Практическое моделирование. Плотность нефти пластовой


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

Пластовая плотность нефти — Практическое моделирование

Небольшая заметка на полях о плотности нефти, а на самом то деле о black-oil модели.Следующая простая схема показывает путешествие нефти от пластовых к стандартным условиям.

При подъеме пластовой нефти (RC) в стандартные условия (SC), исходная масса пластовой нефти распадается на два компонента — дегазированная нефть в стандартных условиях и газ сепарации.

(m_o)_{RC}=(m_o + m_g)_{SC}

Массу можно выразить через плотность,

m=\rho V

и переписать сохранение массы через плотности.

\rho_{o.rc} V_{o.rc}=\rho_{o.sc} V_{o.sc} + \rho_{g.sc} V_{g.sc}

Отношение объема газа, в стандартных условиях, к объему нефти в стандартных условиях, называется газосодержанием,

R_s=\frac{V_{g.sc}}{V_{o.sc}}

Объем газа, в стандартных условиях, можно выразить через объем нефти и газосодержание,

V_{g.sc}=R_s\cdot V_{o.sc}

Теперь, возвращаясь к плотностям,

\rho_{o.rc}V_{o.rc}=V_{o.sc} (\rho_{o.sc} + R_s\rho_{g.sc})

Отношение объема нефти в пластовых условиях, к объему нефти в стандартных условиях, это объемный коэффициент нефти,

B_o=\frac{V_{o.rc}}{V_{o.sc}}

И опять возвращаясь к плотностям, окончательно избавимся от объемов,

\rho_{o.rc} B_o = (\rho_{o.sc} + R_s\rho_{g.sc})

и выразим плотность нефти в пластовых условиях.

\rho_{o.rc} = \frac{1}{B_o}\cdot (\rho_{o.sc} + R_s\rho_{g.sc})

Теперь понятно, для пересчета из плотности нефти стандартных условиях в пластовые, недостаточно знать объемный коэффициент. Потребуется также газосодержание (куб на куб) и плотность газа.

И здесь же разберемся чем газосодержание отличается от газового фактора.Добавим в схему свободный газ в пластовых условиях.

Сумма свободного газа и газа, который выделился из нефти, в стандартных условиях к нефти в стандартных условиях называется газовым фактором (ГФ, GOR).

Если в пластовых условиях нет свободного газа, тогда

GOR=R_s

При прорыве в скважину газа из газовой шапки или при образовании свободного газа в пласте за счёт разгазирования нефти, сумма добываемого газа становится больше, чем объем нефтяного газа, поэтому

GOR>R_s

И последняя ситуация, при которой ГФ меньше газосодержания, возможна в мощных пластах, когда выделившися газ в пласте, начинает собираться под кровлей, не поступая в скважину,

GOR < R_s

oilsim.ru

По плотности пластовые нефти делятся на

По плотности пластовые нефти делятся на:

  • легкие с плотностью менее 0.850 г/см3;

  • тяжелые с плотностью более 0,850 г/.

Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые—низким.

Вязкость пластовой нефти н, определяющая степень ее подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях. Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой. Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыщения. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. Например, для Арланского месторождения это соотношение больше 20, для Ромашкинского— 5,5. Вязкость зависит также от плотности нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые.

Вязкость нефти измеряется в мПас (миллипаскаль в секунду).

По величине вязкости различают нефти

незначительной вязкостью — н < 1 мПа  с;

маловязкие — 1<н5 мПа  с;

с повышенной вязкостью—5<н25 мПа с;

высоковязкие— н > 25 мПа с.

Например, вязкость нефтей залежей: в верхнемеловых отложениях Северного Кавказа 0,2—0.3 мПас; в девонских отложениях Татарии, Башкирии, в меловых отложениях Западной Сибири— 1—5 мПас; в каменноугольных отложениях Татарии, Башкирии и Пермской области—5—25 мПас. Нефть Русского месторождения в Западной Сибири характеризуется вязкостью 300 мПас, а нефть Ярегского месторождения в Коми АССР (добываемая шахтным способом)—2000—22000 мПас.

Вязкость нефти—очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соотношение вязкостей нефти и воды—показатель, характеризующий темпы обводнения скважин. Чем выше это соотношение, тем хуже условия извлечения нефти из залежи с применением различных видов заводнения.

При значительном содержании в нефти парафина и асфальтенов вязкость нефти зависит от скорости деформации сдвига, т. е. при этом условии нефть приобретает свойства неньютоновскнх жидкостей вследствие возникновения в ней пространственной структуры, образованной коллоидными частицами асфальтенов. парафина и смол. Значительное влияние на структурно-механические свойства нефтей оказывают также состав пород, свойства и строение пустотного пространства. В зависимости от материала стенок пустот процесс образования и упрочения пространственной структуры в нефтях протекает тем интенсивнее. чем меньше проницаемость породы. Кроме того, вязкость неньютоновской жидкости зависит от времени ее нахождения в спокойном состоянии.

Установлено, что проводимость горных пород для структурированных нефтей в значительной степени зависит от градиентов давления. При небольших градиентах проводимость песчаников может быть в десятки раз меньше, чем при высоких.

Проявлением структурно-механических свойств нефтей в ряде случаев могут быть объяснены низкая нефтеотдача, быстрое обводнение добывающих скважин, неравномерность профилей притока.

Колориметрические свойства нефти зависят от содержания в ней окрашенных веществ (смол, асфальтенов). Специальными исследованиями установлено, что слои вещества одинаковой толщины при прочих равных условиях всегда поглощают одну и ту же часть падающего на них светового потока. Зависимость между интенсивностью светового потока It после прохождения через раствор какого-либо вещества и толщиной слоя раствора L описывается основным уравнением (законом) колориметрии:

It=I0L-KспСL

где I0—интенсивность падающего светового потока; Kсп—-коэффициент светопоглощения; С—концентрация вещества в растворе.

Размерность коэффициента светопоглощения—1/см. За единицу Ксп принят коэффициент светопоглощения такого вещества, в котором при пропускании света через слой толщиной 1 см интенсивность светового потока падает в е=2,718 раз. Величина Ксп зависит от длины волны падающего света, природы растворенного вещества, температуры раствора и не зависит от толщины слоя.

Ксп определяется при помощи фотоколориметра. Фотоколориметрия—один из методов изучения изменения свойств нефти в пределах залежи или месторождения. По изменению колориметрических свойств нефти можно судить об изменении других ее свойств—вязкости, плотности. Контроль за величиной Кспнефти в процессе разработки позволяет решать ряд задач нефтегазопромысловой геологии.

Для нефтяных залежей характерно закономерное изменение основных свойств нефти в пределах площади и объема залежи: увеличение плотности, вязкости, величины коэффициента светопоглощения. содержания асфальтосмолистых веществ, парафина и серы по мере возрастания глубины залегания пласта, т. е. от свода к крыльям и от кровли к подошве (в мощных пластах). Иногда малоподвижные высоковязкие УВ (асфальты, твердые битумы и т. и.) образуют в подошве залежи монолитный слой. который частично или полностью запечатывает залежь, изолируя ее от законтурной области. Эти закономерности объясняются физико-химическим взаимодействием нефти с подошвенной водой.

Одновременно с увеличением плотности нефти (в пределах одной и той же залежи) уменьшаются ее газосодержание и давление насыщения растворенного газа. Так. на месторождении Календо (о-в Сахалин) величина газового фактора меняется от 49 до 70 м3/т, плотность нефти — от 0,830 до 0,930 г/см3.

Значения коэффициента светопоглощения на Бавлинском месторождении колеблются в пределах 190—450 ед.. На Западно-Сургутском месторождении величина этого коэффициента меняется в пласте БC10 от 300 до 550 ед.

Физические свойства пластовых нефтей исследуют в специальных лабораториях по глубинным пробам, отобранным из скважин герметичными пробоотборниками. Плотность и вязкость находят при постоянном давлении, равном начальному пластовому. Остальные характеристики определяют при начальном пластовом и при постепенно снижающемся давлении. В итоге строят графики изменения различных коэффициентов в зависимости от давления, а иногда и от температуры. Эти графики и используются при решении геологопромысловых задач.

2.4. ПЛАСТОВЫЕ ГАЗЫ, КОНДЕНСАТЫ, ГАЗОГИДРАТЫ

Пластовые газы

Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ вида СnН2n+2. Основным компонентом является метан СН4. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО2, сероводород h3S, гелий Не, аргон Аr.

Природные газы подразделяют на следующие группы.

  1. Газ чисто газовых месторождений, представляющий собой сухой газ, почти свободный от тяжелых УВ.

  2. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений, — смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из С5+высш.

  3. Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные газы). Это физические смеси сухого газа, пропанбутановой фракции (жирного газа) и газового бензина.

Газ, в составе которого УВ (С3, С4,) составляют не более 75 г/м3 называют сухим. При содержании более тяжелых УВ (свыше 150г/м3 газ называют жирным).

Газовые смеси характеризуются массовыми или молярными концентрациями компонентов. Для характеристики газовой смеси необходимо знать ее среднюю молекулярную массу, среднюю плотность или относительную плотность по воздуху. Молекулярная масса природного газа

где Мi— молекулярная масса i-го компонента; Xi — объемное содержание i-го компонента, доли ед. Для реальных газов обычно М = 16—20. Плотность газа ρг рассчитывается по формуле

где Vм — объем 1 моля газа при стандартных условиях. Обычно значение ρг находится в пределах 0,73— 1,0 кг/м3. Чаще пользуются относительной плотностью газа по воздуху ρг.в равной отношению плотности газа ρг к плотности воздуха ρв взятой при тех же давлении и температуре:

Если ρг и ρв определяются при стандартных условиях, то ρг= 1,293 кг/м3 и ρв = ρг /1,293 кг/м3.

Уравнения состояния газов используются для определения многих физических свойств природных газов. Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между давлением, объемом и температурой.

Состояние газов в условиях высоких давления и температуры определяется уравнением Клайперона — Менделеева:

pV = NRT,

где р — давление; V — объем идеального газа; N — число киломолей газа; R — универсальная газовая постоянная; Т — температура.

Эти уравнения применимы для идеальных газов. Идеальным называется газ, силами взаимодействия между молекулами которого пренебрегают. Реальные углеводородные газы не подчиняются законам идеальных газов. Поэтому уравнение Клайперона — Менделеева для реальных газов записывается в виде

pV = ZNRT,

где Z — коэффициент сверхсжимаемости реальных газов, зависящий от давления, температуры и состава газа и характеризующий степень отклонения реального газа от закона для идеальных газов.

К

Рис. 4. Диаграмма фазового состояния чистого этана (по Ш.К. Гиматудинову):

оэффициент сверхсжимаемостиZ реальных газов — это отношение объемов равного числа молей реального V и идеального Vи газов при одинаковых термобарических условиях (т.е. при одинаковых давлении и температуре):

Z = V/Vи

Значения коэффициентов сверхсжимаемости наиболее надежно могут быть определены на основе лабораторных исследований пластовых проб газов. При отсутствии таких исследований прибегают к расчетному методу оценки Z по графику Г. Брауна. Для пользования графиком необходимо знать так называемые приведенные псевдокритическое давление и псевдокритическую температуру. Суть этих понятий состоит в следующем.

Объем углеводородных газов меняется в зависимости от температуры и давления примерно в соответствии с рис. 4. Каждая из кривых соответствует фазовым изменениям однокомпонентного газа при постоянной температуре и имеет три участка. Отрезок справа от пунктирной линии соответствует газовой фазе, участок под пунктирной линией — двухфазной газожидкостной области и отрезок слева от пунктирной линии — жидкой фазе. Отрезок пунктирной кривой вправо от максимума в точке С называется кривой точек конденсации (точек росы), а влево от максимума — кривой точек парообразования. Точка С называется критической. Значения давления и температуры, соответствующие критической точке С, также называются критическими. Другими словами, критическойназывается такаятемпература, выше которой газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении. Критическим давлениемназывается давление, соответствующее критической точке перехода газа в жидкое состояние. С приближением значений давления и температуры к критическим свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает и плотности их уравниваются. С появлением в системе двух и более компонентов в закономерностях фазовых изменений возникают особенности, отличающие их поведение от поведения однокомпонентного газа. Не останавливаясь на подробностях, следует отметить, что критическая температура смеси находится между критическими температурами компонентов, а критическое давление смеси всегда выше, чем критическое давление любого компонента. Для определения коэффициента сверхсжимаемости Z реальных газов, представляющих собой многокомпонентную смесь, находят средние из значений критических давлений и температур каждого компонента. Эти средние называются псевдокритическим давлением Рпкр и псевдокритической температурой Тпкр. Они определяются из соотношений:

где Pкрi, и Tкрi - критические давление и температура i-го компонента; Xi — доля i-го компонента в объеме смеси (в долях единицы).

Приведенные псевдокритические давление и температура, необходимые для пользования графиком Брауна, представляют собой псевдокритические значения, приведенные к конкретным давлению и температуре (к пластовым, стандартным или каким-либо другим условиям):

Pпр=Р/Рпкр;

Тпр=Т/Тпкр,

где Р и Т— конкретные давление и температура, для которых определяется Z.

Коэффициент сверхсжимаемости Z обязательно используется при подсчете запасов газа, прогнозировании изменения давления в газовой залежи и решении других задач.

Влагосодержание природных газов связано с тем, что природные газы и газоконденсатные смеси контактируют с пластовыми водами различных форм и вследствие чего содержат определенное количество паров воды. Концентрация водяных паров в газе зависит от его состава, давления, температуры. Отношение количества водяных паров (в долях единицы или процентах), находящихся в газе, к максимально возможному содержанию водяных паров в том же газе при тех же условиях называют относительной влажностью газа. Она характеризует степень насыщения газа водяным паром. Количество водяных паров, находящихся в единице объема или массы газа (г/м3 или г/кг), называют абсолютной влажностью.

Пары воды, присутствующие в газах и газоконденсатных смесях, влияют на фазовые превращения углеводородных систем. При определенных термодинамических условиях вода может выделяться из газа (конденсироваться), т.е. переходить в капельно-жидкое состояние. В газоконденсатных системах могут одновременно выделяться вода и конденсат. В присутствии воды давление начала конденсации УВ увеличивается.

Объемный коэффициент пластового газа bг представляющий собой отношение объема газа в пластовых условиях Vпл.г к объему того же количества газа Vст, который он занимает в стандартных условиях, можно найти с помощью уравнения Клайперона — Менделеева:

bг = Vпл.г/Vст = Z(PcтТпл/(РплТст),

где Рпл, Тпл, Pcт,Тст — давление и температура соответственно в пластовых и стандартных условиях.

Значение величины bг имеет большое значение, так как объем газа в пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных условиях.

Газоконденсат

Конденсатомназывают жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный.

Сырой конденсатпредставляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях УВ. т.е. из пентанов и высших (C5+высш), в которых растворено некоторое количество газообразных УВ-бутанов, пропана и этана, а также h3S и других газов.

Важной характеристикой газоконденсатных залежей являетсяконденсатно-газовый фактор,показывающий содержание сырого конденсата (см3) в 1 м3 отсепарированного газа.

На практике используется также характеристика, которая называется газоконденсатным фактором, — это количество газа (м3), из которого добывается 1 м3 конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для разных месторождений от 1500 до 25 000м3/м3.

Стабильный конденсатсостоит только из жидких УВ — пентана и высших (C6+высш) Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в диапазоне 40—200°С. Молекулярная масса 90—160. Плотность стабильного конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см3 и находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава.

Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150см3/м3), средним (150—300 см3/м3), высоким (300—600 см3/м3) и очень высоким (более 600 см3/м3).

Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, какдавлениеначала конденсации, т.е. давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газа в виде жидкости. Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям ценных УВ в недрах. Это надо учитывать при подсчете запасов и определении показателей проектов разработки. Исследования газоконденсатных залежей нужно производить с самого начала освоения залежи. При этом необходимо устанавливать:

  • состав пластового газа и содержание в нем конденсата; давление начала конденсации УВ в пласте и давление максимальной конденсации;

  • фазовое состояние конденсатной системы в пластовых условиях;

  • количество и состав конденсата, выделяющегося из 1 м3 газа при различных давлениях и температуре;

  • возможные потери конденсата в недрах при разработке залежи без поддержания пластового давления в зависимости от степени падения давления;

  • фазовые превращения и свойства газоконденсатных смесей в стволах скважин, газосепараторах и газопроводах.

О свойствах газа и газоконденсата в пластовых условиях обычно судят на основании данных об их свойствах в стандартных условиях и расчетов без отбора и анализа глубинных проб газа. Основой таких расчетов являются результаты моделирования фазовых превращений углеводородной смеси в лабораторных установках. Однако следует учитывать, что этот метод недостаточно точен.

Газогидраты

Гидраты газовпредставляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определенных давлении и температуре заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи. Молекулы воды как бы раздвигаются молекулами газа — плотность воды в гидратном состоянии возрастает до 1,26—1,32 см3/г (плотность льда 1,09см3/г).

Один объем воды в гидратном состоянии связывает в зависимости от характеристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа.

Рис. 5. Диаграмма гетерогенного состояния газов (по Ю.Ф. Макогону):

1 – N2; 2 - СН43 - СО2; природная газовая смесь с относительной плотностью по воздуху: 4 — 0,6, 5 — 0,8: 6 – C2H6.; 7 – С3Н8: 8 –h3S

У

словия образования гидратов определяются составом газа, состоянием воды, внешними давлением и температурой и выражаются диаграммой гетерогенного состояния в координатах р—Т (рис. 5). Для заданной температуры повышение давления выше давления, соответствующего равновесной кривой, сопровождается соединением молекул газа с молекулами воды и образованием гидратов. Обратное снижение давления (или повышение температуры при неизменном давлении) сопровождается разложением гидрата на газ и воду.

Плотность гидратов природных газов составляет от 0,9 до 1,1 г/см3.

Газогидратные залежи — это залежи, содержащие газ, находящийся частично или полностью в гидратном состоянии (в зависимости от термодинамических условий и стадии формирования). Для формирования и сохранения газогидратных залежей не нужны литологические покрышки: они сами являются непроницаемыми экранами, под которыми могут накапливаться залежи нефти и свободного газа. Газогидратная залежь внизу может контактировать с пластовой подошвенной водой, газовой залежью или непроницаемыми пластами.

Присутствие гидратов в разрезе можно обнаружить стандартными методами каротажа. Гидратсодержащие пласты характеризуются:

  • незначительной амплитудой ПС;

  • отсутствием или малым значением приращения показаний микроградиент-зонда;

  • интенсивностью вторичной  активности, близкой к интенсивности водонасыщенных пластов;

  • отсутствием глинистой корки и наличием каверн;

  • значительной (в большинстве случаев) величиной к; повышенной скоростью прохождения акустических волн и др.

В основе разработки газогидратных залежей лежит принцип перевода газа в залежи из гидратного состояния в свободное и отбора его традиционными методами с помощью скважин. Перевести газ из гидратного состояния в свободное можно путем закачки в пласт катализаторов для разложения гидрата; повышения температуры залежи выше температуры разложения гидрата; снижения давления ниже давления разложения гидрата; термохимического, электроакустического и других воздействий на газогидратные залежи.

При вскрытии и разработке газогидратных залежей необходимо иметь в виду их специфические особенности, а именно: резкое увеличение объема газа при переходе его в свободное состояние; постоянство пластового давления, соответствующего определенной изотерме разработки газогидратной залежи; высвобождение больших объемов воды при разложении гидрата и др.

textarchive.ru

плотность пластовой нефти - это... Что такое плотность пластовой нефти?

 плотность пластовой нефти

Oil: density of formation oil

Универсальный русско-английский словарь. Академик.ру. 2011.

  • плотность пластов
  • плотность пластовых вод

Смотреть что такое "плотность пластовой нефти" в других словарях:

  • Забойная, или пластовая проба нефти — ► bottom hole oil sample Проба нефти, поднятая с забоя скважины глубинным пробоотборником и находящаяся в условиях пластового давления. По данным исследования забойных проб в лаборатории определяют свойства нефти в пластовых условиях: ■… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • Объемный метод подсчета запасов нефти — ► volumetric method of defining (estimating)of oil reserves Основан на геометрических представлениях о нефтеносном пласте и на данных о его пористости, нефтенасыщенности и отдаче нефти. Объем пласта обычно определяется как произведение площади… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • Добыча нефти — (Extraction of oil) Понятие нефтедобыча, методы и технологии добычи нефти Добыча нефти, описание методов и технологий добычи нефти Содержание Термин «» в современном мировом лексиконе стал синонимом общепринятого словосочетания «черное золото». И …   Энциклопедия инвестора

  • форма — 3.2 форма (form): Документ, в который вносятся данные, необходимые для системы менеджмента качества. Примечание После заполнения форма становится записью. Источник: ГОСТ Р ИСО/ТО 10013 2007: Менеджмент организации. Руководство по документированию …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • ОСТ 153-39.2-048-2003: Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей. Объем исследований и формы представления результатов — Терминология ОСТ 153 39.2 048 2003: Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей. Объем исследований и формы представления результатов: 14.2 Форма 1 «Титульный лист». Содержит четыре поля. поле 1 (вверху листа)… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Форма 3 — 14.4 Форма 3 «Пояснительная записка». Содержит 2 поля: в поле 1 (вверху справа) название месторождения и номер скважины; в поле 2 текстовый материал. В пояснительной записке должны содержаться краткие сведения о выполненном исследовании:… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • давление — 2.3 давление: Механическая величина, характеризующая интенсивность сил, действующих на внутреннюю (внутреннее давление среды) или наружную (внешнее давление воды, грунта) поверхность трубопровода по нормали к ней. Источник: СТО Газпром 2 2.1 318… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Физико-химические свойства пластовых флюидов — Значимость предмета статьи поставлена под сомнение. Пожалуйста, покажите в статье значимость её предмета, добавив в неё доказательства значимости по частным критериям значимости или, в случае если частные критерии значимости для… …   Википедия

  • Пластовая нефть — ► base oil, crude oil, raw oil Смесь жидких и газообразных углеводородов, содержащаяся в нефтеносном пласте в условиях, характерных для него пластовых давлений и температур, в зависимости от которых она может представлять собой либо однофазную… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • Уравнение Гассмана — Уравнения Гассмана  уравнения, связывающие между собой упругие параметры пористой среды, насыщенной жидкостью или газом. Используются для оценки упругих свойств горных пород (скорости распространения упругих волн) при геофизических… …   Википедия

  • Нефтегазоконденсатная залежь —         (a. oil and gas condensate pool; н. Ol Gas Kondensatlager; ф. gisement d huile gaz а condensat; и. yacimiento petrolero gaseoso de condensado, deposito condensado de gas oil, deposito condensado de gas y petroleo) нефтяная залежь c… …   Геологическая энциклопедия

universal_ru_en.academic.ru

плотность пластовой нефти — с русского на английский

См. также в других словарях:

  • Забойная, или пластовая проба нефти — ► bottom hole oil sample Проба нефти, поднятая с забоя скважины глубинным пробоотборником и находящаяся в условиях пластового давления. По данным исследования забойных проб в лаборатории определяют свойства нефти в пластовых условиях: ■… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • Объемный метод подсчета запасов нефти — ► volumetric method of defining (estimating)of oil reserves Основан на геометрических представлениях о нефтеносном пласте и на данных о его пористости, нефтенасыщенности и отдаче нефти. Объем пласта обычно определяется как произведение площади… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • Добыча нефти — (Extraction of oil) Понятие нефтедобыча, методы и технологии добычи нефти Добыча нефти, описание методов и технологий добычи нефти Содержание Термин «» в современном мировом лексиконе стал синонимом общепринятого словосочетания «черное золото». И …   Энциклопедия инвестора

  • форма — 3.2 форма (form): Документ, в который вносятся данные, необходимые для системы менеджмента качества. Примечание После заполнения форма становится записью. Источник: ГОСТ Р ИСО/ТО 10013 2007: Менеджмент организации. Руководство по документированию …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • ОСТ 153-39.2-048-2003: Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей. Объем исследований и формы представления результатов — Терминология ОСТ 153 39.2 048 2003: Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей. Объем исследований и формы представления результатов: 14.2 Форма 1 «Титульный лист». Содержит четыре поля. поле 1 (вверху листа)… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Форма 3 — 14.4 Форма 3 «Пояснительная записка». Содержит 2 поля: в поле 1 (вверху справа) название месторождения и номер скважины; в поле 2 текстовый материал. В пояснительной записке должны содержаться краткие сведения о выполненном исследовании:… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • давление — 2.3 давление: Механическая величина, характеризующая интенсивность сил, действующих на внутреннюю (внутреннее давление среды) или наружную (внешнее давление воды, грунта) поверхность трубопровода по нормали к ней. Источник: СТО Газпром 2 2.1 318… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Физико-химические свойства пластовых флюидов — Значимость предмета статьи поставлена под сомнение. Пожалуйста, покажите в статье значимость её предмета, добавив в неё доказательства значимости по частным критериям значимости или, в случае если частные критерии значимости для… …   Википедия

  • Пластовая нефть — ► base oil, crude oil, raw oil Смесь жидких и газообразных углеводородов, содержащаяся в нефтеносном пласте в условиях, характерных для него пластовых давлений и температур, в зависимости от которых она может представлять собой либо однофазную… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • Уравнение Гассмана — Уравнения Гассмана  уравнения, связывающие между собой упругие параметры пористой среды, насыщенной жидкостью или газом. Используются для оценки упругих свойств горных пород (скорости распространения упругих волн) при геофизических… …   Википедия

  • Нефтегазоконденсатная залежь —         (a. oil and gas condensate pool; н. Ol Gas Kondensatlager; ф. gisement d huile gaz а condensat; и. yacimiento petrolero gaseoso de condensado, deposito condensado de gas oil, deposito condensado de gas y petroleo) нефтяная залежь c… …   Геологическая энциклопедия

translate.academic.ru