Чем газовый конденсат отличается от нефти?
Наверняка даже самый далекий от нефтегазовой сферы слышал про т.н. газовый конденсат. Но при этом даже не все нефтяники знают, что это такое и чем он отличается от нефти.
Например в прошлом году Новатэк открыл новое месторождение. В пресс-релизе написано следующее:
Компания НОВАТЭК сообщила об открытии нового газоконденсатного месторождения на Гыданском полуострове. Извлекаемые запасы природного газа месторождения оцениваются в объеме 52 млрд куб. м, запасы жидких углеводородов (газовый конденсат) — 2 млн тонн.
К сожалению мало кто может внятно сказать, что такое газовый конденсат. Даже профессионалы-нефтяники могут выдавать такие определения, что голова кругом идет. Одни утверждают, что просто легкая нефть. Мол если 0,82 г/см3 и легче — это газовый конденсат.
Другие делают упор на состав. Если газовый конденсат, то в нем мало АСПО (асфальтосмолистых и парафинистых отложений). Также в ней нет тиофеновой серы и изопреноидов. Третьи делают упор на фракционный состав. Если в жидкости более 12,5% предельных алканов С5-С14 (пентан-тетрадекан), то это газовый конденсат. И так далее.
Только это все неправильно. Самое же забавное заключается в том, что если взять эти вещества и подвергнуть анализу в лабораторных нормальных условиях, то … не будет никакой разницы. Потому что нефть и газовый конденсат сами по себе очень неоднородные вещества и очень сильно могут отличаться друг от друга. Даже если они добываются из одной скважины, при условии, что эксплуатируются разные пласты. Я вообще не понимаю суть этих споров, ведь в учебники геологии хорошо расписаны ретроградные явления, которые и приводят к появлению газового конденсата.
Отличите же между нефтью и газом заключается одном — в каком виде они находятся в пластовых условиях.
Все, что содержится в пласте называется флюидом. Это нефть, газ и вода+газовый конденсат. Нефть, естественно, находится в жидком состоянии. Если в месторождении есть газ, то под огромным давлением он растворяется в нефти, полностью или частично.
Но бывает и иная ситуация, когда нефть растворяется в газе. Для этого должно выполняться три условия:
Газа в пласте больше, чем нефти
Температура пласта 90–95 градусов
Давление не ниже 200–250 атмосфер (20–25 МПа).
И в таких условиях не газ растворяется в нефти, а наоборот, жидкая нефть переходит в газообразное агрегатное состояние и растворяется в газе. Такое явление называется ретроградным (обратным) испарением.
Когда происходит добыча, то газ с растворенной в нем нефтью поднимается наружу. Падает температура и давление, растворенная в газе нефть выпадает в осадок. Это и есть тот самый газовый конденсат. Само явление называется ретроградной (обратной) конденсацией.
Итак, различие между нефтью и газовым конденсатом заключается в фазовом состоянии жидких углеводородов (при нормальных условиях) в пластовых условиях. Если в пластовых условиях смесь углеводородов находится в жидком состоянии — это нефть. Если же она растворена в газе и в пластовых условиях представляет собой газ, а в жидкое состояние возвращается при снижении давления/температуры на поверхности — это газовый конденсат.
Газовый конденсат получают в газоконденсатных залежах. Крупнейшим месторождением такого типа в мире является Уренгойское, которое содержит в своих недрах потрясающее воображение 1,2 миллиарда тонн конденсата. Но вот добыть его, увы, получится не весь.
Проблем заключается в том, что при падении давления при разработке он выпадает прямо в пласте. Выпавший конденсат считается безвозвратно утерянным. Чтобы избежать этого, необходимо не допускать падения пластового давления. Технология давно известна — это сайклинг (cycling). Она заключается в том, что газ добывают вместе с конденсатом, от полученного газа отделяют жидкую фазу (отбензинивают), а сухой газ закачивают обратно в пласт для повышения давления выше криконденбара (наибольшее давление, при котором жидкая и газовая фаза находятся в состоянии равновесия).
Только эта технология на практике не применяется у нас в стране, да и вообще нигде. Были опытные испытания в Канаде, показали блестящие результаты, но на этом все заглохло. Причина банальна — это стоит очень дорого. Дороже, чем стоимость конденсата.
В реальности же стараются эксплуатировать месторождение на таких режимах, чтобы в нем максимально долго поддерживалось давление выше начала точки росы (давления выпадения конденсата).
Важной характеристикой газоконденсатных залежей является конденсатно-газовый фактор, показывающий содержание сырого конденсата (см3) в 1 м3 отсепарированного газа. Этот показатель может быть от десяти до семьсот кубических сантиметров.
На практике используется также характеристика, которая называется газоконденсатным фактором, — это количество газа (м3), из которого добывается 1 м3 конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для разных месторождений от 1500 до 25 000 м3/м3.
Газовый конденсат представляет собой легкую прозрачную жидкость разных оттенков желтого цвета, имеющую резкий запах углеводородов. Оттенок зависит от глубины добычи. С вышележащих пластов она слегка желтая, иногда почти бесцветная. А с нижележащих темная, почти черная, внешне не отличима от нефти. Объясняется это просто — чем выше пласт. тем ниже в нем давление. Поэтому растворяются в газе самые легкие и светлые жидкие углеводороды. При росте давления (при снижении глубины пласта) начинают растворяться более плотные углеводороды, которые придают темный цвет.
Конденсат, который извлекают на поверхность, называется сырым или нестабильным. Он содержит много газа, который растворен в нем (алканы ряда метан-бутан). Через некоторое время они испаряются и получается стабильный конденсат, которой состоит только из жидких в стандартных условиях жидких углеводородов (от пентана и выше).
Газовый конденсат ценное ископаемое. Он содержит мало АСПО, поэтому из него получают высококачественный бензин, а также он используется химической промышленностью для получения ароматических углеводородов
Автор: Сигурд Сигурдов
Оригинал
