Наличие - нефть
Cтраница 2
Акты инвентаризации наличия нефти во внутристанционных коммуникациях НПС составляются старшим инженером НПС согласно калибровочным таблицам; наличия нефти в резервуар-ных парках головных и конечных пунктов - работникам товаро-трэкспортных цехов и приемосдаточных пунктов. Акты инвентаризации нефти и нефтепродуктов, находящихся в линейной части магистрального трубопровода, закрепленного за отдельным нефтепроводным управлением, и сводный акт инвентаризации по управлению составляются старшим диспетчером. [16]
Положительным признаком наличия нефти и газа могут служить очень низкие величины хлор-бромного коэффициента ( менее 50), обусловленные значительной примесью брома органического генезиса, связанного с нефтегазообразованием. [17]
Информация о наличии нефти и свободной емкости в каждом резервуаре и итог по РП выводится на монитор АРМ оператора МДП в режиме реального времени, а движение нефти - определяется каждые 2 ч оператором МДП как разница в наличии нефти по РП между смежными временными точками контроля. [18]
Информация о наличии нефти и свободной емкости в РП нефтебазы выводится на монитор АРМ диспетчера в режиме реального времени при эксплуатации СДКУ. Данная информация заносится диспетчером в суточную диспетчерскую сводку, а также в сводные данные по РП, передаваемые в ЦДУ ОАО АК Транснефть по сети Интернет. [19]
Данные о наличии нефти в резервуарах ( в см) на конец отчетных суток, о сдаче покупателю, а также о расходе на собственные нужды переносят из вахтенного журнала замерщика в журнал учета движения нефти в нефтепарке. Сюда же из журнала записей анализов качества нефти в нефтепарке переносят сведения о плотности нефти и о содержании в ней воды и механических примесей, после чего рассчитывают весовое количество нефти. Умножением высоты взлива нефти ( в см) на весовую емкость 1 см по воде и на погружение ( плотность при температуре замера) определяют вес брутто нефти в резервуаре. Весовая емкость 1 см по воде - вес воды в резервуаре при высоте взлива ( наполнения) в 1 см - определяется по калибровочным таблицам резервуаров. По процентному содержанию определяют вес воды и механических примесей, который исключают из веса нефти брутто. Разница между весом нефти брутто и весом воды и механических примесей дает чистый вес нефти - вес нетто. Разница между весом нетто по первому замеру ( до откачки) и по второму замеру ( после откачки) показывает количество нефти, откачанной из резервуара. [20]
Данные о наличии нефти в резервуарах ( в см) на конец отчетных суток, о сдаче покупателю, а также о расходе на собственные нужды переносят из вахтенного журнала замерщика в журнал учета движения нефти в нефтепарке. Сюда же из журнала записей анализов качества нефти в нефтепарке переносят сведения о плотности нефти и о содержании в ней воды и механических примесей, после чего рассчитывают массовое количество нефти. Умножением высоты взлива нефти ( в см) на массовую вместимость 1 см по воде и на погружение ( плотность при температуре замера) определяют массу брутто нефти в резервуаре. Массовая вместимость 1 см по воде - масса воды в резервуаре при высоте взлива ( наполнения) в 1 см-определяется по калибровочным таблицам резервуаров. По процентному содержанию определяют массу воды и механических примесей, которую исключают из массы нефти брутто. Разница между массой нефти брутто и массой воды и механических примесей дает чистую массу нефти - массу нетто. Разница между массами нетто по первому замеру ( до откачки) и по второму замеру ( после откачки) показывает количество нефти, откачанной из резервуара. Цифровой пример по расчету наличия нефти в резервуарах приведен в акте замеров нефтехранилищ ( табл. VII. Суммирование данных по всем резервуарам дает итоговые сведения о наличии нефти в нефтепарке к концу отчетных суток и о суточной сдаче. Таким образом, журнал учета движения нефти в нефтепарке отражает наличие и сдачу ( расход) нефти. [21]
Информация о наличии нефти и свободной емкости в конкретном РП выводится на монитор АРМ диспетчера ТДП в режиме реального времени при эксплуатации СДКУ, а движение нефти - передается каждые 2 ч диспетчером РДП. Данная информация заносится диспетчером ТДП на суточный диспетчерский график с определением значения оперативного баланса за 2 ч, 12 ч и за сутки. [22]
Информацию о наличии нефти и свободной емкости в РП Грузополучателя диспетчер ТДП получает один раз в сутки ( по состоянию на 24 московского времени) от диспетчера РДП и заносит полученную информацию в суточный диспетчерский график, в АСКИД и в сводные данные по наличию нефти и свободной емкости на НПЗ, передаваемые в ЦДП по сети Интернет. Данная информация заносится в персональный компьютер диспетчера ТДП и передается по указанным адресам не позднее 04 московского времени дня, следующего за отчетным. [23]
Информация о наличии нефти и свободной емкости в конкретном РП, каждом резервуаре выводится на монитор АРМ диспетчера РДП в режиме реального времени при эксплуатации СДКУ, а движение нефти передается каждые 2 ч диспетчером РДП диспетчеру ТДП в виде цифры, отображающей движение нефти по РП. [24]
Информация о наличии нефти и свободной емкости в каждом резервуаре и итогом по РП выводится на монитор АРМ диспетчера РДП в режиме реального времени при эксплуатации СДКУ, а движение нефти - определяется каждые 2 ч оператором МДП как разница в наличии нефти по РП между смежными временными точками контроля. При перерасчете объемных единиц в массовые используется плотность нефти за предыдущую смену. [25]
Информация о наличии нефти и свободной емкости в РП нефтебазы выводится на монитор АРМ диспетчера в режиме реального времени при эксплуатации СДКУ. Данная информация заносится диспетчером в суточную диспетчерскую сводку, а также в сводные данные по РП, передаваемые в ЦДУ ОАО АК Транснефть по сети Интернет не позднее 04 московского времени дня, следующего за отчетным. [26]
 |
Схема основных комплексных лабораторных исследований нефте носных и битуминозных пород ( по Н. Б. Вассоевичу. [27] |
В этом случае наличие нефти и газа устанавливают только газовым каротажем. [28]
Плотность зависит от наличия нефти, газа и воды в каждом интервале скважины, определение которых представляет трудности. Использование эталонных кривых распределения давления ( КВД) также сопряжено с ошибками, так как их начертание зависит от дебита, при котором они были получены, и характера газожидкостной смеси. [29]
Имеются указания на наличие нефти в известняках и алевролитах тульского горизонта. В ряде скважин против них отмечаются повышенные газопоказания - до 0 9 % и повышенное удельное сопротивление по БКЗ. Окончательно промышленное значение отложений тульского горизонта еще не выяснено. Имеются небольшие нефтепроявления также и в серпуховском подъярусе. По данным керна, они связаны с остаточной нефтью, находящейся в виде пленок в мелких порах и трещинах доломитизированных известняков. [30]
Страницы: 1 2 3 4