Химический состав нефти, газоконденсатов и газа. Отличие газоконденсата от нефти


Химический состав нефти, газоконденсатов и газа — Мегаобучалка

Лекция 1

ХИМИЯ НЕФТИ И ГАЗА

ВВЕДЕНИЕ

Нефть – природная дисперсная система жидких углеводородов, в которой растворены газообразные и твердые вещества.

Наряду с углеводородами, в нефти присутствуют гетероорганические гетероатомные соединения, содержащие, кроме углерода и водорода, серу, азот, кислород и другие элементы, в частности, железо, ванадий и другие.

Нефть –это широкий комплекс газообразных, жидких и твердых углеводородных соединений.

Основными источниками энергии являются природные ископаемые:

- невосполнимые источники энергии: торф, горючие сланцы, каменные и бурые угли, нефти, природный газ, природные битумы.

- восполняемые источники энергии – солнечное излучение, энергия ветра, падающей воды, приливов и отливов, атомная энергия и другие. Это экологически чистые источник энергии.

Отрасли промышленности, занятые добычей, транспортировкой и переработкой различных горючих ископаемых, а также выработкой и распределением энергии, называют топливно-энергетическим комплексом.

Распределение различных природных горючих ископаемых в земной коре (в % мас.):

Угли и сланцы 95,8

Торф 3,4

Нефть 0,7

Газ природный 0,1

Мировые запасы природного газа оцениваются в 142 трлн. м3 (115 млрд. т), из них примерно 55 трлн. м3 приходится на страны СНГ.

Доказанные запасы нефти на начало XXI века составляют 140,7 млрд. т. В настоящее время основными нефтедобывающими странами являются 15 стран: Саудовская Аравия, Иран, Ирак, Венесуэла, ОАЭ, Кувейт, Нигерия, Ливия. Индонезия, Алжир, Катар, Габон, Россия и другие. На начало 2003 г. в мире добывалось, млн. т/год:

Мировая добыча Мексика
Страны ОПЕК Англия
Россия Ирак
Саудовская Аравия Нигерия
США Иран
Китай Венесуэла

 

Согласно прогнозам при нынешнем уровне добычи нефти запасов нефти хватит на 43 года, а природного газа – на 63 года.

Таблица

Крупнейшие НПЗ мира в период 2000-2001 гг.

Компании Местоположение 2000 г. 2001 г.
млн.т/г Ранг млн.т/г ранг
1. Lagoven (Paraguana Refining Center Худибадана, Фалькон Венесуэла) 30,6 47,0
2. Сибнефть Омск (Россия) 28,3 18,9
3. Yukong Ltd. (SK Corp.) Ульсан (Ю.Корея) 40,8 40,8
4. ТНК Лисичанск (Украина) 16,0 16,0
5. СИДАНКО Ангарск (Россия) 22,0 22,0
6. НОРСИ-Ойл Кстово (Россия) 21,9 18,0
7. LG Caltex Йочхон (Ю.Корея) 31,7 31,7
8. Exxon Mobil Corp. Джуроннг (Сингапур) - - 29,0
9. Reliance Petroleum Ltd. Джамнагар (Индия) - - 27,0
10. Exxon Mobil Corp. Бейтаун, Техас 25,3 20,9
11. Exxon Mobil Corp. Батон-Руж, Луизиана (США) 24,2 24,2
12. Shell Eastern Petroleum Ltd. Пулау-Буком (Сингапур) 20,3 20,3

Таблица

Рейтинг ведущих компаний мира по мощностям нефтепереработки

Рейтинг 2000 г. Наименование компании Мощность, млн. т/год
2000 г. 2001 г.
Royal Dutch/Shell (Нидерланды, Великобритания) 211,5 200,6
Exxon Mobil Corp. (США) 182,3 271,6
BP-Amoco plc (Великобритания, США) 139,7 159,3
Sinopec (Китай) 125,3 144,0
Petroleos de Venezuela SA (Венесуэла) 129,8 131,7
Total-Fina Elf (Франция, Бельгия) 79,4 125,2
Башнефтехимзаводы (Россия) 43,3 35,2

 

Происхождение нефти

Теория неорганического происхождения нефти (Д.И. Менделеев, А. Гумбольдт, М. Бертло, П.Н. Кропоткин и др.) – нефть образуется на больших глубинах при высокой температуре путем взаимодействия воды с карбидами металлов.

Теория органического происхождения нефти(К.Энглер, Н.Д. Зелинский, В.И. Вернадский, И.М. Губкин, А.А. Трофимук и др.) – природные алюмосиликаты (глинистые породы) являются катализатором в химических реакциях нефтеобразования органических веществ осадочных пород.

В пользу «органической» теории происхождения нефти:

- генетическая связь между групповыми компонентами нефти, твердых горючих ископаемых (уголь, торф и другие) и исходных материнских биологических веществ;

- в нефтях обнаружены ряд органических соединений, являющихся как бы «биологическими метками» от исходных материнских веществ – порфирины (структурные фрагменты хлорофилла и гемоглобина животных), изопреноидные углеводороды, например, С20Н42 с одним лишь идентичным природному изомером из 366 000 теоретически возможных изомеров; гоманоиды, характерные сине-зеленым планктонным водорослям; н-парафины С17 и выше с преобладающим нечетным числом атомов углерода над четным; битуминозные вещества с идентичным составом, микроэлементы с идентичным распределением металлов, прежде всего V и Ni, сходным составом сероорганических соединений;

- оптическая активность нефти, которая характерная только для биологических объектов;

- большинство месторождений нефти находится в осадочных породах Земли.

Таким образом, на основании вышеизложенного, нефтеобразование имеет много общего с углеобразованием, является длительным и сложным многостадийным биохимическим, термокаталитическим и геологическим процессом преобразования исходного органического материала в многокомпонентные смеси углеводородов парафинового, нафтенового, ароматического и смешанного строения, но в отличие от генезиса твердых горючих ископаемых нефтеобразование включает дополнительные осадочно-миграционные стадии с накоплением первоначально рассеянной по осадочным породам микронефти в природных резервуарах макронефти. По генетическому признаку в качестве близких «родственников» природных нефтей признают сапропелитовые угли, следовательно, нефть, природный газ, сланцы, сапропелитовые угли и богхеды, исходным материалом для синтеза которых является водная растительность (планктон, водоросли и бентос) и микроорганизмы, генетически взаимосвязаны и образуют группу сапропелитовых каустобиолитов. А торф, бурые и каменные угли и антрацит принадлежат к группе гумусовых каустобиолитов.

В 1932 г. И.М. Губкин сформулировал основные этапы образования нефти и газа из органического материала, позже А.А. Трофимук дополнив и уточнив основополагающие взгляды И.М. Губкина в свете новейших мировых достижений науки о нефти, предложил выделить 5 основных стадий осадконакопления и преобразования органических веществ в нефть.

Первая стадия – осадконакопление: после отмирания остатки растительных и животных организмов выпадают на дно морских или озерных бассейнов и накапливаются в илах,

Вторая стадия – биохимическая: накопленный на дне бассейнов органический осадок преобразуется, уплотняется, частично обезвоживается за счет протекания биохимических процессов в условиях ограниченного доступа кислорода.

Третья стадия – протокатагенез: плат органических осадков медленно опускается на глубину до 1,5-2 км, по мере погружения в пласте повышаются температура до 50-70 0С и давление и биохимические процессы вследствие гибели микроорганизмов полностью затухают.

Четвертая стадия – мезокатагенез: пласт погружается на глубину 3-4 км, температура возрастает до 150 0С и органические вещества подвергаются активной термокаталитической деструкции с образованием значительного количества подвижных битуминозных веществ (нефти и нефтепродуктов), содержащих практически весь набор углеводородов нефтяного ряда. При дальнейшем погружении осадочных пород процесс генерации углеводородов затухает, вследствие израсходования основной части керогена, а скорость их эмиграции возрастает. При эмиграции микронефти из глинистых нефтематеринских пород и прилегающие к ним плиты пористых водонасыщенных песчаников возникает хроматографическое разделение смеси жидких и газообразных углеводородов. В песчаный коллектор выносится смесь нефтяных углеводородов с содержанием 5-10 % асфальто-смолистых веществ – это по-существу, уже есть настоящая нефть.

Пятая стадия – апокатагенез – протекает на глубине более 4,5 км, где температура 180-250 0С, с ростом глубины осадочных пород нефть становится более легкой с преобладанием доли алканов, обогащенных низкокипящими углеводородами. Залежи нефти постепенно замещаются сначала газовыми конденсатами – смесью легкокипящих нефтяных углеводородов, затем газоконденсаты сменяются природным газом, состоящим преимущественно из метана.

При эмиграции к поверхности земли нефть теряет легкие фракции, окисляется и утяжеляется, она характеризуется повышенной плотностью, низким содержанием бензиновых фракций и высоким содержанием тяжелых высокомолекулярных веществ.

В свете новейших мировых достижений науки о нефти гипотеза И.М. Губкина и А.А. Трофимука о происхождении нефти является наиболее правдоподобной.

Важно отметить, что природные алюмосиликаты (глинистые породы) являются катализатором в химических реакциях нефтеобразования органических веществ осадочных пород.

Химический состав нефти, газоконденсатов и газа

Все горючие ископаемые практически состоят из пяти основных элементов: С, Н, N, O и S, нефть - С и Н. По содержанию водорода нефть занимает промежуточное положение среди горючих ископаемых:

Уголь < нефть < природный газ

Количество углерода и водорода в нефтях находится в сравнительно узких пределах.

Элемент Содержание, % мас.
Углерод (С) 82-87
Водород (Н) 11-15
Сера (S) 0,1-7,0
Кислород (O)  
Азот (N) меньше 0,5-0,6

 

Азот и кислород присутствуют в основном в виде высокомолекулярных, конденсированных соединений, сера - в основном в низкомолекулярных соединениях парафинового ряда.

С увеличением возраста нефти содержание O, N, S в ней снижается, а С и Н – повышается. Отщепление гетероэлементов происходит в виде простых соединений – CO2, h3O, h3S, Nh4, S, N2. Среди микроэлементов больше всего в нефтях содержится V и Ni, которых по содержанию в нефти больше, чем в земной коре.

megaobuchalka.ru

СЫРАЯ НЕФТЬ, ГАЗОКОНДЕНСАТ И ГАЗОВЫЙ БЕНЗИН

Переработка Нефти

Сначала Вы берете факты, а потом меняете их как Вам угодно

Марк Твен

Все виды сырья, поступающего на нефтеперерабаты­вающий завод с мест добычи, как-нибудь называются. Однако их названия мало говорят об их сути, да и звучат очень похоже. Например, в чем разница между сырой нефтью и газоконденсатом, или между нефтяным бензи­ном и газовым бензином?

Добыча нефти на промыслах

Рисунок 20.1 показывает упрощенную схему опера­ций, которые производятся на газовых и нефтяных про­мыслах. Подземные запасы углеводородов могут суще­ствовать в нескольких формах. Скважина, показанная сле­ва, ведет в пласт, закрытый сверху газовой шапкой. Через эту скважину добывают газ газовой скважины, основным компонентом которого является метан, но 15—20% мо­гут составлять более тяжелые углеводороды, вплоть до газойля.

Когда газ выходит из скважины, он охлаждается и большая часть тяжелых углеводородов сжижается. Смесь поступает в резервуар, который называется полевой сепа­ратор. Иногда его называют просто «широким участком» трубопровода. В этом более широком пространстве давле­ние оказывается ниже, и все газообразные углеводоро­ды, которые находились в растворенном состоянии в

Жидкости, испаряются. Из верхней части сепаратора вы­ходит природный газ, а из нижней части — газоконденсат.

Скважина в середине рисунка ведет в тот же пласт залегания, но через нее извлекают сырую нефть, содер­жащую растворенный природный газ. На поверхности одно отделяется от другого в аналогичном сепараторе.

Наконец, скважина в правой части рисунка ведет в другой пласт залегания, который содержит только нефть. В этом случае сепаратор не нужен.

Дальнейшая переработка. Сырую нефть и газоконден­сат можно транспортировать в цистернах на автомобилях или по нефтепроводу. Природный газ почти всегда транс­портируют с помощью газопровода. Если газопровода нет, то природный газ можно снова закачать под землю для того, чтобы продолжать связанную с ним добычу нефти.

При транспортировке сырой нефти по нефти различных сортов, залегающие под землей но, часто смешиваются между собой. Если это удобно, то газоконденсат также можно смешивать с нефтью.

Несмотря на то, что природный газ проходит полевой сепаратор, он может все еще содержать некото­рые компоненты, более тяжелые, чем метан-этановая смесь. Возможна переработка природного газа на уста­новке газофракционирования с целью извлечения газо­вого бензина (жидкой части, содержащейся в природном газе). Газовый бензин состоит из этана, пропана, бутанов и нефтяного бензина, который представляет собой смесь углеводородов от пентана до С9 (или С10). Иногда содер­жание нефтяного бензина и бутана может оказаться дос­таточно высоким, так что зимой эти продукты конден­сируются непосредственно в газопроводе. В этом случае насосы не смогут перекачивать продукт, и работа оста­новится. Природный газ с таким составом обязательно нужно перерабатывать на установке газофракционирова­ния, чтобы удалить газовый бензин и получить товарный продукт, транспортировка которого не вызовет проблем.

Установки газофракционирования

Для выделения газового бензина можно использовать четыре основных схемы.

Охлаждение.

Глубокое охлаждение.

Абсорбция (поглощение) тощим маслом.

Адсорбция на твердом слое (адсорбенте).

В схеме охлаждения жидкость-содержащий газ охлаж­дается до температуры, лежащей в интервале от (15°F) до -40°С (—40°F). При такой температуре около 70% этана, 90% пропана и весь бутан (а также более тяжелые компоненты) сжижаются, и их можно отделить фракционированием.

В схеме глубокого охлаждения проводится более полное выделение этана. С этой целью температура жидкость - содержащего газа снижается до интервала от —100 до — 140°С (от —150 до —225°F), для чего применяется уст­ройство под названием турбодетандер. В этих условиях 90—95% этана и весь пропан (а также более тяжелые компоненты) отделяются от газа.

Абсорбция (поглощение) тощим маслом проводится на более старых установках газофракционирования точно так же, как это проводится на соответствующих установках нефтеперерабатывающего завода. Обычная процедура по­зволяет получить около 70% пропана и 100% бутана и более тяжелых компонентов. При использовании охлаж­денного тощего масла можно добавить к этому 50—75% этана.

Адсорбция на твердом слое — интересный процесс, ко­торый используют в тех случаях, когда требуется всего лишь изменить точку росы (то есть удалить только наибо­лее тяжелые компоненты, которые могли бы сконденси­роваться при транспортировке). Многие контракты на продажу газа требуют, чтобы точка росы (температура, при которой начинают образовываться капли) была не выше (15°F) при давлении в газопроводе около

800 psi (55 атм). В зависимости от конкретного газового потока, для этого может потребоваться полное удаление нефтяного бензина и частичное удаление бутанов.

Некоторые пористые материалы, такие как активиро­ванный уголь, силикагель и оксид алюминия, могут за­ставлять большие объемы паров конденсироваться на их поверхности. Так как жидкость остается на поверхности твердого вещества, этот процесс называется адсорбцией, а не десорбцией (в последнем случае жидкость оказыва­ется внутри материала). После конденсации достаточного количества жидкости (в данном случае, газового бензи­на) процесс прекращают или направляют поток в дру­гой резервуар, содержащий новую порцию адсорбента. Жидкости удаляют с поверхности адсорбента обработкой перегретым паром, собирают и конденсируют.

При адсорбции на твердом слое выделяется 10—15% бутанов и 50—90% нефтяного бензина.

Транспортировка и использование

Рынком сбыта для большей части продукции нефте­промыслов являются нефтеперерабатывающие заводы. Как уже упоминалось, продукты движутся к местам нефтепе­реработки по трубопроводам. Часто удобно использовать нефть не только как переносчик для газоконденсата, но и для нефтяного бензина и бутанов. Сырая нефть, в ко­торую был закачан бутан и/или нефтяной бензин, назы­вается нефтью, содержащейлетучиепродукты. Максималь­ное бутана, которое можно закачать в сырую нефть, иногда ограничивается допустимым давлением в нефтепроводе.

С пропаном и этаном работают отдельно от бутана и нефтяного бензина. Так как пропан является товарным продуктом, его часто отделяют на установке и отправля­ют в автоцистернах или по газопроводу. В то же время этан можно транспортировать фактически только по га­зопроводу из-за его давления паров, плотности и т. д. Иногда его отправляют отдельно, а в некоторых случаях смешивают с другими компонентами газового бензина. В последнем случае смесь нефтяного бензина и более лег­ких продуктов отделяют от газа на установке газофрак­ционирования, но дальше не разделяют, а отправляют в виде смеси, которая называется смешанное сырье. В конце концов, эту смесь разделяют на соответствующей уста­новке, расположенной ближе к месту сбыта или в более удобном пункте перераспределения.

Если вы хотя бы раз в своей жизни анализировали варианты топлива для автономной системы газоснабжения, то наверняка встречались с такой разновидностью, как пропан-бутановая смесь. У пытливого ума тут же возникает …

Если Вам слишком жарко, уходите из кухни Гарри С Трумэн Многие экономические соображения, влияющие на производство различных нефтепродуктов, связаны с ко­личеством теплоты, которое выделяется при их сжига­нии. Действительно, чтобы выбрать, …

Уильям Д. Леффлер Начало—самая важная часть работы Платон «Республика» Если Вы открыли эту книгу, Вам уже не требуется введение в ее предмет — Вы и так им занимаетесь. Вряд ли …

msd.com.ua

Газовый конденсат — Википедия (с комментариями)

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

Газовые конденсаты — жидкие смеси высококипящих углеводородов различного строения, выделяемые из природных газов при их добыче на газоконденсатных месторождениях[1].

В пластовых условиях при высоком давлении (от 10 до 60 МПа) и температуре в парообразном состоянии находятся некоторые бензино-керосиновые фракции и, что случается реже, более высокомолекулярные жидкие компоненты нефти. При разработке месторождений давление падает в несколько раз — до 4—8 МПа, и из газа выделяется сырой нестабильный конденсат, содержащий, в отличие от стабильного, не только углеводороды С5 и выше, но и растворённые газы метан-бутановой фракции.

Содержание жидких компонентов в одном кубометре газа для различных месторождений составляет от 10 до 700 см³[2].

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.

Ресурсы и запасы

На начало 2013 года в России перспективные ресурсы (C3) и разведанные извлекаемые запасы (A+B+C1) газового конденсата оценивались в 2 млрд тонн.[3]

Газовый конденсат может накапливаться в автомобильном газовом оборудовании. Жидкость коричнево-бурого цвета, имеет неприятный въедливый запах бензольных смол (в зависимости от состава газовой горючей смеси) может иметь гамму запахов от резкого ацетонового до запаха табачного дыма (это зависит от состава присадок, которые добавляют для запаха газа). Рекомендуется регулярно сливать из газового редуктора. Желательно не касаться его руками, т.к. это может быть опасно для здоровья.

См. также

Напишите отзыв о статье "Газовый конденсат"

Примечания

  1. ↑ [http://www.izopropanol.ru/gc.html Газовый конденсат](недоступная ссылка)[неавторитетный источник?]
  2. ↑ [http://www.ximicat.com/info.php?id=1946 Химический каталог — Газовые конденсаты] // Химическая энциклопедия. гл. ред. И.Л.Кнунянц
  3. ↑ [http://www.mineral.ru/Facts/russia/161/536/3_01_oil.pdf СОСТОЯНИЕ И ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МИНЕРАЛЬНО - СЫРЬЕВЫХ РЕСУРСОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ: НЕФТЬ И КОНДЕНСАТ] // информационно-аналитический центр "МИНЕРАЛ"

Ссылки

  • [http://www.geo.aspu.ru/files/2(49)/47-60.pdf ГЕОХИМИЧЕСКАЯ КЛАССИФИКАЦИЯ ГАЗОВЫХ КОНДЕНСАТОВ] // Геология, география и глобальная энергия. 2013. № 2 (49)

Отрывок, характеризующий Газовый конденсат

Забавно было слышать, как эта малюсенькая девчушка профессорским голоском излагала такие серьёзные истины... Но она и впрямь относилась ко всему очень серьёзно, несмотря на её солнечный, счастливый характер. – Ну что – пошли, «девочка Лия»? – уже с большим нетерпением спросила я. Мне очень хотелось посмотреть эти, другие, «этажи» пока ещё хватало на это сил. Я уже успела заметить, какая большая разница была между этим, в котором мы находились сейчас, и «верхним», Стеллиным «этажом». Поэтому, было очень интересно побыстрее «окунуться» в очередной незнакомый мир и узнать о нём, по-возможности, как можно больше, потому что я совсем не была уверена, вернусь ли сюда когда-то ещё. – А почему этот «этаж» намного плотнее чем предыдущий, и более заполнен сущностями? – спросила я. – Не знаю... – пожала своими хрупкими плечиками Стелла. – Может потому, что здесь живут просто лишь хорошие люди, которые никому не делали зла, пока жили в своей последней жизни. Поэтому их здесь и больше. А наверху живут сущности, которые «особенные» и очень сильные... – тут она засмеялась. – Но я не говорю про себя, если ты это подумала! Хотя бабушка говорит, что моя сущность очень старая, больше миллиона лет... Это ужас, как много, правда? Как знать, что было миллион лет тому назад на Земле?.. – задумчиво произнесла девочка. – А может быть ты была тогда совсем не на Земле? – А где?!.. – ошарашено спросила Стелла. – Ну, не знаю. Разве ты не можешь посмотреть?– удивилась я. Мне тогда казалось, что уж с её-то способностями возможно ВСЁ!.. Но, к моему большому удивлению, Стелла отрицательно покачала головкой. – Я ещё очень мало умею, только то, что бабушка научила. – Как бы сожалея, ответила она. – А хочешь, я покажу тебе своих друзей? – вдруг спросила я. И не дав ей подумать, развернула в памяти наши встречи, когда мои чудесные «звёздные друзья» приходили ко мне так часто, и когда мне казалось, что ничего более интересного уже никак не может быть... – О-ой, это же красота кака-ая!... – с восторгом выдохнула Стелла. И вдруг, увидев те же самые странные знаки, которые они мне показывали множество раз, воскликнула: – Смотри, это ведь они учили тебя!.. О-о, как это интересно! Я стояла в совершенно замороженном состоянии и не могла произнести ни слова... Учили???... Неужели все эти года я имела в своём же мозгу какую-то важную информацию, и вместо того, чтобы как-то её понять, я, как слепой котёнок, барахталась в своих мелких попытках и догадках, пытаясь найти в них какую-то истину?!... А это всё уже давным-давно у меня было «готовеньким»?..

o-ili-v.ru

Формирование газоконденсатных систем, их состав и свойства

Газоконденсатные системы, газоконденсаты или конденсатные газы являются свободными жирными газами, которые в естественных условиях недр насыщены парами жидких УВ, а иногда содержат гетероатомные соединения, включая смолы и асфальтены.

Таким образом, газоконденсаты – пластовые газообразные углеводородные системы, содержащие жидкие компоненты нефти в растворенном парообразном состоянии.

К конденсатным газам или к газоконденсатам относятся жирные газы с содержанием конденсата выше 25-30 см3/м3. Сухие и тощие газы, в которых содержание конденсата не достигает промышленных концентраций (менее 25-30 см3/м3), относятся к чисто газовым залежам.

Среди компонентов в ГКС преобладает метан, а среди ТУВГ – этан. Доля пентанов в сумме с высшими УВ в среднем составляет 3,5 %, но может превышать 13 %. Кроме углеводородных компонентов в ГКС могут присутствовать неуглеводородные компоненты, среди которых наиболее распространены сероводород, углекислый газ и азот.

Образование ГКС можно объяснить практической несжимаемостью нефти, и сверхсжимаемостью газов, за счет которой плотность газов при повышении давления в пластовых условиях становится идентичной или даже выше плотности отдельных компонентов нефтей. Таким образом, характерной особенностью газоконденсатов является их подчинение законам обратного (ретроградного) испарения и конденсации.

Существование газоконденсатных систем связано в основном с глубиной их залегания, поскольку от неё зависит пластовое давление и температура. ГКС находятся на глубинах от 700 (Елшанское месторождение) до 6000 м. Пластовое давление в них колеблется в широких пределах: от 7,5 до 62 МПа и выше, а пластовая температура – от 24 до 195ºС. Конденсаты ГКС, расположенных на больших глубинах, приближаются по своим свойствам к нефтям. Однако на этих же глубинах могут находиться и легкие ГКС. Нижний предел существования ГКС ограничен температурой, поскольку с её высокими значениями связаны процессы термодеструкции и метанизации жидких УВ.

По происхождению газоконденсаты разделяются на первичные и вторичные. Первичные газоконденсаты непосредственно генерируются ОВ осадочных пород на больших глубинах ниже главной зоны нефтеобразования и выше зоны генерации сухих газов. Предельная глубина их существования зависит от температуры.

Вторичные газоконденсаты формируются при погружении нефтегазовых или газонефтяных залежей. В результате увеличения давления и температуры происходит ретроградное испарение, растворение и термодеструкция жидких УВ. Тяжелые фракции нефти при этом выпадают в осадок и превращаются в порах коллектора в природные битумы – кериты или антраксолиты. Залежи вторичных газоконденсатов часто имеют нефтяную оторочку и повышенное содержание конденсата. Конденсатный фактор является очень важной характеристикой ГКС и может достигать 1500 г/см3.

В стандартных условиях конденсаты представляют собой жидкости, обычно прозрачные, бесцветные или слабоокрашенные в коричневатый или зеленоватый цвет. Различают сырые и стабильные конденсаты. Сырые конденсаты отличаются от стабильных наличием в них при нормальных условиях растворенных и ещё не дегазированных газообразных УВ, содержание которых достигает 20-30 % по весу.

Конденсаты характеризуются большим разнообразием физических свойств и химического состава. Плотность стабильного конденсата меняется от 0,62 до 0,84 г/см3, температура кипения находится в пределах от 30 до 250 ºС. Однако встречаются конденсаты, конец кипения которых лежит в пределах 350-500 ºС. Сырые конденсаты начинают кипеть при температуре 24 ºС.

Состоят конденсаты в основном из УВ. Иногда они содержат до 5 % смол, до 0,3 % асфальтенов, и до 1,4 % серы. Некоторые конденсаты содержат до 20 % парафина. В целом, по сравнению с нефтью, конденсаты состоят из более простых и легких компонентов.

По термодинамическому и фазовому состоянию газоконденсатные залежи образуют три группы:

1.Чисто газоконденсатные (однофазные залежи).

2.Нефтегазоконденсатные (двухфазные залежи), когда размеры парообразной части залежи значительно больше размеров нефтяной оторочки.

3.Газоконденсатнонефтяные – это нефтяные залежи с газоконденсатными шапками.

studfiles.net


Смотрите также