Какими установками производится замер продукции скважин на промысле

Обновлено: 02.07.2024

Выполнение технологической схемы сбора продукции нефтедобывающих скважин на промысле

Нефть, газ и вода, поступившие из эксплуатационных скважин 1, под собственным давлением направляются в выкидные линии 2, а из них — в АГЗУ «Спутник» 3. В «Спутнике» 3 по очереди измеряются количества нефти, газа и воды, получаемые от каждой подключенной скважины, затем эта продукция смешивается и направляется в сборный коллектор. Из сборного коллектора, также под собственным давлением, нефть, газ и вода поступают в сепараторы первой ступени 4, смонтированные на площадке ДНС. Газ из сепараторов ДНС по газопроводу подается на ГПЗ, вода с УПСВ 5 подается в систему ППД, а нефть насосами 6 по сборному коллектору направляется на ЦПС, находящуюся на значительном расстоянии от ДНС (10—20 км). Пройдя через УКПН жидкость поступает на сепаратор 6. На ЦПС окончательно разделяются нефть, газ и вода. Вода подается в систему ППД, из. Газ подается по сборному газопроводу на ГПЗ. Товарная нефть направляется через автоматизированную замерную установку в парк товарных резервуаров 8. Из товарных резервуаров нефть подается на прием насосов головной насосной станции, а оттуда — в магистральный нефтепровод, из которого она поступает на НПЗ.

Групповая замерная установка (ГЗУ).

Общие сведения

ГЗУ предназначена для автоматического учета количества жидкости и газа, добываемых из нефтяных скважин с последующим определением дебита скважины. Установка позволяет осуществлять контроль над работой скважин по наличию подачи жидкости и газа и обеспечивает передачу этой информации, а также информацию об аварии на диспетчерский пункт.

Областью применения установок является нефтегазодобывающие предприятия, имеющие скважины с дебитом до 400 м3сут и содержанием газа в жидкости при нормальных условиях до 160 м3м3.

Устройство и принцип работы.

Если вам нужна помощь в написании работы, то рекомендуем обратиться к профессионалам. Более 70 000 авторов готовы помочь вам прямо сейчас. Бесплатные корректировки и доработки. Узнайте стоимость своей работы.

Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8—12, а иногда и более скважин.

Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины.

Схема измерения дебита скважины на групповой установке показана на рисунке

Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (8) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (27) в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12).

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу.

С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2), обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 1

Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.

Дожимные насосные станции

Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, разделения нефти и воды и дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации.

Принцип работы ДНС.

Газожидкостная смесь от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Отсепарированный газ под давлением через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Жидкость поступает в парк резервуаров, где происходит разделение нефти и воды. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее через узел учёта в нефтепровод. Вода поступает в систему ППД, для подготовки и закачки в пласт.

На каждой ДНС должны находиться технологическая схема и регламент работы, утвержденные техническим руководителем предприятия. Согласно этим нормативным документам производится контроль над режимом работы ДНС.

Установка подготовки нефти.

В газожидкостную смесь, поступающую с ДНС, подаётся деэмульгатор. Далее ГЖС поступает в отстойники объёмом 200 м3, газ поступает на ГПЗ, вода в систему ППД. Далее смесь поступает на подогреватели нефти, затем в ёмкость горячей сепарации объёмом 100 м3, где дополнительно происходит отделение газа. Поступившая в электродегидраторы нефть окончательно обезвоживается, затем в концевом сепараторе окончательно отделяется газ. Нефть поступает в парк товарных резервуаров, каждый резервуар (РВС) объёмом 10000 м3. После РВС товарная нефть через узел учёта подаётся на НПЗ.

Поможем написать любую работу на аналогичную тему

Выполнение технологической схемы сбора продукции нефтедобывающих скважин на промысле

Добыча нефти и газа

Составление плана работ по исследованию скважин при установившихся режимах

Перед выездом на исследование скважины оператор по исследованию скважин получает задание и утвержденный ответственным работником Заказчика план работ с необходимыми данными в письменном виде и необходимое оборудование от мастера по исследованию скважин ООО «Сиам Мастер».

После выдачи задания мастер по исследованию скважин ставит в известность геологическую службу Заказчика о проведении исследования.

Перед установкой лубрикатор подвергается гидравлическому испытанию на давление, ожидаемое на устье скважины с составлением акта опрессовки.

После установки и перед каждой операцией лубрикатор необходимо проверить на герметичность постепенным повышением давления продукции скважины.

Оборудование для проведения исследований готовит оператор по исследованию скважин. В электронные манометры вводится программа проведения исследований:

идентификатор объекта исследования: место установки манометра (технологический отвод («затруб») и буфер), номер скважины, номер куста, наименование месторождения, нефтегазодобывающего предприятия и вида исследований;

устанавливается продолжительность и периодичность замеров давления исследований в соответствии с планом работ.

Время на всех электронных устьевых манометрах должно быть синхронизировано с одного компьютера.

Продолжительность исследований и периодичность замеров в каждом случае определяется геологом ИАЦ и должно быть указано в плане работ

Порядок проведения измерений

Установить скважину на замер дебита. Дебит замеряется в течение всего периода исследования.

Перед монтажом электронных манометров производится запуск электронных манометров в работу и в течение 5 – 10 минут производится замер атмосферного давления (нулевое значение).

Производится монтаж устьевых манометров для контроля буферного и затрубного давлений.

Выполняется согласование времени в электронном манометре и в электронном датчике положения и скорости. Глубинный манометр запускается в работу.

Производится спуск электронного манометра на глубину замера. Скорость спуска прибора не должна превышать 0,7 м/с.

Если спуск прибора производится без использования датчика положения и скорости, то необходимо производить записи эпюр давления, для чего через каждые 200 метров прибор останавливается на время, достаточное для получения четкой полки (5-10 минут). Число эпюр должно быть от 8 до 12, и определяться глубиной спуска прибора.

В течение 30 мин прописать забойное давление, снять замер дебита.

Режимный штуцер, установленный на скважине, меняется на штуцер в соответствии с планом исследований, и скважина запускается в работу.

Для предупреждения несанкционированного изменения режима работы скважины, вывесить на видном месте табличку «Скважина на исследовании».

После выхода скважины на установившийся режим работы производится подъем прибора с записью эпюр давления, для чего через каждые 200 метров прибор останавливается на время, достаточное для получения четкой полки (5-10 минут). Число эпюр должно быть от 8 до 12, и определяться глубиной спуска прибора.

Производим замер дебита.

В течение 30 мин прописать забойное давление.

Повторяются п.п. 4.9 – 4.14 до выполнения плана исследований.

Любое изменение в план работ вносит только геолог ИАЦ.

Заключительные работы

После окончания регистрации индикаторной диаграммы запустить скважину в работу на режимном штуцере.

Произвести демонтаж электронных манометров, выполнить замер атмосферного давления в течение 5-10 мин, и затем остановить работу приборов.

Составить подробное описание работы и передать результаты измерений мастеру по исследованию скважин.

Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды. Проверка знаний

Вопрос 2. Какими установками производится замер продукции скважин на промысле?
Ответ:
1) УЭЦН;
2) УЭДН;
3) АГЗУ;
4) ДНС.

Вопрос 3. Каким оборудованием производится доставка скважинной продукции до ЦПС?
Ответ:
1) СУСГ;
2) УЭВН;
3) ЗУГ;
4) ДНС.

Вопрос 4. Какой нефтегазосепаратор наиболее производительный?
Ответ:
1) горизонтальный;
2) вертикальный.

Вопрос 6. Для очистки сточных вод применяют:
Ответ:
1) отстой;
2) фильтрование;
3) флотацию.

Вопрос 7. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют:
Ответ:
1) гравитационный отстой;
2) горячий отстой нефти;
3) термохимические методы;
4) электроразряды;
5) электрообессоливание;
6) электрообезвоживание;
7) микровзрывы.

47. Сбор и подготовка нефти. Системы сбора нефти, применяемые на промыслах.

Под системой сбора понимается комплекс мероприятий, обеспечивающий сбор продукции скважин; разделение продукции на составляющие компоненты и их количество; утилизация сточных вод. Продукция нефтяных скважин практически никогда не состоит из чистой нефти. Как правило, она представляет собой смесь нефти, воды и газа с небольшими примесями других веществ. Поэтому важнейшей задачей системы сбора и подготовки нефти является сепарация, то есть разделение нефти, газа и воды друг от друга.

Сепарация, как правило, происходит в несколько стадий. На каждой стадии могут использоваться различные типы сепараторов. По принципу действия сепараторы делятся на центробежные и гравитационные, по конструкции – на горизонтальные, вертикальные, сферические. Для более эффективного отделения воды от нефти и предупреждения образования трудноразрушаемой эмульсии в продукцию скважин добавляют различные реагенты-деэмульгаторы. Также на определенных стадиях производят нагрев нефти для ускорения процессов разделения воды от нефти.

Трубопроводы, применяемые на нефтепромыслах обычно подразделяются на:

Нефтепроводы;
Газопроводы;
Нефтегазопроводы;
Водопроводы (водоводы).

Трубопроводы, ведущие от устья скважин до групповых замерных установок, называют выкидными линиями. А от групповых установок к сборным пунктам – коллекторами.

На первой стадии сбора и подготовки скважинная жидкость по выкидной линии попадает на групповую замерную установку (ГЗУ), где определяется количество добываемой из скважин жидкости и производится частичное отделение попутного газа и воды от нефти. Далее нефть посредством дожимной насосной станции (ДНС) через сборные коллекторы направляется на центральный пункт сбора (ЦПС).

«Пункт сбора» - понятие довольно приблизительное. Это может быть что угодно: от очень простой станции сбора до сложного центра комплексной подготовки, где добытые флюиды проходят подготовку и разделяются на газ, газоконденсатные жидкости, воду и стабилизированную нефть.

Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но иногда целесообразно один ЦПС использовать для нескольких месторождений с размещением его на более крупном из них. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где жидкость, добытая из скважин, проходит частичную сепарацию и обработку.

Основное назначение дожимной насосной станции - обеспечить дополнительный напор для перекачки нефти на ЦПС с отдаленных месторождений. Часто ДНС объединяют с установкой предварительного сброса воды (УПСВ), на которой производится частичная сепарация нефти, газа, воды и дальнейшая перекачка их раздельными трубопроводами.

Окончательная подготовка нефти проводится на установке комплексной подготовки нефти (УКПН), являющейся составной частью понятия ЦПС. Процесс окончательной подготовки нефти включает:

48. Установки и сооружения системы сбора нефти на промыслах. Измерение продукции нефтя-ных скважин.

2. по наличию или отсутствию герметизации – закрытые и открытые.

3. по характеру движения продукции скважин по сборным трубопроводам – самотечные и напорные, с совместным и раздельным движением продукции.

4. по характеру промысловых технологических процессов – с одно- и многоступенчатой сепарацией, с водоотделением, осушкой, обессериванием, отбензиниванием, использованием газа в компрессорном цикле нефтедобычи, подогревом, деэмульсацией и обессоливанием нефти или без указанных процессов.

Нефть, Газ и Энергетика

Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами. В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная

При самотечной двухтрубной системе сбора продукция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Нефть с водой самотеком (за счет разности высот) поступает в резервуары сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП).
Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на ЦСП. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Напорная система сбора предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и более. Обычно на месторождениях применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов. На рис.9.1.1 изображена типовая схема сбора и подготовки нефти, газа и воды.

Со скважин жидкость (нефть, газ и вода) поступает на замерные установки, где производится учет количества нефти и газа с каждой скважины. С АГЗУ жидкость поступает на дожимные насосные станции (ДНС) или установки предварительного сброса воды (УПСВ). На ДНС осуществляется первая ступень сепарации, газ отводится по отдельному коллектору потребителю или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Частично дегазированная жидкость подается центробежными насосами ЦНС на УПСВ или центральный пункт сбора (ЦПС).

Технологические процессы подготовки нефти проводятся на установке подготовки нефти (УПН) или центральном пункте подготовки нефти (ЦППН), и включают в себя следующие процессы:

- сепарация (1,2 ступень) и разделение фаз;
- обезвоживание продукции;
- обессоливание;
- стабилизация нефти.

На УПН (ЦППН) жидкость поступает на узел сепарации. После сепарации жидкость направляется в печи для подогрева эмульсии с реагентом. Нагревается до 50 0 С и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Вода сбрасывается в очистные резервуары и далее направляется на БКНС. Нефть из отстойников направляется в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды.

В поток нефти, на прием насосов подается дозируемый расход реагента - деэмульгатора в количестве > 20 г/т. Нагрев в печах производится до 45-50 о С, после чего нефть поступает в электродегидраторы, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти.

Резервуары типа РВС (резервуар вертикальный стальной). Товарная нефть проходит проверку качества с помощью лабораторных методов и подается насосами ЦНС через узел учета нефти (УУН) на центральный товарный парк (ЦТП) или в магистральный нефтепровод. С ЦТП нефть подается для окончательной переработки на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

Для подготовки нефти используют следующее оборудование:

- блок нагрева БН - предназначен для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками обезвоживания и обессоливания.

Используются следующие деэмульгаторы:

Дисольван 28/30,
Дисольван 34/08,
Сепарол WF -41,
Сепарол ES -3344,
Прошинор DN -15,
Дипроксамин,
СНПХ.

Нефть, Газ и Энергетика

Сбор и подготовка нефти составляют единую систему процессов и представляют сложный комплекс

Она должна обеспечить:

S Предотвращение потерь нефтяного газа и легких фракций нефти от испарения на всем пути движения и с самого начала разработки

S Отсутствие загрязнения окружающей среды, вызываемого разливами нефти и воды

S Надежность работы каждого звена и системы в целом

S Высокие технико-экономические показатели работы

Нефтепроводы по которым осуществляется сбор нефти от скважин называются сборные коллекторы, давление в коллекторе называется линейным давлением.

Выбор схемы внутрипромыслового сбора продукции скважин в зависимости от

Это дает возможность

На нефтяных месторождениях в основном применяются однотрубные системы сбора, при которых продукция скважин по выкидным линиям поступает на групповую замерную установку (ГЗУ), где проводится измерение дебитов (производительность) отдельных скважин, затем по трубопроводу нефть в газонасыщенном состоянии (без отделения нефти) направляется на ЦПС.

Помимо однотрубных систем сбора применяются и двухтрубные, когда после ГЗУ нефть поступает на дожимную насосную станцию (ДНС), где осуществляется первая ступень сепарации нефти (отделение основного количества газа от нефти). После ДНС нефть насосами откачивается на ЦПС, а газ по отдельному газопроводу за счет давления в сепараторе ДНС (обычно 0,6-0,8 Мпа) направляется также на ЦПС, где производится его подготовка к дальнейшему транспорту. Двухтрубные системы сбора продукции скважин применяются на больших по площади месторождениях нефти, когда давление скважин недостаточно для транспортировки продукции скважин до ЦПС.

На некоторых месторождениях осуществляется раздельный сбор продукции безводных и обводненных скважин. В этом случае продукция безводных скважин, не смешиваясь с продукцией обводненных скважин, поступает на ЦПС. Также раздельно собирают продукцию скважин, если нежелательно смешение нефтей разных горизонтов, например не содержащих и содержащих сероводород. Продукция обводненных скважин и продукция, которую нежелательно смешивать, по отдельным выкидным линиям и нефтегазосборным коллекторам транспортируется до ЦПС.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

На многопластовых месторождениях необходимо очередность замеров продукции скважин ( одновременный замер нефти, воды, газа) предусматривать таким образом, чтобы был осуществлен по возможности одновременный замер по всем скважинам, эксплуатирующим данный пласт. [5]

Эффективность обработки оценивается или по замерам продукции скважины ( приемистости ее) после обработки или по коэффициенту продуктивности, определенному в процессе последующего исследования скважины. [6]

Узлы - установки: ГЗУ - замера продукции скважин ; УПГ - подготовки газа; УПН - подготовки нефти; УПВ - подготовки воды; УТТТТТ - подготовки шлама или механических примесей. [8]

Замерно-сепарационными называют установки, в которых происходит замер продукции скважины и сепарация газа иногда нефти и пластовой воды, с твердыми механическими примесями ( песок и пр. Они являются одним из основных элементов системы сбора нефти. Если замерно-сепарационная установка обслуживает одну скважину, ее называют индивидуальной, более чем одну - групповой замерно-сепарационной установкой. Индивидуальная установка может состоять из мерника и газосепаратора, иногда мерник совмещен в газосепараторе. Групповая установка состоит из распределительной батареи, к которой подключаются скважины, обслуживаемые ею, газосепаратора мерника, а иногда и подогревателя, в котором осуществляется отделение газа и воды от нефти. [9]

В настоящее время разработаны нешироко применяются упоминавшиеся автоматические устройства для замера продукции скважин : Спутник-А, Спутник - Б и Спутник-В, описание которых приводится ниже. [11]

В настоящее время разработаны и широко применяют автоматические устройства по замеру продукции скважин : Спут-ник - А, Спутник - Б и Спутник-В, описание которых приведено ниже. [13]

После установления режима работы замеряют контрольными манометрами на подводящей рабочий агент линии рабочее давление и производят замер продукции скважины . [14]

Поэтому нефтесборное хозяйство на промыслах состоит из ряда отдельных сооружений, связанных между собой стальными трубопроводами и служащих для замера продукции скважин и отделения газа от нефти, замера добычи нефти по промыслу и отделения от нефти воды, обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти, сбора и хранения товарной нефти, внешней перекачки нефти. [15]

Измерение параметров продукции нефтяных скважин с помощью технических средств в промысловых и лабораторных условиях.

В настоящее время на промысле применяют автоматизированное устройство по замеру продукции скважин и, как правило, они являются групповыми.

Групповые замерные установки обеспечивают:

1 Автоматизированное переключение скважин на замер.

2 Автоматическое измерение и регистрацию дебетов скважин.

3 Контроль за режимом эксплуатации скважин, по поступлению продукции, т.е. задаются определенные режимы

4 Автоматическую блокировку скважин при аварийном состоянии установки.

Эта блочная автоматизированная замерная установка предназначена для автоматизированного измерения дебета скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа.

АГЗУ «Спутник Б», в отличие от Спутника А обеспечивает возможность отдельного сбора обводненной нефти и безводной нефти и полного измерения дебетов определяют количество воды продукции скважин.

Количество нефтяного газа, измеряемого расходомерами типа АГАТ, которые регистрируют расход давления и температуру газа, помимо этого в Спутнике Б предусмотрена подача деэмульгатора, содержание воды в нефти определяют с помощью косвенного метода, основанного на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от диэлектрических свойств ее компонентов.
(-) требует постоянной настройки, отложения парафинов на приборе

Безводная нефть является хорошим диэлектриком и имеет диэлектрическую проницаемость εн= 2,1-2,5, а для воды εв= 80.

Принцип действия влагомера заключается в измерении емкости конденсатора, образованного двумя электродами, погруженными в водонефтяную смесь C=Sεc/l

S – поверхность обхвата конденсатора

εc- диэлектрическая проницаемость среды между обкладками

l – расстояние между обкладками

Унифицированный влагомер нефти (УВН) позволяет непрерывно контролировать и фильтровать объемное содержание воды с погрешностью от 2,5 до 4%.
Определение В можно проводить в лаб-ие с помощью прибора Дина-Старка, центрифугирования и фотокалориметра
Пробу необходимо отбирать после насоса, перемешивающего устройства(турболизатор) 2м хватает для грав разделения

Также созданы модификации Спутник В и Спутник ВР, на установках дебет скважин измеряется в вертикальном сепараторе, по показаниям нижнего и верхнего датчиков уровня и датчика веса.

Весовой способ является наиболее точным. При этом регистрируется время заполнения измерительного аппарата, по истечении одного цикла заполнения взвешенная порция жидкости выдавливается в общий коллектор, и цикл измерения повторяется.

Преимуществом этих спутников является использование трехходовых переключающих клапанов вместо многоходовых.

Недостаток: высокая стоимость.

Спутник А,Б,ВР. УВН(универсальный влагомер нефти)

Плотность принадлежит к числу наиболее распространенных показателей, определяемых для нефтепродуктов.

В России стандартизированы 2 метода определения плотности: ареометрический и пикнометрический

Сущность первого метода заключается в погружении ареометра в испытуемый нефтепродукт, снятии показания по шкале ареометра при температуре определения и пересчете результатов на плотность при температуре 20о С.

Сущность второго метода в определении относительной плотности нефтепродуктов - отношении массы испытуемого продукта к массе воды, взятой в том же объеме и при той же температуре.

Определение кинематической вязкости нефтепродуктов производят стеклянным вискозиметром. Сущность метода заключается в измерении времени истечения определенного объема испытуемой жидкости под влиянием внешних силы тяжести (кроме битумов).

Разработано устройство для определения вязкости нефтепродуктов используется прибор, состоящий из вертикального цилиндра диаметром 50,4, длиной 63 мм, внутри которого перемещается поршень из нержавеющей стали. Жидкость оказывается сопротивление движению поршня, перетекая через зазор между ним и поверхностью цилиндра, замедляя его движение. Время, необходимое для двойного хода поршня, пропорционально вязкости нефтепродукта: чем больше вязкость, тем больше промежуток времени, необходимый для перемещения поршня

Поможем написать любую работу на аналогичную тему

Измерение параметров продукции нефтяных скважин с помощью технических средств в промысловых и лабораторных условиях.

Читайте также: