Нефть. Типовое исследование пластовой нефти. Объем исследования. Форма представления результатов

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

Министерством нефтяной промышленности

15 декабря 1980 г.

НЕФТЬ. ТИПОВОЕ ИССЛЕДОВАНИЕСВОЙСТВ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ. ОБЪЕМ ИССЛЕДОВАНИЯ. ФОРМА ПРЕДСТАВЛЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ.

ОСТ 39-112-80

Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт (ВНИИ)

Руководитель сектора стандартизации

руководитель сектора разработки аппаратуры и методов исследования пластовых нефтей

руководитель сектора стандартизации

ст. научный сотрудник

Всесоюзным научно-исследовательским институтом организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности (ВНИИОЭНГ)

Управлением разработки нефтяных и газовых месторождений Миннефтепрома

Техническим управлением Миннефтепрома

Геологическим управлением Миннефтепрома

УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ ПРИКАЗОМ Министерства нефтянойпромышленности 23 января 1981 г. № 60

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. ф орма представления результатов.

Вводится впервые

Приказом Министерства нефтяной промышленности от23 января 1981 г. № 60

Сроквведения установленс 1 июля 1981г.

Настоящий стандарт распространяется натиповое исследование физических свойств пластовой нефти, устанавливает объемисследования и форму представления результатов исследования (приложения1 и 2,обязательные).

Стандарт не распространяется на специальные исследования нефтей иисследования газоконденсатных систем.

Стандарт обязателен для всех организаций Министерства нефтянойпромышленности, осуществляющих исследования пластовой нефти.

I. ОБЩИЕТРЕБОВАНИЯ

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 моделироватьсяпластовые условия термодинамического состояния нефти и термобарические условия,рекомендованные в п. 2.2.

1.6. Исследования пластовой нефти глубинными приборамиосуществляют без моделирования 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.)

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 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.

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 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.

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 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 pvt монет 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.

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 исследование pvt -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.

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.

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 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:

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:

Контрольный параметр-давление в приемной камере, МПа

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 ( p s). 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 Р v -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.