Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Нефть объемный вес


Вес [удельный] — Нефть ... Вес [объемный малый]

Уровень 1: Уровень 2: Уровень 3:
от: 0 -фазадо: Воздействие [сильное исключительно] от: 0 -фазадо: Азокраситель [дисперсный] от: Величина— Объем[мертвый]до: Величина — Проплавление
от: Воздействие[сильное наиболее]до: Завод [нефтеперерабатывающий] — Союз [советский] от: Азокраситель[лаковый]до: Анализ [геологический сравнительный] от: Величина[пропорциональная]до: Величина — Температура
от: Завод[специализированный]до: Кольцо [сферическое] от: Анализ[геолого-промысловый]до: Аптека [хозрасчетная] от: Величина— Температура[допустимая]до: Венгрия
от: Кольцо[телескопическое]до: Надежность [технологическая] от: Аптекарьдо: Бальза от: Венддо: Вентиляция [противодымная аварийная]
от: Надежность— Топливоснабжениедо: Паста [грубая] от: Бальзакдо: Блок — Регулирование — Напряжение от: Вентиляция[протяжная]до: Верстка [компьютерная]
от: Паста[густая]до: Принтер [сетевой] от: Блок— Регулирование— Температурадо: В-сталь от: Верстка[многоколонная]до: Вес [относительный]
от: Принтер[струйный]до: Результат — Округление от: В-схемадо: Величина — Объем от: Вес[относительный абсолютный]до: Ветвь [засохшая]
от: Результат[округленный]до: Способы — Заполнение от: Величина— Объем[мертвый]до: Взаимодействие — Амин [ароматические первичные] от: Ветвь— Камертондо: Вещество [звездное]
от: Способы— Захватдо: Успех — Продукт от: Взаимодействие— Амин[третичные]до: Влажность [определяемая] от: Вещество— Землядо: Вещество [полиморфное]
от: Успех— Проектдо: Ящур от: Влажность[оптимальная]до: Воздействие [сильное исключительно] от: Вещество[полировочное]до: Взаимодействие — Амин [ароматические первичные]

www.ngpedia.ru

Измерение и взвешивание массы брутто нефти объемно-массовым статическим методом

Данным методом определяется масса нефти по ее объему, плотности и температуре. Объем нефти определяется с помощью градуировочных таблиц, средств измерений уровня, гидростатического давления нефти.

Перечень средств измерений, используемых при объемно-массовом статическом методе приведен ниже:

№ п/п Наименование средств измерений и оборудования, используемых при объемно-массовом статическом методе Предел допускаемой погрешности
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические вместимостью от 100 до 200 м3 -
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические при измерении объема жидкости -
Резервуары железобетонные цилиндрические -
Уровнемеры стационарные или рулетки измерительные с грузом, измеритель межфазного уровня ММС (электронная рулетка) 3 мм
Плотномер лабораторный или переносной, или ареометры с ценой деления шкалы 0,5 кг/м3 кг/м3
Термометры или преобразователи температуры 0,2 град
Датчики гидростатического давления -
Пробоотборники -
Системы гидрометрирования -

 

Основные требования к проведению измерений объема, плотности и температуры нефти:

Уровень общего объема жидкости в резервуарах измеряют стационарными уровнемерами или вручную измерительной рулеткой с грузом.

Измерение уровня рулеткой осуществляется в следующей последовательности:

Проверяется базовая высота как расстояние по вертикали от днища в точке касания груза измерительной рулетки до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки измерительного люка. Полученный результат сравнивается с известной (паспортной) величиной базовой высоты, нанесенной на резервуаре. Если базовая высота (Нб) отличается от полученного результата более, чем на 0,1 % Нб, необходимо выяснить причину изменения базовой высоты и устранить ее.

На период, необходимый для выяснения и устранения причин изменения базовой высоты, разрешается измерения уровня нефти проводить по высоте пустоты резервуара.

Лента рулетки с грузом медленно опускается до касания лотом днища или опорной плиты (при наличии), не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование и сохраняя спокойное состояние поверхности нефти, не допуская волн.

Лента рулетки поднимается вверх, строго вертикально, не допуская смещения в сторону, чтобы избежать искажения линии смачивания на измерительной ленте.

Отсчет по ленте рулетки проводится до 1 мм сразу после появления смоченной части ленты рулетки над измерительным люком.

Для измерения высоты пустоты рулетка с грузом опускается ниже уровня нефти.

Первый отсчет (верхний) берется по рулетке на уровне риски планки замерного люка. Для облегчения измерения и расчетов высоты пустоты рекомендуется при проведении измерения совмещать отметку целых значений метра на шкале рулетки с риской планки замерного люка. Затем рулетка поднимается строго вверх без смещения в стороны и берется отсчет на месте смоченной части ленты (или лота) нефтью (нижний отсчет).

Высота пустоты находится как разность верхнего и нижнего отсчетов по рулетке.

Уровень нефти в резервуаре определяется вычитанием полученного значения из паспортной величины базовой высоты (высотного трафарета) для данного резервуара.

Измерение уровня общего объема жидкости в каждом резервуаре проводится дважды.

Если результаты измерений отличаются на 1 мм, то в качестве результата измерения уровня принимается их среднее значение. Если полученное расхождение измерений более 1 мм, измерения повторяются еще дважды и берется среднее по трем наиболее близким измерениям.

Затем по градуировочной таблице на данный резервуар вычисляется общий объем жидкости в резервуаре.

Ленту рулетки до и после измерений необходимо протереть мягкой тряпкой насухо.

Измерение уровня подтоварной воды в резервуарах проводят при помощи водочувствительной ленты или пасты в следующей последовательности.

Водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к поверхности лота с двух противоположных сторон.

Водочувствительную пасту наносят тонким слоем (0,2…0,3 мм) на поверхность лота полосками с двух противоположных сторон.

Рулетка с лотом с водочувствительной пастой или с прикрепленной водочувствительной лентой при определении уровня подтоварной воды должна выдерживаться в резервуаре неподвижно в течение 2-3 минут, когда водочувствительный слой полностью растворится и грань между слоями воды и нефти будет резко выделена.

Измерение уровня подтоварной воды в резервуаре проводится в последовательности, описанной в подпункте 1) настоящего пункта.

Измерение уровня подтоварной воды необходимо повторить, если на ленте или пасте оно обозначается нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, что указывает на наклонное положение лота при выполнении измерений.

Размытая грань является следствием отсутствия резкой границы раздела между водой и нефтью и свидетельствует о наличии водоэмульсионного слоя. В этом случае необходимо измерение повторить после отстоя и расслоения эмульсии.

Измерив уровень подтоварной воды с помощью водочувствительной ленты или пасты, по градуировочной таблице резервуаров находят объем подтоварной воды.

Измерение уровня нефти и подтоварной воды может производиться другим способом, например, при помощи электронных рулеток.

Для определения фактического объема нефти нужно из объема, соответствующего уровню наполнения резервуара, вычесть объем подтоварной воды.

Плотность нефти измеряется плотномером в соответствии с инструкцией по эксплуатации на данный тип или по нормативным документам уполномоченного органа по техническому регулированию и метрологии по объединенной пробе нефти в соответствии с государственными стандартами Республики Казахстан, отобранной из резервуара или из трубопровода, по которому проводится закачка (откачка) нефти.

Полученное значение плотности приводится к средней температуре нефти в резервуаре в соответствии с методикой выполнения измерений.

Средняя температура нефти в резервуаре определяется с помощью стационарных преобразователей температуры в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации одновременно с измерением уровня или путем измерения ее при отборе точечных проб.

При отборе объединенной пробы стационарными пробоотборниками в один прием определяют среднюю температуру нефти путем измерения температуры этой пробы термометром.

При отборе точечных проб температура нефти в пробе определяется в течение 1-3 минут после отбора пробы, при этом переносной пробоотборник выдерживается на уровне отбираемой пробы не менее 5 минут. Термометр погружают в нефть на глубину, указанную в техническом паспорте на данный термометр, и выдерживают в пробе до принятия столбиком ртути постоянного положения.

Средняя температура нефти рассчитывается по температуре точечных проб, используя соотношение для составления объединенной пробы из точечных.

Допускается измерять температуру нефти преобразователем температуры, входящим в состав переносного плотномера, с одновременным измерением плотности или электронных рулеток с одновременным измерением уровня.

Масса брутто нефти в резервуаре вычисляется по формуле:

где плотность нефти при температуре измерения объема в резервуаре, кг/м3;

объем нефти, м3, определенный по градуировочной таблице резервуара в соответствии с результатами измерения общего уровня жидкости в резервуаре в соответствии с подпунктом 1) пункта 25 настоящих Правил и уровня подтоварной воды, измеренной в соответствии с подпунктом 2) пункта 25 настоящих Правил, вычисленной по формуле:

где поправочный коэффициент на изменение объема нефти в зависимости от температуры стенки резервуара;

общий объем жидкости, м3;

объем воды, м3.

При откачке резервуара объем сданной партии нефти определяется как разница первоначального объема и объема остатка в резервуаре. Если при измерении объема остатка температура в резервуаре отличается от температуры нефти в момент измерения первоначального уровня на + 2 град., то объем сданной нефти вычисляют по формуле:

где объем нефти до начала откачки, измеренный при температуре , м3;

объем остатка, измеренный при температуре , м3;

коэффициент объемного расширения нефти при температуре , значения которого приведены в методике выполнения измерений ареометром.

Масса сданной партии нефти вычисляется по формуле (3), где значение плотности нефти определяется для температуры .

Соответственно, при приеме нефти в резервуаре объем принятой нефти вычисляется по формуле:

где объем нефти в резервуаре по окончании процесса закачки и отстоя нефти, измеренный при температуре , м3;

коэффициент объемного расширения нефти при температуре .

Плотность нефти в этом случае определяется при температуре .

Для определения содержания балласта в нефти, проба из резервуара отбирается в соответствии с нормативными документами.

studopedya.ru

Средний объемный вес - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Средний объемный вес

Cтраница 1

Средний объемный вес продуктов в вагоне при обычных непакетных перевозках принят равным 0 4 т на 1 м3 грузовой емкости вагона. В табл. 3 даны сравнительные данные загрузки вагонов при пакетных и непакетных перевозках продуктов.  [1]

Губки среднего объемного веса занимают промежуточное положение, но по свойствам больше приближаются к легким губкам, чем к ячеистым резинам.  [3]

Если принять средний объемный вес горных пород р 2 4 - 2 6 г / см3, градиент разрывного давления должен быть не меньше 0 24 - 0 26 кгс / см2 на 1 м глубины скважины.  [4]

Пуассона; уп - средний объемный вес горных пород; ур - средний удельный вес бурового раствора; 2-координата глубины рассматриваемой точки в горном массиве; ц / ( 1 - [ i) A - коэффициент бокового распора.  [6]

Здесь 9 - является средним объемным весом воды в нагревательном приборе, соответствующим температурам воды: входящей tr и выходящей / 0 из нагревательного прибора.  [7]

Наличие газа в помпируемой смеси, понижая средний объемный вес жидкости, понижает и величину статической нагрузки. Для того же, чтобы судить о характере влияния газа на динамическую составляющую максимального усилия, необходимо рассмотреть картину работы глубинного насоса в газированной жидкости. Под плунжером к началу хода вверх находится некоторый объем свободного газа, трубы будем считать заякоренными.  [8]

К - коэффициент бокового распора; Yn - средний объемный вес пород, равный 0 0025 кгс / см3, z - глубина залегания, см. Кроме того, напряжение зависит от давления ри насыщающей породы жидкости, которое в определенной степени изменяет напряженное состояние скелета породы.  [9]

После того как выявлены величина остывания воды и средний объемный вес воды по участкам, может быть определена разность давлений правого и левого столбов кольца.  [10]

Поэтому ленты применяются, главным образом, в быстроходных элеваторах при небольшой и средней производительности ( до 80 м3 / час) и средней высоте подъема ( обычно до 25 - J-40 м) для транспортирования пылевидных и мелкокусковых грузов малого и среднего объемного веса, которые не оказывают большого сопротивления при загрузке их зачерпыванием. Цепи применяются преимущественно при большой производительности ( до 360 м3 / час), значительной высоте подъема и перемещении тяжелых кусковых грузов, а также горячих и других грузов, транспортирование которых оказывает вредное воздействие на прорезиненную ленту.  [11]

Воздействие давлением на свободно насыпанную массу материала также приводит к уменьшению общего электрического сопротивления за счет смятия шероховатостей на гранях соприкосновения кусков. В нашем случае столб шихты при среднем объемном весе нефтяного кокса 0 65 т / м3 и высоте столба над верхним ярусом электродов 4 - 5 м и нижним 6 5 - 7 5 м создает давление в soiHe электронагрева в зависимости от уровня по высоте от 0 3 до 0 6 кГ / см2, что оказывает большое влияние на изменение удельного сопротивления.  [12]

При испытании волокнистых или сыпучих материалов отобранные от них пробы помещаются в обоймы, которые изготовляются из теплоизоляционных материалов и должны иметь размеры, соответствующие размеру электронагревателя. Плотность отобранной пробы, находящейся под нагрузкой, должна быть равномерна по всему объему и соответствовать среднему объемному весу материала.  [13]

Полученные диаметры являются предварительными. Посла этого определяют охлаждение воды в участках кольца, находят температуры в их начале и конце и средний объемный вес воды в вертикальных участках. Далее совершенно так же, как при расчете двухтрубной системы, определяют действительную величину циркуляционного давления.  [14]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

2-3. Плотность и объемный вес жидкости

Плотностью жидкого тела р В данной точке называется предельное значение отношения массы элементарного тела '>М [кГ сек:}м] к его объему IW [ж3] При стремлении о IF К точке (к нулю):

Предельное значение отношения веса 5(7 элемен-весом

Объемный вес и пл01ность связаны зависимостью

Где G—ускорение силы тяжести.  *

Для однородного жидкого тела плотность и объе\РВый вес имеют одно н то же значение, не зависящее от величины объема, равное отношению массы всего тела М или веса G К его объему W, т. е. определяются по формулам:

Наиболее просто объемный вес f [Г/с-”3] (Г-грамм-сила) и плотность и 1г/с. мг! (г-грамм-масса) определяются при помощи ареометра. На фиг. 2-3 показан ареометр для нефтяных прод>ктов (Г'ОСТ 12S9-41), называемый нефтеденсиметром.

В табл. 2 4 приведены значения объемных весов некоторых однородных жидких тел (см. также табл. 2-7). Для сопоставления в этой же таблице приведены аначенкя объемного веса (лг. я условий на уровне моря) для воздуха и ориентировочные значения - j для лродуктои горения среянсто со-

Тя rt л и Т! Я 2 а

Объемный вес и плотность жидко^ей зависят от температуры. Температурное изменение объема характеризуется коэффициентом объемного расширения который равен относительному изменению объема W при изменении температуры T ца 1°С и определяется по формуле

Где (0= 13 593 «Г/ «3 — объемный вес ртути при T = 0° С. Для нефти У Нефтепродуктов применяется формула Д. И. Менделеева

Где fi0—плотность при температуре fj.

Формулу Менделеева можно представить и в друюм виде;

Р или объемной веса жидкости 1 при •.ся следующими формулами: для ртути

Коэффициент J будем называть температуркой поправкой. Значения соответствующие плотности р при искомой температуре T, приведены в табл. 2-5. При пользовании табл. 2-5 п. чотность р0 должна соответствовать температуре T0~ 20° С и раачерноС1И ZjcM3.

Таблица 2-5

Средние Значения температурных поправок плотности нефтепродуктов'

anastasia-myskina.ru

Объёмный коэффициент нефти

Сжимаемость нефти

Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять свой объём под действием внешнего давления. Уменьшение объёма характеризуется коэффициентом сжимаемости (b) или объёмной упругости:

. (4.14)

Коэффициент сжимаемости зависит от температуры (рис. 4.8), давления (рис. 4.9), состава нефти и газового фактора.

 

Рис. 4.9. Зависимость коэффициента сжимаемости от давления и температуры для нефти плотностью 800 кг/м3 Новодмитриевского месторождения  
Рис. 4.8. Зависимость коэффициента сжимаемости от температуры нефти Новодмитриевского месторождения

 

Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (b ≈ 0,4-0,7 ГПа-1), а лёгкие нефти со значительным содержанием растворённого газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа-1). Следовательно, с увеличением плотности нефти коэффициент сжимаемости уменьшается, а с увеличением количества растворенного углеводородного газа коэффициент сжимаемости нефти возрастает. Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, которые находятся в пластовых условиях, близких к критическим. Возрастание пластовой температуры вызывает увеличение коэффициентом сжимаемости.

 

С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент b, характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации:

, (4.15)

где Vпл – объём нефти в пластовых условиях;

Vдег – объём нефти при стандартных условиях после дегазации.

Увеличение пластового давления до давления насыщения приводит к увеличению количества растворенного в нефти газа и как следствие к увеличению величины объёмного коэффициента (рис. 4.10).

 

Дальнейшее увеличение пластового давления, выше давления насыщения будет влиять на уменьшение объёма нефти в пластовых условиях за счет ее сжимаемости, что приводит к уменьшению коэффициента сжимаемости. Точка б (рис. 4.10) отвечает состоянию, когда весь газ, находящийся в залежи сконденсировался и перешел в жидкое состояние и началу выделения газа из нефти и отвечает максимальному значению объёмного коэффициента нефти.

Объёмный коэффициент определяется по глубинным пробам. Для большинства месторождений величина b изменяется в диапазоне 1,07-1,3. Для месторождений Западной Сибири величина b колеблется от 1,1 до 1,2. Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т.е. уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %):

, (4.16)

Усадка некоторых нефтей достигает 45-50 %.

Рассмотрим пример. Найти коэффициент изменения объёма насыщенной нефти газом в пластовых условиях, если плотность нефти (ρн) при 15°С равна 850 кг/м 3, а относительная плотность газа по воздуху (ρог) составляет 0,9 кг/л, газовый фактор (Го) равен 120 м3/т, давление пластовое (Рпл) 150 атм, пластовая температура (Тпл) 50 °С.

Решение. Пользуясь зависимостями рисунка 4.11, находим кажущуюся плотность газа (rг.к.) для величин относительной плотности газа (ρог) равной 0,9 и плотности нефти (rн) равной 850 кг/м3. Кажущая плотность растворенного газа (rг.к) = 440 кг/м3 (0,44 кг/л).

Вес газа (Gг), растворенного в 1 м3 нефти оценивается по уравнению:

Gг = Го • rн • rог • Gв,

 

где Го – газовый фактор, м3/т = 120 м3/т;

rн – плотность нефти, кг/м3 = 0,85 т/м3,

rог – плотность газа относительная = 0,9,

Gв – вес 1 м3 воздуха при Р = 1 атм и Т = 15°С = 1,22 кг.

 

Вес газа составляет: Gг = 120 • 0,85 • 0,9 • 1,22 = 112 кг ([м3/т] • т/м3]•[кг]).

 

 

 

Рис. 4.11. Изменение кажущейся плотности газа в жидкой фазе для нефтей с различными плотностями

 

Объём газа в жидкой фазе оценивается:

 

V = Gг/rг.к = 112 кг / 440 кг/м3 = 0,254 м3

Общий объём насыщенной нефти газом при атмосферном давлении соответственно равен:

Vнг = 1 + 0,254 = 1,254 м3

 

Вес насыщенной нефти газом определяется:

 

Gнг = 850 кг + 112 кг = 962 кг

 

Плотность насыщенной нефти газом рассчитывается по уравнению:

 

rнг = Gнг/Vнг = 962/1,254 = 767 (кг/м3).

 

Для оценки величины плотности нефти в пластовых условиях необходимо учесть еще две поправки: на изменение плотности за счет сжатия под давлением (Drр) и на изменение плотности за счет расширения под влиянием температуры (Drt).

Поправку на сжимаемость нефти (Drр) находим используя зависимости рисунка 3.12, для 150 атм Þ Drр составляет 22 кг/м3.

 

 

Рис. 4.12. Изменение плотности нефти в зависимости от пластового давления

Поправку на расширение нефти за счет увеличения температуры (Drt) находим, используя зависимости рисунка 4.13 (цифры на зависимостях обозначают плотность нефти в кг/ м3 при 15,5оС):

 

: Drt = 860–850 = 10 кг/м3.

 

Таким образом, плотность нефти с учетом пластовых Р и T и насыщения ее газом составит:

r'нг = rнг + Drнг + Drt = 767 + 10 – 22 = 755 (кг/м3).

 

Коэффициент изменения объёма нефти, насыщенной газом для пластовых условий будет равен:

 

b = Vпл/Vдег, b = rдег/rп = 850/755 = 1,126.

 

 

Рис. 4. 13. Изменение плотности нефтей в зависимости от температуры

 

То есть, каждый м3 нефти (н.у.) занимает в пластовых условиях объём 1,126 м3. Усадка нефти составляет:

 

U = (1,126 – 1)/1,126 = 0,11 или 11 %.

5rik.ru

Объемный вес - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Объемный вес

Cтраница 1

Объемный вес 130 KS JMS, коэффициент теплопроводности 0 033 - 0 038 ккал / м час - град при температуре 20 С. Применяется в виде засыпки для изоляции каркасных зданий.  [1]

Объемный вес 580 - 660 кг / м3, коэффициент теплопроводности 0 24 ккал / м час град при температуре 50 С, временное сопротивление сжатию 10 - 12 кг / см., предельная температура применения 1350 С.  [2]

Объемный вес у выражается в тп / м3 или иногда в кг / м3; он применяется при подсчетах производительности транспортирующих машин.  [3]

Объемный вес обычно менее 1200 кг / мя.  [4]

Объемный вес и большинство физико-механических свойств сотопластов зависят от формы и размеров сот, а также от природы материала, образующего стенки полостей.  [5]

Объемный вес значительных по размеру монолитов связных грунтов с достаточной точностью может быть определен путем непосредственного замера монолита, приведенного в правильную геометрическую форму, например цилиндрическую, и его последующего взвешивания. В нашей практике для определения объемного веса часто используется металлический цилиндр без дна и крышки с заостренным режущим краем диаметром от 5 до 15 и высотой от 2 до 5 - 10 см. Для отбора пробы кольцо вдавливается в грунт; объем образца в данном случае равен внутреннему объему цилиндра.  [6]

Объемный вес 800 - 1000 кг / м3, коэффициент теплопроводности 0 18 - 0 20 ккал / м час С. А л ь ф о л ь ( алюминиевая фольга) изготовляется в виде рулонов длиной до 700 м, шириной 440 мм, при толщине 0 008 - 0 01 мм. Изолирующие свойства основаны на том, что в изоляционных конструкциях альфоль укладывается в смятом виде или в несколько слоев гофрированными листами. В этом случае между отдельными листами образуются воздушные прослойки, которые снижают коэффициент теплопроводности. Объемный вес в изоляционной конструкции 3 - 4 кг / м3, коэффициент теплопроводности 0 04 - 0 05 ккал / м час С.  [7]

Объемный вес 250 - 300 кг / мя, коэффициент теплопроводности 0 06 - 0 07 ккал / м час СС.  [8]

Объемный вес таких блоков после обжига 0 5 - 0 6 кг: л; теплопроводность в четыре раза меньше, чем обыкновенного кирпича. Особенно широкое распространение имеют пористые блоки, изготовленные на основе диатомита, трепела и опоки. Свойства их приведены в табл. 63 ( стр.  [9]

Объемный вес 7 представляет собой вес единицы объема жидкости. Его не следует смешивать с безразмерным относительным удельным весом жидкости, под которым понимается отношение ее веса при 20 С к весу дистиллированной воды в том же объеме при 4 С.  [10]

Объемный вес имеет особенно большое значение при конструировании аппаратов и сооружений из материалов неорганического происхождения. По этой причине, при прочих равных условиях, с целью облегчения конструкций или сооружений выбирают материал с малым объемным весом, так как вследствие значительной пористости большинства силикатных материалов удельный вес играет лишь второстепенную роль.  [11]

Объемный вес определяется на образцах размером 15X15X15 мм. На таких же образцах производится испытание на водопоглащение.  [12]

Объемный вес и крепость прессованной древесины значительно выше, чем натуральной ( исходной) Древесины, и зависят от степени уплотнения.  [13]

Объемный вес и коэффициент1 теплопроводности насыщенного влагой материала увеличиваются, а термическое сопротивление конструкции уменьшается Поэтому при технических расчетах величину коэффициента теплопроводности материала принимают по СНиПу с учетом влажностной географической зоны и влажностного режима помещений.  [14]

Объемный вес и коэффициент теплопроводности кладки из ракушечника и туфа значительно меньше, чем кладки из кирпича и камня.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Объемный коэффициент - пластовая нефть

Объемный коэффициент - пластовая нефть

Cтраница 2

Объемный коэффициент пластовой нефти может быть рассчитан также по величине относительной плотности газа 5Г по воздуху1, если известны: плотность дегазированной нефти в стандартных условиях 8, кг / м3; начальная растворимость г0, м3 / м3; пластовое давление рпл, МПа; пластовая температура 1ПЛ, С.  [16]

Объемный коэффициент пластовой нефти - как уже указывалось, пластовая нефть отличается содержанием в ней значительного количества растворенного газа. Наличие растворенного газа резко влияет на ее свойства: увеличивается ее объем ( иногда на 50 - 60 %), снижается плотность, значительно уменьшается вязкость, изменяется также поверхностное натяжение на различных границах раздела.  [17]

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем в пластовых условиях занимает 1 м3 сепарированной нефти, взятой при стандартных условиях.  [18]

Объемный коэффициент пластовой нефти может быть определен расчетным путем по фракционному составу газа или по данным плотности газа.  [19]

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем в пластовых условиях занимает 1 MS дегазированной нефти.  [20]

Объемные коэффициенты пластовой нефти, как начальный В0 - для давления р -, так и текущий В0 для давления р, а также и Bot) для давления насыщения определяют по данным анализов глубинных проб пластовой нефти. И поскольку в настоящее время такие исследования проводятся практически по каждой залежи, использование для таких определений обобщенных графических или аналитических зависимостей не представляется целесообразным.  [22]

Объемные коэффициенты пластовой нефти изучались раздельно: для давлений, равных или меньших давлений насыщения, и давлений, равных или больших давлений насыщения.  [23]

Объемный коэффициент пластовой нефти Ьнпл по (1.42), предварительно определив коэффициенты ан по (1.32) и Я.  [24]

Более точно объемный коэффициент пластовой нефти может быть определен расчетным путем по фракционному составу газа или по данным об удельном весе газа.  [25]

Кроме объемного коэффициента пластовой нефти введено понятие усадка нефти. Величина усадки показывает, на сколько ( в процентах) уменьшается объем пластовой нефти после извлечения ее на поверхность и полной дегазации.  [26]

Для определения объемного коэффициента пластовой нефти имеются следующие данные: удельный вес нефти 0 8285, газовый фактор 172 5 м3 / т, пластовое давление 182 5 am, температура пласта 65 5; содержание газа по данным анализов следующее: 76 % метана, 10 % этана, 7 % пропана, 5 % бутана, 1 5 % пентана, 0 5 % гексана высшие.  [27]

Отклонение значения объемного коэффициента пластовой нефти, вычисленного по формуле (2.115) от экспериментального значения более чем на 10 %, следует рассматривать как основание для проверки точности исходной информации.  [29]

Отклонение значения объемного коэффициента пластовой нефти, вычисленного по формуле (2.54), от экспериментального значения более чем на 10 %, следует рассматривать как основание для проверки точности исходной информации.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru