Для ряда газовых месторождений характерно высокое содержание высокомолекулярных углеводородов, которые при снижении давления выделяются в виде жидкой фазы. Такие месторождения относятся к разряду газоконденсатных и при их эксплуатации в качестве основного продукта получают не только газ, но и газовый конденсат, представляющий собой фракцию с температурой кипения от 30–50 °С до 180–360 °С (бензиновую, дизельную). Содержание конденсата в газе может достигать 500 г/м3. Стабилизированный конденсат – это жидкость светло-желтого цвета с плотностью 700–800 кг/м3.
В зависимости от содержания конденсата в газе, газоконденсатные месторождения разрабатываются как обычные газовые, или как газоконденсатные. В первом случае, по мере добычи газа, пластовое давление падает и, за счет конденсации, тяжелые углеводороды теряются уже в пласте. Если же месторождение разрабатывается как газоконденсатное, с поддержанием внутрипластового давления за счет закачки в пласт сухого газа, то удается достаточно полно наряду с газом извлечь и конденсат.
Газовыми конденсатами являются как смесь тяжелых углеводородов (ШФЛУ), выделяемая из газа перед его отправкой в магистральные газопроводы, так и жидкая смесь тяжелых углеводородов, выносимая газом из скважин в виде капель и отделяемая от него механически на первых ступенях сепарации.
Первый из конденсатов получил название газового бензина. Он содержит смесь углеводородов от этана до гексана (с примесью гептана и октана) и обычно перерабатывается на установках газофракционирования с получением индивидуальных углеводородов, которые используются в качестве сырья для нефтехимии.
Сырой газовый конденсат, выносимый в виде капельной жидкости из скважины (10–500 г/нм3), по своему составу более тяжелый и содержит углеводороды от С2 до С20 и выше. Технология переработки этого конденсата включает следующие процессы: стабилизацию, обезвоживание и обессоливание, очистку от серы, перегонку и выделение фракций моторных топлив и их облагораживание.
Групповой химический и фракционный состав газовых конденсатов разных месторождений различается, и для того чтобы установить определенный подход к их оценке, введена стандартная классификация
(ОСТ 51.56–79). Классификационными признаками при этом служат: содержание общей серы, массовая доля ароматических и нормальных алкановых углеводородов и фракционный состав (табл. 4.7).
Наряду с углеводородами метанового ряда, газовые конденсаты могут содержать в своем составе много нафтеновых и ароматических углеводородов. В связи с этим, газовые конденсаты являются прекрасным сырьем для нефтехимических производств и позволяют строить нефтехимические комплексы без нефтеперерабатывающей части.
Таблица 4.7
Классификация газовых конденсатов
| Классификационный признак | Обозначе-ние | Наименование | Нормы |
| Содержание серы | I II III | Малосернистые Сернистые Высокосернистые | До 0,05 мас. % От 0,05 до 0,8 мас. % Свыше 0,8 мас. % |
| Содержание ароматических углеводородов | А1 А2 А3 | Высокоароматизиро-ванные Среднеароматизиро-ванные Малоароматизиро-ванные | Свыше 20 мас. % От 15 до 20 мас. % До 15 мас. % |
| Содержание н-алканов во фракции 200–3200С | Н1 Н2 Н3 Н4 | Высокопарафинистые Парафинистые Малопарафинистые Беспарафинистые | Свыше 25 мас. % От 18 до 25 мас. % От 12 до 18 мас. % До 12 мас. % |
| Фракционный состав | Ф1 Ф2 Ф3 | Облегченного состава Промежуточного состава Тяжелые | 80 мас. % выкипает при температуре до 250 °С Полностью выкипает при 250–320 °С Выкипают при температуре свыше 320 °С |
Газовые конденсаты стабилизируют одним из двух методов – ступенчатой дегазацией или ректификацией в стабилизационных колоннах. Стабилизация конденсатов ступенчатой дегазацией характерна для промыслов, где стабильный конденсат хранится в атмосферных резервуарах и подается затем на переработку на НПЗ. Однако, схема ступенчатой дегазации не позволяет обеспечить высокую четкость разделения. Для исключения потерь ценных компонентов более широкое применение получили методы «закрытой» стабилизации в ректификационных колоннах.
Современные установки стабилизации газовых конденсатов ректификацией включают две колонны – абсорбционно-отпарную и стабилизационную (рис. 4.10).
Согласно схемы газовый конденсат I из сепаратора установки НТС через дроссель 6 поступает в предварительный сепаратор 1, откуда обе фазы (газовая и жидкая) после рекуператорного нагрева горячим потоком стабильного конденсата поступают в абсорбционно-отпарную колонну 2. Давление в этой колонне 2,0–2,5 МПа, температура наверху колонны
Рис. 4.10. Схема стабилизации газового конденсата ректификацией:
1 – предварительныйсепаратор; 2 – абсорбционно-отпарная колонна;
3 – стабилизационная колонна; 4 – печи; 5 – теплообменник; 6 – дроссели;
7 – холодильник.
I – нестабильный конденсат; II – газ стабилизации; III – ШФЛУ; IV – стабильный конденсат.
15–20 °С, внизу – 170–180 °С. Сверху колонны отбирается сухой газ (метан-этан). Деэтанизированный конденсат с низа колонны 2 через дроссель 6 вводится в стабилизационную колонну 3, где путем ректификации от него отделяют ШФЛУ (пропан-пентановую фракцию) а снизу – стабильный газоконденсат. Давление в этой колонне обычно 1,0–1,5 МПа, температура верха – 50–75 °С, температура низа – 180–190 °С.