Газы конденсатных месторождений

Для отдельного вещества зависимость упругости паров от температуры имеет вид кривой AB, обращенной выпуклостью к оси температур. Кривая заканчивается критической точкой. Сжижение газа при температуре выше критической невозможно. Условно областью жидкого состояния называют область, лежащую выше кривой фазового равновесия между осью ординат и критической изотермой, а вся остальная область относится к области газообразного состояния. Чем выше критическая температура, тем легче он может быть сконденсирован. Критическая температура воздуха минус 140,7, и при обычных параметрах атмосферы (давлении 0,1 МПа и температуре + - 30)он представляет собой газ. Пропан, который содержится во многих природных газах, при обычных условиях может быть легко сконденсирован, его критическая температура 95,7. Наконец вода, находящаяся при обычных условиях в жидкой фазе, имеет критическую температуру 374,15. Сказанное выше относится к чистым жидкостям. Если жидкость представляет собой смесь веществ, тогда давление паров зависит не только от температуры, но и от состава смеси.

Зависимость давления паров от температуры для взаимно растворимых компонентов имеет вид петлеобразной кривой LC1C2C3M. Здесь точка C1-критическая точка смеси. Ей отвечают критическая температура смеси Tкр.см и критическое давление смеси Pкр.см. Левее критической изотермы смеси находится жидкость, правее - газ (пар). Критическая точка не совпадает с экстремальными точками кривой LC1C2C3M. В связи с этим возникает область обратных явлений, т. е. процессов конденсации и испарения, протекающих в направлениях, противоположных тем, которые имеются в обычных условиях.

Рассмотрим процесс испарения, протекающий при постоянной температуре t1. Выше кривой LC1, являющейся кривой кипения, находится жидкость (100%). При понижении давления начинается процесс испарения, и количество жидкой фазы уменьшается. Пунктирные линии на рис. Являются кривыми постоянных отношений жидкость – пар. При пересечении кривой конденсации вся жидкость превращается в пар. Такой процесс является процессом нормального испарения, так как при снижении давления жидкость испаряется. При температуре t2 процесс протекает следующим образом. Выше точки n находится пар. При снижении давления в точке n начинается процесс конденсации. В процессе дальнейшего снижения давления количество конденсата возрастает и в точке n1 достигает максимального значения.

Процесс конденсации отвечающий участку диаграммы n – n1, называют обратной конденсацией. Давление соответствующее точке n1, при котором количество конденсата является максимальным, называют давлением максимальной конденсации. При дальнейшем снижении давления количество конденсата уменьшается(идет процесс нормального испарения), и в точке n2 весь конденсат испаряется. С повышением давления (при t2=const) все процессы протекают в противоположном направлении, а в пределах участка n – n1 происходит обратное испарение. Таким образом, для растворимых смесей при температурах и давлениях, превышающих критические значения, возникает область обратных конденсаций и испарения. Эта область на рис. Заштрихована. Здесь максимальные давления p макс. и температура Tмакс. не совпадают с критической точкой, а лежат на одной кривой конденсации.

Газы конденсатных месторождений представляют собой смесь предельных углеводородов, основной составляющей которых является метан (80…94%). Содержание пентана и более тяжелых углеводородов составляет 2…5%. Однако ввиду того, что конденсат состоит из высокомолекулярных соединений, его массовая доля достигает 25%. Наличие в газе тяжелых углеводородов (вплоть до фракций керосина) является одной из отличительных особенностей газов конденсатных месторождений. Разгонкой конденсата можно получить товарные продукты.

Газоконденсатные месторождения образовались в результате процесса, обратного испарения конденсата, протекающего при высоких давлениях и температурах (в надкритической области), поэтому они располагаются на больших глубинах, где господствуют большие давления. Если отбирать газ из такого месторождения при режиме истощения, то с падением пластового давления происходит конденсация тяжелых углеводородов в самом пласте. При этом сконденсировавшаяся часть газа оказывается потерянной для добычи, так как остаётся адсорбированной в порах газоносного пласта. Количество конденсата, выделяющегося из газа, доходит до 300 см3 на 1 м3 газообразного топлива.

Одна из особенностей разработки газоконденсатного месторождения состоит в том, что процесс переработки газа осуществляют на самом промысле, т. е. добычу и переработку газа физическими методами объединяют в один процесс. Другой отличительной чертой является высокое давление, из-за чего необходимо применяя специальную аппаратуру и трубопроводы. Кроме того, обслуживать оборудование должен высококвалифицированный персонал.

Существует два метода эксплуатации газоконденсатных месторождений: с поддержанием пластового давления нагнетанием в пласт рабочего агента (замкнутый цикл) и без поддержания давления (разомкнутый цикл). Основными факторами, определяющими выбор метода эксплуатации газоконденсатных месторождений, являются: величина промышленных запасов газа в месторождении, количество конденсата, который выделяется из газа при снижении давления, и его состав, режим пласта, однородность пласта по пористости, проницаемость и т. д.

Нагнетание рабочего агента в пласт применяют при достаточных промышленных запасах газа и таком содержании конденсата, при котором капитальные вложения в добычу и переработку газа будут оправданы получаемым конденсатом. При неоднородных коллекторах и недостаточных запасах газа поддержание пластового давления может оказаться экономически не обоснованным. Тогда эксплуатацию осуществляют по разомкнутому циклу, т. е. при режиме истощения. В качестве рабочего агента для нагнетания в пласт служит сухой газ (при соответствующих условиях воздух или вода).

Недостатком такого способа добычи является то, что сухой газ сразу не может быть использован для потребления. Его используют только лишь после добычи из месторождения всего конденсата. Преимущество же состоит в том, что на нагнетание газа затрачивают меньше энергии, чем на воздух, так как давление газа снижают только до давления максимальной конденсации, которое составляет примерно половину давления в пласте.

При эксплуатации газоконденсаторного месторождения по первому методу газ из залежи отбирают через эксплуатационные скважины, а рабочий агент закачивают в пласт через нагнетательные скважины. Сухой газ нагнетают в верхнюю часть залежи. Обладая меньшей плотностью по сравнению с сырым газом, он не перемешивается с ним и в процессе нагнетания вытесняет последний. При эксплуатации месторождения по разомкнутому циклу от добываемого газа отделяют конденсат при давлении максимальной конденсации, после чего сухой газ направляют к потребителю.