Пятницкое шоссе, 55А
стоимость работ
Работаем с Пн-Вс круглосуточно
1.1. Типовое исследование пластовой нефти должно обеспечиватьполучение необходимой информации о ее физико-химических свойствах для целейпроектирования разработки, подсчета запасов и обустройства нефтяныхместорождений.
1.2. Объектом исследования является образец пластовой нефти -глубинная проба. Если глубинные пробы отобрать невозможно, допускаетсяисследование рекомбинированных проб, составляемых из поверхностных образцовнефти и газа.
1.3. Исследования необходимо производить с помощью лабораторнойаппаратуры, специально предназначенной для изучения физических свойствпластовой нефти.
1.4. При исследовании по комплексу А (п. 2.1.1 и п.2.1.4.1) измерения могут быть выполнены экспресс-методом с помощьюспециальных глубинных приборов (глубинный пентометр, глубинный сатуриметр,глубинный экспансиметр и глубинный вискозиметр).
1.5. При лабораторных исследованиях должны Монтаж отопленияроватьсяпластовые условия термодинамического состояния нефти и термобарические условия,рекомендованные в п. 2.2.
1.6. Исследования пластовой нефти глубинными приборамиосуществляют без Монтаж отоплениярования пластовых условий и без отбора глубинной пробы втрадиционном ее понимании.
1.7. Глубинные пробы должны быть отобраны пробоотборниками,отвечающими требованиям ОСТ 39-060-78.
1.8. Из обводненных скважин пробы должны быть отобранысегрегационным пробоотборником (приложение 3,справочное).
1.9. Пробы должны быть отобраны в области однофазного состояниянефти в скважинах, работающих на установившемся режиме превышения забойногодавления над давлением насыщения. Если забойное давление ниже давлениянасыщения, то скважина должна быть переведена на режим с превышением забойногодавления над давлением насыщения. При этом время начала притока из пластаоднофазной нефти следует определять но формуле, приведенной в приложении 4,обязательном.
Примечание. Пробы нефти могут быть отобраны без изменения существующегорежима, если это необходимо для контроля за процессом разработки.
1.10. При многопластовых объектах, эксплуатируемых однойскважиной, данные по свойствам нефти должны быть получены отдельно для каждогоиз пластов. Если указанные данные не были получены при индивидуальномопробовании пластов в процессе их пробной эксплуатации, то допускается основныепараметры нефти в каждом из совместно эксплуатируемых пластов оценивать порекомендациям приложения5, рекомендуемого.
1.11. Точка отбора проб не должна находиться выше 5-10 м от низафонтанного лифта.
Примечание. Если по техническому состоянию скважины требование данного пунктаневыполнимо, то при наличии в скважине высокого столба однофазной нефтидопускается отбор проб на более высоких отметках, но не выше отметки началаразгазирования нефти.
1.12. Из скважины должно быть отобрано не менее 3 проб призаданном режиме ее работы.
1.12.1. По скважинам, из которых отобраны глубинные пробы, должныбыть получены необходимые данные об условиях отбора и о нефтяном пласте ипредставлены по формам 4и 5 приложения 1.
1.13. Идентичность проб устанавливаютнепосредственно в пробоотборнике по совпадению контрольных параметров -давлению насыщения при температуре окружающей среды или давлению в приемнойкамере пробоотборника. Пробы считаются идентичными, если расхождение значенийконтрольных параметров не превышает 3%. Результаты проверки идентичности пробфиксируются в протоколе (приложение6, обязательное).
Примечание. Газосодержание не должно являться контрольным показателемкачества отобранной пробы, так как при определении может произойти изменениеисходного состава пробы.
1.13.1. Пробоотборник или контейнер с отобранной пробой должен бытьснабжен этикеткой (приложение6).
Примечание. В случае перевода в контейнер одной или нескольких проб,соответствующая запись должна быть произведена в протоколе перевода проб (приложение 6).
1.13.2. Для парафиновых и высокопарафиновых нефтей (ГОСТ 912-66)перевод проб из пробоотборника в контейнеры или в исследовательскую аппаратурудолжен сопровождаться термостатированием пробоотборника при 80°С.
Примечание. Перевод охлажденной пробы допускается, если вся нефть, включаятвердую фазу, может быть полностью переведена из пробоотборника.
1.13.3. Перевод пробы должен осуществляться средствами,исключающими контакт нефти с неинертной к ней рабочей жидкостью.
1.14. Объем исследования и форма представления результатовисследования как глубинных, так и рекомбинированных проб должны отвечатьтребованиям настоящего стандарта.
2. ОБЪЕМИССЛЕДОВАНИЯ
2.1. Типовые комплексы.
2.1.1. Установлены три комплекса типовогоисследования пластовой нефти — А, Б и В, отличающиеся различным объемомвыполняемых исследований и получаемой информации.
2.1.2. Число скважин, исследуемых покомплексам, должно обеспечить для объекта в целом, получение параметров спогрешностью не выше заданной.
2.1.3. Исследования пластовой нефти по комплексу А должныпроводиться для нефтяных добывающих скважин. Исследования по комплексам Б и Вдолжны проводиться преимущественно для разведочных скважин.
Примечание. Если количество исследований по комплексам Б и В, выполненных дляразведочных скважин, недостаточно, для обеспечения требования п. 2.1.2, тонедостающие исследования выполняют по пробам, отобранным из добывающих скважин.
2.1.4. Виды исследования и получаемая при этом информация суказанием принадлежности определяемых параметров к тому или иному комплексуприведены в таблице 1. (Скобки при литерах, обозначающих комплексы, показывают,что данный параметр для комплекса не является обязательным; отсутствие скобокуказывает на обязательность определения данного параметра.)
Таблица 1
Видыисследования
Получаемаяинформация
Комплексы
Исследование PVT — соотношений пластовой нефти
Давление насыщения:
а) при пластовой температуре
А Б В
б) при 20 °С
(А)Б В
в) при промежуточнойтемпературе (пп. 2.2.4-2.2.7)
(А)Б В
Коэффициент сжимаемости приразных давлениях, от пластового до давления насыщения:
а) при пластовой температуре
А Б В
б) при 20 °С
(А)Б В
в) при промежуточнойтемпературе (пп. 2.2.4-2.2.7)
Б В
Температурный коэффициентдавления насыщения
(А)Б В
Температурный коэффициентобъемного расширения пластовой нефти в интервале температур:
а) 20 °С — пластовая
(А)Б В
б) 20 °С — промежуточная
Б В
в) промежуточная — пластовая
Б В
Плотность газожидкостнойсмеси при разных давлениях в однофазной и двухфазной областях состояниянефти:
а) при пластовой температуре
(А)Б В
б) при 20°С
(А)Б В
в) при промежуточнойтемпературе (пп. 2.2.4-2.2.7)
Б В
Удельный объемгазожидкостной смеси при разных давлениях в однофазной и двухфазной областяхсостояния нефти:
а) при пластовой температуре
(А)Б В
б) при 20 °С
(А)Б В
в) при промежуточнойтемпературе (пп. 2.2.4-2.2.7)
Б В
Относительный объемгазожидкостной смеси при разных давлениях в однофазной и двухфазной областяхсостояния нефти при температурах: пластовой, 20 °Си промежуточной (пп. 2.2.4-2.2.7)
а) за единицу объема принятобъем нефти при пластовой температуре и пластовом давлении
(А)Б В
б) за единицу объема принятобъем нефти при пластовой температуре и давлении насыщения
(А)Б В
Стандартная сепарацияпластовой нефти
Газосодержание
А Б В
Объемный коэффициентпластовой нефти при пластовой температуре:
а) при пластовом давлении
А Б В
б) при давлении насыщения
(А)Б В
Плотность пластовой нефти
А Б В
Плотность сепарированнойнефти
А Б В
Плотность газа при 20 °С и 1013,25гПа
А Б В
Компонентный состав газа по п. 2.1.4.2
А Б В
Компонентный составсепарированной нефти (п. 2.1.4.2)
(А)Б В
Компонентный составпластовой нефти (п. 2.1.4.2)
(А)Б В
Потенциальноегазосодержание:
а) общее
(А)Б В
б) только по углеводородам
(А)Б В
Молярная масса:
а) газа
(А)Б В
б) сепарированной нефти
(А)Б В
в) пластовой нефти
(А)Б В
г) остатка
(А)Б В
Дифференциальноеразгазирование при пластовой температуре
Газосодержание нефти приразных давлениях в интервале от давления насыщения до атмосферного*)
Б В
Объемный коэффициент нефтипри разных давлениях, от пластового до атмосферного:
а) по отношению к объемусепарированной нефти при атмосферном давлении и 20 °С
Б В
б) по отношению к объемусепарированной нефти при атмосферном давлении и пластовой температуре
Б В
Плотность частично,разгазированной нефти в однофазном состоянии при разных давлениях — отпластового до атмосферного(сепарированная нефть при 20 °С и пластовойтемпературе)
Б В
Плотность выделившегося газапри разных давлениях — от давления насыщения до атмосферного (плотность газадается при 1013,25 гПа и 20°С
Б В
Сжимаемость газа,выделившегося при разных давлениях — от давления насыщения до атмосферного**)
Б В
Объемный коэффициент газа,выделившегося при разных давлениях -от давления насыщения до атмосферного**)
Б В
Вязкость газа, выделившегосяпри разных давлениях — от давления насыщения до атмосферного**)
(Б)В
Компонентный состав газа,выделившегося при разных давлениях — от давления насыщения до атмосферного, ирасчетная плотность газа для каждого давления
Б В
То же при 20 °С
В
То же при промежуточной температуре
В
Контактное разгазирование
Вся информация тождественнаполучаемой в результате дифференциального разгазирования
В
Ступенчатая сепарация призаданном числе ступеней сепарации и заданных давлениях и температурахступеней
Количество газа,выделившегося на разных ступенях давления, отнесенное к единице объемасепарированной нефти
(Б)В
Состав газа, выделившегосяна разных ступенях давления
(Б)В
Расчетная молярная массагаза, выделившегося на разных ступенях давления
(Б)В
Плотность газа,выделившегося на разных ступенях давления
(Б)В
Объемный коэффициент нефтипри давлениях и температурах ступеней сепарации
(Б)В
Плотность нефти при 20 °Спосле ступенчатой сепарации
(Б)В
Определение вязкостипластовой нефти
Вязкость при пластовойтемпературе:
— при пластовом давлении
А
— при разных давлениях винтервале от пластового давления до давления насыщения
(А)Б В
— при разных давлениях винтервале от давления насыщения до атмосферного давления
Б В
То же при 20 °С
В
То же при промежуточной температуре
В
Определение температурынасыщения нефти парафином ОСТ 39.034-76
Температура насыщения нефтипарафином при пластовом давлении***)
Б В
Исследование реологическихсвойств пластовой нефти
По РД 39-11-02-77
(В)
Физико-химический анализсепарированной нефти
Перечень параметров помещенв таблице 3, (п. 2.1.4.3)
(А)Б В
*) При необходимости нижний пределдавления может быть выше атмосферного
**) Приотсутствии экспериментальных данных определяется расчетом
***) При необходимости дополнительноможет быть приведена при иных давлениях
2.1.4.1. Для скважин, по которымисследование проб производится не впервые (при контроле за процессомразработки, после повторной перфорации и др.), и для скважин, вводимых вэксплуатацию после обеспечения требований п.2.1.2, установлен комплекс Ас (сокращенный), содержащийобязательные параметры комплекса А. Виды исследования и получаемая при этоминформация приведены в таблице 2.
Таблица 2
Видыисследования
Получаемаяинформация
Исследование PV- соотношенийпри пластовой температуре
Давление насыщения
Коэффициент сжимаемости,средний в интервале от пластового давления до давления насыщения
Стандартная сепарацияпластовой нефти
Газосодержание
Объемный коэффициент нефтипри пластовой температуре и пластовом давлении
Плотность пластовой нефти
Плотность сепарированнойнефти
Плотность газа (измеренная)
Компонентный состав газа по п. 2.1.4.2
Определение вязкостипластовой нефти
Вязкость при пластовойтемпературе и пластовом давлении
2.1.4.2.Компонентный состав пластовой нефти, газа и сепарированной нефти должен бытьопределен по следующим компонентам: сероводород, двуокись углерода, азот, редкиегазы (допускается в сумме с азотом, гелий допускается отдельно) метан, этан,пропан, изо-бутан, н-бутан, неопентан, изо-пентан, н-пентан, сумма , сумма , остаток . В обоснованных случаях допускается ограничиватькомпонентный состав пентанами, остаток — .
2.1.4.3. Для физико-химического анализасепарированной нефти должна быть взята нефть после стандартной сепарации.Перечень определяемых параметров сепарированной нефти с указанием метода ихопределения приведен в таблице 3.
Таблица 3
Параметры
Методопределения
Плотность
ГОСТ 3900-47
Молярная масса
Криоскопический метод
Вязкость при 20°С
ГОСТ 33-66
Температура застывания
ГОСТ20287-74
Содержание:
— парафина
ГОСТ 11851-66
— серы
ГОСТ 1437-75
— смол силикагелевых
ГОСТ 11858-66
— асфальтенов
ГОСТ 11858-66
— воды
ГОСТ 2477-65
— солей
ГОСТ 21534-76
Зольность*)
ГОСТ 1461-75
Кислотное число*)
ГОСТ5985-79
Фракционный состав
ГОСТ 2177-66
Фракционный состав ваппарате АРН-2*)
ГОСТ11011-64
Температзфа вспышки взакрытом тигле*)
ГОСТ6356-75
Температура вспышки воткрытом тигле *)
ГОСТ4333-48
Коксуемость*)
ГОСТ8852-74 или ГОСТ19932-74
*) Определяется при необходимости
Примечание. Допускается физико-химическую характеристику сепарированной нефтиили отдельные параметры получать на основании исследования поверхностныхобразцов нефти или заимствовать из специальных исследований нефти даннойскважины. В этом случае в пояснительной записке и в форме 7 технического отчетадолжна быть дана ссылка на использованный источник (п. 3.2.2.7)
2.1.4.4. Допускается при необходимостирасширять комплексы Aс, А и Б дополнительными видами исследования,взятыми из комплекса В. Исключение из комплексов обязательных видовисследования или отдельных параметров должно быть оговорено в пояснительнойзаписке (п. 3.2.2.3) техническогоотчета с указанием обоснованных причин исключения.
2.2. Термобарические условияисследования.
2.2.1. Термобарические условия исследования должны быть заданы,исходя из конкретных условий эксплуатации данного объекта. В иных случаяхследует пользоваться рекомендациями, изложенными в пп. 2.2.2-2.2.20.
2.2.2. Параметры пластовой нефти должны быть измерены припластовом давлении и пластовой температуре.
2.2.3. Исследования РVT — соотношений, дифференциальное иконтактное разгазирование и определение вязкости, выполняемые по комплексам Б иВ, помимо пластовой температуры, должны проводиться еще при 20 °С ипромежуточной температуре.
2.2.4. Допускается контактноеразгазирование проводить на ступенях, давления и температуры которыхсоответствуют условиям, имеющим место в стволе работающей скважины.
2.2.5. Установлен следующий ряд промежуточных температур: 30, 40,50… и далее через 10 °С.
2.2.6. Промежуточная температура должнабыть найдена, как средняя арифметическая двух температур — пластовой и 20 °С,округляемая до ближайшей в ряду (п. 2.2.5), или — по графику (приложение 7,рекомендуемое).
Примечание. Допускается при необходимости проводить исследование принескольких температурах, которые, в этом случае, не являются среднимиарифметическими величинами, а выбираются из ряда по п. 2.2.5.
2.2.7. При пластовых температурах ниже 55°С, но не ниже 30 °С, измерения по п. 2.2.4 производят только при двухтемпературах: 20 °С и пластовой.
2.2.8. При пластовой температуре ниже 30 °С измерения по п. 2.2.4проводят только при пластовой температуре. Если при подъеме по скважине нефтьнагревается, то измерения проводят при двух температурах — пластовой итемпературе на устье скважины, скорректированной с температурным рядом по2.2.5.
2.2.9. При стандартной сепарации нефть, поступающая в сепаратор, ив самом сепараторе должна находиться при температуре 20 °С и давлении 1013,25гПа (допускается при текущем атмосферном давлении).
Примечание. Температура нефти в сосуде pvtмонет быть как 20 °С, так и пластовая при условии, что давление нефти вподводящих к сепаратору коммуникациях не будет снижаться ниже давлениянасыщения, и при соблюдении требования настоящего пункта.
2.2.10. Исследования в области однофазного и двухфазного состояниянефти при измерении pvt-соотношений,дифференциальном и контактном разгазировании, а также при определении вязкостидолжны выполняться при значениях давления, обусловленных величиной пластовогодавления и давления насыщения данной нефти.
2.2.11. Исследования должны проводиться на установленных ступеняхдавления: для однофазной области число ступеней должно быть от 4 до 6, длядвухфазной — от 5 до 10.
Примечание. Число ступеней в двухфазной области может быть ограниченоминимальными ожидаемыми давлениями в скважине в процессе эксплуатации приданных температурах.
2.2.12. При исследовании pvt-соотношенийвеличина интервала снижения давления (шаг по давлению) в области однофазногосостояния нефти (выше давления насыщения) должна быть в пределах от 1 до 3 МПа.
Примечание. Если разрыв между пластовым давлением и давлением насыщения необеспечивает совместных требований по п. 2.2.11 и п. 2.2.12, то начальноедавление исследования должно быть поднято выше пластового давления на величину,обеспечивающую требования по пп. 2.2.11 и 2.2.12. При этом одна из ступенейдолжна иметь давление, равное пластовому.
2.2.13. В двухфазной области (ниже давления насыщения) приизмерении pvt-соотношений идифференциальном разгазировании число ступеней и их давления должны бытьодинаковыми.
2.2.14. Давление ступеней и их число для двухфазной областинаходят по графику (приложение8, обязательное).
2.2.15. При исследовании pvt-соотношенийпервая ступень после давления насыщения должна быть разбита на 5 подступеней.Первая подступень должна отстоять от давления насыщения примерно на половинушага по объему.
Примечания:
1. При необходимости вторая ступень может быть также разделена наряд подступеней, от 4 до 5.
2. При определении давления насыщения не объемным методомвыполнение п. 2.2.15. необязательно.
3. В комплексе А допускается исследованиеpvt-соотношений в двухфазной области ограничивать одной-двумяступенями с обязательным делением первой ступени на подступени.
2.2.16. Измерение вязкости нефти в однофазной области необходимопроводить на тех же ступенях, что и при исследовании РVT-соотношений (пп.2.2.11 и 2.2.12).
2.2.17. При измерении вязкости в двухфазной области ступени должнысоответствовать обязательным ступеням, а при необходимости — и допускаемым (приложение8).
Примечание. Если в двухфазной области возможно производить прямое измерениевязкости нефти без предварительного вывода газовой фазы, то обязательнойступенью становится также давление насыщения.
2.2.18. Число ступеней и соответствующиеим давление и температура при ступенчатой сепарации должны соответствоватьреальной схеме сепарации нефти на данном промысле или схеме, предполагаемой косуществлению в будущем.
2.2.19. Для выполнения исследования покомплексам Б или В одной глубинной пробы обычно недостаточно, поэтому частьвидов исследования проводят по дублирующим пробам. В этом случае по дублирующейпробе должно быть выполнено повторное определение контрольного показателякачества пробы по п. 1.13.
2.2.20. Для выполнения исследования покомплексу А обычно достаточно объема одной пробы, однако, рекомендуетсявыполнять контрольные определения по дублирующей пробе. В этом случае форму 6технического отчета заполняют средними значениями результатов. Расхождениемежду измерениями, выполненными по двум пробам, не должны превышать указанных вприложении9, обязательно
3. ФОРМАПРЕДСТАВЛЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ
3.1. Технический отчет.
3.1.1. Основным документом, содержащим результаты исследования пластовойнефти, является технический отчет (в дальнейшем — отчет).
3.1.2. Отчет должен быть составлен в течение одного месяца послеокончания исследования и включать материалы по одной скважине.
Примечания:
1. Допускается комплектование отчетов в соответствующие подборки(например, за год, за шесть месяцев, или по исследованному объекту), что неисключает необходимости выполнения п. 3.1.2. Подборка должна быть снабженаоглавлением и общим пояснительным текстом.
2. Для организаций, составляющих отчетыпо НИР, соблюдение требования п. 3.1.2 не является обязательным, что в каждомконкретном случае решается в самой организации. Соблюдение пп. 3.2, 3.3 и 3.4 является обязательным.
3.1.3. Отчет должен состоять из краткойпояснительной записи, таблиц и графиков, выполненных по стандартным формам.
3.1.4. Для отчета о результатах исследования по комплексам Б и Вустановлено 18 форм. На каждой форме указано ее название (назначение). В правомверхнем углу оставлено место для названия месторождения, номера скважины ипробы. Перед номером пробы указывают: «Гл.» — глубинная проба или»Рек.» — рекомбинированная проба. Для комплекса А может бытьиспользована индивидуальная карточка (форма 19) после выполнения требования п. 2.1.2.
3.2. Табличные и текстовые формы.
3.2.1. Текстовую и табличную части отчета представляют по формам 1-17 (приложение 1), переченькоторых с указанием соответствующих им графиков (из табл. 5) и поясняющих пунктов помещены в таблице 4.
Таблица 4
Формы
Названияформ
Соответствующийграфик по таблице 5
Поясняющийпункт стандарта
Форма 1
Титульный лист
нет
3.2.2.1
Форма 2
Содержание отчета
нет
3.2.2.2
Форма 3
Пояснительная записка
нет
3.2.2.3
Форма 4
Сведения о пласте и скважине
нет
3.2.2.4
Форма 5
Условия отбора глубинных(поверхностных) проб
нет
3.2.2.5
Форма 6
Основные результатыисследования
нет
3.2.2.6
Форма 7
Физико-химическаяхарактеристика сепарированной нефти
нет
3.2.2.7
Форма 8
PV-соотношения пластовойнефти
1, 2, 3
3.2.2.8
Форма 9
Температурный коэффициентдавления насыщения
4 (на форме 9)
3.2.2.9
Форма10
Температурный коэффициентобъемного расширения пластовой нефти
5 (на форме 10)
3.2.2.10
Форма11
Стандартная сепарацияпластовой нефти
нет
3.2.2.11
Форма 12
Компонентный состав газа,пластовой и сепарированной нефти
нет
3.2.2.12
Форма 13
Дифференциальноеразгазирование. Контактное разгазирование
6-12
3.2.2.13
Форма14
Дифференциальноеразгазирование. Контактное разгазироваяие. Состав газа
13
3.2.2.14
Форма15
Ступенчатая сепарацияпластовой нефти
14 и 7
3.2.2.15
Форма 16
Вязкость пластовой нефти приразличных давлениях
15
3.2.2.16
Форма17
Температура насыщения нефтипарафином
16 (на форме 17)
3.2.2.17
3.2.2. Заполнение форм следует производитьс учетом рекомендаций пп. 3.2.2.1 — 3.2.2.17.
3.2.2.1. Форма 1. «Титульный лист». Содержит четыреполя:
— поле 1 предназначено для официального названияорганизации-исполнителя;
— в поле 2 указывают порядковый номер технического отчета и черезтире — год его составления; ниже — название месторождения, индекс пласта иномер скважины, например:
— в поле 3 указывают должность и фамилию руководителя подразделения,в котором проводились исследования;
— в поле 4 указывают административный пункт расположенияорганизации-исполнителя и год выпуска отчета, например:
«Энск — 1977».
3.2.2.2. Форма 2.»Содержание отчета»(оглавление).
3.2.2.3. Форма 3.»Пояснительная записка». Впояснительной записке должны содержаться краткие сведения о выполненномисследовании:
— основание (тематический план, внеплановое задание, контрольноеисследование);
— производилось ли ранее исследование пластовой нефти из этойскважины (дать ссылку на соответствующий отчет) или исследование производитсявпервые;
— какие пробы исследовались: глубинные или рекомбинированные;
— мероприятия, предшествовавшие отбору проб (очистка скважины отпарафина, гидродинамические исследования, дебитометрирование, кислотнаяобработка, гидроразрыв, дополнительная перфорация и др.);
— результаты проверки идентичности пробпо п. 1.13 оформляют в виде таблицы; вграфу «контрольный параметр» записывают либо «Давление вприемной камере», либо «Давление насыщения», в графе»Идентичность проб» пишут «Да» или «Нет», подтаблицей указывают номера проб, выбранных для исследования, например:
Номер пробы
Контрольныйпараметр-давление в приемной камере, МПа
Температура, °С
Датаопробования
Идентичностьпробы
16/1
13,6
27
12.06.77
Да
16/2
13,6
27
12.06.77
Да
16/3
13,7
27
12.06.77
Да
Для исследования выбраны пробы 16/1 и16/2
— основание для выбора комплекса исследования — А, Б или В,необходимость расширения или сокращения его (п. 2.1.4.4);
— виды исследования, выполненные по выбранным пробам;
— методика, применяемая аппаратура;
— дополнительные сведения, краткие выводы;
— дата исследования, исполнители.
3.2.2.4. Форма 4. «Сведения о пласте искважине».
3.2.2.5. Форма 5.»Условия отбора … проб». В зависимости от исследуемых образцов(глубинные или рекомбинированные пробы), пропуск в названии формы заполняютсловами: «глубинных» или»поверхностных».
3.2.2.6. Форма 6. «Основные результатыисследования». Заполняют средними значениями параметров пластовой нефти. Вприложении 1 форма выполнена длякомплекса Б. Для других комплексов форма должна быть соответственно сокращенаили расширена, согласно объемам исследования, указанным в таблице 1.
3.2.2.7. Форма 7.»Физико-химическая характеристика сепарированной нефти». Заполняютданными физико-химического анализа нефти, полученной в результате стандартнойсепарации, или данными, заимствованными из других источников. В последнемслучае вместо подзаголовка «Стандартная сепарация», указывают какиеданные использованы, условия сепарации и источник информации. Например:»По данным анализа нефти из трапа. Условия сепарации: 24 °С и 0,04 МПа.Отчет №…». Фракционный состав и плотности фракций, полученные приразгонке в аппарате АРН-2, могут быть представлены самостоятельной таблицей.
3.2.2.8. Форма 8. «PV- соотношенияпластовой нефти». Для каждой температуры (пластовой, 20 °С ипромежуточной) используют отдельный бланк формы, на котором указываютсоответствующую температуру. Против значений пластового давления и давлениянасыщения проставляют соответствующие символы — (Рпл) и (ps). Относительный объемнефти (при всех давлениях и температурах) приводят в двух видах: по отношению кобъему нефти при пластовом давлении и пластовой температуре и по отношению кобъему нефти, соответствующему давлению насыщения при пластовой температуре.Значения коэффициентов сжимаемости (средние в интервале между соседнимидавлениями) записывают против нижнего (меньшего) давления интервала.
Под таблицей указывают:
— номер рисунка РV-изотермы и значение давления насыщения;
— номер рисунка зависимости коэффициента сжимаемости от давления исреднее значение его в интервале от пластового давления до давления насыщения.
Примечание. Если давление насыщения измерено не объемным методом, то вместо Рv-изотермы следует привестисоответствующий график или копию бланка машинного расчета. Содержание самойтаблицы при этом сохраняется неизменным.
3.2.2.9. Форма 9.»Температурный коэффициент давления насыщения». В таблицу заносятзначения температур, соответствующие им значения давления насыщения, интервалтемператур и вычисленные значения температурного коэффициента давлениянасыщения. Под таблицей повторяют значение коэффициента, среднее для интервалаот 20 °С до пластовой температуры. На этой же форме отведено место для графиказависимости давления насыщения от температуры. График не является обязательным.
3.2.2.10. Форма 10.»Температурный коэффициент объемного расширения пластовой нефти». Втаблицу заносят значения давлений, интервалы температур и соответствующиезначения коэффициентов объемного расширения нефти. Под таблицей повторяютсреднее значение коэффициента при пластовом давлении для интервала температурыот 20 °С до пластовой температуры. На этой же форме отведено место для графиказависимости температурного коэффициента от давления в различных температурныхинтервалах. Исследования при давлениях, отличных от пластовых, не являютсяобязательными.
3.2.2.11. Форма 11.»Стандартнаясепарация пластовой нефти». Помещают значения указанных в форме параметровнефти, полученные в результате стандартной сепарации при 20 °С и 1013,25 гПаили текущем атмосферном давлении. Фактическое давление сепарации указывают всоответствующем месте.
3.2.2.12. Форма 12.»Компонентный состав газа, сепарированной и пластовой нефти». Таблицузаполняют данными, полученными в результате анализа газовой и жидкой фазстандартной сепарации и рассчитанными на их основании данными о компонентномсоставе пластовой нефти. В правой части таблицы помещают значенияпотенциального газосодержания — общее, а также только по сумме углеводородов;под таблицей указывают молярные массы газа, сепарированной и пластовой нефти,остатка. Если компонентный состав сепарированной нефти не определяют, то дляпредставления состава газа, обязательного по комплексу А, предназначена форма 12а.
3.2.2.13. Форма 13.»Дифференциальное разгазирование. Контактное разгазирование». В графе1 записывают давления ступеней (в первой строке — пластовое давление, во второйстроке — давление насыщения). Предпоследняя строка предназначена дляатмосферного давления при пластовой температуре, последняя — то же при 20 °С.Значения объемного коэффициента нефти приводят в двух вариантах: по отношению кобъему нефти при атмосферном давлении и пластовой температуре и по отношению кобъему нефти при атмосферном давлении и температуре 20 °С. В графе 6проставляют значения плотности частично разгазированной нефти при давлениях итемпературах ступеней. Если сжимаемость и вязкость газа получены неэкспериментально, а по корреляциям (приложение10, рекомендуемое), то в графах 9 и 10 следует указать в скобках»(расчет)». Вязкость газа — параметр необязательный. Еслиисследование выполняют при разных температурах ступеней (п. 2.2.4), то температуру проставляют в графе 1 рядом сдавлением.
3.2.2.14. Форма14. «Дифференциальное разгазирование. Контактное разгазирование.Состав газа». Таблицу заполняют результатами анализа компонентного составагаза, выделившегося на различных ступенях дифференциального или контактногоразгазирования. Внизу таблицы, в соответствующих графах, помещают расчетныезначения плотности газа при 20 °С.
Примечание. В заглавиях форм13 и 14оставляют нужное: «Дифференциальное» или «Контактное»разгазирование.
3.2.2.15. Форма 15. «Ступенчатаясепарация пластовой нефти». Форму заполняют результатами ступенчатойсепарации пластовой нефти, выполненной по схеме сепарации, действующей наданном промысле или по заданной схеме (п.2.2.18). Объемный коэффициент нефти приводят при давлениях и температурахступеней, а также при: давлении насыщения и пластовом давлении. Внизу указываютномер рисунка, на котором приведены зависимости объемного коэффициента нефти,газосодержания, плотности газа и его компонентного состава от давления ступени.Кроме того указывают номер рисунка, соответствующего графику 7 (таблица 5), на котором для сравнения приводят объемныйкоэффициент нефти ступенчатой сепарации.
3.2.2.16. Форма 16.»Вязкость пластовой нефти». В таблицу помещают значения давлений исоответствующие значения вязкости при температурах — пластовой, промежуточной и20 °С. Ниже указывают номер рисунка, на котором представлена зависимостьвязкости от давления при указанных температурах и помещают значения вязкостипри пластовом давлении и при давлении насыщения.
Примечание. Если значение вязкости нефти в двухфазной области полученыэкстраполяцией, то против соответствующих значений указывают -«Экстраполяция».
3.2.2.17. Форма 17. «Температуранасыщения нефти парафином», ОСТ 39.034-76. В заголовке указывают давлениеэксперимента. В графу 1 записывают температуру ступеней, в графу 2 -соответствующие значения силы тока (фототок). Под таблицей помещают графикзависимости силы фототока от температуры и указывают значение температурынасыщения нефти парафином.
3.2.2.18. Форма ИК.»Индивидуальная карточка». Предназначена для представлениярезультатов исследования по сокращенному комплексу Ас или покомплексу А для добывающих скважин. Карточка содержит четыре таблицы, в которыезаносят основные параметры пластовой нефти, компонентный состав газа,сепарированной и пластовой нефти, физико-химическую характеристикусепарированной нефти и сведения о скважине и условиях отбора проб. В строке»Давление насыщения» в скобках указывают метод определения, например,(Объемный метод). В строке «Предшествующие исследования» помещаютссылки на соответствующие отчеты. Карточки складывают по линии перегиба ихранят в специальных ящиках.
3.3. Графические формы и графики.
3.3.1. Для представления графической части отчета предназначены формы:18, 18а, 18б и 18в (п. 3.4.3).
3.3.2. Установлено 16 типовых графиков, перечень которых с.указаниями их построения приведен в таблице 5.Виды типичных графиков приведены в приложении 2.
Примечание. Порядковые номера графиков не являются порядковыми номерамирисунков в отчете. В зависимости от объема исследования одинаковые графики втом или ином отчете могут иметь разные номера рисунков.
Таблица 5
Название графика
Соответствующаяформа по табл. 3
Названиевеличин, откладываемых по осям координат
Примечание
по горизонтали
по вертикали
1
2
3
4
5
График 1
РV-изотермыпластовой нефти при разных температурах*
Форма 8
Относительныйобъем
Графа 2
Давление, Мпа
Графа 1
Здесь же помещают изотерму РV для контрольной пробы (п.2.2.19)
(График 2)**
3ависимостьплотности газожидкостной смеси от давления при разных температурах
Форма 8
Плотность, г/см3
Графа 4
Давление, Мпа
Графа 1
(График3)
Зависимостькоэффициента сжимаемости пластовой нефти от давления при разных температурах
Форма 8
Давление, МПаГрафа 1
Коэффициентсжимаемости,
β·105 1/Мпа
Графа 6
(График 4)
Зависимостьдавления насыщения от температуры
Форма 9
Температура, °С
Графа 1
Давлениенасыщения, МПа
График помещают на форме 9 вместе стаблицей
(График 5)
Зависимостьтемпературного коэффициента объемного расширения нефти от давления
Форма10
Давление, Мпа
Графа 1
Температурныйкоэффициент объемного расширения, α-1041/°С
Графы 2, 3, 4
График помещают на форме 10 вместе стаблицей. Три кривые для разных интервалов температур: 1-(20°С-T), 2-(20°С-Tпл),3-(Т-Tпл)
График 6
Зависимостьгазосодержания пластовой нефти от давления, (Дифференциальное разгазирование,… °С)***
Форма 18
Давление, МПа Графа 1
Газосодержание, м3/м3
Графы 2, 3
Кривая 1 — растворенный газ, кривая 2 -выделившийся газ
График 7
Зависимостьобъемного коэффициента пластовой нефти от давления. (Дифференциальноеразгазирование, … °С)***
Форма 13
Давление, Мпа
Графы 4 и 5
Объемный коэффициент нефти
Графы 4 и 5
Строки 21-23
Кривая 1 — за единицу принят объем приатмосферном давлении и 20°С, кривая 2 — то же, но при пластовой температуре,кривая 3 -ступенчатая сепарация (п.3.2.2.15)
То же дляступенчатой сепарации
Форма 15
Строка 2
График 8
Зависимостьплотности пластовой нефти от давления. (Дифференциальное разгазирование, …°С)***
Форма 13
Давление, Мпа
Графа 1
Плотность пластовой нефти, г/см3
Графа 6
График 9
Зависимостьплотности газа от давления. (Дифференциальное разгазирование, … °С)***
Форма 13
Давление, Мпа
Графа 1
Плотность газа, кг/м3
Графа 7
График 10
Зависимостьобъемного коэффициента газа от давления. (Дифференциальное разгазирование,… °С)***
Форма 13
Давление, Мпа
Графа 1
Объемный коэффициент газа
Графа 8
(График 11)
Зависимостьсжимаемости газа от давления. (Дифференциальное разгазирование, … °С)***
Форма 13
Давление, Мпа
Графа 1
Коэффициент сжимаемости газа
Графа 9
(График 12)
Зависимостьвязкости газа от давления. (Дифференциальное разгазирование, … °С)***
Форма 13
Давление, Мпа
Графа 1
Вязкость газа, мПа·с
Графа 10
(График 13)
Зависимостькомпонентного состава газа от давления. (Дифференциальное разгазирование, …°С)***
Форма14
Давление, Мпа
Верхняя строка
Содержание компонентов
Допускается употребление разныхмасштабов по вертикальной оси (п. 3.4.6.3).Возле каждой кривой название компонента
(График 14)
Результатыступенчатой сепарации пластовой нефти:
— температураступеней сепарации
— объемныйкоэффициент нефти
-газосодержание
— плотностьгаза
— компонентныйсостав
Форма 15
Давление ступеней, МПа
Температура, °С(Строка 2)
Объемныйкоэффициент нефти
(Строка 3)
Газосодержание.
м3/м3(строка 5)
Плотность газа,кг/м3 (строка 22)
Компонентныйсостав газа, % (объемн.)
(строки 6-18)
Совмещение ряда независимых графиковпри одной горизонтальной оси (п.3.4.6.4)
График 15
Зависимостьвязкости пластовой нефти от давления, … °С
Форма 16
Давление, Мпа
Графа 1
Вязкость нефти,мПа·с
Графа 2
График 16
Зависимостьфототока от температуры
Форма 17
Температура, °С
Графа 1
Фототок, мкА
Графа 2
График помещают на форме 17 вместе стаблицей
*) При графическом изображении pvt-зависимостейнижние ветви pv-изотермдопускается вычерчивать не полностью, а обрывать после второй ступени
**)Графики, помещенные в скобки, являются необязательными
***) Название графиков 6-13 даны для дифференциального разгазирования.В случае контактного разгазирования, в названии графика слово»Дифференциальное» должно быть заменено на «Контактное»
3.4. Оформление технического отчета.
3.4.1. Технический отчет состоит из сброшюрованных форм текстовогои табличного материала (формы 1-17, п. 3.2 и приложение 1), выполненных на листах бумаги форматомА4 ГОСТ 9327-60 играфического материала (формы 18-18в, п. 3.4.3). Если формат А4недостаточен для помещения необходимого табличного материала (например: форма13, сводная таблица в приложении11 и др.) следует применять листы форматом А3.
3.4.2. Цифровые данные, приводимые в графах таблиц, должны бытьвыражены десятичными дробями. Запись окончательного результата производяттолько значащими цифрами, умноженными на десять в соответствующей степени,таблица 6.
Таблица 6
Названиепараметра
Множитель
Пример записи
В графах таблиц
В окончательномрезультате
Коэффициентсжимаемости нефти
10-4
0,000942
0,001171
9,42·10-4 Мпа-1
11,71·10-4Мпа-1
Температурныйкоэффициент расширения пластовой нефти
10-4
0,00098
9,8·10-4 1/°С
Коэффициентрастворимости газа в нефти
10-5
—
0,605·10-5 м3/(м3Па)
Объемныйкоэффициент газа
10-2
0,00663
0,663·10-2
3.4.3. Дляпостроения графиков установлено четыре разновидности формы 18;
— форма 18, вертикальный лист,формат А4;
— форма 18а, горизонтальный лист, формат А4;.
— форма 18б, вертикальный лист, формат А3;
— форма 18в; горизонтальный лист, формат А3.
Основными формами являются формы18 и 18а. Формы 18б и 18в используются в тех случаях, когда размерыграфиков не позволяют поместить их на основных формах. форма 18 дана в приложении 1.
3.4.4. Индивидуальная карточка для комплексов А и Ас (п. 3.1.3) должна быть выполнена на обеихсторонах листа плотной бумаги форматом А4 по ГОСТ 9327-60 (форма ИК, приложение 1),
3.4.5. Нумерация страниц отчета должна быть выполнена по ГОСТ19600-74.
3.4.6. Свободные (не занятые кривыми) площади графиков должны бытьсведены к минимуму.
3.4.6.1. Если интервал, в котором заключены значения откладываемыхна графике величин, лежит далеко от начала координат, то следует координатныеоси начинать не с нуля, а со значений, уменьшающих свободные площади графика.
3.4.6.2. Если на графике помещены две или несколько кривых,образующих между собой свободные площади, то между ними следует делать разрыв,удалив лишнюю часть графика.
3.4.6.3. Допускается на одном графикесмена масштабов для одной и той же величины; при этом на графике должен бытьсделан разрыв, (например, график 13,приложение 2).
3.4.6.4. Допускается совмещение повертикали ряда графиков, относящихся к одному исследованию и имеющих разныевертикальные шкалы при общей горизонтальной шкале, (например, график 14, приложение 2).
3.4.7. Название откладываемых величин на графиках, а такжеобозначение единиц пишут вдоль осей. Буквенное обозначение величин на осяхписать не следует. Точки на кривых должны быть обведены кружками. Названиеграфиков помещают на самом графике или под ним.
3.4.8. Размножение текстового и графического материала допускаетсявыполнять любым из видов множительной техники.
4.ОБОБЩЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ
4.1. В результате обобщения устанавливают:
— связь между значениями параметров нефти и глубиной залеганияпродуктивного пласта,
— закономерность изменения свойств нефти по площади объекта,
— зависимость параметров нефти от давления,
— средние значения параметров по объекту в целом и погрешностиосреднения.
4.2. Методические указания к обобщению содержатся в приложении11, справочном.
ПРИЛОЖЕНИЕ 1ОбязательноеФОРМЫ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
Форма 1
Форма 2
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
Месторождение ……………………..
Скважина ……………………………
СОДЕРЖАНИЕ
Страница
Таблицы
Графики
1. Пояснительная записка ………………………………………………
2. Сведения о пласте и скважине ………………………………………
3. Условия отбора глубинных проб …………………………………….
4. Основные результаты исследования …………………………………
5. Компонентный состав пластовой нефти ……………………………
6. PVT-соотношения ………………………………………………….…
7. Температурный коэффициент давления насыщения ………………
8. Температурный коэффициент объемного расширения нефти ……
9. Стандартная сепарация ……………………………………………….
10. Состав газа стандартной сепарации ………………………………..
11. Дифференциальное разгазирование …………………………………
12. Состав газа дифференциального разгазирования ………………….
13. Ступенчатая сепарация ………………………………………………
14. Вязкость ……………………………………………………………….
Переченьграфиков
Рис. 1 …………..
Рис. 2 …………..
Отчет содержит. . . страниц, включая . . . графиков.
Отчет отпечатанв . . . экз. и направлен:
1. . . .
2. . . .
Форма 3
Форма 4
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
Месторождение ……………………..
Скважина ……………………………
СВЕДЕНИЯ ОПЛАСТЕ И СКВАЖНЕ
Пласт (горизонт) ……………………………………
Геологический возраст …………………………….
Порода — коллектор …………………………………
Начальное пластовое давление, МПа……………..
Начальная пластовая температура, °С……………
Альтитуда скважины, м ……………………………
Глубина скважины, м ………………………………
Интервал перфорации, м …………………………..
Глубина спуска фонтанного лифта, м……………
Диаметр фонтанных труб, мм ……………………..
Дата ввода в эксплуатацию ………………………..
Форма 5
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
Месторождение ……………………..
Скважина ……………………………
ГЛУБИННЫХ
УСЛОВИЯ ОТБОРА ПРОБ
ПОВЕРХНОСТНЫХ
Дата отбора проб ………………………………………
Глубина отбора, м ……………………………………..
Давление на глубине отбора, Мпа……………………
Температура на глубине отбора, °С ………………….
Способ эксплуатации скважины ………………………
Диаметр штуцера, мм ………………………………….
Забойное давление, МПа ………………………………
Забойная температура, °С ……………………………..
Буферное давление, Мпа………………………………
Затрубное давление, MПa ………………………………
Температура нефти на устье, °С ………………………
Условия сепарации:
Ступени
I
II
III
Отстойник
Давление, МПа
Атмосферное
Температура,°С
Дебит нефти, т/сут ……………………..
Газовый фактор, м3/т …………………..
Обводненность, % по массе ……………
Тип пробоотборника ……………………
Номера проб ……………………………..
Пробы отобраны …………………………
Сведения оповерхностных пробах
Жидкость
Газ
Место отбора
Дебит, м3/сут
Давление приотборе, МПа
Температурапри отборе, °С
Номераконтейнеров
Давление вконтейнере после отбора, Мпапри температуре, °С
Номера проб
1
2
3
4
5
6
Форма 6
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
Пластовое давление, Мпа ………………
Пластовая температура, °С ……………..
Месторождение …………………..
Скважина …………………………..
ОСНОВНЫЕРЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
Давлениенасыщения,1) МПа………………………………………………
Температурныйкоэффициент давления
насыщения,2) МПа/°С ………………………………………………………..
Коэффициентсжимаемости,3) МПа-1……………………………………….
Температурныйкоэффициент объемного
расширения нефти,4) 1/°С …………………………………………………….
Газосодержание
м3/м3
м3/т
% по массе
— стандартная сепарация5)…………………………
— ступенчатаясепарация по схеме ………………..
-дифференциальное разгазирование …………….
Потенциальное газосодержание ………………….
Объемныйкоэффициент пластовой нефти1)
при пластовом давлении…………………………………………………
— стандартная сепарация …………………………………………………
— ступенчатая сепарация по схеме………………………………………
— дифференциальное разгазирование……………………………………
при давлении насыщения………………………………………………..
— стандартная сепарация…………………………………………………
— ступенчатая сепарация по схеме………………………………………
— дифференциальное разгазирование…………………………………..
Плотностьпластовой нефти1), г/см3
— при пластовом давлении………………………………………………
— при давлении насыщения……………………………………………..
Вязкость1), мПа·с
— при пластовом давлении……………………………………………….
— при давлении насыщения………………………………………………
— сепарированной нефти при 20°С………………………………………
Плотность сепарированной нефти при 20°С, г/см3
— стандартная сепарация…………………………………………………
— ступенчатая сепарация по схеме………………………………………
— дифференциальное разгазирование……………………………………
Плотность газа при 20°С, измеренная, кг/м3
— стандартнаясепарация …………………………………………………….
Температура насыщения нефти парафином, °С ………………………….
ОСНОВНЫЕРЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
(продолжение)
Компонентныйсостав пластовой нефти
Проценты
По массе
Мольные
Сероводород………………………………………………………
Двуокись углерода……………………………………………….
Азот + редкие……………………………………………………
Гелий ………………………………………………………………
Метан ………………………………………………………………
Этан ………………………………………………………………..
Пропан ……………………………………………………………..
изо-Бутан ….……………………………………………………….
н-Бутан …………………………………………………………….
Неопентан …………………………………………………………
изо-Пентан …………………………………………………………
н-Пентан …………………………………………………………..
Гексаны ……………………………………………………………
Гептаны ……………………………………………………………
Остаток……………………………………………………………_______________________
100,0
Молярная масса пластовой нефти, г/моль
1) Значения при пластовой температуре
2) Средние значения в интервале от 20°Сдо пластовой температуры
3) Среднеезначение в интервале от пластового давления до давления насыщения припластовой температуре
4) Среднее значение в интервале от 20°С до пластовой температурыпри пластовом давлении
5) Условия сепарации — 20°С и атмосферное давление.
Форма 7
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
Месторождение……………………..
Скважина ……………………………
Проба №…………………………….
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКАЯХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ
СТАНДАРТНОЙ СЕПАРАЦИИ
Условиясепарации: 20°С, атмосферное давление
Плотность при20°С, г/см3
ГОСТ3900-47
Молярнаямасса, г/моль
Криоскопическийметод
Вязкость при20°С, мм2/с
ГОСТ 33-66
Температуразастывания нефти,°С
ГОСТ20287-74
Содержание, %масс.
— парафина
ГОСТ 11851-66
— серы
ГОСТ1437-75
— смолсиликагелевых
ГОСТ11858-66
— асфальтенов
ГОСТ11858-66
— воды
ГОСТ2477-65
— солей, мгNaCl/л
ГОСТ 21534-76
Зольность, % масс.
ГОСТ 1461-75
Кислотное число, мг кон/г
ГОСТ5985-79
Фракционный состав в аппарате АРН-2
ГОСТ11011-64*)
Фракционный состав нефти. ГОСТ 2177-66
Температура
Отгон, %(объемн)
……………………..
……………………..
……………………..
……………………..
Общий выходфракций до 300 °С, % (объемн)
Остаток и потери, % (объемя)
__________________
*)Представляется в виде отдельной таблицы
Форма 8
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
Месторождение……………………..
Скважина ……………………………
Проба №…………………………….
PV -СООТНОШЕНИЯ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ ПРИ … °С
давление, МПа
Относительныйобъем нефти
Плотностьнефти, г/см3
Удельный объемнефти, см3/г
Коэффициентсжимаемости MПa-1
*
**
(Рпл)
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
(Рs)
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
На рис. . . . приведена изотермапластовой нефти при . . .°С и определено давление насыщения
Ps =. . . МПа
На рис. . . . приведена зависимость коэффициента сжимаемости отдавления. Среднее значение коэффициента сжимаемости в интервале от Рплдо Ps.
β = . . .. 10-4 МПа-1
* За единицу принят объем нефти при пластовом давлении … МПа итемпературе … °С,
**- при давлении насыщения … МПа и температуре … °С.
Форма 9
Месторождение……………………..
Скважина ……………………………
Проба №…………………………….
ТЕМПЕРАТУРНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ДАВЛЕНИЯНАСЫЩЕНИЯ
Температура,°С
Давлениенасыщения, МПа
Интервалтемператур, °С
Температурныйкоэффициент давления насыщения ψ, МПа/°С
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
Температурный коэффициент давлениянасыщения в интервале 20 — Тпл °С
Зависимость давления насыщения от температуры приведена награфике.
Форма 10
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
Месторождение……………………..
Скважина……………………………
Проба № …………………………….
Давление, МПа
Температурныйкоэффициент объемного расширения, a, 1/°С
В интервалетемператур, °С
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
Температурный коэффициент объемногорасширения пластовой нефти при пластовом давлении, в интервале 20 – Тпл°С
a = … 10-41/°С
Зависимость температурного коэффициента объемного расширениянефти от давления представлена на графике.
Форма 11
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
Месторождение……………………..
Скважина……………………………
Проба № …………………………….
СТАНДАРТНАЯСЕПАРАЦИЯ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
Условиясепарации: 20 °С, ………………..гПа
Газосодержание, м3/м3*) ……………………………………………….
Газосодержание, м3/т *)…………………………………………………
Газосодержание, % от массы
пластовой нефти …………………………………………………………
Объемный коэффициент нефти припластовом
давлении и при пластовой температуре ………………………………..
Объемный коэффициент при давлении
насыщения и при пластовой температуре ……………………………..
Плотность пластовой нефти, г/см3………………………………………
Плотность сепарированной нефти, г/см3……………………………….
Плотность газа, измеренная, кг/м3………………………………………
Коэффициент растворимости газа в нефти,
м3/(м3·Па) ………………………………………………………………….
________________
*) Объем газа при 20 °С и1013,25 гПа ГОСТ 2939-63
Форма 12
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
КОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ ГАЗА,СЕПАРИРОВАННОЙ И ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
Стандартная сепарация
Условия сепарации: 20 °С, …… гПа
Месторождение………
Скважина……………..
Проба № ………………
Компоненты
Содержание компонента, проценты
Потенциальное газосодержание
Масс.
Мольные
Масс.
Мольные
Масс.
Мольные
% масс, пл. н.
м3
м3
Газ
Сепарированнаянефть
Пластоваянефть
т с.н.
м3 с.н.
Сероводород
…
…
…
…
…
…
…
…
…
Двуокисьуглерода
…
…
…
…
…
…
…
…
Азот+редкие
Гелий
Метан
Этан
Пропан
изо-Бутан
н-Бутан
Неопентан
изо-Пентан
н-Пентан
Гексаны
Гептаны
Остаток
…
…
…
…
…
…
…
…
…
Сумма
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
…
…
…*)
…
…
…
…
…
…
…
…
…**)
Молярнаямасса,г/моль
…
…
…
*)общее
Молярнаямасса, остаток,г/моль
—
…
—
**)только по углеводородам
Плотность при20°С …. ….
… кг/м3
…
г/см3 —
Форма 12а
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
Месторождение……………………..
Скважина……………………………
Проба № …………………………….
СОСТАВ ГАЗАСТАНДАРТНОЙ СЕПАРАЦИИ
Условиясепарации: 20°С, ……… гПа
Компоненты
Проценты
Объемн.
По массе
Сероводород
Двуокись углерода
Азот+редкие
Гелий
Метан
Этан
Пропан
изо-Бутан
н-Бутан
Неопентан
изо-Пентан
н-Пентан
Гексаны
Гептаны
100,0
100,0
плотность газа по составу . . . кг/м3
Плотность газа,измеренная . . . кг/м3
__________________
Плотность газа при 20 °С и 1013,25 гПа
Форма 13
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЕ
РАЗГАЗИРОВАНИЕ
КОНТАКТНОЕ
Температура . . . °С
Месторождение………
Скважина……………..
Проба № ………………
Давление, МПа
Газосодержание, м3/м3
Объемный коэффициент нефти
Плотность нефти, г/м3
Плотность газа, кг/м3
Объемный коэффициент газа, 102
Коэффициент сжимаемости газа
Вязкость газа, мПа·с (расчет)
Газ выделившийся
Газ в растворе
*
**
… (Рпл)
—
—
…
…
…
—
—
—
—
… (Рs)
…
…
…
…
…
—
—
—
—
Атм.
…
0
…
1,000
…
…
—
—
…
Атм. (20 °С
…
0
1,000
…
—
—
—
—
Рис. …
Рис. …
Рис. …
Рис. …
Рис. …
Рис. …
Рис. …
Объем газа при 20 °С и 1013,25 гПа ГОСТ 2939-63
* За единицу принят объем при атм.давлении и 20 °С
Плотность газа при 20 °С и 1013,25 гПа
** За единицу принят объем при атм.давлении и … °С
Форма 14
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЕ
РАЗГАЗИРОВАНИЕ
КОНТАКТНОЕ
Температура . . . °С
Состав газа на различных ступеняхдавления (объемные проценты), рис. …
Месторождение………
Скважина……………..
Проба № ………………
Компоненты
Давление ступени, МПа
Сероводород
…
…
…
…
Двуокисьуглерода
…
…
…
…
Азот+редкие
Гелий
Метан
Этан
Пропан
изо-Бутан
н-Бутан
Неопентан
изо-Пентан
н-Пентан
Гексаны
Гептаны
100,0
100,0
100,0
100,0
Плотностьгаза
…
…
…
…
при 20°С(расчет), кг/м3
…
…
…
…
Форма 15
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
СТУПЕНЧАТАЯ СЕПАРАЦИЯ ПЛАСТОВОЙ
Нефти
Месторождение………
Скважина……………..
Проба № ………………
Ступени сепарации
I
II
III
Давление ступени, МПа
Температура ступени, °С
Газосодержание,м3/м3
— по ступеням
— общее
Состав газа(объемные %):
Сероводород
Двуокисьуглерода
Азот+редкие
Гелий
Метан
Этан
Пропан
изо-Бутан
н-Бутан
Неопентан
изо-Пентан
н-Пентан
Гексаны
Гептаны
…
…
…
…
…
100,00
100,00
100,00
100,00
100,00
Молярнаямасса газа (расчет), г/моль
…
…
…
…
…
Плотностьгаза, при 20 °С, кг/м3
…
…
…
…
…
Объемныйкоэффициент нефти
…
…
…
…
…
Объемный коэффициент нефти припластовых условиях ….
Объемный коэффициент нефти при давлении насыщения ….
Плотность сепарированной нефти при 20 °С, г/см3 ….
______________
Результаты ступенчатой сепарации показаны на рис. … и рис. …
Форма 16
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
Месторождение……………………..
Скважина……………………………
Проба № …………………………….
ВЯЗКОСТЬПЛАСТОВОЙ НЕФТИ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ДАВЛЕНИЯХ И РАЗЛИЧНЫХ ТЕМПЕРАТУРАХ
Давление, МПа
Вязкость мПа·с
Тпл=…°С
Т=…°С
20 °С
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
На рис. … представлена зависимостьвязкости нефти от давления при различных температурах
Вязкость при пластовом давлении ипластовой температуре
μпл= …мПа·с
Вязкость при давлении насыщения и пластовой температуреопределена по графику
μs = … мПа·с
Вязкость сепарированной нефти при 20 °С
μ20° = мПа·с
Форма 17
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
Месторождение……………………..
Скважина……………………………
Проба № …………………………….
ТЕМПЕРАТУРАНАСЫЩЕНИЯ НЕФТИ ПАРАФИНОМ*)
Давление . . .МПа
Плотность нефти
Сепарированная нефть
Температура, °С
Фототок, мкА
Температура, °С
Фототок, мкА
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
…
Зависимостьфототока от температуры приведена на графике
Температура насыщения пластовой нефтипарафином
Тs = … °С
Температура насыщения сепарированной нефти парафином
Т’s = … °С
___________
*) По ОСТ 39.034-76
Форма 18 Вариант I
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
Месторождение ……………………..
Скважина……………………………
Проба № …………………………….
Рис. . . .
Форма 18 Вариант II
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
Форма ИК. Индивидуальная карточка
Лицевая сторона
Форма ИК. Индивидуальная карточка
Оборотная сторона
ПРИЛОЖЕНИЕ 2ОбязательноеТИПИЧНЫЕ ГРАФИКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
График 1
График 2
График 3
График 4
График 5
График 6
График 7
График 8
График 9
График 10
График 11
График 12
График 13
График 14
График 15
График 16
ПРИЛОЖЕНИЕ 3СправочноеСЕГРЕГАЦИОННЫЙ СПОСОБ ОТБОРА ГЛУБИННЫХ ПРОБ
Сегрегационный способ позволяет отбирать из двухфазногонефтеводяного потока однофазную пробу нефти. Способ реализуется с помощьюспециального сегрегационного пробоотборника, состоящего из приемной камеры 1 исегрегатора 2. На рисунке показана схема отбора пробы нефти из нефтеводяногопотока:
а — прибор с убранным сегрегатором 2 опускают на заданную глубинускважины (3 — глобулы нефти, 4 — вода);
б — специальный механизм освобождает сегрегатор, которыйперемещается вниз, образуя ловушку для всплывающей нефти;
в — в сегрегаторе под действием гравитационных сил происходитразделение нефти и воды; нефть 7, как более легкая, собирается в сегрегаторе, вытесняяиз него воду;
г — открывается клапан 6 и нефть, перемещая поршень 5,поступает изсегрегатора в приемную камеру;
д — клапан 6 закрывается, отсекая отобранную однофазную нефть 8 вприемной камере.
Сегрегационный способ позволяет отобрать:
— нефть или воду в двухфазном водонефтяном потоке;
— нефть или газ в двухфазном газонефтяном потоке;
— газ или воду в трехфазном газоводонефтяном потоке.
ПРИЛОЖЕНИЕ 4ОбязательноеОЦЕНКА ВРЕМЕНИ ПОДХОДА К СКВАЖИНЕ ПРЕДСТАВИТЕЛЬНОЙ НЕФТИ
1. В однородном пласте вокруг скважины, работающей с забойнымдавлением Рз, ниже давления насыщения рs (при условии,что давление на контуре питания Рк продолжает оставаться вышедавления насыщения), образуются две депрессионные области:
I — область двухфазного состояния нефти с перепадом давления Ps-Pз,
II — область однофазного состояния нефти с перепадом давления Рк-Ps.
2. Если повысить забойное давление до величины, большей Ps,и извлечь из пласта весь объем двухфазной нефти, ограниченный изобарой ps, то к скважине подойдетпредставительная нефть.
3. Необходимое для этого время определяется соотношением:
где: Т — искомоевремя, сут ;
h — эффективная толщина пласта, м;
m — пористость, доли единицы;
ρн -нефтенасыщенность пласта, доли единицы;
q — дебит скважинына новом режиме, м3/сут в пластовых условиях;
σ — расстояние от центра скважиныдо контура питания (половина расстояния между скважинами), м;
ξ — гидропроводность, дарсисм/мПа·с
q0 — дебитскважины при начальном режиме, см3/с в пластовых условиях.
Рк и Рs — MПa
ПРИЛОЖЕНИЕ 5РекомендуемоеОЦЕНКА СВОЙСТВ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ В ОТДЕЛЬНЫХ ПЛАСТАХ ПРИ ИХ СОВМЕСТНОЙЭКСПЛУАТАЦИИ
Если скважина эксплуатирует одновременно несколько пластов, то приизменении режима ее работы относительная доля продукции, поступающей из каждогопласта, в общем дебите скважины не остается постоянной. Если при этом пластысодержат нефть с различными физико-химическими параметрами, то свойстванефтяной смеси в скважине будут зависеть от режима ее работы. Отобранные втакой скважине глубинные пробы не будут характеризовать нефть ни в одном изсовместно эксплуатируемых пластов. Необходимо по данным о свойствах смеси ипрофилям притока определить значения физических параметров нефти в каждом изпластов. Для этого могут быть использованы два способа.
1. Способ отборапроб при различных режимах работы скважины.
В скважине, совместно эксплуатирующей несколько пластов,осуществляют глубинное дебитометрирование на ряде режимов ее работы и отбираютглубинную пробу нефтяной смеси, характерную для данного режима работы скважины.Совместная обработка данных дебитометрирования и результатов исследованияглубинных проб смеси позволяет определить свойства нефти в каждом из совместноэксплуатируемых пластов. Указанный способ реализуется по следующей схемеопераций.
1.1. Осуществляют дебитометрированиескважины на стольких режимах ее работы, сколько пластов подлежит изучению.
1.2. На каждом режиме работы скважины производят отбор глубинныхпроб смеси в фонтанной колонне традиционным способом, рис. а.
1.3. По данным дебитометрирования рассчитывают квоты (m) каждого изпластов i для каждогорежима I
(1)
где: (Vi)i, (Vобщ)I продукция, поступающаяиз отдельного пласта и общий дебит скважины, соответственно при работе скважинына режиме I, (пластовыеобъемы).
1.4. Исследуют глубинные пробы смеси, отобранные на каждом режимеработы скважины и определяют параметры смеси (А).
1.5. По данным о свойствах смеси и квотам пластов составляю длякаждого параметра нефти систему уравнений (2) и рассчитывают свойства нефти вкаждом из пластов
(2)
…………………………………
где: (m1)I, (m2)I, (m3)I … (mn)I — рассчитанные согласно (1) квотыпластов 1, 2, 3, … n при работе скважины на режиме I;
(m1)II, (m2)II, (m3)II … (mn)II — то же нарежиме II и т.д.
AI, AII, … AN — параметрысмеси при соответствующих режимах;
х1, х2, х2, … хn — параметры нефти в каждом изпластов.
2. Способпоинтервального отбора проб.
Если условия позволяют осуществить спуск приборов ниже башмакафонтанной колонны, непосредственно в зону дренирования пластов, и отойти оттрадиционного способа отбора проб внутри фонтанной колонны, то в этом случаеможет быть использован поинтервальный отбор проб, рис. б. Этот способпредусматривает необходимость только в одном профиле притока, снятом при томрежиме работы скважины, при котором целесообразно производить отбор глубинныхпроб. Пробы отбирают поочередно над кровлей каждого из пластов. Поинтервальныйспособ отбора глубинных проб реализуется по следующей схеме операций.
2.1. Осуществляют дебитометрированиескважины на том режиме работы скважины, при котором целесообразно производитьотбор глубинных проб.
2.2. При этом режиме производят поинтервальный отбор глубинныхпроб над кровлей каждого из пластов, начиная с нижнего.
2.3. По данным дебитометрирования рассчитывают значения квоткаждого из пластов по формуле (1).
2.4. Исследуют глубинные пробы, отобранные над кровлей каждого изпластов, и определяют параметры нефтяных смесей.
2.5. По данным о свойствах смесей и квотам пластов составляютуравнения и рассчитывают свойства нефти в каждом из пластов.
(3)
а — традиционный способ отбора глубинных проб;
б — поинтервальный способ отбора глубинных проб
ПРИЛОЖЕНИЕ 6ОбязательноеПротокол проверки качества проб
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВОЙНЕФТИ
Определениекачества проб
Месторождени ___________________________
Скважина _______________________________
Номер камеры(пробы)
Контрольныйпараметр
Температура, °С
Датаопробования
Заключение о качествепробы
Подпись:
Этикетка к приемной камере пробоотборника
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
Этикетка
Приемная камера №
Месторождение __________________
Скважина ________________________
Пластовоедавление
МПа
Пластоваятемпература
°С
Интервалперфорации
м
Глубина отбора
м
Давление наглубине отбора
МПа
Температура наглубине отбора
°С
Давление открытия клапана, давлениесдвига поршня, давление насыщения (ненужное зачеркнуть) при __________ °С_________ Мпа
дата отбора____________________ Подпись:________________
Протокол перевода пробы в контейнер
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВОЙНЕФТИ
Перевод проб в контейнер
Месторождение ______________________
Скважина ___________________________
Номер камеры
Номерконтейнера
Дата перевода
Давление вконтейнере, МПа
Температура вконтейнере
Подпись:
Этикетка к контейнеру
ИССЛЕДОВАНИЕПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
Этикетка
Контейнер № ______________________
Месторождение _____________________
Скважина __________________________
Пластовоедавление
МПа
Пластоваятемпература
°С
Интервалперфорации
м
Глубина отбора
м
Дата отборапробы
Номера приемныхкамер, из которых переведены пробы
В контейнер переведено _______ см3и оставлено при давлении _______ Мпаи ________ °С.
Дата перевода пробы в контейнер_________________
Подпись ___________________
ПРИЛОЖЕНИЕ 7РекомендуемоеГрафик для нахождения промежуточной температуры
Правило нахожденияпромежуточной температуры
Для нахождения промежуточной температуры по п. 2.2.6 на горизонтальной шкале откладывают значениепластовой температуры и восстанавливают перпендикуляр до пересечения снаклонной линией графика. Из точки пересечения проводят горизонтальную линию допересечения с вертикальной шкалой, на которой читают значение промежуточнойтемпературы.
Пример 1. Пластовая температура 77 °C. По графику находятпромежуточную температуру 50 °С. Следовательно температуры эксперимента будут:20, 50 и 77 °С.
Пример 2. Пластовая температура 130 °С. По графику находятпромежуточную температуру на границе 70 и 80 °С. Следовательно, температурыэксперимента будут: 20, 80 и 130 °С.
ПРИЛОЖЕНИЕ 8ОбязательноеГрафик для определения давления ступеней в двухфазной области
Правилопользования графиком
Из точки на оси давлений, соответствующей давлению насыщенияданной нефти, проводят горизонтальную линию до пересечения с наклонной сторонойграфика и из точки пересечения опускают перпендикуляр на нижнюю ось.Горизонтальные линии, которые пересечет перпендикуляр, определят возможный рядступеней разгазирования. Сплошные линии — обязательные ступени, штриховые -необязательные (допускаемые).
Пример. При давлении насыщения 16,9 МПавозможный ряд ступеней, определяемый по графику: 15, (13), 11, (9), 7, (5), 3,1 и 0 МПа (необязательные ступени заключены в скобки).
На основании возможного ряда исследователь, в зависимости от газонасыщенности,составляет рабочий ряд, в который входят все обязательные ступени и все (иличастично) допускаемые ступени.
Если давление насыщения оказывается равным 10, 15, 20 или 25 МПа,то перпендикуляр будет проходить по границе между ступенями с разным шагом; вэтих случаях, разрешается принимать ряд ступеней либо справа либо слева отперпендикуляра.
ПРИЛОЖЕНИЕ 9ОбязательноеДОПУСТИМЫЕ РАСХОЖДЕНИЯ МЕЖДУ ЗНАЧЕНИЯМИ ИЗМЕРЕННЫХ ПАРАМЕТРОВ
Параметры
Допустимыерасхождения, %
Междуповторными определениями (для одной пробы)
Междуопределениями по дублирующим пробам
Давлениенасыщения
0,5
1,0
Газосодержание
1,0
2,0
Плотностьпластовой нефти
0,5
1,0
Объемныйкоэффициент пластовой нефти
1,0
2,0
Коэффициентсжимаемости
3,0
6,0
Вязкостьпластовой нефти
5,0
10,0
Плотностьгаза
2,0
4,0
Молярнаямасса нефти
2,0
4,0
ПРИЛОЖЕНИЕ 10РекомендуемоеРАСЧЕТ ВЯЗКОСТИ ГАЗА
При отсутствии экспериментальных значений вязкости газа,выделяющегося при дифференциальном или контактном разгазировании,соответствующие данные могут быть получены с помощью корреляционных графиков 1,2, 3 и некоторых дополнительных расчетов.
1. По относительной плотности газовой смеси с помощью графика 1находят псевдокритическое давление и псевдокритическуютемпературу .
2. Для заданного давления Ри температуры Т рассчитывают псевдоприведенноедавление и псевдоприведеннуютемпературу
(1)
3. По значениям псевдоприведенного давления и псевдоприведеннойтемпературы с помощью графика 2 находят отношение вязкости μ/μ1(μ — вязкость при заданных Ри Т, μ1 -вязкость при атмосферном давлении и заданной температуре Т).
4. По относительной плотности газа (или по молярной массе) спомощью графика 3 находят значение вязкости μ1.
5. Рассчитывают искомое значение вязкости при заданных давлении итемпературе
(2)
Пример. Найти вязкость газа μ, выделившегося на первойступени дифференциального разгазирования. Давление ступени 15,0 МПа (147,1кгс/см2), температура 77 °С (350,16 К),относи тельная плотность газа0,745.
1. По графику 1 находят значения псевдокритических давления итемпературы, соответствующих относительной плотности газа 0,745.
2. По формуле (1) рассчитывают псевдоприведенные давление итемпературу
3. С помощью графика 2 определяют по рассчитанным и отношение вязкостей:
4. С помощью графика 3 определяют по плотности газа 0,745 значениевязкости
μ1=0,0115мПа·с
5. По формуле (2) рассчитывают искомую вязкость при давлении 15,0МПа и температуре 77°С
μ =0,0115·1,5=0,017 мПа·с
Рис. 1
Рис. 2
Рис. 3
6. В данном примере газ не содержит неуглеводородные компоненты. Еслив составе растворенного газа содержатся неуглеводородные компоненты -сероводород, двуокись углерода или азот, повышающие вязкость газа, то повспомогательным графикам на рис. 3 определяют значения поправок присоответствующих концентрациях неуглеводородных компонентов. Четыре прямых награфиках соответствуют различным относительным плотностям газа: 0,6; 1,0; 1,5 и2,0. Значения поправок, полученных на вспомогательных графиках, должны бытьприбавлены к значению вязкости μ1, полученной по п. 4.
ПРИЛОЖЕНИЕ 11СправочноеМЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К ОБОБЩЕНИЮ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВОЙНЕФТИ ПО ОБЪЕКТУ В ЦЕЛОМ
1. Результаты обобщения должны быть представлены в виде таблиц играфиков, включающих:
— сводную таблицу результатов исследования по скважинам,
— графики зависимости свойств нефти от глубины,
— карты равных значений параметров,
— графики зависимостей параметров нефти от давления, средние дляобъекта в целом.
2. Сводную таблицу составляют на основе формы 6, (приложение 1), расширяяее графой средних значений, графами по числу скважин и дополнительнымисведениями, взятыми из форм 4и 5.
3. На первой странице таблицы пишут порядковые номера строк,названия параметров, единицы измерения, средние значения параметров с ошибкамиосреднения и значение параметров по каждой скважине. На следующих страницахуказывают только порядковые номера параметров (в первой графе) и значениепараметров по скважинам. Формат таблицы — А3 по ГОСТ 9327-60.
4. Графики зависимости свойств нефти от глубины должны бытьпостроены на основе исследования по комплексу А, расширенному данными омолярной массе и содержании ряда компонентов пластовой нефти (N2, СO2, С1,С2-С4). На рис. 1 представлен один из возможных вариантовтаких графиков.
Рис. 1. Вариантзависимости параметров пластовой нефти от глубины залегания пласта
5. Построение графика производят согласно п. 3.4.6.4. По горизонтальной оси должно бытьотложено расстояние от условной отметки (уровеньморя, наивысшая точка кровли пласта, ГНК и др.) до середины интервала притока иуказаны номера скважин. По вертикальной оси откладывают значениясоответствующих параметров.
представляет собоюсредневзвешенное по производительности пластов расстояние от условной отметкидо середины каждого из работающих интервалов.
Примечание. При отсутствииданных глубинной дебитометрии скважины на режиме отбора проб, принимают равнымрасстоянию от условной отметки до середины всего предполагаемого интервалавскрытия h* (рис. 2).
6. Средневзвешенное по производительности пластов расстояние отусловной отметки до середины каждого из работающих интервалов (рис. 2)рассчитывается следующим образом:
(1)
где: h1, h2,h3… — расстояния отусловной отметки до середины работающих пластов;
m1, m2, m3 — квоты пластов, приложение5.
Рис. 2
СВОДНАЯ ТАБЛИЦА РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕдОВАНИЯ
Месторождение
Объект
Пласт (горизонт)
Средние значения
Скважины
1
Интервал вскрытия
м
2
Пластовое давление
МПа
3
Пластовая температура
°С
4
Глубина отбора проб
м
5
дата отборапроб
6
ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ при пластовой температуре(ОСТ 39-087-79)
МПа
7
ТЕМПЕРАТУРНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ
МПа/°С
8
КОЭФФИЦИЕНТ СЖИМАЕМОСТИ
Мпа-1
9
ТЕМПЕРАТУРНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ОБЪЕМНОГОРАСШИРЕНИЯ НЕфТИ
1/°С
10
ГАЗОСОДЕРЖАНИЕ
-по данным стандартной сепарации
-по данным ступенчатой сепарации
-по данным дифференциального разгазирования
-по данным контактного разгазирования
м3/м3
-потенциальное
%
11
ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ НЕФТИ
при пластовом давлении
-по данным стандартной сепарации
-по данным ступенчатой сепарации
-по данным дифференциального разгазирования
-по данным контактного разгазироваяия
при давлении насыщения
-по данным стандартной сепарации
-по данным ступенчатой сепарации
-по данным дифференциального разгазирования
-по данным контактного разгазирования
12
ПЛОТНОСТЬ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
-при пластовом давлении
-при давлении насыщения
г/см3
13
ВЯЗКОСТЬ
-при пластовом давлении
-при давлении насыщения
мПа·с
14
ТЕМПЕРАТУРА НАСЫЩЕНИЯ НЕФТИ ПАРАФИНОМ по ОСТ39-034-76
°С
15
КОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
Сероводород
Двуокисьуглерода
Азот+ редкие
Метан
Этан
Пропан
Бутаны
Пентаны
Гексаны+
% масс.
16
МОЛЯРНАЯ МАССА ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
г/ моль
СЕПАРИРОВАННАЯ НЕФТЬ
17
ПЛОТНОСТЬ по ГОСТ 3900-47
-после стандартной сепарации
-после ступенчатой сепарации
-после дифференциального разгазирования
-после контактного разгазирования
г/см3
18
ВЯЗКОСТЬ по ГОСТ 33-66
мм2/с
19
СОДЕРЖАНИЕ ПАРАФИНА по ГОСТ 11851-66
%
20
СОДЕРЖАНИЕ СЕРЫ по ГОСТ 1437-75
%
21
СОДЕРЖАНИЕ АСФАЛЬТСВО-СМОЛИСТЫХ ВЕЩЕСТВ поГОСТ 11858-66
22
ПЛОТНОСТЬ ГАЗА после стандартной сепарации
кг/м3
7. Путем математической обработкиопределяют зависимость параметров от расстояния до условной отметки (П = f(h) и оценивают коэффициент корреляции.
Примечание. Если разброс точек не позволяет найти строгую математическую зависимость,график все равно должен быть включен в число материалов обобщения. Номераскважин могут быть указаны непосредственно на графике давления насыщения возлесоответствующих значений параметра.
8. Карты равных значений (при наличии закономерностей) должны бытьпостроены для следующих параметров: давления насыщения (карта изобарнасыщения), газосодержания, вязкости, объемного коэффициента и плотностисепарированной нефти. На рис. 3 в качестве примера показана карта изобарнасыщения.
9. Графики средних зависимостей параметров от давления должны бытьпостроены для растворенного газа, выделившегося газа, объемного коэффициентанефти, объемного коэффициента газа, вязкости нефти. На рис. 4 в качестве примерапоказана зависимость среднего значения объемного коэффициента от давления.
Рис. 3. Картаизобар насыщения
Рис. 4.Зависимость объемного коэффициента нефти от давления, средняя по объекту
Примечание. Оформлениеграфиков средних зависимостей производят так же, как при индивидуальномисследовании (приложение 2, графики 6, 7, 10, 12). На графиках может быть указан доверительныйинтервал и помещена таблица (левая графа — давление, правая — средние значенияпараметра при данном давлении).
10. По среднему значению давления насыщения, взятому из своднойтаблицы, на осредненных графиках находят соответствующие значения параметровпри давлении насыщения и сопоставляют их с средними арифметическими значениямипараметра. Расхождения должны находиться в пределах допустимых ошибок.
ПРИЛОЖЕНИЕ 12СправочноеОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕКОТОРЫХ ТЕРМИНОВ, ПРИНЯТЫХ В СТАНДАРТЕ
Термин
Определение
1. Пластовая нефть
Нефть, содержащаяся в пласте в условиях,характерных для него давлений и температур
2. Пластовые условия
Термобарические условия пребывания нефти впласте
3. Глубинная проба
Образец нефти, взятый из скважины на глубинезалегания пласта и соответствующий по составу пластовой нефти
4. Рекомбинированная проба
Искусственно приготовленный образец пластовойнефти, составленный из сепарированной нефти и газа, отобранных на сепарационныхустановках
5. Давление насыщения пластовой нефти
Давление, при котором в процессеизотермического расширения однофазной пластовой нейти появляются первыепризнаки свободного газа. Или по ОСТ 39-087-79
6. Глубинный пробоотборник
Скважинный прибор для отбора глубинных пробпластовой нефти
7. Сегрегационный пробоотборник
Пробоотборник, предназначенный для отбораглубинных проб нефти в обводненных скважинах
8. Приемная камера
Часть пробоотборника, предназначенная для приемаглубинной пробы, герметизации и сохранения ее
9. Рабочая жидкость
Жидкость, предназначенная для созданиядавления в пробоотборнике, с целью перемещения пробы нефти
10. Контейнер
Емкость для транспортирования и длительногохранения пробы
11. Потенциальное газосодержание
Отношение суммы всех содержащихся в пластовойнефти углеводородных и неуглеводородных компонентов, агрегатное состояниекоторых при 20°С и 1013,25 гПа является газовым, к сумме компонентов,являющихся при тех же условиях жидкими, или ко всей исходной пластовой нефти
12. Газосодержание
Количество углеводородов, перешедших в газовуюфазу при изменении условий от пластовых до атмосферных и отнесенных к единицеобъема или массы сепарированной нефти
13. Газосодержание нефти при разных давлениях
Сумма объемов газа, выделившихся в интервалеот данного давления до атмосферного, отнесенная к единице объема или массысепарированной нефти
14. Разгазирование пластовой нефти
Процесс перехода газа из растворенногосостояния в свободное. В лабораторной практике используют две формыразгазирования — контактное и дифференциальное, — и вытекающие из нихстандартную и ступенчатую сепарации
15. Контактное разгазирование
Форма выделения газа из пластовой нефти, прикоторой на любом уровне давления весь выделившийся газ находится в равновесиис нефтью.
16. Стандартная сепарация
Частный случай контактного разгазирования,когда выделение газа осуществляется при стандартных условиях — нормальнойтемпературе 20°С (ГОСТ9249-59, ГОСТ2939-63) и давлении 1013,25 гПа (допускается текущее атмосферноедавление)
17. Дифференциальное разгазирование
Форма выделения газа из пластовой нефти, прикоторой газ, выделяющийся на каждом бесконечно малом интервале снижениядавления, непрерывно отводится из системы; при этом в каждый данный моментвремени общее количество выделившегося газа не находится в равновесии снефтью. На практике осуществляется путем удаления газа из системы последостижения заданных уровней давления (ступеней). Один из видов многократногопроцесса выделения газа
18. Ступенчатая сепарация
Частный случай дифференциальногоразгазирования, когда число ступеней, их давление и температура соответствуютсуществующей системе сепарации нефти на промысле или специально задаются
19. Объемный коэффициент пластовой нефти
Параметр, характеризующий уменьшение объемапластовой нефти при изменении условий от пластовых до 20°С и атмосферногодавления. Не является константой пластовой нефти и зависит от условийсепарации
20. Объемный коэффициент газа
Параметр, характеризующий увеличение объемагаза при изменении условий от пластовых до 20°С и 1013,25 гПa
21. Коэффициент сжимаемости пластовой нефти
Количественная характеристика объемнойупругости пластовой нефти, представляющая отношение относительного измененияобъема пластовой нефти при ее изотермическом сжатии (расширении) к приращениюдавления
22. Температурный коэффициент объемногорасширения пластовой нефти
Количественная характеристика тепловогорасширения пластовой нефти, представляющая отношение относительного измененияобъема пластовой нефти при его изобарическом нагревании (охлаждении) кприращению температуры
23. Температурный коэффициент давлениянасыщения
Приращение величины давления насыщения приизменении температуры на 1°С
24. Коэффициент растворимости газа в нефти
Приращение величины газосодержания в единицеобъема или массы жидкой нефти при изменении давления на 0,1 МПа
25. Средний коэффициент растворимости газа внефти
Отношение газосодержания пластовой нефти квеличине давления насыщения
26. Сосуд РVT
Сосуд высокого давления, предназначенный дляизучения соотношений между давлением, объемом и температурой пластовой нефти
27. РV — изотерма пластовой нефти
Графическое изображение результатов измеренийсоотношений между давлением и объемом пластовой нефти в процессе ееизотермического расширения
28. Объемный метод определения давлениянасыщения пластовой нефти
Метод, основанный на интерпретации РV -изотермы пластовой нефти
29. Ступени давления
Задаваемые значения давлений припоинтервальном расширении или сжатии пластовой нефти в процессе ееисследования
30. Подступени
Промежуточные значения давления междусоседними ступенями
31. Шаг по давлению
Интервал между соседними значениями ступеней давленияв процессе изотермического расширения образца пластовой нефти
32. Шаг по объему
Интервал между соседними значениями объемовобразца пластовой нефти, обусловленный величиной шага по давлению
33. Изобары насыщения
Линии равных значений давления насыщения
ПРИЛОЖЕНИЕ 13СправочноеОБОЗНАЧЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
Параметры
Обозначения
Давление насыщения
Ps
Газосодержание
Г
Объемный коэффициент нефти
b
Объемный коэффициент газа
В
Плотность нефти
ρн
Плотность газа
ρг
Вязкость нефти, динамическая
μн
Вязкость газа, динамическая
μг
Коэффициент сжимаемости нефти
β
Коэффициент сжимаемости газа
z
Температурный коэффициент объемногорасширения нефти
a
Температурный коэффициент изменения давлениянасыщения
y
Коэффициент растворимости газа в нефти
a
Примечания:
1. Для обозначения формы выделения газа следует использоватьследующие обозначения, проставляемые при необходимости в виде индекса: д -дифференциальное разгазирование, к — контактное разгазирование, ст -стандартная сепарация. При ступенчатой сепарации индекс не проставляется, т.к.должна быть указана использованная схема сепарации.
Индексы проставляют внизу буквенного обозначения параметра. Еслипараметр имеет свой индекс, то используют скобки. Давление, при котором измеренпараметр, проставляют вверху буквенного обозначения.
Например: Гд — газосодержание,измеренное по данным дифференциального разгазирования.
Г — газосодержание, измеренное при cтупенчатой cепарациипо схеме: 2,9/53 — 0,8/40 — 0,3/40 — 0,14/37 — атм/37 (Числитель — абсолютное давлениеступеней, знаменатель — температура).
— объемный коэффициент при пластовом давлениии от стандартной сепарации.
— вязкость нефти при давлении насыщения
2. Все обозначения относятся к параметрам, измеренным припластовой температуре. Иная температура должна быть указана в обозначении.
Например: (ps)20° — давление насыщения при 20 °С.
Услуги по монтажу отопления водоснабжения
ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ 8(495)744-67-74
Кроме быстрого и качественного ремонта труб отопления, оказываем профессиональный монтаж систем отопления под ключ. На нашей странице по тематике отопления > resant.ru/otoplenie-doma.html < можно посмотреть и ознакомиться с примерами наших работ. Но более точно, по стоимости работ и оборудования лучше уточнить у инженера.
Для связи используйте контактный телефон ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ 8(495) 744-67-74, на который можно звонить круглосуточно.
Отопление от ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ Вид: водяное тут > /otoplenie-dachi.html
Обратите внимание
Наша компания ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ входит в состав некоммерческой организации АНО МЕЖРЕГИОНАЛЬНАЯ КОЛЛЕГИЯ СУДЕБНЫХ ЭКСПЕРТОВ. Мы так же оказываем услуги по независимой строительной технической экспертизе.