Определение химического состава пластового газа

Определение химического состава пластового газа
А.И. Петухова, А.Е. Скрябина
Научный руководитель — к.х.н. С.А. Арыстанбекова
ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и
газовых технологий — Газпром ВНИИГАЗ», 142717, Московская обл.,
Ленинский р-н, пос. Развилка, S_Arystanbekova@vniigaz.gazprom.ru
Пластовый газ газоконденсатных месторождений (ГКМ) представляет собой природную ископаемую газожидкостную смесь, состоящую
из углеводородов и неуглеводородных компонентов и находящуюся в
пластовых условиях в газообразном состоянии. Данные о химическом
составе пластового газа используют в расчетах материальных балансов, а также в технологических расчетах, выполняемых при проектировании разработки месторождений, систем транспорта и переработки
добытого углеводородного сырья.
Ввиду сложности отбора представительных проб пластового газа и
их последующего прямого анализа, на промысле отбирают пробы продуктов его промысловой подготовки — газа сепарации (ГС) и нестабильного газового конденсата (КГН). До недавнего времени анализ
ГС, а также газа дегазации КГН проводили по методикам, предназначенным для анализа товарного газа, которые не всегда позволяют
определять некоторые компоненты в концентрациях, характерных для
сырьевых газов. Состав дегазированного конденсата определяли по
методикам, предназначенным для анализа нефтей, или нестандартизованными методами, обычно с определением тяжелых углеводородов в
виде псевдокомпонента C5+ (C6+).
В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» разработана методика определения
детального химического состава пластового газа, лишенная вышеперечисленных недостатков. В соответствии с данной методикой для расчета состава пластового газа используют данные по полному химическому составу ГС и КГН, полученные методом газовой хроматографии. Анализ КГН можно проводить двумя способами. Первый способ
предусматривает предварительное разгазирование пробы КГН с получением газа дегазации и дегазированного конденсата. В соответствии
со вторым способом, анализ КГН проводят без предварительного разгазирования — путем прямого ввода пробы в хроматограф под давлением. Индивидуальные углеводороды С1–С5 и группы углеводородов
С6, С7, С8+ в ГС определяют на насадочной колонке с полимерным адсорбентом с использованием детектора по теплопроводности (ДТП),
пламенно-ионизационного детектора (ПИД), либо их комбинации.
«Постоянные» газы в ГС определяют на насадочной колонке с молеку-
лярными ситами типа СаА или NаХ с использованием ДТП. Индивидуальные углеводороды С1–С5 в КГН определяют на насадочной колонке с полимерным адсорбентом с использованием ПИД. Углеводороды С6–С44 в КГН в виде группового (С6–С12+) либо фракционного
(45–540 °C) состава определяют методом капиллярной газовой хроматографии с использованием ПИД. Индивидуальные серосодержащие
соединения (сероводород, серооксид углерода, сероуглерод, индивидуальные меркаптаны С1–С4, диметилсульфид, диметилдисульфид,
диэтилсульфид, диэтилдисульфид, тетрагидротиофен и другие производные тиофена) в пробах ГС и КГН определяют на капиллярной колонке
с
использованием
сероселективного
пламеннофотометрического детектора. Метанол в ГС и КГН определяют на
насадочной колонке с полимерным адсорбентом с использованием
ДТП. Описанные методики анализа ГС и КГН применимы для анализа
как бессернистого, так и для высокосернистого углеводородного сырья.
Состав пластового газа рассчитывают методом материального баланса (рекомбинацией газовых и жидкостных потоков с учетом конденсатогазового фактора при условиях сепарации), расчет возможен
тремя способами. Два способа расчета основаны на результатах анализа КГН с предварительным разгазированием пробы. В третьем способе
расчета в качестве исходных данных используют результаты прямого
определения состава КГН без разгазирования. Содержание воды в пластовом газе рассчитывают на основе данных газохроматографического
анализа в предположении существования термодинамического равновесия между пластовым газом и водометанольным раствором. В соответствии с разработанной методикой проанализированы пробы ГС и
КГН Астраханского, Оренбургского и Уренгойского ГКМ. На основе
результатов химического анализа и промысловых данных рассчитаны
детальные составы пластового газа указанных месторождений.
В настоящее время на территории РФ не существует единого нормативного документа, регламентирующего методы определения химического состава пластового газа. Оригинальные методики химического
анализа и разработанные алгоритмы расчета положены в основу нормативных документов ОАО «Газпром». Их разработка и внедрение
позволит унифицировать процедуру определения химического состава
пластового газа, применимую к сырью любых российских ГКМ, при
сохранении гибкого подхода к выбору методик анализа и способов
расчета состава пластового газа.