ОСТ 153-39.2-048-2003: Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей. Объем исследований и формы представления результатов

Терминология ОСТ 153-39.2-048-2003: Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей. Объем исследований и формы представления результатов:

14.2 Форма 1 «Титульный лист». Содержит четыре поля.

- поле 1 (вверху листа) 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;

- в поле 3 (ниже поля 2) указывают должность и фамилию руководителя подразделения, в котором проводились исследования;

- в поле 4 (внизу листа) указывают административный пункт расположения организации - исполнителя и год выпуска отчета, например: «Энск - 2002 г».

Определения термина из разных документов: Форма 1

14.11 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 температур от 20 °С до пластовой температуры. График зависимости температурного коэффициента от давления в различных температурных интервалах приводится отдельно. Исследования при давлениях, отличных от пластовых, не являются обязательными.

Определения термина из разных документов: Форма 10

14.12 Форма 11 «Стандартная сепарация пластовой нефти». Помещают значения указанных в форме параметров нефти, полученные в результате стандартной сепарации при 20 °С и 0,101 МПа или текущем атмосферном давлении. Фактическое давление сепарации указывают в соответствующем месте.

Определения термина из разных документов: Форма 11

14.13 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.

Определения термина из разных документов: Форма 12

14.14 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 соответствующим корреляциям (Приложение Д), то в графах 9 и 10 следует указать в скобках - «(расчет)». Вязкость газа - параметр необязательный. Если исследование выполняют при разных температурах ступеней (пункт 12.4), то температуру проставляют в графе 1 рядом с давлением.

Определения термина из разных документов: Форма 13

14.15 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.

Определения термина из разных документов: Форма 14

14.16 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. 12.15). 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.

Определения термина из разных документов: Форма 15

14.17 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 значения вязкости получены экстраполяцией, то против соответствующих значений указывают - «экстраполяция».

Определения термина из разных документов: Форма 16

14.18 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 фототока от температуры и указывают значение температуры насыщения нефти парафином.

Определения термина из разных документов: Форма 17

14.19 Форма 18 «Индивидуальный паспорт скважины». Предназначен для представления результатов исследования по комплексу А для добывающих скважин. Паспорт содержит четыре таблицы, в которые заносят основные параметры пластовой нефти, компонентный состав газа, сепарированной и пластовой нефти, физико-химическую характеристику сепарированной и пластовой 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. Форма 18 является частью индивидуального паспорта скважины.

Определения термина из разных документов: Форма 18

14.4 Форма 3 «Пояснительная записка». Содержит 2 поля:

- в поле 1 (вверху справа) - название месторождения и номер скважины;

- в поле 2 - текстовый материал.

В пояснительной записке должны содержаться краткие сведения о выполненном исследовании:

- основание для работы (договор, 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, предшествующие отбору проб (очистка скважины от парафина, гидродинамические исследования, дебитометрирование, кислотная обработка, гидроразрыв, дополнительная перфорация и др.).

Таблица 5 - Перечень графиков, приводимых в техническом отчете

Название графика (Приложение Б)		Соответствующая форма по табл. 4	Название величин, откладываемых по осямкоординат		Примечание
			По горизонтали	По вертикали
Рис. 1	PV-изотермы пластовой нефти при разных температурах1)	Форма 8	Относительный объем Графа 2	Давление, МПа Графа 1	Здесь же помещают изотерму PV для контрольной пробы (п. 12.6)
Рис. 2	Зависимость плотности газожидкостной смеси от давления при разных температурах2)	Форма 8	Плотность, кг/м3 Графа 4	Давление, МПа Графа 1
Рис. 3	Зависимость коэффициента сжимаемости пластовой нефти от давления при разных температурах	Форма 8	Давление, МПа Графа 1	Коэффициент сжимаемости, b × 10-4 1/МПа Графа 6
Рис. 4	Зависимость давления насыщения от температуры	Форма 9	Температура, °С Графа 1	Давление насыщения, МПа	График помещают на форме 9 вместе с таблицей
Рис. 5	Зависимость температурного коэффициента объемного расширения нефти от давления	Форма 10	Давление, МПа Графа	Температурный коэффициент объемного расширения a × 10-4 1/°С Графы 2, 3, 4	График помещают на форме 10 вместе с таблицей. Три кривые для разных интервалов температур: 1 - (20 °C - t) 2 - (20 °C - tпл) 3 - (t - tпл)
Рис. 6	Зависимость газосодержания пластовой нефти от давления (Дифференциальное разгазирование ... °С)3)	Форма 13	Давление, МПа Графа 1	Газосодержание, м3/м3 Графы 2, 3	Кривая 1 - растворенный газ Кривая 2 - выделившийся газ
Рис. 7	Зависимость объемного коэффициента пластовой нефти от давления (Дифференциальное разгазирование, ... °С)2) То же при ступенчатой сепарации	Форма 13	Давление, МПа Графа 1 Графы 4 и 5	Объемный коэффициент нефти Графы 4 и 5 Строки 21 - 23	Кривая 1 - за единицу принят объем при атмосферном давлении и 20 °С Кривая 2 - то же, но при пластовой температуре
		Форма 15	Строка 2		Кривая 3 - ступенчатая сепарация (п. 14.16)
Рис. 8	Зависимость плотности пластовой нефти от давления. (Дифференциальное разгазирование ... °С)2)	Форма 13	Давление, МПа Графа 1	Плотность пластовой нефти, кг/м3 Графа 6
Рис. 9	Зависимость плотности газа от давления (Дифференциальное разгазирование ... °С)2)	Форма 13	Давление, МПа Графа 1	Плотность газа, кг/м3 Графа 7
Рис. 10	Зависимость объемного коэффициента газа от давления (Дифференциальное разгазирование ...°С)2)	Форма 13	Давление, МПа Графа 1	Объемный коэффициент газа Графа 8
Рис. 11	Зависимость сжимаемости газа от давления (Дифференциальное разгазирование ...°С)2),3)	Форма 13	Давление, МПа Графа 1	Коэффициент сжимаемости газа Графа 9
Рис. 12	Зависимость вязкости газа от давления (Дифференциальное разгазирование ... °С)2),3)	Форма 13	Давление, МПа Графа 1	Вязкость газа, мПа × с Графа 10
Рис. 13	Зависимость компонентного состава газа от давления (Дифференциальное разгазирование ... °С)2)3)	Форма 14	Давление, МПа верхняя строка	Содержание компонентов	Допускается употребление разных масштабов по вертикальной оси4) Возле каждой кривой название компонента
Рис. 14	Результаты ступенчатой сепарации пластовой нефти:2)	Форма 15	Давление ступеней, МПа	Температура, °С (строка 2)	Совмещение ряда независимых графиков при одной горизонтальной оси5)
	- температура ступеней сепарации			Объемный коэффициент нефти (строка 3)
	- объемный коэффициент нефти			Газосодержание, м3/м3 (строка 5)
	- газосодержание			Плотность газа, кг/м3
	- плотность газа			(строка 22)
	- компонентный состав			Компонентный состав газа, объемн. доля, % (строки 6 - 18)
Рис. 15	Зависимость вязкости пластовой нефти от давления, °С	Форма 16	Давление, МПа Графа 1	Вязкость нефти, мПа × с Графа 2
Рис. 16	Зависимость фототока от температуры	Форма 17	Температура, °С Графа 1	Фототок, усл. ед. Графа 2	График помещают на форме 17 вместе с таблицей
1) При графическом изображении PVT-зависимостей нижние ветви PV-изотерм допускается вычерчивать не полностью, а обрывать после второй ступени 2) Графики 2 - 5 и 11 - 14 не являются обязательными. 3) Название графиков 6 - 13 даны для дифференциального разгазирования. В случае контактного разгазирования в названии графика слово «Дифференциальное» должно быть заменено на «Контактное» разгазирование ...°С. 4) Допускается употребление разных масштабов по вертикальной оси (график 13 на pис. 13). Возле каждой кривой название компонента. 5) Совмещение ряда независимых графиков при одной горизонтальной оси (график 14 на рис. 14).

- результаты проверки идентичности проб¹⁾ (табл. 6);

- основание для выбора комплекса исследования - А, Б или В, необходимость расширения или сокращения его (9.6 - 9.8);

- виды исследования, выполненные по выбранным пробам;

- методика, применяемая аппаратура;

- дополнительные сведения, краткие выводы;

- дата исследования, исполнители.

____________

1) Результаты проверки идентичности проб по 8.8 оформляют в виде таблицы 6 - 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.

Таблица 6 - Контроль качества глубинных проб

Номер пробы	Контрольный параметр давление в приемной камере, МПа	Температура, °С	Дата опробования	Идентичность пробы
16/1	13,6	27	12.06.01	Да
16/2	13,6	27	12.06.01	Да
16/3	13,7	27	12.06.01	Да

Для исследования выбраны пробы 16/1 и 16/2.

Определения термина из разных документов: Форма 3

14.6 Форма 5 «Условия отбора ... проб». В зависимости от исследуемых образцов (глубинные или рекомбинированные пробы), пропуски в названии формы заполняются словами: «глубинных» или «поверхностных».

Определения термина из разных документов: Форма 5

14.7 Форма 6 «Основные результаты исследования». Заполняют средними значениями параметров пластовой нефти. В Приложении А форма 6 выполнена для комплекса Б. Для других комплексов форма должна быть соответственно сокращена или расширена, согласно объемам исследования, указанным в таблице 1.

Определения термина из разных документов: Форма 6

14.8 Форма 7 «Физико-химическая характеристика сепарированной нефти». Заполняют данными физико-химического анализа нефти, полученной в результате сепарации, или данными, заимствованными из других источников. В последнем случае указывают, какие данные использованы, условия сепарации и источник информации.

14.8а Форма 7а «Фракционный состав нефти», ГОСТ 2177-99.

Определения термина из разных документов: Форма 7

14.9 Форма 8 «PV-соотношения пластовой нефти». Для каждой температуры (пластовой, 20 °С и промежуточной) данные представляются отдельно по форме 8, с указанием соответствующей температуры. Против значений пластового давления и давления насыщения проставляют соответствующие символы - (Р_пл) и (Р_нас). 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 PV-изотермы и значения 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 PV-изотермы следует привести соответствующий график или копию бланка расчета. Содержание самой таблицы при этом сохраняется неизменным.

Определения термина из разных документов: Форма 8

14.10 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. График зависимости давления насыщения от температуры не является обязательным.

Определения термина из разных документов: Форма 9