- •Тема 2. Физико-химические свойства нефти, природного газа и углеводородного конденсата.
- •2.1. Пластовые нефти
- •2.1.1. Классификация нефтей.
- •2.1.2. Физические свойства нефтей.
- •2.2. Пластовые газы
- •2.2.1. Состав природных газов
- •2.2.2. Фазовые состояния
- •2.2.3. Классификация природных газов
- •2.2.4. Газовые законы
- •2.2.5. Физические свойства газов
- •2.3. Газоконденсат
- •2.4. Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений
- •2.4.1. Формы залегания воды в породах.
- •2.4.2. Виды вод нефтяных и газовых месторождений (Условное деление).
- •2.4.3. Химическая классификация подземных вод.
- •2.4.4. Физические свойства пластовых вод.
- •2.5. Общие сведения о запасах нефти, газа и конденсата.
- •2.5.1. Понятие «Запасы углеводородов»
- •2.5.2. Коэффициенты извлечения нефти, газа и конденсата
2.3. Газоконденсат
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 (C5+высш), в которых растворено некоторое количество газообразных УВ - бутанов, пропана и этана, а также H2S и других газов.
Важной характеристикой газоконденсатных залежей является конденсатно-газовый фактор, показывающий содержание сырого конденсата (см3) в 1 м3 отсепарированного газа.
На практике используется также характеристика, которая называется газоконденсатным фактором, - это количество газа (м3), из которого добывается 1 м3 конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для месторождений от 1500 до 25 000 м3/м3.
Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ - пентана и высших (C5+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 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 150см3/м3), средним (150-300 см3/м3), высоким (300-600 см3/м3) и очень высоким (более 600 см3/м3).
Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных 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.
О свойствах газа и газоконденсата в пластовых условиях обычно судят на основании данных об их свойствах в стандартных условиях и расчетов без отбора и анализа глубинных проб газа. Основой таких расчетов являются результаты моделирования фазовых превращений углеводородной смеси в лабораторных установках. Однако следует учитывать, что этот метод недостаточно точен.