Их состав и свойства

Газоконденсатные системы, газоконденсаты или конденсатные газы являются свободными жирными газами, которые в естественных условиях недр насыщены парами жидких УВ, а иногда содержат гетероатомные соединения, включая смолы и асфальтены.

Таким образом, газоконденсаты – это пластовые газообразные углеводородные системы, содержащие жидкие компоненты нефти в растворенном парообразном состоянии.

К конденсатным газам или к газоконденсатам относятся жирные газы с содержанием конденсата выше 25-30 см³/м³. Сухие и тощие газы, в которых содержание конденсата не достигает промышленных концентраций (менее 25-30 см³/м³), относятся к чисто газовым залежам.

Среди компонентов в ГКС преобладает метан, а среди ТУВГ – этан. Доля пентанов в сумме с высшими УВ в среднем составляет 3,5 %, но может превышать 13 %. Кроме углеводородных компонентов в ГКС могут присутствовать неуглеводородные компоненты, среди которых наиболее распространены сероводород, углекислый газ и азот.

Образование ГКС можно объяснить практической несжимаемостью нефти, и сверхсжимаемостью газов, за счет которой плотность газов при повышении давления в пластовых условиях становится идентичной или даже выше плотности отдельных компонентов нефтей. Таким образом, характерной особенностью газоконденсатов является их подчинение законам обратного (ретроградного) испарения и конденсации.

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 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 и метанизации жидких УВ.

По происхождению газоконденсаты разделяются на первичные и вторичные. Первичные газоконденсаты непосредственно генерируются ОВ осадочных пород на больших глубинах ниже главной зоны нефтеобразования и выше зоны генерации сухих газов. Предельная глубина их существования зависит от температуры.

Вторичные газоконденсаты формируются при погружении нефтегазовых или газонефтяных залежей. В результате увеличения давления и температуры происходит ретроградное испарение, растворение и термодеструкция жидких УВ. Тяжелые фракции нефти при этом выпадают в осадок и превращаются в порах коллектора в природные битумы – кериты или антраксолиты. Например, такие случаи зафиксированы в Западном Предкавказье, где установлено, что газонефтяные залежи в новейшее время испытали погружение с глубины 900 м до 5210 м. при этом пластовое давление возросло от 9 до 70,3 МПа, а температура 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 достигать 1500 г/см³.

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 термодинамическому и фазовому состоянию газоконденсатные залежи образуют три группы:

1. Чисто газоконденсатные (однофазные залежи).

2. Нефтегазоконденсатные (двухфазные залежи), когда размеры парообразной части залежи значительно больше размеров нефтяной оторочки.

3. Газоконденсатнонефтяные - это нефтяные залежи с газоконденсатными шапками.