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.)
Таблица 1
<table class="inline">
<tr class="row0">
<th class="col0 centeralign">Виды исследования</th>
<th class="col1 centeralign">Получаемая информация</th>
<th class="col2 centeralign">Комплексы</th>
</tr>
<tr class="row1">
<td class="col0 leftalign" rowspan="6"> Исследование PVT - соотношений пластовой нефти </td>
<td class="col1 leftalign">Давление насыщения:<br/>
а) при пластовой температуре<br/>
б) при 20 °С<br/>
в) при промежуточной температуре (пп. 2.2.4-2.2.7) </td>
<td class="col2 centeralign"><br/>
А Б В<br/>
(А)Б В<br/>
(А)Б В</td>
</tr>
<tr class="row2">
<td class="col1 leftalign"> Коэффициент сжимаемости при разных давлениях, от пластового до давления насыщения:<br/>
а) при пластовой температуре<br/>
б) при 20 °С<br/>
в) при промежуточной температуре (пп. 2.2.4-2.2.7)</td>
<td class="col2 centeralign"><br/>
А Б В<br/>
(А)Б В<br/>
Б В</td>
</tr>
<tr class="row3">
<td class="col1 leftalign">Температурный коэффициент давления насыщения</td>
<td class="col2 centeralign"> (А)Б В </td>
</tr>
<tr class="row4">
<td class="col1 leftalign">Температурный коэффициент объемного расширения пластовой нефти в интервале температур:<br/>
а) 20 °С - пластовая<br/>
б) 20 °С - промежуточная<br/>
в) промежуточная - пластовая</td>
<td class="col2 centeralign"><br/>
(А)Б В<br/>
Б В<br/>
Б В</td>
</tr>
<tr class="row5">
<td class="col1 leftalign">Плотность газожидкостной смеси при разных давлениях в однофазной и двухфазной областях состояния нефти:<br/>
а) при пластовой температуре<br/>
б) при 20°С<br/>
в) при промежуточной температуре (пп. 2.2.4-2.2.7)</td>
<td class="col2 centeralign"><br/>
(А)Б В<br/>
(А)Б В<br/>
Б В</td>
</tr>
<tr class="row6">
<td class="col1 leftalign"> Удельный объем газожидкостной смеси при разных давлениях в однофазной и двухфазной областях состояния нефти:<br/>
а) при пластовой температуре<br/>
б) при 20 °С<br/>
в) при промежуточной температуре (пп. 2.2.4-2.2.7)</td>
<td class="col2 centeralign">
(А)Б В<br/>
(А)Б В<br/>
Б В</td>
</tr>
<tr class="row7">
<td class="col0 leftalign" rowspan="10">Стандартная сепарация пластовой нефти</td>
<td class="col1 leftalign">Газосодержание</td>
<td class="col2 centeralign">А Б В</td>
</tr>
<tr class="row8">
<td class="col1 leftalign"> Объемный коэффициент пластовой нефти при пластовой температуре:<br/>
а) при пластовом давлении<br/>
б) при давлении насыщения</td>
<td class="col2 centeralign"><br/>
А Б В<br/>
(А)Б В</td>
</tr>
<tr class="row9">
<td class="col1 leftalign">Плотность пластовой нефти</td>
<td class="col2 centeralign">А Б В</td>
</tr>
<tr class="row10">
<td class="col1 leftalign">Плотность сепарированной нефти</td>
<td class="col2 centeralign">А Б В</td>
</tr>
<tr class="row11">
<td class="col1 leftalign">Плотность газа при 20 °С и 1013,25 гПа</td>
<td class="col2 centeralign">А Б В</td>
</tr>
<tr class="row12">
<td class="col1 leftalign"> Компонентный состав газа по п. 2.1.4.2</td>
<td class="col2 centeralign">А Б В</td>
</tr>
<tr class="row13">
<td class="col1 leftalign">Компонентный состав сепарированной нефти (п. 2.1.4.2)</td>
<td class="col2 centeralign">(А)Б В</td>
</tr>
<tr class="row14">
<td class="col1 leftalign">Компонентный состав пластовой нефти (п. 2.1.4.2)</td>
<td class="col2 centeralign">(А)Б В</td>
</tr>
<tr class="row15">
<td class="col1 leftalign">Потенциальное газосодержание:<br/>
а) общее<br/>
б) только по углеводородам</td>
<td class="col2 centeralign"><br/>
(А)Б В<br/>
(А)Б В</td>
</tr>
<tr class="row16">
<td class="col1 leftalign"> Молярная масса:<br/>
а) газа<br/>
б) сепарированной нефти<br/>
в) пластовой нефти<br/>
г) остатка C<sub>8+</sub></td>
<td class="col2 centeralign"><br/>
(А)Б В<br/>
(А)Б В<br/>
(А)Б В<br/>
(А)Б В</td>
</tr>
<tr class="row17">
<td class="col0 leftalign" rowspan="8">Дифференциальное разгазирование при пластовой температуре</td>
<td class="col1 leftalign"> Газосодержание нефти при разных давлениях в интервале от давления насыщения до атмосферного<sup>*</sup></td>
<td class="col2 centeralign">Б В</td>
</tr>
<tr class="row18">
<td class="col1 leftalign">Объемный коэффициент нефти при разных давлениях, от пластового до атмосферного:<br/>
а) по отношению к объему сепарированной нефти при атмосферном давлении и 20 °С<br/>
б) по отношению к объему сепарированной нефти при атмосферном давлении и пластовой температуре</td>
<td class="col2 centeralign"><br/>
Б В<br/>
Б В</td>
</tr>
<tr class="row19">
<td class="col1 leftalign">Плотность частично, разгазированной нефти в однофазном состоянии при разных давлениях - от пластового до атмосферного(сепарированная нефть при 20 °С и пластовой температуре)</td>
<td class="col2 centeralign">Б В</td>
</tr>
<tr class="row20">
<td class="col1 leftalign">Плотность выделившегося газа при разных давлениях - от давления насыщения до атмосферного (плотность газа дается при 1013,25 гПа и 20°С)</td>
<td class="col2 centeralign">Б В</td>
</tr>
<tr class="row21">
<td class="col1 leftalign"> Сжимаемость газа, выделившегося при разных давлениях - от давления насыщения до атмосферного<sup>* *</sup></td>
<td class="col2 centeralign">Б В</td>
</tr>
<tr class="row22">
<td class="col1 leftalign">Объемный коэффициент газа, выделившегося при разных давлениях -от давления насыщения до атмосферного<sup>* *</sup></td>
<td class="col2 centeralign">Б В</td>
</tr>
<tr class="row23">
<td class="col1 leftalign">Вязкость газа, выделившегося при разных давлениях - от давления насыщения до атмосферного<sup>* *</sup></td>
<td class="col2 centeralign">(Б)В</td>
</tr>
<tr class="row24">
<td class="col1 leftalign">Компонентный состав газа, выделившегося при разных давлениях - от давления насыщения до атмосферного, и расчетная плотность газа для каждого давления</td>
<td class="col2 centeralign">Б В</td>
</tr>
<tr class="row25">
<td class="col0 leftalign" colspan="2">То же при 20 °С</td>
<td class="col3 centeralign">В</td>
</tr>
<tr class="row26">
<td class="col0 leftalign" colspan="2">То же при промежуточной температуре</td>
<td class="col3 centeralign">В</td>
</tr>
<tr class="row27">
<td class="col0 leftalign">Контактное разгазирование</td>
<td class="col1 leftalign">Вся информация тождественна получаемой в результате дифференциального разгазирования</td>
<td class="col2 centeralign">В</td>
</tr>
<tr class="row28">
<td class="col0 leftalign" rowspan="6"> Ступенчатая сепарация при заданном числе ступеней сепарации и заданных давлениях и температурах ступеней </td><td class="col1 leftalign"> Количество газа, выделившегося на разных ступенях давления, отнесенное к единице объема сепарированной нефти </td><td class="col2 centeralign">(Б)В</td>
</tr>
<tr class="row29">
<td class="col1 leftalign">Состав газа, выделившегося на разных ступенях давления</td>
<td class="col2 centeralign">(Б)В</td>
</tr>
<tr class="row30">
<td class="col1 leftalign">Расчетная молярная масса газа, выделившегося на разных ступенях давления</td>
<td class="col2 centeralign">(Б)В</td>
</tr>
<tr class="row31">
<td class="col1 leftalign">Плотность газа, выделившегося на разных ступенях давления</td>
<td class="col2 centeralign">(Б)В</td>
</tr>
<tr class="row32">
<td class="col1 leftalign">Объемный коэффициент нефти при давлениях и температурах ступеней сепарации</td>
<td class="col2 centeralign">(Б)В</td>
</tr>
<tr class="row33">
<td class="col1 leftalign">Плотность нефти при 20 °С после ступенчатой сепарации</td>
<td class="col2 centeralign">(Б)В</td>
</tr>
<tr class="row34">
<td class="col0 leftalign">Определение вязкости пластовой нефти</td>
<td class="col1 leftalign">Вязкость при пластовой температуре:<br/>
- при пластовом давлении А<br/>
- при разных давлениях в интервале от пластового давления до давления насыщения<br/>
- при разных давлениях в интервале от давления насыщения до атмосферного давления</td>
<td class="col2 centeralign"><br/>
А<br/>
(А)Б В<br/>
Б В</td>
</tr>
<tr class="row35">
<td class="col0 leftalign" colspan="2">То же при 20 °С</td>
<td class="col3 centeralign">В</td>
</tr>
<tr class="row36">
<td class="col0 leftalign" colspan="2">То же при промежуточной температуре</td>
<td class="col3 centeralign">В</td>
</tr>
<tr class="row37">
<td class="col0 leftalign">Определение температуры насыщения нефти парафином ОСТ 39.034-76</td>
<td class="col1 leftalign">Температура насыщения нефти парафином при пластовом давлении<sup>* * *</sup></td>
<td class="col2 centeralign">Б В</td>
</tr>
<tr class="row38">
<td class="col0 leftalign">Исследование реологических свойств пластовой нефти</td>
<td class="col1 leftalign">По РД 39-11-02-77</td>
<td class="col2 centeralign">(В)</td>
</tr>
<tr class="row39">
<td class="col0 leftalign">Физико-химический анализ сепарированной нефти</td>
<td class="col1 leftalign">Перечень параметров помещен в таблице 3, (п. 2.1.4.3)</td>
<td class="col2 centeralign">(А)Б В</td>
</tr>
</table>
* 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.
Таблица 2
Виды исследования | Получаемая информация |
---|---|
Исследование PV- соотношений при пластовой температуре | Давление насыщения Коэффициент сжимаемости, средний в интервале от пластового давления до давления насыщения |
Стандартная сепарация пластовой нефти | Газосодержание 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 C6+, сумма C7+, остаток C8+. В обоснованных случаях допускается ограничивать компонентный состав пентанами, остаток - C6+.
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.
Таблица 3
Параметры | Метод определения |
---|---|
Плотность | ГОСТ 3900-47 |
Молярная масса | Криоскопический метод |
Вязкость при 20°С | ГОСТ 33-66 |
Температура застывания | ГОСТ 20287-74 |
Содержание: - парафина - серы - смол силикагелевых - асфальтенов - воды - солей | ГОСТ 11851-66 ГОСТ 1437-75 ГОСТ 11858-66 ГОСТ 11858-66 ГОСТ 2477-65 ГОСТ 21534-76 |
Зольность* | ГОСТ 1461-75 |
Кислотное число* | ГОСТ 5985-79 |
Фракционный состав | ГОСТ 2177-66 |
Фракционный состав в аппарате АРН-2* | ГОСТ 11011-64 |
Температура вспышки в закрытом тигле* | ГОСТ 6356-75 |
Температура вспышки в открытом тигле * | ГОСТ 4333-48 |
Коксуемость* | 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.
Примечания:
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.