CC BY
87СОВРЕМЕННЫЕ ПОДХОДЫ К ОПРЕДЕЛЕНИЮ УГЛЕВОДОРОДНОГО СОСТАВА ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА
УДК 543.544.3:665.6
С.А. Арыстанбекова, д.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (пос. Развилка, РФ), S_Arystanbekova@vniigaz.gazprom.ru А.Б. Волынский, д.х.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», A_Volynskiy@vniigaz.gazprom.ru
Рассмотрены актуальные нормативные документы, посвященные определению углеводородного состава газового конденсата методом газовой хроматографии (СТО Газпром 5.5 и ГОСТ Р 57851.2, 57851.3). Для определения групп и фракций углеводородов, начиная с гексанов, в них применяют метод имитированной газохроматографической разгонки. Это техника газохроматографического анализа, используемая для симуляции результатов разгонки нефти и других многокомпонентных углеводородных смесей в ректификационной колонне. По сравнению с классической физической разгонкой такой метод позволяет получать результаты в оперативном режиме (время анализа обычно не превышает 1 ч), причем для анализа достаточно нескольких миллилитров жидкой пробы. Данные, полученные методом имитированной газохроматографической разгонки, можно обрабатывать различными способами. В СТО Газпром 5.5 расчет содержания углеводородов проводят методом внутренней нормализации. Разработчики ГОСТ Р 57851.2, 57851.3 применили способ абсолютной градуировки. Это привело к существенному увеличению времени анализа и его стоимости. Также рассмотрены другие характеристики обоих подходов (разбавление дегазированного конденсата сероуглеродом, нормализация получаемых результатов, проверка их правильности, гармонизация с аналогичными международными нормативными документами). Большое внимание уделено особенностям расчета состава пластового газа применительно к решению двух ключевых задач - оценке запасов сырья газоконденсатных месторождений, с одной стороны; и его транспорта и переработки, с другой. Показано, что форматы данных по составу пластового газа, необходимых для решения этих задач, существенно различаются. Сформулированы актуальные проблемы в области расчета химического состава пластового газа применительно к оценке запасов газа и конденсата.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ГАЗОВЫЙ КОНДЕНСАТ, УГЛЕВОДОРОДНЫЙ СОСТАВ, ГАЗОВАЯ ХРОМАТОГРАФИЯ, СТАНДАРТНЫЕ ОБРАЗЦЫ, ПЛАСТОВЫЙ ГАЗ.
Нестабильный газовый конденсат (НГК), ежегодная добыча которого в России в последние годы превышает 25 млн т, выделяют из пластового газа (сырья газоконденсатных месторождений). Данные по химическому составу НГК необходимы для решения следующих двух основных задач:
- подсчет, учет изменений запасов газа и конденсата;
- транспорт и переработка НГК.
Важно, что форматы сведений
по составу пластового газа, которые требуются для решения этих задач, существенно различаются (табл. 1).
Согласно методологии, применяемой для оценки запасов с 1980 г. [1] до настоящего времени [2], подсчет запасов проводят по отдельности для метана, этана, пропана
и бутанов,а запасы конденсата подсчитывают в виде содержания углеводородов С5+. Для переработки НГК, содержащего порядка 50 % масс. углеводородов С5+, такого объема информации явно недостаточно. Причем разрабатывать методики анализа НГК, предназначенные исключительно для оценки запасов газа и конденсата, и поэтому регламентирующие определение тяжелых углеводородов в его составе только в виде С5+, вряд ли оправдано. Во-первых, при таком подходе становится невозможным усовершенствование процедуры подсчета запасов (в части учета состава пластового газа), т. к. разработчики не смогут рассчитывать на более детальные данные. Во-вторых, при этом одно и то же сырье придется анали-
зировать два раза - для оценки (и списания)его запасов, с одной стороны, и для разработки схемы переработки сырья и ее контроля, с другой. Эта ситуация учтена в ГОСТ Р 56539 [2], посвященном оценке запасов углеводородного сырья (УВС). Согласно таблице А 1 [2], углеводородный состав пластового газа требуется представлять до группы С10+, а также приводить данные по содержанию в нем сероводорода.
Аналогичная ситуация со стадией дебутанизации дегазированного конденсата (ДК). В работе [1] применили двухступенчатую схему дегазации НГК - разгазирование (при его нагреве до 35-38 °С) и дебутанизация(приблизительно до 70 °С). Развитие газовой хроматографии позволило отказаться
S.A. Arystanbekova, Doctor of Sciences (Engineering), Gazprom VNIIGAZ LLC (Razvilka, Russian
Federation), S_Arystanbekova@vniigaz.gazprom.ru
A.B. Volynskii, Doctor of Sciences (Chemistry), Gazprom VNIIGAZ LLC, A_Volynskiy@vniigaz.gazprom.ru Modern approaches to the determination of hydrocarbon composition of gas condensate
The relevant normative documents on the determination of the hydrocarbon composition of gas condensate by gas chromatography (STO Gazprom 5.5 and GOST R 57851.2, 57851.3) are considered. All of them use the method of the imitated gas-chromatographic distillation (IGCD) for calculation of hydrocarbon groups and fractions, from hexanes and heavier. This gas chromatography approach is used to simulate distillation of oils and other liquid hydrocarbon samples in a fractionation column. In comparison with classical physical distillation IGCD allows obtaining data fast (analysis time usually does not exceed 1 h), and only several milliliters of the liquid sample are sufficient for the analysis. The data obtained by the IGCD approach can be processed in various ways. STO Gazprom 5.5 applies the method of internal normalization. GOST R 57851.2, 57851.3 developers applied the method of absolute calibration. This resulted in significant increase in the time of the analysis, as well as its cost. Other features of both approaches are also considered (dilution of the degassed condensate with carbon disulfide, normalization of the data obtained, check of their correctness, harmonization with the analogue international normative documents). Special attention is paid to the calculation of the formation gas composition in relation to addressing two key tasks - assessment of feedstock inventories at gas and condensate fields, on the one hand, and its transport and processing, on the other hand. It is shown that formats of the data on the formation gas composition necessary for addressing these tasks significantly differ. The current problems concerning calculation of the chemical composition of formation gas in relation to assessment of gas and condensate reserves are formulated.
KEYWORDS: GAS CONDENSATE, HYDROCARBON COMPOSITION, GAS CHROMATOGRAPHY, STANDARD SAMPLES, FORMATION GAS.
сначала от дебутанизации НГК, а затем и от его дегазации [3]. Тем не менее в ГОСТ Р 56539 [2] для оценки запасов УВС требуется информация по составам газа дебутанизации идебутанизированного конденсата. При оценке запасов используют также некоторые другие специфические характеристики газоконденсатного сырья, такие как «потенциальное содержание конденсата в газе - содержание компонентов С5+ в газе, выраженное в г/м3 пластового газа, газа сепарации,сухого газа». Однако для переработки НГК в этом необходимости нет.
Следует отметить, что в труде [1] приведено краткое описание ряда вспомогательных операций, используемых при определении состава НГК (дегазация, дебута-низация), но условия собственно газохроматографического анализа газа дегазации, газа дебутанизации и дебутанизированного конденсата отсутствуют. По-видимому, первая реальная методика анализа НГК (с определением тяжелых углеводородов в виде С6+) дана в СТП 36-87 [4]. В 2011 г. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин [1] была существенно
переработана [5, 6]. В частности, более детально прописана методика расчета состава пластового газа на основе экспериментальных данных. Но сами методики определения химического состава газа сепарации и НГК в документах [5, 6] не приведены. Например, углеводородный состав ДК рекомендуется определять по монографии [7], что вряд ли приемлемо для нормативного документа.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ
УГЛЕВОДОРОДНОГО СОСТАВА ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА
Первая в РФ современная методика определения состава НГК [8], в которой углеводороды в пробе определяют в виде групп С6-С44+, разработана нами в 2007 г. Стандарт СТО Газпром 5.5 [8] до настоящего времени широко применяется в лабораториях дочерних Обществ ПАО «Газпром», а также некоторых других недропользователей. В дальнейшем методика определения состава НГК [8] вошла в качестве составной части в СТО Газпром 5.40 [9], который содержит детально прописанные схемы расчета состава пластового газа на основе экспериментальных данных по химическому составу газа
сепарации, газа дегазации и ДК. В 2019 г. разработано Изменение № 2 [8], в котором учтены замечания и предложения специалистов, накопившиеся за 11 лет ее применения. Изменение № 1 [8], разработанное в 2009 г., содержит методику прямого (без разгазирования) определения индивидуальных серосодержащих соединений в НГК методом газовой хроматографии.
Недавно разработан комплекс ГОСТ Р, в котором представлен расчет состава газоконденсатной смеси (добываемого пластового газа). Первые три части комплекса [10-12] разработаны Научно-исследовательским проектным институтом нефти и газа «Петон», последняя [13] - специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ». ГОСТ Р 57851.1 [10] посвящен определению полного химического состава газа сепарации. В ГОСТ Р 57851.2-3 [11, 12] рассмотрены методики анализа НГК с предварительным разгазиро-ванием пробы и с прямой подачей пробы, находящейся под высоким давлением, в газовый хроматограф [3]. В данной статье мы не будет останавливаться на последнем подходе, т. к. по своим ключевым аспектам (в частности, способам расчета концентраций групп/фракций
Таблица 1. Параметры, описывающие состав пластового газа, применительно к решению задач переработки УВС и оценке его запасов
Table 1. Formation gas composition parameters in relation to hydrocarbon feedstock processing and assessment of hydrocarbon reserves
Параметр Parameter Оценка и списание запасов Assessment and write-off of reserves Переработка и транспорт Processing and transport
Индивидуальные углеводороды Сг-С5 Cj-C5 individual hydrocarbons + +
Групповой углеводородный состав в виде С5+ Group hydrocarbon composition in the form of С5+ + -
Групповой/фракционный углеводородный состав С6-С44+ (до температур кипения > 545 °С) Group/fraction hydrocarbon composition of С6-С44+ (up to boiling temperature > 545 °С) - +
Содержание сернистых соединений Content of sulfur compounds - +
Содержание метанола Methanol content - +
Дегазация НГК Non-stable gas condensate degassing + +/ -
Дебутанизация дегазированного конденсата Degassed condensate debutanization + -
Объем контейнера, в который отобрана проба НГК; объем газа дегазации и объем дегазированного конденсата в контейнере Volume of the container with non-stable gas condensate sample; volume of degasation gas and degassed condensate in the container + -
Потенциальное содержание индивидуальных компонентов С1-С4, а также конденсата (в виде суммы компонентов С5+), выраженное в граммах на 1 м3 пластового газа, газа сепарации, сухого газа Potential content of С1-С4 individual components, condensate content (in the form of the sum of С5+ components) expressed in grams per 1 m3 of formation gas, separation gas and dry gas + -
Средняя молярная масса дегазированного (дебутанизированного) конденсата Average molar mass of degassed (debutanized) condensate + -
Промысловые данные (объем НГК на 1 м3 газа сепарации) Field data (non-stable gas condensate volume per 1 m3 of separation gas) + -
углеводородов) методики прямого анализа НГК и ДК близки.
В обоих стандартах [8, 11] определение углеводородного состава ДК проводят в две стадии - легкие и тяжелые соединения определяют
по отдельности. В СТО Газпром 5.5 [8] с использованием набивной колонки и детектора по теплопроводности определяют углеводороды до гексанов включительно, сероводород и диоксид углерода.
В ГОСТ Р 57851.2 [11] для определения легких углеводородов применяют пламенно-ионизационный детектор (ПИД), одновременно в пробе определяют метанол. Несмотря на некоторое различие в экспериментальных условиях, в обоих нормативно-технических документах (НТД) [8, 11] использованы близкие подходы к расчету содержаний определяемых компонентов.
Тяжелые углеводороды (до С44+) в НТД [8, 11] определяют методом имитированной газохроматографи-ческой разгонки (ИГХР). Это техника газохроматографического анализа, применяемая для симуляции результатов разгонки нефти и других многокомпонентных углеводородных смесей в ректификационной колонне. Определяемые компоненты разделяют на капиллярной колонке в режиме программируемой температуры и детектируют с помощью ПИД. Для определения фракционного состава пробы используют зависимость времени выхода углеводородов на хромато-грамме от их температуры кипения (рис. 1). Первый НТД, содержащий методику такого рода, - ASTM D 2887 [14] - был принят 45 лет назад, в 1973 г. К настоящему времени только международных стандартов в этой области разработано более десяти. Однако способы реализации ИГХР в НТД [8, 11] существенно различаются (табл. 2). Сравнение методов внутренней нормализации и абсолютной градуировки
В НТД [8] расчет концентраций определяемых компонентов в жидких углеводородных пробах проводят методом внутренней нормализации (МВН). При этом подходе площадь всей хроматограммы принимают за 100 %, а содержание каждого компонента рассчитывают пропорционально площади соответствующего хроматогра-фического пика. Необходимыми условиями применения МВН являются эквимолярность детектора (независимость его отклика от природы определяемых соединений)
и регистрация на хроматограмме всех компонентов, присутствующих в пробе. Время выполнения анализа с использованием МВН минимально. После получения хроматограммы пробы с помощью программного обеспечения хроматографа измеряют ее суммарную площадь, выделяют на хроматограмме (вручную или автоматически по заранее заданным параметрам) пики определяемых компонентов и рассчитывают их процентное содержание в пробе.
В ГОСТ Р 57851.2 [11] для расчета концентраций компонентов применен метод абсолютной градуировки. Он основан на сравнении площади (высоты) пика определяемого компонента в анализируемой пробе с площадью (высотой) пика этого же компонента в стандартном образце (СО). Для этого сначала проводят построение градуировочных графиков (ГГ) по смесям, близким по качественному и количественному составу к анализируемым пробам (рис. 2). Для построения ГГ в хроматограф вводят СО (один или несколько, в зависимости от числа необходимых экспериментальных точек). Затем на полученной хроматограмме (хроматограммах) проводят идентификацию определяемых соединений/групп соединений и строят ГГ в координатах «площадь (высота) аналитического пика - концентрация соединения в СО». После получения хроматограммы пробы и идентификации на ней определяемых соединений/групп/фракций рассчитывают их концентрации по ранее полученным ГГ.
Согласно ГОСТ Р 57851.2 [11], градуировку хроматографа проводят при внедрении методики измерений, а также при изменении условий хроматографического разделения компонентов, после ремонта хроматографа или после замены одной из основных частей хроматографической системы (например, крана-дозатора, колонки или детектора). Однако в НТД [11] также регламентирована достаточно частая проверка точности
Время, мин Time, min
Рис. 1. Типовой градуировочный график для определения фракционного состава углеводородов С6+
Fig. 1. Standard calibration graph for calculating fraction composition of С6+ hydrocarbons
Таблица 2. Сопоставление различных подходов к анализу дегазированного конденсата
Table 2. Comparison of different approaches to degassed condensate analysis
Параметр Parameter СТО Газпром 5.5 [8] STO Gazprom 5.5 [8] ГОСТ Р 57851.2 [11] GOST R 57851.2 [11]
Метод имитированной газохроматографической разгонки Method for simulated distillation by gas chromatography + +
Метод внутренней нормализации Internal normalization method + -
Метод абсолютной градуировки Absolute calibration method - +
Разбавление ДК сероуглеродом Dilution of degassed condensate with carbon disulfide + -
Проверка корректности функционирования газохроматографической системы Verification of the correct operation of the gas chromatographic system + -
Нормализация Normalization +/- +/ -
Проверка правильности получаемых результатов Verification of results correctness + -
Гармонизация с международными аналогами Harmonization with international analogues + -
Применимость полученных данных к расчету запасов газа и конденсата Applicability of obtained data for calculation of gas and condensate reserves + -
а) а)
б) b)
в) с)
СО 3500
СО CD 3000
1— 2500
и -О "ел с 2000
G О 1500
X m х "си с 1000
ш О) со 500
Ё 0
0 СО
£ S
1 5
m та и о>
3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0
с_з с/>
gl
1200 1000 800 600 400 200 0
V-r
¡^13 "" " ^14 " >
5 6 7
Время, мин Time, min
-Е-- 17
I
11
13 14 15
■»— —С;
Т-А-
9 10 11 12 13
С„
19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 Время, мин Time, min
______J______ 1____Л ______1______1 _____1_________1______1_____1______1 —1 —с-.—1—
------1------ г — — t ------1------I - 3t ::: -и- Г1 г t" Г ! A Х_ J? . k k k -1-1---1-1-и
35
40
45
50 55 Время, мин Time, min
65
75
Рис. 2. Хроматограмма градуировочной смеси С5-С44 [11] Fig. 2. Chromatogram of С5-С calibration mixture [11]
применяемых ГГ: при ежедневных измерениях - не реже одного раза в 10 дней, при периодических измерениях - перед проведением анализа.
Использование абсолютной градуировки для определения углеводородов тяжелее бутанов было оправданным для первых ПИД середины XX в., на величину отклика которых оказывали некоторое влияние такие характеристики определяемых углеводородов, как молекулярная масса, структура и т. д. (Необходимо отметить, что даже для современных детекторов такая зависимость наблюдается для самых легких алканов, до бутанов включительно.) Однако в ISO 23874 [15], опубликованном в 2006 г., показано, что при использовании ПИД современной конструкции коэффициенты чувствительности для десяти углеводородов С5-С9 различной
структуры совпадают в пределах 2 %. Аналогичные экспериментальные данные - относительные коэффициенты чувствительности в диапазоне 0,95-1,00 получены для н-алканов С12-С66 [16].
Недостатков метода абсолютной градуировки по сравнению с МВН много, и они весьма существенны:
- значительное увеличение времени анализа - требуется получить и обсчитать ГГ, необходимость в которых в МВН отсутствует в принципе;
- высокая стоимость анализа -стандартные образцы весьма дороги;
- определение углеводородов в жидких пробах с помощью ГГ характеризуется более высокими погрешностями измерений по сравнению с МВН. Как следует из данных [15, 16], погрешности, обусловленные использованием МВН для расчета содержаний
жидких и твердых углеводородов, не превышают 2-5 % отн. При применении абсолютной градуировки такие низкие погрешности обычно достижимы только при концентрациях определяемых компонентов выше 10 % масс. По мере снижения концентрации соединения в СО погрешности его приготовления заметно возрастают [17].
Разбавление ДК сероуглеродом
В НТД [8], как и в большинстве аналогичных российских и зарубежных стандартов, анализируемую пробу перед введением в хроматограф разбавляют сероуглеродом, хорошо смешивающимся со всеми компонентами УВС (включая асфальтены). Сероуглерод плохо детектируется с помощью ПИД, поэтому на хроматограмме он образует относительно небольшой пик, который не мешает ее количественному обсчету. Степень
разбавления проб в различных НТД варьируется, но обычно она весьма ощутима - от 1:20 в стандарте [8] и до 1:50 в ASTM 0 7312 [18]. Разбавление пробы сероуглеродом позволяет одновременно решить две важные задачи. Во-первых, без разбавления вязкие конденсаты некоторых месторождений (например, Оренбургского нефте-газоконденсатного месторождения) невозможно количественно ввести в хроматограф. Во-вторых, разбавление дает возможность избежать перегрузки детектора основными компонентами пробы.
В ГОСТ Р 57851.2 [11] регламентирован метод ИГХР неразбавленного ДК. В документе [11] указано, что при охлаждении ДК с высоким содержанием парафинов возможно их выпадение в твердую фазу. В таких случаях следует герметично закрытую виалу с пробой медленно подогреть до температуры окружающей среды и перемешиванием вернуть пробу в однофазное состояние. Данная процедура представляется намного более трудоемкой и менее надежной по сравнению с разбавлением пробы ДК сероуглеродом.
Проверка корректности функционирования газохроматографической системы
Молярные массы входящих в ДК углеводородов могут различаться почти на порядок (от 86 для гек-сана С6Н14 до 619 для тетратетра-контана С44Н90). Существенно различаются также и температуры кипения этих соединений (69 °С и 545 °С соответственно). После ввода пробы в хроматограф ее испаряют и в газообразном виде переносят в детектор. Широкий диапазон физических свойств составляющих пробу соединений может приводить к эффекту их дискриминации в хроматографе -чем тяжелее определяемое соединение, тем меньшая его часть может достигать детектора [19]. При использовании МВН эффект дискриминации пробы способен
привести к занижению данных по содержанию тяжелых компонентов. Для проверки корректности работы такой хроматографической системы применяют СО с известным содержанием легких и тяжелых углеводородов [16]. Процедура проверки корректности функционирования газохроматографической системы похожа на проведение градуировки хроматографа. Но у них имеются два ключевых различия.
1. Градуировку проводят по всем (либо по большинству) определяемых соединений. При проверке работоспособности газохроматографической системы достаточно установить относительные коэффициенты чувствительности для существенно меньшего числа углеводородов (в стандарте [16] -не менее 10), температуры кипения которых покрывают весь диапазон температур кипения определяемых соединений.
2. В ГОСТ Р 57851.2 [11] требуется проверять градуировочные коэффициенты для всех определяемых н-алканов не реже одного раза в 10 дней. Проверку работоспособности газохроматографической системы проводят только при внедрении методики измерений, а также после ремонта хроматографа либо при изменении режима выполнения анализа.
Нормализация
Данная операция приведения полученных данных к 100 % может быть востребована при любом подходе к анализу пробы. В НТД [11] нормализацию осуществляют при отличии полученной суммы содержаний углеводородов от 100 % не более чем на 5 %. Превышение этого показателя трактуется как брак.
Исходной точкой для расчетов с использованием МВН, согласно НТД [8], является сумма определяемых углеводородов, равная 100 % по определению. Необходимость в нормализации получаемых результатов возникает только тогда, когда в пробе в значимых ко-
личествах содержатся отличные от углеводородов соединения (сернистые, метанол и т. д.). В этом случае полученные по содержаниям углеводородов значения следует привести к 100 % с учетом данных по содержаниям других соединений.Очевидно, что точно такую же нормализацию требуется проводить и при работе по ГОСТ Р 57851.2 [11], когда анализируемые пробы содержат не только углеводородные компоненты.
Проверка правильности получаемых результатов
Еще один недостаток ГОСТ Р 57851.2 [11] в том, что в международных стандартах от самого первого ASTM D 2887 [14] до последнего ASTM D 6352 [16] прописана процедура проверки правильности данных, полученных методом ИГХР. Смесь н-алканов различной летучести, используемая для градуировки хроматографа в НТД [11] или для проверки работоспособности газохроматографической системы в стандарте [16], для этой цели не подходит. Для проверки правильности анализа применяют СО другого типа - тщательно гомогенизированный газойль (например, фирмы Supelco - ASTM D 2887 Reference Gas Oil), фракционный состав которого установлен в лучших мировых лабораториях, специализирующихся на анализе нефтей и нефтепродуктов. Полученные в лаборатории результаты по фракционному составу такого СО должны соответствовать его паспортным данным. В НТД [8] такая операция прописана, а в стандарте [11] она отсутствует.
Гармонизация
с международными аналогами
Гармонизация российских методик химического анализа с аналогичными международными нормативными документами (в первую очередь ISO и ASTM) является существенным фактором, способствующим интеграции российской промышленности в мировую экономическую систему.
На применение международных стандартов в качестве основы при разработке национальных стандартов прямо указано в ст. 12 «Принципы стандартизации» Федерального закона № 184-ФЗ «О техническом регулировании» от 27.12.2002. Как видно из вышесказанного, по основным параметрам СТО Газпром 5.5 [8] гармонизирован с международными аналогами, в то время как ГОСТ Р 57851.2 [11] - нет.
МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Согласно Федеральному закону № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений» [20], измерения, относящиеся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, должны выполняться по аттестованным методикам (методам) измерений (ст. 5).
В СТО Газпром 5.5 [8] приведена следующая информация по метрологическим характеристикам метода:
Таблица 7.3 - Метрологические характеристики результатов определения состава газа дегазации;
Таблица 7.8 - Метрологические характеристики результатов определения состава дегазированного конденсата;
Таблица 7.13 - Метрологические характеристики результатов определения состава конденсата газового нестабильного с предварительным разгазированием.
ГОСТ Р 57851.2 [11] содержит таблицы со следующими метрологическими данными:
Таблица 3 - Значения абсолютной расширенной неопределенности измерений молярной доли компонентов и фракций газа дегазации;
Таблица 4 - Значения относительной расширенной неопределенности измерений молярной доли компонентов и фракций дегазированного конденсата;
Таблица 5 - Значения относительной расширенной неопределенности измерений массовой доли компонентов и фракций дегазированного конденсата.
Данных по погрешностям определения компонентов и фракций конденсата газового нестабильного в ГОСТ Р 57851.2 [11] нет, т. е. приведенная в нем методика определения состава конденсата газового нестабильного метрологически не аттестована по целевому объекту анализа.
Таким образом, на настоящий момент в РФ имеется только один метрологически аттестованный НТД по определению компонентно-фракционного состава конденсата газового нестабильного -СТО Газпром 5.5 [8].
ПРИМЕНИМОСТЬ ДАННЫХ ПО СОСТАВУ НГК К РАСЧЕТУ ЗАПАСОВ ГАЗА И КОНДЕНСАТА
Как указано выше, СТО Газпром 5.5 [8] является важной составной частью СТО Газпром 5.40 [9], в котором прописаны три способа расчета состава пластового газа. Во всех способах используют данные по га-зоконденсатному фактору, составу НГК и газа сепарации, однако их пересчет в состав пластового газа проводится по-разному:
- с учетом данных по объему газа дегазации НГК и массе ДК;
- с учетом данных по массе газа дегазации НГК и ДК;
- с учетом данных только по массе НГК (при прямом, без разгази-рования, определении его состава).
Именно первый способ расчета состава пластового газа в настоящее время официально применяется при оценке запасов газовых месторождений [1, 5, 6]. Его особенность заключается в возможности расчета значений потенциального содержания конденсата в пластовом газе, газе сепарации и сухом газе, выраженных в г/м3, которые необходимы для оценки запасов УВС. Два других способа расчета состава пластового газа разработаны в нашей лаборатории. Все три способа позволяют получать состав газа сепарации, НГК и пластового газа в любых требуемых форматах - массовых и молярных долях, компонентно-групповой (индивидуальные легкие углево-
дороды и группы С6-С44+) и компонентно-фракционной (до фракции с температурой кипения > 545 °С), в виде С5+ и т. д. Поэтому все три способа расчета состава пластового газа пригодны для решения задач транспорта и переработки НГК. Однако для оценки запасов УВС пригоден только способ 1. В главе 1 «Область применения» СТО Газпром 5.40 [9] указано:
«1.3. Данные по составу пластового газа могут быть использованы:
- при обосновании геологических и извлекаемых запасов углеводородов, представляемых геологоразведочными и добывающими дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром» в Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых Федерального агентства по недропользованию;
- при проектировании разработки месторождений газа горючего природного;
- для заполнения формы федерального государственного статистического наблюдения...»
В ГОСТ Р 57851.4 [13] описан только один (второй) способ расчета состава пластового газа. В «Области применения» [13] указано следующее: «1.3. Метод не предназначен для использования в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений при операциях коммерческого учета и подсчета запасов природного газа и газового конденсата».
Таким образом,по совокупности характеристик(длительность анализа и его стоимость, метрологические данные, гармонизация с международными НТД, применимость для оценки запасов УВС и т. д.) СТО Газпром 5.5 [8] существенно превосходит ГОСТ Р 57851.2 [11]. Отмена широко применяющегося в лабораториях ПАО «Газпром» НТД [8] в пользу стандарта [11] будет сопровождаться значимыми финансовыми потерями, а также снижением качества получаемых данных по углеводородному составу НГК. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин/под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. М.: Недра, 1980. 301 с.
2. ГОСТ Р 56539-2015. Проектирование разработки и освоение газовых и газоконденсатных месторождений. Подсчет запасов газа и газового конденсата на основе уравнения материального баланса. Основные технические требования. М.: Стандартинформ, 2016. 28 с.
3. Арыстанбекова С.А., Волынский А.Б., Прудников И.А. Современные методы газохроматографического анализа нестабильного газового конденсата. М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2011. 180 с.
4. СТП 36-87. Хроматографический метод определения содержания легких углеводородов и расчет плотности нестабильного конденсата. Новый Уренгой: ООО «Уренгойгазпром», 1987. 19 с.
5. Р Газпром 086-2010. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. Часть I. М.: ОАО «Газпром», 2011. 234 с.
6. Р Газпром 086-2010. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. Часть II. М.: ОАО «Газпром», 2011. 318 с.
7. Современные методы исследования нефтей: справ.-метод. пос./под ред. А.И. Богомолова, М.Б. Темянко, Л.И. Хотынцевой. Л.: Недра, 1984. 431 с.
8. СТО Газпром 5.5-2007. Конденсат газовый нестабильный. Методы определения компонентно-фракционного и группового углеводородного состава. М.: ИРЦ Газпром, 2007. 86 с.
9. СТО Газпром 5.40-2011. Пластовый газ. Определение компонентно-фракционного состава. М.: ОАО «Газпром», 2012. 193 с.
10. ГОСТ Р 57851.1-2017. Смесь газоконденсатная. Часть 1. Газ сепарации. Определение компонентного состава методом газовой хроматографии. М.: Стандартинформ, 2017. 53 с.
11. ГОСТ Р 57851.2-2017. Смесь газоконденсатная. Часть 2. Конденсат газовый нестабильный. Определение компонентно-фракционного состава методом газовой хроматографии с предварительным разгазированием пробы. М.: Стандартинформ, 2017. 66 с.
12. ГОСТ Р 57851.3-2017. Смесь газоконденсатная. Часть 3. Конденсат газовый нестабильный. Определение компонентно-фракционного состава методом газовой хроматографии без предварительного разгазирования пробы. М.: Стандартинформ, 2017. 53 с.
13. ГОСТ Р 57851.4-2017. Смесь газоконденсатная. Часть 4. Расчет компонентно-фракционного состава. М.: Стандартинформ, 2017. 46 с.
14. ASTM D 2887-06a. Standard Test Method for Boiling Range Distribution of Petroleum Fractions by Gas Chromatography. West Conshohocken: ASTM International, 2006. 20 p.
15. ISO 23874:2 0 0 6. Natural gas - Gas chromatographic requirements for hydrocarbon dewpoint calculation. Geneva: International Organization for Standardization, 2006. 26 p.
16. ASTM D 6352-15. Standard Test Method for Boiling Range Distribution of Petroleum Distillates in Boiling Range from 174 °C to 700 °C by Gas Chromatography. West Conshohocken: ASTM International, 2015. 17 p.
17. МИ 2590-2008. Государственная система обеспечения единства измерений. Эталонные материалы. Каталог 2008-2009. СПб.: ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», 2008. 99 с.
18. ASTM D 7213-15. Standard Test Method for Boiling Range Distribution of Petroleum Distillates in the Boiling Range from 100 °C to 615 °C by Gas Chromatography. West Conshohocken: ASTM International, 2015. 16 p.
19. Зенкевич И.Г., Олисов Д.А. Дискриминация состава проб на капиллярных колонках с делением потока. Неожиданные проявления известного эффекта// Лаборатория и производство. 2018. № 2. С. 92-97.
20. Федеральный закон № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений» от 26.06.2008 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_77904/(дата обращения: 10.08.2019).
REFERENCES
(1) Instructions for comprehensive studies of gas and gas condensate wells. Edited by GA Zotov, ZS Aliev. Moscow; Nedra: 1980. (In Russian)
(2) GOST R 56539-2015. Gas and gas condensate field design and development. Calculation of gas and gas condensate reserves based on material balance equation. Main specifications. Moscow; Standartinform: 2016. (In Russian)
(3) Arystanbekova SA, Volynsky AB, Prudnikov IA. Modern methods for gas chromatographic analysis of non-stable gas condensate. Moscow; Gazprom VNIIGAZ LLC: 2011. (In Russian)
(4) STP 36-87. Chromatographic method for calculating the content of light hydrocarbons and density of non-stable condensate. Noviy Urengoy; Urengoygazprom LLC: 1987. (In Russian)
(5) R Gazprom 086-2010. Instruction for comprehensive gas and gas condensate well studies. Part I. Moscow; Gazprom PJSC: 2011. (In Russian)
(6) R Gazprom 086-2010. Instruction for comprehensive gas and gas condensate well studies. Part II. Moscow; Gazprom PJSC: 2011. (In Russian)
(7) Modern methods for oil studies: guidelines and methodology. Edited by AI Bogomolov, MB Temyanko, LI Khotyntseva. Leningrad; Nedra: 1984. (In Russian)
(8) STO Gazprom 5.5-2007. Non-stable gas condensate. Methods for determining component-fraction and component-group hydrocarbon composition. Moscow: Gazprom's information and promotion centre: 2007. (In Russian)
(9) STO Gazprom 5.40-2011. Formation gas. Determination of the component and fraction composition. Moscow; Gazprom PJSC, 2012. (In Russian)
(10) GOST R 57851.1-2017. Gas condensate mixture. Part 1. Separation gas. Determination of the component composition using gas chromatography. Moscow: Standartinform: 2017. (In Russian)
(11) GOST R 57851.2-2017. Gas condensate mixture. Part 2. Non-stable gas condensate. Determination of the component and fraction composition using gas chromatography with preliminary sample degassing. Moscow; Standartinform: 2017. (In Russian)
(12) GOST R 57851.3-2017. Gas condensate mixture. Part 3. Non-stable gas condensate. Determination of the component and fraction composition using gas chromatography without preliminary sample degassing. Moscow; Standartinform: 2017. (In Russian)
(13) GOST R 57851.4-2017. Gas condensate mixture. Part 4. Calculation of the component and fraction composition. Moscow; Standartinform: 2017. (In Russian)
(14) ASTM D 2887-06a. Standard Test Method for Boiling Range Distribution of Petroleum Fractions by Gas Chromatography. West Conshohocken; ASTM International: 2006.
(15) ISO 23874:2 0 0 6. Natural gas - Gas chromatographic requirements for hydrocarbon dewpoint calculation. Geneva; International Organization for Standardization: 2006.
(16) ASTM D 6352-15. Standard Test Method for Boiling Range Distribution of Petroleum Distillates in Boiling Range from 174 °C to 700 °C by Gas Chromatography. West Conshohocken; ASTM International: 2015.
(17) MI 2590-2008. State system for ensuring measurement uniformity. Reference materials. Catalogue 2008-2009. St. Petersburg; D.I. Mendeleyev All-Russian Research Institute for Metrology: 2008. (In Russian)
(18) ASTM D 7213-15. Standard Test Method for Boiling Range Distribution of Petroleum Distillates in the Boiling Range from 100 °C to 615 °C by Gas Chromatography. West Conshohocken; ASTM International: 2015.
(19) Zenkevich IG, Olisov DA. Discrimination of sample composition on capillary columns with flow splitting. Unexpected manifestations of a well-known effect. Laboratory and production = Laboratoriya i proizvodstvo. 2018; 2: 92-97. (In Russian)
(20) Federal law No. 102-FZ On ensuring measurement uniformity dd. June 26, 2008. Available from: http://www.consultant.ru/document/ cons_doc_LAW_77904/[Accessed 10th August 2019]. (In Russian)
