ОСТ 39-112-80 Нефть. Типовое исследование свойств пластовой нефти. Объем исследования. Форма представления результатов
ИСПОЛНИТЕЛИ Руководители разработки: В.Н. Мамуна, к.т.н.; В.С. Уголев, к.т.н.
ИСПОЛНИТЕЛИ: Б.В. Ульянинский; В.Г. Кутенкова; В.Л. Чичеров; П.В. Дергунов, к.э.н.; А.И. Торопов.
ОТРАСЛЕВОЙ СТАНДАРТ
НЕФТЬ. ТИПОВОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
ОСТ 39-112-80
о бъем исследования. форма представления результатов.
Вводится впервые
Приказом Министерства нефтяной промышленности от 23 января 1981 г. № 60
Срок введения установлен с 1 июля 1981г.
I. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ
2. ОБЪЕМ ИССЛЕДОВАНИЯ
3. ФОРМА ПРЕДСТАВЛЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ
4. ОБОБЩЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Обязательное ФОРМЫ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
ПРИЛОЖЕНИЕ 2 Обязательное ТИПИЧНЫЕ ГРАФИКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
ПРИЛОЖЕНИЕ 3 Справочное СЕГРЕГАЦИОННЫЙ СПОСОБ ОТБОРА ГЛУБИННЫХ ПРОБ
ПРИЛОЖЕНИЕ 4 Обязательное ОЦЕНКА ВРЕМЕНИ ПОДХОДА К СКВАЖИНЕ ПРЕДСТАВИТЕЛЬНОЙ НЕФТИ
ПРИЛОЖЕНИЕ 5 Рекомендуемое ОЦЕНКА СВОЙСТВ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ В ОТДЕЛЬНЫХ ПЛАСТАХ ПРИ ИХ СОВМЕСТНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ПРИЛОЖЕНИЕ 6 Обязательное Протокол проверки качества проб
ПРИЛОЖЕНИЕ 7 Рекомендуемое График для нахождения промежуточной температуры
ПРИЛОЖЕНИЕ 8 Обязательное График для определения давления ступеней в двухфазной области
ПРИЛОЖЕНИЕ 9 Обязательное ДОПУСТИМЫЕ РАСХОЖДЕНИЯ МЕЖДУ ЗНАЧЕНИЯМИ ИЗМЕРЕННЫХ ПАРАМЕТРОВ
ПРИЛОЖЕНИЕ 10 Рекомендуемое РАСЧЕТ ВЯЗКОСТИ ГАЗА
ПРИЛОЖЕНИЕ 11 Справочное МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К ОБОБЩЕНИЮ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ ПО ОБЪЕКТУ В ЦЕЛОМ
ПРИЛОЖЕНИЕ 12 Справочное ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕКОТОРЫХ ТЕРМИНОВ, ПРИНЯТЫХ В СТАНДАРТЕ
ПРИЛОЖЕНИЕ 13 Справочное ОБОЗНАЧЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ
Настоящий стандарт распространяется на типовое исследование физических свойств пластовой нефти, устанавливает объем исследования и форму представления результатов исследования ( приложения 1 и 2, обязательные).
Стандарт не распространяется на специальные исследования нефтей и исследования газоконденсатных систем.
Стандарт обязателен для всех организаций Министерства нефтяной промышленности, осуществляющих исследования пластовой нефти.
I. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ
1.1. Типовое исследование пластовой нефти должно обеспечивать получение необходимой информации о ее физико-химических свойствах для целей проектирования разработки, подсчета запасов и обустройства нефтяных месторождений.
1.2. Объектом исследования является образец пластовой нефти - глубинная проба. Если глубинные пробы отобрать невозможно, допускается исследование рекомбинированных проб, составляемых из поверхностных образцов нефти и газа.
1.3. Исследования необходимо производить с помощью лабораторной аппаратуры, специально предназначенной для изучения физических свойств пластовой 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 помощью специальных глубинных приборов (глубинный пентометр, глубинный сатуриметр, глубинный экспансиметр и глубинный вискозиметр).
1.5. При лабораторных исследованиях должны моделироваться пластовые условия термодинамического состояния нефти и термобарические условия, рекомендованные в п. 2.2.
1.6. Исследования пластовой нефти глубинными приборами осуществляют без моделирования пластовых условий и без отбора глубинной пробы в традиционном ее понимании.
1.7. Глубинные пробы должны быть отобраны пробоотборниками, отвечающими требованиям ОСТ 39-060-78.
1.8. Из обводненных скважин пробы должны быть отобраны сегрегационным пробоотборником ( приложение 3, справочное).
1.9. Пробы должны быть отобраны в области однофазного состояния нефти в скважинах, работающих на установившемся режиме превышения забойного давления над давлением насыщения. Если забойное давление ниже давления насыщения, то скважина должна быть переведена на режим с превышением забойного давления над давлением насыщения. При этом время начала притока из пласта однофазной нефти следует определять но формуле, приведенной в приложении 4, обязательном.
Примечание. Пробы нефти могут быть отобраны без изменения существующего режима, если это необходимо для контроля за процессом разработки.
1.10. При многопластовых объектах, эксплуатируемых одной скважиной, данные по свойствам нефти должны быть получены отдельно для каждого из пластов. Если указанные данные не были получены при индивидуальном опробовании пластов в процессе их пробной эксплуатации, то допускается основные параметры нефти в каждом из совместно эксплуатируемых пластов оценивать по рекомендациям приложения 5, рекомендуемого.
1.11. Точка отбора проб не должна находиться выше 5-10 м от низа фонтанного лифта.
Примечание. Если по техническому состоянию скважины требование данного пункта невыполнимо, то при наличии в скважине высокого столба однофазной нефти допускается отбор проб на более высоких отметках, но не выше отметки начала разгазирования нефти.
1.12. Из скважины должно быть отобрано не менее 3 проб при заданном режиме ее работы.
1.12.1. По скважинам, из которых отобраны глубинные пробы, должны быть получены необходимые данные об условиях отбора и о нефтяном пласте и представлены по формам 4 и 5 приложения 1.
1.13. Идентичность проб устанавливают непосредственно в пробоотборнике по совпадению контрольных параметров - давлению насыщения при температуре окружающей среды или давлению в приемной камере пробоотборника. Пробы считаются идентичными, если расхождение значений контрольных параметров не превышает 3%. Результаты проверки идентичности проб фиксируются в протоколе ( приложение 6, обязательное).
Примечание. Газосодержание не должно являться контрольным показателем качества отобранной пробы, так как при определении может произойти изменение исходного состава пробы.
1.13.1. Пробоотборник или контейнер с отобранной пробой должен быть снабжен этикеткой ( приложение 6).
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 аппаратуру должен сопровождаться термостатированием пробоотборника при 80°С.
Примечание. Перевод охлажденной пробы допускается, если вся нефть, включая твердую 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 результатов исследования как глубинных, так и рекомбинированных проб должны отвечать требованиям настоящего стандарта.
2. ОБЪЕМ ИССЛЕДОВАНИЯ
2.1. Типовые комплексы.
2.1.1. Установлены три комплекса типового исследования пластовой нефти - А, Б и В, отличающиеся различным объемом выполняемых исследований и получаемой информации.
2.1.2. Число скважин, исследуемых по комплексам, должно обеспечить для объекта в целом, получение параметров с погрешностью не выше заданной.
2.1.3. Исследования пластовой нефти по комплексу А должны проводиться для нефтяных добывающих скважин. Исследования по комплексам Б и В должны проводиться преимущественно для разведочных скважин.
Примечание. Если количество исследований по комплексам Б и В, выполненных для разведочных скважин, недостаточно, для обеспечения требования п. 2.1.2, то недостающие исследования выполняют по пробам, отобранным из добывающих скважин.
2.1.4. Виды исследования и получаемая при этом информация с указанием принадлежности определяемых параметров к тому или иному комплексу приведены в таблице 1. (Скобки при литерах, обозначающих комплексы, показывают, что данный параметр для комплекса не является обязательным; отсутствие скобок указывает на обязательность определения данного параметра.)
Исследование PVT - соотношений пластовой нефти
а) при пластовой температуре
в) при промежуточной температуре ( пп. 2.2.4- 2.2.7)
Коэффициент сжимаемости при разных давлениях, от пластового до давления насыщения:
а) при пластовой температуре
в) при промежуточной температуре ( пп. 2.2.4- 2.2.7)
Температурный коэффициент давления насыщения
Температурный коэффициент объемного расширения пластовой нефти в интервале температур:
а) 20 °С - пластовая
б) 20 °С - промежуточная
в) промежуточная - пластовая
Плотность газожидкостной смеси при разных давлениях в однофазной и двухфазной областях состояния нефти:
а) при пластовой температуре
в) при промежуточной температуре ( пп. 2.2.4- 2.2.7)
Удельный объем газожидкостной смеси при разных давлениях в однофазной и двухфазной областях состояния нефти:
а) при пластовой температуре
в) при промежуточной температуре ( пп. 2.2.4- 2.2.7)
Относительный объем газожидкостной смеси при разных давлениях в однофазной и двухфазной областях состояния нефти при температурах: пластовой, 20 ° С и промежуточной ( пп. 2.2.4- 2.2.7)
а) за единицу объема принят объем нефти при пластовой температуре и пластовом давлении
б) за единицу объема принят объем нефти при пластовой температуре и давлении насыщения
Стандартная сепарация пластовой нефти
Объемный коэффициент пластовой нефти при пластовой температуре:
а) при пластовом давлении
б) при давлении насыщения
Плотность пластовой нефти
Плотность сепарированной нефти
Плотность газа при 20 °С и 1013,25 гПа
Компонентный состав газа по п. 2.1.4.2
Компонентный состав сепарированной нефти ( п. 2.1.4.2)
Компонентный состав пластовой нефти ( п. 2.1.4.2)
б) только по углеводородам
б) сепарированной нефти
в) пластовой нефти
Дифференциальное разгазирование при пластовой температуре
Газосодержание нефти при разных давлениях в интервале от давления насыщения до атмосферного *)
Объемный коэффициент нефти при разных давлениях, от пластового до атмосферного:
а) по отношению к объему сепарированной нефти при атмосферном давлении и 20 °С
б) по отношению к объему сепарированной нефти при атмосферном давлении и пластовой температуре
Плотность частично, разгазированной нефти в однофазном состоянии при разных давлениях - от пластового до атмосферного(сепарированная нефть при 20 °С и пластовой температуре)
Плотность выделившегося газа при разных давлениях - от давления насыщения до атмосферного (плотность газа дается при 1013,25 гПа и 20°С
Сжимаемость газа, выделившегося при разных давлениях - от давления насыщения до атмосферного **)
Объемный коэффициент газа, выделившегося при разных давлениях -от давления насыщения до атмосферного **)
Вязкость газа, выделившегося при разных давлениях - от давления насыщения до атмосферного **)
Компонентный состав газа, выделившегося при разных давлениях - от давления насыщения до атмосферного, и расчетная плотность газа для каждого давления
То же при промежуточной температуре
Вся информация тождественна получаемой в результате дифференциального разгазирования
Ступенчатая сепарация при заданном числе ступеней сепарации и заданных давлениях и температурах ступеней
Количество газа, выделившегося на разных ступенях давления, отнесенное к единице объема сепарированной нефти
Состав газа, выделившегося на разных ступенях давления
Расчетная молярная масса газа, выделившегося на разных ступенях давления
Плотность газа, выделившегося на разных ступенях давления
Объемный коэффициент нефти при давлениях и температурах ступеней сепарации
Плотность нефти при 20 °С после ступенчатой сепарации
Определение вязкости пластовой нефти
Вязкость при пластовой температуре:
- при пластовом давлении
- при разных давлениях в интервале от пластового давления до давления насыщения
- при разных давлениях в интервале от давления насыщения до атмосферного давления
То же при промежуточной температуре
Определение температуры насыщения нефти парафином ОСТ 39.034-76
Температура насыщения нефти парафином при пластовом давлении ***)
Исследование реологических свойств пластовой нефти
Физико-химический анализ сепарированной нефти
Перечень параметров помещен в таблице 3, ( п. 2.1.4.3)
*) При необходимости нижний предел давления может быть выше атмосферного
**) При отсутствии экспериментальных данных определяется расчетом
***) При необходимости дополнительно может быть приведена при иных давлениях
2.1.4.1. Для скважин, по которым исследование проб производится не впервые (при контроле за процессом разработки, после повторной перфорации и др.), и для скважин, вводимых в эксплуатацию после обеспечения требований п. 2.1.2, установлен комплекс Ас (сокращенный), содержащий обязательные параметры комплекса А. Виды исследования и получаемая при этом информация приведены в таблице 2.
Исследование PV- соотношений при пластовой температуре
Коэффициент сжимаемости, средний в интервале от пластового давления до давления насыщения
Стандартная сепарация пластовой нефти
Объемный коэффициент нефти при пластовой температуре и пластовом давлении
Плотность пластовой нефти
Плотность сепарированной нефти
Плотность газа (измеренная)
Компонентный состав газа по п. 2.1.4.2
Определение вязкости пластовой нефти
Вязкость при пластовой температуре и пластовом давлении
2.1.4.2. Компонентный состав пластовой нефти, газа и сепарированной нефти должен быть определен по следующим компонентам: сероводород, двуокись углерода, азот, редкие газы (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 ограничивать компонентный состав пентанами, остаток - .
2.1.4.3. Для физико-химического анализа сепарированной нефти должна быть взята нефть после стандартной сепарации. Перечень определяемых параметров сепарированной нефти с указанием метода их определения приведен в таблице 3.
Вязкость при 20°С
Фракционный состав в аппарате АРН-2 *)
Температзфа вспышки в закрытом тигле *)
Температура вспышки в открытом тигле *)
ГОСТ 8852-74 или ГОСТ 19932-74
*) Определяется при необходимости
Примечание. Допускается физико-химическую характеристику сепарированной нефти или отдельные параметры получать на основании исследования поверхностных образцов нефти или заимствовать из специальных исследований нефти данной скважины. В этом случае в пояснительной записке и в форме 7 технического отчета должна быть дана ссылка на использованный источник ( п. 3.2.2.7)
2.1.4.4. Допускается при необходимости расширять комплексы Aс, А и Б дополнительными видами исследования, взятыми из комплекса В. Исключение из комплексов обязательных видов исследования или отдельных параметров должно быть оговорено в пояснительной записке ( п. 3.2.2.3) технического отчета с указанием обоснованных причин исключения.
2.2. Термобарические условия исследования.
2.2.1. Термобарические условия исследования должны быть заданы, исходя из конкретных условий эксплуатации данного объекта. В иных случаях следует пользоваться рекомендациями, изложенными в пп. 2.2.2- 2.2.20.
2.2.2. Параметры пластовой нефти должны быть измерены при пластовом давлении и пластовой температуре.
2.2.3. Исследования РVT - соотношений, дифференциальное и контактное разгазирование и определение вязкости, выполняемые по комплексам Б и В, помимо пластовой температуры, должны проводиться еще при 20 °С и промежуточной температуре.
2.2.4. Допускается контактное разгазирование проводить на ступенях, давления и температуры которых соответствуют 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 должна быть 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 при нескольких температурах, которые, в этом случае, не являются средними арифметическими 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 двух температурах: 20 °С и пластовой.
2.2.8. При пластовой температуре ниже 30 °С измерения по п. 2.2.4 проводят только при пластовой температуре. Если при подъеме по скважине нефть нагревается, то измерения проводят при двух температурах - пластовой и температуре на устье скважины, скорректированной с температурным рядом по 2.2.5.
2.2.9. При стандартной сепарации нефть, поступающая в сепаратор, и в самом сепараторе должна находиться при температуре 20 °С и давлении 1013,25 гПа (допускается при текущем атмосферном давлении).
Примечание. Температура нефти в сосуде pvt монет быть как 20 °С, так и пластовая при условии, что давление нефти в подводящих к сепаратору коммуникациях не будет снижаться ниже давления насыщения, и при соблюдении требования настоящего пункта.
2.2.10. Исследования в области однофазного и двухфазного состояния нефти при измерении pvt-соотношений, дифференциальном и контактном разгазировании, а также при определении вязкости должны выполняться при значениях давления, обусловленных величиной пластового давления и давления насыщения данной нефти.
2.2.11. Исследования должны проводиться на установленных ступенях давления: для однофазной области число ступеней должно быть от 4 до 6, для двухфазной - от 5 до 10.
Примечание. Число ступеней в двухфазной области может быть ограничено минимальными ожидаемыми давлениями в скважине в процессе эксплуатации при данных температурах.
2.2.12. При исследовании pvt-соотношений величина интервала снижения давления (шаг по давлению) в области однофазного состояния нефти (выше давления насыщения) должна быть в пределах от 1 до 3 МПа.
Примечание. Если разрыв между пластовым давлением и давлением насыщения не обеспечивает совместных требований по п. 2.2.11 и п. 2.2.12, то начальное давление исследования должно быть поднято выше пластового давления на величину, обеспечивающую требования по пп. 2.2.11 и 2.2.12. При этом одна из ступеней должна иметь давление, равное пластовому.
2.2.13. В двухфазной области (ниже давления насыщения) при измерении pvt-соотношений и дифференциальном разгазировании число ступеней и их давления должны быть одинаковыми.
2.2.14. Давление ступеней и их число для двухфазной области находят по графику ( приложение 8, обязательное).
2.2.15. При исследовании pvt-соотношений первая ступень после давления насыщения должна быть разбита на 5 подступеней. Первая подступень должна отстоять от давления насыщения примерно на половину шага по объему.
1. При необходимости вторая ступень может быть также разделена на ряд подступеней, от 4 до 5.
2. При определении давления насыщения не объемным методом выполнение п. 2.2.15. необязательно.
3. В комплексе А допускается исследование pvt -соотношений в двухфазной области ограничивать одной-двумя ступенями с обязательным делением первой ступени на подступени.
2.2.16. Измерение вязкости нефти в однофазной области необходимо проводить 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 должны соответствовать обязательным ступеням, а при необходимости - и допускаемым ( приложение 8).
Примечание. Если в двухфазной области возможно производить прямое измерение вязкости нефти без предварительного вывода газовой фазы, то обязательной ступенью становится также давление насыщения.
2.2.18. Число ступеней и соответствующие им давление и температура при ступенчатой сепарации должны соответствовать реальной схеме сепарации нефти на данном промысле или схеме, предполагаемой к осуществлению в будущем.
2.2.19. Для выполнения исследования по комплексам Б или В одной глубинной пробы обычно недостаточно, поэтому часть видов исследования проводят по дублирующим пробам. В этом случае по дублирующей пробе должно быть выполнено повторное определение контрольного показателя качества пробы по п. 1.13.
2.2.20. Для выполнения исследования по комплексу А обычно достаточно объема одной пробы, однако, рекомендуется выполнять контрольные определения по дублирующей пробе. В этом случае форму 6 технического отчета заполняют средними значениями результатов. Расхождение между измерениями, выполненными по двум пробам, не должны превышать указанных в приложении 9, обязательно
3. ФОРМА ПРЕДСТАВЛЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ
3.1. Технический отчет.
3.1.1. Основным документом, содержащим результаты исследования пластовой нефти, является технический отчет (в дальнейшем - отчет).
3.1.2. Отчет должен быть составлен в течение одного месяца после окончания исследования и включать материалы по одной скважине.
1. Допускается комплектование отчетов в соответствующие подборки (например, за год, за шесть месяцев, или по исследованному объекту), что не исключает необходимости выполнения п. 3.1.2. Подборка должна быть снабжена оглавлением и общим пояснительным текстом.
2. Для организаций, составляющих отчеты по НИР, соблюдение требования п. 3.1.2 не является обязательным, что в каждом конкретном случае решается в самой организации. Соблюдение пп. 3.2, 3.3 и 3.4 является обязательным.
3.1.3. Отчет должен состоять из краткой пояснительной записи, таблиц и графиков, выполненных по стандартным формам.
3.1.4. Для отчета о результатах исследования по комплексам Б и В установлено 18 форм. На каждой форме указано ее название (назначение). В правом верхнем углу оставлено место для названия месторождения, номера скважины и пробы. Перед номером пробы указывают: "Гл." - глубинная проба или "Рек." - рекомбинированная проба. Для комплекса А может быть использована 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), перечень которых с указанием соответствующих им графиков (из табл. 5) и поясняющих пунктов помещены в таблице 4.
Соответствующий график по таблице 5
Поясняющий пункт стандарта
Сведения о пласте и скважине
Условия отбора глубинных (поверхностных) проб
Основные результаты исследования
Физико-химическая характеристика сепарированной нефти
PV-соотношения пластовой нефти
Температурный коэффициент давления насыщения
Температурный коэффициент объемного расширения пластовой нефти
Стандартная сепарация пластовой нефти
Компонентный состав газа, пластовой и сепарированной нефти
Дифференциальное разгазирование. Контактное разгазирование
Дифференциальное разгазирование. Контактное разгазироваяие. Состав газа
Ступенчатая сепарация пластовой нефти
Вязкость пластовой нефти при различных давлениях
Температура насыщения нефти парафином
3.2.2. Заполнение форм следует производить с учетом рекомендаций пп. 3.2.2.1 - 3.2.2.17.
3.2.2.1. Форма 1. "Титульный лист". Содержит четыре поля:
- поле 1 предназначено для официального названия организации-исполнителя;
- в поле 2 указывают порядковый номер технического отчета и через тире - год его составления; ниже - название месторождения, индекс пласта и номер скважины, например:
- в поле 3 указывают должность и фамилию руководителя подразделения, в котором проводились исследования;
- в поле 4 указывают административный пункт расположения организации-исполнителя и год выпуска отчета, например:
3.2.2.2. Форма 2."Содержание отчета" (оглавление).
3.2.2.3. Форма 3."Пояснительная записка". В пояснительной записке должны содержаться краткие сведения о выполненном исследовании:
- основание (тематический план, внеплановое задание, контрольное исследование);
- производилось ли ранее исследование пластовой нефти из этой скважины (дать ссылку на соответствующий отчет) или исследование производится впервые;
- какие пробы исследовались: глубинные или рекомбинированные;
- мероприятия, предшествовавшие отбору проб (очистка скважины от парафина, гидродинамические исследования, дебитометрирование, кислотная обработка, гидроразрыв, дополнительная перфорация и др.);
- результаты проверки идентичности проб по п. 1.13 оформляют в виде таблицы; в графу "контрольный параметр" записывают либо "Давление в приемной камере", либо "Давление насыщения", в графе "Идентичность проб" пишут "Да" или "Нет", под таблицей указывают номера проб, выбранных для исследования, например:
Контрольный параметр-давление в приемной камере, МПа
Для исследования выбраны пробы 16/1 и 16/2
- 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 и скважине".
3.2.2.5. Форма 5. "Условия отбора . проб". В зависимости от исследуемых образцов (глубинные или рекомбинированные пробы), пропуск в названии формы заполняют словами: "глубинных" или"поверхностных".
3.2.2.6. Форма 6. "Основные результаты исследования". Заполняют средними значениями параметров пластовой нефти. В приложении 1 форма выполнена для комплекса Б. Для других комплексов форма должна быть соответственно сокращена или расширена, согласно объемам исследования, указанным в таблице 1.
3.2.2.7. Форма 7. "Физико-химическая характеристика сепарированной нефти". Заполняют данными физико-химического анализа нефти, полученной в результате стандартной сепарации, или данными, заимствованными из других источников. В последнем случае вместо подзаголовка "Стандартная сепарация", указывают какие данные 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 при разгонке в аппарате АРН-2, могут быть представлены самостоятельной таблицей.
3.2.2.8. Форма 8. "PV- соотношения пластовой нефти". Для каждой температуры (пластовой, 20 °С и промежуточной) используют отдельный бланк формы, на котором указывают соответствующую температуру. Против значений пластового давления и давления насыщения проставляют соответствующие символы - (Рпл) и ( ps). Относительный объем нефти (при всех давлениях и температурах) приводят в двух видах: по отношению к объему нефти при пластовом давлении и пластовой температуре и по отношению к объему нефти, соответствующему давлению насыщения при пластовой температуре. Значения коэффициентов сжимаемости (средние в интервале между соседними давлениями) записывают против нижнего (меньшего) давления интервала.
Под таблицей указывают:
- номер рисунка РV-изотермы и значение давления насыщения;
- номер рисунка зависимости коэффициента сжимаемости от давления и среднее значение его в интервале от пластового давления до давления насыщения.
Примечание. Если давление насыщения измерено не объемным методом, то вместо Р v-изотермы следует привести соответствующий график или копию бланка машинного расчета. Содержание самой таблицы при этом сохраняется неизменным.
3.2.2.9. Форма 9. "Температурный коэффициент давления насыщения". В таблицу заносят значения температур, соответствующие им значения давления насыщения, интервал температур и вычисленные значения температурного коэффициента давления насыщения. Под таблицей повторяют значение коэффициента, среднее для интервала от 20 °С до пластовой температуры. На этой же форме отведено место для графика зависимости давления насыщения от температуры. График не является обязательным.
3.2.2.10. Форма 10. "Температурный коэффициент объемного расширения пластовой нефти". В таблицу заносят значения давлений, интервалы температур и соответствующие значения коэффициентов объемного расширения нефти. Под таблицей повторяют среднее значение коэффициента при пластовом давлении для интервала температуры от 20 °С до пластовой температуры. На этой же форме отведено место для графика зависимости температурного коэффициента от давления в различных температурных интервалах. Исследования при давлениях, отличных от пластовых, не являются обязательными.
3.2.2.11. Форма 11."Стандартная сепарация пластовой нефти". Помещают значения указанных в форме параметров нефти, полученные в результате стандартной сепарации при 20 °С и 1013,25 гПа или текущем атмосферном давлении. Фактическое давление сепарации указывают в соответствующем месте.
3.2.2.12. Форма 12. "Компонентный состав газа, сепарированной и пластовой нефти". Таблицу заполняют данными, полученными в результате анализа газовой и жидкой фаз стандартной сепарации и рассчитанными на их основании данными о компонентном составе пластовой нефти. В правой части таблицы помещают значения потенциального 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 для представления состава газа, обязательного по комплексу А, предназначена форма 12а.
3.2.2.13. Форма 13. "Дифференциальное разгазирование. Контактное разгазирование". В графе 1 записывают давления ступеней (в первой строке - пластовое давление, во второй строке - давление насыщения). Предпоследняя строка предназначена для атмосферного давления при пластовой температуре, последняя - то же при 20 °С. Значения объемного коэффициента нефти приводят в двух вариантах: по отношению к объему нефти при атмосферном давлении и пластовой температуре и по отношению к объему нефти при атмосферном давлении и температуре 20 °С. В графе 6 проставляют значения плотности частично разгазированной нефти при давлениях и температурах ступеней. Если сжимаемость и вязкость газа получены не экспериментально, а по корреляциям ( приложение 10, рекомендуемое), то в графах 9 и 10 следует указать в скобках "(расчет)". Вязкость газа - параметр необязательный. Если исследование выполняют при разных температурах ступеней ( п. 2.2.4), то температуру проставляют в графе 1 рядом с давлением.
3.2.2.14. Форма 14. "Дифференциальное разгазирование. Контактное разгазирование. Состав газа". Таблицу заполняют результатами анализа компонентного состава газа, выделившегося на различных ступенях дифференциального или контактного разгазирования. Внизу таблицы, в соответствующих графах, помещают расчетные значения плотности газа при 20 °С.
Примечание. В заглавиях форм 13 и 14 оставляют нужное: "Дифференциальное" или "Контактное" разгазирование.
3.2.2.15. Форма 15. "Ступенчатая сепарация пластовой нефти". Форму заполняют результатами ступенчатой сепарации пластовой нефти, выполненной по схеме сепарации, действующей на данном промысле или по заданной схеме ( п. 2.2.18). Объемный коэффициент нефти приводят при давлениях и температурах ступеней, а также при: давлении насыщения и пластовом давлении. Внизу указывают номер 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 объемный коэффициент нефти ступенчатой сепарации.
3.2.2.16. Форма 16. "Вязкость пластовой нефти". В таблицу помещают значения давлений и соответствующие значения вязкости при температурах - пластовой, промежуточной и 20 °С. Ниже указывают номер рисунка, на котором представлена зависимость вязкости от давления при указанных температурах и помещают значения вязкости при пластовом давлении и при давлении насыщения.
Примечание. Если значение вязкости нефти в двухфазной области получены экстраполяцией, то против соответствующих значений указывают - "Экстраполяция".
3.2.2.17. Форма 17. "Температура насыщения нефти парафином", ОСТ 39.034-76. В заголовке указывают давление эксперимента. В графу 1 записывают температуру ступеней, в графу 2 - соответствующие значения силы тока (фототок). Под таблицей помещают график зависимости силы фототока от температуры и указывают значение температуры насыщения нефти парафином.
3.2.2.18. Форма ИК. "Индивидуальная карточка". Предназначена для представления результатов исследования по сокращенному комплексу Ас или по комплексу А для добывающих скважин. Карточка содержит четыре таблицы, в которые заносят основные параметры пластовой нефти, компонентный состав газа, сепарированной и пластовой нефти, физико-химическую характеристику сепарированной 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" помещают ссылки на соответствующие отчеты. Карточки складывают по линии перегиба и хранят 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 номерами рисунков в отчете. В зависимости от объема исследования одинаковые графики в том или ином отчете могут иметь разные номера рисунков.