Высота - взлив - нефть
Cтраница 1
Высота взлива нефти hi и плотность ее принимаются при условии отсутствия в нефти окклюдированного газа. Для этого необходимо нефть, содержащуюся в мернике, выдержать некоторое время, чтобы из нее выделился окклюдированный газ, и после этого определить высоту взлива Ах. Это особенно важно при высоковязких нефтях, для которых время выдержки нефти в мернике иногда может исчисляться в 20 мин и более. Если этим пренебречь, то объем нефти при замеренной высоте ее h2 и ее вес будут завышены. Следовательно, газовый фактор, полученный от деления объема газа на объем или вес нефти, будет меньше фактического. Нетрудно показать зависимость изменения высоты взлива нефти в мернике от объема окклюдированного газа в ней. [1]
Высота взлива нефти на групповых установках с мерной емкостью чаще всего определяется при помощи деревянной рейки прямоугольного сечения с делениями в сантиметрах. [2]
 |
Сравнение потерь, полученных различными методами. [3] |
Метод изменения высоты взлива нефти и ее продуктов не получил распространения. [4]
Из табл. 5.7.20.1 видно, что при высоте взлива нефти h, равной 2м, и соотношении парового и жидкостного объемов Vn: V6 относительные потери нефти от испарений максимальны и составляют 1 35 % мае. Значительные величины потерь определяются отсутствием покрытия динамического слоя нефти и большой величиной парового объема, насыщенного парами нефти. [5]
Принцип действия пневматического уровнемера основан на продувке или уравновешивании столба нефти воздухом, давление которого определяет высоту взлива нефти. [6]
В этом случае продукция скважины для измерения направляется в замерную емкость на определенное время, после чего емкость отключается от скважины и в ней определяется высота взлива нефти. [7]
 |
Сравнение потерь, полученных различными методами. [8] |
Существует много методов определения потерь углеводородов при испарении нефти. Все они основаны на непосредственном измерении: 1) высоты взлива нефти в резервуаре; 2) количества продуктов испарения, выходящих из резервуара; 3) концентрации углеводородов по вертикали парового пространства и на изменении таких физических свойств нефти, как давление насыщенных ее паров, плотности и углеводородного состава до и после ее испарения. [9]
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. [10]
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. [11]
Высота взлива нефти hi и плотность ее принимаются при условии отсутствия в нефти окклюдированного газа. Для этого необходимо нефть, содержащуюся в мернике, выдержать некоторое время, чтобы из нее выделился окклюдированный газ, и после этого определить высоту взлива Ах. Это особенно важно при высоковязких нефтях, для которых время выдержки нефти в мернике иногда может исчисляться в 20 мин и более. Если этим пренебречь, то объем нефти при замеренной высоте ее h2 и ее вес будут завышены. Следовательно, газовый фактор, полученный от деления объема газа на объем или вес нефти, будет меньше фактического. Нетрудно показать зависимость изменения высоты взлива нефти в мернике от объема окклюдированного газа в ней. [12]
Страницы: 1