ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО
ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ | ГОСТ Р(проект, первая редакция) |
 |
Система стандартов по определению физических свойств
и компонентного состава нефти, газового конденсата, природного газа.
Общие положения
Настоящий проект стандарта не подлежит
применению до его принятия
Москва
ИПК Издательство стандартов
200__
Предисловие
Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 01.01.01 г. «О техническом регулировании», а правила применения национальных стандартов Российской Федерации – ГОСТ Р 1.0-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения»
Настоящий стандарт разработан с целью реализации Закона РФ «О недрах» в части полноты геологического изучения, рационального использования и охраны недр, безопасного ведения работ, связанных с пользованием недр.
Сведения о стандарте
1 разработан: Открытым акционерным обществом "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика "
().
2 внесЁн: Техническим комитетом по стандартизации ТК 431 «Геологическое изучение, использование и охрана недр».
3 утверждЁн и введЁн в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от. №
4 ВВЕДЁН ВПЕРВЫЕ
Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок — в ежемесячно издаваемых информационных указателях «Национальные стандарты». В случаях пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования – на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет
Н А Ц И О Н А Л Ь Н Ы Й С Т А Н Д А Р Т Р О С С И Й С К О Й Ф Е Д Е Р А Ц И И
 |
Система стандартов по определению физических свойств
и компонентного состава нефти, газового конденсата, природного газа.
Общие положения
System of standards for determination of physical properties and compositional analysis of oil, gas-condensate, natural gas.
General provisions
 |
Дата введения -
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт является головным в системе стандартов, регламентирующих процедуры определения физических свойств и компонентного состава нефти, газового конденсата, природного газа и пластовой воды
Стандарт устанавливает количество пластовых флюидов, для которых исследования глубинных проб являются обязательными и основополагающими для подсчёта запасов, проектирования и контроля за разработкой месторождений углеводородов, обоснования технологий и технических решений в процессах скважинной добычи углеводородов. В систему стандартов входят:
- стандарт по определению физических свойств и компонентного состава нефти;
- стандарт по определению физических свойств и компонентного состава газового конденсата;
- стандарт по определению физических свойств и компонентного состава природного газа;
- стандарт по определению физических свойств и компонентного состава пластовой воды.
1.2 Настоящий стандарт устанавливает общие в нефтедобывающей отрасли требования к определению физических свойств и компонентного состава нефти, газового конденсата, природного газа и пластовой воды, а также требования к объёму, содержанию и оформлению результатов исследований.
Стандарт распространяется на исследования пластовых флюидов (нефть, газ, пластовую воду) и не распространяется на водонефтяные смеси.
1.3 Настоящий стандарт могут использовать государственные органы, осуществляющие:
- управление государственным фондом недр Российской Федерации;
- государственную экспертизу и учёт запасов полезных ископаемых;
- государственный геологический контроль и надзор за геологическим изучением, использованием и охраной недр;
- государственный надзор за безопасным ведением работ, связанных с пользованием недрами.
1.4 Настоящим стандартом руководствуются:
- пользователи недр, ведущие геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья (УВС), сооружение и эксплуатацию подземных хранилищ газа;
- инновационные организации и предприятия, создающие новые методы, технику и технологии;
- проектные организации, разрабатывающие проектно-технологическую документацию для геологического изучения и использования недр;
- 
организации, проводящие аудит запасов УВС.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ Р 1.0-2004 Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения.
ГОСТ Р 51330.2-99 (МЭК 60079-1А-75) Электрооборудование взрывозащищенное.
ГОСТ Р Нефть. Общие технические условия.
ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.
ГОСТ Грузы опасные. Классификация и маркировка.
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 | пластовый флюид | Совокупность подвижных фаз пласта |
3.2 | пластовые условия | Термобарические условия нахождения флюидов в пласте |
3.3 | пластовая нефть | Нефть, содержащаяся в пласте в характерных для него термобарических условиях |
3.4 | глубинная проба | Образец нефти, отобранный в условиях пластового давления и температуры из скважины на глубине залегания пласта и соответствующий по составу пластовой нефти |
3.5 | представительный образец пластового флюида | Объём пробы, при исследовании которого можно надёжно и однозначно определить состав и свойства насыщающих пласт флюидов. |
3.6 | рекомбинированная проба | Искусственный образец пластовой нефти, приготовленный из нефти и газа, отобранных на сепарационных установках |
3.7 | давление насыщения пластовой нефти | Давление, при котором в процессе изотермического расширения однофазной пластовой нефти появляются первые признаки свободного газа |
3.8 | глубинный пробоотборник | Скважинный прибор для отбора глубинных проб пластовой нефти |
3.9 | приёмная камера | Часть пробоотборника, предназначенная для приёма глубинной пробы, герметизации и сохранения её. |
3.10 | рабочая жидкость | Жидкость, предназначенная для создания давления в пробоотборнике |
3. | контейнер | Ёмкость для транспортирования и длительного хранения глубинной пробы нефти |
3.12 | потенциальное газосодержание | Отношение суммы всех содержащихся в пластовой нефти углеводородных и неуглеводородных компонентов, агрегатное состояние которых при 20 оС и 0,101 МПа является газовым, к сумме компонентов, являющихся при тех же условиях жидкими, или ко всей исходной пластовой нефти |
3.13 | газосодержание | Количество компонентов, перешедших в газовую фазу при изменении условий от пластовых до атмосферных и отнесённых к единице объёма или массы сепарированной нефти |
3.14 | газосодержание нефти при разных давлениях | Объём газа, выделившегося в интервале от данного давления до атмосферного, отнесённый к единице объёма или массы сепарированной нефти |
3.15 | промысловый газовый фактор | Объём газа сепарации, измеренный в промысловых условиях и отнесённый к массе или объёму сепарированной нефти |
3.16 | разгазирование пластовой нефти | Процесс перехода газа из растворенного состояния в свободное. П р и м е ч а н и е - В лабораторной практике используют две формы разгазирования – контактное и дифференциальное и соответственно стандартную и ступенчатую сепарацию (см.). |
3.17 | контактное разгазирование | Форма выделения газа из пластовой нефти, при которой при любом давлении весь выделившийся газ находится в равновесии с нефтью. |
3.18 | стандартная сепарация | Контактное разгазирование, при котором выделение газа осуществляется при стандартных условиях – температуре 20 оС и давлении 0,101 МПа. П р и м е ч а н и е - Допускается текущее атмосферное давление. |
3.19 | дифференциальное разгазирование | Форма выделения газа из пластовой нефти, при которой газ при снижении давления непрерывно отводится из системы. П р и м е ч а н и е - В каждый данный момент времени общее количество выделившегося газа не находится в равновесии с нефтью. |
3.20 | ступенчатая сепарация | Дифференциальное разгазирование, при котором число ступеней, их давление и температура соответствуют существующей системе сепарации нефти на промысле или специально задаются. |
3.21 | объёмный коэффициент пластовой нефти | Параметр, характеризующий уменьшение объёма пластовой нефти при изменении условий от пластовых до температуры 20 оС и атмосферного давления. |
3.22 | объёмный коэффициент газа | Параметр, характеризующий увеличение объёма газа при изменении условий от пластовых до 20 оС и 0,101 МПа. |
3.23 | коэффициент сжимаемости пластовой нефти | Характеристика объёмной упругости пластовой нефти, равная отношению относительного изменения объёма пластовой нефти при ее изотермическом сжатии (расширении) к приращению давления. |
3.24 | температурный коэффициент объёмного расширения пластовой нефти | Характеристика теплового расширения пластовой нефти, равная относительному изменению объёма пластовой нефти при ее изобарическом нагревании (охлаждении) на 1 0С. |
3.25 | температурный коэффициент давления насыщения | Приращение величины давления насыщения при изменении температуры на 1оС. |
3.26 | коэффициент растворимости газа в нефти | Изменение газосодержания в единице объёма или массы жидкой нефти при изменении давления на 0,1 МПа. |
3.27 | сосуд PVT | Сосуд высокого давления, используемый для изучения соотношений между давлением, объёмом и температурой пластовых флюидов. |
3.28 | объёмный метод изучения PVT | Метод изучения PVT в сосуде равновесия переменного объёма |
3.29 | PV-изотерма пластовой нефти | Графическое изображение результатов измерений соотношений между давлением и объёмом пластовой нефти в процессе ее изотермического расширения. |
3.30 | графоаналитический метод определения давления насыщения пластовой нефти | Метод графической интерпретации PV-изотермы пластовой нефти. |
3.31 | ступени давления | Задаваемые значения давлений при поинтервальном расширении или сжатии пластовой нефти в процессе её исследования. |
3.32 | изобары насыщения | Линии равных значений давления насыщения. |
3.33 | температура насыщения нефти парафином | Температура, при которой нефть из однофазного жидкого состояния переходит в двухфазное (жидкость - твердая фаза). |
3.34 | адаптированная методика исследования | Методика, гарантирующая правильность полученных результатов на основании всесторонней проверки. |
4 Обозначения основных параметров пластовых флюидов
Во всех стандартах системы по определению физических свойств и компонентного состава нефти применяются следующие обозначения с соответствующей расшифровкой:
Параметр | Обозначение |
Вязкость газа, динамическая | μг |
Вязкость нефти, динамическая | μн |
Газосодержание | Г |
Давление насыщения | Рнас |
Давление пластовое | Рпл |
Коэффициент растворимости газа в нефти | А |
Коэффициент сжимаемости газа | Z |
Коэффициент сжимаемости нефти | b |
Объёмный коэффициент газа | Вг |
Объёмный коэффициент нефти | Bн |
Плотность газа | rг |
Плотность нефти | rн |
Температура насыщения нефти парафином | tнас |
Температура пластовая | tпл |
Температурный коэффициент изменения давления насыщения | y |
Температурный коэффициент объёмного расширения нефти | a |
П р и м е ч а н и я
1 Для обозначения формы выделения газа следует использовать следующие нижние индексы: "д" – дифференциальное разгазирование; "к" – контактное разгазирование; "ст" – стандартная сепарация.
П р и м е р - Гд - газосодержание, измеренное по данным дифференциального разгазирования, bcт (Рпл) - объёмный коэффициент при пластовом давлении и cтандартной сепарации; m н(Рнас) - вязкость нефти при давлении насыщения.
2 При ступенчатой сепарации индекс не проставляется. Указывается схема сепарации.
П р и м е р - Г - газосодержание, измеренное при ступенчатой сепарации по схеме: 2,9/53 -0,8/40 - 0,3/40 - 0,3 - 0,14/37 - атм/37 (числитель - абсолютное давление ступеней, знаменатель - температура).
3 Все обозначения относятся к параметрам, измеренным при пластовой температуре. При других условиях температура должна быть указана в обозначении.
П р и м е р - Рнас (20 оC) - давление насыщения при 20 оС.
5 Основные положения системы стандартов
5.1 Требования к представительной пробе
5.1.1 Представительной глубинной пробой пластовой нефти следует считать газонефтяную смесь, отобранную в потоке с однофазным состоянием этой смеси в скважине, позволяющую восстановить в лабораторных условиях компонентный состав пластовой нефти при пластовых термобарических условиях.
5.1.2 Представительной глубинной пробой пластовой воды следует считать газоводяную смесь, отобранную по стволу скважины, работающей чистой продукцией, с сохранением компонентного состава.
5.1.3 Представительной пробой нефти для рекомбинирования следует считать нефть, отобранную под давлением в транспортный контейнер из сепаратора или с устья скважины, работающей на установившемся режиме. Пробы газа для рекомбинирования следует отбирать из тех же точек, что и пробы нефти, под давлением и в необходимом количестве.
5.2 Основные виды исследований, регламентируемые стандартами системы
5.2.1 При стандартных исследованиях пластовой нефти определяют:
- пластовое давление и температуру,
- давление насыщения,
- газосодержание,
- газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях,
- плотность и вязкость в условиях пласта,
- коэффициент объёмной упругости,
- плотность дегазированной нефти и нефтяного газа при стандартном и дифференциальном разгазировании при 20 оС,
- молярная масса,
- массовое содержание серы, силикагелевых смол, асфальтенов, парафинов, воды, механических примесей, микрокомпонентов ванадия и никеля,
- температура плавления парафина,
- температура начала кипения,
- фракционный состав (объёмное содержание выкипающих компонентов при значениях температуры до 100, 150, 200, 250, 300 0С),
- компонентный состав нефтяного газа, его молекулярную массу и плотность в стандартных и рабочих условиях.
5.2.2 При стандартных исследованиях пластовой воды определяют:
- пластовое давление и температуру,
- плотность в стандартных условиях,
- плотность и вязкость в условиях пласта,
- газосодержание,
- коэффициент сжимаемости,
- объёмный коэффициент,
- химический состав,
- общую минерализацию,
- водородный показатель,
- общую жесткость,
- химический тип.
5.3.3 При стандартных исследованиях пластового газа определяют:
- пластовое давление и температуру,
- давление начала конденсации,
- давление максимальной конденсации,
- значения давления и температуры псевдокритические и приведённые,
- коэффициент сверхсжимаемости,
- объёмный коэффициент,
- плотность и вязкость в условиях пласта,
- молекулярную массу,
- плотность в стандартных и рабочих условиях,
- теплоёмкость,
- коэффициент Джоуля-Томпсона,
- содержание конденсата сырого (нестабильного) и стабильного (дебутанизированного),
- плотность, вязкость и молекулярную массу стабильного конденсата,
- температуру выкипания 90 % объёмного конденсата,
- компонентный состав газа и конденсата.
6 Требования безопасности
6.1 Предельно допустимые концентрации нефтяных паров и опасных для здоровья компонентов нефти в воздухе рабочей зоны в соответствии с ГОСТ 12.1.005 и гигиеническими нормами ГН 2.2.5.1313 [1].
Категорию взрывоопасности и группу взрывоопасности смесей паров нефти с воздухом нормируют по ГОСТ Р 51330.2. Температура самовоспламенения нефти выше 250 оС.
6.2 Нефть относят к легковоспламеняющимся жидкостям класса 3 по ГОСТ 19433.
При отборе проб нефть относят к третьему классу опасности (предельно допустимая концентрации аэрозоля нефти в воздухе рабочей зоны – не более 10 мг/мз).
При хранении и испытаниях в лабораториях нефть относят к четвертому классу опасности (предельно допустимая концентрация по легким углеводородам в пересчёте на углерод – не более 300 мг/мз).
Нефть, содержащую сероводород с массовой долей более 20 млн-1, относят к третьему классу опасности. Предельно допустимая концентрация сероводорода в смеси с углеводородами С1 – С5 в воздухе рабочей зоны – не более 3 мг/мз.
6.3 При отборе нефти, проведении испытаний должны соблюдаться действующие инструкции по безопасности труда по видам работ с нефтью. При работах с нефтью применяют индивидуальные средства защиты согласно типовым отраслевым нормам, утверждённым в установленном порядке.
6.4 При отборе глубинных проб необходимо использовать пробоотборники, отвечающие требованиям СТО РМНТК 153-39.2-002 [2]. Процедуру отбора проб следует осуществлять с соблюдением требований правил ПБ 08-624 [3] и ПБ 03-576 [4].
6.5 Все работы должны проводиться с соблюдением инструкции РД 153-39.0-072 [5], правил [6] и типовых инструкций [7].
6.6 При загорании нефти применяют средства пожаротушения: распыленную воду, химическую и механическую пену, порошковые огнетушители, углекислый газ, жидкостно-бромэтиловые составы (СЖБ), перегретый пар, песок, асбестовые покрывала, кошму и другие средства.
7 Требования охраны окружающей среды
7.1 При отборе, транспортировании и хранении глубинных и поверхностных проб нефти должны быть приняты меры, исключающие или снижающие до уровня предельно допустимого содержания вредных веществ в воздухе рабочей зоны и обеспечивающие выполнение требований охраны окружающей среды.
7.2 Предельно допустимая концентрация нефти в воде объектов культурно-бытового пользования и хозяйственно-питьевого назначения составляет:
- для высокосернистой нефти (классы 3, 4) – не более 0,1 мг/дмз ;
- для прочей нефти (классы 1, 2) - в соответствии с ГОСТ Р 51858 не более 0,3 мг/дмз;
- для водных объектов рыбохозяйственного назначения – не более 0,05 мг/дмз по санитарным правилам и нормам СанПиН 2.1.5.980-00 [8].
7.3 Загрязнение почвы разлитой нефтью ликвидируют путём сбора нефти с последующей рекультивацией почвы. Остаточное содержание нефти после ликвидации загрязнения и проведения рекультивационных работ в соответствии с действующими нормативными документами.
Библиография
[1] Гигиенические нормативы ГН 2.2.5.1313-03 | Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны. |
[2] СТО РМНТК 153-39. | Нефть. Отбор проб пластовых флюидов |
[3] ПБ | Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. |
[4] ПБ | Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. Постановление Госгортехнадзора России от 11.06.03 № 91 |
[5] РД 153-39. | Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. |
[6] | Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. (Утверждены приказом Минэнерго РФ от 01.01.01 года № 6) |
[7] | Типовые инструкции по безопасности геофизических работ в процессе бурения скважин и разработки нефтяных и газовых месторождений. (Утверждены Госгортехнадзором России 12.07.1996 и приказом Минтопэнерго РФ от 01.01.2001 г. № 000). |
[8] Санитарные правила и нормы СанПиН 2.1.5.980-00 | Гигиенические требования к охране поверхностных вод. |
