и растворителя, а также в качестве топлива для фонарей и печей. Соответственно, для каждого типа конденсата (включая капельный газ, природный бензин и попутный газ) требуется тщательный анализ состава для оценки потенциальных методов предварительной очистки на устьевых объектах перед транспортировкой по трубопроводу на газоперерабатывающий завод или газоперерабатывающий завод. НПЗ (Speight, 2014a, 2017a).

Поскольку газовый конденсат обычно является жидким в окружающих условиях, а также имеет очень низкую вязкость (Глава 9: Газовый конденсат), он часто используется в качестве разбавителя для высоковязкой тяжелой сырой нефти, которую иначе нельзя эффективно транспортировать по трубопроводу. В частности, конденсат (или низкокипящая нафта с нефтеперерабатывающего завода) часто смешивают с битумом из битуминозного песка (называемого в Канаде нефтеносным песком) для создания смеси, известной как Dilbit . Однако требуется осторожность, когда конденсат, имеющий неустановленный состав, смешивают с тяжелой нефтью, сверхтяжелой нефтью и / или битумом из битуминозного песка, поскольку возможность несовместимости смешанного материала может стать реальностью.

Это особенно верно, если конденсат состоит преимущественно из углеводородных производных типа n -алкан (пентан, C ₅ H ₁₂ , и гептан, C ₇ H ₁₆ , а также прочие низкокипящие жидкие производные алканов). Эти производные углеводородов обычно используются в лабораторных установках деасфальтизации и в промышленных установках деасфальтизации, в которых фракция асфальтенов производится в виде твердого, нерастворимого в виде твердого продукта продукта из тяжелой нефти или битумного сырья (Speight, 2014a, 2015a).

Свойства газового конденсата — PetroWiki

Газовые конденсаты — это жидкости, обычно алканы с прямой цепью в диапазоне от C2 до C6 +, которые могут конденсироваться из газа при достаточно низких перепадах температуры и давления.

Конденсат в сравнении с дистиллятом

Термины «конденсат» и «дистиллят» используются взаимозаменяемо для описания жидкости, производимой в резервуарах, но каждый термин обозначает различный материал. ^[1] Наряду с большими объемами газа некоторые скважины производят жидкость цвета воды белого или светло-соломенного цвета, напоминающую бензин или керосин.Жидкость получила название «дистиллят», потому что она похожа на продукты, полученные на нефтеперерабатывающих заводах путем перегонки летучих компонентов из сырой нефти. Но его также называют «конденсатом», потому что он конденсируется из газа, добываемого скважиной.

Аренда конденсата

Арендный конденсат, названный так потому, что он добывается на арендном уровне из нефтяных или газовых скважин, является наиболее часто обсуждаемым типом газового конденсата. ^[2] Этот конденсат обычно извлекается при атмосферных температурах и давлениях при добыче устьевого газа и может добываться вместе с большими объемами природного газа.

Плотность арендуемого конденсата в градусах API составляет от 45 до 75 градусов, а арендные конденсаты с более высокими API содержат больше NGI, которые включают этан, пропан и бутан, но не так много тяжелых углеводородов. Конденсат аренды с более высоким API также является прозрачным или полупрозрачным. С другой стороны, арендные конденсаты с более низкой плотностью в градусах API имеют черный или почти черный цвет, как и сырая нефть, имеют более высокие концентрации более тяжелых соединений.

Завод конденсат

Легкая нафта

Важность измерения конденсата

При обнаружении углеводородного коллектора важно знать типы присутствующих флюидов, а также их основные физико-химические характеристики. ^[3] Обычно эта информация получается путем выполнения PVT-анализа пробы флюида из коллектора. Обычно анализ PVT может занять несколько месяцев, что ограничивает количество и тип исследований коллектора, которые могут быть проведены.

Обычные производственные измерения, такие как DST (испытание бурильной колонны), — единственные параметры, которые можно измерить практически сразу после завершения скважины. Получение предварительных значений таких свойств, как: молярный процент гептана и более тяжелых компонентов (% моль C7 +), молекулярная масса исходной жидкости (MW), максимальная ретроградная конденсация (MRC) и давление точки росы (Pd).Большинство из этих свойств очень важны для эксплуатации газоконденсатного коллектора, и их ранняя доступность на ранней стадии позволит инженерам проводить исследования коллектора, которые обеспечат эффективную эксплуатацию и максимизируют окончательное извлечение жидкостей, присутствующих в коллекторе.

Единственный параметр, необходимый для использования этих корреляций, — это значение газоконденсатного отношения (GCR) флюида на ранней стадии добычи. Эти эмпирические уравнения должны быть применимы для любого газоконденсатного коллектора во всем мире; хотя предлагается диапазон удобства использования для лучшего выполнения корреляций.

Список литературы

1. ↑ Торнтон, О.Ф. 1946. Газоконденсатные пласты-Обзор. Представлено в API Drilling and Production Practice, Нью-Йорк, 1 января. API-46-150. https://www.onepetro.org/conference-paper/API-46-150.
2. ↑ Бразиэль, Р. 2012. Пятьдесят оттенков конденсата — что вы имели в виду? Нефтегазовый финансовый журнал. 23 октября 2012 г. http://www.ogfj.com/articles/2012/10/fifty-shades.html.
3. ↑ Паредес, Дж. Э., Перес, Р., Перес, Л. П., и Ларес, К.J. Корреляции для оценки основных свойств газового конденсата посредством полевых измерений газового конденсата. 2014. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Амстердам, 27-29 октября. 170601-MS. SPE-170601-MS-

Интересные статьи в OnePetro

Используйте этот раздел, чтобы перечислить статьи в OnePetro, которые читатель, желающий узнать больше, обязательно должен прочитать

Внешние ссылки

Используйте этот раздел, чтобы предоставить ссылки на соответствующие материалы на других веб-сайтах, кроме PetroWiki и OnePetro.

См. Также

Используйте этот раздел для ссылок на связанные страницы в PetroWiki, включая ссылку на исходный текст PEH, где это необходимо.

Категория

Что такое конденсат и почему его экспорт запрещен?

Конденсат — это очень легкий углеводород с удельной массой от Американского института нефти (API) от 50 до 80 градусов.В подземных пластах конденсат может существовать отдельно от сырой нефти или растворяться в сырой нефти.

Заводской и промысловый конденсат

Когда добывается на устье скважины и проходит через стабилизатор, он известен как «промысловый» или «арендный» конденсат. В скважинах с сухим газом или конденсатом конденсат остается взвешенным в газовом потоке до тех пор, пока не будет отделен на газоперерабатывающем предприятии, за что получил название «заводской» конденсат или «природный бензин». К вашему сведению, для целей отчетности Управление энергетической информации США определяет арендный конденсат как сырую нефть, а заводской конденсат как сжиженный природный газ (ШФЛУ).В стакане слева внизу находится заводской конденсат.

В связи с нынешним взрывом в разработке нетрадиционных сланцев, значительно увеличивающим количество производимого конденсата, внутренний рынок был перегружен. Традиционно промысловый конденсат был предпочтительным источником сырья для нефтехимических нефтеперерабатывающих заводов. Однако с сокращением в 1970-х годах более легких сортов нефти отечественные нефтеперерабатывающие предприятия переключились на переработку более тяжелых сортов нефти и теперь меньше нуждаются в более легком сырье без дорогостоящего преобразования своих мощностей.

С другой стороны, заводской конденсат был предпочтительным разбавителем для смешивания с более тяжелой канадской сырой нефтью для улучшения потока в трубопроводе. В связи с избыточным предложением на этих традиционных рынках растет давление в пользу экспорта конденсата иностранным потребителям нефтехимической продукции. К сожалению, конденсат исторически считался сырой нефтью, и его экспорт был запрещен после арабского нефтяного эмбарго 1973 года.

В июне 2014 года партнеры Pioneer Natural Resources и Enterprise Products получили разрешение от Бюро промышленности и безопасности Министерства торговли на экспорт ограниченного количества конденсата Eagle Ford, который был признан «продуктом» и, следовательно, подлежал экспорту, поскольку он был переработан через блок стабилизации поля.См. Тип объекта ниже.

Источник изображения: https://www.exterran.com/Content/Docs/Products/Hydrocarbon-Stabilizer-English-A4.pdf

Полевые установки его типа быстро устанавливаются в богатых конденсатом районах Eagle Ford, отмеченных на этой карте от DI Analytics.

Недавно BHP Billiton объявила о своем намерении экспортировать конденсат Игл Форд без явного разрешения правительства.Несомненно, Anadarko, Conoco Phillips и другие крупные производители конденсата Eagle Ford не могут сильно отстать, получив один балл для нашего торгового баланса.

Твоя очередь

Как вы думаете? Оставьте комментарий ниже.

Следующие две вкладки изменяют содержимое ниже. Боб Блэк — директор по аналитике и геологии Drillinginfo. Он работает с внутренними и внешними заинтересованными сторонами для создания прогнозной аналитики с добавленной стоимостью и анализа передовых практик в нетрадиционных сланцевых месторождениях.Он имеет более чем 30-летний опыт работы в нефтегазовой отрасли. Он присоединился к Drillinginfo в 2008 году в качестве директора по лизинговым услугам, где он курировал сбор данных по аренде на всей территории США. Боб получил степень бакалавра делового администрирования в области международного бизнеса и магистра делового администрирования в Техасском университете в Остине.

Черный Боб

Боб Блэк — директор по аналитике и геологии Drillinginfo.Он работает с внутренними и внешними заинтересованными сторонами для создания прогнозной аналитики с добавленной стоимостью и анализа передовых практик в нетрадиционных сланцевых месторождениях. Он имеет более чем 30-летний опыт работы в нефтегазовой отрасли. Он присоединился к Drillinginfo в 2008 году в качестве директора по лизинговым услугам, где он курировал сбор данных по аренде на всей территории США. Боб получил степень бакалавра делового администрирования в области международного бизнеса и магистра делового администрирования в Техасском университете в Остине.

2.11: Газоконденсатные резервуары | PNG 301: Введение в разработку нефти и природного газа

Коллекторы газового конденсата — это газовые системы, которые находятся в коллекторах с исходными температурами, лежащими между критической температурой, T _C , и крикондентермом (T _max в Рис. 2.11 ). Если исходное пластовое давление выше давления точки росы, то в пласте будет возникать однофазная газовая система, как показано на рис. 2 .15 .

На этом рисунке пласт изначально представляет собой однофазный газ, но по мере того, как мы истощаем давление из-за добычи газа, путь давление-температура системы входит в двухфазную область фазовой оболочки, и жидкие углеводороды конденсируются из газа. в пласте (отсюда и название газоконденсатный пласт.)

Рисунок 2.15: Коллекторы газового конденсата

Источник: Грегори Кинг

На самом деле мы хорошо знакомы с этим процессом в повседневной жизни.Представьте четырехкомпонентную смесь кислорода, углекислого газа, азота и водяного пара (смесь воздуха) и ее фазовую оболочку. Если мы начнем с точки в области однофазного газа с давлением ниже криконденбара (p _max в , рис. 2.11 ) и снизим температуру в условиях постоянного давления (изобарические условия ), то мы пересечем геометрическое место точки росы фазовой огибающей. Это будет давление и температура, при которых мы увидим первую росу на растениях и первую конденсацию воды на стекле и металле.Если бы мы продолжали снижать температуру, то процентный объем жидкости (воды) увеличился бы, и пошел бы дождь. В этом простом примере происходит то, что самый тяжелый компонент в нашей системе (водяной пар) конденсируется из газовой фазы (воздушной смеси) и образует вторую фазу (жидкую воду) в двухфазной области.

По сути, это то, что происходит в пласте газоконденсатной системы, но в изотермических условиях. Когда мы проходим через давление точки росы, самые тяжелые углеводородные компоненты в системе начинают выпадать и образовывать вторую, жидкую углеводородную фазу в двухфазной области фазовой оболочки внутри коллектора.

Есть одна интересная характеристика газоконденсатных коллекторов, которая заслуживает дальнейшего обсуждения, и это ретроградное поведение этих систем. Это проиллюстрировано на Рис. 2.16 . На этом рисунке, если бы мы следовали изотермическому пути A-A’-A » , то мы бы спустились ниже давления точки росы, увеличивая объемный процент жидкой углеводородной фазы до тех пор, пока он не достигнет максимума при Точка A ‘ с дальнейшим снижением давления, приводящим к более низкому объемному процентному содержанию жидкой углеводородной фазы.Мы также могли бы продолжить изотермическое снижение давления, вернуться в область однофазного газа и остановиться в точке , точка A ’’ .

Мы можем видеть из Рисунок 2.09 и Рисунок 2.10 , что для чистой (однокомпонентной) системы жидкая фаза находится при более высоких давлениях, чем газовая фаза. Таким образом, если бы мы начали с однофазной жидкой области чистой системы, нам нужно было бы уменьшить давление изотермически, чтобы создать газовую фазу.

Аналогия для нашей многокомпонентной системы заключается в том, что если мы начнем с точки максимального объема жидкости ( Точка A ’на Рисунок 2.16, ) и уменьшили давление изотермически, то мы получили бы обычное поведение для чистой системы вдоль пути A’-A ’’ . И наоборот, если бы мы начали с точки , точка A ‘ и увеличили давление изотермически до точки A, в области однофазного газа, то мы получили бы поведение, противоположное поведению чистой системы вдоль пути . -А . Это поведение, противоположное чистой системе, обозначается как ретроградное поведение .Такое поведение наблюдается в области, закрашенной зеленым на Рис. 2.16 . Эта область, образованная соединением всех точек максимальной температуры на линиях качества, называется ретроградной областью жидкости.

Рисунок 2.16: Фазовая диаграмма газоконденсатной жидкости, показывающая ретроградную область

Источник: Грегори Кинг

Иногда мы видим или слышим термины «Ретроградный резервуар для конденсата», или «Ретроградная конденсатная система. Эта терминология используется для описания пластов, в которых изотермический путь давления и температуры пласта пересекает ретроградную область фазовой оболочки системы.

Изучение потенциала конденсатов природного газа

Определенные условия температуры и давления в коллекторах и газовых месторождениях позволяют природному газу конденсироваться в жидкую форму. Конденсация происходит не только в резервуарах; при правильной температуре и давлении это явление также может быть воспроизведено в трубопроводах и наземных сооружениях.

Эта жидкая форма природного газа известна как конденсат природного газа , смесь углеводородных жидкостей с высокой плотностью API и низкой плотностью. Это важно для производства нефтехимии и пластмасс. Фактически, в 2014 году Управление энергетической информации США (EIA) сообщило, что конденсаты составляют от 8 до 16 процентов сырой нефти в США.

Thomson Reuters сообщает, что, в отличие от других видов сырой нефти, конденсаты можно использовать в самых разных процессах. Они являются сырьем для нефтепереработки и важным сырьем для нефтехимической промышленности, особенно в Азии и Европе.Фирма маркетинговых исследований Seeking Alpha также отмечает, что у нее более низкая себестоимость производства, чем у других видов сырой нефти.

Однако бывает сложно отличить конденсаты от аналогов. Фактически, в 2014 году Thomson Reuters заявило, что, поскольку все они находятся в жидкой форме, не существовало согласованного способа отличить конденсаты от обычной нефти. Эксперты определяют конденсаты по плотности в градусах API.

Конденсаты имеют высокую плотность по API Плотность

API — это шкала удельного веса, созданная Американским институтом нефти (API) для измерения плотности нефтяных жидкостей.Чем выше значение плотности в градусах API, тем легче материал. Масло с плотностью в градусах API более 30 ° считается легким. Те, которые падают между 22 ° и 30 °, относятся к категории средней тяжести, а те, что меньше 22 °, — к тяжелым. Однако по сравнению с другими сырыми нефтепродуктами все конденсаты легкие.

На этом вопрос классификации удельного веса в градусах API не заканчивается. Различные агентства устанавливают разные стандарты гравитации. В одном из глоссариев нефтяных месторождений говорится, что у конденсатов значение удельного веса в градусах API составляет от 50 ° до 120 °, в то время как в цифровом отраслевом журнале Oil and Gas Financial Journal указано, что некоторые из них имеют значение плотности всего 45 °.Поиск альфа, с другой стороны, говорит, что большая часть конденсата находится между 58 ° и 80 °.

Эксперты объясняют, что разные взгляды сводятся к тому, как будет использоваться конденсат. В конце концов, значения плотности в градусах API могут указывать на состав конденсата.

Высокая плотность в градусах API: Конденсаты с относительно высокой плотностью в градусах API (более легкие) содержат значительные количества сжиженного природного газа (ШФЛУ). К ним относятся этан (C ₂ H ₆ ), пропан (C ₃ H ₈ ) и бутан (C ₄ H ₁₀ ).У газоконденсатных жидкостей есть множество применений. Потребители сжигают их для обогрева и приготовления пищи, а инженеры-нефтяники смешивают их с автомобильным топливом.

Низкая плотность в градусах API : Конденсаты с относительно низкой плотностью в градусах API (более тяжелые) больше похожи на сырую нефть. Это означает, что они имеют черный или почти черный цвет. Они также имеют высокие концентрации C7s (название углеводородов с семью атомами углерода) и C8s.

Однако плотность

API — не единственный способ группировать конденсат. Эксперты также классифицируют их по способу производства.

Конденсатные группы по производству

В журнале « Oil and Gas Financial Journal » говорится, что, хотя конденсаты состоят из аналогичных углеводородных соединений, эксперты сгруппировали их по трем категориям:

• Конденсаты в аренду. Нефтегазовые компании часто извлекают этот конденсат из устья скважины при атмосферных температурах и давлениях. Это означает, что они не нуждаются в дальнейшей обработке. Конденсаты аренды обычно представляют собой смесь различных углеводородных соединений, таких как пентан (C ₅ H ₁₂ ) и гексан (C ₆ H ₁₂ ).Некоторые из них содержат более тяжелые углеводороды, например C7. Они прозрачные или полупрозрачные.
• Заводские конденсаты: они проходят через газоперерабатывающий завод (отсюда и название). Специалисты считают растительный конденсат переработанным продуктом. Как и арендные конденсаты, они содержат большое количество пентанов и гексанов. В журнале « Oil and Gas Financial Journal » даже объясняется, что люди используют конденсаты завода и сдают в аренду как взаимозаменяемые в некоторых секторах, таких как производство тяжелой нефти и разбавителя.
• Легкая нафта: Большая часть этих конденсатов выходит на поверхность во время первого этапа процесса очистки, то есть дистилляции.Инженеры также могут извлекать их путем разделения конденсата, процесса, который отделяет материалы, относящиеся к нафте, от более легких газоконденсатных жидкостей. В результате получается чистая нафта, которую инженеры могут использовать в качестве сырья для производства нефтехимии. Таким образом, конденсаты легкой нафты представляют собой очищенный продукт. Обычно они состоят из C5, C6 и других более тяжелых углеводородов.

Сложность добычи конденсата

Среди всех типов конденсатов с более легкими труднее работать из-за высокого давления пара.Это означает, что операторы должны немедленно стабилизировать их в поле. Они делают это, пропуская конденсат через стабилизатор, который обычно представляет собой большой резервуар, в котором испаряются компоненты с определенным давлением пара. В результате остается стабильный конденсат с низким давлением пара, с которым легче обращаться.

Проблема с парафином

Помимо проблемы давления пара, которую мы только что обсуждали, нефтегазовые компании также сталкиваются с проблемами парафина, говорится в исследовании 2003 года, опубликованном в журнале Общества инженеров-нефтяников .Парафины — это углеводороды, которые соответствуют формуле C _n H _{2n + 2} , которые имеют линейную структуру с прямой цепью.

Несмотря на количество углеводородов, которые соответствуют определению парафинов, исследователи обнаружили, что только парафины с размерами больше, чем C ₂₀ H ₄₂ , являются проблематичными. Некоторые из них твердые (парафины с длинной цепью), а другие имеют мягкую консистенцию, напоминающую майонез (парафины с мягкой цепью).

Независимо от формы парафины вызывают проблемы как в коллекторе, так и на производственных объектах, поскольку они имеют тенденцию накапливаться во фракциях в горных породах и скважинах для хранения газа.Они закупоривают выкидные линии, фильтры и нагнетательные скважины; твердые частицы покрытия; и даже способствовать коррозии в помещениях. В результате они замедляют процессы и увеличивают производственные затраты.

Однако благодаря различным лечебным программам инженеры могут контролировать эту переменную. Нововведения включают трубы с подогревом и покрытием, а также трубы из стекловолокна; циркуляция горячей воды; различные бактерии; магниты; ферменты; и паровые впрыски.

Следующая крупная задача в добыче сырой нефти

Последние отчеты EIA показывают, что U.Добыча конденсата S. после отставания в 2015 году снова вырастет. В этом году эксперты ожидают стабильного восстановления, что проявится в увеличении добычи конденсата в США. Фактически, EIA, Международное энергетическое агентство и Организация стран-экспортеров нефти прогнозируют, что Соединенные Штаты будут производить более тысячи баррелей конденсата в день.

Экспортные ограничения, снятые в конце 2015 года, расширили экспортную инфраструктуру и открыли путь для улучшения производства конденсата в стране.Oilprice.com, сайт новостей нефти и энергетики, добавляет, что рост цен на нефть приведет к увеличению инвестиций и, как следствие, увеличению добычи в нефтяном секторе.

Все эти факторы в совокупности означают, что операторы будут готовы реагировать на устойчивый мировой спрос, особенно в Европе и Латинской Америке. Это увеличится еще больше после того, как перебои в работе трубопровода Forties сократят поставки из Азии. Seeking Alpha отмечает, что из-за растущего спроса на конденсаты на международном рынке будут установлены высокие цены.

Надежный консалтинг в области разведки и добычи

Производство конденсата в настоящее время является прибыльным рынком. Но прежде чем нефтегазовые компании воспользуются этой возможностью, им следует оптимизировать свои операции. Это начинается со сбора достаточной и достоверной информации о нефтегазовых месторождениях, на которых они будут работать.

Sierra Pine Resources International имеет многолетний опыт оказания консультационных услуг в области разведки и добычи. Мы предлагаем анализ коллектора, моделирование коллектора и геологическую интерпретацию, среди других услуг.Мы можем помочь вам максимально использовать возможности разведки и добычи. Мы используем инновационное программное обеспечение для оценки сложных нефтегазовых месторождений и позволяем вам точно планировать производственные процессы.

СПРИ — лидер отрасли в области консалтинга в нефтегазовой отрасли. Мы можем помочь вам извлечь максимальную пользу из вашего следующего проекта по разведке и добыче.

Позвоните нам по телефону (832) 375-0300 или посетите наш главный офис сегодня, чтобы получить бесплатную консультацию.

U.Вопрос южной нефтяной промышленности на миллиард долларов: что такое конденсат?

НЬЮ-ЙОРК (Рейтер) — В 1964 году судья Верховного суда попытался уладить спор об искусстве и порнографии простым заявлением: «Я знаю это, когда вижу». Пятьдесят лет спустя энергетическая промышленность США столкнулась с столь же неприятными спорами по поводу сверхлегкой сырой нефти, известной как «конденсат».

Поскольку рекордная добыча некогда редкой нефти добывается из американских сланцевых скважин в Северной Дакоте, Огайо или Техасе, то, что представляет собой «конденсат», становится критическим вопросом в дебатах о смягчении давнего U.С. запрет на экспорт сырой нефти.

Что в имени? Возможно, сотни тысяч баррелей в день экспортируемой нефти. Если регулирующие органы США решат разрешить дальнейший экспорт переработанного конденсата, но не сырой нефти, разница между ними будет оцениваться в миллиарды долларов.

В отличие от дела Верховного суда, разница часто бывает в глазах смотрящего: не существует единого определения того, что отличает конденсат от обычной сырой нефти.

Управление энергетической информации (EIA) сейчас пытается устранить эту неопределенность, определяя конденсат и количественно оценивая его выход.

«Мы надеемся разобраться с этим, чтобы политики знали цифры», — заявил в конце прошлого месяца в Нью-Йорке глава EIA Адам Семински.

Агентство, независимое статистическое подразделение Министерства энергетики, стремится к середине 2015 года запустить новое исследование, которое позволит определить качество нефти из каждой скважины.

Кроме того, в прошлую пятницу он провел закрытый «семинар по конденсату» для должностных лиц из нескольких агентств и экспертов по энергетике, что стало одной из первых попыток дать четкое определение, по словам двух участников.

Регулирующие органы США могут дождаться такого определения, прежде чем выносить какие-либо новые постановления об экспорте «переработанного» конденсата, заявили участники. Первые два решения потрясли отрасль в начале этого года.

Этот термин в широком смысле относится к любому типу нефти, которая «конденсируется» в жидкость после извлечения из скважин с высоким давлением, где она часто находится в газовой форме или отделена от газа.

Но как только конденсат переходит в жидкость, не существует согласованного способа отличить конденсат от обычной нефти.Большинство государственных регуляторов даже не измеряют его; те, которые это делают, измеряют только газовый конденсат, а не конденсат из нефтяных скважин с гидроразрывом пласта.

Большинство инсайдеров отрасли ожидают, что определение будет вращаться вокруг плотности в градусах API, стандартного показателя плотности с более высокими показателями, полученными для более легких сортов. Конденсат — самый легкий из источников света.

Однако принятие решения о том, где провести эту черту, скорее всего, будет спорным процессом.

DEFINE ULTRA LIGHT

Рафинер Phillips 66 PSX.Гигантские равнины на севере и в среднем течении. Все американские PAA.N утверждали, что конденсат представляет собой нефть с плотностью API 45 или выше. Между тем, топ-менеджер MPC.N Marathon Petroleum Corp сказал в недавнем интервью, что, по его мнению, плотность конденсата должна быть 60 API и выше.

Без универсального стандарта производственные данные сильно разнятся. Согласно собственным данным EIA, от 8 до 16 процентов добычи сырой нефти в США приходится на конденсат — разница более полумиллиона баррелей в день.

С одной стороны, конденсат — это просто еще один термин, используемый для описания одного конца спектра из более чем 100 сортов сырой нефти.

Однако, в отличие от большинства видов сырой нефти, ее можно использовать в различных процессах, от нефтепереработки до производства нефтехимической продукции. Этот термин также в равной степени применяется к конденсату, откачиваемому из скважины или перерабатываемому на газовом заводе, которые химически взаимозаменяемы, но часто указываются по-разному.

Что наиболее важно, Министерство торговли США ранее в этом году дало двум компаниям разрешение на экспорт конденсата, который подвергался минимальной переработке, что является первым признаком ослабления запрета на экспорт, введенного четыре десятилетия назад.

Поскольку решения являются частными, неясно, допускает ли такая же обработка экспорт обычных сортов сырой нефти.

Безусловно, полная отмена запрета может сделать обсуждение спорным. Однако мало кто из политиков видит шанс, что это произойдет до президентских выборов 2016 года, если так.

НЕВЕРОЯТНЫЕ ЭТИКЕТКИ

Имеющиеся данные скорее вводят в заблуждение, чем помогают, возможно, резко занижая объем добычи конденсата.

Например, Комиссия по железным дорогам Техаса, которая наблюдает за бассейнами Игл-Форд и Пермь, на которые приходится большая часть добычи конденсата, публикует ежемесячные данные о добыче, но учитывает только конденсат, поступающий из скважин с природным газом. Большинство штатов, включая Северную Дакоту, вообще не сообщают об этом.

Самые последние данные EIA, которые также учитывают только конденсат аренды природного газа, показывают, что добыча выросла почти на пятую часть до примерно 750 000 баррелей в сутки в 2012 году.

Консультационная компания по вопросам энергетики Bentek Energy оценивает текущую добычу конденсата в стране примерно на уровне 1.45 миллионов баррелей в сутки, из которых лишь около трети приходится на газовые скважины.

«Вы упускаете большую часть этого», — сказал Эл Тронер, эксперт по конденсату и президент Asia Pacific Energy Consulting.

Ранее в этом году EIA предприняло первую попытку выделить и спрогнозировать внутреннее производство по плотности в градусах API. По его оценкам, из прогнозируемой добычи нефти в 8,4 миллиона баррелей в сутки в 2014 году около четверти находится в диапазоне API 40-45. Однако проекту мешало отсутствие последовательных данных от различных регулирующих органов государственного уровня, многие из которых не собирают их.

В Техасе, например, данные о плотности в градусах API собираются только в ходе первоначальных испытаний нефтяных и газовых скважин, а также во время ежегодных и полугодовых испытаний газовых скважин.

«Это, безусловно, усложняет вопрос об экспорте, поскольку данные неточны, равно как и нет определений», — сказал Энтони Старки, менеджер Bentek.

«Итак, то, как четко формируется политика вокруг такой серой зоны, действительно вызывает некоторые интересные дискуссии».

Дополнительный репортаж Тимоти Гарднера в Вашингтоне; Под редакцией Джессики Резник-Олт, Джонатана Леффа и Томаша Яновски

Новые определения, необходимые для конденсата и сжиженных газов: Кемп

ЛОНДОН (Рейтер) — «Роза под любым другим именем пахнет так же сладко», — писал Уильям Шекспир в «Ромео» и Джульетта ».Но он не работал на правительство США и не пытался определить, что представляет собой конденсат и сжиженный природный газ.

Насосные домкраты видны на нефтяном месторождении Мидуэй-Сансет, Калифорния, 29 апреля 2013 г. REUTERS / Lucy Nicholson

Простое и работоспособное определение могло бы сбить с толку даже бесспорного мастера английского языка.

В мире конденсатов и сжиженного природного газа роза — это не просто роза, и разработка простых и последовательных определений ускользнула от федеральных регулирующих органов.

ОПЕК, которая включает сырую нефть, но не конденсат в свои производственные котировки, также испытывала трудности и не смогла согласовать общие определения.

В прошлом непоследовательная обработка конденсатов в США не имела значения, поскольку они составляли относительно небольшую долю от общей добычи нефти. Но благодаря сланцевой революции добыча конденсата растет быстрее, чем добыча сырой нефти или природного газа.

Производство сжиженного природного газа на газоперерабатывающих и нефтеперерабатывающих заводах выросло более чем на 1 миллион баррелей в день (50 процентов) с 2010 года и превысило 3 миллиона баррелей в день в июле 2014 года.

Добыча конденсата непосредственно с нефтяных и газовых месторождений отдельно не учитывается. Но, вероятно, это составляет значительную часть увеличения добычи нефти на 3 миллиона баррелей в день, о которой сообщалось за последние четыре года.

Однако из-за существующей системы учета невозможно точно оценить добычу конденсата.

Очевидно, что разумное регулирование и управление ресурсом невозможно, если ни промышленность, ни правительство не знают, сколько на самом деле производится.

3 октября Управление энергетической информации США, статистическое и аналитическое подразделение Министерства энергетики, провело закрытый «семинар по конденсату» для должностных лиц из нескольких правительственных агентств и экспертов из отрасли, пытаясь придумать с новым и более последовательным определением.

«Мы надеемся разобраться с этим, чтобы политики знали, каковы цифры», — заявил на сентябрьской конференции администратор ОВОС Адам Семински. («Вопрос нефтяной промышленности США на миллиард долларов: что такое конденсат?» 8 октября)

Это был первый шаг в процессе, который, вероятно, будет долгим и затяжным.

НЕ СЫРОЙ, НЕ ГАЗ

Конденсаты и сжиженный природный газ (ШФЛУ) занимают промежуточное положение в спектре углеводородов, который варьируется от природного газа с одной стороны до тяжелой сырой нефти с другой.

Некоторые из более легких ШФЛУ представляют собой газы при стандартном атмосферном давлении и температуре, но легко переходят в жидкое состояние только при умеренном сжатии и охлаждении. Этан, пропан и бутан являются газами при комнатной температуре, но конденсируются при минус 88, минус 42 и минус 1 градус Цельсия соответственно.Но метан конденсируется только при минус 164 градусах.

Более тяжелые газоконденсаты и конденсаты уже являются жидкими при стандартных давлении и температуре, но они летучие и легко испаряются. Пентан, гексан и гептан превращаются в газы всего при 36, 68 и 98 градусах Цельсия.

В реальном мире различия между добычей природного газа, конденсата и сырой нефти нечеткие. Большинство нефтяных и газовых скважин добывают все три вместе взятые.

Некоторое количество нефти и конденсата взвешено в метане, добываемом из газовых скважин.Эти жидкости удаляются из газового потока на промысловых сепарационных установках (в этом случае они называются «арендованный конденсат») или на более сложных установках по переработке природного газа (где они называются «заводским конденсатом» или «жидкостями завода по производству природного газа» в зависимости от степень обработки).

Нефтяные скважины обычно производят растворенный газ, который отделяется на устье скважины. Он содержит конденсаты, которые можно утилизировать либо на промысловых сепараторах, либо на установках природного газа.

Кроме того, некоторая часть сырой нефти будет состоять из легких углеводородов, таких как пропан, бутан, пентан и гексан, которые рекуперируются на нефтеперерабатывающих заводах (где они называются «сжиженными газами нефтепереработки»).

Дело в том, что существует множество названий и способов добычи легких углеводородов, которые занимают промежуточное положение между природным газом и сырой нефтью.

СПОСОБ ПРОИЗВОДСТВА

С точки зрения отрасли важен химический состав и использование различных углеводородов, каждый из которых продается и продается как товар, отдельно или в смесях.

Но с точки зрения регулирования важно то, как добываются углеводороды. Вообще говоря, любые легкие жидкие углеводороды, извлеченные на заводах по переработке природного газа (NGPL) и нефтеперерабатывающих заводах (LRG), рассматриваются как нефтепродукты, в то время как те, которые извлекаются из простых промысловых сепараторов (арендный конденсат), рассматриваются как сырая нефть.

Такой акцент на добычу проистекает из исторических различий в способах регулирования нефтегазовой отрасли федеральным правительством и правительствами штатов (обычно с отдельными законами, налогами и системами учета для добычи нефти и газа).

Различия в обращении в зависимости от производства закреплены в федеральных постановлениях. Например, правила, регулирующие экспорт сырой нефти, рассматривают арендный конденсат как сырую нефть, которую обычно нельзя экспортировать, кроме как в Канаду, но сжиженные нефтеперерабатывающие газы представляют собой продукты нефтепереработки, которые можно отправлять за границу без ограничений.

Производственный подход также закреплен в том, как Управление энергетической информации США (EIA) собирает и представляет статистические данные о производстве и потреблении сжиженного природного газа. Он по-прежнему занимал центральное место в ряде пересмотренных определений, введенных агентством в 2013 году.

Согласно определениям EIA, арендный конденсат объединяется вместе с сырой нефтью, а продукция заводов по переработке природного газа и нефтеперерабатывающих заводов указывается отдельно. Это имело смысл в свое время, когда сжиженный природный газ и конденсаты были относительно незначительными побочными продуктами добычи природного газа и нефтеперерабатывающей промышленности.

Но по мере того, как они становятся все более важными, непоследовательное и запутанное определение сжиженного природного газа снижает прозрачность и делает невозможным формирование разумной политики.

Необходимы новые и более последовательные определения, которые гармонизируют классификацию жидких углеводородов природного газа и других конденсатов, независимо от того, происходят ли они с нефтяного месторождения, газового месторождения, газоперерабатывающего завода или нефтеперерабатывающего завода.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГРАВИТАЦИИ по API?

Очевидный подход — определить конденсат по его физическим характеристикам или химическому составу.

Конденсаты и сжиженный природный газ обычно легче, чем большинство видов сырой нефти, поэтому одним из вариантов было бы основывать новое определение на измерении удельного веса API, где более легкие углеводороды имеют более высокие числа.

Большая часть нефтяной промышленности уже использует этот подход. «Плотность конденсата в градусах API обычно составляет от 50 до 120 градусов», — говорится в онлайн-глоссарии Schlumberger по нефтяным месторождениям.

Некоторые эксперты предложили федеральному правительству определять конденсаты как любые углеводороды, которые являются жидкими при стандартном давлении и температуре и имеют плотность в градусах API более 50 градусов.

Гексан имеет плотность API более 80, пентан более 90 и бутан более 110, что значительно превышает предлагаемый порог в 50 градусов.

Но некоторые другие легкие сорта нефти также попадают под это определение.