В пластовых условиях при высоком давлении (от 10 до 60 МПа) и температуре в недрах в парообразном состоянии находятся некоторые бензино-керосиновые фракции и, реже, более высокомолекулярные жидкие компоненты нефти.
При разработке месторождений давление в пластах падает в несколько раз - до 4-8 МПа, снижается температура.
Падение давления и снижение температуры - это условие появления конденсата.
В случае снижения температуры при бурении на ГКМ (ниже точки росы добываемых углеводородов) эффект конденсирования проявляется в выделении из газа сырого нестабильного конденсата, содержащего, в отличие от стабильного, не только углеводороды С5 и выше, но и растворенные газы метан-бутановой фракции.
Содержание жидких компонентов в газе для различных месторождений составляет 10 см3/м3 - 700 см3/м3 (5 г/ м3 - 1000 г/ м3):
-
чем выше баротермические показатели температуры и давления до начала конденсации, тем больше углеводородов может быть растворено в добываемом газе,
-
на количество углеводородов в конденсате влияет состав газа в пласте и наличие нефтяных оторочек.
Газовый конденсат может поступать из скважины:
-
в виде попутного газа при добыче сырой нефти,
-
при добыче сухого природного газа (выход конденсата небольшой),
-
при добыче на ГКМ влажного природного газа (высокое содержание бензиновых фракций),
-
путем выделения из природного газа на установке подготовки газа (УКПГ).
Нередко на ГКМ Газпрома добывается влажный природный газ.
Для сравнения, содержание жидких компонентов в газе месторождений:
- Вуктыльского (Коми) - 352,7 г/м3,
- Уренгойского - 264 г/м3,
- Газлинского в Узбекистане - 17 г/м3,
- Шебелинского на Украине - 12 г/м3.
При уменьшении давления по мере расходования газа, газовый конденсат выделяется в геологическом пласте и пропадает для потребителя.
Поэтому при эксплуатации месторождений с большим содержанием газового конденсата из добытого на поверхность земли газа выделяют углеводороды С3 и выше, а фракцию C1-С2 для поддержания давления в пласте закачивают обратно.
Отличие газового конденсата от нефти - отсутствие смолистых веществ и асфальтенов.
Газовый конденсат (белая нефть) - это можно назвать легкой нефтью.
Нестабильный конденсат подвергается подготовке - очистке от примесей, сепарации газа, в результате чего появляется стабильный газовый конденсат.
Стабильный газовый конденсат
Получают из нестабильного конденсата путем его дегазации.
Нередко термин «стабильный конденсат» используется вместо термина «газовый конденсат».
Стабильный газовый конденсат используется для переработки в нефтепродукты: бензин, лигроин, керосин, масло, и для получения ароматических углеводородов: бензола, толуола, ксилола.
Стабильный конденсат делится на:
- заводской конденсат (plant condensate), производимый на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ).
Стабильный газовый конденсат, представляет смесь жидких углеводородов метанового, нафтенового и ароматического ряда и по физико - химическим показателям должен соответствовать следующим требованиям и нормам:
- Давление насыщенных паров, Па (мм рт ст) не более: зимний период 93325 (700), летний период 66661 (500);
- Массовая доля воды, % не более 0,1;
- Массовая доля механических примесей, % не более 0,005;
- Масса хлористых солей, мг/л, не более 10;
- Массовая доля общей серы, %, не нормируется (определение по требованию потребителя);
- Плотность при 20оС, г/см3, не нормируется (определение обязательно);
- Вязкость: при 20 (50)оС, мм2/сек, не нормируется (определение по требованию потребителя);
- Фракционный состав, не нормируется (определение по требованию потребителя).
Входящие в газовый конденсат бензиновые фракции кипят при температуре +30 °С - +200 °С, керосиновые - в интервале +200 °С - +300 °С.
Входит в состав конденсата и небольшое количество высококипящих компонентов.
Выход бензиновых фракций обычно - более 50%.
Метаны и нафтены обычно встречаются в составе газового конденсата чаще, ароматические или нафтеновые углеводороды - реже.
По плотности газового конденсата можно судить только о наличии, либо отсутствии более тяжелых углеводородов или фракций.
Газовый конденсат - это сырье для получения топлива или нефтехимической продукции.
Делать заключение о выходе основного конечного продукта (бензина или дизельного топлива) можно лишь на основании анализа данного газового конденсата на фракционный состав, который и покажет, какая фракция будет основным конечным продуктом (бензина или дизельного топлива)
Плотность газового конденсата варьируется от состава в пределах от 0,7 до 0,840, в зависимости от углеводородного состава.
Если плотность дизельно - парафиновых фракций выше, то и плотность газового конденсата выше.
Конденсат с повышенным содержанием газов имеет самый низкий уровень плотности.
Запасы газового конденсата большие.
Только у Газпрома - порядка 1,1 млрд т.
Газовый конденсат выделяют из газов методом низкотемпературной конденсации (сепарации) с применением холода, получаемого при дросселировании или детандировании либо на спец. холодильных установках.
Для более глубокого извлечения газового конденсата используют те же методы (низкотемпературные конденсацию, абсорбцию и ректификацию), что и для переработки попутного нефтяного газа (ПНГ) и природного газа.
Нестабильный газовый конденсат доставляется потребителю по конденсатопроводам под собственным давлением, а стабильный газовый конденсат - по трубопроводам или наливным транспортом.
На ГПЗ или НПЗ газовый конденсат разделяют на фракции, применяемые при производстве топлива и как сырье для нефтехимического синтеза.
Бензин, полученный из газового конденсата, обычно имеет низкую детонационную стойкость.
Для ее повышения используют антидетонаторы.
Выход фракций газового конденсата, применяемых в качестве дизельного топлива, колеблется от 9% (Пунгинское месторождение) до 26% (Вуктыльское месторождение).
Эти фракции для большинства конденсата характеризуются сравнительно высокими температурами помутнения и застывания и могут использоваться как топливо только в летний период.
Для получения зимнего дизельного топлива необходима их депарафинизация.
