Физико - химические свойства конденсата

Содержание
Введение…………..……………….…………....…………………….… 3
1. Физико – химические свойства конденсата...……………….....…... 5
2. Химический состав конденсата...…………………………….......… 7
3. Изучение физико – химической характеристики конденсата.……. 9
Заключение...……………….………..................................................... 11
Список литературы………....……………………………...……...….. 12

Введение
Конденсатом называют углеводородную смесь (С5 H12 + С6 H14 + высш.), находящуюся в газоконденсатной залежи в газообразном состоянии и выпадающую в виде жидкости при снижении пластового давления до давления начала конденсации и ниже его в процессе разработки залежи.
Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как давление начала конденсации. 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. В этот момент в пласте начнет выделяться конденсат, что не только приведет к потерям ценных УВ в недрах, но и отразится на подсчете запасов и показателях проектов разработки, поскольку изменится объем пустотного пространства пласта, состав и свойства газа.
Важной характеристикой газа газоконденсатных залежей является величина конденсатно-газового фактора, показывающая количество сырого конденсата в см3, приходящегося на 1 м3 отсепарированного газа.
Количественное соотношение фаз в продукции газоконденсатных месторождений оценивается газоконденсатным фактором – величиной обратной конденсатно-газовому фактору, показывающей отношение количества добытого (м3) газа (в нормальных атмосферных условиях) к количеству полученного конденсата (м3), улавливаемого в сепараторах. Величина газоконденсатного фактора изменяется для разных месторождений от 1500 до 25000 м3/м3.
Под сырым конденсатом подразумевают при стандартных условиях жидкие углеводороды (С5 H12 + высш.) с растворенными в них газообразными компонентами (метаном, этаном, бутаном, пропаном, сероводородом и др.)
Стабильный конденсат состоит только из жидких углеводородов – пентана и высших (С5 H12 + высш.). Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в пределах 40 ÷ 200° С. Молекулярная масса – 90-160. Плотность стабильного конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см3 и находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава.
По количеству конденсата газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150 см3/м3), средним (150-300 см3/м3), высоким (300-600 см3/м3) и очень высоким (более 600 см3/м3).
1. Физико – химические свойства конденсата
Конденсат представляет собой легкую бесцветную или слабоокрашенную углеводородную жидкость, плотность которой не превышает 760 – 780 кг/м3. Конденсат включает в себя большое количество тяжелых углеводородов, в которых выделяют бензиновые, легроиновые, керосиновые и возможно более тяжелые масляные фракции.
Конденсат содержит углеводороды гомологического ряда метана с общей формулой CnH2n+2. Такие компоненты, как пропан С3Н8, пропилен С3Н6, изобутан i=C4H10, нормальный бутан n=C4H10, бутилены С4Н8 при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии. При повышенных давлениях в пластовых условиях это жидкости. Изопентан i=C5H12, нормальный пентан n=C5H12, гексан и более тяжелые углеводороды при нормальных условиях находятся и жидком состоянии и входят в состав бензиновой фракции.
Различают насыщенный (содержащий растворенный газ) и стабильный конденсат. Его плотность можно рассчитать графоаналитических методом, а также методом с использованием приведенных и других параметров.
Плотность (в г/см3) стабильного конденсата, содержащего компоненты С5 + высшие (условное обозначение С5 + в), можно определить, например, по следующим выражениям:
ρс5+в=1,03Мк/(44,23+Мк) (1)
ρс5+в=1,91n-1,96 (2)
lgМc5+в=1,94+0,002Ткип+lg⁡(2,15-n) (3)
Где, Мк - молекулярная масса конденсата;
n – коэффициент преломления;
Ткип - температура кипения.
Коэффициент термического расширения конденсата обычно изменяется от 0,75 до 0,85 1/оС, коэффициент сжимаемости конденсата составляет примерно 2 1/ГПа.
Расчет плотности насыщенного конденсата более сложен. Многочисленные методы вычисления этого параметра приведены во многих опубликованных работах.
Коэффициент динамической вязкости стабильного конденсата (в мПа∙с) зависит от давления и температуры и для 30 оС<T<200 оС, 1 МПа<p<50 МПа может быть оценен по следующей эмпирической формуле
Мс5+в=100Т(0,34+4∙10-4ррат) (4)
2. Химический состав конденсата
Химический состав конденсата близок к составу нефти. Разница состоит в том, что в конденсате практически отсутствуют твердые углеводороды, а доля высокомолекулярных жидких весьма мала. Конденсаты состоят, в основном, из пентанов, гексанов и гептанов. Кроме метановых углеводородов в их составе широко распространены ароматические и нафтеновые. Конденсаты, как правило, мало смолисты, а асфальтенов не содержат. Как и нефти, они могут иметь различный групповой состав.
Например, химический состав конденсата может являться важным показателем при оценке промышленных запасов нефти в залежи. Известно, что если легкие (бензиновые) фракции нефти состоят в основном из нафтеновых углеводородов, то в ней содержится обычно незначительное количество (в пластовых условиях) этана, пропана и бутанов. Количество же последних (легких низкокипящих углеводородов) в газе определяет растворимость в нем С5 высшие. Если легкие низкокипящие углеводороды отсутствуют в нефти или содержатся в незначительном количестве, они практически не будут присутствовать и в газе, находящемся над нефтью. В таком случае даже при наличии больших запасов нефти в газе не могут раствориться значительные количества тяжелых углеводородов. Поэтому из нафтеновой нефти в газовую фазу переходит значительно меньше углеводородов С5 высшие, чем из парафиновой нефти в тех же условиях. Конденсат этих газов будет богат нафтеновыми углеводородами, но количество его будет незначительным. Следовательно, и при малом выходе конденсата (если он состоит в основном из нафтеновых углеводородов), можно ожидать наличие нефтяной оторочки.
По данным В. А. Чахмахчева, химический состав конденсатов в значительной степени зависит от состава родоначальных нефтей, соотношения масс нефтей и газов, термодинамических условий в пластах.
Скорости конденсации компонентов при испарении из этих эвтектик имеют наибольшие значения при температурах их плавления. Химический состав конденсата показывает, что из углеродсодержащей эвтектики в основном испаряется углерод. Содержание металла в конденсате при максимальной скорости испарения минимально.
В настоящее время конденсат, как правило, закачивают в нефть и перерабатывают на нефтеперерабатывающих заводах. Более эффективной при благоприятном химическом составе конденсата является самостоятельная его переработка, позволяющая получать большой ассортимент химических продуктов.
Генезис конденсатов, или газорастворенных нефтей, пока еще недостаточно изучен. Одной из основных трудностей, возникающих при изучении химического состава конденсатов, является то, что на их фазовое состояние влияет режим пласта - при разработке и при отборе проб часто наблюдается выпадение нефтяных компонентов.
Химический состав конденсата необычен: 80 % метановых углеводородов, 15 % ароматических при почти полном отсутствии нафтеновых.
При разработке газоконденсатных месторождений без поддержания пластового давления путем закачки сухого газа или воды в пласте содержатся газ и жидкий конденсат. Часть конденсата находится в неподвижном состоянии. Остальная часть конденсата движется вместе с газом к забоям скважин. Таким образом, фильтрация двухфазной системы в некоторой степени аналогична фильтрации газированной жидкости. При этом по мере падения давления изменяются количество и химический состав конденсата и газа и их физические свойства: плотность и динамический коэффициент вязкости.
3. Изучение физико – химической характеристики конденсата
Проба сырого конденсата подвергается дегазации, затем дебутанизации. Дебутанизированный конденсат используется для определения плотности, фракционного состава, вязкости, молекулярной массы, температуры помутнения и застывания, содержания смол, асфальтенов, твердых парафинов, показателя преломления, температуры вспышки, относительного распределения нормальных алканов, содержания минеральных солей.
Проба дегазированного конденсата используется для определения в конденсате воды, общей серы. Эта проба подвергается разгонке на АРН для определения товарных свойств конденсата (количеств и свойств бензиновых и дизельных фракций). Разгонка пробы на ректификационном аппарате ЦИАТИМ-58а в один этап (до 200оС при атмосферном давлении) позволяет получить фракцию для определения индивидуального углеводородного состава. А разгонка в два этапа (до 200оС при атмосферном давлении и от 200 до 550оС под вакуумом) позволяет получить фракции для определения группового углеводородного состава, построения кривых разгонки (кривых ИТК) и получения свойств отдельных фракций.
Все полученные физико-химические характеристики проб конденсата, отобранные при исследовании скважин группы А-2, необходимо обработать графическим методом для определения истинных характеристик конденсатов. Обработка производится по аналогии с определением истинного компонентного состава пластового газа и потенциала С5+ .
Стандартными методами определяются следующие показатели:
Плотность. ГОСТ 3900-85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности. Действителен до 01.01.97 г. Наибольшее распространение в практике нефтяных лабораторий получили пикнометрический и ареометрический методы. Пикнометрический метод основан на сравнении массы определенного объема конденсата с массой такого же объема воды при одинаковой температуре. Это один из наиболее точных методов. Существует ГОСТ 22524-77Е. Пикнометры стеклянные, технические условия.
Фракционный состав. ГОСТ 2177-82. Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава.
Вязкость. ГОСТ 33-82. Нефтепродукты. Метод определения кинематический и расчет динамической вязкости.
Температура помутнения и застывания. ГОСТ 5066-56. Топливо моторное. Методы определения температуры помутнения и начала кристаллизации, срок действия без ограничения. ГОСТ 20287-91. Нефтепродукты. Метод определения температуры текучести и застывания.
Содержание смол, асфальтенов и твердых парафинов. ГОСТ 11858-66. Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания асфальтеново-смолистых веществ. Действовал до 1988 г. В настоящее время отменен. ГОСТ 11851-85. Нефть. Метод определения парафина.
Показатель преломления. ГОСТ 24908-81. Рефрактометры лабораторные, типы, основные параметры и технические требования.
Температура вспышки. ГОСТ 6356-75. Нефтепродукты. Продукты химические органические. Метод определения температуры вспышки в закрытом тигле.
Содержание минеральных солей. ГОСТ 21534-76. Нефть. Методы определения содержания хлористых солей.
Заключение
Газовый конденсат представляет собой бесцветную или слабоокрашенную жидкость. В природных условиях (в залежах), как правило, находится в газообразном состоянии. Конденсируется из природных (пластовых) газов при повышении давления (выше давления начала конденсации) и/или понижении температуры (точка росы по углеводородам). Состоит из бензиновых (интервал кипения от 30-80 до 200°С), керосиновых (200-300°С) и, в меньшей степени, более высококипящих компонентов. Для большинства газовых конденсатов выход бензиновых фракций составляет 70-85%.
В зависимости от наличия/отсутствия в продукте газов различают нестабильный газоконденсат (сырой газоконденсат), который содержит в своём составе растворённые газы, и стабильный газоконденсат, получаемый путём дегазации нестабильного (в основном методом ректификации).
В свою очередь стабильный конденсат в зависимости от места производства делится на промысловый конденсат (lease condensate - англ.), получаемый непосредственно на промысле, рядом со скважиной, и заводской конденсат (plant condensate - англ), производимый на газоперерабатывающих заводах.
Список литературы
Андреев, А.Ф. Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности / А.Ф. Андреев, В.Ф. Дунаев, В.Д. Зубарева, и др.. - М.: Олита, 2018. - 342 c.;
А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Аметов, А.Г. Ковалев. Физика нефтяного и газового пласта. Москва, издательство «НЕДРА». 1992 г. – 268 с.;
Бакулин, В.Н. Газовые топлива и их компоненты. Свойства, получение, применение, экология. Справочник / В.Н. Бакулин. - М.: Московский энергетический институт (МЭИ), 2018. – 206 c.;
Кадырбекова, Ю. Д. Ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа и газового конденсата. Учебник / Ю.Д. Кадырбекова, Ю.Ю. Королева. - М.: Издательский центр "Академия", 2015. - 320 c.