1. 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.