Раздел 1. Общая информация о состоянии и развитии переработки природного и попутного газа в Российской Федерации

Раздел 1. Общая информация о состоянии и развитии переработки природного и попутного газа в Российской Федерации

Под переработкой природного и попутного нефтяного газа понимается совокупность технологических процессов физического, физико-химического и химического преобразования природного газа и всех компонентов попутного нефтяного газа в продукты переработки (целевые продукты) (согласно ГОСТ Р 53521 [31] и ГОСТ Р 54973 [32]).

Основу ПНГ составляют растворенные в нефти в пластовых условиях газовые компоненты.

В состав природного газа газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений входят значительные объемы жидких углеводородов широкого фракционного состава (с температурами кипения до 500 - 600°С и выше), растворенные в газовой фазе в пластовых условиях и выделяющиеся из нее в виде газового конденсата при промысловой подготовке добываемого сырья. Процессы промысловой подготовки природного газа газоконденсатных месторождений и последующей переработки выделенных потоков газа и газового конденсата составляют совокупность технологических процессов газопереработки (переработки природного газа).

1.1 Текущее состояние переработки природного и попутного газа в Российской Федерации

Объем переработки газа (природного и попутного) в 2015 г. составил 71,6 млрд  (рисунок 1.1) [33], причем доля ПНГ в общем объеме переработки постоянно растет.

Рисунок 1.1 - Динамика объемов переработки газа (доля ПНГ приведена в процентах к общему объему)

Крупнейшими газоперерабатывающими компаниями на текущий момент являются: по переработке природного газа - Группа Газпром (96,3% от переработки природного газа в РФ); по переработке ПНГ - Сибур-Холдинг (56,2% от переработки ПНГ в РФ).

Сведения о количестве действующих газоперерабатывающих предприятий, их географическом расположении, технологических показателях приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Действующие предприятия переработки газа и газового конденсата

N	Наименование	Год ввода	Проектная мощность по сырью	Фактическая переработка за 2015 г.
				ПГ	ПНГ	газовый конденсат
1	2	3	4	5	6	7
Южный и Северо-Кавказский Федеральный округ
1	Астраханский ГПЗ ПАО "Газпром"	1986	12	10,25	-	3,5 млн т
2	Коробковский ГПЗ ПАО "Лукойл"	1966	450	9,9	424,3	-
Северо-Западный Федеральный округ
3	Сосногорский ГПЗ ПАО "Газпром"	1964	3	2182,1	42,0	-
4	Усинский ГПЗ ПАО "Лукойл"	1980	504	240,4	-	-
Дальневосточный Федеральный округ
5	Якутский ГПЗ АО "Сахатранснефтегаз"	1999	0,63	782	-	-
Сибирский Федеральный округ
7	Востокгазпром Группа Газпром	2003	-	929,2	1136,8	-
Уральский Федеральный округ
8	Сургутский ЗСК ПАО "Газпром"	1986	12 млн т/год	-	-	8,49 млн т
9	Уренгойский ЗПКТ ПАО "Газпром"	2001	13,6 млн т/год	-	-	10,06 млн т
10	Пуровский ЗПК ОАО "Новатэк"	2005	11 млн т/год	-	-	4,86 млн т
11	Локосовский ГПК ПАО "Лукойл"	1983	2,3	-	1,898
12	Белозерный ГПЗ ПАО "Сибур Холдинг"	1980	4,63	-	4,796	-
13	Губкинский ГПЗ ПАО "Сибур Холдинг"	1988	2,628	-	1,875	-
14	Нижневартовский ГПЗ ПАО "Сибур Холдинг"	1974	6,214	-	5,897	-
15	Муравленковский ГПЗ ПАО "Сибур Холдинг"	1988	1,314	-	1,107	-
16	Няганьгазпереработка ПАО "Сибур Холдинг"	1987	2,52	-	1,779	-
17	Южнобалыкский ГПЗ ПАО "Сибур Холдинг"	1978	2,93	-	3,213	-
18	Вынгапуровский ГПЗ ПАО "Сибур Холдинг"	1990	2,77	-	2,445	-
19	Сургутское УПГ ОАО "Сургутнефтегаз"	1980	7,28	-	6,235	-
20	Южно-Приобский ГПЗ ПАО "Сибур Холдинг" +Группа Газпром	2015	0,9	-	609	-
Приволжский Федеральный округ
21	Туймазинское ГПП ПАОАНК "Башнефть"	1956	365	-	27,6	-
22	Шкаповское ГПП ПАО АНК "Башнефть"	1959	250	-	80,9	-
23	Нефтегорский ГПЗ ПАО "НК "Роснефть"	1967	680	-	410,2	-
24	Отрадненский ГПЗ ПАО "НК "Роснефть"	1962	360	-	257,1	-
25	Оренбургский ГПЗ ПАО "Газпром"	1974	40  и 6,2 млн т/год	25,014	-	1,73 млн т
26	Оренбургский ГЗ ПАО "Газпром"	1978	15	15	-	-
27	ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез ПАО "ЛУКОЙЛ"	1969	1,46  и 1,693 млн т/год	-	1,06	-
28	ПАО "Татнефть"	1956	0,976	-	820	-
29	Зайкинское ГПП ПАО "НК "Роснефть"	1996	2	685,8	1773,2	-

1.2 Перспективы развития переработки природного и попутного газа в Российской Федерации

Перспективы развития переработки природного и попутного газа базируются на повышении степени извлечения ценных компонентов, содержащихся в природном газе, что, в свою очередь, будет способствовать развитию действующих и созданию новых газохимических производств.

В результате углубления переработки газа организуется выпуск товарной продукции, востребованной как внутренним, так и внешним рынками; создаются предпосылки для развития в России продукции с высокими потребительскими свойствами; снижается зависимость России от зарубежных поставок полимерной продукции.

Развитие переработки связано с модернизацией действующих мощностей с целью повышения качества и ассортимента выпускаемой продукции, с реализацией новых проектов с использованием освоенных технологий переработки добываемого углеводородного сырья (включая увеличение глубины переработки этансодержащих газов). Ввод дополнительных мощностей по переработке углеводородного сырья направлен на удовлетворение топливных и нефтехимических потребностей РФ и близлежащих рынков.

Перспективное развитие газоперерабатывающих производств связано:

1) с увеличением доли добычи этансодержащего газа и жидких углеводородов в традиционных регионах газодобычи;

2) с эффективным и рациональным использованием ресурсов этана природного газа и других легких углеводородных фракций () с целью производства газохимической продукции с высокой добавленной стоимостью;

3) с развитием новых центров газопереработки и газохимии, в том числе на базе месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, включая извлечение, хранение и транспорт гелия;

4) с разработкой и внедрением эффективных технологий производства высоколиквидной продукции, востребованной как на внутреннем, так и внешних рынках;

5) с разработкой и внедрением эффективных технологий производства синтетических жидких углеводородов (СЖУ), направленных на решение проблем освоения малых, выработанных и удаленных от газотранспортной системы труднодоступных месторождений, и оптимизации логистических схем доставки энергоносителей потребителям;

6) с повышением эффективности переработки серосодержащих газов;

7) со строительством новых и реконструкцией/модернизацией существующих производств олефинов, полимеров и метанола;

8) развитие новых центров газопереработки и газохимии, в том числе на базе месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока требует:

- создания новых технологий переработки природного газа с высоким содержанием гелия и азота, а также систем очистки и сжижения гелия;

- создания новых конкурентоспособных газохимических производств высокой единичной мощности;

- создания систем транспортировки и хранения гелия, продукции газопереработки и газохимии;

- расширения существующих систем сбыта готовой продукции, в том числе экспорта в страны АТР.

Для внедрения эффективных технологий производства СЖУ необходимо:

- разработать технологии производства новых катализаторов для синтеза СЖУ;

- разработать технологические решения для модернизации конструкций реакторных блоков с целью повышения их энергоэффективности и единичной мощности по перерабатываемому сырью и получаемым продуктам;

- отработать технологии выделения водорода в ходе производства продуктов синтеза.

Повышению эффективности переработки серосодержащих газов будут способствовать:

- разработка, освоение и внедрение технологий добычи и переработки сероводородсодержащих газов с производством широкого спектра продукции (водорода, серной кислоты, удобрений, кормовых белков и т.д.);

- освоение и внедрение технологий по использованию серы в производстве дорожно-строительных материалов;

- освоение альтернативных направлений использования серы. Прогнозируемый рост объемов добычи и переработки углеводородов связан с освоением шельфовых месторождений арктических морей, месторождений полуострова Ямал, месторождений Надым-Пур-Тазовского региона, Восточной Сибири и Дальнего Востока. Ввод новых мощностей на действующих перерабатывающих предприятиях направлен на повышение глубины переработки углеводородного сырья и качества товарной продукции, а также на удовлетворение топливных и нефтехимических потребностей РФ и близлежащих рынков. Ожидаемый ввод мощностей к 2035 году по переработке газа составит 86,5 , по переработке жидких углеводородов - 12 млн т.

1.3 Основные виды продукции

В настоящее время основными видами продукции ГПЗ Российской Федерации являются природный газ, подаваемый в газотранспортную систему, сжиженные углеводородные газы (СУГ), широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), этановая фракция, стабильный конденсат, продукты его переработки и др. [34].

В 2015 г. на ГПЗ Российской Федерации было произведено 58742,0  сухого газа; 710,8 тыс. т этана, 4740,3 тыс. т СУГ, 10868,2 тыс. т ШФЛУ, 996,5 тыс. т стабильного бензина, 5157,9 тыс. т серы [33].

1.3.1 Сухой газ (сухой газ отбензиненный)

Сухой газ, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам, должен содержать массовую концентрацию сероводорода не более 0,007 , иметь температуру точки росы (ТТР) по воде при давлении в точке отбора пробы ниже температуры газа в соответствии с СТО Газпром 089-2010 [35].

Природные горючие газы для промышленного и коммунально-бытового назначения должны соответствовать по физико-химическим показателям требованиям ГОСТ 5542-2014 [36] (таблицы 1.2 - 1.3).

Таблица 1.2 - Физико-химические показатели газа горючего природного, поставляемого и транспортируемого по магистральным газопроводам

Наименование показателя	Значение для макроклиматических районов		Метод испытания
	умеренный	холодный
1 Компонентный состав, молярная доля, %	Определение обязательно	По ГОСТ 31371.1 [150] - ГОСТ 31371.7 [156]
2 Температура точки росы по воде (ТТРв) при абсолютном давлении 3,92 МПа (40,0 ), °С, не выше:
- зимний период	-10,0	-20,0	По 8.2
- летний период	-10,0	-14,0
3 Температура точки росы по углеводородам (ТТРув) при абсолютном давлении от 2,5 до 7,5 МПа, °С, не выше:
- зимний период	-2,0	-10,0	По 8.3
- летний период	-2,0	-5,0
4 Массовая концентрация сероводорода, , не более	0,007	По 8.4
5 Массовая концентрация меркаптановой серы, , не более	0,016	По 8.4
6 Массовая концентрация общей серы, , не более	0,030	По 8.5
7 Теплота сгорания низшая при стандартных условиях, (), не менее	31,80 (7600)	По ГОСТ 31369 [157]
8 Молярная доля кислорода, %, не более	0,020	По ГОСТ 31371.1 - ГОСТ 31371.3 [150 - 152], ГОСТ 31371.6 [155], ГОСТ 31371.7 [156]
9 Молярная доля диоксида углерода, %, не более	2,5	По ГОСТ 31371. 1- ГОСТ 31371.7 [150 - 156]
10 Массовая концентрация механических примесей, , не более	0,001	По ГОСТ 22387.4 [158]
11 Плотность при стандартных условиях,	Не нормируют, определение обязательно	По 8.6
Примечания 1 Макроклиматические районы определяют по ГОСТ 16350 [159]. 2 Летний период - с 1 мая по 30 сентября. Зимний период - с 1 октября по 30 апреля. Периоды могут быть изменены по согласованию между поставляющей и принимающей сторонами. 3 Для ПГ, в котором содержание углеводородов С5+высш не превышает 1,0 , показатель 3 допускается не нормировать. 4 Если значение любого из показателей 4 - 6, 10 в течение года не превышает 0,001 , то в дальнейшем данный показатель определяют не реже 1 раза в год по согласованию между поставляющей и принимающей сторонами. 5 Стандартные условия для определения показателей 7 и 11 указаны в ГОСТ 31369 (таблица Р.1 [157]). Стандартная температура при приведении объема ПГ к стандартным условиям равна 20,0°С. 6 При расчетах показателя 7 принимают 1 кал равной 4,1868 Дж. 7 Для месторождений и подземных хранилищ, введенных в действие до 2000 г., допускается превышение норм показателей 2, 3, 9 по согласованию с ПАО "Газпром". 8 Для магистральных газопроводов, вводимых с 01.2011 г. рекомендуется устанавливать в специальных технических условиях нормы для показателей и при давлении в точке отбора пробы на 5,0°С ниже проектной минимальной температуры газа в газопроводе.

Таблица 1.3 - Физико-химические показатели газа горючего природного промышленного и коммунально-бытового назначения

Наименование показателя	Норма	Метод испытания
1	2	3
1 Компонентный состав, молярная доля, %	Не нормируется. Определение обязательно	По ГОСТ 31371.1 - ГОСТ 31371.7 [150 - 156]
2 Низшая теплота сгорания при стандартных условия, (), не менее	31,80 (7600)	По 8.2
3 Область значений числа Воббе (высшего) при стандартных условиях. ()	От 41,20 до 54,50 (от 9840 до 13020)	По ГОСТ 31369 [157]
4 Отклонение числа Воббе от номинального значения, %	5	*
5 Массовая концентрация сероводорода, , не более	0,020	По 8.3
6 Массовая концентрация меркаптановой серы, , не более	0,036	По 8.3
7 Молярная доля кислорода, %, не более	0,050	По ГОСТ 31371.1 - ГОСТ 31371.3 [150 - 152] ГОСТ 31371.6. - ГОСТ 31371.7 [155 - 156]
8 Молярная доля диоксида углерода, %, не более	2,5	По ГОСТ 31371.1 - ГОСТ 31371.7 [150 - 156]
9 Температура точки росы по воде при давлении в точке отбора пробы, °С	Ниже температуры ГГП в точке отбора пробы	По 8.4
10 Температура точки росы по углеводородам при давлении в точке отбора пробы, °С	Ниже температуры ГГП в точке отбора пробы	По 8.5
11 Массовая концентрация механических примесей, , не более	0,001	По ГОСТ 22387.4 [159]
ГАРАНТ: По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Вместо "[159]" следует читать "[158]"
12 Плотность при стандартных условиях,	Не нормируют, определение обязательно	По 8.6
13 Интенсивность запаха ГГП при объемной доле 1% в воздухе, баллы, не менее	3	По ГОСТ 22387.5 [160]
Примечания 1 Стандартные условия для проведения измерений и расчетов показателей 2, 3 и 12 - в соответствии с ГОСТ 31369 (таблица Р.1) [157]. 2 При расчетах показателей 2 и 3 принимают 1 кал равной 4,1868 Дж. 3 В Российской Федерации стандартная температура при приведении объема ПГ к стандартным условиям равна 20°С. 4 Показатели 2 - 4 распространяются только на ПГ, используемый в качестве топлива. 5 Номинальное значение числа Воббе устанавливают в пределах нормы показателя 3 для отдельных газораспределительных систем по согласованию с потребителем. 6 Если значение любого из показателей 5, 6, 11 в течение года не превышает 0,001 , то в дальнейшем данный показатель определяют не реже одного раза в год по согласованию между поставщиком и потребителем. 7 По согласованию с потребителем допускается подача ПГ для энергетических целей с более высокой массовой концентрацией сероводорода и меркаптановой серы по отдельным газопроводам. 8 По согласованию с потребителем допускается подача ПГ с большей молярной долей диоксида углерода по отдельным газопроводам. 9 Для ПГ, в котором содержание углеводородов не превышает 1,0 , показатель 10 допускается не нормировать. 10 Показатель 13 распространяется только на ПГ коммунально-бытового назначения. 11 Для ПГ промышленного назначения показатель 13 устанавливают по согласованию с потребителем. 12 Температуру ПГ в точке отбора пробы определяют по ГОСТ 8.586.5 [161]. В Российской Федерации определение температуры ПГ проводят также по стандарту ОАО "Газпром" СТО Газпром 5.2-2005 [162] или правилам по метрологии ПР 50.2.019-2006 [163].

1.3.2 Этан (этановая фракция)

Этановая фракция представляет собой ценное сырье для нефтехимии. Используется для производства этилена, из которого, в свою очередь, получают этиловый спирт, глицерин, этиленгликоль, дихлорэтан, хлористый этил, полиэтилен и т.д. При дальнейшей переработке перечисленных веществ получают лаки, растворители, красители, моющие вещества и другую химическую продукцию высокой степени передела.

По физико-химическим показателям этановая фракция должна соответствовать требованиям ТУ 0272-022-00151638-99 [37], приведенным в таблице в 1.4.

Таблица 1.4 - Физико-химические показатели этановой фракции в соответствии с ТУ 0272-022-00151638-99 [37]

Наименование показателя	Норма по маркам
	А	Б
1. Массовая доля компонентов, %
метан, не более	2,0	20,0
этан, не менее	95,0	60,0
пропан, не более	3,0	Не нормируется
сумма углеводородов и выше, не более	Отс.	2,0
2. Массовая доля , не более	0,02	Не нормируется
3. Массовая доля сернистых соединений в пересчете на серу, % не более	0,002	0,002
4. Массовая доля сероводорода, %, не более	0,002	0,002

1.3.3 Сжиженные углеводородные газы

СУГ используют:

- в качестве альтернативного источника газоснабжения и газификации удаленных от магистральных газопроводов населенных пунктов и промышленных объектов, а также регионов с ограниченными или слишком дорогими местными энергоресурсами (доставляются железнодорожным, автомобильным, речным или морским транспортом);

- в качестве газомоторного топлива;

- для потребления в жилищно-коммунальном хозяйстве;

- в нефтехимической промышленности в качестве сырья и др.

Марки сжиженных газов по ГОСТ Р 52087-2003 [38] приведены в таблице 1.5.

Таблица 1.5 - Марки сжиженных газов

Марка	Наименование
ПТ	Пропан технический
ПА	Пропан автомобильный
ПБА	Пропан-бутан автомобильный
ПБТ	Пропан-бутан технический
БТ	Бутан технический

По физико-химическим показателям СУГ должны соответствовать требованиям, указанным в таблице 1.6.

Таблица 1.6 - Требования к маркам СУГ

Наименование показателя	Норма для марки					Метод испытания
	ПТ	ПА	ПБА	ПБТ	БТ
1 Массовая доля компонентов, %:						По ГОСТ 10679-76 [39]
сумма метана, этана и этилена	Не нормируется
сумма пропана и пропилена, не менее	75	-	-	Не нормируется
в том числе пропана	-	8510	5010	-	-
сумма бутанов и бутиленов:	Не нормируется			-	-
не более	-	-	-	60	-
не менее	-	-	-	-	60
сумма непредельных углеводородов, не более	-	6	6	-	-
2 Объемная доля жидкого остатка при 20°С, %, не более	0,7	0,7	1,6	1,6	1,8
3 Давление насыщенных паров избыточное, МПа, при температуре:						По ГОСТ Р 50994-96 [40] или ГОСТ 28656-90 [41]
плюс 45°С, не более	1,6
минус 20°С, не менее	0,16	-	0,07	-	-
минус 30°С, не менее	-	0,07	-	-	-
4 Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более	0,013	0,01	0,01	0,013	0,013	По ГОСТ 22985-90 [42] или ГОСТ Р 50802-95 [43]
в том числе сероводорода, не более	0,003					По ГОСТ 22985-90 [42] или ГОСТ Р 50802-95 [43]
5 Содержание свободной воды и щелочи	Отсутствие
6 Интенсивность запаха, баллы, не менее	3					По ГОСТ 22387.5-2014 [44]
Примечания 1 Допускается не определять интенсивность запаха при массовой доле меркаптановой серы в сжиженных газах марок ПТ, ПБТ и БТ 0,002% и более, а марок ПА и ПБА - 0,001% и более. При массовой доле меркаптановой серы менее указанных значений или интенсивности запаха менее 3 баллов сжиженные газы должны быть одорированы в установленном порядке. 2 При температурах минус 20°С и минус 30°С давление насыщенных паров сжиженных газов определяют только в зимний период. 3 При применении сжиженных газов марок ПТ и ПБТ в качестве топлива для автомобильного транспорта массовая доля суммы непредельных углеводородов не должна превышать 6%, а давление насыщенных паров должно быть не менее 0,07 МПа для марок ПТ и ПБТ при температурах минус 30°С и минус 20°С соответственно.

К сжиженным углеводородным газам, поставляемым на экспорт, предъявляются особые требования, например, в соответствии с ГОСТ Р 51104-97 [45] (таблица 1.7).

Таблица 1.7 - Газы углеводородные сжиженные, поставляемые на экспорт

Наименование показателей	Норма по маркам
	ПТ	БТ	СПБТ
Теплота сгорания низшая, МДж/кг	45,5	46,5	46,0
Массовая доля компонентов, %:
- метана-этана, не более	2,0	-	-
- пропана:
- не более	-	1,0	-
- не менее	95,0	-	40,0
- суммы бутанов:
- не более	5,0	-	60,0
- не менее	-	98,0	-
в том числе:
- н-бутана, не менее	-	96,0	-
- изобутана, не более	-	2,0	-
- суммы непредельных углеводородов, не более	2,0	0,1	2,0
Объемная доля жидкого остатка при 20°С, не более	Отсутствие	2,0	2,0
Давление насыщенных паров при 45°С, МПа, не более	1,6	0,6	1,6
Массовая доля общей серы (для неодорированного газа), %, не более	0,01	0,005	1,6
Испытание на медную пластинку (для неодорированного газа)	Выдерживает
Массовая доля метанола, %, не более	0,005	0,005	0,005
Содержание свободной воды и щелочи	Отсутствие

1.3.4 Широкая фракция легких углеводородов

Показатели качества ШФЛУ приведены в таблице 1.8 в соответствии с ТУ 38.101524-2015 [46] (также могут быть использованы ТУ 0272-084-00151638-2011 [47] и др.).

Таблица 1.8 - Технические требования к ШФЛУ (по ТУ 38.101524-2015 [46])

Показатели	Марки
	А	Б
Углеводородный состав, % мас.:
, не более	3	5
, не менее	15	-
, не менее	45	40
высшие, не более	15	30
Массовая для метанола**, %, не более	0,15
Содержание сероводорода, %, не более	0,003
Содержание свободной воды и щелочи	Отсутствие. Определение обязательно
Внешний вид	Бесцветная прозрачная жидкость
** норма метанола не более 0,15 вступила в силу с 01.06.2017 г.

Содержание в ШФЛУ легких УВ - метана и этана - ограничено требованиями по значению общего давления насыщенных паров для условий транспортировки и хранения (связано с предупреждением образования газовых пробок и уменьшением потерь от испарения).

1.3.5 Конденсат газовый стабильный

По содержанию хлористых солей, сернистых соединений КГС подразделяют на группы (таблица 1.9). В условном обозначении КГС указывают его группу в зависимости от значений концентрации хлористых солей, массовой доли сероводорода и метил- и этилмеркаптанов.

Таблица 1.9 - Требования к КГС по ГОСТ Р 54389-2011 [48]

Наименование показателя	Значение для группы			Метод испытания
	1		2
1 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более	66,7 (500)			По ГОСТ 1756-2000 [49], ГОСТ Р 52340-2005 [50]
2 Массовая доля воды, %, не более	0,5			По ГОСТ 2477-65 [51]
3 Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05			По ГОСТ 6370-83 [52]
4 Массовая концентрация хлористых солей, , не более	100	300		По ГОСТ 21534-76 [53]
5 Массовая доля серы, %	Не нормируют. Определение по требованию потребителя			По ГОСТ Р 51947-2002 [54], ГОСТ 19121-73 [55]
6 Массовая доля сероводорода, (ppm), не более	20	100		По ГОСТ Р 50802-95 [56]
7 Массовая доля метил- и этил меркаптанов в сумме, (ppm), не более	40	100		По ГОСТ Р 50802-95 [56]
8 Плотность при 20°С, ;	Не нормируют. Определение обязательно			По ГОСТ 3900-85 [57]
15°С,	Не нормируют. Определение по требованию потребителя			По ГОСТ Р 51069-97 [58]
9 Выход фракций, % до температуры, °С: 100, 200, 300, 360	Не нормируют. Определение обязательно			По ГОСТ 2177-99 (метод Б) [59]
10 Массовая доля парафина, %	Не нормируют. Определение по требованию потребителя			По ГОСТ 11851-85 [60]
11 Массовая доля хлорорганических соединений, (ppm)	Не нормируют. Определение по требованию потребителя			По ГОСТ Р 52247-2004 [61]
Примечания 1 По согласованию с потребителями допускается выпуск КГС давлением насыщенных паров не более 93,3 (700) кПа (мм рт. ст.). 2 Для организаций, перерабатывающих сернистое сырье и введенных в эксплуатацию до 1990 г., допускается по согласованию с потребителями и транспортными компаниями превышение значения по показателю 6 для КГС группы 2 до 300 (ppm) и по показателю 7 для КГС группы 2 до 3000 (ppm). 3 Если хотя бы по одному из показателей КГС относят к группе 2, а по другим - к группе 1, то КГС признают соответствующим группе 2. 4 Показатели 5 - 7 определяют по требованию потребителя только для конденсатов с содержанием сернистых соединений (в пересчете на серу) более 0,01% массовых.

1.3.6 Газовый бензин

Газовый бензин применяется в качестве сырья в нефтехимии, на заводах органического синтеза, а также для компаундирования автомобильного бензина (получения бензина с заданными свойствами путем его смешивания с другими бензинами).

Требования к газовому бензину стабильному представлены в таблице 1.10.

Таблица 1.10 - Требования к газовому бензину стабильному в соответствии с ТУ 0272-003-00135817-2000 [62]

Наименование	Норма
Фракционный состав бензина газового стабильного, °С
начало кипения, °С, не ниже	25
конец кипения, °С, не выше	150
объемная доля остатка в колбе, %, не более	1,3
объемная доля остатка и потерь, %, не более	5,0
Содержание фактических смол, мг/100 мл, не более	5,0
Давление насыщенных паров, гПа, не более	1390
Содержание воды и механических примесей	отсутствует
Массовая доля общей серы в бензине, %, не более	0,1
Цвет бензина	бесцветный, прозрачный
Плотность бензина газового стабильного при температуре 15 градусов не более,	0,725

Определение физико-химических и иных характеристик газового бензина и других нефтепродуктов проводят в соответствии с действующими нормативно-техническими документами [63 - 104].

1.3.7 Газовая сера

Газовую серу выпускают в нескольких видах: жидком, комовом, формованном (чешуированная, гранулированная, молотая сера).

Техническая сера используется для производства серной кислоты, сероуглерода, красителей, в целлюлозно-бумажной, текстильной и других отраслях промышленности.

По физико-химическим показателям техническая сера в зависимости от вида и назначения должна соответствовать нормам и требованиям ГОСТ 127.1-93 [105], СТО Газпром 040-2008 [106], ГОСТ Р 56249-2014 [107].

1.3.8 Гелий

Практически весь потребляемый в мире гелий добывают из природного газа. Мировые запасы гелия оцениваются сейчас в 56 - 60 . Объемное содержание гелия не превышает 3,0%.

Гелийсодержащим природным газом считают природный газ, концентрация гелия в котором превышает 0,05% об.

Гелий используют для создания защитной атмосферы при плавке, резке и сварке активных металлов. Газообразный гелий используется для изготовления дыхательных смесей (при глубоководном погружении водолазов), как инертная среда для технологических процессов, в течеискателях, в наружной неоновой рекламе, для заполнения шаров и дирижаблей и т.д.

Характеристики гелия газообразного (сжатого) приведены в таблице 1.11.

Таблица 1.11 - Физико-химические показатели гелия газообразного (сжатого) (по ТУ 0271 -135-31323949-2005 [108])

Показатель	Гелий газообразный
	марка "А"	марка "Б"
Объемная доля гелия [Не]*, не менее	99,9950%	99,9900%
Объемная доля водорода [], не более	0,0001%	0,0025%
Объемная доля азота [], не более	0,0005%	0,0020%
Объемная доля , не более	0,0001%	-
Объемная доля кислорода [], не более	-	0,0005%**
Объемная доля аргона [Ar], не более	-	0,0001%**
Объемная доля , не более	0,0002%	0,0010%
Объемная доля углеводородов, не более	0,0001%	0,0005%
Объемная доля неона [Ne], не более	0,0040%	0,0090%
Объемная доля водяных паров, не более	0,0005%	0,0020%
* - объемная доля гелия дана в пересчете на сухое вещество; ** - или суммарная объемная доля в гелии марки "Б", не более 0,0006%

Характеристики гелия газообразного высокой чистоты представлены в таблице 1.12.

Таблица 1.12 - Характеристика гелия газообразного высокой чистоты в соответствии с ТУ 0271-001-45905715 [109]

Наименование	марка "50"	марка "55"	марка "60"	марка "70"
Не, % не менее*	99,999	99,9995	99,9999	99,99999
Ne, % не более	0,0005	0,0001	0,000015	0,000001
, % не более	0,0001	0,00005	0,000015	0,000001
, % не более	0,0002	0,0002	0,000045	0,000005
, % не более	0,00005	0,00003	0,000005	0,0000001
и СО, % не более	0,0001	0,00005	0,00001	0,0000001
Метана (), % не более	0,00005	0,00002	0,00001	0,0000001
Водяных паров, % не более	0,0005	0,0003	0,0002	0,0001

1.3.9 Технический углерод

Технический углерод (старое название - сажа) состоит в основном из углерода (90 - 99%), водорода (0,3 - 0,5%) и кислорода (0,1 - 7,0%). В состав технического углерода могут также входить сера (до 1,5%) и зола (до 0,5%). По структуре технический углерод состоит из частиц размером от 9 до 300 нм и более, образующих разветвленные цепочки, форма каждой из которых близка к сферической. Удельная поверхность характеризует степень дисперсности: чем меньше размер частицы, тем больше ее удельная поверхность. Высокодисперсный технический углерод имеет более черный цвет и обладает большей красящей способностью.

По основным способам производства различают технический углерод - печной, канальный и термический; по применяемому сырью - газовый, из жидких углеводородов либо смешанного сырья (газ с добавкой жидких продуктов или пары жидкости с газами) [128].

Технический углерод используется в резинотехнической и шинной промышленности (80% от общего объема его производства), в электротехнической, лакокрасочной, полиграфической и других отраслях промышленности.

По физико-химическим показателям технический углерод должен соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице 1.13.

Таблица 1.13 - Физико-химические показатели технического углерода (по ГОСТ 7885-86 [110])

Наименование показателя	Норма для марки
	П245	П234	К354	П324	П514	П701	П702	П705	П803	Т900
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1. Удельная геометрическая поверхность,	-	-	90 - 100	75 - 82	50 - 57	-	-	-	-	-
2. Удельная условная поверхность,	-	-	-	-	-	33 - 39	35 - 40	20 - 26	14 - 18	12- 16
3. Удельная внешняя поверхность,	1094	984	-	-	-	-	-	-	-	-
4. Йодное число, г/кг	121 6	105 6	-	846	434	-	-	-	-	-
5. Удельная адсорбционная поверхность,	1195	109 5	не более 150	844	-	-	-	-	-	-
6. Абсорбция дибутилфталата,	103 5	1014	-	100 5	101 4	655	705	1105	837	-
7. рН водной суспензии	6 - 8 (6,5 - 8,5)	6 - 8	3,7 - 4,5	7 - 9	6 - 8	9 - 11	7 - 9	7,5 - 9,5	7 - 9
8. Массовая доля потерь при 105°С,%, не более	0,9	0,9 (0,4)	1,5	0,9 (0,5)	0,9	0,35	0,5	0,5	0,5	0,4
9. Зольность, %, не более	0,45	0,45 (0,3)	0,05	0,45 (0,3)	0,45	0,48	0,50	0,30	0,45	0,15
10. Массовая доля остатка, %, не более, после просева через сито с сеткой:
0045	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08
05	0,001	0,0010	0,0010	0,0010	0,0010	0,0010	0,0010	0,0010	0,0010	0,0010
014	0,02	0,02	0,004	0,02	0,02	0,01	0,02	0,01	0,01	0,02
11. Массовая доля общей серы, %, не более	1,1	1,1	-	1,1	1,1	-	1,1	-	-	-
12. Массовая доля пыли в гранулированном углероде, %, не более	6	6	-	6	6	5	6	6	6	-
13. Насыпная плотность гранулированного углерода, в пределах	-	-	-	-	-	-	-	320 - 400	320 - 400
не менее	330 (310)	340 (320)	-	340 (330)	340	420	400	-	-	-
14. Светопропускание толуольного экстракта, %, не менее	90	90	-	85	85	-	-	-	-
15. Прочность отдельных гранул, Н	-	-	-	-	0,2 - 0,6	-	-	-	0,2 - 0,7	-
16. Сопротивление гранул технического углерода разрушению на аппарате ГИТ-1,%	82 7	82 7	-	-	75 6	-	-	-	-	--
17. Массовая прочность гранул технического углерода, кг	5 - 25 (3 - 6)	5 - 25 (3 - 6)	-	-	5 - 25	-	-	-	-
18. Массовая доля пыли в гранулированном углероде на аппарате ГИТ-1, %, не более	6	6	-	-	6	-	-	-	-
Примечания 1 С 01.07.91 норма по показателю 1 для марки П 514 не нормируется. 2 Абсорбция дибутилфталата для негранулированного технического углерода марки П 705 - (1205) , марки П 803 - (93 7) , зольность для марок П 705 и П 803 - не более 0,20%; рН водной суспензии для марки П 803 - 7,5 - 9,5. 3 Норма по показателю 7 для марок П 234 и П 514, предназначенных для производства резиновых технических изделий, - 7 - 9, для марки К 354, изготовляемой Сосногорским газоперерабатывающим заводом и предназначенной для резино- и электротехнической промышленности, - 3,4 - 4,2. 4 Для показателей 7 - 9, 14, 18 в скобках указана норма для технического углерода, гранулированного сухим способом. 5 Показатель 16 для марки П 514, предназначенной для шинной промышленности, не определяют. 6 Норма по показателю 8 для марки К 354 - не более 2,0%.

1.4 Экологических аспекты переработки природного и попутного газов и воздействие предприятий отрасли на окружающую среду

Переработка природного и попутного газов, являясь сегментом нефтегазового комплекса, оказывает негативное воздействие на природные среды за счет выбросов ЗВ в атмосферный воздух, забора воды на хозяйственно-питьевые и производственные нужды, сброса сточных вод, образования отходов производства и потребления, шумового и иных воздействий.

Основным значимым экологическим аспектом являются выбросы ЗВ в атмосферный воздух от технологических процессов основного и вспомогательного производств.

Анализ статистических данных показал, что динамика воздействия предприятий по переработке газа на атмосферный воздух определяется преимущественно изменениями объемов переработки исходного сырья (рисунок 1.2).

Рисунок 1.2 - Динамика выбросов загрязняющих веществ при переработке

природного газа в целом по России

К основным источникам воздействия на атмосферный воздух при переработке углеводородного сырья относятся:

- дымовые трубы технологических печей, подогревателей (выбросы продуктов сгорания газа);

- факелы утилизации продувочных газов (продукты сгорания продувочных газов);

- дымовые трубы установок сжигания производственных отходов (выбросы продуктов сгорания производственных отходов).

Основными загрязняющими веществами являются оксид углерода, метан, оксиды азота и серы, взвешенные вещества.

Сегмент переработки природного газа относится к наиболее водоемким производствам в газовой отрасли в целом, однако объем водоотведения в поверхностные водные объекты невелик, так как основной объем потребляемой на технологические нужды воды находится в оборотной системе и превышает объем сбрасываемой воды более чем в 30 раз.

К основным источникам образования сточных вод относятся:

- промывка технологического оборудования;

- очистка и осушка газа, регенерация теплоносителя;

- регенерация и промывка фильтров, взрыхление и отмывка катионита;

- система теплоснабжения (продувка котлов), др.

Тенденция развития системы водопользования в переработке газа направлена на создание полностью замкнутой системы водопользования для минимизации негативного воздействия на ОС.

Перечень основных видов образующихся отходов, а также источников и процессов их образования на объектах основного назначения при переработке природного и попутного газа и стабилизации газового конденсата приведен в таблице 1.14 [111].

Таблица 1.14 - Основные виды отходов, образующихся на объектах основного назначения при переработке газа и стабилизации газового конденсата

Источники образования отхода	Процесс образования отхода	Наименование отхода/Код по ФККО [112](1)	Класс опасности(5)
1	2	3	4
Установки аминовой сероочистки газа; установки промывки и компримирования газов стабилизации и выветривания конденсата; секции фильтрации в составе технологического оборудования	Очистка секций фильтрации рабочих растворов диэтаноламина	Шлам от установок аминовой сероочистки природного газа (аминовый шлам) /3 12 760 00 00 0	II
	Замена фильтра по истечении срока годности в секции фильтрации рабочих растворов диэтаноламина	Уголь активированный отработанный, загрязненный опасными веществами /4 42 504 00 00 0(2)	III
	Фильтрация технологических жидкостей и химически загрязненных вод	Фильтрующий материал отработанный /4 43 900 00 00 0	III
Установки получения серы из кислого газа по методу Клауса и установки доочистки отходящих газов по методу "Сульфрен"; установки грануляции серы; склад хранения жидкой и комовой серы	Замена катализаторов по истечении срока годности и/или досрочном выходе из строя	Катализаторы алюмооксидные в процессе получения серы отработанные /4 41 000 00 00 0(3)	IV
	Ремонт теплообменников в серных ямах, серопроводов	Черный металл, загрязненный элементарной серой /4 68 100 00 00 0	IV
Установки глубокой осушки обессеренного природного газа	Замена адсорбента по истечении срока службы и/или досрочном выходе из строя	Цеолит отработанный, загрязненный нефтью и нефтепродуктами (содержание нефтепродуктов менее 15%) /4 42 501 02 29 4	IV
Установки очистки и осушки воздуха и газов	Замена адсорбента по истечении срока службы и/или досрочном выходе из строя	Силикагель отработанный, загрязненный опасными веществами /4 42 503 00 00 0	IV
		Силикагель отработанный при осушке воздуха и газов, не загрязненный опасными веществами /4 42 103 01 49 5	V
Установки подготовки, очистки и осушки природного газа; Установки стабилизации конденсата и его первичной переработки; Резервуарный парк хранения нефтепродуктов; Продуктопроводы	Зачистка оборудования и продуктопроводов	Шлам очистки емкостей и трубопроводов от нефти и нефтепродуктов /9 11 200 02 39 3(4)	III
(1) В случае, если отход включен в ФККО, то указаны наименование и код отхода по ФККО, в случае если отход в ФККО не включен, то указаны наименование отхода в соответствии с СТО Газпром 12 [113] и код группы отходов в ФККО, в которую отход может быть включен. (2) В зависимости от специфики технологических процессов, используемых веществ и материалов, в рамках процедуры паспортизации данный вид отхода может быть идентифицирован как: "Уголь активированный отработанный, загрязненный нефтепродуктами (содержание нефтепродуктов менее 15%) / 4 42 504 02 20 4 (IV КО)". (3) В зависимости от специфики технологических процессов, используемых веществ и материалов, в рамках процедуры паспортизации данный вид отхода может быть идентифицирован как: "Катализатор на основе оксида алюминия, содержащий алюмокобальт (никель)-молибденовую систему, отработанный / 4 41 006 02 49 3 (III КО)". (4) Шламы и нефтесодержащие отходы, образующиеся в результате зачистки емкостей, продуктопроводов и технологического оборудования, могут быть подразделены на отдельные виды отходов (с целью включения в ФККО) в зависимости от источников их происхождения. (5) Класс опасности отходов в соответствии с Федеральным законом [114].

Типовая схема образования основных многотоннажных видов отходов на объектах основного назначения при переработке газа и газового конденсата представлена на рисунке 1.3.

Для реализации перехода к малоотходному или безотходному производству при переработке природного и попутного газа требуется проведение комплекса мероприятий, включающих совершенствование действующих технологических процессов с целью существенного сокращения производственных отходов, использования отходов в самом производстве или в других производствах, разработки и внедрения наиболее совершенных методов утилизации и обезвреживания.

Рисунок 1.3 - Типовая схема образования основных видов отходов на объектах основного назначения при переработке газа и стабилизации газового конденсата