МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВСЕСОЮЗНЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ Н АУЧ НО- ИСС Л ЕДО В АТ ЕЛ ЬСК И И И Н СТИТУТ (ВНИИ)

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ИНСТИТУТ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИМ РАБОТАМ В НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ «ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ»

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ГАЗОВЫХ ФАКТОРОВ И РЕСУРСОВ НЕФТЯНОГО ГАЗА, ИЗВЛЕКАЕМОГО ИЗ НЕДР

РД 39-1-353-80

1980 г.

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ промышленности ВСЕСОЮЗНЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ НАЯНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ (ВНИИ)

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ИНСТИТУТ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ и исследовательским РАБОТАМ В НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ "ГИПРСШОСТОКНЕФТЬ"

СОГЛАСОВАНО:

Заместитель председателя Комясета по надзору за безопасным ведением работ в промыжлеввости я горному набору при Совете IIhhhcipob

Б.П. Бнбнлуров

(Письмо Ms СИ-27Д17 о* 23.II.78r.)

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ГАЗОВЫХ ФАКТОРОВ И РЕСУРСОВ НЕФТЯНОГО ГАЗА, ИЗВЛЕКАЕМОГО ИЗ НЕДР

РД 39-1-353-80

1980г

^w тр* lu РД 59«1-^5>-оЬ

Таблица 3*2

физико-химические свойства пластовой и разгазированной нефти

Месторождение, пласт Скважина №

________I_________I_______2

Пластовая нефть Глубина отбора пробы, м Пластовая температура, °С Пластовое давление, МПа Давление насыщения при температуре пласта, МПа

Газовый фактор (объем газа приведен к 20° С и давлению 760 мм рт* ст.)

ст. м³/м³

Усадка нефти, %

Объемный коэффициент Плотность нефти при пластовых условиях, г/см³

Изотермическая сжимаемость нефти

о

при пластовых условиях, I кгс/см^с Вязкость нефти при пластовых условиях, сП

Температура насыщения нефти парафином при пластовом давлении, °С

РД 59~I-35^-t)(J ^ тр. II Продолжение табл. 3.2

ZIIIIIZIIiZIZIIIII Z;11111 Z21111111

Нефть, разгазированная до 760 мы рт. ст. при 20° С

Плотность при 20° С, сП

Упругость паров по ГОСТ 1756-52, мм рт. ст.

Температура застывания нефти, °С Процентное содержание:

-    воды, вес. %

-    серы, вес. %

-    смол силикагелевых, вес. Т

-    асфальтенов, вес. %

-    парафинов, вес. %

Содержание солей, мг/л Температура плавления парафина, °С Разгонка по Энглеру:

Плотности фракций

остатка

Молекулярные массы фракций

остатка

^ гр.12 РД 39-1-355-80

Компонентный состав выделившегося газе, разгазировавяой я пластовой нефти

Месторождение, пласт

Скважина к

гВыделиваийоя.'Раагаэаровав-: Пластовая

j. -фЫВф. f    -

сероводород

Углекислый газ

Азот + редкие,

з том числе гелий

Метан

Этан

Пропан

Изобутан

Н-бутан

Изопентан

Н-пентан

Неопентан

Циклопентан

2,3-Диметилбутан+2-Метил«-

пентан

3 Метихпеитам

Н-гехсаа Метилциклопевтан 2,2 - Дшытилпевтан Циклогексан Г ама изогептанов Н-гептан

Метилдиклогексан

Остаток

Всего    100,0    100,0    100,0    100,0    100,0    100,0

Относительная плотность газа (по воздуху)

Мол. масоа остатка

(_л асчетная)    -    -

Молекулярная масса

РД 39-1-353-80 Стр. 13

-    состава разгазированной нефти    -    10%,

-    молекулярной массы разгазированной

нефти    -    5%,

-    плотности нефти    -    1%,

-    давление насыщения    -    5%.

3.12. Колебания величин пластовых газовых факторов, определенных по отдельным скважинам одного и того же пласта, не лоджий превышать 8-10%.

3*13. При несоблюдении требований п. 3.12 необходимо провести дополнительное изучение пластовых газовых факторов по ис-оледованным и соседним с ними скважинам с учетом толщинной и площадной неоднородности залежи*

З.ЗД. В случае значительных изменений газовых факторов в процессе разработки нефтяного объекта (пласта) необходимо повторное определение пластовых газовых факторов, которое осуществляют в сроки, установленные геолого-технической службой предприятия*

;тр.х4 РД 39-1-553-80

УСЛОВИЯ И МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАБОЧИХ ГАЗОВЫХ ФАКТОРОВ

4Л. Рабочие газовые факторы определяют по пефтяным скважинам в соответствии с п.п. 3*5; 3.13; ЗЛ*.

4*2. Рабочий газовый фактор в случаях, когда забойное давление поддерживают равным или выше давления насыщения нефти газом (Р_за<5 > Р_нас), *о*но определять следующими методами:

-    разгазированием глубинных проб нефти (приложение I);

-    непосредственным измерением расходов раза и нефти на стационарных или передвижных сепарационных установках (приложение 2*1);

-    сравнением компонентных составов проб нефти и газа по ступеням сепарация (приложение 2*2);

-    расчетом по константам разового равновесия газонефтяных систем (приложение 2.3)*

4.3* В случае, когда забойное давление ниже давления насыщения нефти газом (P_3a<j Р_нас), рабочий газовый фактор можно определять следующими методами:

-    непосредственным измерением расходов газа и нефти на стационарных иля передвижных сепарационных установках; (приложение 2*1);

-    расчетом по константам фазового равновесия газонефтяных систем с применением метода материального баланса (приложение 2.з);

-    статистическим методом (приложение 2, п. I);

-    гидродинамическим расчетом процесса разработки нефтяной залежи на режиме растворенного газе (приложение 2).

РД 39-I“553-ttO * тр.15

4.4.    При определении рабочего газового фактора следует учитывать условия добычи, сбора, сепарации и подготовки продукции скважин на месторождении, в том числе:

-    количество ступеней сепарации продукции скважин;

-    давление и температура сеперации;

-    технология обезвоживания и обессоливания нефти;

-    способ снижения упругости паров товарной нефти (горячая или горяче-вакуумная стабилизация),

4.5.    Для месторождений, обустроенных или имеющих технические проекту на обустройство объектов сбора и подготовки нефти и газа, условия п. 4.4»принимают в соответствии с режимом действующих или запроектированных сепарационных установок и установок подготовки нефти.

4*6. Для необустроенных месторождений в обустроенном нефтедобывающем районе условия п. 4.4 могут быть приняты по аналогии с ближайшим действующим нефтяным месторождением.

4.7.    Для необустроенных месторождений в новом нефтедобывающем районе, когда будущее направление использования нефтяного газа не установлено, условия п. 4.4. следует принять по рекомендации проектной организации, согласованной с руководством нефтедобывающего объединения.

4.8.    Для ориентировочных расчетов по месторождениям п. 4.7. рекомендуется принимать:

-    три ступени сепарации;

-    давление первой ступени 6-10 МПа (абс);

-    давление второй ступени 2,5-3 МПа (абс);

-    давление третьей ступени 1,05 МПа (абс);

^ тр.16 РД 39-1-353-fcU

- температуру всех ступеней сепарации в пределах 20-30% от пластовой температуры, °С.

4.9. В процессе изучения рабочего газового фактора компонентные составы и физико-химические свойства нефтей и газов следует определять по инструкциям и методическим указаниям, прилагаемым к используемым для анализов приборам, и с учетом требований соответствующих ГОСТов*

4*10. При использовании лабораторного метода определения рабочего газового фактора достоверность выполненных исследований контролируют сравнением составов пластовых нефтей, полученных при ступенчатом и однократном разгазировании одновременно отобранных глубинных проб.

Отличие содержания отдельных компонентов по отношению к их содержанию в пластовой нефти однократного разгазирования не должно превышать 10%.

4. II* Условия разгазирования пластовой нефти и результаты определения рабочих газовых факторов, составов выделившихся газов и разгазированной нефти по исследованным скважинам вносят в таблицу 4.1.

4.12. Для расчета среднего рабочего газового фактора за рассматриваемый период разработки залежи на режиме растворенного газа необходимо лабораторным или расчетным методом по первоначальному составу пластовой нефти определить газовый фактор дифференциального разгазирования пластовой нефти.

Газовый фактор дифференциального разгазирования пластовой нефти, приведенный к стандартным условиям, это объем нефтяного газа, который выделяется из пластовой нефти при ступенчатом разгазирова-нии от начального пластового давления и температуры до давления

РД 39-1-353-аи ^ трЛ7

и температуры в пласте на конец рассматриваемого периода разработки месторождения, отнесенный к весу оставшейся в пласте нефти*

4.13. Газовый фактор дифференциального разгазирования пластовой нефти следует определять на основе не менее чем трехступенчатого разгазирования пластовой нефти при пластовой температуре от давления насыщения до давления в пласте на конец рассматриваемого периода или конец разработки*

Примечание: Увеличение числа ступеней разгазирования больше

трех для определения газового фактора дифференциального разгазирования практически не изменяет

результатов определения.

Результаты определения указанного газового фактора оформляются в виде таблицы 4.2.

4.14. По данным таблиц 4.1 и 4.2 определяют средний рабочий газовый фактор за рассматриваемый период разработки пласта на основе материального баланса, учитывающего количество выделяющегося и остающегося в пласте нефтяного газа и внедрившегося вытесняющего агента (пластовой воды и газа газовой шапки) по выражению;

для отдельных компонентов по выражению:

ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА ПРИ РАБОЧИХ УСЛОВИЯХ СЕПАРАЦИИ

Месторождение Новый Аманах Пласт Д|

Объемный коэффициент

ГаСлица 4.2.

Характеристика нефти и нефтяного газа, вццеляющегося в пластовых условиях при режиме растворенного газа

Месторождение Киенгопское, пласт А^, скважина Jfc 15

	у--— - ■— j Гаг, выделяющийся при дифференциальном разгазировании i 1 тонну нефти при конечном пластовом давлении						в пласте	на	jНефть при jконечном
наименование показателей	! 1 ступень ! Р » 7 МПа ! Т = 30°С i		! П ступень ! Р = 4 МПа ! Т - 30°С I		! Ш ступень !Суммар-! Р = i МПа !ный га-< Т S 30°С !зовый ■ !фактор		! Состав смеси t j газа		jдавлении 1 t j -1
	I !состав(газовый ! !фактор		jсостав!газовый ! !фактор		!состав!газовый! ! !фактор !		! состав f		!состав т
	|%(мол)!	ст.м^/т	! %(мол!ст.М'ут		!$(мол)!ст.м^/т)ст.м^/т		!%(мол)	!#(вес)	*#(вес)
I	! 2 !	3	! 4	! 5	! 6	! 7 ! 8	’ 9	! 10	! II
Сероводород	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00 0,00	0.00	0,00	0,00
Углекислый газ	0,112	0,002	0,16	0,007	0,35	0,020 0,029	0,20	0,30	0,007
Азот+редкие	83,93	1,50	78,88	3,623	55,39	3,134 8,257	68,80	69,40	0,08
в т.ч. гелий	i 0,02	0,00036 0,00x7		0,00008 0,00		0,000 0,00044	0,0036	0,00052
Метан	9,43	0,17	12,61	0,58	22,14	1,253 2,003	16,60	9,60	0,083
Этан	3,24	0,06	4,59	0,21	12,73	0,720 0,990	8,20	8,90	0,45
Пропан	1,76	0,031	2,184	0,10	5,98	0,338 0,469	3,90	6,20	1,07
Изобутан	0,31	0,005	0,33	0,015	0,79	0,045 0,065	0,50	1,00	0,45
Н-бутан	0,59	0,011	0,66	0,03	1,48	0,684 0,125	1,00	2,10	1,10

"Инструкция по определению газовых факторов и ресурсов нефтяного газа, извлекаемого из недр" (РД 39-1-353-80) разработана на основании протокола технического совещания по вопросу упорядочения определения ресурсов углеводородного сырья по Миннефте-прому, утверзденного Первым заместителем Министра нефтяной промышленности Н.А.Мальцевым от 2 июля 1975 года.

Инструкция разработана Всесоюзным нефтегазовым научно-иссле дователь^ким институтом (ВНИИ) и Государственным институтом по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности (Гипровостокнефть) с учетом современного состояния технологии и техники добычи, сбора, подготовки и транспорта продукции скважин.

При составлении инструкции использованы материалы ряда работ, ранее выполненных под руководством к.т.н. Брискмана А.А.

С введением настоящего РД 39-1-353-80 "Инструкция по опреде лению газового фактора и ресурсов попутного газа, извлекаемого с нефтью из недр" I960 года издания утрачивает силу.

Ответственные исполнители: А.Й.Ар5'тюнов, З.К.Бараз, Г.Г.Вахитов, В.И. Гусев, М.Н.Евсеев, «.Т.Корчажкинт"ВЛ1.Максимов, м.Д. Розенберг, Н.А.Серков, Г.С.Степанова, М.Д. Штоф, К.&.Куранов.

T-1-?-1-г

!    2 !    3 j    4 j    5 j

I

Изопентан 0,17- 0,003 0,17 0,008 Н-пентан 0,16 0,003 0,17 0,008 Гексан 0,14 0,002 0,12 0,005 Гептан 0,05 0,001 0,045 0,002 Октан+высшие 0,108 0,001 0,081 0,003 Всего 100,00 1,789 100,00 4,591 ПлОТНОСТЬо нефти т/м _ _ Плотность газа кг/ст.м3 1,183 _ 1,146 Объемный коэффициент _ _ _ _

РД 39- 1-353-bO

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ИНСТРУКЦИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ГАЗОВЫХ ФАКТОРОВ И РЕСУРСОВ НЕФТЯНОГО ГАЗА, ИЗВЛЕКАЕМОГО ИЗ НЕДР

РД 39-1-35З-ъО

Взамен "Инструкции по определению газового фактора

и ресурсов попутного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр", I960 г.

Приказом Министерства нефтяной промышленности *1иЗ от "13 » февраля I9BQ г.

Срок введения установлен с    I960    г.

Срок действия до 31 декабря 1985 г,

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

IЛ. Настоящую инструкцию следует применять при определении газовых факторов, текущих и перспективных ресурсов нефтяного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр.

1.2. Инструкция устанавливает единобразие:

-    выбора скважин для проведения исследований;

-    выбора условий разделений продукции скважин на газовую и жидкую фазы при проведении исследований;

-    определение газовых факторов;

-    интерпретации полученных результатов;

-    расчета ресурсов газа и их использования;

-    оформления и представления результатов определения газовых факторов, ресурсов газа и их использования;

-    контроля достоверности результатов определения газовых факторов.

Стр. 4 РД 39- I-353-8Q

1.3.    Для количественной и качественной характеристики газовой фазы продукции нефтяных скважин используют пластовый и рабочий газовые факторы.

1.4.    Исходным объектом для определения газовых факторов и ресурсов нефтяного газа является отдельный нефтяной пласт или объект разработки, которые вьщелены при подсчете запасов нефти и растворенного газа месторождения.

1.5.    Газовые факторы и ресурсы нефтяного газа определяют как по сумме углеводородных и неуглеводородных компонентов, так и по каждому из них.

1.6.    Определение газовых факторов и ресурсов нефтяного газа можно производить с использованием методов, приведенных в настоящей инструкции, или других методов, утвержденных Миннефтепромом.

РД 39- 1-353-еиСтр. 5

2. ОСНОЗНЬЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

2.1* Пластовая нефть - это смесь углеводородных компонентов и растворенных в них неуглеводородньк примесей, которые находятся в залежи при пластовом давлении и пластовой температуре в жидком состоянии*

2*2* Разгазированная нефть - это смесь углеводородных компонентов и неуглеводородных примесей, полученная при извлечении нефти из недр путем отделения от нее части компонентов и примесей при снижении давления или повышении температуры*

2*3* Добытая нефть - количество безводной нефти (в тоннах)_$ сданной потребителям и израсходованной на собственные нужды с учетом фактических (нормируемых) технологических потерь*

2Л• Нефтяной гае - смесь газообразных и парообразных углеводородных и неуглеводородных компонентов, выделяющихся из нефти при ее разгазяровании*

2*5* Пластовый газовый фактор (газосодержание нефти) - количество нефтяного газа, приведенное к стандартным условиям (20° С и 760 мм рт* ст*) и отнесенное к одной тонне нефти, разгазирОЕан-ной при однократном снижении давления от пластового до 760 мм рт. столба*

Пластовый газовый фактор определяют с целью сравнения физико-химических характеристик различных нефтей и контроля за разработкой месторождения*

2*6. Рабочий газовый фактор - количество нефтяного газа, приведенное к стандартным условиям (20° С и 760 мм рт* от.) и отнесенное к одной тонне добытой нефти, раэгазированяой по ступеням

x*-w

Стр. б РД“39-1-553-ъО

сепарации, принятым для данного месторождения, включая горячую и вакуумную сепарацию, с учетом газа, выделяющегося из нефти при ее стабилизации*

2.7.    Компонентный газовый фактор - произведение мольной до-ли компонента в составе нефтяного газа на газовый фактор.

2.8.    Пластовые ресурсы нефтяного газа - количество нефтяного газа, который мог быть получен за фактический (планируемый) период времени в процессе разработки нефтяного месторождения при одноступенчатой сепарации нефти от пластового давления до 760 мм рт. ст. при 20° С.

2.9* Рабочие ресурсы нефтяного газа - произведение рабочего газового фактора на количество добытой нефти.

2.10.    Нормируемые технологические потери нефтяного газа -максимально допустимое количество нефтяного газа, которое неизбежно теряется при технологических процессах сбора, подготовки и транспорта газа до потребителей в связи с невозможностью при современном уровне техники и технологии осуществления этих процессов без указанных потерь.

2.11.    Добыча нефтяного гьза - часть рабочих ресурсов нефтяного газа, которая используется в народном хозяйстве.

Добыча нефтяного газа складывается из объемов газа, сдаваемого сторонним потребителям и расходуемого на собственные нужды, с учетом нормируемых технологических потерь.

2.12.    Коэффициент использования ресурсов нефтяного газа -отношение добычи нефтяного газа к его рабочим ресурсам.

РД 39-I-i53-bO Стр. 7

3. УСЛОВИЯ И МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ГАЗОВЫХ ФАКТОРОВ

ЗЛ. Пластовый газовый фактор определяют в отдельности по каждому из пластов, которые выделяют при подсчете запасов нефти и газа по месторождению в соответствии со стратиграфической схемой, принятой в данном нефтеносном районе (провинции).

3.2.    На разведываемой нефтяной площади газовые факторы определяют по пластам, которые выделены геологической службой разведочного предприятия по согласованию с нефтегазодобывающим предприятием.

3.3.    Пластовый газовый фактор определяют путем однократного разгазирования глубинных проб нефти при условиях, указанных в

п. 2.4,

3.4.    Отбор глубинных проб нефти для определения пластового газового фактора производят в соответствии с инструкциями по применению пррбоотборников из эксплуатационных скважин, работающих при давлении, превышающем давление насыщения, и при обводненности продукции не более 10%.

3.5.    Глубинные пробы для определения газового фактора следует отбирать из скважин, равномерно распределенных по нефтеносной площади пласта. Если пласт разбит на отдельные блоки, то глубинные пробы отбирают из каждого блока.

3.6.    Количество и расположение контрольных скважин для отбора глубинных проб определяет геологическая служба нефтегазодобывающего предприятия.

Количество контрольных скважин по каждому из объектов, разработки должно быть, как правило, не менее трех.

гж

Стр. 8 РД 39-1-353-bO

3.?* Работы по отбору глубиеных проб с целью определения газового фактора одного объекта разработки следует производить в возможно сжатые сроки (как правило, не превышающие одного месяца).

3*8» В тех случаях, когда представительные глубинные пробы отобрать нельзя (при Р_эа(5 < Р_нас, большой обводненности нефти и др.), пластовый газовый фактор можно определять по рекомбинированным пробам нефти*

Рекомбинированные пробы составляют из проб газа и нефти, отобранных из промысловых сеператоров первой ступени в пропорции, соответствующей замеренному на этих сепараторах количеству нефти и газа.

Примечание: Рекомбинированные пробы составляют в соответствии о инструкцией на установку для исследования пластовых нефтей»

3*9. Пластовый газовый фактор определяют на лабораторных установках типа УИПН-2, АСИ, Р Т-12, экспресс-методом с применением триометра ВНИИ и аналогичных им (приложение I)»

3*10* Одновременно с определением пластового газовбго фактора необходимо определять все другие параметры, характеризующие физико-химические свойства нцфти, воды и газа, необходимые для определения запасов нефтяного газа, составления проектов разработки. Результаты исследований оформляют в виде таблиц 3*1, 3*2, 3*3.

3*11» Для исследования глубинных проб, состава и свойств рзз-газирозанной нефти и нефтяного газа можно использовать методы и приборы как отечественные, так и импортные, которые обеспечивают измерение исследуемых параметров с точностью не вине:

-    пластового газового фактора    -    5%,

-    состава нефтяного газа    -    10%,

РД 39-I-353-b(J о тр.9 Таблица 3.1

Геояого-проиыоловые данныо но скважинам, вскрывших продуктивный ряаот месторождения

■ Значение показателей Месторождение, пласт, хина к

Дата вступле! :я в эксплуатацию Пласт

Геологический возраст Название породы коллектора Интервал перфорации, м Газовый фактор по промысловым замерах, ст.м³/т

Дебит нефти при рехиыноы штуцере мм, т/сут.

Давление в затрубном пространстве, НПа

Обводненность, вес. %

Дата отбора проб