Исследование физико-химических свойств жидкости и газов

14.1. Для изучения физико-химических свойств нефтей в пластовых условиях и изменения их в процессе разработки месторождения про изводится ежегодный отбор глубинных проб нефти из специально подобранных для этой цели скважин. Количество опорных скважин должно составлять 3 ... 5 % эксплуатационного фонда и размещаться они должны равномерно по площади.

14.1.1. Отбор пластовых проб нефти из фонтанных- скважин производится спуском глубинного пробоотборника до кровли продуктивных пластов.

14.l.2. Из скважины с ШГН отбор пластовых проб нефти производится через межтрубное пространство малогабаритными глубинными пробоотборниками. Предварительно скважина переводится на минимальный режим работы, определяется положение водонефтераздела 'в стволе скважины глубинным влагомером и давление на этой глубине. Для анализа пластовой нефти из скважин с ШГН могут быть использованы пробы, отобранные на устье скважины (рекомбинированные ) в контейнер высокого давления типа КЖ-3. Предварительно скважина переводится на режим минимально допустимого дебита. Время выдержки устанавливается согласно "Методике отбора проб пластовой нефти", ТатНИПИ- нефть, г. угульма. 1976 г.

14.1.3. На скважинах, оборудованных ЭЦН, отбор пластовых проб нефти про изводится глубинным пробоотборником на выкиде насоса после предварительного перевода скважины на минимально допустимый режим работы и замера давлений на выкиде насоса и на устье.

14.1.4. Для получения качественных параметров пластовой нефти из скважины одновременно отбираются три пробы, по которым производится анализ.

14.1.5. Образцы нефти направляются в лабораторию с указанием данных, характеризующих работу скважины и пласта в период отбора проб.

14.1.5. При анализе пластовых проб нефти определяются следующие параметры:

- давление насыщения нефти газом, ат

- газовый фактор, м³/м³;

- газовый фактор, м³/т;

- объемный коэффициент, доли ед.;

- усадка, %;

- коэффициент сжимаемости, 10^-5 ат^-1;

- плотность пластовой нефти, г/см³;

- плотность сепарированной нефти, г/см³;

- плотность газа, г/л;

- плотность газа по воздуху (воздух = 1), доли ед.;

- вязкость нефти в пластовых условиях, сП;

- обводненность, % .

14.2. Отбор поверхностных проб нефти на полный химический анализ производится ежегодно из скважин, составляющих 8 ... 10 % эксплуатационного фонда месторождения (площади).

14.2.1. При анализе поверхностных проб нефтей определяются следующие физико-химические показатели :

- плотность нефти, г/см³;

- кинематическая вязкость, сСт:

при 10 ^ос
при 20 ^ос
при 30 ^ос
при 40 ^ос
при 50 ^ос

- содержание, %:

серы

кокса
парафина

смол селикагельных

асфальтенов
механических примесей

- содержание, мг/л:

хлористых солей

- начало кипения, ⁰С

- фракционный состав, %:

выход до 100 ⁰С

до 150 ⁰С

до 200 ⁰С

до 300 ⁰С

до 350 ⁰С

- коэффициент светопоглощения.

14.3. Определение состава и свойств газа на разрабатываемых месторождениях выполняется один раз в год по специально выбранным скважинам, по которым про изводится отбор глубинных проб нефти. На участках применения методов повышения нефтеотдачи, вызывающих увеличение газового фактора и состава газа, отбор проб и определение физико-химических параметров производятся по специальным программам.

14.3.1. При анализе определяются следующие параметры:

- плотность газа, кг/м³;

- состав газа, %

метан

этан

пропан

изобутан

н-бутан

изопентан

н-пентан

гексан

гептан+высшие

углекислый газ

азот

сероводород

гелий

14.4. Полный химический анализ попутной воды выполняется в соответствии с пунктом 9.4.

15. Необходимый комплекс исследований и периодичность их про ведения на участках внедрения новых методов повышения нефтеотдачи определяется специальными программами.

Методика