Термин «конденсат стабильный»

Конденсат стабильный – представляет собой жидкую смесь углеводородов по формуле С15 Н12 и выше, которые в молекуле имеют более трех, четырех атомов углерода. Количество атомов углерода зависит от спецификации. Стабильный конденсат – жидкость, не имеющая цвета или слабоокрашенная, относительная плотность составляет от 0,72 до 0,78. Это горючий продукт, который относится к опасным веществам по своим токсикологическим свойствам. При соединении с воздухом пары конденсата образуют взрывоопасную смесь.

Получают стабильный конденсат из продукта, который выделяет природный газ. Существует такое понятие, как нестабильный газовый конденсат, который получают при конденсации в условиях уменьшения давления или температуры природного газа. Для транспортировки газового конденсата на переработку с применением наливного транспорта, требуется удаление из него летучих фракций путем ректификации или содержании в течение определенного времени в условиях атмосферного давления и повышенной температуры. Именно после удаления летучих фракций и получается стабильный газовый конденсат. Степень удаления летучих фракций подвергается проверки и определяется из ТУ на давление паров по Рейду для различных емкостей (цистерн, хранилищ). Так, по рекомендациям разработанным Американским нефтяным институтом, для рыночного сырья этот показатель при температуре 15 градусов по Цельсию не должен быть более 69 кПа. Такое значение показателя связано с избыточным давлением в вертикальных хранилищах. Возможно и большее значение показателя давления паров по Рейду, но это приведет к испарению сырья в ходе его хранения из дыхательных клапанов, которыми снабжаются все резервуары.

В природе газовый конденсат в большинстве случаев находится в газообразном состоянии в составе несколько более легких углеводородных газов. Если происходит падение давления, температуры, ниже определенной величины, так называемой критической величины, наступает процесс обратной его конденсации. Обратная конденсация останавливает процесс извлечения конденсата наружу, что объясняется более высокой проницаемостью пород по газу, чем по жидким углеводородам. Но одновременно, накопленный в породах конденсат ухудшает их проницаемость по газу. Чтобы избежать обратной конденсации и потерь конденсата в ходе этого процесса в пласте повышают внутреннее давление и проницаемость по газу и жидким углеводородам. Существует сайклинг-процесс, который состоит в том, что закачивается частично отбензиненный газ в пласт с целью поддержания внутрипластового давления выше максимального давления, при котором любая из фаз многокомпонентной системы будет находиться в состоянии равновесия.

Стабильный газовый конденсат применяют для получения моторных топлив, а также в химической промышленности.

Стабильный конденсат бывает двух видов – тёмный и светлый. Это зависит от таких факторов: откуда был извлечен, с какой глубины происходило извлечение. Именно из-за различия этих факторов цвет меняется в зависимости от содержания примесей – от коричневого и до светло-жёлтого.

Учитывая, что стабильный конденсат является достаточно опасным продуктом, при взаимодействии с ним четко должны соблюдаться требования безопасности. Так, рабочие, осуществляющие его набор, слив в обязательном порядке должны быть в средствах индивидуальной защиты. Все оборудование для стабильного конденсата должно быть проверено на герметичность. При загорании небольших объемов для тушения используют пенные огнетушители, песок. В случае более масштабных возгораний применяют механическую или химическую пену, а также воду.

Компании, в новостях которых есть конденсат стабильный:

Стабильный газовый конденсат

Углеводородная жидкость, состоящая из тяжёлых углеводородов С 5+ , в которой растворено не более 2-3% масс. пропан-бутановой фракции. Установлены две группы (I и II) стабильного конденсата в зависимости от содержания примесей - воды, механических примесей, хлористых солей .

В соответствии со стандартом ОСТ 51.65 - 80 стабильный конденсат определяется как смесь углеводородов метанового, нафтенового и ароматического рядов, удовлетворяющая требованиям по ряду физико-химических показателей. Основной показатель - давление насыщенных паров - при плюс 38є С должен составлять 66650 Па (500 мм рт. ст.). Таким образом, упругость паров стабильного конденсата должна быть такова, чтобы при нормальном атмосферном давлении обеспечивалось его хранение в жидком состоянии до температуры порядка плюс 60є С.

Свойства транспортируемого флюида

Свойства нефти, характеризующие возможность транспортировки по трубопроводу или перевозки в танкерных цистернах, зависят от её состава. Свойства нефти определяет количественное соотношение между парафиновыми, нафтеновыми, ароматическим углеводородами и другими компонентами. Эти свойства необходимо учитывать на всех этапах обращения с нефтью (и нефтепродуктами):

· при товарно-учётных операциях;

· при перекачке или при перевозке;

· при переработке и использовании в качестве топлива.

Плотность. Плотность обычно изменяется в пределах от 650 до 920 кг/м 3 . Используется также понятие относительной плотности, которая определяется отношением плотности жидких углеводородов к плотности воды при 20є С. Точное определение плотности жидких углеводородов имеет большое коммерческое значение, поскольку объёмы используемых резервуаров хорошо известны, и это позволяет точнее определять коммерческий вес перекачиваемого продукта .

Общее свойство плотностей жидких углеводородов - они уменьшаются с ростом температуры (1 нефтяной баррель = 42 галлона = 0,158988 м 3 = 159 л).

Из следующего графика следует (см. рис. 2.), что для рассмотренных нефтей при росте температуры на 100 гр. Цельсия их плотность уменьшается на 120-150 кг/м 3 , т.е. на 15-18%.

Рис. 2.

Коэффициент объёмного сжатия - величина, характеризующая изменение относительного объёма жидкости при изменении давления на единицу. Характерные значения этого коэффициента для нефти и конденсата находятся в интервале (5-15).10 - 4 1/МПа, т.е. эти продукты обладают малой сжимаемостью.

Столь большие значения коэффициента объёмного сжатия нефти и жидких углеводородов ответственны за сильные гидравлические удары в трубопроводах, возникающих при возникновении нестационарности при движении транспортируемого продукта.

Общая закономерность - коэффициент объёмного сжатия уменьшается по мере роста плотности жидкости .

Коэффициент объёмного расширения - величина, характеризующая относительное изменение объёма жидкости при изменении температуры на 1є С.

Особенно высоким коэффициентом объёмного расширения среди жидких углеводородов обладают сжиженные углеводородные газы. При одном и том же повышении температуры пропан (бутан) расширяется в 16,1 (11,2) раза больше, чем вода, и в 3,2 (2,2) раза больше, чем такой нефтепродукт, как керосин.

При повышении температуры СУГ, расширяясь, создают опасные напряжения в металле, которые могут привести к разрушению резервуаров. Это следует учитывать при заполнении последних, сохраняя требуемый для безопасной эксплуатации объем паровой фазы, т.е. необходимо предусматривать паровую "подушку". Для резервуаров, где проектный рост температуры хранящегося продукта не превышает 40° С, степень заполнения принимается равной 0,85, при большей проектной разности температур - степень заполнения принимается ещё меньше.

Подавляющая часть перекачиваемых в магистральных трубопроводах жидких углеводородов при условиях транспортировки относятся к т. н. ньютоновским жидкостям, основным свойством которых является способность к движению даже при приложения к ним минимального напряжения сдвига.

Обеспечивая перекачку жидкой углеводородной смеси в однофазном состоянии и с сохранением её "ньютоновских" свойств обеспечивается не только минимальные энергетические потери на её транспортировку, но и стабильные условия её перекачки.

Для этого при транспортировке жидких углеводородных смесей поддерживаются необходимые термобарические параметры, а сами жидкие смеси в случае необходимости соответствующим образом обрабатываются с целью достижения ими необходимых для трубопроводной транспортировки свойств .

Вязкость. От вязкости транспортируемого продукта зависит выбор технологии перекачки, энергозатраты на транспортировку жидких углеводородов и др. Особенностью вязкости как физического свойства жидкость является очень широкий спектр её значений для разных углеводородных жидких систем, а также её сильная зависимость от температуры транспортировки. Общее свойство вязкости жидких углеводородов - она уменьшается с ростом температуры.

В международной системе единиц СИ динамическая (молекулярная, сдвиговая) вязкость измеряется в пуазах (сантипуазах, сПз) или в мПа. с: вязкость жидких углеводородов изменяется в широком интервале - от 0,5 до 250 мПа. с.

Температура застывания - это такая температура, при достижении которой нефть (нефтепродукт) в пробирке не изменяет уровня при наклоне пробирки на 45є в течение 1 мин. Переход нефти из жидкого состояния в твёрдое происходит постепенно, в некотором интервале температур. С позиций физико-химической механики нефтяных дисперсных систем температура застывания нефти определяется как переход от свободно-дисперсного золя в связанно-дисперсное состояние (гель).

Температура нефти (жидкого углеводородного продукта), перекачиваемой по подводному трубопроводу, зависит (кроме температуры на входе в трубопровод) зависит от температуры придонного слоя морской воды в случае, когда трубопровод уложен на морское дно без заглубления, или от температуры грунта в случае, когда трубопровод находится в подводной траншее.

Температура перекачиваемой жидкости определяет величину вязкости и другие её реологические характеристики и таким образом влияет на режим перекачки; она определяет возможность застывания нефти (жидкого углеводородного продукта) в случае, если её температура достигает значения температуры застывания.

Поскольку обычно температура транспортируемого продукта понижается при его передвижении по трубопроводу, это может приводить к заметному росту его вязкости и коэффициента гидравлического сопротивления и, как следствие, к увеличению гидравлических потерь на трение, до тех пор, пока температура продукта падает. Иногда, это может привести к полной остановке трубопровода .

Если транспортируемая нефть относится к парафинистым или высокопарафинистым (неньютоновским для условий транспортировки) средам, подобные колебания загрузки осложняют эксплуатацию трубопроводов, особенно в случае морских месторождений и подводных трубопроводов. Транспорт продукции с низкой производительностью приводит к образованию застойных зон и накапливанию парафиноотложений (иногда, даже при использовании ингибиторов парафиноотложений) с постепенным повышением перепада давления в трубопроводе.

Главной причиной образования парафиновых отложений является температурный фактор - её уменьшение при транспортировке, а распределение парафиновых отложений в трубопроводе определяется особенностями его теплового режима.

На непротяжённых морских трубопроводах, чаще всего промысловых, иногда используется технология, основанная на использовании попутного подогрева продукта, который происходит из-за нагрева стенок труб.

Наряду с привычными нефтью и газом добывающие компании извлекают из недр земли не такое известное, но не менее важное полезное ископаемое - газовый конденсат. В то же время, темпы развития газоконденсатной отрасли, как мировой в целом, так и российской в частности, пока ещё крайне низки.

Что такое конденсат и как его получают?

В процессе буровых работ из газовой смеси, находящейся в залежах, образуется бесцветная или же слабоокрашенная жидкость - это газовый конденсат. Он представляет собой смесь углеводородов жидкого типа. Содержание жидкой части в кубометре конденсата колеблется в пределах 10–700 кубических сантиметров (по массе - 5–10 граммов на тот же объём). Своим названием данная фракция обязана механизму её образования - путём конденсации из природных газов.

Как и любой конденсат, газовый также выпадает в момент перехода вещества из газообразного в жидкое ввиду снижения давления и температуры. В данном случае в роли сжижающихся веществ выступают тяжёлые углеводороды, содержащиеся в пластах. В естественных условиях залежи бензино-керосиновых фракций и более высокомолекулярных компонентов находятся под давлением до 60 МПа, при бурении же оно резко снижается. Основная масса данного сырья извлекается на газоконденсатно-нефтяных и чистых газоконденсатных месторождениях. Конденсат, хоть и в гораздо меньших количествах, образуется при переработке попутного нефтяного газа при сепарации «чёрного золота» в промышленных условиях.

Залежи газового конденсата бывают первичными и вторичными. Первые находятся на глубинах более 3,5 километра, в их образовании не принимают участие скопления нефти. В свою очередь, вторичные залежи возникают при обратном испарении нефтяного сырья. Кроме этого, залежи газоконденсата классифицируются по степени насыщенности. Так, отличительным свойством насыщенных пластов является идентичность показателей давления в недрах и давления начала конденсации. Ненасыщенные залежи характеризуются уровнем пластового давления, величина которого больше отметки, при котором начинается процесс конденсации.

Добыча газового конденсата сопряжена с определёнными технологическими трудностями. Дело в том, что при переходе в жидкое состояние углеводороды остаются в каналах породы, извлечение сырья из которых очень трудоёмко. Для предотвращения «застревания» конденсата в недрах операторам добычи приходится поддерживать обычное для залежей давление искусственным путём. В настоящее время не выработано эффективного метода максимального извлечения конденсата, применяется по большей мере технология обратной закачки газа в пласт после его отбензинивания, то есть отфильтровывания наиболее ценных компонентов.

Что делают из этого сырья?

Газовый конденсат является полноценным полезным ископаемым и не уступает ни по своему значению для экономики, ни по богатому набору ценных компонентов чистому природному газу и нефти. Впрочем, по составу конденсат намного ближе к нефтяному сырью, чем к «голубому топливу». Именно поэтому добывающие компании в обязательном порядке дополнительно указывают количество газового конденсата в своей отчётности о разработке месторождений углеводородов. Хотя в основном конденсат добывается операторами газовых месторождений, на профессиональном жаргоне он получил знаменитое название - «белая нефть».

Основные сферы применения газоконденсата - это производство топлива и продуктов нефтехимии. В топливном сегменте из конденсата производится готовое к применению горючее в широком ассортименте - от бензинов популярных марок до топлива для котельных. В частности, производится бензин Аи-80, Аи-92, Аи-95. Бензиновое горючее, которое получается из газового конденсата, обладает низкой детонационной стойкостью, поэтому в производственном процессе приходится дополнительно использовать антидетонаторы.

Также из конденсата производится широкофракционное топливо для дизелей быстроходных транспортных средств, которое может использоваться в суровом климате - температуре до минус 30 градусов по Цельсию. Кроме того, выпускается газоконденсатное топливо с присадками, пригодное для использования в условиях ещё больших холодов. Для получения горючего зимнего применения газоконденсат проходит процедуру депарафинизации, в противном случае топливо имеет высокую температуру застывания и помутнения, то есть может использоваться лишь в летний период.

Для удовлетворения потребностей промышленных и коммунально-бытовых предприятий в топливе из конденсата вырабатывают технические пропан, бутан и их смеси. В нефтехимической сфере газоконденсатное сырьё выступает в роли базы для получения ароматических углеводородов (ксилола, олуола, бензола) и олефинов - составляющих для дальнейшего производства волокон, смол, каучука и пластмасс. В роли сырьевых компонентов выступают выделяемые из конденсата изопентановая, пентан-гексановая фракции и те же смеси бутана и пропана.

От добычи до переработки

Для получения упомянутых продуктов добытый газовый конденсат отправляется на переработку. Производственный процесс предусматривает в первую очередь превращение нестабильного газоконденсата в стабильный. Последний отличается тем, что он не содержит растворенных газов. Такие газы - это в основном фракции бутана и метана - образуются в составе сырья при добыче, когда давление снижается до уровня в 4–8 МПа по мере выборки основных объёмов конденсата.

На перерабатывающих мощностях конденсат доводится до нужного состояния с помощью процедуры дегазации и очистки от примесей. Полученное стабильное сырьё в зависимости от места, где его производят, подразделяется на промысловый (если переработка осуществляется рядом со скважиной) и заводской (отправляемый на газоперерабатывающие заводы). Нестабильный конденсат после прохождения деэтанизации транспортируется под собственным давлением по магистралям-конденсатопроводам. После прибытия на ГПЗ такой исходный материал подвергается первичной переработке, в результате которой получаются бензин, дизельное топливо, сжиженные газы, мазут.

Типовой алгоритм переработки нестабильного конденсата выглядит так:

• После извлечения из недр смесь транспортируется на установку комплексной подготовки.
• С помощью установки осуществляется сепарация конденсата и газовой части.
• Газ, полученный в результате сепарации, подаётся до врезки в газопровод магистрального типа, а оттуда передаётся потребителям.
• Конденсат, в свою очередь, перекачивается до врезки конденсатопровода, откуда подаётся к другой установке, предназначенной для подготовки сырья к транспортировке.
• Установка подготовки сырья производит деэтанизацию конденсата. Продукты переработки распределяются следующим образом: деэтанизированный конденсат (84%), газ деэтанизации (14,7%). На потери приходятся ещё 1,3%.
• Далее газ деэтанизации, как и газ сепарации, подаётся в газопроводы и транспортируется потребителям.
• Деэтанизированный конденсат поступает в конденсатопровод и отправляется на стабилизационный завод. Уже там сырьё перерабатывается до получения сжиженных газов, стабильного конденсата и дизтоплива.
• Для дальнейшей переработки стабилизированное сырьё перевозится наливным транспортом или перекачивается по специальным трубопроводным системам на нефтехимические и другие предприятия.

Мировой отраслевой рынок и ситуация в России

Несмотря на внедрение эффективных технологий переработки конденсата, на современном этапе освоения недр объёмы его добычи во всём мире значительно уступают показателям извлечения базовых углеводородов - нефти и газа. Такая ситуация сложилась исторически и связана с тем, что газоконденсатная отрасль сравнительно молода. На протяжении продолжительного времени нефтяные компании были заинтересованы только в добыче «чёрного золота», а газовые - разрабатывали традиционные залежи. Необходимость в освоении месторождений газоконденсата увеличивается по мере истощения обычных газовых блоков.

Россия же может похвастаться внушительными запасами газового конденсата. Разведанные ресурсы и перспективные залежи оцениваются геологами в общей сложности в 2 млрд тонн. Тем не менее, темпы освоения месторождений конденсата растут крайне медленным образом. В частности, среднегодовая добыча последних лет колеблется в пределах 30 млн тонн, в том числе на шельфовых участках - на уровне 2,5 млн тонн. Рост показателя извлечения сырья каждый год составляет до 5–10% в год. Напомним, Пронедра писали ранее, что в «Газпроме» пообещали увеличить добычу конденсата на 10% за три года.

Наращивание добычи, в то же время, приходится по большей части на сухопутные блоки, в то время, как в шельфовых зонах её интенсивность падает. Среди российских регионов по уровню извлечения конденсата лидирует Уральский федеральный округ, где добывается до 76% данного сырья. Присоединение Крыма к России практически не изменило статистику добычи - уровень добычи на полуострове в разрезе общероссийского показателя не превышает 0,16%.

Возможности перерабатывающих мощностей в России значительно превышают добычу. Российские предприятия за год способны переработать более 56 млн тонн сырья, однако годовой объём поставок конденсата на стабилизацию - в полтора раза меньший. Хотя прогноз по добыче газового конденсата как по России, так и по всему миру в целом, является положительным и предусматривает ежегодный рост этого показателя, есть определённые факторы, сдерживающие развитие отрасли. Основной причиной медленных темпов прироста и затягивания в вопросах разработки новых месторождений является дефицит специализированных трубопроводных систем для транспортировки конденсата.

Помимо того, что Россия не сумела наладить устойчивое развитие добычи конденсата, а также обеспечение им внутреннего рынка и загрузку национальных перерабатывающих мощностей, она по-прежнему серьёзно уступает основным экспортёрам сырья по объёмам поставок. Основным игроком международного рынка газоконденсата являются США, обеспечивающие чуть ли не треть поставок. Остальные объёмы поделили между собой Канада, Австралия, Алжир и южноамериканские государства. Российский же экспорт пока минимален. К примеру, группа «Газпром» поставляет за границу около от 250 тыс. до 600 тыс. тонн такого сырья в год. Колебания объёма экспорта в сторону уменьшения связано с перераспределением объёмов поставок в пользу внутреннего рынка.

Небольшими темпами, но в целом экспорт данного сырья из России растёт . Перед РФ открываются достаточно реальные перспективы освоить масштабные поставки в Азиатско-Тихоокеанский регион, рынок которого характеризуется непрекращающимся увеличением спроса. Налаживанию экспорта в Азию будет способствовать и чисто географический фактор, минимизирующий транспортно-логистические расходы.

Впрочем, оптимистичные прогнозы для России не поддерживают скептически настроенные отраслевые аналитики, предполагающие, что и азиатский рынок будет полностью завоёван американскими и австралийскими поставщиками. Попытки стимулировать и урегулировать газоконденсатный сегмент в России, в том числе путём аннулирования пошлин на экспорт и пересмотра фискальных выплат, пока носят характер временных решений и свидетельствуют лишь о том, что долгосрочная стратегия развития отрасли в настоящее время в стране отсутствует.

Несмотря на сложившуюся ситуацию, нельзя не отметить и положительные сдвиги, которые сыграли на пользу расширению национального газоконденсатного бизнеса. На нынешнем этапе российский рынок конденсата мало зависит от факторов внешнего характера и остаётся стабильным. Опыт последних лет продемонстрировал, что на газоконденсатный промысел не влияют даже такие мощные рычаги, как колебания курсов валют и изменения налогового законодательства.

Вне зависимости от внешних потрясений последних лет, российские операторы, которые ориентируются на зарубежных покупателей, продолжают экспортные поставки, а предприятия, заинтересованные в участии во внутреннем рынке, стабильно обеспечивают наличие достаточного предложения. Устойчивости отрасли способствует её высокая экономическая рентабельность. В частности, степень доходности переработки газового конденсата выше, чем нефти.

Кроме того, в силу производственных особенностей объём выпуска светлых нефтепродуктов на заводах по переработке газоконденсата выше, чем на предприятиях, работающих с нефтью, хотя, напомним, нефтепереработка в России представлена достаточно широко . Благоприятные исходные условия всё же дают надежду на то, что развитие российского газоконденсатного сегмента будет проходить если и не быстро, но стабильно, а, следовательно, прогнозы оптимистов относительно запуска восточного направления экспорта со временем могут и сбыться.

Thorio пишет:

TaxHelp пишет:

Поднимаю старую тему. Высший арбитражный суд сейчас решает вопрос, что добывала одна из "дочек" ТНК нефть или конденсат (это влияет на налоги). Конечно, никто в суде заморачиваться с анализом с7 не будет. Решение будет в лучшем случае через полтора месяца. Если есть аккаунт на фейсбуке, то можете посмотреть видеозапись судебного заседания

Самый большой косяк ТНК, имхо, - бухгалтерский учёт: они всё проводили под нефтью.

Но поражает позиция налоговой инспекции. В 2х словах - они добытую нефть и конденсат смешивали и уже смесь отправляли на установку подготовки продукции. Вопрос к инспекции - производилось ли подготовка газового конденсата на установках подготовки продукции?, ответ - "нет".

Вот отжигАют налоговики! Я просто в "валялся" от смеха слушая речь налоговика. На вопрос "Поступал ли газовый конденсат на пункты приёма подготовки?" он ответил "На пункты приёма поступало только УГЛЕВОДОРОДНОЕ СЫРЬЁ, а газовый конденсат не пуступал!".... (Thorio, меня тоже это самое поразило)))

Такая безграмотность, глупость и тупость просто туши свет.

"Важный" аргумент налоговика - выходная продукция оценивалась по ГОСТ на товарную нефть, значит добывалась только нефть, а конденсата не было! "Не было мальчика, не было!!" "Не важно что на балансе стоят газовые залежи и из них идёт добыча конденсата! Поступало УВ сырьё, а на выходе получали НЕФТЬ, а значит плати бабки, капиталист-эксплуататор!!"

Маразм для умалишённых. Да кроме нефти нет ничего, и быть и не должно. И конденсат и нефть суть единая субстанция, варьирующая по свойствам. И, именно поэтому, нет никакого ГОСТ на конденсат, а есть ГОСТ на ТОВАРНУЮ нефть.

Государство опять наступает на свои грабли, которые стучат, к сожалению, не только по головам госорганов, показывая всю их некомпетентность, но и по головам недропользователей.

Неужели так трудно переписать несколько законов, и если уж так важно вести учёт продукции (а это действительно важно т.к. влияет на износ оборудования и др.), то вести учёт не по типу фазового состояния пластового флюида в пласте (железнодорожнику "по барабану" что там у недропользователя в пласте - жидкая нефть или пластовый газ из которого выпадает конденсат), а по характеристикам товарной продукции после подготовки и перед отправкой по ж/д или по трубе Транснефть - плотность, содержание серосодержащих, парафинов, фракционной разгонки и др. - именно эти характеристики важны для транспортника, и прописаны в ГОСТ на товарную нефть!

Пожалуйста, тогда, приезжай любой налоговик со своим аттестованным градусником, и мерий плотность, проверяй. Проверяй лаборатории выдавшие документ об анализе.

Беда только в том, что так уже будет не интересно. В мутной водичке рыба лучше клюёт! Глядишь в суде и "прокатит" - судьи же они не геологи, им трудно разобраться что есть конденсат, а что есть "нестабильный конденсат", могут поверить и тому что бутан, как отдельный компонент многокомпонентной системы, может отдельно разрабатываться из залежи (!) (ржу ни магу). А выручка в бюджет с "недобросовестного" предпринимателя - себе премия!

Государство сделало бардак в этом вопросе, а налоговый орган, как представитель этого государства, говорит "я вас за этот бардак буду иметь по полной программе".

Бесплатный цирк!

Печально всё это. Какая шарага...это гос....

P.S. похоже я знаю из какого региона ноги растут. Там самая "умная" налоговая сидит

Жаль ещё то, что недропользователь не всегда, на мой взгляд, чётко обрисовывает ситуацию. Я хоть и не юрист, но думаю смогу втолковать юристу чем отличается конденсат от нефти. Опыт уже имеется))

Было бы хорошей традицией приглашать на суд не только юристов но и специалистов высокого уровня, экспертов. И пусть они выступают со стороны суда, объясняя судьям суть вопроса. Тогда некоторым органам будет сложнее объясняться в суде.

Также компаниям недропользователям очень должно быть выгодно выходить с инициативой изменения законодательства в вопросах где есть бардак. Больше этим заниматься некому. Это обоёдётся дешевле, чем постоянные поборы налоговиков. Роснефть этим заниматься точно не будет, штраф для них - перекладывание денег из одного кармана в другой.Институтам "до ламочки" до таких проблем, да и в развале они, те кто ещё выжил. Остаётся только частным компаниям.

Наряду с месторождениями нефти и газа большое значение для энергетики России, стран Ближнего Востока и государств АТР представляют разработки газовых конденсатов. Это продукт в подготовленном для транспортировки виде представляет собой смесь высококипящих сложных углеводородов типа С5+, то есть в которых число углеродных атомов в молекулах больше пяти.

Виды газового конденсата определяются типом месторождений, на которых его добывают как основное или сопутствующее ископаемое. Больше всего его добывают в газоконденсатных месторождениях, меньше — в газовых и нефтяных.

Добыча газа и газового конденсата

Она ведется с больших глубин — от 2 до 5 км. В газоносных пластах при огромном давлении (до 60 МПа) и высокой температуре конденсат физически не присутствует — он образуется (конденсируется в жидкость) только при выходе смеси на поверхность, когда существенно понижаются температура и давление среды.

Газожидкостное вещество, извлекаемое из месторождений, нестабильно, поскольку содержит, кроме газа:

1. легкие углеводороды: метан, бутан, пропан, этан;
2. водометанольную жидкость;
3. стабильный конденсат, который нужно отделить от остальных компонентов.

Путем сложных и многостадийных технологических операций очистки продукта от газов, механических примесей, серы, хлористых солей и воды получают жидкий (при нормальном давлении) конденсат, транспортируемый для переработки на нефтехимические и топливные предприятия. Плотность газового конденсата — от 660 до 840 кг/м³.

Переработка газового конденсата

Очищенная смесь состоит из молекул углеводородов с количеством атомов углерода от 5 до 30. Температуры кипения конденсата — от 150 до 320 ºС.

Представляет собой светлую жидкость соломенного или желтого цвета. Отличается высоким выходом светлых нефтепродуктов (75-98 процентов). Это означает, что из газового конденсата получают намного больше бензина, дизельного топлива, чем из нефти, в которой выход светлых продуктов не превышает 40 процентов.

Газовый конденсат нефти , являющийся сопутствующим на нефтяных месторождениях, может иметь более темную окраску (коричневую) из-за присутствия нефти.

Свойства газового конденсата определяются его фракционным составом, который, в свою очередь, зависит от типа месторождения, глубины залегания, срока эксплуатации и других факторов.

Главными компонентами конденсата являются бензиновая фракция с температурой кипения от 30 до 200 ºС, керосиновая (200-300 ºС) и высококипящая, из которой получают другие продукты.