СССР ОТРАСЛЕВОЙ СТАНДАРТ

НЕФТЬ

ТИПОВОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ

ОБЪЕМ ИССЛЕДОВАНИЯ ФОРМА ПРЕДСТАВЛЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ

ОСТ 39-112-80

Издание официальное

СССР ОТРАСЛЕВОЙ СТАНДАРТ

НЕФТЬ тшсвда ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ

Объем исследования Форма представления результатов

ОСТ 39-112-80

Издание официальное

Продолжение табл.1

Контактное разгазирование Вся информация тогэдествеяна получаемой в результате дифференциального разгазироваяия В Ступенчатая сепарация при заданном числе ступеней се- Количество газа, выделившегося на разных ступенях давления, отнесенное к единице объема сепарированной нефти (Б)В парации и заданных давлениях и теше- Состав газа, выделившегося на разных ступенях давления (Б)В ратурах ступеней Расчетная молярная масса газа, выделившегося на разных ступенях давления (Б)В Плотность газа, выделившегося на разных ступенях давления (Б)В Объемный коэффициент нефти при давлениях и температурах ступеней сепарации (Б)В |плотностх нефти при 20°С после 1 ступенчатой сепарации (Б)В Определение вязкости пластовой нефти !Вязкость при пластовой температуре: - при пластовом давлении А - при разных давлениях в интервале от пластового давления до давления насыщения (А )Б В - при разных давлениях в интервале от давления насыщения до атмосферного давления Б В То же при 20°G В То же при промежуточной температуре В Определение температуры насыщения нефти парафином ОСТ 39.034-76 Температура насыщения нефти парафином при пластовом давлении**- *) Б В Исследование реологических свойств пластовой нефти По РД 39-11-02-77 (В)

***^ При необходимости дополнительно может быть приведена при иных давлениях

ОСТ 39-112-80 Стр.9 Продолжение табл.1

Физико-химический Перечень параметров помещен анализ сепарированной нефти в таблице 3,(п.2.1.4.3) (А)Б В

2Л.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 А_с (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	Еазосодержание 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 темпера гуре и плаотовом 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, неопэнтан, изо-пентан, н-пентан, сумма С₆+,

сумма Ст+, остаток Cq+. В обоснованных случаях допускается

ограничивать компонентный состав пентанами, остаток - Cg+.

2.1.4.3. Для физико-химического анализа сепарированной нефти должна быть взята нефть после стандартной сепарации. Перечень определяемых параметров сепарированной нефти о 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 ГОЗТ II85I-66 - серы ГОСТ 1437-75 - смол силикагелевых ГОСТ 11858-66 - асфальтенов ГОСТ 11858-66 - воды ГОСТ 2477-65 - солей Зольность*' ГОСТ 21534-76 гост 1461-75 Кислотное число*' гост 5985-79 Фракционный состав гост 2177-66 Фракционный.состав^ % в аппарате АРН-2 *' гост II0II-64 Температура вспышка ч в закрытом тигле гост 6356-75 Температура вспышки ч в открытом тигле Коксуемость*^ гост 4333-48 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 А_с, А и Б дополнительными водами исследования, взятыми из комплекса В. Исключение из комплексов обязательных видов исследо-

ОСТ 39-112-80 Стр.Н

вания 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-WT-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^.

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 п.2.2.5.

2.2.9.    При стандартной сепарации нефть, поступающая в оепара-

Сто. 12 ОСТ 39-112-80

тор, и в самом сепараторе должна находиться при температуре 20°0 и давлении 1013,25 itfa (допускается при текущем атмосферном давлении).

Примечание. Температда нефти в сосуде РУТ может 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 РУТ-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 РУТ -соотношений величина интервала снижения давления (шаг по давлению) в области однофазного состояния нефти (выше давления насыщения) должна быть в пределах от I до 3 Ша.

Примечание. Если разрыв между пластовым давлением и давлением насыщения не обеспечивает совместных требований по п.2.2.II 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 рут.-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 РУТ -соотношений первая ступень после давления насыщения должна быть разбита на 5 подступеней. Первая подступень должна отетоять от давления насыщения примерно

на половину шага по объему.

Примечания:

I. При необходимости вторая ступень может быть также разделе-

ОСТ 39-112-80 Стп.ТЯ

на ряд подступеней, от 4 до 5.

2.    При определении давления насыщения не объемным методом выполнение и.2*2,15 необязательно.

3.    В комплексе А допускается исследование FVT -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 рут -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. Вели 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 случав форму 6 технического отчета заполняют средними значениями результатов. Расхождение между измерениями, выполненными по двум пробам, не должны превышать указанных в приложении 9,обязательном,

3. ФОМА ПРЕДСТАВЛЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ

3.1. Технический отчет.

3.1 Л. Основным документом, содержащим результаты исследования пластовой нефти, является технический отчет (в дальнейшем -отчет).

З.Х.2. Отчет должен быть составлен в течение одного месяца

Стр.14 ОСТ 39-112-80

после окончания исследования и включать материалы по одной скважине.

Примечания:

1.    Допускается комплектование отчетов в соответствующие подборки (например, за год, за шесть месяцев, или по исследованному объекту), что не исключает необходимости выполнения и.3.1.2. Подборка должна быть снабжена оглавлением и общим пояснительным текстом.

2.    Для организаций, составляющих отчеты по НИР, соблюдение требования п.3.1.2 не является обязательным, что в каждом конкретном случае решается в самой организации. Соблюдение пп.3.2, 3.3 и 3.4 является обязательным.

3.1.3.    Отчет должен состоять из краткой пояснительной записки, таблиц и графиков, выполненных по стандартным формам.

3.1.4.    Для отчета о результатах исследования по комплексам Б и В установлено 18 форм. На каждой форме указано ее название (назначение).-В правом верхнем углу оставлено место для названия месторождения, номера скважины и пробы. Перед номером пробы указывают: ”Гл." - глубинная проба или "Рек.” - рекомбинированная проба. Для комплекса А может быть использована индивидуальная карточка (форма 19) после выполнения требования п.2.1.2.

3.2. Табличные и текстовые формы.

3.2.1. Текстовую и табличную части отчета представляют по формам I-I7(приложение I), перечень которых с указанием соответствующих им графиков (из табл.5) и поясняющих пунктов помещены в таблице 4.

Соответствующий Поясняющий Формы    Названия    форм    график    пункт

по таблице 5 стандарта

Таблица 4

Форш I Титульный лист нет 3.2.2.1 Форма 2 Содержание отчета нет 3.2.2.2 Форма 3 Пояснительная записка нет 3.2.2.3 Форш 4 Сведения о пласте и скважине нет 3.2.2.4 Форма 5 Условия отбора глубинных (поверхностных) проб нет 3.2.2.5 Форма 6 Основные результаты исследования нет 3.2.2.6 Форш 7 Физико-химическая характеристика сепарированной нефти нет 3.2.2.7

ОРТ 39-112-80 Ctp.I5 Продолжение табл.4

Форш 8 FV -соотношения пластовой нефти

Форма 9 Температурный коэффициент давления насыщения

Форш 10 Температурный коэффициент объемного расширения пластовой нефти

Форма II Стандартная-сепарация пластовой нефти

Форма 12 Компонентный состав газа, пластовой и сепарированной нефти

Форма 13 Дифференциальное разгазщюва-

ние.Контактное разгазирование    6-12    3.2.2.13

Форма 14 Дифференциальное разгазирование. Контактное разгазирование.

Состав газа    13    3.2.2.14

Форма 15 Ступенчатая сепарация пластовой нефти    14    и    7    3.2.2.15

Форш 16 Вязкость пластовой нефти

при различных давлениях    15    3.2.2.16

Форма 17 Температура насыщения нефти

парафином    16(на форме 1ф 3.2.2.17

3.2.2. Заполнение форм следует производить с учетом рекомендаций пп.З.2.2.1 - 3.2.2.17.

3.2.2.1. Форш I. "Титульный лист". Содержит четыре поля:

-    поле I 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, например:

ТЕХНИЧЕСКИЙ ОТЧЕТ Л 023-1977

Исследование пластовой нефти Месторождение Энское Пласт Б

Скважина Э-1___

-    в поле 3 указывают должность и фамилию руководителя подразделения, в котором проводились исследования;

-    в поле 4 указывают административный пункт расположения

Стр.16 ОСТ 39-112-80

организации-исполнителя и год выпуска отчета, например:

"Энск - 1977”.

3.2.2.2.    Форма 2. "Содержание отчета" (оглавление).

3.2.2.3.    Форма 3. "Пояснительная записка". В пояснительной записке должны содержаться краткие сведения о выполненном исследовании :

-    основание (тематический план, 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, предшествовавшие отбору проб (очистка скважины от парафина, гидродинамические исследования, дебитометриро-вание, кислотная обработка, гидроразрыв, дополнительная перфорация и др.);

-    результаты проверки идентичности проб по п.1.13 оформляют в виде таблицы; 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* например:

Номер пробы Контрольный параметр-давление в прие?дкой камере, МПа Температура, °С Дата опробо вания Идентич ность пробы I6/I 13,6 27 12.06.77 Да 16/2 13,6 27 12.06.77 Да 16/3 13,7 27 12.06.77 Да

Для исследования выбраны пробы I6/I и 16/2

-    основание для выбора комплекса исследования - А,Б или В, необходимость расширения или сокращения его (п.2.1.4.4);

-    виды исследования, выполненные по выбранным пробам;

-    методика, применяемая аппаратура;

-    дополнительные сведения, краткие быеоды;

-    дата исследования, исполнители.

ОСТ 39-112-80 Отр.17

3.2.2.4.    Форма 4. "Сведения о пласте и скважине".

3.2.2.5.    Форма 5. "Условия отбора ... проб". В зависимости от исследуемых образцов (глубинные или рекомбинированные пробы), пропуск в названии формы заполняют словами: "глубинных" или "поверхностных".

3.2.2.6.    Форма 6. "Основные результаты исследования". Заполняют средними значениями параметров пластовой нефти. В приложении I форма выполнена для комплекса Б. Для других комплексов форма должна быть соответственно сокращена или расширена, согласно объемам исследования, указанным в таблице I.

3.2.2.7.    Форма 7. "Физико-химическая характеристика сепарированной нефти". Заполняют данными физико-химического анализа нефти, полученной в результате стандартной сепарации, или данными, заимствованными из других источников. В последнем случае вместо подзаголовка "Стандартная сепарация", указывают какие данные использованы, условия сепарации и источник информации. Например: "По данным анализа нефти из трапа. Условия сепарации: 24°С и 0,04 МПа. Отчет $...". Фракционный состав и плотности фракций, полученные при разгонке в аппарате AFH-2, могут быть представлены самостоятельной таблицей.

3.2.2.8.    Форма 8, "F7- соотношения пластовой нефти". Для каждой температуры (пластовой, 20°С и промежуточной) используют отдельный бланк формы, на котором указывают соответствующую температуру. Против значений пластового давления и давления насыщения проставляют соответствующие символы - (Р^) и (^ps). Относительный объем неф?и (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 значение 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 ме~

УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ ПРИКАЗОМ Министерства нефтяной промышленности 23 января 1981 г. $ 60

РУКОВОДИТЕЛИ РАЗРАБОТКИ: В.Н.Мамуна, к.т.к.; В.С.Уголев, к.т.н. ИСПОЛНИТЕЛИ: Б,В.Ульяшшский; В.Г.Кутенкова; В.Л.Чичеров;

П. В. Дергунов, к.э.н.; А.й.Торопов

______ Ф.П.n.JOQ Тиражу

Типография ХОЗУ Миннефтепрома. Зак.

СтрЛ8 ОСТ 39-112-80

тодом, то вместо FV-изотермы следует привести соответствующий график или копию бланка машинного расчета. Содержание самой таблицы при этом сохраняется неизменным.

3.2.2.9.    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. На этой же форме отведено место для графика зависимости давления насыщения от температуры. График не является обязательным.

3.2.2.10.    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 температуры от 20°С до пластовой температуры. На этой же форме отведено место для графика за вис голос ти температурного коэффициента от давления в различных температурных интервалах. Исследования при давлениях, отличных от пластовых, не являются обязательными.

3.2.2.11.    Форма II. "Стандартная сепарация пластовой нефти". Помещают значения указанных в форме параметров нефти, получен» ные в результате стандартной сепарации при 20°С и 1013,25 гЛа или текущем атмосферном давлении. Фактическое давление сепарации ^указывают в соответствующем месте.

3.2.2.12.    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.

3.2.2.13.    Форма 13. "Дифференциальное разгазирование. Контактное разгазирование". В графе I записывают давления ступеней (в первой строке - пластовое давление, во второй строке - давление

УДК 66S~,6£ ;Sf3M

ОТРАСЛЕВОЙ СТАНДАРТ

НЕФТЬ. ТИПОВОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ

ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ    ОСТ 39-112-80

Объем исследования. Форма

представления результатов    Вводится впервые

Приказом Министерства нефтяной промышленности от 23 января 1981 г. Л 60

срок введения установлен с I июля 1981г.

Настоящий стандарт распространяется на типовое исследование физических свойств пластовой нефти, устанавливает объем исследования и форму представления результатов исследования (приложения I и 2, обязательные).

Стандарт не распространяется на специальные исследования нефтей и исследования газоконденсатных систем.

Стандарт обязателен для всех организаций Министерства нефтяной промышленности, осуществляющих исследования пластовой нефти.

Стр 2 ОРТ 39-112-80

I. ОБЩИЙ 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 цроб, 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 по формуле, приведенной в приложении 4, обязательном.

Примечание. Пробы нефти могут быть отобраны без изменения

ОСТ 39-112-80 Стр.З

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, тс 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 I.

1.13.    Идентичность проб устанавливают непосредственно в пробо отборнике 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 его 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 Б).

1.13.2.    Для парафиновых и высокопарафиновых нефтей

(ГОСТ 912-66) перевод проб из пробоотборника в контейнеры или в исследовательскую аппаратуру должен сопровождаться термоота-

Стр.4 ОРТ 39-112-80

тироваяием пробоотборника при 80°С.

Примечание. Перевод охлажденной пробы допускается, если вся нефть, включая твердую фазу, монет быть полностью переведена из пробоотборника.

I.I3.3, Перевод пробы должен осуществляться средствами, исключающими контакт нефти с нешертяой к ней рабочей жвдкостью.

I.I4. Объем исследования и форма представления результатов исследования как глубинных, так и рекомбинированных проб должны отвечать требованиям настоящего стандарта.

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 обеспечивать для объекта в целом, получение параметров с по-трешностью 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 I. (Скобки при литерах, обозначающих комплексы, показывают, что данный параметр для комплекса не является обязательным; отсутствие скобок указывает на обязательность определения данного параметра.)

ОСТ 39-112-80 Стр.5

Таблица I

Виды исследования	Получаемая информация	Комплексы
Исследование pvt-соотношений пластовой нефти	Давление насыщения: а)    при пластовой температуре б)    при 20°С в)    при промежуточной температуре Тш.2.2.4-2.2.7)	А Б В (А )Б В (А )Б В
	Коэффициент сжимаемости при разных давлениях, от пластового до давления насыщения: а)    при пластовой температуре б)    при 20°С в)    SfWSIMr53-	А Б В (А )Б В 1 1 Б В
	Температурный коэффициент дав-1 ления насыщения	(А)Б В
	• Температурный коэффициент | объемного расширения пластовой ; нефти в интервале температур: а)    20°С - пластовая б)    20°0 - промежуточная 1 в) промежуточная - пластовая	(А )Б В Б В Б В
	Плотность газожидкостной смеси при разных давлениях в однофаз-: ной и двухфазной областях сос-; тояния нефти: | а) при пластовой температуре ' б) при 20°С ■ в) при промежуточной температуре tnn.2.2.4-2.2.7)	(А )Б В (А )Б В Б В
	Удельный объем газожидкостной смеси при разных давлениях в однофазной и двухфазной областях состояния нефти: а)    при пластовой температуре б)    при 20°С , в) приводажуточной^те^ера-	(А)Б В (А )Б В Б В

Ctp.6 QQT39-II2-80 Продолжение таблЛ

Относительный объем газожидкостной смеси при разных давлениях в однофазной и двухфазной областях состояния нефгиппри температурах: пластовой, 20 С и промежуточной (пп.2.2.4-2.2.7) а) за единицу объема принят объем нефти при пластовой температуре и пластовом давлении (А)Б В б) за единицу объема принят объем нефти при пластовой температуре и давлении насыщения (А)Б В Стандартная сепара- Газосодержание А Б В ция пластовой нефти Объемный коэффициент пластовой нефти при пластовой температуре: а) при пластовом давлении А Б В б) при давлении насыщения (А )Б В Плотность пластовой нефти А Б В Плотность сепарированной нефти А Б В Плотность газа при 20°С и 1013,25 ifla А Б В Компонентный состав газа по п.2.1*4.2 А Б В Компонентный состав сепарированной нефти (п.2.1.4.2) (А)Б В Компонентный состав пластовой нефти (п.2.1.4.2) (А)Б В Потенциальное газосодеркание: а) общее (А)БВ б) только по углеводородам (А)Б В Молярная масса: а) газа (А)Б В б)    сепарированной нефти в)    пластовой нефти (А)Б В (А)Б В г) остатка Сд+ (А )Б В

ОСТ 39-112-80 Стр.7 Продолжение таблЛ

Дифференциальное разгазирование при пластовой темпера-туре Газосодержаяие нефти при разных давлениях в интервале от давле-г ния насыщения до атмосферного*' Б В Объемный коэффициент нефти при разных давлениях, от пластового до атмосферного: а) по отношению к объему сепарированной нефти припатмос-ферном давлении и 20С Б В б) по отношению к объему сепарированной нефти при атмосферном давлении и пластовой температуре Б В Плотность частично разгазировая-ной нефти в однофазном состоянии при разных давлениях-от пластового до атмосферного (сепарированная нефть при 20°G и пластовой .температуре) Б В Плотность выделившегося газа при разных давлениях - от дартения насыщения до атмосферного (плотность газа дается при I0I3,25ril& и20°G Б В Сжимаемость газа, выделившегося при разных давлениях - от давле-г ния насыщения до атмосферного**' Б В Объемный коэффициент газа, выделившегося при разных давлениях -от давления насыщения до атмосферного**) Б В Вязкость газа, выделившегося при разных давлениях - от давления насыщения до атмосферного**' (Б В) Компонентный состав газа, выделившегося при разных давлениях -от давления насыщения до атмосферного, и расчетная плотность газа для каждого давления Б В То же при 20°С В То же при промежуточной температуре В

* При необходимости нижний предел давления может быть выше атмосферного

^# При отсутствии экспериментальных данных определяется расчетом