ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗОВЫХ КОНДЕНСАТОВ

Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, вы­деляющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный.

Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепарато­рах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях УВ, т.е. из пентанов и высших (С₆+высш), в которых растворено некоторое количе­ство газообразных УВ-бутанов, пропана и этана, а также H₂S и других газов.

Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ — пентана и высших (С₆+высш). Его получают из сырого конден­сата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в диапазоне 40-200 °С. Молекулярная масса 90-160. Плотность стабильного конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см³ и находится в прямой зависимости от компо­нентного углеводородного состава.

Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150 см³/м³), средним (150-300 см³/м³), высоким (300-600 см³/м³) и очень высоким (более 600 см³/м³).Большое значение имеет такая характеристика газоконденсатных залежей, как давление начала конденсации, т.е. давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газа в виде жидкости. Если при разработке газоконденсатной за­лежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям цен­ных УВ в недрах. Это надо учитывать при подсчете запасов и определении показателей проектов разработки. Исследова­ния газоконденсатных залежей нужно производить с самого начала освоения залежи. При этом необходимо устанавли­вать: - состав пластового газа и содержание в нем конденсата; - давление начала конденсации УВ в пласте и давление мак­симальной конденсации; - фазовое состояние конденсатной системы в пластовых ус­ловиях; - количество и состав конденсата, выделяющегося из 1 м³ газа при различных давлениях и температуре; - возможные потери конденсата в недрах при разработке залежи без поддержания пластового давления в зависимости от степени падения давления; - фазовые превращения и свойства газоконденсатных сме­сей в стволах скважин, газосепараторах и газопроводах.

Газовые конденсаты — жидкие смеси высококипящих углеводородов различного строения, выделяемые из природных газов при их добыче на газоконденсатных месторождениях

1.1. В основу классификации газовых конденсатов входят: давление насыщенных паров, содержание серы в газовых конденсатах и в его фракциях, содержание ароматических углеводородов в бензиновой фракции с концом кипения 200°С, содержание н-алкановых углеводородов во фракции дизельного топлива (200 - 320 ° С) и возможность получения реактивного и дизельного топлив с депарафинизацией и без нее, фракционный состав (температура конца кипения), совокупность значений которых дает представление о физико-химическом характере того или иного газового конденсата с определением эффективного направления переработки его и квалифицированного использования в народном хозяйстве. Показатели, входящие в основу классификации, указывают для газовых конденсатов, предварительно подготовленных в соответствии с требованиями стандартов, на методы их анализа.

1.2. В зависимости от давления насыщенных паров газовые конденсаты делятся на два рода: нестабильные (Д ₁) и стабильные (Д ₂).

К нестабильным (деэтанизированным) относятся газовые конденсаты с давлением насыщенных паров выше 93325 Па (700 мм. рт. ст.), которые содержат в своем составе углеводороды С ₃, С ₄, С _5+в и частично С ₂.

К стабильным (дебутанизированным) относятся газовые конденсаты с давлением насыщенных паров не выше 93325 Па, которые состоят из углеводородов С _5+В. С целью ликвидации потерь легких углеводородов все газовые конденсаты с давлением насыщенных паров выше 93325 Па подлежат стабилизации. Полученная при этом широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) содержит пропан, бутан и частично пентан (i - и n -структуры), которые являются ценным сырьем нефтехимической промышленности.

1.3. В зависимости от содержания серы, стабильные газовые конденсаты делятся на три класса: I - малосернистые или бессернистые; II - сернистые; III - высокосернистые.

Содержание серы в конденсатах и в продуктах их перегонки для I, II и III классов должно соответствовать нормам и требованиям, приведенным в таблице I. Если фракции, полученные из малосернистых газовых конденсатов, содержат серу выше указанных для I класса пределов, то эти газовые конденсаты должны быть отнесены к газовым конденсатам II класса. Если фракции, выделенные из сернистого газового конденсата, содержат серу не выше пределов, указанных для продуктов, получаемых из малосернистого газового конденсата, то он должен быть отнесен к газовым конденсатам I класса. В том случае, когда одно или все дистиллятные топлива, получаемые из сернистых газовых конденсатов, содержат серу выше указанных для этого класса пределов, то эти газовые конденсаты должны быть отнесены к газовым конденсатам III класса.

Газовые конденсаты III класса могут быть отнесены ко II классу лишь тогда, когда все дистиллятные топлива, выделенные из них, содержат серу не выше пределов, указанных для продуктов сернистых газовых конденсатов. Таким образом, класс газового конденсата определяется не только содержанием серы в газовом конденсате, но и количеством серы в отдельных его фракциях.

1.4. В зависимости от содержания ароматических углеводородов в бензиновой фракции (до 200°С) газовые конденсаты делятся на три типа: A ₁, А ₂, A ₃ (табл. 1).

К I типу относятся газовые конденсаты с содержанием ароматических углеводородов в бензиновой фракции выше 20%. При этом экономически эффективна предварительная экстракция ароматики с использованием рафината как сырья каталитического риформинга с целью получения ароматических углеводородов и высокооктановых компонентов. К II типу относятся газовые конденсаты с содержанием в бензиновой фракции 10 - 20% ароматических углеводородов. При содержании нафтеновых углеводородов не ниже 38% бензиновую фракцию этих газовых конденсатов целесообразно использовать как сырье каталитического риформинга.

Г/конденсаты III типа характеризуются содержанием ароматических углеводородов не выше 10%. Этот тип сырья пригоден для пиролиза; но может быть использован и для каталитического риформинга при высоком значении нафтеновых углеводородов.

1.5. В зависимости от содержания н-алкановых углеводородов во фракции 200 - 320°С, обуславливающих возможность получения топлива для реактивных двигателей, зимних дизельных топлив без депарафинизации или с ее применением и жидких парафинов для микробиологической и химической промышленности, газовые конденсаты делятся на четыре вида: H ₁, Н ₂, Н ₃, Н ₄.
H ₁ – г/конденсаты высокопарафиновые, во фракции 200 - 320°С которых содержание комплексообразующих составляет более 25% масс. Из этих газовых конденсатов реактивное и зимнее дизельное топлива могут быть получены с депарафинизацией. Эти газовые конденсаты могут быть использованы для получения жидких н-алканов, предназначенных для синтеза белково-витаминных концентратов (БВК) в качестве сырья.

Н ₂ – г/конденсаты парафиновые с содержанием комплексообразующих во фракции 200 - 320°С от 18 до 25%.

Из этих газовых конденсатов реактивное и зимнее дизельное топлива могут быть получены без депарафинизации. Газовые конденсаты этого вида пригодны для выделения жидких н-парафинов.

Н ₃ – г/конденсаты малопарафиновые с содержанием комплексообразующих во фракции 200 - 320°С меньше 18%, но не ниже 14%.

Эти газовые конденсаты пригодны для получения реактивного и зимнего дизельного топлив без депарафинизации и не пригодны для выделения жидких н-парафиновых углеводородов. Фракция дизельного топлива этих газовых конденсатов может использоваться для выделения н-алканов в смеси с высокопарафинистым сырьем.

Н ₄ - беспарафиновые г/конденсаты с содержанием во фракции дизельного топлива комплексообразующих менее 14%. К таковым относятся и газовые конденсаты облегченного фракционного состава, не содержащие фракций дизельного топлива, или перегоняющиеся при температуре не выше 250°С, и газовые конденсаты истощенных площадей с пластовым давлением ниже 98 ´ 10⁽⁵⁾ – 147 ´ 10⁽⁵⁾ Па (100 – 150 кгс/см²).

1.6. В зависимости от фракционного состава (температура конца кипения) г/к подразделяются на три группы: Ф ₁ – газ/к высококипящие с температурой выкипания выше 320°С. Ф ₂ – газ/к промежуточного фракционного состава с концом кипения от 250 до 320°С. Ф ₃ – газ/к облегченного фракционного состава, выкипающие до температуры 250°С.