Пример:

Газовый конденсат месторождения «Шатлык» обозначается шифром: IА₃H₁Ф₁, т.е. конденсат класса I, типа А₃ (по содержанию ароматических углеводородов в бензиновой фракции), вида H₁ (по содержанию н-алканов во фракции дизельного топлива), группы Ф₁ (по фракционному составу).

Уренгойский газовый конденсат залежи БУ-14 - IA₂H₃Ф₂;

Оренбургский газовый конденсат - IIIА₂Н₄Ф₃;

Газовый конденсат месторождения Бахар - IА₂Н²Ф₁;

Газовый конденсат месторождения Наип - IA₁H₂Ф₂;

Газовый конденсат месторождения Сев. Мубарек - IIA₂H₄Ф₃;

В зависимости от степени подготовки газового конденсата при индексации используются буквы Д₁-и Д₂.

8. Газовые конденсаты классифицируются в начальной стадии разработки месторождения. По мере эксплуатации месторождения контролируются показатели технологической классификации газовых конденсатов и при изменении даже одного из них, производится корректировка технологического шифра.

9. Для классификации, газовые конденсаты подвергают анализу по показателям и методам, указанным в таблице 2.

Таблица 2

Показатели	Метод испытаний
1. Давление насыщенных паров Па (мм рт. ст.)	ГОСТ 1756-52
2. Массовая доля серы в газовом конденсате и дистиллятных топливах, %	ГОСТ 19121-73
3. Фракционный состав (температура конца кипения) газового конденсата,°С	ГОСТ 2177-66
4. Массовая доля ароматических углеводородов, %	ГОСТ 6994-74
5. Массовая доля н-алканов, %	ГОСТ 15095-69
6. Температура застывания, 0С	ГОСТ 20287-74

Общие схемы подготовкии переработки углеводородных газов

Переработка газового кон­денсата обычно совмещается с переработкой газа. По этой причине кратко рассмотрим схемы подготовки к переработке попутного нефтяного газа, которые сопутствуют получению газового конденсата.

Подготовка и переработка газа имеют ряд особенностей, существенно влияющих на выбор схемы и последующую эксплуатацию производства, среди которых можно выделить следующие:

1) уменьшение пластового давления в течение времени эксплуа­тации снижает давление сырого газа на входе в установку его подготовки. 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. Для поддержания требуемого давления приходится со временем устанавливать дополнительное оборудование (дожимные компрессоры, насосы, сепараторы);

2) значительное изменение состава добываемого газа по мере падения пластового давления: растет концентрация легких углеводородов и падает тяжелых (С₅ и выше) (рис. 1). Изменяется также и состав конденсата на газоконденсатных место­рождениях (рис. 2);

Рис..1. Выход нестабильного конденсата (1) и углеводородов от пентана и выше (2) по годам эксплуатации Вуктыльского ГКМ

Рис..2. Выход фракций н.к. – 180^оС (1) и 180^оС - к.к. (2) конденсата Карадагского ГКМ в зависимости от пластового давления

3) в результате изменения состава сырого газа и конденсата в ходе эксплуатации меняются материальные потоки по основным технологическим аппаратам и соответственно режим их работы (давления, температуры).

На рис.3 представлена последовательность технологических операций в общих схемах очистки и переработки трех ти­пов углеводородных газов - природного, газоконденсатного и нефтяного (попутного). Каждая из этих схем неоднозначна, по тем или иным соображениям, как уже упоминалось, последовательность процессов в ней может быть иной.

Р ис..3. Общая схема подготовки к переработке газа Астраханского ГКМ:

1 - скважины, 2 - сепарация конденсата; 3 - -очистка от кислых газов (H₂S, CO₂); 4 - осушка; 5 - извлечение тяжелых углеводородов (С₃₊); 6 - отделение воды; 7 - стабилизация конденсата, 8 - произ­водство серы; 9 - фракционирование смеси углеводородов; 10 - вторая ступень очистки от кислых газов (H₂S и CO₂) при низком давлении, 11 - водо­очистка;

I и II - сырой и товарный газы; III - диоксид углерода; IV - сера; V - ШФЛУ, VI - стабильный газовый бензин; VII - стабильный конденсат; VIII - вода; IX X- механические примеси.

Схема включат две группы процессов - очистку и переработку газа (2 - 5) и обработку и утилизацию продуктов, отделяемых от газа (6 - 11).

В основную группу процессов очистки и переработки газа входят следующие:

сепарация конденсата 2 - отделение жидкой фазы, выносимой газом из скважины;

отделение вредных примесей 3 - углекислого газа и сероводорода;

глубокая осушка газа от влаги 4до точки росы минус 30°С и ниже;

отбензинивание газа 5 - удаление из него углеводородов от пропана и выше;

Исходя из рассмотренных выше схем подготовки к переработке газов, получение стабильного конденсата можно представить схемой I.

На рис. 4 показаны общие схемы переработки трех наиболее известных в стране газовых конденсатов. Объединяющим прин­ципом для них является начальная их дистилляция на фракции с последующим облагораживанием фракций - гидроочисткой от серосодержащих соединений и каталитическим риформингом (ароматизацией) бензиновой фракции.

Рис. 4. Схема переработки Оренбургского и Астраханского (в) и Карачага-накского (6) газовых конденсатов:

Д - дистилляция, ГО - гидроочистка, КР - каталитический риформинг; ВСГ - водородсодержащий газ; УГ - углеводородный газ; СтБ - стабильный бензин; ДТ и КТ - дизельное и котельное топлива (цифры на линиях - пределы кипения фракций)

Группа процессов обработки и утилизации продуктов, выделенных из газа в процессе его переработки, включает отделение воды и механических примесей 8 от газового конденсата и по­следующая его стабилизация 9 и переработка.

Сероводород обычно перерабатывается на месте 10 с получе­нием элементной серы.

Углеводороды тяжелее пропана перерабатываются на фрак­ционирующей установке 12 с получением ШФЛУ и стабильного газового бензина.