Масса нефти

Нефть Скачать презентацию
<< Нафта		Добыча нефти >>

О погрешности измерения массы сырой нефти без учета воды

Пределы допускаемой основной относительной погрешности

В первой редакции ГОСТ Р 8.615 говорилось о пределах

Многофазные расходомеры

Пределы допускаемой абсолютной погрешности поточных влагомеров

Дробно-линейная функция погрешности СИ

Относительная погрешность измерений массы нетто сырой нефти

Комбинированный метод

Масса нефти

Ступенч. предел

Рекомендации

Влагомер Phase Dynamics

Спасибо за внимание

Картинки из презентации «Масса нефти» к уроку экономики на тему «Нефть»

Автор: user. Чтобы познакомиться с картинкой полного размера, нажмите на её эскиз. Чтобы можно было использовать все картинки для урока экономики, скачайте бесплатно презентацию «Масса нефти.ppt» со всеми картинками в zip-архиве размером 470 КБ.

Скачать презентацию

Масса нефти

содержание презентации «Масса нефти.ppt»

Сл	Текст	Сл	Текст
1	О погрешности измерения массы сырой нефти без учета воды.	8	воды, а уже при 30 % или ниже, то есть в устойчивой эмульсии.
1	Фаткуллин А.А., Мирончук Б.В. ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг».	9
2	В первоначальной редакции ГОСТ Р 8.615 задавались пределы	10
	допускаемой основной относительной погрешности измерительной	11
	установки (далее - ИУ) для измерений: а) массы сырой нефти: ?	12
	2,5 %; б) массы нефти с содержанием воды: до 70 %: ? 6,0 %; до	13	? в. ? в. ?W в, % об. ?W в, % об. ?W в, % об. ?W в, % об. ?W
	95 %: ? 15,0 %; до 98 %: ? 30,0 %. В последней редакции уже		в, % об. ?W в, % об. ?W в, % об. ?W в, % об. ?М нетто, %. ?М
	задаются пределы допускаемой относительной погрешности		нетто, %. ?М нетто, %. ?М нетто, %. ?М нетто, %. ?М нетто, %. ?М
	измерений: а) массы сырой нефти: ? 2,5 %; б) массы сырой нефти		нетто, %. ?М нетто, %. ?М нетто, %. ?М нетто, %. 1,14. 1,44.
	без учета воды при содержании воды в сырой нефти: до 70 %: ? 6,0		1,26. 0,82. 1,15. 1,43. 1,26. 0,84. 1,16. 1,43. 1,26. 0,87.
	%; от 70 до 95 %: ? 15,0 %; свыше 95 % - по методике измерений		1,16. 1,43. 1,26. 0,87. 1,19. 1,42. 1,24. 0,89. 1,19. 1,42.
	массы нефти (МИ).		1,24. 0,89. 1,20. 1,42. 1,24. 0,92. 1,20. 1,42. 1,24. 0,92.
3	В первой редакции ГОСТ Р 8.615 говорилось о пределах		1,20. 1,42. 1,24. 0,92. 1,23. 1,42. 1,25. 0,99. 1,27. 1,42.
	допускаемой основной относительной погрешности СИКНС, измерений		1,28. 1,13. 1,85. 2,92. 2,92. 2,97. 4,85. 5,70. 5,28. 5,86.
	массы нефти в зависимости от содержания воды в сырой нефти (в		8,04. 8,72. 5,61. 13,40. 14,29. 15,15. 17,51. 18,53. 20,68.
	объемных долях, %): до 5: ? 0,35 %; до 10: ? 0,4 %; до 20: ? 1,5		49,71. 17,54. 22,83. 19,59. 22,83. 18,26. 51,99. 56,86. 49,79.
	%; до 50: ? 2,5 %; до 70: ? 5,0 %; до 85: ? 15,0 %; более 85		17,57. 22,86. 19,62. 22,86. 18,29. 52,07. 56,95. Гост. Комбин.
	рекомендовалось сбрасывать воду. В последней редакции уже		Ph-Din F. Ph-Din F. Всн-2. Всн-. Всн-. Пвн-. Гост. Комбин.
	говорится о допускаемой относительной погрешности МИ массы нетто		Ph-Din. Ph-Din F. Всн-2. Всн-. Всн-. Пвн-. Гост р 8.615. Гост р
	сырой нефти с применением СИКНС в зависимости от содержания воды		8.615. 0. 1,1. 1,99. 2. 3,99. 4. 4,99. 5. 5,01. 7. 9,99. 10.
	в сырой нефти (в объемных долях, %): от 0 до 5: ? 0,35 %; от 5		19,99. 20. 29,99. 30. 49,99. 50. 60. 69,99. 70. 75. 84,99. 85.
	до 10: ? 0,4 %; от 10 до 20: ? 1,5 %; от 20 до 50: ? 2,5 %; от		90. Об %. 2477. Метод. Ступенч. предел. Дробно-линейная. Воесн.
	50 до 70: ? 5,0 %; от 70 до 85: ? 15,0 %; более 85 погрешность		Пик. Ат. 615. 2477. Метод. Серия F. Дробно-линейная. Воесн. Пик.
	нормируется по МИ.		Ат. 615. Ступенч. предел. Аппроксим. 0,00. 0,00. 0,15. 0,15.
4	Разработано много ИУ и еще к ним добавились многофазные		1,00. 0,80. 0,50. 0,70. 0,28. 0,28. 0,33. 0,33. 0,35. 0,35.
	расходомеры (МФР), а что они измеряют и как убедиться в		0,09. 0,09. 0,15. 0,01. 1,00. 0,80. 0,50. 0,70. 0,30. 0,30.
	правильности их показаний для конкретного месторождения и		0,33. 0,28. 0,35. 0,35. 0,16. 0,16. 0,15. 0,03. 1,00. 0,80.
	конкретных нефтяных скважин? Для этого требуется создание		0,50. 0,70. 0,33. 0,33. 0,33. 0,28. 0,35. 0,36. 0,16. 0,16.
	передвижных эталонных установок. При этом эталонная установка		0,15. 0,03. 1,00. 0,80. 0,50. 0,70. 0,33. 0,33. 0,33. 0,28.
	должна: точнее измерять массу сырой нефти, массу обезвоженной		0,35. 0,36. 0,15. 0,15. 0,15. 0,06. 1,00. 0,80. 0,50. 0,70.
	нефти, количество свободного нефтяного газа в продукции нефтяной		0,33. 0,33. 0,33. 0,29. 0,35. 0,42. 0,15. 0,15. 0,15. 0,06.
	скважины; осуществлять поверку ИУ или МФР в условиях		1,00. 0,80. 0,50. 0,70. 0,33. 0,33. 0,33. 0,29. 0,35. 0,42.
	эксплуатации в непрерывном режиме без вмешательства в режим		0,19. 0,19. 0,15. 0,07. 1,00. 0,80. 0,50. 0,70. 0,36. 0,36.
	работы скважины, ИУ или МФР; тестировать параметры продукции		0,33. 0,29. 0,35. 0,47. 0,19. 0,19. 0,15. 0,07. 1,00. 0,80.
	скважин для актуализации геологической и промысловой информации		0,50. 0,70. 0,36. 0,36. 0,33. 0,29. 0,35. 0,47. 0,19. 0,19.
	о режиме работы скважин и в целом по месторождению. Стоимость		0,15. 0,07. 1,00. 0,80. 0,50. 0,70. 0,36. 0,36. 0,33. 0,29. 0,4.
	такой эталонной установки в несколько раз выше стоимости рабочих		0,47. 0,27. 0,27. 0,15. 0,10. 1,00. 0,80. 0,50. 0,70. 0,43.
	ИУ и это, конечно же, тормозит их разработку и изготовление. Но		0,43. 0,33. 0,31. 0,4. 0,59. 0,38. 0,38. 0,15. 0,15. 1,00. 0,80.
	когда-то не было ТПУ и расходомеры поверялись на стенде по воде,		0,50. 0,70. 0,55. 0,55. 0,34. 0,34. 0,4. 0,83. 0,38. 0,38. 0,20.
	а теперь на СИКН и СИКНС появились стационарные или передвижные		0,15. 1,00. 0,80. 0,50. 0,70. 0,55. 0,55. 0,37. 0,34. 1,27.
	ТПУ, а к ним еще свои эталонные поверочные установки.		1,42. 1,28. 1,13. 1,5. 0,83. 0,77. 0,77. 0,20. 0,30. 1,00. 0,80.
5	Пределы допускаемой абсолютной погрешности поточных		0,50. 0,70. 1,12. 1,12. 0,40. 0,51. 1,44. 1,45. 1,58. 1,5. 1,88.
	влагомеров. Поддиапазон измерений. 0-10 % об. 10-20 % об. 20-30		0,77. 0,77. 1,00. 0,30. 1,00. 0,80. 0,50. 0,70. 1,12. 1,12.
	% об. 30-40 % об. 40-50 % об. 50-60 % об. 60-70 % об. 70-80 %		1,44. 0,51. 1,44. 1,45. 1,58. 1,85. 2,5. 1,88. 1,15. 1,15. 1,00.
	об. 80-90 % об. 90-100 % об. Модель. Абсолютная погрешность		0,45. 1,00. 0,80. 0,50. 0,70. 1,91. 1,91. 1,66. 0,79. 1,66.
	измерений объемного содержания воды в нефти, % об. Абсолютная		1,53. 2,20. 2,5. 3,04. 1,15. 1,15. 1,00. 0,45. 1,00. 1,20. 0,50.
	погрешность измерений объемного содержания воды в нефти, % об.		0,70. 1,91. 1,91. 1,66. 0,79. 1,66. 2,12. 2,21. 2,5. 3,04. 1,92.
	Абсолютная погрешность измерений объемного содержания воды в		1,15. 1,00. 0,76. 1,00. 1,20. 0,50. 0,70. 4,67. 2,81. 2,44.
	нефти, % об. Абсолютная погрешность измерений объемного		1,85. 2,44. 2,5. 6,13. 1,92. 1,15. 1,00. 0,76. 1,00. 1,20. 1,00.
	содержания воды в нефти, % об. Абсолютная погрешность измерений		0,90. 4,67. 2,81. 2,44. 1,85. 2,44. 2,97. 5. 6,14. 2,31. 1,15.
	объемного содержания воды в нефти, % об. Абсолютная погрешность		1,00. 0,91. 1,00. 1,20. 1,00. 0,90. 7,37. 3,69. 3,20. 2,91.
	измерений объемного содержания воды в нефти, % об. Абсолютная		3,20. 3,86. 5. 9,51. 2,69. 1,15. 1,00. 1,06. 1,00. 1,20. 1,00.
	погрешность измерений объемного содержания воды в нефти, % об.		0,90. 12,55. 5,39. 4,67. 4,95. 4,67. 5. 15,86. 2,69. 1,15. 1,50.
	Абсолютная погрешность измерений объемного содержания воды в		1,06. 1,50. 1,20. 1,00. 1,40. 12,56. 5,39. 7,01. 4,95. 7,01.
	нефти, % об. Абсолютная погрешность измерений объемного		5,61. 13,40. 15. 15,87. 2,88. 1,15. 1,50. 1,14. 1,50. 1,20.
	содержания воды в нефти, % об. Абсолютная погрешность измерений		1,00. 1,40. 7,00. 9,11. 6,90. 9,11. 7,30. 15. 20,75. 3,27. 1,15.
	объемного содержания воды в нефти, % об. Ph. Dyn. Серии F. 0,15.		1,50. 1,29. 1,50. 1,20. 1,00. 1,40. 15. 35,30. 3,27. 1,15. 1,50.
	0,20. 1,0. 1,0. 1,0. 1,0. 1,0. 1,5. 1,5. 1,5. Всн-2, воесн. 1,0.		1,29. 1,50. 1,20. 1,00. 1,40. 15. 35,32. 3,46. 1,15. 1,50. 1,36.
	1,0. 1,0. 1,0. 1,0. 1,0. 1,0. 1,5. 1,5. 1,5. Всн-пик. 0,8. 0,8.		1,50. 1,20. 1,00. 1,40. 215,16. 71,70. 93,31. 84,81. 93,31.
	0,8. 1,2. 1,2. 1,2. 1,2. 1,2. 1,2. 1,2. Всн-ат. 0,5. 0,5. 0,5.		74,64. 223,97. 242,94. . 45,68.
	0,5. 0,5. 1,0. 1,0. 1,0. 1,0. 1,0. Пвн-615. 0,7. 0,7. 0,7. 0,7.	14	Рекомендации: Увеличить допускаемые пределы относительной
	0,7. 0,9. 0,9. 1,4. 1,4. 1,4.		погрешности измерения массы нетто сырой нефти по ГОСТ Р 8.615 в
6	Дробно-линейная функция погрешности СИ. Здесь первое		диапазонах содержания воды в сырой нефти от 1 до 5 % об. и от 5
	слагаемое представляет аддитивную составляющую погрешности,		до 10 % об. Перейти от ступенчатого задания относительной
	второе – мультипликативную, третье – нелинейную составляющую.		погрешности определения массы нетто сырой нефти по ГОСТ Р 8.615
	Индексы «Н» и «В» относятся к нижнему и верхнему значениям		к заданию этих пределов в виде полиномиальной кривой или в виде
	диапазона измерений. О.А. Цыбульский «Погрешность		таблицы. Перейти от ступенчатого задания абсолютной погрешности
	широкодиапазонных измерений» ж. «Законодательная и прикладная		определения содержания воды в сырой нефти для поточных
	метрология» № 4, 2010 г.		влагомеров к заданию в виде суммарной погрешности из трех
7	Относительная погрешность измерений массы нетто сырой нефти.		составляющих: аддитивной, мультипликативной и нелинейной, то
	Из формулы расчета относительной погрешности измерений массы		есть к дробно-линейной функции. Обеспечить возможность поверки
	нетто сырой нефти наибольший вклад в величину этой погрешности		ИУ на месте эксплуатации путем создания эталонных измерительных
	при увеличении содержания воды вносит погрешность измерения		установок. Внести в ГОСТ Р 8.615 предложение о разработке и
	содержания воды в сырой нефти.		аттестации МИ массы сырой нефти с использованием ИУ
8	В настоящее время для определения содержания воды в пробе		применительно к конкретным условиям эксплуатации ИУ, подобно
	сырой нефти часто применяют комбинированный метод, о котором		разработке и аттестации МИ массы сырой нефти для СИКНС.
	сказано в статье авторов: Немиров М.С., Силкина Т.Г., Ибрагимов	15	Выводы: Только влагомер Phase Dynamics серии F, согласно
	Р.Р. «Измерение содержания воды в нефти в лабораториях нефтяной		последнему свидетельству об утверждении типа СИ удовлетворяет
	промышленности» ж. «Автоматизация, телемеханизация и связь в		требованиям по погрешности массы нетто сырой нефти по ГОСТ Р
	нефтяной промышленности» № 4, 2011 г. Согласно этому методу		8.615 в диапазоне от 0 до 85 % об. Предложенные рекомендации
	сначала надо отстаивать принесенную пробу сырой нефти в ХАЛ в		позволят оптимизировать процессы: – выбора влагомеров сырой
	течение 1-2 часов в делительной воронке, затем слить свободную		нефти; – проведения метрологической экспертизы проектов СИКНС и
	воду, после чего измерить содержание воды в оставшейся пробе		ИУ; – разработки и внедрения новых ИУ и СИКНС; – модернизации и
	нефти и по результатам измерений массовой доли воды в оставшейся		разработки влагомеров сырой нефти; – повышения доверия к
	пробе и массе слитой воды определить массовую долю воды в сырой		результатам измерений массы нетто сырой нефти по СИКНС и массы
	нефти. Несмотря на то, что у этого метода есть недостатки: в		сырой нефти без учета воды по ИУ.
	неопределенности времени отстаивания; в неизвестности количества	16	СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ Зам. главного метролога Фаткуллин Амир
	нефти, ушедшей со слитой водой. Но его достоинством является,		Анварович тел. (347) 292-79-10 моб. (917) 492-55-91. ООО «НПП
	то, что с помощью него определяется содержание воды не при 90 %		ОЗНА-Инжиниринг».
«Масса нефти» \| Масса нефти.ppt

http://900igr.net/kartinki/ekonomika/Massa-nefti/Massa-nefti.html

cсылка на страницу

Нефть

другие презентации о нефти

«Ценообразование нефти» - Что влияет на цены в мировом масштабе. Что в будущем. Регионы-производители нефти. Энергетическая стратегия России. Главные экспортеры и импортеры нефти. Проблемы ценообразования. Экспортная пошлина. Семь игроков российского нефтяного рынка. Стимулирование развития нефтяного сектора. Добыча и потребление.

«Масса нефти» - Комбинированный метод. В первой редакции ГОСТ Р 8.615 говорилось о пределах. Дробно-линейная функция погрешности СИ. Влагомер Phase Dynamics. О погрешности измерения массы сырой нефти без учета воды. Рекомендации. Относительная погрешность измерений массы нетто сырой нефти. Пределы допускаемой абсолютной погрешности поточных влагомеров.

«Добыча и переработка нефти» - Фракции нефти. Запасы нефти. Октановое число бензина. Транспортировка нефти. Анализ бензина. Нефть. Д.И.Менделеев. Древние египтяне. Первичная переработка нефти. Марко Поло. История нефти. Добыча нефти в океане. Экологические бедствия. Общая схема переработки нефти. Применение продуктов нефтепереработки.

«Нефть Ближнего Востока» - Индия. Поддержка Китаем энергетических инициатив В.В. Путина. Англия. Нефтегазотранспортная подоплека. Иран и Сирия. Развитие газотранспортной инфраструктуры Ближнего Востока. Россия. Катар. Направление внешней политики США. Казахстан. Нефтегазотранспортная подоплека Арабской весны. Евразия. Европейский союз.

«Нефть и переработка нефти» - Добыча нефти. Общие сведения. Последние используются в качестве сырья для нефтехимичской промышленности. В составе нефти выделяют углеводородную, асфальтосмолистую и зольную составные части. Максимальное число залежей нефти располагается на глубине 1—3 км. Состав нефти. Коксование. Каталитический крекинг.

«Крекинг нефтепродуктов» - Химические процессы. Сущность риформинга. Переработка нефти. Определение термина. Определение термина «крекинг». Аппаратура. Сущность термического крекинга. Крекинг нефтепродуктов. Виды крекинга. Сущность каталитического крекинга.

Загрузка...

Урок