2 Формирование газоконденсатных систем, их состав и свойства

Газоконденсатные системы, или газоконденсаты, – это газообразные углеводородные системы, представленные свободными жирными газами, которые в условиях недр насыщены парами жидких УВ, а иногда содержат в парообразном состоянии и гетероатомные соединения, включая смолы, асфальтены и другие неуглеводородные компоненты. Характерной газоконденсатов является подчинение законам обратного (ретроградного) испарения и конденсации.

В компонентном составе ГКС преобладает метан, а среди ТУВГ – этан. Доля пентанов в сумме с высшими УВ в среднем составляет 3,5 %, но может превышать 13 %. Среди неуглеводородных компонентов наиболее распространены сероводород, углекислый газ и азот.

Образование ГКС связано с несжимаемостью нефти, и сверхсжимаемостью газов. За счёт этого плотность газов при повышении пластового давления может стать идентичной или даже выше плотности отдельных компонентов нефтей и в первую очередь УВ бензиновой фракции, которые первыми начинают растворяться в газе.

Существование газоконденсатных систем связано в основном с глубиной их залегания, поскольку от неё зависит пластовое давление и температура. ГКС находятся на глубинах от 700 (Елшанское месторождение) до 6000 м. Пластовое давление в них колеблется в широких пределах: от 7,5 до 62 МПа и выше, а пластовая температура – от 24 до 195 ºС. Конденсаты ГКС, расположенных на больших глубинах, приближаются по своим свойствам к лёгким нефтям. Однако на этих же глубинах могут находиться и легкие ГКС. Нижний предел существования ГКС ограничен температурой, поскольку с её высокими значениями связаны процессы термодеструкции, или метанизации, жидких УВ.

Газоконденсаты разделяются по происхождению на первичные и вторичные. Первичные газоконденсаты непосредственно генерируются ОВ осадочных пород на больших глубинах, которые лежат ниже главной зоны нефтеобразования, но выше зоны генерации сухих газов.

Вторичные газоконденсаты формируются при погружении двухфазных нефтегазовых или газонефтяных залежей. В результате увеличения давления и температуры происходит ретроградное испарение и растворение жидких УВ, а затем и их термодеструкция. Тяжелые фракции нефти при этом выпадают в осадок и превращаются в порах коллектора в природные битумы – кериты. Например, такие случаи зафиксированы в Восточно-Кубанской впадине Западного Предкавказья, где установлено, что в новейшее время некоторые газонефтяные залежи испытали погружение на 4310 м, с глубины 900 м до 5210 м. При этом пластовое давление возросло на 61,3 МПа, от 9 до 70,3 МПа, а температура – на 127 °С, от 50 до 177 °С.

Залежи вторичных газоконденсатов часто имеют нефтяную оторочку и повышенное содержание конденсата. Конденсатный фактор является очень важной характеристикой ГКС и может превышать 1500 г/м³.

В стандартных условиях конденсаты представляют собой жидкости, обычно прозрачные, бесцветные или слабоокрашенные в коричневатый или зеленоватый цвет. Различают сырые и стабильные конденсаты. Сырые конденсаты отличаются от стабильных наличием в них при нормальных условиях растворенных и ещё не дегазированных газообразных УВ, содержание которых достигает 20-30 % по весу.

Конденсаты характеризуются большим разнообразием физических свойств и химического состава. Плотность стабильного конденсата меняется от 0,62 до 0,84 г/см³, температура кипения находится в пределах от 30 до 250 ºС. Однако встречаются конденсаты, конец кипения которых лежит в пределах 350-500 ºС. Сырые конденсаты начинают кипеть при температуре 24 ºС.

Состоят конденсаты в основном из УВ. Иногда они содержат до 5 % смол, до 0,3 % асфальтенов, и до 1,4 % серы. Некоторые конденсаты содержат до 20 % парафина. В целом, по сравнению с нефтью, конденсаты состоят из более простых и легких компонентов.

По фазовому состоянию газоконденсатные залежи образуют три группы:

1. Чисто газоконденсатные залежи.

2. Нефтегазоконденсатные залежи – это двухфазные залежи, когда размеры их газоконденсатной части больше размеров нефтяной части.

3. Газоконденсатнонефтяные залежи – это двухфазные залежи, когда размеры их нефтяной части больше размеров газоконденсатной части.