ПРИКАЗ ГОСУДАРСТВЕННОЙ КОМИССИИ УКРАИНЫ ПО ЗАПАСАМ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ ПРИ ГОСКОМГЕОЛОГИИ УКРАИНЫ

от 10 июля 1998 года №46

Об утверждении Инструкции по применению Классификации запасов и ресурсов полезных ископаемых государственного фонда недр к геолого-экономическому изучению ресурсов перспективных участков и запасов месторождений нефти и газа

В соответствии с пунктом 16 Положения о порядке проведения государственной экспертизы и оценки запасов полезных ископаемых, утвержденного постановлением Кабинета Министров Украины от 22 декабря 1994 г. N865, а также пункта 7 Классификации запасов и ресурсов полезных ископаемых государственного фонда недр, утвержденной постановлением Кабинета Министров Украины от 5 мая 1997 г. N432, ПРИКАЗЫВАЮ:

1. Утвердить Инструкцию по применению Классификации запасов и ресурсов полезных ископаемых государственного фонда недр к геолого-экономическому изучению ресурсов перспективных участков и запасов месторождений нефти и газа, которая прилагается.

2. Эта Инструкция является обязательной для выполнения субъектами предпринимательской деятельности, что осуществляют геологоразведочные работы, проектирование и строительство нефтегазодобывающих предприятий, разработку месторождений углеводорода.

3. Ввести в действие Инструкцию с 01.01.1999 года.

4. С вводом в действие этой Инструкции считать такой, что не применяется в Украине, "Инструкцию по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов", утвержденную председателем ДКЗ СССР 14 октября 1983 года.

5. Главному геологу отдела ДКЗ Зиц А.П. подать Инструкцию на государственную регистрацию в Минъюст Украины.

6. Контроль за выполнением приказа оставляю за собой.

Утверждена Приказом Государственной Комиссии Украины по запасам полезных ископаемых от 10.07.98 №46

Инструкция по применению Классификации запасов и ресурсов полезных ископаемых государственного фонда недр к геологоэкономическому изучению ресурсов перспективных участков и запасов месторождений нефти и газа

1. Общие сведения

1.1. Нефть - природная смесь, которая состоит с углеводородных соединений метановой, нефтеновой и ароматической групп, которые в пластовых и стандартных условиях (0,1 МПа при 20 град.)(С) пребывают в жидкой фазе. Неуглеводородные соединения присутствуют в нефти в виде сернистых, азотистых, кислородных, металоорганических комплексов. Распространенным компонентом является сера, которая содержится в нефти как в виде различных соединений, так и в свободном состоянии. В большинстве нефти в пластовых условиях содержится, в том или другом количестве, растворенный газ.

За различиями состава и физических свойств нефти делятся на ряд типов. Их типизация осуществляется за групповым углеводородным и фракционным составом, содержимым серы и других неуглеводородных компонентов, асфальтенов и смол.

Групповой углеводородный состав отражает содержимое (в процентах за массой) трех основных групп углеводорода - метановый, нефтеновый и ароматический. Существенное значение имеет наличие растворенных в нефти твердых углеводородов - парафинов. За их количеством нефти делятся на малопарафиновые (до 1,5%), парафиновые (1,51 - 6%) и высокопарафиновые (более 6%).

Фракционный состав отображает относительное содержимое (в процентах за массой) тех фракций нефти, которые выкипают при разгонке до 350 град.С и масляных фракций (дистиллятов) с температурой кипения свыше 350 град.С.

За содержимым серы нефть делится на малосернистые (до 0,5%), сернистые (0,51 - 2%) и высокосернистые (более 2%), а в случае выявления содержимого более чем 0,5% серы в нефти имеет промышленное значение.

По количеству смол нефти делятся на малосмолистые (до 5%), смолистые (5 - 15%) и высокосмолистые (более 15%). Концентрация жидких металлов (ванадия, хрома, кобальта, никеля и др.) в некоторых высокосмолистых нефтях может достигать промышленных значений (см. приложение 4).

Свойства нефти в стандартных условиях существенно отличаются от их свойств в пластовых условиях вследствие влияния растворенного газа, температуры и давления в недрах. В стандартных условиях основными параметрами есть густота, молекулярная масса, вязкость, температуры застывания и кипения, в пластовых условиях - давление насыщения растворенным газом, газовместимость, объемный коэффициент, коэффициент теплового расширения, коэффициент сжимаемости, густота и вязкость.

1.2. Природный горючий газ (далее - газ) - природная смесь углеводородных и неуглеводородных соединений и элементов, которые пребывают в пластовых условиях в различных фазах (газообразной, жидкой, твердой) или растворенными в нефти или воде, а в стандартных условиях - только в газообразной фазе. Основными компонентами газа в стандартных условиях есть метан и его гомологи - этан, пропан, бутан. Газ часто содержит сероводород, гелий, углекислый газ, азот и инертные газы, иногда ртуть. Этан, пропан и бутан является сырьем для производства сжиженого газа и продукции нефтехимической промышленности.

Промышленное значение имеет содержимое (за объемом): этан в газе 3% и больше, гелия в газе, свободном и растворенном в нефти, соответственно 0,050% и 0,035%, и сероводорода больше 0,5%. Если содержимое азота в свободном газе является больше 30%, то возможна его промышленная добыча и, соответственно, нужен учет таких запасов (см. приложение 4).

Основными показателями свойств газа являются молекулярная масса, густота в стандартных условиях, густота относительно воздуха, критическая температура и давление, коэффициент сверхсжатости, объемный коэффициент, вязкость, способность к гидратосозданию, теплота сгорания.

1.3. Конденсат - природная смесь преимущественно легких углеводородных соединений, которые пребывают в газе в растворенном состоянии при определенных термобарических условиях и переходят в жидкую фазу в случае уменьшения давления до уровня, ниже давления конденсации. Основными параметрами газа, в состав которого входит конденсат, есть потенциальное содержимое углеводорода С5+выше, густота конденсата в стандартных условиях и давление начала конденсации.

1.4. Нефть и газ аккумулируются в коллекторах порового, кавернового, трещинного и смешанного типов, образовывая природные скопления - залежи. Залежь - это любое природное скопление нефти или газа в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой со слабопроницаемых и непроницаемых пород. Залежь может быть образована одним или несколькими пластами-коллекторами с единой гидродинамичной системой.

1.5. Месторождение - это участок земной коры, с которой закономерно связаны один или больше залежей углеводорода, которые по количеству, качеству и условиям залегания являются пригодными для промышленного использования. Месторождение может быть однопокладным и многопокладным. Границы месторождения определяются контурами разведанных и предварительно разведанных запасов.

1.6. В зависимости от фазового состояния в стандартных условиях и состава основных углеводородных соединений в недрах месторождения (залежи) нефти и газа делятся на:

- нефтяные, которые содержат нефть и растворенный в ней газ;

- газонефтяные и нефтегазовые (двухфазные): в первых основная часть месторождения (залежи) нефтяная, а газовая (газовая шапка) занимает меньший объем, во вторых газовая часть (газовая шапка) за объемом превышает нефтяную;

- газовые, которые содержат только газ;

- газоконденсатные, в газе которых содержится конденсат;

- нефтегазоконденсатные, которые содержат нефть, газ и конденсат.