Плотность пластовой нефти. Плотность нефти пластовых пород


Плотность пластовой нефти

Подготовительный этап

Проверить, привести в порядок и одеть спецодежду. При себе нужно иметь удостоверение о проверке знаний по промышленной безопасности и охране труда.

Примечание: Спец. обувь должна быть без стальных подковок и гвоздей.

Визуально проверить устанавливаемый ППК на наличие неисправностей.

Примечание: Корпус ППК не должен содержать трещин, механических повреждений. На корпусе должна присутствовать бирка с указанием номера клапана, давления срабатывания и даты тарировки. Клапан должен быть опломбирован, пломба не должна иметь повреждений. Клапан должен быть не просрочен.

ИТР оформить наряд-допуск на выполнение газоопасных работ.

Примечание: Гидроиспытания проводятся согласно графика проведения гидроиспытаний сосудов работающих под давлением утвержденным главным инженером предприятия.

Пройти инструктаж по безопасному ведению работ и расписаться в наряде-допуске.

Обеспечить наличие и исправность необходимых инструментов и вспомогательных материалов.

Примечание: Инструменты должны быть выполнены из материала не дающего искру (кувалды, молотки, зубила должны быть из цветного металла, а рабочая поверхность инструментов из черных металлов должна обильно смазываться солидолом).

Применение: Электродрелей и другого электроинструмента в загазованной зоне запрещается. Для освещения необходимо применять переносные светильники напряжением не выше 12В, аккумуляторные лампы, соответствующие по исполнению категории и группе взрывоопасной смеси.

Проверить исправность средств защиты.

Примечание: противогаз ПШ-1, ПШ-2.

ИТР записать результаты анализа в наряд-допуск.

Проводить газоопасные работы в дневное время.

Примечание: В исключительных случаях можно проводить газоопасные работы в темное время суток с участием или в присутствии начальника цеха или его заместителя, при этом отразить в наряде-допуске дополнительные мероприятия по обеспечению безопасности.

Приступить к выполнению работы в присутствии ответственного за проведение работ и начальника сиены по указанию ответственного за проведение этой работы.

Выполнять только ту работу, которая указана в наряде-допуске.

Примечание: Работы, связанные с замером дебитов скважин, ремонтом или вскрытием оборудования в помещении, должны производиться не менее, чем двумя лицами.

Проверить исправность заземления.

Примечание: Помещения АГЗУ и щитовое помещение должны быть заземлены с помощью заземляющих проводников в двух и более местах. Один конец проводника должен быть приварен к раме АГЗУ, второй к контуру заземления. Проводник не должен иметь обрыва. Проводники подбираются таким образом, чтобы сопротивление между заземляемой частью и контуром заземления было не более 4 Ом. В качестве заземляющих проводников может применяться сталь круглая, полосовая, угловая или другого профиля.

Включить в помещении АГЗУ вентилятор и проветрить помещение не менее 20 мин. Если отсутствует вентилятор открыть обе двери на 20мин.

Примечание: В течение 20 минут в помещение АГЗУ не входить. Работы, связанные с включением и отключением электрооборудования производить в диэлектрических перчатках.

Убедиться, что дренажная емкость пуста.

Примечание: Открыть люк и заглянуть в емкость. Дренажная емкость должна быть пуста или заполнена так, чтобы хватило места минимум на одну разрядку газосеппаратора. Дренажная емкость должна иметь обваловку, ограждения и накрыта крышкой. Ограждение должно иметь следующие размеры: высота перильных ограждений должна быть не менее 1,25 (м), высота нижнего пояса ограждения должна равняться 15 (см), промежутки между от­дельными поясами должны составлять не более 40 (см), а расстояние между осями смежных стоек — не более 2,5 (м).

Открыть дверь БМА спец. ключом. Отключить гидропривод.

Примечание: Выключить рубильник в положение «отключено». Работы, связанные с включением и отключением электрооборудования производить в диэлектрических перчатках.

На пульте выключения вывесить плакат «Не включать - работают люди!».

ИТР произвести анализ загазованности воздушной среды прогретым газоанализатором на содержание углеводородов у каждого фланцевого соединения при разбалчивания крепежа, а также у воздухозаборных фильтров используемых ПШ (в случае их использования).

Примечание: Предельно – допустимые концентрации. Сероводород –

10 (мг /м3). Углеводороды в нефти – 300 (мг / м3). Углеводороды в смеси сероводородом – 3 (мг / м3).

ИТР по результатам анализа воздушной среды сделать вывод о необходимости применения средств индивидуальной защиты.

Проведение работ

Перевести работу скважин на обводной трубопровод.

Открыть задвижку байпасной линии.

Открыть задвижку верхнего ряда.

Закрыть секущие нижнего ряда.

Закрыть входную задвижку ГЦ.

Закрыть секущую выкидную задвижку в АГЗУ.

Под каждое фланцевое соединение установить тару для слива остаточной жидкости.

Плавно открыть задвижку на дренажной линии сепаратора.

Примечание: Во время разрядки наблюдать за линией сброса давления. При сильном открытии задвижки из дренажной емкости может выплескиваться жидкость. Если произошел выброс жидкости – прикрыть задвижку на линии разрядки.

Дождаться пока стрелка манометра опуститься до 0.

Примечание: Порядок выше перечислено, обязательный.

Открыв вентиль на сепараторе, стравить остаточное давление.

Закрыть выходную задвижку из «ПСМ» на сепаратор.

Закрыть задвижку на газовой линии.

Закрыть выходную задвижку на нефтяной линии сепаратора .

Закрыть выходную задвижку с замерной линии в коллектор.

Закрытьзадвижку на дренажной линии сепаратора.

Повесить на запорной арматуре аншлаги «Не открывать – работают люди».

Установить заглушки.

Примечание: Заглушка должна соответствовать диаметру, толщине не менее 3мм. На корпусе или хвостовике заглушки должны быть указаны размеры: номер, диаметр и максимальное разрешенное давление. Запрещается ставить самодельные заглушки.

Оборудование: Ключ гаечный по размеру крепёжных элементов.

Раскрутить шпильки с фланцевых соединений входной линии из «ПСМ» на сепаратор.

Примечание: При раскрутке шпилек следует откручивать самую дальнюю шпильку от себя, т.к. может остаться остаточное давление

Оборудование: Ключ гаечный по размеру крепёжных элементов

Снять несколько шпилек с одной стороны.

Примечание: Снимать столько шпилек, чтобы можно было вставить заглушку.

Провести анализа воздушной среды прогретым газоанализатором на содержание углеводородов у каждого фланцевого соединения при установке заглушек.

Примечание: Сделать вывод о необходимости применения средств индивидуальной защиты.

Поставить заглушку с паранитовой прокладкой.

Примечание: Паранитовая прокладка ставится со стороны возможного проникновения газа.

Установить полный крепеж шпилек, закрутить фланцевые соединения.

Примечание: Протяжку шпилек делать “крест - накрест”. Фланцевые соединения укомплектовываются полным комплектом шпилек, с применением соответствующих прокладочных материалов. Затяжка шпилек должна быть равномерной Диаметр шпилек должен соответствовать диаметру отверстий фланца. Шпильки должны устанавливаться таким образом, чтобы после затяжки гаек резьбовая часть выступала с обеих сторон на 2-4 нитки. Фланцевые соединения не должны иметь пропусков жидкости и газа. Проверка осуществляется визуально, на слух или нанесением мыльного раствора на подозрительные участки.

Оборудование: Ключ гаечный по размеру крепёжных элементов.

Установить заглушки на: газовой линии, нефтяной линии, дренажной линии, выходную задвижку с замерной линии в коллектор.

Примечание: Заглушка должна соответствовать диаметру, толщине не менее 3 (мм). На корпусе или хвостовике заглушки должны быть указаны размеры: номер, диаметр и максимальное разрешенное давление. Запрещается ставить самодельные заглушки.

Оборудование: Ключ гаечный по размеру крепёжных элементов.

Раскрутить шпильки с фланцевых соединений СППК.

Примечание: При раскрутке шпилек следует откручивать самую дальнюю шпильку от себя, т.к. может остаться остаточное давление.

Оборудование: Ключ гаечный по размеру крепёжных элементов

Демонтировать СППК.

Вместо демонтированного СППК поставить фланец с резьбовым соединением БРС (быстросъемное резьбовое соединение), поставить полный комплект шпилек, сделать протяжку шпилек.

Примечание: Протяжку шпилек делать “крест - накрест”.

Оборудование: Ключ гаечный по размеру крепёжных элементов.

Машинисту ЦА-320 установить агрегат ЦА-320.

Примечание: Расстояние между агрегатом ЦА-320 и устьем скважины. должно быть не менее 10 (м).

Машинисту ЦР установить ЦР (рабочую цистерну) на базе машин КРАЗ или УРАЛ.

Примечание: Расстояние между машиной ЦР и агрегатом ЦА-320 не менее 1 (м) и устьем скважины не менее 10 (м).

Машинистам ЦА-320 и ЦР установить шланг от агрегата ЦА -320 до ЦР.

Примечание: Забрать воду с ЦР в емкости агрегата ЦА-320.

Оператору ДНГ совместно с машинистом ЦА-320 соединить линию от агрегата ЦА-320 до фланца, установленном на сепараторе.

Примечание: Линия состоит из труб с резьбовым соединением БРС.

Оборудование: Кувалда.

Машинисту ЦА-320 включить установку, заполнить сепаратор водой.

Примечание: Тем же агрегатом заполнить сосуд водой. Температура воды должна быть не ниже 5 и не выше 40 С.

После полного удаления воздуха - на сепараторе вентиль закрыть.

После выполнения вышеперечисленных операций сепаратор «спутник» готов для проведения гидроиспытания.

Давление в испытываемом сосуде следует повышать плавно. Скорость подъема давления должна быть указана в руководстве по эксплуатации.

Примечание: Использование сжатого воздуха или другого газа для подъема давления не допускается.

Давление при испытании должно контролироваться двумя манометрами. Оба манометра выбираются одного типа, предела измерения, одинаковых классов точности, цены деления.

Примечание: Манометры установленные на сепараторе и на агрегате ЦА-320.

Время выдержки сосуда под пробным давлением устанавливается разработчиком проекта.

Примечание: При отсутствии указаний время выдержки должно быть не менее значений указанных в таблице.

Толщина стенки сосуда, (мм)

Время выдержки, (мин).

До 50

10

Свыше 50 до 100

20

Свыше 100

30

Для литых, неметаллических и многослойных сосудов независимо от толщины стенки

60

После выдержки пробным давлением давление снижается до расчетного, при котором производят осмотр наружной поверхности сосуда, всех его разъемных и сварных соединений.

Примечание: Обстукивание стенок корпуса, сварных и разъемных соединений сосуда во время испытания не допускается.

Сосуд считается выдержавшим гидравлическое испытание, если не обнаружено:

течи, трещин, потения в сварных соединениях и на основном металле, течи в разъемных соединениях, видимых остаточных деформаций, падения давления по манометру.

Примечание: Сосуд и его элементы, в которых при испытании выявлены дефекты, после их устранения подвергаются повторным гидравлическим испытаниям пробным давлением, установленным Правилами.

Значения пробного давления и результаты испытаний заносятся в паспорт сосуда лицом, проводившим испытания.

Машинисту ЦА-320 стравить давление на агрегате ЦА-320 до 0.

Оператору ДНГ совместно с машинистом ЦА-320 разобрать линию от агрегата ЦА-320 до фланца, установленном на сепараторе.

Примечание: Линия состоит из труб с резьбовым соединением БРС.

Оборудование: Кувалда.

Заключительный этап

После окончания выполнения работ

После окончания выполнения работ, раскрутить шпильки на фланцевых соединений дренажной задвижки.

Примечание: При раскрутке шпилек следует откручивать самую дальнюю шпильку от себя, т.к. может остаться остаточное давление.

Снять с одной стороны фланцевых соединений шпильки.

Примечание: Следует снимать столько шпилек, чтобы заглушка выходила свободно.

Демонтировать заглушку.

Поставить полный комплект шпилек, сделать протяжку фланцевых соединений

дренажной задвижки.

Примечание: Протяжку шпилек делать “крест - накрест”.

Затяжка шпилек должна быть равномерной Диаметр шпилек

должен соответствовать диаметру отверстий фланца.

Шпильки должны устанавливаться таким образом, чтобы

после затяжки гаек резьбовая часть выступала с обеих сторон на 2-4 нитки. Фланцевые соединения не должны иметь пропусков жидкости и

газа. Проверка осуществляется визуально, на слух или

нанесением мыльного раствора на подозрительные участки.

Оборудование: Ключ гаечный по размеру крепёжных

элементов.

Плавно открыть задвижку на дренажной линии сепаратора.

Примечание: Во время разрядки наблюдать за линией сброса давления. При сильном открытии задвижки из дренажной емкости может выплескиваться жидкость.

Дождаться пока жидкость в сепараторе разрядится в дренажную емкость.

Аналогичным образом демонтировать заглушки на: газовой линии, нефтяной линии, на выходе из «ПСМ».

Поставить полный комплект шпилек, сделать протяжку фланцевых соединений

на газовой линии, нефтяной линии, на выходе из «ПСМ».

Примечание: Протяжку шпилек делать “крест - накрест”.

Оборудование: Ключ гаечный по размеру крепёжных элементов.

Запустить сепаратор в работу.

Закрыть задвижку на дренажной линии сепаратора.

Открыть задвижку газовой линии.

Открыть задвижку нефтяной линии.

Открыть выходную задвижку с замерной линии в коллектор.

Открыть выходную задвижку из «ПСМ» на сепаратор.

Открыть секущую выкидную задвижку в АГЗУ.

Примечание: Запрещается открывать задвижку резко, может произойти гидроудар.

Дождаться пока сепаратор наберет линейное давление.

Примечание: По отклонению стрелки манометра на сепараторе.

На рабочих скважинах открыть задвижки на «ПСМ» первой линии.

Закрыть байпасные задвижки на второй линии.

Закрыть задвижку на байпасной линии.

Установить переключатель ПСМ на рабочую скважину.

Ветошью удалить нефтяные загрязнения с корпуса сепаратора.

Привести в порядок рабочее место и убрать инструмент.

Убрать предупреждающие таблички, аншлаги.

.Отключить гидропривод.

Примечание: Выключить рубильник в положение «отключено». Работы, связанные с включением и отключением электрооборудования производить в диэлектрических перчатках.

Закрыть дверь БМА.

Выключить в помещении АГЗУ вентилятор.

Примечание: Работы, связанные с включением и отключением электрооборудования производить в диэлектрических перчатках.

Закрыть помещения АГЗУ.

Сообщить диспетчеру о выполнении работы.

Сделать запись о проделанной работе в рабочем журнале.

studfiles.net

Плотность пластовой нефти - Справочник химика 21

    Плотность пластовой нефти, г/см . ...............0,868 [c.129]

    Плотность пластовой нефти является одним из ее основных свойств. Результаты определения этого свойства широко используются в нефтедобывающей промышленности. Поэтому плотность нефтей при соответствующих пластовых условиях и закономерности ее измерения привлекают к себе внимание многих исследователей на протяжении длительного времени. Опубликовано боль-и ое число методик и разработаны соответствующие приборы, рекомендованные для измерения плотности нефтей как при атмосферном, так и при повышенном давлении [1, 2]. [c.27]

    Уже отмечалось, что зависимость плотности пластовых нефтей от давления графически изображается наклонными прямыми. Они описываются простейшими уравнениями вида  [c.29]

    ВЛИЯНИЕ ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ НА ПЛОТНОСТЬ ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ [c.27]

    Термические градиенты плотности пластовых нефтей Западной Сибири были определены по результатам измерения зависимости плотности этих нефтей от температуры [12]. [c.41]

    Критическое рассмотрение состояния техники измерения плотности пластовых нефтей, проведенное ранее [2], обнаружило отсутствие соответствующих приборов, которые могли бы удовлетворить запросы нефтяников не только в области теории, но и практики. Это послужило основанием для создания нового прибора, предназначенного для измерения плотности пластовых нефтей ь широких интервалах изменения давлений и температур [3, 4, 5]. При помощи этого прибора было выполнено измерение плотности большого числа газированных нефтей нескольких нефтеносных районов. [c.27]

    Рнс, 1, Зависимость плотности пластовой нефти Усть-Балыкского месторождения от давления при температуре 20° С. [c.28]

    В этом уравнении коэффициент а, характеризующий угол наклона прямой Рр— (р), определяется интенсивностью изменения плотности пластовой нефти под влиянием давления, т. е. является барическим градиентом плотности. Численное значение этого параметра может быть получено из выражения [c.29]

    Очевидно, правая часть выражения (2) представляет собой отношение изменения плотности пластовой нефти к соответствующему интервалу давления. [c.29]

    Плотность пластовой нефти, г см  [c.43]

    Легко определить физический смысл и второго коэффициента, входящего в уравнение (1). Если принять, что величина р=0, то первое слагаемое пра- вой части этого уравнения также будет равняться нулю. Следовательно, коэффициент рр о является плотностью пластовой нефти при нулевом давлении. [c.29]

    Необходимо отметить, что пластовая нефть, содержащая в себе растворённые газы, при нулевом давлении не может сохранять неизменным свой первоначальный состав. Поэтому возможность ее существования при таком давлении можно лишь представить условно. Следовательно, коэффициент показывает, какой была бы плотность пластовой нефти при пулевом давлении, если бы не происходило ее разгазирования. Численное значение этой величины можно определить графическим способом путем экстраполяции наклонной прямой р=/(р) до пересечения с осью ординат. Величина отсекаемого отрезка на этой оси и будет соответствовать рассматриваемому коэффициенту. Таким образом, были определены значения коэффициента всех исследованных нефтей. [c.30]

    Таким образом, выведенное уравнение (4) позволяет рассчитывать плотность пластовых нефтей, средние молекулярные веса которых находятся в пределах от 100 до 200. Этот диапазон охватывает пластовые нефти большинства отечественных месторождений. [c.30]

    По первому способу расчет плотности пластовой нефти при 1 кГ/сж и 20 С производится по формуле [c.37]

    Очевидно, коэффициент р о является плотностью пластовой нефти при температуре, равной нулю. Его численное значение соответствует величине отрезка, отсекаемого наклонной прямой на оси ординат. [c.31]

    На каждой из этих залежей были выбраны две скважины, по которым значения плотности пластовой нефти имеют наибольшие различия. После этого были сопоставлены относительные изменения плотности пластовой нефти с соответствующими изменениями рассматриваемых коэффициентов. [c.32]

    Выше отмечалось, что рассматриваемые коэффициенты имеют ясный физический смысл. Из них первый является термическим градиентом плотности пластовой нефти, а второй — плотностью этой нефти при нулевой температуре. Полученные данные показали, что для одной залежи оба названных параметра изменяются примерно с той же интенсивностью, что и плотность пластовой нефти. Для нефтей разных залежей наблюдается иная картина. В этом случае интенсивность изменения этих параметров значительно больше, чем изменение плотности пластовых нефтей. [c.32]

    Вероятно, величины сравниваемых параметров обусловлены составами нефтей. Термический градиент плотности пластовой нефти и плотность этой нефти при нулевой температуре в отличие от плотности пластовой нефти, измеренной с помощью приборов, отчетливо показывают, что в пределах залежи состав нефти меняется не так существенно, как в нефтях разных залежей. Поэтому при известных условиях первые два параметра могут иметь существенные преимущества перед плотностью пластовой нефти. [c.32]

    Показано, что в исследованных интервалах давлений и температур зависимости плотности пластовых нефтей от давления и температуры можно считать линейными. [c.36]

    По указанному выше методу расчет плотности газированной нефти проводится последовательно в три этапа. Вначале определяется изменение плотности нефти при растворении в ней газа. Сделать это можно двумя способами по кажущейся плотности растворенного в нефти газа и по компонентному составу пластовой нефти. В результате вычисляется некоторая фиктивная плотность пластовой нефти при давл ении 1 /сГ/сж и температуре 20 С. Затем вводится поправка на давление и, наконец, на температуру. [c.37]

    К а с п а р ь я н ц К- С. и др. Влияние давления на плотность пластовых нефтей Западной Сибири. См. настоящий сборник. [c.44]

    К a с П a p b я H Ц K. . и др. Влияние давления и температуры на плотность пластовых нефтей Западной Сибири. Труды Гипровостокнефти. См. настоящий сборник. [c.55]

    Плотность пластовой нефти унас рассчитывают по уравнению [c.19]

    Метод закачки сухого газа высокого давления, основанный на процессе обратного испарения компонентов этан-гексана из нефти в закачиваемый газ, теоретически может обеспечить высокую степень вытеснения, но к этому методу предъявляют серьезные требования на границе раздела необходимо поддерживать весьма высокое давление исходная пластовая нефть при этом давлении должна быть существенно недонасыщена газом и содержать значительное количество компонентов Сг — Се плотность пластовой нефти должна быть невысокой. [c.150]

    Влияние давления. Влияние этого фактора на плотность пластовых нефтей было исследовано при температуре 20° С в интервале от 300 кГ1см до давления насыщения. Выбранные для исследования нефти различались между собой по величине плотности. Для сопоставления рассмотрим данные, полученные при давлении 300 кГ/с.н . При этом давлении и температуре 20° С плотность нефти щзста П Тетерево Мортымьинскогр месторождения оказалась равной 0,7426 г см , [c.27]

    С этой целью сопоставим барический градиент плотности пластовой нефти с самим этим свойством по интенсивности изменения в пределах залежи. Для этого выберем произвольно следующие три залежи пласт 51 Усть-Балыкского месторождения, пласт БУШ Мегионского месторождения и пласт БУИ Совет-ско-Соснинского месторождения. Воспользуемся данными о плотности пластовой нефти, полученными при давлении 300 кГ1см . Они показывают, что для первой залежи плотность нефти меняется от 0,8165 до 0,8610 г/с-иЗ, т. е. на [c.28]

    Для второй выбранной залежи имеем соответственно 2,1 и 4,1%. Наконёй,. ля третьей залежи плотность нефти меняется на 2,5%, а ее барический градиент на 6,25%. Таким образом, во всех трех случаях изменение барического радиента плотности пластовой нефти значительно выше, чем изменение свойства. Поскольку залежи были выбраны произвольно, то можно полагать, что это соотношение будет иметь место и на других залежах. [c.29]

    В результате были получены для каждой выбранной залежи данные об относительном изменении сравниваемых величин. Для первой залежи плотность пластовой нефти изменяется на 5,5%, коэффициент р — на 3,16 р =о на 2,Зб7о. Для второй залежи были получены следующие соответствующие данные 2,18 1,54 и 1,32%. Наконец, для третьей залежи нефти имели 2,5 2,35 и 1,83%, Сопоставление между собой приведенных величин показывает, что в большинстве случаев они одного порядка. [c.32]

    Поэтому данными о среднем молекулярном весе пластовых нефтей может располагать большинство научно-исследовательских организаций. При наличчи таких данных по уравнению (8) легко оценить влияние температуры на плотность пластовых нефтей. В этом и заключается основное достоинство выведенного уравнения. [c.33]

    Расчет плотности пластовых нефтей при давлении 1 кГ см и температуре 20° С по компонентному составу показал, что для подавляющего большинства нефтей погрешность расчета плотности нефти уменьшается с заменой кажущейся плотности метана на 0,33 см . Особенно это заметно для пластовых нефтей, в которых содержание метана более значительно, чем в частично разгазированных нефтях. Среднеарифметическая погрешность расчета для всех нефтей уменьшается с 0,61 до 0,47%. Таким образом, расчет плотности газонасыщенной нефти по ее составу по точности близок к расчету по кажущейся плотности газа, но по сложности значительно его превосходит. [c.40]

    По принятой методике расчета плотности газированных нефтей при заданных давлениях и температуре требовалось знать величину температурной поправки, которая вычиталась из экспериментального значения — плотности этой нефти, получ ённого для заданного давления и температуры 20° С, Эта поправка представляла собой произведение термического градиента плотности. на разность температур пласта и 2№ С. С этой целью термические градиенты определялись как по экспериментальной кривой, так и по диаграмме Стендинга. Из сравнения расчетных данных с экспериментальными выяснилось, что значения плотности пластовых нефтей, рассчитанные по Стендингу, меньше экспериментальных данных. Средняя величина этих отклонений оказалась равной 0,67%. Причина наблюдаемого расхождения между экспериментальными И литературными данными пока не ясна и требует выяснения в последующий период. [c.43]

    Произведенная оценка показала, что средняя погрешность расчета плотности пластовых нефтей по экспериментальным кривым термических градиентов составляет 0,41%. Таким образом, выполненный анализ предусматривал возможность раздельной оценки погрешностей, вносимых на каждом из трех этапов метода расчета плотности газированных нефтей. Выше отмечалось, что в этих расчетах за исходные величины были приняты экспериментальные значения плотности нефтей при соответствующих условиях. ПолученньГе расчетные значения плотностей сравнивались с экспериментальными, определенными при помощи уникального прибора. [c.43]

    В таблице приведены результаты последовательного расчета плотности пластовой нефти, в котором исходной экспериментальной величиной явилась плотность разгазированной нефти. По ней рассчитывалась плотность газонасыщенной нефти при 20° С и 1 кГ/сж . Расчет производился по кажущейся плотности газа. Затем к полученной расчетной величине плотности прибавлялась поправка на давление и вычиталась поправка на температуру. [c.43]

    Средняя погрешность полученных расчетных значений плотности пластовой нефти при пластовых условиях составила 0,83%. Таким образом, описанный едособ расчета плдтчости пластовой нефти приемлем для практических расчетов. [c.43]

    Показано, что для указанного района исследованные в работе расчетные методы позволяют получать значения плотности пластовых нефтей, отличающиеся от экспериментальных в среднем на 0,837о, т. е. точность этих методов достаточна для решения обычных практических вопросов. [c.44]

    Формула (6), в отличие от метода однократного разгазирования, позволяет вычислить объемный коэффициент при давлении насыщения пластовой нефти, поскольку плотность нефти в точке давления насыщения может быть определена экстраполяцией экспериментальных кривых зависимости плотности пластовой нефти от давления. Так как интервал давлений, на которые проводится экстраполяция, невелик, а характер изменения плотности с давлением линейный, то такая экстраполяция вполне надежна. Определение объемного коэффициента в точке давления насыщения позволяет исключить влияние давления и определить зависимость искомой величины только от количества растворенного газа. Отмеченное обстоятельство может иметь существенное значение при разработке теории газовых растворов и термодинамическом обобщении фазовых соотношений многохомпонентных систем. [c.47]

chem21.info

Плотность - пластовая нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Плотность - пластовая нефть

Cтраница 4

Глубинный пикнометр ( рис. 11.22) предназначен для оперативного измерения прямым методом плотности пластовой нефти и воды.  [47]

Устанавливается отношение вязкости воды к вязкости нефти, а также плотность воды к плотности пластовой нефти.  [48]

Для этой формулы коэффициенты пористости т, насыщенности &, нефтеизвлечения TIH, плотность пластовой нефти б ( при стандартных условиях) и объемный коэффициент Ъ получают путем лабораторных исследований. Объем нефтенасыщенных пород V при подсчете запасов категории А обычно определяют по картам мощности нефтенасыщенных пород.  [49]

Растворенный в пластовых нефтях газ и повышенная температура приводят к тому, что плотность пластовой нефти обычно ниже плотнозти сепарированной нефти. Повышение температуры и наличие растворенного газа снижают плотность нефти, а увеличение давления, наоборот, повышает плотность нефти. Однако влияние первых двух факторов обычно сказывается, сильнее.  [50]

Из них коэффициент а, характеризующий угол наклона прямой, является термическим градиентом плотности пластовой нефти.  [51]

На каждой из этих залежей были выбраны две скважины, по которым значения плотности пластовой нефти имеют наибольшие различия. После этого были сопоставлены относительные изменения плотности пластовой нефти с соответствующими изменениями рассматриваемых коэффициентов.  [52]

Объемные коэффициенты исследованных нефтей определялись экспериментально, вычислялись по экспериментальным и расчетным значениям плотности пластовых нефтей, определялись по диаграмме Стендинга.  [53]

При применении, например, тепловых методов воздействия на пласт происходит снижение вязкости и плотности пластовой нефти и увеличение газового фактора.  [54]

Будем считать, что предельные значения i мысловой нефти не могут выйти из диапазона плотностью пластовой нефти и плотностью, нефти.  [55]

В итоге в работе приведены данные последовательного расчета плотности пластовых нефтей, где вначале рассчитаны плотности пластовых нефтей при давлении 1 кГ / см2 и температуре 20 С.  [56]

Для определенности продолжим пользоваться в оценочных расчетах физико-химическими свойствами пластовой нефти Дмитриевского месторождения угленосной свиты: плотность пластовой нефти 745 5 кг / м3; динамическая вязкость пластовой нефти 1 25 мПа - с; пластовая температура 52 С.  [57]

Будем считать, что предельные значения плотности промысловой нефти не могут выйти из диапазона значений между плотностью пластовой нефти и плотностью дегазированной нефти.  [58]

Численные оценки показывают, что погрешность расчетов практически не изменяется, если влиянием изменения давления на изменение плотности пластовой нефти пренебречь.  [59]

При проведении опыта ступенчатого разгазирования одновременно с построением кривых газосодержание - давление строятся зависимости объемный коэффициент - давление и плотность пластовой нефти - давление. Построение двух последних зависимостей приводит к тому, что на процесс проведения опыта ступенчатого разгазирования одной пробы пластовой нефти тратится 77 - 87 ч рабочего времени.  [60]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru


Смотрите также