Сырой и стабильный конденсат. Потери конденсата

СЫРОЙ И СТАБИЛЬНЫЙ КОНДЕНСАТ. СЫРЬЕВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КОНДЕНСАТОВ

Газовым конденсатом называют смесь жидких углеводородов ( ), выделенную из природного газа.

Различают сырой и стабильный газоконденсат. Сырой конденсат содержит растворенные газовые углеводороды — метан, этан, пропан, бутан, иногда и неуглеводородпые газы— СO₂, H₂S, N₂. Растворимость газовых углеводородов в жидких растет со снижением температуры и повышением давления, т. е. состав сырых конденсатов зависит от условий их выделения из природного газа. Сырой конденсат получается при промысловой сепарации продукции скважин.

Стабильным  конденсатом считается углеводородная жидкость с упругостью паров, в соответствии с отраслевым стандартом ОСТ 51.65—80, 0,067 (летом) и 0,093 (зимой) МПа. Стабильный конденсат служит сырьем для переработки в жидкие топлива и нефтехимические продукты. Сырьевые свойства стабильных газовых конденсатов определяются фракционным и химическим (групповым) составом.

По фракционному составу конденсаты весьма разнообразны. Некоторые состоят почти полностью  из бензиновых фракций (Оренбургское месторождение), другие наряду с бензиновыми содержат дизельные фракции (Уренгойское), есть месторождения (Вуктыльское, Даулетабадское), конденсат которых содержит фракции, выкипающие выше 360°С (мазут) и даже выше 400°С (масляные фракции). Но, как правило, в отличие от нефти газовые конденсаты на 95—100% состоят из светлых фракций, содержание которых в нефтях составляет  15—25%.

По групповому составу судят о возможных направлениях переработки конденсата — топливном, химическом или топливно-химическом. Групповой состав конденсатов также чрезвычайно разнообразен. В одних конденсатах преобладает метан (Оренбург— метановых 70%), в других — нафтеновые (Усть-Часельское — нафтеновых 84%), ароматические (Березанское—ароматических 40%) или смешанные углеводороды (Майкопское — ароматических 39%, нафтеновых 28%, метановых 33%).

При разработке месторождений на истощение в  результате ретроградных явлений в  пласте выделяются в первую очередь  наиболее цепные высококипящие ароматические  и нафтеновые углеводороды. Таким  образом, ретроградная конденсация  в пласте не только уменьшает выход  конденсата, но и снижает его качество, так как при наличии ароматических  и нафтеновых углеводородов из газоконденсата можно получать бензины требуемого качества лишь его физической перегонкой. Снижение же содержания ароматических углеводородов в конденсате требует применения вторичных процессов для повышения качества бензинов. С этой точки зрения, оценивая систему разработки газоконденсатного месторождения, недостаточно говорить об изменении газоконденсатного фактора, но следует подчеркивать и изменение группового состава.