Средняя плотность - нефть
Cтраница 1
 |
Зависимость плотности нефти от давления и температуры. [1] |
Средняя плотность нефти в скважине Д, зависит от давления и температуры. [2]
Средняя плотность нефти определяется нефтеденсиметром сразу же после извлечения пробы из резервуара. [3]
Средняя плотность нефти или нефтепродукта определяется их физико-химическими свойствами. Для обычных несжимаемых жидкостей она зависит еще и от температуры. Основная расчетная зависимость средней плотности от температуры определена известной формулой Д. И. Менделеева ( см. гл. В практике инженерных расчетов средняя плотность нефти считается величиной постоянной и принимается по лабораторному определению при температуре 15 - 20 С. [4]
Средняя плотность нефти определяется нефтеденсиметром сразу же после извлечения пробы из резервуара. [5]
Средняя плотность ун нефти ( нефтепродукта) определяется ее физико-химическими свойствами и зависит от температуры. [6]
Среднюю плотность нефти в стандартных условиях 5 следует рассчитывать по пробам нефти из скважин, вскрывших залежь при разведке и расположенных равномерно по всей площади залежи. В процессе выработки залежи и обводнения ее пластовыми и нагнетаемыми водами происходит увеличение плотности нефти. Представительные значения 5 в отдельных скважинах могут быть установлены как по глубинным, так и по рекомбинированным пробам. [7]
 |
Зависимость плотности нефти от давления и температуры. [8] |
При решении принято, что средняя плотность нефти при t 45 C в области давлений от рж 11 3 МПа до рм г 28 15 МПа постоянна и равна 775 кг / мэ. Фактически, в этой области давлений плотность нефти линейно увеличивается за счйт сжимаемости. [9]
Для некоторых месторождений, имеющих среднюю плотность нефти и нестабильные эмульсии ( Самотлор и др.), каплеобразова-тели и теплообменные аппараты не устанавливают. [10]
В этом варианте возможны погрешности при определении средней плотности нефти. [11]
Наиболее распространен следующий порядок учета нефти при приемо-сдаточных операциях: 1) измерение температуры пробы сразу же после ее извлечения из резервуара; 2) определение средней плотности нефти и приведение ее к температуре 20 С; 3) определение содержания воды в отобранной средней пробе аппаратом Дина - Старка, мае. После этих замеров измеренный объем обводненной нефти умножают на среднюю плотность ее и получают массу брутто. [12]
Высоту налива нефти в резервуарах замеряют в большинстве случаев автоматически уровнемером поплавкового типа с передачей данных в диспетчерскую. Затем определяют объем нефти в резервуаре и, зная среднюю плотность нефти ( нефтепродукта), ее массу. Для отбора средней пробы нефти из резервуара применяют пробоотборники в виде трубки, проходящей по всей высоте резервуара. [13]
Учет количества добытой, а также товарной нефти ведут в массовых единицах ( т) в строгом соответствии с едиными правилами учета. Они сводятся в основном к следующему: 1) измерению объема нефти; 2) измерению ее средней температуры; 3) определению средней плотности нефти и приведению ее к температуре 20 С; 4) определению содержания воды, солей и механических примесей. [14]
Содержание воды в нефти возрастает сверху вниз, а следовательно, и плотность также будет изменяться. Для точного определения средней плотности нефти необходимо правильно отбирать среднюю пробу, точно и своевременно измерять температуру и плотность этой пробы. [15]
Страницы: 1 2