Замер - плотность
Cтраница 1
 |
Схема прессования при двустороннем сжатии. [1] |
Замеры плотности при различных давлениях прессования показали, что повышение давления до 15 Т / см2 ( 1 5 Гн / м2) и выше не дает заметного улучшения плотности. [2]
Замер плотности жидкости в скважине основан на использовании гамма-гамма-излучения от источника излучения ТИ-170. Аналогичные метод и аппаратура для определения местоположения зон поступления флюидов в скважину описаны в ряде зарубежных источников. [3]
Замеры плотности пульпы уп, притягивающейся к трубке, показывают, что с увеличением значений магнитной индукции она также увеличивается. [4]
После замеров плотности жидкости по стволу скважины снимается кривая восстановления уровня. Существуют два способа снятия кривой восстановления уровня. Первый заключается в понижении уровня жидкости и прослеживании за его изменением во времени до положения статического. В тех случаях, когда приток слаб и уровень поднимается медленно, статический уровень можно определять путем долива воды в скважину и последующего наблюдения за повышением уровня до статического положения. [5]
Для замера плотности сжиженного газа в измерительную трубку 8 помещается ареометр, градуированный на измерение относительной плотности жидкости от 0 49 до 0 60 по воде и снабженный в нижней части термометром, указывающим величину температуры продукта. [6]
Перед замером плотности бурового раствора каждый раз определяют поправку. Для этого ареометр заполняют той же водой, в которую его погружают, и отсчитывают поправку по делению шкалы поправок, до которой погрузился прибор. [7]
Одновременно с замером плотности производится замер температуры электролита. Плотность электролита приводится к температуре 25 С. [8]
Одновременно с замером плотности определяют температуру продукта по термометру денсиметра или отдельному термометру. При замере непрозрачных жидкостей термометр денсиметра приподнимают над уровнем жидкости настолько, чтобы был виден верхний конец ртутного столбика и можно было отсчитать температуру. [9]
 |
Определение профиля парафиновых отложений по НГМ. [10] |
Лучше всего использовать замеры плотности надтепловых нейтронов ( ННМ-НТ) и вторичного - излучения ( НГМ), поскольку для этих методов справедливо допущение об идентичности нейтронных характеристик парафина, нефти и воды, а зависимость регистрируемой интенсивности от толщины парафиновых отложений прямолинейна. Профили парафиновых отложений, полученные по данным радиометрии и дифференциальному измерителю диаметра труб после подъема их на поверхность, хорошо согласуются между собой. [11]
 |
Схема установки для приготовления раствора хлористого кальция в промысловых условиях. [12] |
Для повышения точности определения замер плотности необходимо проводить при температуре раствора 20 С, для чего проба с раствором хлористого кальция в зимних условиях обязательно вносится в обогреваемое помещение. [13]
Описанная выше аппаратура позволяет легко осуществить замер плотности любой смеси сжиженных углеводородов, процентный состав которых заранее известен. Для этого прибегают к последовательным сжижениям в градуированной трубке определенного объема каждого из углеводородов, составляющих эту смесь. Затем, зная реальный объем шаровых емкостей, рассчитывают падение давления для каждого из компонентов смеси, соответствующее условиям конденсации объема определяемого газа. [14]
При дефектации муфт выполняют обязательные проверки и замеры плотности посадки полумуфт на валы; посадки соединительных болтов и штифтов; посадки пальцев в полумуфту упругой муфты; зазоры по шпонкам полумуфт ( при снятии полумуфт с валов); осевого разбега обоймы зубчатой полумуфты ( перед разборкой насосного агрегата); толщины зубьев полумуфт и обоймы зубчатой муфты на диаметре делительной окружности; отсутствия задиров, забоин на посадочных поверхностях и на поверхностях отверстий под упругие втулки упругих муфт. [15]
Страницы: 1 2 3