- •Сбор и подготовка скважинной продукции
- •Устройство и работа ротационного вискозиметра рв-8
- •6.5. Вопросы для самоконтроля
- •6.4. Порядок выполнения работы.
- •6.3. Устройство прибора Дина и Старка и принцип работы
- •Техника безопасности при работе с вискозиметром рв-8
- •Выполнение работы
- •6.Определение количественного содержания воды в нефти и водонефтяных эмульсиях (способ Дина и Старка)
- •6.1. Общие понятия
- •6.2.Техника безопасности при выполнении работы
- •Литература.
- •1.5.Контрольные вопросы
- •2.Определение количества свободного газа в нефти
- •Общие понятия
- •5.5. Вопросы для самоподготовки
- •5.3. Меры безопасного выполнения работы
- •5.4. Порядок выполнения работы
- •Устройство прибора
- •Меры безопасности при выполнении работы
- •Проведение работы
- •5.2. Краткое описание сталагмометра и принцип его действия
- •Перечень вопросов для самоподготовки
- •Литература
- •5. Изучение влияния концентрации пав на величину межфазного поверхностного натяжения на границе нефть-водные растворы пав
- •Общие понятия
- •2.6. Перечень вопросов для самоподготовки
- •Литература
- •Техника безопасности при работе на хроматографе.
- •4.4. Проведение анализа состава легких углеводородов в нефти и расшифровка хроматограмм.
- •3.3. Меры безопасного выполнения работы
- •3.4. Порядок выполнения работы
- •4.5. Краткое описание разовой схемы и устройства хроматографа хл-6
- •3.5. Перечень вопросов для самоподготовки
- •Литература
- •4. Определение сосгава легких углеводородных газов в сыр0й нефти с помощью хромотографа
- •Общие понятия и принцип работы прибора
Перечень вопросов для самоподготовки
Что также хроматографический метод и какова его физическая сущность?
Расскажите о принципе действия прибора и устройства хроматографа.
3. Нарисуйте газовую линии хроматографа.
4. Как расшифровать хроматограмму?
5. Почему при расчете количества компонента нефти необходимо учитывать весовой коэффициент чувствительности?
6. Для какой цели надо знать количество легких углеводородов в сырой нефти?
Литература
1. Бурдынь Т.А., Закс Ю.Б. Химия нефти, газа и пластовых вод. - М.: Недра, 1978. С. 119-129.
2. Шингляр М. Газовая хроматография в практике. - М.: Химия, 1964. С. 195.
5. Изучение влияния концентрации пав на величину межфазного поверхностного натяжения на границе нефть-водные растворы пав
Общие понятия
Для погашения процессов вытеснения нефти из нефтевмещающих пород необходимо знать существо поверхностных явлений, происходящих на границах раздела. Не менее важно знать существо поверхностных явлений на границе раздела нефть-вода
13
На графике выбираются характерные точки, аналогично рис. 2.3, и по формуле (2.5.) определяется величина относительного количества свободного газа КГС.
2.6. Перечень вопросов для самоподготовки
Рассказать устройство прибора УОСГ – 100.
Рассказать принцип работы прибора УОСГ-100.
Как производится на приборе УОСГ-100 отсечение пробы нефти (жидкости) от основного потока?
На каких свойствах жидкости и газа основано определение количества свободного газа в жидкости?
Как определить величину изменения объема пробы в приборе?
6. Как изменяется давление в зависимости от изменения объема жидкости?
7. От каких факторов зависит угол наклона кривой?
8. Что такое относительное количество свободного газа?
9. Можно ли, используя результаты этой работы, определить коэффициент сжимаемости нефти?
10. Меры безопасности при выполнении работы.
Литература
1. Баринов Б.А., Крюков В.К., Зарецкий Б.Я. К методике определения свободного газа в нефти после сепаратора //Сб. науч. тр./ ВНИИСПТ-нефть, 1976. Вып. 15. С. 31-35.
2. Паспорт и описание. Устройство для определения содержания свободного газа в нефти УОСГ-100. - Уфа, ВНИИСПТ - нефть, 1987. -10 с.
14
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА КАПЕЛЬНОЙ НЕФТИ В ПОТОКЕ ГАЗА.
Назначение и устройство индикатора капельной жидкости
В промысловых условиях для оценки качества отделения нефти от газа, подачи газа потребителю или компрессорным станциям требуется определить количество капельной жидкости в потоке газа. Для этой цели служит индикатор капельной жидкости ИКЖ. Индикатор состоит из лубрикатора 1, подсоединительного шланга 2 и замерного устройства 3 ( рис. З.1 ). Пробоотборник (рис. 3.2 ) имеет съемный каплеуловитель, который состоит из пробоотборного патрубка 1. Фильтрующего элемента 2, корпуса 3, отводящей трубки 4, патрубка 5 и крышки-лубрикатора 7, фиксатора положения фильтра 6. Замерное устройство включает в себя счетчик газа 9, верхний и нижний присоединительные фланцы 10, 11, термометр 12 и регулировочный вентиль 13. Присоединительный шланг при помощи штуцеров 14 подключается к пробоотборнику и замерному устройству.
3.2. Работа индикатора
В исходном положении индикатор присоединен к задвижке, пробоотборник находится в крайней верхнем положении, вентиль 13 закрыт.
Во время замера задвижка открывается, пробоотборник вводится на определенную глубину в газопровод, разворачивается входным отверстием напротив потока, при этом патрубок 5 заходит в соответствующий паз фиксатора 8.
Регулировочный вентиль 13 открывается и по счетчику 9 устанавливается требуемый расход газа. Снимается начальное показание счетчика.
После истечения времени, необходимого для улавливания фильтром достаточного количества нефти, вентиль 13 закрывается, пробоотборник поднимается в крайнее верхнее положение и задвижка закрывается. Снимаются показания счетчика.
Затем регулировочный вентиль 13 открывается, при этом давление в лубрикаторе сбрасывается, после чего раскрываются полумуфты 14
23
баланс моста электрического тока и перо регистратора будет выписывать пик, площадь которого пропорциональна концентрации комитента в анализируемой смеси.