Масса нефти |
Нефть
Скачать презентацию |
||
<< Нафта | Добыча нефти >> |
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 презентациюСл | 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. |
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 |
«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.