КОМПЛЕКСНЫЕ ПРОМЫСЛОВЫЕ И ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА (СОСТАВ, ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА) И ПОДХОДЫ К ЕГО ИДЕНТИФИКАЦИИ И КЛАССИФИКАЦИИ

АННОТАЦИЯ

В статье проведён комплексный анализ газового конденсата, охватывающий его химический состав, физико-химические характеристики и направления промышленного использования. Представлены результаты промысловых и лабораторных исследований, выполненных при различных режимах эксплуатации скважины, что позволило рассчитать состав пластового газа и оценить потенциальное содержание в нём конденсата.

С учётом номенклатуры ТН ВЭД, официальных пояснений и решений по классификации отдельных товаров выполнено сравнительное исследование различных видов газового конденсата с позиций их происхождения, назначения, применения и особенностей перемещения. Проведён анализ существующих товарных групп и позиций ТН ВЭД, отражающих данный вид продукции. Выявлены проблемные аспекты, затрудняющие корректное определение классификационного кода газоконденсатов, и предложены возможные подходы к их систематизации и классификации с учётом результатов проведённых исследований и практики применения номенклатуры внешнеэкономической деятельности.

ABSTRACT

The article presents a comprehensive analysis of gas condensate, covering its chemical composition, physicochemical characteristics, and main directions of industrial application. The results of field and laboratory studies conducted under various well operating conditions are presented, allowing for the calculation of the reservoir gas composition and the assessment of the potential condensate content.

Based on the Harmonized Commodity Description and Coding System (HS Code) nomenclature, official explanatory notes, and classification decisions for individual goods, a comparative study of various types of gas condensate was carried out, considering their origin, purpose, use, and transportation features. An analysis of existing commodity groups and HS Code positions related to this product type was also performed. The study identified problematic aspects that complicate the accurate determination of the classification code for gas condensates and proposed possible approaches to their systematization and classification, taking into account both the results of conducted research and the practical application of the foreign economic activity nomenclature.

Ключевые слова: газовый конденсат, пластовый газ, газоконденсатная смесь, нестабильный газовый конденсат, деэтанизированный газовый конденсат, стабильный газовый конденсат, месторождения Тергачи ТНВЭД, классификация, идентификация, товарные группы, товарные позиции, подсубпозици, код товара.

Keywords: Gas condensate, reservoir gas, gas condensate mixture, unstable gas condensate, deethanized gas condensate, stable gas condensate, Tergachi fields HS, classification, identification, commodity groups, headings, sub-headings, product code.

Введение

Пластовый газ представляет собой природный газ, растворённый в нефти и находящийся в нефтеносных пластах под воздействием высокого пластового давления. В процессе добычи и переработки нефти он выделяется в виде самостоятельной фазы. По своему составу пластовый газ является многокомпонентной системой, включающей в себя преимущественно углеводороды — метан, этан, пропан и бутан, а также неуглеводородные компоненты, такие как сероводород, азот и углекислый газ. Благодаря такому составу пластовый газ используется для выработки электроэнергии, получения сжиженных углеводородов и производства нефтехимической продукции.

Газовый конденсат — важный природный углеводородный ресурс, играющий значительную роль в мировой энергетике. Он представляет собой жидкую смесь углеводородов, образующуюся как побочный продукт при добыче и переработке природного газа. Изучение химического состава, физико-химических свойств и направлений промышленного применения газового конденсата является ключевым фактором для оптимизации его использования в различных отраслях промышленности.

Таким образом, пластовый газ — это газообразная смесь, находящаяся в недрах Земли, в то время как газовый конденсат — это жидкая углеводородная фракция, выделяющаяся из этого газа в процессе добычи. Пластовый газ в основном состоит из метана и более лёгких газообразных углеводородов, тогда как газовый конденсат содержит в себе более тяжёлые компоненты — пропан, бутан, пентан и их гомологи.

Химический состав газового конденсата отличается сложностью и вариабельностью, зависящей от геологического происхождения и условий добычи. В его состав входят лёгкие углеводороды (метан, этан, пропан, бутан и их изомеры), более тяжёлые алканы (пентан, гексан и высшие углеводороды), а также небольшие количества ароматических соединений — бензола, толуола, ксилола. Такое сочетание компонентов делает газовый конденсат универсальным сырьём для широкого спектра химических и нефтехимических процессов.

С физико-химической точки зрения газовый конденсат занимает промежуточное положение между нефтью и природным газом. Его промышленная переработка осуществляется в несколько стадий, основным методом которых является фракционная перегонка, основанная на различии температур кипения компонентов. В результате разделения образуются отдельные фракции углеводородов, которые могут использоваться напрямую или подвергаться дальнейшей переработке для получения целевых нефтехимических продуктов. Компоненты газового конденсата служат важным сырьём для синтеза базовых химических соединений — этилена и пропилена, являющихся ключевыми мономерами для производства пластмасс, синтетических волокон и других промышленных материалов.

С точки зрения транспортировки, газовый конденсат (ГК) доставляется от мест добычи к перерабатывающим предприятиям по специализированным конденсатопроводам, аналогичным нефтепроводам. Также применяются автотранспортные и железнодорожные цистерны, что обеспечивает гибкость логистики и безопасность перемещения продукта.

Согласно действующим определениям и технической классификации, выделяются следующие разновидности и формы газового конденсата:

• Газоконденсатная смесь — природная газожидкостная система, извлекаемая из газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, содержащая природный газ, газовый конденсат и неуглеводородные компоненты.
• Газовый конденсат — углеводородное сырьё, состоящее из парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов широкого фракционного состава, с примесями неуглеводородных соединений, выделяемое при разделении газоконденсатной смеси в процессе добычи.
• Нестабильный газовый конденсат — жидкая смесь углеводородов, содержащая в растворённой форме углеводороды C₅ и выше, а также газообразные компоненты метан-бутановой фракции и неуглеводородные примеси (сероводород, диоксид углерода, азот и др.). Такой конденсат требует дополнительной переработки с целью очистки и выделения лёгких углеводородов (C₁–C₄). К примесям относятся вода (включая растворы ингибиторов коррозии и / или гидратообразования), хлористые соли, сернистые соединения и механические частицы.
• Деэтанизированный газовый конденсат — жидкая смесь углеводородов, получаемая из нестабильного конденсата путём удаления основной массы метана и этана.
• Стабильный газовый конденсат — жидкая углеводородная смесь бензино-керосинового диапазона, образующаяся в результате очистки нестабильного конденсата от примесей и выделения лёгких фракций (C₁–C₄).

Характеристика и систематизация различных видов газового конденсата имеют важное значение для рационального использования природных углеводородных ресурсов и совершенствования классификации по номенклатуре внешнеэкономической деятельности.

Методы исследования

Проведён комплекс исследований углеводородной газожидкостной системы, полученной из одной из скважин месторождения Тергачи (Узбекистан). Исследования включали в себя три взаимосвязанных этапа: промысловый, лабораторный и аналитико-обобщающий, направленные на всестороннее изучение состава, свойств и характеристик исследуемой системы.

На промысловом этапе осуществлялся отбор проб нефти и нефтерастворённого газа, а также определение содержания кислых компонентов — сероводорода (H₂S) и углекислого газа (CO₂). Определение концентрации H₂S в нефтерастворённом газе проводилось непосредственно на месте отбора, на выходе из сепаратора, с использованием поглотительных склянок Дрекселя в соответствии с методиками [9; 11]. Содержание CO₂ определялось параллельно, а последующее количественное определение обоих компонентов — H₂S и CO₂ — выполнялось титриметрическим методом [2].

Сероводород определяли путём его осаждения хлористым кадмием (CdCl₂) с последующим титрованием избытка реагента раствором тиосульфата натрия (Na₂S₂O₃). Углекислый газ определяли по реакции осаждения диоксида бария (BaCO₃) и титрованием избытка гидроксида бария [Ba(OH)₂] раствором соляной кислоты (HCl).

Компонентный состав нефтерастворённого газа определяли методом газоадсорбционной хроматографии [2], что позволило установить соотношение лёгких и тяжёлых углеводородов, а также неуглеводородных примесей.

На лабораторном этапе определялись основные физико-химические параметры стабильной нефти, включая:

• плотность — по ГОСТ 3900 [4];
• молекулярную массу — по методу [1];
• фракционный состав — по ГОСТ 2177 [4];
• кинематическую вязкость — по ГОСТ 31391 [5];
• содержание механических примесей — по ГОСТ 6370 [6];
• массовую концентрацию общей серы — по ГОСТ 1437 [7];
• содержание асфальтенов, смол и парафинов — по ГОСТ 11851 [8].

Результаты проведённых промысловых и лабораторных исследований позволили получить достоверные данные о составе и физико-химических свойствах углеводородной газожидкостной системы месторождения Тергачи, что имеет практическое значение для оценки потенциала её промышленной переработки и классификации получаемых продуктов.

Экспериментальная часть

В ходе исследований был изучен компонентный состав нефтерастворённого газа месторождения Тергачи, определённый на основании анализа газа, выделенного в процессе промысловых исследований при сепарации нефти.

Компонентный состав нефтерастворённого газа, представленный в таблице 1, определён газохроматографическим методом, что обеспечило высокую точность идентификации и количественного анализа основных углеводородных компонентов.

Таблица 1.

Результаты промысловых исследований скважины месторождения Тергачи

Исключение составили кислые компоненты — сероводород (H₂S) и диоксид углерода (CO₂), содержание которых определялось непосредственно на скважине титриметрическим методом в соответствии с установленными методическими рекомендациями.

Таблица 2.

Компонентный состав нефтерастворенного газа в скважине месторождения Тергачи, интервал перфорации 4745-4680 м (фильтр)

Физико-химические показатели нефти, отобранного из интервала 4745—4680 м (фильтр), скважины месторождения Тергачи. Полученные результаты приведены в таблице 3.

Таблица 3.

Фракционный состав нефти

Обсуждение

Учитывая значительные запасы углеводородного сырья, прогнозируется, что к 2030 году объёмы добычи газового конденсата в мире возрастут в среднем на 50 %. Согласно имеющимся прогнозам, в указанный период доля газового конденсата в совокупном объёме добычи жидких углеводородов (сырая нефть и конденсат) будет постепенно увеличиваться, что отражает устойчивую тенденцию к росту его промышленного и энергетического значения.

Следует отметить, что при устойчивом росте добычи газового конденсата неизбежно активизируется международный товарообмен этим видом сырья. В связи с этим возникает объективная необходимость в его классификации и идентификации, что позволит систематизировать и эффективно управлять сырьевыми потоками. Это имеет ключевое значение для обеспечения качества продукции, оптимизации технологических процессов, повышения эффективности закупок, а также для соблюдения международных и национальных нормативно-правовых требований.

В целом, классификация и идентификация газового конденсата направлены на установление его состава, физико-химических свойств и пригодности для последующей переработки и промышленного использования.

Классификация включает разделение газового конденсата на различные типы — высокопарафиновые, парафиновые, малопарафиновые и беспарафиновые, — в зависимости от содержания парафинов и других компонентов во фракциях. Кроме того, газовый конденсат подразделяется на нестабильный (сырой) и стабильный (дегазированный) в зависимости от степени удаления лёгких углеводородов.

Процесс идентификации направлен на детальное определение фракционного состава, содержания углеводородов различных классов, сернистых соединений, хлористых солей и механических примесей. Для этого применяются газовая хроматография и другие современные аналитические методы, обеспечивающие высокую точность и воспроизводимость результатов.

В настоящее время товарная номенклатура внешнеэкономической деятельности (ТН ВЭД) требует дальнейшего совершенствования как в целом, так и в частности по разделу «Топливо минеральное, нефть и продукты их перегонки; битуминозные вещества; воски минеральные». Современные тенденции в добыче и переработке углеводородного сырья, включая газовый конденсат, обуславливают необходимость уточнения и унификации классификационных признаков, что особенно актуально в условиях расширения международного энергетического рынка.

В соответствии с действующей ТН ВЭД ЕАЭС, для газового конденсата установлены следующие товарные коды:

• 27090010 — прочий природный газовый конденсат;
• 27090020 — конденсат, полученный полностью из природного газа.

Выбор конкретного кода зависит от происхождения и способа получения конденсата. Аналогично, в ГНГ (Гармонизированной номенклатуре грузов) предусмотрен код 27090010 для природного газового конденсата. Для корректного определения товарной позиции требуется точное знание физико-химических характеристик, состава и происхождения продукта, что обеспечивает надёжную идентификацию при таможенном оформлении.

Код ТН ВЭД ЕАЭС 27090010 обозначает «Газовый конденсат природный» — это сырой нефтепродукт, извлекаемый из битуминозных пород, в том числе при разработке газоконденсатных месторождений.

Детализированная структура кода 27090010:

• 27 — раздел «Топливо минеральное, нефть и продукты их перегонки; битуминозные вещества; воски минеральные»;
• 2709 — группа «Нефть сырая и нефтепродукты сырые, полученные из битуминозных пород»;
• 27090010 — подсубпозиция «Газовый конденсат природный».

Следует подчеркнуть, что для корректного применения тарифных мер регулирования (ввозные и вывозные пошлины, статистический учёт, экспортно-импортные процедуры) используется полный десятизначный код ТН ВЭД, включающий в себя дополнительные уточняющие цифры. Например, в ряде нормативных и справочных источников указывается полный код 2709001009, соответствующий позиции «Прочий природный газовый конденсат».

Рисунок 1. Пример наименования в товарной номенклатуре [12]

Результаты проведённых исследований показали, что в подсубпозиции 2709001001 и 2709001009 включаются сырые нефтепродукты, полученные в процессе стабилизации газового конденсата, осуществляемой непосредственно после экстракции природного газа. Данная технологическая операция направлена на извлечение конденсирующихся углеводородов, присутствующих в так называемом «жидком природном газе», преимущественно с применением методов охлаждения и разгерметизации.

Производство стабильного газового конденсата, относящегося к подсубпозиции 2709001001, обладающего заданными физико-химическими характеристиками и получаемого в результате глубокой переработки нестабильного конденсата, представляет собой технологически сложный процесс. Его реализация зависит от выбора соответствующего нефтегазоконденсатного месторождения, геолого-промышленные параметры которого существенно различаются по регионам добычи углеводородного сырья.

Следует отметить, что газовый конденсат, выделяемый непосредственно из скважины, классифицируется как нестабильный. Согласно имеющимся аналитическим и отраслевым источникам, прогнозируется, что в ближайшие годы объёмы транспортировки нестабильного газового конденсата будут значительно расти в связи с возрастающим спросом на данный вид углеводородного сырья на внутреннем и мировом рынках.

Поскольку нестабильный газовый конденсат представляет собой ценное углеводородное сырьё, его можно эффективно использовать для последующей переработки и стабилизации, а также для фракционирования с целью получения высокооктанового бензина, дизельного топлива, растворителей и других нефтехимических продуктов. Кроме того, отдельные фракции конденсата могут служить компонентами при синтезе пластиков, синтетических волокон и ароматических углеводородов, что подчёркивает его высокую промышленную значимость.

Нестабильный газовый конденсат широко применяется в производстве моторных топлив, включая высококачественные марки бензина (АИ-80, АИ-95), дизельного и ракетного топлива. В нефтехимической промышленности он используется в качестве сырья для получения бензола, толуола, ксилола и олефинов, которые являются основными исходными веществами для синтеза пластмасс, синтетических волокон, каучуков и смол. Кроме того, данный продукт используется при производстве растворителей, а также в химической промышленности — для получения лакокрасочных материалов и других органических соединений.

Анализ товарных групп, относящихся к классификации газового конденсата в рамках ТН ВЭД ЕАЭС, показал, что, несмотря на наличие детализированных разъяснений, единая классификационная позиция для газового конденсата отсутствует. На сегодняшний день данный продукт отражён в более чем 50 различных товарных позициях, включая коды 2710 (776 записей), 7307 (207), 2709 (196), 7304 (120), 8481 (96), 7318 (82), 7326 (78), 7305 (56), 7306 (54), 8536 (51), 8544 (40), 3926 (37), 7308 (34), 7216 (25), 8516 (23), 8421 (20), 8403 (18), 8413 (18), 8537 (18), 7419 (16) и др. Такая разрозненность приводит к проблемам достоверной идентификации и корректной классификации газового конденсата [10; 12].

Учитывая, что газовые конденсаты различаются по химическому составу, физико-химическим свойствам и промышленному назначению, возникает необходимость совершенствования ТН ВЭД ЕАЭС, в частности, в рамках подсубпозиции 27090010 «Газовый конденсат природный», входящей в группу 2709 «Нефть сырая и нефтепродукты сырые, полученные из битуминозных пород» раздела 27 «Топливо минеральное, нефть и продукты их перегонки; битуминозные вещества; воски минеральные».

С целью повышения точности идентификации и систематизации предлагается введение новых товарных подкатегорий:

• 2709001002 — нестабильный газовый конденсат;
• 2709001003 — деэтанизированный газовый конденсат;
• 2709001004 — газоконденсатная смесь.

Реализация данной инициативы позволит повысить точность таможенной классификации, улучшить статистический учёт внешнеторговых операций, а также оптимизировать процессы обращения и переработки газоконденсатного сырья в странах ЕАЭС.

Выводы

1. Проведены промысловые и лабораторные исследования газового конденсата месторождения Тергачи (Узбекистан), включающие в себя изучение его химического состава и физико-химических свойств. Полученные данные позволяют оценить особенности формирования и качества данного вида углеводородного сырья.
2. Идентификация и классификация газового конденсата осуществляются на основе анализа его углеводородного и фракционного состава, определяемого при помощи газохроматографических методов. Такой подход обеспечивает точное определение состава и свойств конденсата, что необходимо для его правильного отнесения к соответствующим товарным категориям.
3. Нестабильный газовый конденсат, получаемый непосредственно из скважины, представляет собой ценный продукт, спрос на который постоянно возрастает на внутреннем и мировом рынках. Вследствие этого наблюдается рост объёмов экспорта и импорта данного вида сырья, что усиливает актуальность его стандартизации и корректной классификации.
4. В связи с вышеуказанным, возникает необходимость совершенствования ТН ВЭД в части подсубпозиции 27090010 «Газовый конденсат природный», входящей в группу 2709 «Нефть сырая и нефтепродукты сырые, полученные из битуминозных пород» раздела 27 «Топливо минеральное, нефть и продукты их перегонки; битуминозные вещества; воски минеральные».
5. В целях уточнения классификации и повышения точности статистического учёта предлагается введение новых товарных подкатегорий:
   • 2709001002 — нестабильный газовый конденсат;
   • 2709001003 — деэтанизированный газовый конденсат;
   • 2709001004 — газоконденсатная смесь.

Реализация данных рекомендаций позволит повысить достоверность идентификации газового конденсата, обеспечить прозрачность внешнеторговых операций, а также содействовать развитию нормативной базы в области учёта и обращения углеводородного сырья.

Список литературы:

1. Богомолов А. И., Темянко М. Б., Хатынцева Л. И. Современные методы исследования нефтей. — Л.: Недра, 1984. — 239 с.
2. Нарижная В. Е. Природные газы Средней Азии. — М.: Недра, 1976. — 320 с.
3. ГОСТ 3900-85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности. — М.: Изд-во стандартов, 1985. — 18 с.
4. ГОСТ 2177-99. Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава. — М.: Изд-во стандартов, 1999. — 36 с.
5. ГОСТ 31391-2009. Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Метод определения кинематической вязкости и расчёт динамической вязкости. — М.: Стандартинформ, 2009. — 23 с.
6. ГОСТ 6370-83. Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей. — М.: Изд-во стандартов, 1983. — 14 с.
7. ГОСТ 1437-76. Нефтепродукты тёмные. Ускоренный метод определения содержания серы. — М.: Изд-во стандартов, 1976. — 10 с.
8. ГОСТ 11851-85. Нефть. Метод определения парафина. — М.: Изд-во стандартов, 1985. — 16 с.
9. ГОСТ 22387.2-97. Газы горючие природные. Методы определения сероводорода и меркаптановой серы. — М.: Изд-во стандартов, 1997. — 15 с.
10. Пояснения к Товарной номенклатуре внешнеэкономической деятельности [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://www.tsouz.ru/db/ettr/PSN/Pages/ (дата обращения: 12.10.2025).
11. РН 39.0.0-24:2003. Инструкция о порядке проведения промысловых и лабораторных определений содержания сероводорода в газе разведочных скважин. — М.: Минтопэнерго России, 2003. — 24 с.
12. Товарная номенклатура внешнеэкономической деятельности ЕАЭС [Электронный ресурс]. — Режим доступа: https://www.ifcg.ru/kb/tnved/ (дата обращения: 12.10.2025).