Xxxxxx XX.XXXXXX
Xxxxxxx XX.XXXXXX
Оренбургский газоперерабатывающий завод (ОГПЗ) — филиал ООО «Газпром переработка», расположен в Оренбургской области на 30-м км автодороги «Оренбург—Самара» (альтернатива: 26-й км от Оренбурга). Предприятие осуществляет подготовку и переработку природного газа, нестабильного газового конденсата и нефти, производит сухой газ и широкую линейку жидких углеводородов.
Проектная мощность завода по сырьевому газу — 45 млрд м³/год (три очереди по 15 млрд м³/год); мощность по переработке газовых конденсатов и нефти — 6,2 млн т/год. Первая очередь введена в 1974 году, вторая — в 1975-м, в 1978 году завод вышел на максимальную проектную мощность.
Действующий оператор — ООО «Газпром переработка»; на страницах оператора и его новостной ленты ОГПЗ указан как филиал и регулярно освещается в корпоративных материалах.
В качестве сырьевой базы используются ресурсы Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения и месторождений области, а также сырьевой газ Карачаганакского проекта (Казахстан).
Роль в отрасли
ОГПЗ является одним из крупнейших газоперерабатывающих предприятий России, обеспечивая выпуск сухого газа, СУГ, стабильного конденсата, прямогонного бензина, дизельного топлива, мазута и серы, а также природного одоранта. Предприятие отмечено как единственный в стране производитель природного одоранта для одоризации газа.
Переработка карачаганакского сырья на ОГПЗ — важное звено российско-казахстанского сотрудничества: объёмы поставок с месторождения увеличиваются по договорённостям сторон, что поддерживает загрузку мощностей и расширяет продуктовый баланс завода.
Производственные показатели
Проектная мощность по сырьевому газу составляет 45 млрд м³/год.
По итогам 2023 года оператор Карачаганакского проекта реализовал покупателю (ТОО «КазРосГаз») 8,8 млрд м³ сырого газа для переработки на Оренбургском ГПЗ.
Сырьевой фундамент комплекса дополняется собственными ресурсами: в 2023 году на Оренбургском НГКМ обеспечен уровень добычи 10 млрд м³ газа, что поддерживает устойчивое снабжение перерабатывающих мощностей региона.
Производственная структура и технологии
Технологическая схема включает девять линий аминовой очистки (по 5,0 млрд м³/год), шесть линий низкотемпературной сепарации (НТС) по 5,0 млрд м³/год и три линии низкотемпературной масляной абсорбции (НМА) по 5,0 млрд м³/год, а также блоки глубокой осушки и меркаптановой очистки газа для криогенного разделения (1×9,0 и 1×6,0 млрд м³/год).
Сера производится на восьми линиях «Клаус»; также действуют установки доочистки хвостовых газов («Сульфрин»), узлы очистки пропан-бутановой фракции (2×1,0 млн т/год), блоки очистки и стабилизации конденсата/нефти (линии 0,8; 1,2; 1,6; 1,3; 1,36 млн т/год) и атмосферная перегонка конденсата и нефти мощностью 800 тыс. т/год.
Действующие установки Оренбургского ГПЗ
Установка / объект | Технология (процесс / примечание) | Проектная мощность | Год(ы) ввода |
|---|---|---|---|
Очистка природного газа от H₂S и CO₂ (аминовые установки) | Абсорбционная очистка аминами; линии I–III очередей | 9 линий × 5,0 млрд м³/год. | 1974–1978 (I очередь — 29.06.1974; II — 26.12.1975; III — 20.10.1978). |
Осушка и отбензинивание природного газа (НТС) | Низкотемпературная сепарация | 6 линий × 5,0 млрд м³/год. | 1974–1978 (по очередям ГПЗ). |
Осушка и отбензинивание природного газа (НМА) | Низкотемпературная масляная абсорбция | 3 линии × 5,0 млрд м³/год. | 1974–1978 (по очередям ГПЗ). |
Предочистка от меркаптанов и глубокая осушка для криогенного разделения | Подготовка потока к криогенной схеме (для подачи на гелиевые блоки) | 1 линия 9,0 млрд м³/год; 1 линия 6,0 млрд м³/год. | 1977–1978 (первый пуск и выход на промышленный режим комплекса к 19.01.1978). |
Получение серы | Процесс «Клаус» + доочистка хвостовых газов «Сульфрин» | «Клаус»: 8 линий × 320 тыс. т/год; «Сульфрин»: 6 линий (доочистка). | 1974–1978 (по очередям ГПЗ). |
Очистка пропан-бутановой фракции (ПБФ) от сернистых соединений | Очистка ПБФ | 2 линии × 1,0 млн т/год. | — |
Очистка и стабилизация конденсата | Блоки стабилизации нестабильного конденсата | Линии 0,8; 1,2; 1,6 млн т/год. | — |
Очистка и стабилизация конденсата и нефти | Смешанный поток конденсата/нефти | Линии 1,30 и 1,36 млн т/год. | — |
Атмосферная перегонка конденсата и нефти | Атмосферная перегонка (АТ) | 800 тыс. т/год. | — |
Номенклатура товарной продукции включает сухой природный газ, СПБТ/СУГ, стабильный конденсат, прямогонный бензин, дизельное топливо, мазут, серу и природный одорант.
Инфраструктура и логистика
Сырьё поступает по трубопроводной инфраструктуре с Оренбургского НГКМ и месторождений области, а карачаганакский сырой газ — по межгосударственной схеме в адрес ТОО «КазРосГаз» для переработки на ОГПЗ.
Отгрузка готовой продукции организована по действующей заводской инфраструктуре, включая железнодорожные наливные эстакады и площадки отгрузки СУГ/серы; ассортимент и паспортная документация по отгрузке размещены на официальном сайте оператора.
Реализованные проекты
- 2022–2023 — поэтапное увеличение переработки карачаганакского сырьевого газа на ОГПЗ на основании корпоративных договорённостей сторон.
- 2024 — проведён комплекс подготовительных мероприятий, подтверждена готовность производственных мощностей ОГПЗ к работе в период пиковых нагрузок осенне-зимнего сезона 2024/2025 годов.
Планируемые мероприятия
- Перспектива — доведение объёмов переработки карачаганакского газа на ОГПЗ до 11 млрд м³/год в рамках подписанных соглашений и достигнутых договорённостей между сторонами.
- 2024–2027 — реализация проекта «Раздельная переработка газа ОНГКМ и КНГКМ на ГПЗ» (включая этапы строительства и мероприятия по охране окружающей среды), предусматривающего отдельные технологические потоки; в проектной документации и референс-материалах указана ориентирная величина 9 млрд м³ по карачаганакскому сырью в составе решений для ОГПЗ.
