Газоконденсаты

Газоконденсатными называют залежи, при эксплуатации которых добываются газ и жидкие углеводороды – конденсат, представляющий собой смесь бензиновых и более тяжелых фракций, находящийся в газообразном состоянии.

Под конденсатностью понимают содержание жидких углеводородов в газе в пластовых условиях (г/см3, см3/см3). Газоконденсатный фактор – величина, обратная конденсатности.

Различают сырой и стабильный конденсаты.

1. Сырой конденсат – углеводороды, при стандартных условиях находящиеся в жидком состоянии с растворенными в них газообразными компонентами (метаном, этаном, пропаном, бутаном).

2. Конденсат, состоящий только из жидких углеводородов (от пентанов и выше) при стандартных условиях, называют стабильным.

Газоконденсатные залежи характеризуются тем, что газ и конденсат в пластовых условиях находятся в однофазовом газообразном состоянии. Они отличаются как от нефтяных, так и от газовых залежей наличием в состоянии обратного испарения жидких углеводородов и неуглеводородных соединений (парафина, смол), которые при изотермическом снижении давления конденсируются, давая жидкость, называемую конденсатом.

Газоконденсатные системы находятся на разных глубинах – от 1350-1500 м до 5500-6000 м. Конденсаты залежей, расположенных на больших глубинах, приближаются по свойствам к нефтям (Уренгойское, Астраханское и другие месторождения).

Условно принимают, что газовый фактор менее 1000 м33 возможен в нефтяной залежи, а более 1000 м33 – характерен для газоконденсатной системы.

Ниже приводятся некоторые сведения по классификации нефтей по плотности, содержанию серы и парафина.

По плотности, г/см3 :

—         очень легкие нефти < 0,80;

—         легкие нефти 0,80-0,84;

—         средние нефти 0,84-0,88;

—         тяжелые нефти 0,88-0,92;

—         очень тяжелые нефти > 0,92.

По содержанию серы S, %:

—         малосернистые нефти < 0,5%;

—         сернистые нефти 0,5-2,0%;

—         высокосернистые нефти > 2,0%.

По содержанию парафина, %:

—         малопарафинистые нефти 0-5%;

—         парафинистые нефти 5-10%;

—         высокопарафинистые нефти > 10 %.

Дж.Хант приводит состав “типичной” нефти (табл. 2.3), имеющей плотность 0,850 г/см3

Таблица

Фракция

Объемная доля, %

Бензин С5– С10

27

Керосин С11 – С13

13

Дизельное топливо С14 – С18

12

Тяжелый газойль С19 – С25

10

Смазочные масла С25 – С40

20

Остаток С40

18

Итого

100

Ссылка на основную публикацию
Adblock detector