Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

26 страниц

456.00 ₽

Купить ГОСТ Р 55625-2013 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Распространяется на сладкие пищевые льды, предназначенные для непосредственного употребления в пищу.

 Скачать PDF

Оглавление

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины и определения

4 Классификация

5 Технические требования

6 Требования безопасности

7 Правила приемки

8 Методы анализа

9 Транспортирование и хранение

Приложение А (обязательное) Массовые доли пищевкусовых продуктов во льдах

Приложение Б (обязательное) Правила формирования наименования сладкого пищевого льда (для этикетирования)

Приложение В (рекомендуемое) Показатели кислотности сладких пищевых льдов в зависимости от массовой доли общих сухих веществ

БИБЛИОГРАФИЯ

 
Дата введения01.07.2014
Добавлен в базу01.10.2014
Актуализация01.01.2019

Этот ГОСТ находится в:

Организации:

30.09.2013УтвержденФедеральное агентство по техническому регулированию и метрологии1125-ст
ИзданСтандартинформ2014 г.
РазработанСоюз мороженщиков России
РазработанГНУ ВНИХИ Россельхозакадемии

Sweet edible ice. Specifications

Нормативные ссылки:
Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26

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:

Начальник отдела нефтяво!

х газовой промышленное ах

Госплана СССР

В.Ю. Фхлановсхх!

(Письмо Ms 25-1004 ot II.I2.78r.)


ЛВЕРВДЮ:

Зам. UxBxcvpa нефтяной промыхленносн

А.В. Валххавов "28вн1варя 1980г.


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 №

Принятые значения показателей


Наименование показателей


________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. м33

Усадка нефти, %

Объемный коэффициент Плотность нефти при пластовых условиях, г/см3

Изотермическая сжимаемость нефти

о

при пластовых условиях, I кгс/смс 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

Таблица 3.3

Компонентный состав выделившегося газе, разгазировавяой я пластовой нефти

Месторождение, пласт

Скважина к

Наименование показателей

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 (Рза<5 > Рнас), *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 (P3a<j Рнас), 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:

Стрл8 РД 39-I-553-SG


Таблица 4.1.


ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА ПРИ РАБОЧИХ УСЛОВИЯХ СЕПАРАЦИИ

Месторождение Новый Аманах Пласт Д|

Скважина 201 (центральный купол)

Наименование

показателей

[ Нефть [ пластовая

I-

Нефть 1 разгазированная]

Газ. виделяшнйся на I toiwj мзгаакооваш

юй xeAnt

1 «УАЙНЬ

\'Л^т

г 11 ступень "1 стуЯШ

1 Р - 0.1 МПа 1 Р - 0.1 МПа 1 t * I50C ! _t * 15®С

1 и ступень Р * „МПа It - 40^

1-

1 Смесь газов

I Состав 1

1 Состав 1 1 I

Состав |

_L

гаэсжлгр -фактор! Состав

i газовый i ] фактор j

Состав

i газовым j Фактор

{Состав

ГШВЛПП-7Г^2~-Г

! фактор j Состав {

•РЮРМИГНГ-" зовнМ фактор

1(мол)

( р I » I ТГ I

1(вес)!(мол}(вес}

% (мол)[ст.м3/*

j % (мол)

|ст.м3

1

% (мол)

ст.м3/*

j % (мол) |ст.м*/т

! /9 ( tf 1

!<““> !(«с>

от.м*/т

I

1 2

1 3 1»

Л-1\

6 I

7

1 ft

1 9 _

!

j

10

! и

1 12

"Г”

13

'! 14

ТгГТ

16

Сероводород

0,0

0,000 0,0

0,0

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

0,000

Углекислый газ

0,2

0,1

0,0

0,0

0,6

0,360

0,4

0,041

0.3

0,003

0,1

0,005

0,5

0,7

0,409

Азот + редкие

3,8

0,8

0,0

0,0

13,4

7,654

1,2

0,126

0,2

0,003

0,0

0,001

10,1

8,7

7,784

в т.ч. гелий

Метан

13,0

1,6

0,0

0,0

44,0

25,152

хз.з

1,351

6,5

0,075

0,6

0,047

34,6

17,1

26,625

Этан

7,5

1,7

0,3

0,0

19,5

11,133

26,1

2,668

25,7

0,298

II, з

0,944

19,6

18,1

15,043

Пропан

11,0

3,7

3.7

0,9

16,3

9,342

40,3

4,111

45,2

0,524

45,0

3,759

23,1

31,4

17,736

Изобутая

1.9

0,9

1,6

0,5

1.4

0,782

41

0,419

48

0,056

7.7

0,649

2,5

4,4

1,906

Н-Бутан

5,8

2,6

5.6

1.7

3,2

1,829

9,7

0,989

П.4

0,135

20,6

1,719

6,1

11,0

4,670

Изопентан

2,7

1,5

3,5

1,4

0,6

0,360

2,0

0,203

2.4

0,027

5,1

0,427

1.3

3,0

1,017

Н-Пентан

2,9

1,6

40

1,5

0,5

0,305

1,7

0,168

2,0

0,023

4,5

0,380

1.2

2,5

0,876

Гексан

5,0

3,3

7,6

3,5

0,3

0,146

0,8

0,083

1,0

•*4

Н

О

О

3,0

0,248

0,6

1.7

0,488

Гептан

4,7

3,6

7,4

3,9

0,1

0,046

0,2

0,024

0,3

0,003

1,0

0,085

0,2

0,6

0,158

Октан+высаие

4,5

78,6

66,3 86,6

0,1

0,046

0,2

0,022

0,2

С.С05

I.I

0,094

0,2

0,8

0,165

Всею:

100,0

100,0

100,0 100,0

100,0

57,155

100,00

10,205

100,00

1,159

100,00

8,358 100,00

100,00

76,877

Плотность нефти ,т/ма

0,756 -

0,8282 -

_

Плотность газа

кг/ст.ыз

'

**

-

-

1,165

-

1,665

-

1,781

-

2,151

-

1,3465 -

-

1,2089

Объемный коэффициент

ГаСлица 4.2.

353-80 Стр.19

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

_

_

_

_

-1

6 1

1 г

! 7 i

8

1-г

! 9 !

-1

10

1-

! II

0,36

0,020

0,031

0,20

0,50

0,83

0,36

0,020

0,031

0,20

0,50

0,96

0,23

0,013

0,020

0,20

0,60

2,30

0,08

0,005

0,008

0,10

0,40

2,65

0,11

0,006

0,010

0,10

0,50

90,02

100,00 5,658

12,038

100,00

100,00

100,00

-

-

-

-

-

03693

1,183

-

-

1,168

-

-

_

-

_

-

-

1,0384


Стр.20 РД 39-1-353-80


РД 39- 1-353-bO

Стр. 3

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 Рэа(5 < Рнас, 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

Наименование показателей

сква-

■ 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

Дебит нефти при рехиыноы штуцере мм, т/сут.

Давление в затрубном пространстве, НПа

Обводненность, вес. %

Дата отбора проб