Давление: немного истории и единицы измерения. Единицы измерения давления нефти


V.1. Единицы измерения давления.

Количество просмотров публикации V.1. Единицы измерения давления. - 329

Глава V. ДАВЛЕНИЕ И ТЕМПЕРАТУРА В ЗАЛЕЖАХ НЕФТИ И ГАЗА

IV.3. Классификация залежей нефти и газа

Рис.4 Основные элементы залежей нефти и газа. Составил Е.М.Максимов.

А – нефтяная залежь пластового сводового типа. Б – нефтяная залежь с газовой шапкой, пластового сводового типа.

Условные обозначения: 1 – водо-нефтяная часть залежи; 2 – нефтяная часть залежи; 3 – газонефтяная часть залежи; h – высота залежи; hГ – высота газовой части; hН – высота нефтяной части.

Рис. 5. Классификация залежей нефти и газа по типам резервуаров и ловушек. Составил Е.М. Максимов.

Продолжение рис. 5. Классификация залежей нефти и газа по типам резервуаров и ловушек. Составил Е.М.Максимов.

Условные обозначения: 1 – пласты-коллекторы; 2 – зоны трещиноватости; 3 – залежь нефти; 4 – границы стратиграфические и литологические; 5 – линии тектонических нарушений; 6 – изолинии глубины залегания по кровле пласта в метрах.

Нефтегазопроявлениями называются естественные выходы нефти и газа на поверхность в виде источников, пленок, пузырьков, а также незначительные притоки нефти (до 1 м3/сутки) и газа в скважинах при их испытании.

Основными параметрами залежей нефти и газа являются: форма, размеры, тип углеводородов, геологические и промышленные запасы, контуры нефтеносности, газоносности, абсолютные отметки газо-водяных, газо-нефтяных, водонефтяных контактов, пластовое давление, пластовая температура, плотность нефти, абсолютные дебиты в скважинах (притоки за сутки), тип коллектора по пористости, проницаемости и др.

1. По типу углеводородов залежи бывают газовые, нефтяные, газо-нефтяные (нефтяные с газовой шапкой), нефтегазовые (газовые с нефтяной оторочкой), газоконденсатные, нефтегазоконденсатные (газоконденсатные с нефтяной оторочкой).

2. Форма залежей определяется формой ловушки и резервуаров. По этому показателю различаются следующие типы залежей: пластовые сводовые, массивные сводовые, пластовые сводовые литологически экранированные, пластовые сводовые тектонически экранированные. Наиболее распространенными являются пластовые сводовые залежи (Рис.4), в плане они имеют округлые, овальные формы. Залежи экранированного типа имеют в разрезе линзовидные, гнездовидные (карманообразные) формы, в плане – козырьковые (заливообразные), кольцевые, полосовидные, рукавообразные (шнурковые) и сложные формы.

Размеры залежей. Показателями размеров залежей являются: длина, ширина, площадь, толщина, высота͵ объём. Высотой залежи

3. принято называть расстояние по вертикали от водонефтяного или газонефтяного контакта до наивысшей отметки ее кровли.

4. Промышленные запасы нефти и газа - ϶ᴛᴏ количество углеводородов, находящееся в залежи. Измеряются в тоннах (для нефти) и в кубических метрах (для газа). Промышленные запасы считаются по результатам бурения поисковых и разведочных скважин. По степени изученности они подразделяются на категории: высокие (А, Б), средние (С1), низкие (С2). Количество запасов зависит от размеров залежи и коэффициента пористости коллекторов, содержащих нефть и газ. На современном уровне развития техники извлечь всю нефть, находящуюся в залежи, невозможно. Количество нефти и газа, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ должна быть извлечено из залежи современными методами, принято называть извлекаемыми запасами. Стоит сказать, что для нефти они составляют 15-60% от промышленных запасов. Коэффициент извлечения нефти из пласта͵ зависит от качества коллектора и самой нефти. Для чисто газовых залежей процент извлекаемых запасов близок к 100%.

5. Водонефтяным контактом (ВНК) принято называть поверхность раздела нефти и воды в подошве залежи. Его положение (абсолютная глубина) определяется при разведочных работах бурением скважин и их испытанием. Чаще эта поверхность бывает ровной, плоской, горизонтальной. Она характеризуется соответствующей абсолютной отметкой, а при наклонном ее положении дополнительно определяется угол наклона. Иногда ВНК имеет не плоскую, а неровную, извилистую форму. Для залежей газонефтяного типа кроме ВНК определяют газонефтяной контакт (ГНК), его положение (абсолютную глубину) и контур в плане.

6. Внешний контур нефтеносности - ϶ᴛᴏ линия пересечения ВНК с кровлей залежи. Внутренний контур нефтеносности – линия пересечения ВНК с подошвой залежи. Для газовых залежей определяются внешний и внутренний контуры газоносности.

7. Газовая шапка - ϶ᴛᴏ скопление свободного газа над нефтью в залежи. Наличие свободного газа в нефтяной залежи свидетельствует о том, что давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре, ᴛ.ᴇ. нефть полностью насыщена газом. В случае если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти и газовая шапка не образуется. Параметры газовой шапки определяются отдельно в ходе разведки залежи.

8. Толщина продуктивного пласта залежи определяется для расчета объёма залежи, она равна расстоянию по перпендикуляру от подошвы до кровли пласта. В случае если продуктивный пласт неоднороден по строению и содержит линзовидные включения непроницаемых пород, то определяют эффективную толщину, равную суммарной мощности проницаемых пропластков, насыщенных углеводородами. Она равна толщинœе пласта за исключением глинистых пропластков.

9. Коэффициент нефтенасыщенности - ϶ᴛᴏ степень насыщенности пор коллекторов нефтью. Он учитывает, что не всœе поры заполнены нефтью, а часть пор заполнена водой, сырая нефть всœегда содержит воду. Коэффициент нефтенасыщенности в нефтяных залежах колеблется от 0,7 до 1,0, он уменьшается по мере приближения к водонефтяному контакту.

10. Коэффициент газонасыщенности – степень насыщенности пор коллекторов газом. Определяется для газовых залежей методом отбора и анализа проб сырого газа.

Как и любая классификация, классификация нефтяных и газовых залежей может осуществляться по разным их признакам (параметрам): по форме, размерам, фазовым соотношениям между нефтью и газом и др.

По соотношению в залежи запасов нефти, газа и конденсата Н.Е.Еременко (1968) выделил семь классов залежей:

1. Нефтяные залежи, мало насыщенные газом. Это так называемая "мертвая" нефть. В таких залежах давление насыщения во много раз ниже пластового давления и иногда близко к атмосферному. Газовые шапки в них отсутствуют.

2. Нефтяные залежи, недонасыщенные газом. В них давление насыщения также ниже пластового, но разница между ними незначительная. Газовая шапка отсутствует.

3. Нефтяные залежи, насыщенные газом. Давление насыщения близко к пластовому. Залежь газовой шапки не имеет, однако при снижении давления в процессе разработки в них могут возникнуть газовые шапки.

4. Газонефтяная залежь – залежь нефти с газовой шапкой, имеет газовую, газонефтяную и нефтяную части (см. рис.4). Запасы нефти в залежи резко преобладает над запасами газа в газовой шапке.

5. Нефтегазовая залежь – залежь газа с нефтяной оторочкой. Имеет газовую, газонефтяную и нефтяную части. Запасы газа в переводе на условное топливо преобладает над запасами нефти в нефтяной оторочке. По энергоемкости 1 млн. тонн нефти приравнивается 1 млрд. м3 газа.

6. Газоконденсатная залежь – залежь полужирного, жирного газа, содержащего растворенную нефть легких фракций – конденсат в количестве свыше 25 см3/м3. Содержание конденсата колеблется в значительных количествах. При падении давления в ходе разработки возможно появление жидкой – конденсатной фазы в виде оторочек в зоне ГВК. Некоторые газоконденсатные залежи содержат нефтяные оторочки значительных размеров. Такие залежи относятся к типу нефтегазоконденсатных.

7. Газовая залежь. Состоит из сухого (метанового) газа с низким конденсатным фактором (<25см3/м3). Каждая залежь требует своих условий разработки, т.к. разные залежи обладают своими энергетическими ресурсами и разными режимами. Естественное продвижение нефти в направлении к забоям скважин осуществляется за счёт следующих сил: сил всплывания нефти над водой, силы упругого напора – силы расширения растворенного газа при снижении давления в пласте в процессе разработки залежи, расширения нефти, расширения сжатой воды, напора законтурных вод, упругого напора сжатых пород. Все эти силы срабатывают одновременно с момента начала снижения давления в пласте. Продолжительность их действия зависит от общего энергетического ресурса залежи и способов ее разработки.

Наиболее популярной в нефтегазовой геологии является классификация залежей нефти и газа по типу резервуаров, и ловушек, разработанная И.О.Бродом (1953). По этому показателю им выделяется три основные группы залежей: пластовые, массивные и литологически ограниченные. Позже (1963) в отдельные группы были выделœены стратиграфически и тектонически экранированные залежи (рис. 5).

8. Пластовые залежи. Залегают в пластовых резервуарах. Скопление нефти и газа формируются в той части резервуара, где существует ловушка. Здесь нефть и газ могут накапливаться и сохраняться от разрушения. Ловушки в пластовых резервуарах образуются на участках структурных изгибов в виде брахиантиклинальных и куполовидных складок, в зонах тектонического экранирования разрывными нарушениями, литологического замещения коллекторов покрышками и стратиграфического экранирования. Соответственно различаются:

1. Пластовые сводовые залежи. Οʜᴎ образуются в пластовых резервуарах в сводовых частях антиклинальных складок.

2. Пластовые тектонически экранированные залежи, образуются в пластах, нарушенных разломами.

3. Пластовые литологически экранированные залежи, образуются в зонах литологического замещения пласта-коллектора.

4. Пластовые стратиграфически экранированные залежи, образуются в пластах, срезанных эрозией и несогласно перекрытых более молодыми отложениями.

Типичными представителями пластовых сводовых залежей являются залежи нефтяных месторождений Среднего Приобья в Западной Сибири. Примерами стратиграфически экранированных залежей являются залежи Шаимского нефтеносного района.

9. Массивные залежи. Образуются в резервуарах массивного типа под перекрывающими их флюидоупорами (покрышками). Различаются три разновидности массивных залежей:

1. Массивные сводовые (антиклинальные).

2. Массивные в погребенных рифовых массивах, состоящих из биогенных известняков.

3. Массивные в эрозионных выступах погребенного древнего рельефа, сложенных выветрелыми трещиноватыми породами-коллекторами.

Примерами массивных сводовых залежей являются залежи сеноманского газа в Западной Сибири, в т.ч. такие гигантские залежи, как Губкинское, Медвежье, Заполярное, Ямбургское, Уренгойское месторождения. Эти залежи образовались на глубинœе 800 – 1000м. под региональной глинистой покрышкой туронского яруса в сводовых частях антиклинальных складок валообразной и куполовидной форм, сложенных слабо уплотненными песчаниками и алевролитами.

10. Литологические залежи формируются в резервуарах литологически ограниченного типа. Такие резервуары состоят из песков, песчаников и имеют сложные, иногда весьма причудливые формы. Образовались в прибрежных частях древних морей – в узких заливах, на пляжах, баровых островах, вокруг островов и др. Размещено на реф.рфЧасто это песчаные отложения погребенных русел древних рек, пойм и подпойменных террас. Залежи имеют формы пластов, линз, карманов, колец, полуколец, козырьков, рукавов, шнурков, полос и т.д. Шнурковые (рукавообразные) залежи широко развиты в Апшероно-Нижнекуринской провинции и на некоторых месторождениях Северной Америки. Честь их открытия принадлежит академику И.М.Губкину (1911 год), который впервые их выявил и описал на примере месторождений нефти в Майкопском районе на Северном Кавказе.

Давление и температура относятся к числу базовых параметров залежей нефти и газа. По этой причине при поисково-разведочных работах уделяется внимание не только их определœению в скважинах, но в значительной мере их прогнозу на тех или иных глубинах, в тех или иных районах и областях.

По замерам этих параметров в скважинах составляются региональные или порайонные карты изобар (изолиний давлений), карты изотерм, являющихся основой расчетов и прогнозов давлений и температур на малоизученных глубинах и территориях.

Давлением принято называть сила действующая на единицу площади. За единицу площади принимается см2 или м2. В системе СГС давление измеряется в килограммах силы (кгс) на см2, в системе Си – в ньютонах на м2 (н/м2). 1 кгс=9.80665н.

Вес тела оказывает давление на предмет, на котором оно лежит или стоит. Давление человека идущего в ботинках составляет 0,5 кг/см2, лыжника – 0,03 кг/см2, легкового автомобиля – 1,25 кг/см2, грузового автомобиля – 1,4-2 кг/см2. Давление столба воздуха на уровне мирового океана в среднем составляет 1,03 кг/см2. Вес столба воды площадью 1см2 и высотой 10 метров составляет 1 кг, рассчитывается по плотности воды. Соответственно, давление под водой растет со скоростью 1 ат на каждые 10 м глубины. Вес столба горных пород такого же размера рассчитывается по средней плотности горных пород, составляет 25 кᴦ.

Закон Паскаля: жидкость или газ, заключенные в замкнутый сосуд передают производимое на них давление во всœе стороны с одинаковой силой.

1. Атмосфера – атм., давление атмосферного слоя Земли.

1 атм=760 мм. ртутного столба при температуре 0°С.

2. Техническая атмосфера – ат. 1 ат=106 дин/см2.

1 ат=1 кгс/см2 – давление силы 1 кг На 1 см2.

1 ат=0,968 атм.

3. Бар. Размещено на реф.рф1 бар=1 ат.

4. В системе СИ давление измеряется в паскалях – па.

1 па=1н/м2 – давление силы 1 ньютон на 1 м2. 1 ньютон (н) – сила, сообщающая телу массой 1 кг ускорение 1 м/с2

мпа – миллипаскаль. 1 мпа=10-3па

Мпа – мегапаскаль. 1Мпа=106па

Пересчет атмосфер в мегапаскали производится по соотношению: 1 ат=100000 па 10ат=1Мпа.

referatwork.ru

19 Билет

19,2

подготовка скв к гидродинамич исслед.

1)с установивш отбором и 2)не с установивш отбором.

1)Производится очистка скв , запуск скв , выравнивание дебита

2) КВД остоновка скв и востановление давл.

19.2.Коэффициент сжимаемости газаZ:

Z=pV/RT, где p — давление газа, T — температура,V— молярный объём,R– универсальная газовая постоянная.

Данный параметр применяется непосредственно в расчѐтах объѐма и расхода газа. Данные вычисления можно также применять и в других видах исследований, где имеют значение взаимозависимости температуры, давления и объѐма газа. Показательный пример – расчѐты для газовых резервуаров.

19.3.

Формула притока нефти и газа: Q= η/(Pпл-Рзаб),

где Q– дебит скважины, т/сут, η – коэффициент продуктивности, т/сут*ат, Рпл и Рзаб – соответственно пластовое и забойное давление, кг/см2.

20Билет

20.1. ОПЭ (опытно-промышленная эксплуатация) – это комплекс мер, связанных с первичным введением месторождения в разработку. Запускается сразу после окончания стадии основных разведочных работ. Длится от 3 до 5 лет. Далее следует фаза основной разработки.

    1. Объемный коэффициент пластовой нефти - показывает изменение объема нефти в пластовых условиях в результате изменения условий давления и температуры, но главным образом в результате выделения из нефти растворенного газа.

Объемный коэффициент (b) – это отношение объема пластовой нефти (Vпл) к объему получаемой из нее сепарированной нефти при стандартных условиях (Vст):b=Vпл/Vст. Величина, обратная объемному коэф. пластовой нефти, представляет собой пересчетный коэф. - 1/b, служащий для приведения объема пластовой нефти к объему сепарированной нефти при стандартных условиях.

    1. Виды каротажа:

  1. ГК (гамма-каротаж) – используется для разделения глин и углей с высоким радиоактивным фоном от песчаников и карбонатов;

  2. ПС (самопроизвольная поляризация) – позволяет отделить песчаники от глин. Используется вместе с ГК;

  3. БК и МБК (боковой и микробоковой каротаж) – определяют сопротивление породы и флюида;

  4. НГК (нейтронный гамма-каротаж) – позволяет отделить водонасыщенную часть от нефтенасыщенной;

  5. Акустический каротаж – позволяет определить пористость.

21 Билет

    1. Структурные карты, необходимые для подсчета запасов УВ:

  1. Структурная карта по кровле пласта;

  2. Структурная карта по подошве пласта;

  3. Структурная карта эффективной мощности пласта;

  4. Структурная карта мощности пласта;

  5. Структурные карты пористости и проницаемости пласта;

  6. Подсчетный план.

21.2. В настоящее время при производстве работ по подсчету запа­сов и оценке ресурсов следует применять ряд методов, так как лишь при комплексном сравнительном подсчете различными методами можно получить критерий для выбора наиболее достоверной цифры запасов.

В соответствии с этим существуют следующие методы. Для подсчета запасов газа:

  • объемный метод по падению давления для свободного газа в чисто газоносных пластах;

  • подсчет по данным о запасах нефти и растворимости газа в нефти для попутного газа.

Для подсчета запасов нефти:

Методы математической статистики позволяют получить необходимую точность выводимых кривых падения дебита. Построение различного рода кривых основывается на изучении статистического материала о добыче за прошедшее время. При изучении этих сведений стремятся выделить влияние тех или иных факторов на дебит. Выявленными закономерностями руководствуются при построении кривых эксплуатации и их экстраполяции на будущее для определения возможной добычи и расчета запасов нефти. В настоящее время статистический метод применяется лишь для старых месторождений, находящихся в поздней стадии эксплуатации.

Метод материального баланса основан на изучении изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте, в зависимости от изменения давления в процессе разработки. При применении данного метода следует на дату подсчета строить карту изобар, по которой более точно можно подсчитать среднее арифметически взвешенное по площади пластовое давление. Это среднее пластовое давление и является исходным для определения всех параметров, зависящих от пластового давления.

Объемный метод подсчета запасов нефти получил широкое распространение и может быть использован при любом режиме работы нефтяного пласта и на любой стадии его разработки. Рассмотрим данный метод поподробнее.

Объемный метод основан на том, что нефть залегает в порах пласта, объем которых можно определить зная геометрические размеры нефтеносного пласта и пористость слагающих его пород.

Для подсчета запасов нефти применяют следующую формулу:

Q =F*h*m*β*kн*ρ*θ,

где Q – извлекаемый запас нефти, т;

F –площадь нефтеносности, м2;

h – нефтенасыщенная мощность пласта, м;

m – коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород;

β – коэффициент насыщения пласта нефтью (коэффициент нефтенасыщения)

kн – коэффициент нефтеотдачи;

ρ – плотность нефти на поверхности, т/м3

θ – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти; θ=1/b ( b – объемный коэффициент пластовой нефти.

    1. . По содержанию парафина различают:

  1. Беспарафинистые нефти с содержанием парафина не более 1%;

  2. Слабопарафинистые с содержанием параф. 1-2%;

  3. Парафинистые с содержанием параф. Более 2%.

По содержанию серы различают нефти:

  1. Малосернистые – серы не более 0,5%

  2. Сернистые – серы более 0,5%.

По содержанию смол различают нефти:

  1. Малосмолистые – смол менее 8%;

  2. Смолистые – смол 8-28%;

  3. Сильно смолистые – смол более 28%.

studfiles.net

V.1. Единицы измерения давления.

Количество просмотров публикации V.1. Единицы измерения давления. - 315

Глава V. ДАВЛЕНИЕ И ТЕМПЕРАТУРА В ЗАЛЕЖАХ НЕФТИ И ГАЗА

IV.3. Классификация залежей нефти и газа

Рис.4 Основные элементы залежей нефти и газа. Составил Е.М.Максимов.

IV.2. Залежи нефти и газа и их параметры.

Залежью принято называть единичное скопление нефти и природного газа. Залежи бывают промышленными или непромышленными исходя из их размеров и запасов углеводородов, содержащихся в них. В случае если скопление достаточно велико и рентабельно для разработки, оно принято называть промышленной залежью. Понятие о промышленной и непромышленной залежи весьма условное По мере развития методов и техники извлечения жидких и газообразных углеводородов из недр земли некоторые залежи, ранее считавшиеся непромышленными, бывают переведены в разряд промышленных и введены в разработку.

Рис.3 Типы ловушек и залежей нефти и газа. Составил Е.М.Максимов.

1 – структурного (антиклинального) типа; 2 – литологического типа; 3- стратиграфического типа; 4 – тектонического типа; 5 – комбинированного типа а) структурно-литологический; б)структурно-стратиграфический; в)структурно-тектонический.

Условные обозначения: 1 – глины; 2 – пески водоносные; 3 – часть ловушки, где может образоваться скопление нефти и газа; 4 – изолинии глубины залегания кровли пласта в километрах; 5 –линии тектонических нарушений; 6 – линии стратиграфических перерывов, размывов, несогласного залегания.

А – нефтяная залежь пластового сводового типа. Б – нефтяная залежь с газовой шапкой, пластового сводового типа.

Условные обозначения: 1 – водо-нефтяная часть залежи; 2 – нефтяная часть залежи; 3 – газонефтяная часть залежи; h – высота залежи; hГ – высота газовой части; hН – высота нефтяной части.

Рис. 5. Классификация залежей нефти и газа по типам резервуаров и ловушек. Составил Е.М. Максимов.

Продолжение рис. 5. Классификация залежей нефти и газа по типам резервуаров и ловушек. Составил Е.М.Максимов.

Условные обозначения: 1 – пласты-коллекторы; 2 – зоны трещиноватости; 3 – залежь нефти; 4 – границы стратиграфические и литологические; 5 – линии тектонических нарушений; 6 – изолинии глубины залегания по кровле пласта в метрах.

Нефтегазопроявлениями называются естественные выходы нефти и газа на поверхность в виде источников, пленок, пузырьков, а также незначительные притоки нефти (до 1 м3/сутки) и газа в скважинах при их испытании.

Основными параметрами залежей нефти и газа являются: форма, размеры, тип углеводородов, геологические и промышленные запасы, контуры нефтеносности, газоносности, абсолютные отметки газо-водяных, газо-нефтяных, водонефтяных контактов, пластовое давление, пластовая температура, плотность нефти, абсолютные дебиты в скважинах (притоки за сутки), тип коллектора по пористости, проницаемости и др.

1. По типу углеводородов залежи бывают газовые, нефтяные, газо-нефтяные (нефтяные с газовой шапкой), нефтегазовые (газовые с нефтяной оторочкой), газоконденсатные, нефтегазоконденсатные (газоконденсатные с нефтяной оторочкой).

2. Форма залежей определяется формой ловушки и резервуаров. По этому показателю различаются следующие типы залежей: пластовые сводовые, массивные сводовые, пластовые сводовые литологически экранированные, пластовые сводовые тектонически экранированные. Наиболее распространенными являются пластовые сводовые залежи (Рис.4), в плане они имеют округлые, овальные формы. Залежи экранированного типа имеют в разрезе линзовидные, гнездовидные (карманообразные) формы, в плане – козырьковые (заливообразные), кольцевые, полосовидные, рукавообразные (шнурковые) и сложные формы.

Размеры залежей. Показателями размеров залежей являются: длина, ширина, площадь, толщина, высота͵ объём. Высотой залежи

3. принято называть расстояние по вертикали от водонефтяного или газонефтяного контакта до наивысшей отметки ее кровли.

4. Промышленные запасы нефти и газа - ϶ᴛᴏ количество углеводородов, находящееся в залежи. Измеряются в тоннах (для нефти) и в кубических метрах (для газа). Промышленные запасы считаются по результатам бурения поисковых и разведочных скважин. По степени изученности они подразделяются на категории: высокие (А, Б), средние (С1), низкие (С2). Количество запасов зависит от размеров залежи и коэффициента пористости коллекторов, содержащих нефть и газ. На современном уровне развития техники извлечь всю нефть, находящуюся в залежи, невозможно. Количество нефти и газа, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ должна быть извлечено из залежи современными методами, принято называть извлекаемыми запасами. Стоит сказать, что для нефти они составляют 15-60% от промышленных запасов. Коэффициент извлечения нефти из пласта͵ зависит от качества коллектора и самой нефти. Для чисто газовых залежей процент извлекаемых запасов близок к 100%.

5. Водонефтяным контактом (ВНК) принято называть поверхность раздела нефти и воды в подошве залежи. Его положение (абсолютная глубина) определяется при разведочных работах бурением скважин и их испытанием. Чаще эта поверхность бывает ровной, плоской, горизонтальной. Она характеризуется соответствующей абсолютной отметкой, а при наклонном ее положении дополнительно определяется угол наклона. Иногда ВНК имеет не плоскую, а неровную, извилистую форму. Для залежей газонефтяного типа кроме ВНК определяют газонефтяной контакт (ГНК), его положение (абсолютную глубину) и контур в плане.

6. Внешний контур нефтеносности - ϶ᴛᴏ линия пересечения ВНК с кровлей залежи. Внутренний контур нефтеносности – линия пересечения ВНК с подошвой залежи. Для газовых залежей определяются внешний и внутренний контуры газоносности.

7. Газовая шапка - ϶ᴛᴏ скопление свободного газа над нефтью в залежи. Наличие свободного газа в нефтяной залежи свидетельствует о том, что давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре, ᴛ.ᴇ. нефть полностью насыщена газом. В случае если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти и газовая шапка не образуется. Параметры газовой шапки определяются отдельно в ходе разведки залежи.

8. Толщина продуктивного пласта залежи определяется для расчета объёма залежи, она равна расстоянию по перпендикуляру от подошвы до кровли пласта. В случае если продуктивный пласт неоднороден по строению и содержит линзовидные включения непроницаемых пород, то определяют эффективную толщину, равную суммарной мощности проницаемых пропластков, насыщенных углеводородами. Она равна толщинœе пласта за исключением глинистых пропластков.

9. Коэффициент нефтенасыщенности - ϶ᴛᴏ степень насыщенности пор коллекторов нефтью. Он учитывает, что не всœе поры заполнены нефтью, а часть пор заполнена водой, сырая нефть всœегда содержит воду. Коэффициент нефтенасыщенности в нефтяных залежах колеблется от 0,7 до 1,0, он уменьшается по мере приближения к водонефтяному контакту.

10. Коэффициент газонасыщенности – степень насыщенности пор коллекторов газом. Определяется для газовых залежей методом отбора и анализа проб сырого газа.

Как и любая классификация, классификация нефтяных и газовых залежей может осуществляться по разным их признакам (параметрам): по форме, размерам, фазовым соотношениям между нефтью и газом и др.

По соотношению в залежи запасов нефти, газа и конденсата Н.Е.Еременко (1968) выделил семь классов залежей:

1. Нефтяные залежи, мало насыщенные газом. Это так называемая "мертвая" нефть. В таких залежах давление насыщения во много раз ниже пластового давления и иногда близко к атмосферному. Газовые шапки в них отсутствуют.

2. Нефтяные залежи, недонасыщенные газом. В них давление насыщения также ниже пластового, но разница между ними незначительная. Газовая шапка отсутствует.

3. Нефтяные залежи, насыщенные газом. Давление насыщения близко к пластовому. Залежь газовой шапки не имеет, однако при снижении давления в процессе разработки в них могут возникнуть газовые шапки.

4. Газонефтяная залежь – залежь нефти с газовой шапкой, имеет газовую, газонефтяную и нефтяную части (см. рис.4). Запасы нефти в залежи резко преобладает над запасами газа в газовой шапке.

5. Нефтегазовая залежь – залежь газа с нефтяной оторочкой. Имеет газовую, газонефтяную и нефтяную части. Запасы газа в переводе на условное топливо преобладает над запасами нефти в нефтяной оторочке. По энергоемкости 1 млн. тонн нефти приравнивается 1 млрд. м3 газа.

6. Газоконденсатная залежь – залежь полужирного, жирного газа, содержащего растворенную нефть легких фракций – конденсат в количестве свыше 25 см3/м3. Содержание конденсата колеблется в значительных количествах. При падении давления в ходе разработки возможно появление жидкой – конденсатной фазы в виде оторочек в зоне ГВК. Некоторые газоконденсатные залежи содержат нефтяные оторочки значительных размеров. Такие залежи относятся к типу нефтегазоконденсатных.

7. Газовая залежь. Состоит из сухого (метанового) газа с низким конденсатным фактором (<25см3/м3). Каждая залежь требует своих условий разработки, т.к. разные залежи обладают своими энергетическими ресурсами и разными режимами. Естественное продвижение нефти в направлении к забоям скважин осуществляется за счёт следующих сил: сил всплывания нефти над водой, силы упругого напора – силы расширения растворенного газа при снижении давления в пласте в процессе разработки залежи, расширения нефти, расширения сжатой воды, напора законтурных вод, упругого напора сжатых пород. Все эти силы срабатывают одновременно с момента начала снижения давления в пласте. Продолжительность их действия зависит от общего энергетического ресурса залежи и способов ее разработки.

Наиболее популярной в нефтегазовой геологии является классификация залежей нефти и газа по типу резервуаров, и ловушек, разработанная И.О.Бродом (1953). По этому показателю им выделяется три основные группы залежей: пластовые, массивные и литологически ограниченные. Позже (1963) в отдельные группы были выделœены стратиграфически и тектонически экранированные залежи (рис. 5).

8. Пластовые залежи. Залегают в пластовых резервуарах. Скопление нефти и газа формируются в той части резервуара, где существует ловушка. Здесь нефть и газ могут накапливаться и сохраняться от разрушения. Ловушки в пластовых резервуарах образуются на участках структурных изгибов в виде брахиантиклинальных и куполовидных складок, в зонах тектонического экранирования разрывными нарушениями, литологического замещения коллекторов покрышками и стратиграфического экранирования. Соответственно различаются:

1. Пластовые сводовые залежи. Οʜᴎ образуются в пластовых резервуарах в сводовых частях антиклинальных складок.

2. Пластовые тектонически экранированные залежи, образуются в пластах, нарушенных разломами.

3. Пластовые литологически экранированные залежи, образуются в зонах литологического замещения пласта-коллектора.

4. Пластовые стратиграфически экранированные залежи, образуются в пластах, срезанных эрозией и несогласно перекрытых более молодыми отложениями.

Типичными представителями пластовых сводовых залежей являются залежи нефтяных месторождений Среднего Приобья в Западной Сибири. Примерами стратиграфически экранированных залежей являются залежи Шаимского нефтеносного района.

9. Массивные залежи. Образуются в резервуарах массивного типа под перекрывающими их флюидоупорами (покрышками). Различаются три разновидности массивных залежей:

1. Массивные сводовые (антиклинальные).

2. Массивные в погребенных рифовых массивах, состоящих из биогенных известняков.

3. Массивные в эрозионных выступах погребенного древнего рельефа, сложенных выветрелыми трещиноватыми породами-коллекторами.

Примерами массивных сводовых залежей являются залежи сеноманского газа в Западной Сибири, в т.ч. такие гигантские залежи, как Губкинское, Медвежье, Заполярное, Ямбургское, Уренгойское месторождения. Эти залежи образовались на глубинœе 800 – 1000м. под региональной глинистой покрышкой туронского яруса в сводовых частях антиклинальных складок валообразной и куполовидной форм, сложенных слабо уплотненными песчаниками и алевролитами.

10. Литологические залежи формируются в резервуарах литологически ограниченного типа. Такие резервуары состоят из песков, песчаников и имеют сложные, иногда весьма причудливые формы. Образовались в прибрежных частях древних морей – в узких заливах, на пляжах, баровых островах, вокруг островов и др. Размещено на реф.рфЧасто это песчаные отложения погребенных русел древних рек, пойм и подпойменных террас. Залежи имеют формы пластов, линз, карманов, колец, полуколец, козырьков, рукавов, шнурков, полос и т.д. Шнурковые (рукавообразные) залежи широко развиты в Апшероно-Нижнекуринской провинции и на некоторых месторождениях Северной Америки. Честь их открытия принадлежит академику И.М.Губкину (1911 год), который впервые их выявил и описал на примере месторождений нефти в Майкопском районе на Северном Кавказе.

Давление и температура относятся к числу базовых параметров залежей нефти и газа. По этой причине при поисково-разведочных работах уделяется внимание не только их определœению в скважинах, но в значительной мере их прогнозу на тех или иных глубинах, в тех или иных районах и областях.

По замерам этих параметров в скважинах составляются региональные или порайонные карты изобар (изолиний давлений), карты изотерм, являющихся основой расчетов и прогнозов давлений и температур на малоизученных глубинах и территориях.

Давлением принято называть сила действующая на единицу площади. За единицу площади принимается см2 или м2. В системе СГС давление измеряется в килограммах силы (кгс) на см2, в системе Си – в ньютонах на м2 (н/м2). 1 кгс=9.80665н.

Вес тела оказывает давление на предмет, на котором оно лежит или стоит. Давление человека идущего в ботинках составляет 0,5 кг/см2, лыжника – 0,03 кг/см2, легкового автомобиля – 1,25 кг/см2, грузового автомобиля – 1,4-2 кг/см2. Давление столба воздуха на уровне мирового океана в среднем составляет 1,03 кг/см2. Вес столба воды площадью 1см2 и высотой 10 метров составляет 1 кг, рассчитывается по плотности воды. Соответственно, давление под водой растет со скоростью 1 ат на каждые 10 м глубины. Вес столба горных пород такого же размера рассчитывается по средней плотности горных пород, составляет 25 кᴦ.

Закон Паскаля: жидкость или газ, заключенные в замкнутый сосуд передают производимое на них давление во всœе стороны с одинаковой силой.

1. Атмосфера – атм., давление атмосферного слоя Земли.

1 атм=760 мм. ртутного столба при температуре 0°С.

2. Техническая атмосфера – ат. 1 ат=106 дин/см2.

1 ат=1 кгс/см2 – давление силы 1 кг На 1 см2.

1 ат=0,968 атм.

3. Бар. Размещено на реф.рф1 бар=1 ат.

4. В системе СИ давление измеряется в паскалях – па.

1 па=1н/м2 – давление силы 1 ньютон на 1 м2. 1 ньютон (н) – сила, сообщающая телу массой 1 кг ускорение 1 м/с2

мпа – миллипаскаль. 1 мпа=10-3па

Мпа – мегапаскаль. 1Мпа=106па

Пересчет атмосфер в мегапаскали производится по соотношению: 1 ат=100000 па 10ат=1Мпа.

referatwork.ru

Единицы измерения давления

Программа КИП и А

Международная система единиц (СИ)

Давлением P называется физическая величина силы F, действующая на единицу поверхности площади S, направленная перпендикулярно этой поверхности.  т.е. P = F / S.

В международной системе единиц (СИ) давление измеряется в Паскалях:   Па - русское обозначение.   Pa - международное.   1 Па = 1 Ньютон / 1 кв. метр (1 Н/м²)

Для практических измерений в КИП и А, 1 Па часто оказывается слишком маленькой величиной давления, и для оперирования реальными данными применяются умножающие приставки - (кило, Мега), умножающие значения в 1тыс. и 1млн. раз соответственно.   1 МПа = 1000 кПа = 1000000 Па   Также, шкалы приборов для измерения давления могут быть непосредственно градуированы в величинах Ньютон / метр, или их производных:   Килоньютон, Меганьютон / m², cm², mm².

Тогда получаем следующее соответствие:   1 МПа = 1 МН/м² = 1 Н/мм² = 100 Н/см² = 1000 кН/м² = 1000 кПа = 1000000 Н/м² = 1000000 Па

В России и Европе также широкое применение для измерения давления находят единицы Бар (Bar) и кгс/м² (kgf/m²), а также их производные (mBar, кгс/см²).   1 Бар - это внесистемная единица, равная 100000 Па.   1 кгс/см² - это единица измерения давления в системе МКГСС, и широко применяется в промышленных измерениях давления.   1 кгс/см² = 10000 кгс/м² = 0.980665 Бар = 98066.5 Па

Атмосфера

Атмосфера - это внесистемная единица измерения давления приблизительно равная атмосферному давлению Земли на уровне Мирового океана.   Существует два понятия атмосферы для измерения давления:

  • Физическая (атм) - равна давлению столба ртути высотой 760 мм при температуре 0° C. 1 атм = 101325 Па
  • Техническая (ат) - равна давлению, производимому силой в 1 кгс на площадь 1 см². 1 ат = 98066,5 Па = 1 кгс/см²

В России для использования в измерениях допущена только техническая атмосфера, и срок ее действия ограничен по некоторым данным 2016 годом.

Водяной столб

Метр водяного столба — внесистемная единица измерения давления, применяемая в ряде производств.   Физически он равен давлению столба воды высотой в 1 м при температуре около 4° C и стандартном для калибровки ускорении свободного падения - 9,80665 м/сек².   м вод. ст. - русское обозначение.   m h3O - международное.

Производными единицами являются см вод. ст. и мм вод. ст.   1 м вод. ст. = 100 см вод. ст. = 1000 мм вод. ст.   Соотносится к другим единицам измерения давления соответствующим образом:   1 м вод. ст. = 1000 кгс/м² = 0.0980665 Bar = 9.80665 Па = 73.55592400691 мм рт. ст.

Ртутный столб

Миллиметр ртутного столба - внесистемная единица измерения давления, равная 133.3223684 Па. Синоним - торр (Torr).   мм рт. ст. - русское обозначение.   mm Hg. - международное.   Использование в России - не ограничено, но не рекомендовано. Применяется в ряде областей техники.   Соотношение к водному столбу: 1 мм рт. ст. = 13.595098063 мм вод. ст.

Единицы США и Британии

В США и Британии применяются также другие единицы измерения давления.

  Это связано с тем, что длины выражаются в футах и дюймах, а вес в фунтах, британских и американских тоннах.   Примеры некоторых из них:
  • Дюйм водного столба   Обозначение: in h3O. 1 in h3O = 249.08891 Па.
  • Фут водного столба   Обозначение: ft h3O. 1 ft h3O = 2989.006692 Па.
  • Дюйм ртутного столба   Обозначение: in Hg. 1 in Hg = 3386.38815789474 Па.
  • Фунт на квадратный дюйм   Обозначение: Psi. 1 Psi = 6894.757293178 Па.
  • 1000 фунтов на квадратный дюйм   Обозначение: Ksi. 1 Ksi = 6894757.2931783 Па.
  • Фунт на квадратный фут   Обозначение: Psf. 1 Psf = 47.8802589803 Па.
  • Американская (короткая) тонна на квадратный дюйм   Обозначение: Tsi. 1 Tsi = 13789514.58633672267344 Па.
  • Американская (короткая) тонна на квадратный фут   Обозначение: Tsf. 1 Tsf = 95760.51796067168523226 Па.
  • Британская (длинная) тонна на квадратный дюйм   Обозначение: br.Tsi. 1 Tsi = 15444256.3366971 Па.
  • Британская (длинная) тонна на квадратный фут   Обозначение: br.Tsf. 1 Tsf = 107251.780115952 Па.

Приборы для измерения давления

Для измерения давления применяются манометры, дифманометры (разность давлений), вакуумметры (измерение разряжения).

 

www.axwap.com

Измерение давления — бары, атмосферы, PSI и другие единицы

На дне океана, где давление воды достигает 100 мегапаскаль, обитают глубоководные рыбы. Организм этих живых существ с незапамятных пор адаптирован к экстремальным условиям жизни. Воздействует ли воздух на сушу подобно воде на дно просторов морских? В чем проявляется, как может измеряться его воздействие? А 1 бар сколько атмосфер составляет?

Ртуть, вода, вино…

Эванджелиста ТорричеллиЗемля окружена слоем воздуха, состоящим из смеси газов. Этот воздушный слой именуется атмосферой. Находящиеся на Земле объекты подвержены атмосферному влиянию.

Э. Торичелли (1608 — 1647 гг.) первым придумал метод его измерения.

Спустя 3 года после того, как был сделан ртутный барометр, великий Б. Паскаль сконструировал водяной барометр. Учёный повторил опыт, заменив ртуть водой. Но этого ему показалось мало. Он продолжал опыты с маслом, вином и… кто знает, сколько жидкостей утекло за время исследований!

Есть множество единиц измерения давления:

  • Па — паскаль (и его производные: МПа (мегапаскаль), кПа (килопаскаль)
  • бар
  • атмосфера
  • миллиметры ртутного столба
  • дюймы ртутного столба
  • миллиметры водного столба
  • дюймы водного столба
  • килограмм cилы на см2 (кГс/см2)
  • psf
  • psi
  • метры водного столба

Соотношение между разными единицами измерения

Воспользовавшись таблицей, можно сравнить различные значения и выяснить, как 1 бар будет измеряться в атмосферах, либо узнать 1 кгс/см2 сколько кПа.

Таблица соответствия единиц измерения давления:

Таблица соответствия единиц измерения давления

Мгновенно перевести единицы измерения давления и выразить атмосферы в мм рт. ст. можно поссылке.

В перечне указаны наиболее часто встречаемые переходы:

  • бар = 100 кПа
  • бар = 1 техн. атм (at)
  • bar = 750 мм рт. столба
  • bar = 0,1 МПа
  • bar = 1,0197 кГс/см2

Бар — это одна из величин, которыми может измеряться давление. Ничего общего с баррелем, то есть единицей объема нефти, она не имеет. Разве только три первые звучные буквы их объединяют.

Сопоставим величины:

  • 1 па = 0,00001 бар
  • килопаскаль = 0,01 бар
  • паскаль = 9,869210-6 атм
  • kpa = 9,869210-3 atm
  • мегапаскаль = 9,8692 атм
  • килограммсилы/ см2 = 0,98 бар
  • атм = 101325 Па

Пояснение: at — техническая атмосфера, atm — физическая. Физическая атмосфера характеризуется воздействием газа в 760 мм рт.ст. и температурой 00 С. Термин «техническая атмосфера» уместен при нормальных технических условиях, характеризуемых давлением 735,6 мм рт.ст. при t=150 C.

Если же нужно перевести бары в атмосферы, смело кликайте сюда — безо всяких заморочек, все предельно ясно.

Манометр - измерение давления

Подытожим

Нужно сказать несколько слов об «иностранцах» в нашей таблице — измерениях «psi» и «psf».

Pounds scuare feet (psf) — это фунты на квадратный фут; ими, так же как и «psi» (pounds scuare inches) — фунтами на квадратный дюйм, может измеряться давление при описании в англоязычных источниках. Так, к примеру, один кгс/ см2 примерно равен 14 psi.

А на этом видео конкретным примером доступно проиллюстрировано, как перевести одну единицу в иную в рамках системы СИ:

Углубившись в тему, вскоре вы научитесь сами переводить не только МПа в килограмм с/см2, но и совершать обратный перевод, т.е. обращать килограмм с/см2 в МПа.

meroved.ru

Билет № 13

Билет №13

1.Давление, виды давлений и единицы его измерения.

2.Термомагнитный газоанализатор на кислород.

3.Нарисовать схему регулирования давления и выбрать приборы.

4.Классификация электрических датчиков давления.

1. Давление, виды давлений, единицы его измерения.

Давление - один из важнейших параметров технологических процессов. Давлением называется отношение силы, действующей на площадь, к величине площади.

,

где F – сила;

S – площадь.

Различают давления:

  1. барометрическое (атмосферное) - Ратм;

  2. абсолютное - Рабс;

  3. избыточное - Ризб;

  4. вакуум (разрежение) - Рвак

  1. Барометрическое давление - это давление атмосферы, окружающей земной шар.

  2. Абсолютное давление - это полное давление, под которым находятся жидкость, газ или пар.

Рабс = Ризб + Ратм

  1. Избыточное давление - это давление сверх атмосферного.

Ризб = Рабс - Ратм

  1. Если из закрытого сосуда откачать часть воздуха, то абсолютное давление внутри сосуда понизится и станет меньше, чем атмосферное. Такое давление внутри сосуда называется вакуумом.

Вакуум - это недостаток давления до атмосферного.

Рвак = Ратм - Рабс

Остаточное давление определяется по формуле:

Рост = Ратм – Рвак ,

где Ратм = 760 мм рт.ст.

Единицы измерения давления

Единица измерения давления в системе СИ - Паскаль (Па).

Паскаль - это давление с силой 1 Н на площадь 1 м2.

Внесистемные единицы: кгс/см2; мм вод.ст.; мм рт. ст; бар, атм.

Соотношение между единицами измерения:

1 кгс/см2 = 98066,5 Па

1 мм вод.ст. = 9,80665 Па

1 мм рт.ст. = 133,322 Па

1 бар = 105 Па

1 атм = 9,8* 104 Па

2.Термомагнитный газоанализатор на кислород

Термомагнитный газоанализатор служит для определения концентрации кислорода в газовой смеси.Принцип действия основан на свойстве кислорода притягиваться магнитным полем. Это свойство называется магнитной восприимчивостью.

1) кольцевая камера;

2) стеклянная трубка;

3) постоянный магнит;

4) спираль из платиновой проволоки;

5) реостат стандартизации тока;

6) милливольтметр;

R1, R2 – постоянные сопротивления из манганина;

R1, R2, R3, R4 – плечи моста.

Анализатор состоит из кольцевой камеры 1, по диаметру которой установлена тонкостенная стеклянная трубка 2 со спиралью 4, нагреваемой током. Спираль состоит из двух секций, которые образуют два смежных плеча неуравновешенного моста (R3,R4). Двумя другими плечами служат два постоянных сопротивления из манганина (R1, R2). Левая секция спирали R3 находится в поле постоянного магнита 3.РаботаПри наличии в газовой смеси кислорода часть потока ответвляется в стеклянную трубку, где образуется течение газа в направлении слева направо. Образующийся поток газа переносит тепло от обмотки R3 к R4, поэтому температура секций изменяется (R3 охлаждается, R4 нагревается), и изменяются их сопротивления. Мост выходит из равновесия. Измерительный мост питается постоянным током от ИПСа. R0 - служит для установки силы тока питания моста. Шкала милливольтметра градуируется в % кислорода.Пределы измерения: 0- 5; 0-10; 0- 21; 20- 35% кислорода.

3.Нарисовать схему регулирования давления и выбрать приборы.

Поз.800 – Давление верха колонны регулируется, клапан стоит на линии выхода паров дистиллята из колонны.

Поз.800 -1 интеллектуальный датчик избыточного давления Метран -100 ДИ

Поз.800 -2 барьер искробезопасности входной

Поз.800 -3 барьер искробезопасности выходной

Поз.800 -4–электропневматический позиционер

Поз.800 -5– регулирующий клапан.

4.Классификация электрических датчиков давления

В данных приборах измеряемое давление, оказывая воздействия на чувствительный элемент, изменяет его собственные электрические пара- метры: сопротивление, ёмкость или заряд, которые становятся мерой этого давления. Подавляющее большинство современных общепромышленных ИПД реализовано на основе трех основных принципов:

1) емкостные – используют упругий чувствительный элемент в виде конденсатора с переменным зазором: смещение или прогиб под действием прилагаемого давления подвижного электрода-мембраны относительно неподвижного изменяет его ёмкость;

2) пьезоэлектрические – основаны на зависимости поляризованного заряда или резонансной частоты пьезокристаллов: кварца, турмалина и других от прилагаемого к ним давления;

3) тензорезисторные – используют зависимость активного сопро-

тивления проводника или полупроводника от степени его деформации.

В последние годы получили развитие и другие принципы работы ИПД: волоконно-оптические, индукционные, гальваномагнитные, объем- ного сжатия, акустические, диффузионные и т.д.

На сегодняшний день самыми популярными в России являются тензорезисторные ИПД.

studfiles.net

Давление. Перевод единиц измерения давления. Таблица соотношения единиц давления.

Давление относится к числу распространенных измеряемых физических величин. Контроль за протеканием большинства технологических процессов в тепловой и атомной энергетике, металлургии, химии связан с измерением давления или разности давлений газовых и жидких сред.

Давление — широкое понятие, характеризующее нормально распределенную силу, действующую со стороны одного тела на единицу поверхности другого. Если действующая среда — жидкость или газ, то давление, характеризуя внутреннюю энергию среды, является одним из основных параметров состояния. Единица измерения давления в системе СИ — Паскаль (Па), равный давлению, создаваемому силой в один ньютон, действующей на площадь в один квадратный метр (Н/м2). Широко применяются кратные единицы кПа и МПа. Допускается использование таких единиц, как килограмм-сила на квадратный сантиметр (кгс/см2) и квадратный метр (кгс/м2), последняя численно равна миллиметру водяного столба (мм вод. ст.). В таблице 1 приведены перечисленные единицы давления и соотношения между ними, перевод и соотношение единиц измерения давления. В зарубежной литературе встречаются следующие единицы измерения давления: 1 inch = 25,4 мм вод. ст., 1 psi  = 0,06895 бар.

Таблица 1. Единицы измерения давления. Перевод, преобразование единиц измерения давления.

Единицы измерения

Па

Бар

кгс/см2

кгс/м2 (мм вод. ст.)

мм рт. ст.

1 Па

1

10-5

1,0197*10-5

0,10197

7,5006*10-3

1 Бар

105

1

1,0197

1,0197*104

750,06

1 кгс/см2

9,8066*104

0,98066

1

104

735,56

1 кгс/м2 (мм вод. ст.)

9,8066

0,98066*10-4

10-4

1

7,3556*10-2

1 мм рт. ст.

133,32

1,3332*10-3

1,3595*10-3

13,595

1

 

Воспроизведение единицы измерения давления с наивысшей точностью в области избыточных давлений 106...2,5 * 108 Па осуществляется первичным эталоном, включающим грузопоршневые манометры, специальный набор мер массы и установку для поддержания давления. Для воспроизведения единицы давления вне указанного диапазона от 10-8 до 4 * 105 Па и от 109 до 4 * 106, а также разности давлений до 4 * 106 Па используются специальные эталоны. Передача единицы измерения давления от эталонов рабочим средствам измерения выполняется многоступенчато. Последовательность и точность передачи единицы измерения давления к рабочим средствам с указанием способов поверки и сравнения показаний определяются общегосударственными поверочными схемами (ГОСТ 8.017-79, 8.094-73, 8.107-81, 8.187-76, 8.223-76). Поскольку на каждой ступени передачи единицы измерения погрешности возрастают в 2,5—5 раз, то соотношение между погрешностями рабочих средств измерения давления и первичного эталона составляют 1022... 103.

При измерениях различают абсолютное, избыточное и вакуумметрическое давление. Под абсолютным давлением P, понимают полное давление, которое равно сумме атмосферного давления Pат и избыточного Ри:

Ра = Ри + Рат

Понятие вакуумметрического давления вводится при измерении давления ниже атмосферного: Рв = Рат - Ра. Средства измерения, предназначенные для измерения давления и разности давлений, называются манометрами. Последние подразделяются на барометры, манометры избыточного давления, вакуумметры и манометры абсолютного давления в зависимости от измеряемого ими соответственно атмосферного давления, избыточного давления, вакуумметрического давления и абсолютного давлений. Манометры, предназначенные для измерения давления или разрежения в диапазоне до 40 кПа (0,4 кгс/см2), называются напоромерами и тягомерами. Тягонапоромеры имеют двустороннюю шкалу с пределами измерения до ± 20 кПа (± 0,2 кгс/см2). Дифференциальные манометры применяются для измерения разности давлений.

www.eti.su


Смотрите также