Отбор проб из нефтяных скважин

Как производится отбор проб нефти и нефтепродуктов

В процессе эксплуатации скважины необходим постоянный контроль за составом и качеством добываемого углеводородного сырья. С этой целью выполняется периодический отбор проб нефти, который проводится в строгом соответствии с действующим ГОСТ на отбор проб нефтепродуктов - ГОСТ Р 52659-2006.

Общие требования

Техническими условиями оговаривается минимальное количество продукта, которое подлежит исследованию. При этом важно делать извлечение в чистые ёмкости, и с применением специализированных пробоотборников. При необходимости получения партии из нескольких образцов, они осуществляются без промывки пробоотбирателя от предыдущего исследования.

Разнообразные нефтепродукты имеют свои характеристики летучести. Например, для лёгких фракций, с целью сохранения необходимого для дальнейшего качественного анализа объёма, контент охлаждается до температур, не превышающих 200 С. Свышения однородности структуры, субстанция при охлаждении постоянно перемешивается.

В некоторых случаях отбор проб нефтепродуктов проделывается не из действующей скважины, а из резервуаров длительного хранения. Там вероятна конденсация водных паров, поэтому перед отправкой компонентов на анализ материал отстаивается, и из образца удаляется вода.

Особенности при длительной транспортировке

Часто процедура проводится для последующей перевозки веществ на значительные расстояния. В этой ситуации материал разделяется на три части, причём первая треть содержимого предназначается для изучения, а две остальные – контрольные – опечатываются, и сохраняются в лабораторном центре, отвечающем за результат испытания. При расхождении данных с ожидаемыми, проводится проверка и двух оставшихся образцов. Такой метод особенно нужен, когда исполняется отбор глубинных проб пластовой нефти, свойства которой существенно различны в зависимости от места забора.

Порядок изъятия из спецемкостей

На практике встречаются следующие варианты:

• Материалы хранятся в вертикально расположенном резервуаре. Изъятие выполняется с различной высоты: посредине, и на расстоянии 200…250 мм от поверхности и дна вместилища. Далее компоненты смешиваются в пропорциях, которые зависят от состава углеводорода.
• Углеводороды сохраняются в сосудах горизонтального типа. Здесь порядок отбирания зависит от диаметра – если он превышает 2500 мм, забор осуществляется так же, как и в предыдущем случае. При хранилищах с меньшим диаметром пробозаборник размещают примерно по оси вместилища.
• Нефть или другие компоненты размещаются в танкере или ином транспортном средстве. В этой ситуации отбирание производится из каждого четвёртого танка, причём ёмкости не должны располагаться в одном месте судна. Составляющие, полученные их кормовых, носовых танков, и резервуаров центральной части танкера, смешиваются, и в таком виде отправляются на изучение.

Отбор проб нефти и нефтепродуктов из трубопроводов производится специальными пробоотборниками, наличие которых обязательно на каждом из участков. Как правило, это – автоматические приборы и устройства, регулирующие объём в зависимости от расхода перекачиваемого вещества.

________________________________

Возможно, Вам также будет интересно

БУРЕНИЕ СКВАЖИН

ИНЖЕНЕРНОЕ СОПРОВОЖДЕНИЕ СКВАЖИН

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

ОСОБЕННОСТИ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН

ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ГАЗА

ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕОБХОДИМОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ НА СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН

ОСОБЕННОСТИ КОНСЕРВАЦИИ И РАСКОНСЕРВАЦИИ СКВАЖИН

ОСОБЕННОСТЬ ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

ОСОБЕННОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ АНАЛИЗА ПРОБ ГАЗОВ

ЧТО ПРЕДСТАВЛЯЕТ СОБОЙ СУПЕРВАЙЗИНГ В БУРЕНИИ СКВАЖИН?

ОСОБЕННОСТЬ И ПРЕИМУЩЕСТВА ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО ТИПА

ОСОБЕННОСТИ ИНЖЕНЕРНО – ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ИЗЫСКАНИЙ

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОЦЕССА ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА НЕФТИ В СКВАЖИНАХ

ОСОБЕННОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ АНАЛИЗА ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАПАСОВ

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

ingeos.ru

Меры безопасности и характер проведения работ при отборе проб со скважин

3.1. При выполнении работ по отбору проб следует соблюдать правила техники безопасности и пожарной безопасности при обращении с нефтью и нефтепродуктами.

3.2. Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций (ПДК), установленных в ГОСТ 12.1.005.

Состояние воздуха рабочей зоны контролируют в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.005.

3.3. Переносные пробоотборники должны быть изготовлены из материала, не образующего искр при ударе (алюминия, бронзы, латуни и др.).

3.4. Пробу нефти или нефтепродукта пробоотборщик отбирает в присутствии наблюдающего (дублера).

3.5. При отборе проб пробоотборщик должен стоять спиной к ветру в целях предотвращения вдыхания паров нефти или нефтепродукта.

3.6. Отбор проб в колодцах, приямках и других углублениях пробоотборщик должен выполнять в шланговом самовсасывающем противогазе ИШ-13 по ГОСТ 12.4.034.

3.7. Отбор проб нефти или нефтепродукта в газоопасных местах, а также серо-водородосодержащих нефтей и нефтепродуктов пробоотборщик должен выполнять в фильтрующем противогазе ФУ-13 марок А, В, Г, КД и других по ГОСТ 12.4.034.

3.8. В местах отбора проб должны быть установлены светильники во взрывозащищенном исполнении. При отборе проб в неосвещенных местах следует пользоваться переносными светильниками во взрывозащищенном исполнении. Переносные светильники включают и выключают за земляным валом или ограждением резервуарного парка.

3.9. Отбор проб проводят в специальной одежде и обуви, изготовленных из материалов, не накапливающих статическое электричество, в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.124.

3.10. Для крепления переносного пробоотборника используют гибкие, не дающие искр, металлические тросики. При применении шнуров (веревок и т.д.) из неэлектропроводных материалов на их поверхности должен быть закреплен многожильный, не дающий искр, неизолированный металлический проводник, соединенный с пробоотборником. Перед отбором проб тросик или проводник должен заземляться с элементами резервуара или транспортного средства.

3.11. Пробу нефти или нефтепродукта из резервуара следует отбирать не ранее чем через 2 ч после окончания заполнения.

Из танка морского наливного судна допускается отбирать пробу через 30 мин после окончания налива танка.

Из железнодорожной цистерны допускается отбирать пробу через 10 мин после окончания заполнения.

3.12. Запрещается отбирать пробы нефти или нефтепродукта на открытом воздухе во время грозы.

3.13. Пробы этилированного бензина пробоотборщик должен отбирать в рукавицах из материала с водоупорной пропиткой или маслобензостойкого материала по ГОСТ 12.4.010, в кожаных ботинках и в защитной одежде по ГОСТ 12.4.111 и ГОСТ 12.4.112.

3.14. Пробу расплавленного битума отбирают в рукавицах по ГОСТ 12.4.010 и защитных очках по ГОСТ 12.4.013.

3.15. Пробу твердого неплавкого нефтепродукта отбирают и измельчают в противопылевых респираторах марок РП-К, Ф-62Ш и У-2к и рукавицах по ГОСТ 12.4.010.

Места измельчения пробы должны быть оборудованы местной вентиляцией.

Пробы нефти при отборе следует подразделять на пластовые и поверхностные. Пластовая проба дает представление о свойствах нефти в пластовых условиях и позволяет установить термодинамическую характеристику пласта (ТоС, Р в пласте, давление насыщения нефти газом.). Пробу в этом случае отбирают специальным глубинным пробоотборником. Почти вся добываемая в мире нефть, извлекается посредством буровых скважин. Поверхностная проба нефти несколько отличается от пластовой. На поверхности пробу нефти отбирают из краника отводной трубы скважины.

Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкостей и газов в пластах к эксплуатационным скважинам.

Извлечение нефти из скважин производится либо за счет естественного фонтанирования под действием пластовой энергии, либо путем использования одного из нескольких механизированных способов подъема жидкости. Обычно в начальной стадии разработки действует фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ: газлифтный или эрлифтный, глубинонасосный (с помощью штанговых, гидропоршневых и винтовых насосов).

Нефтяным промыслом называется технологический комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов, и установок различного назначения, с помощью которых на месторождении осуществляют извлечение нефти из недр Земли. На месторождениях, разрабатываемых с помощью искусственного заводнения, сооружают систему водоснабжения с насосными станциями. Воду берут из естественных водоемов с помощью водозаборных сооружений.

Отбор проб нефти при излиянии ее на поверхность производится после предварительных расчистки, углубления или создания искусственной ловушки.

Для подъема нефти и сопутствующих ей газов и воды на поверхность скважина имеет герметичную систему подъемных труб, механизмов и арматуры, рассчитанную на работу с давлениями, соизмеримыми с пластовыми. Добыче нефти при помощи буровых скважин предшествовали примитивные способы: сбор ее на поверхности водоемов, обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, посредством колодцев.

В процессе добычи нефти важное место занимает внутрипромысловый транспорт продукции скважин, осуществляемый по трубопроводам. Применяются две системы внутрипромыслового транспорта: напорные и самотечные. При напорных системах достаточно собственного давления на устье скважин. При самотечных движение происходит за счет превышения отметки устья скважины над отметкой группового сборного пункта.

cyberpedia.su

Отбор проб нефтепродуктов — методы, правила и оборудование

08 апреля 2014

Отбор проб нефтепродуктов — методы, правила и оборудование

Взятие пробы нефтепродуктов — обязательный процесс, сопутствующий всему долгому пути «черного золота»: от момента его получения из недр Земли до потребления конечными пользователями. Это вполне закономерно. Образцы нефти, добытые из разных источников или даже с разных глубин одного, могут значительно отличаться друг от друга. Вариабельность многочисленных нефтепродуктов вообще зашкаливает: где и как производились, в каких условиях и сколько хранились, насколько точно и честно выполнялись требования стандартов на всех этапах...

Итак, с одной стороны, мы имеем чрезвычайный полиморфизм нефтепродуктов, а с другой, необходимость их унифицированности, стандартизованности при использовании — ведь механизмам, потребляющим топливо, масла, смазки требуются вещества с достаточно жестко регламентируемым составом. Это заставляет постоянно совершенствовать отбор проб нефтепродуктов и их последующий анализ.

Какие шаги предпринимаются на пути к этому совершенствованию? Во-первых, разрабатываются новые методики. Во-вторых, ужесточаются стандарты. Ну и, в-третьих, постоянно повышается уровень производимого оборудования для отбора проб. Кстати, о последнем пункте...

ООО ТД «Лабораторное оснащение» находится в авангарде современных течений рынка оборудования для отбора и анализа нефтепродуктов, так что если вы заинтересованы в его покупке (к слову сказать, по выгодной цене), то звоните нашим консультантам — они помогут вам сделать и правильный выбор, и сам заказ.

Инструкция по отбору проб нефтепродуктов и другие нормативные документы: приходим к общему знаменателю в пробоотборе

Для того чтобы упорядочить процесс контроля за качеством нефти и нефтепродуктов разработан целый ряд нормативных документов. Одним из таких документов является инструкция по контролю и обеспечению сохранения качества нефтепродуктов в организациях нефтепродуктообеспечения, утвержденная приказом министерства энергетики Российской Федерации 20 июня 2003 г. Данная инструкция обеспечивает единство требований к проведению работ по контролю, а также к обеспечению сохранения качества нефтепродуктов как при приеме, хранении и транспортировании, так и при отпуске в организациях нефтепродуктообеспечения. Требования данного документа касаются отбора проб нефти и нефтепродуктов любого вида: жидких нефтяных топлив, масел, смазок и технических жидкостей, выпускаемых по стандартам или же техническим условиям.

Инструкции регламентирует все виды анализа нефтепродуктов и особенности пробоподготовки к ним. Все лабораторные испытания по оценке соответствия качества контрольных проб нефтепродукта требованиям нормативных документов, приводящиеся в условиях лабораторий с использованием стандартных методов испытаний и по установленному в процессе аккредитации перечню основных показателей качества, должны проводиться строго регламентировано.

Методы отбора проб нефтепродуктов зависят от цели анализа, которому будут подвергаться в последующем образцы. Проба может быть донной — это точечная проба (т. е. отобранная за один прием), взятая со дна резервуара (либо емкости транспортного средства). Для ее отбора используются переносные металлические пробоотборники для нефтепродуктов, которые опускаются до дна резервуара (либо другой емкости). Донная проба не включается в объединенную пробу — это следующий вид проб — проба нефтепродукта, которая составляется из нескольких точечных, отобранных в специальном порядке и объединенных в необходимом соотношении.

Существует понятие контрольной пробы, которая является частью точечной или же объединенной пробы, используется такая проба для выполнения анализа в рамках проведения контроля точности испытаний нефтепродуктов. Имеется в виду совокупность организационных мероприятий, средств, а также методов испытаний, методов контроля точности испытаний, объектов контроля, объединенных одной целью — обеспечение единства всех измерений и единства метрологических характеристик всего спектра методов испытаний. Частным примером контрольной пробы является арбитражная. В этом случае отбор проб нефти и нефтепродуктов необходим для проведения арбитражного анализа — для установления соответствия качества нефтепродукта обязательным требованиям нормативных документов. Притом установление данного соответствия проводится в независимой лаборатории в случае возникновения каких-либо разногласий в оценке качества нефтепродукта между потребителем и поставщиком. Лаборатория обязательно выбирается по согласованию обеих заинтересованных сторон. В инструкции также прописано, что во время проведения арбитражного анализа допускается присутствие как той, так и другой заинтересованной стороны.

Отбор проб нефтепродуктов из резервуаров может несколько отличаться и от того, какой именно метод испытаний будет использоваться. Различают стандартный метод — определение показателей качества, на которые дается ссылка в «технических требованиях» нормативного документа (на каждую конкретную марку нефтепродукта). Если на метод разработан стандарт «Методы испытаний», то в «технических требованиях» делается ссылка на номер стандарта. Когда метод испытания не стандартизован, в «Методах испытаний» нормативного документа на данный нефтепродукт приводится полный текст данного метода испытания. Оценка качества нефтепродукта может проводиться и с использованием экспресс-метода. Однако данные экспресс-анализа не могут быть использованы для предъявления претензий, оформления паспортов качества нефтепродукта или же для записи в журнал анализов. Экспресс-анализ может только показать, что нефтепродукт некондиционный, но это необходимо обязательно перепроверить с помощью лабораторных испытаний. В то же время нельзя сбрасывать со счетов важность экспресс-метода. Он позволяет с установленной вероятностью за значительно более короткое время, чем стандартный метод, определять показатели качества нефтепродуктов и принимать быстрое решение о необходимости их проверки в лабораторных условиях.

Следующим нормативным документом, регламентирующим пробоотбор и анализ нефти и нефтепродуктов является ГОСТ. Отбор проб нефтепродуктов ручным способом описан в стандарте от 2011 года (Нефть и нефтепродукты. Методы ручного отбора проб. ГОСТ Р 52659-2006). Кроме описанных выше типов проб, в нем выделяется и целый ряд других. Проба, составленная из нескольких проб, взятых со всех без исключения уровней жидкости (или средняя проба из всех слоев жидкости). Промежуточная проба — это точечная проба, взятая открывающимся пробоотборником с уровня на 10 см (или 4 дюйма) ниже сливного отверстия резервуара. Композитная проба — смесь точечных, смешанных строго пропорционально объемам нефтепродукта, из которых и были получены точечные пробы. Стержневая проба — проба сквозного участка нефтепродукта, взятого на заданной оператором высоте резервуара. Ковшовая проба — получается путем помещения ковша либо другого собирающего сосуда для отбора на участке свободно вытекающего потока нефтепродукта. Дренажная проба — из резервуара для хранения, забирается через дренажный кран. Проба плавающей крыши, проба, отобранная совком, пластичная проба для мазеобразного или полужидкого продукта и другие. Данный стандарт предназначается для ручного отбора представительных проб, как нефти, так и нефтепродуктов в жидком, полужидком либо твердом состоянии, с давлением паров при условиях отбора менее 101 кПа. Он описывает все тонкости забора, в том числе и требования к контейнерам для перевозки проб. Например, стеклянные бутылки для проб нефтепродуктов, по описанию стандарта должны быть чистыми, прозрачными (проверенными на чистоту визуально), что позволяют осуществить визуальную проверку на мутность, возникающую из-за присутствия либо свободной воды, либо твердых загрязнений.

Подробно в стандарте описан и порядок отбора проб нефтепродуктов (пункт 7.1.2. «Порядок отбора проб»). В данном разделе обращается внимание на то, что любое «возмущение» отбираемого нефтепродукта в резервуаре отрицательно сказывается на представительности пробы, а также даются рекомендации по профилактике загрязнения столба продукта в процессе отбора (отбор нужно начинать сверху вниз).

Еще одним документом, регламентирующим отбор проб нефтепродуктов, который вступил в силу в 1985 году, является ГОСТ «Методы отбора проб нефтепродуктов». ГОСТ 2517-85 содержит в себе основополагающие правила отбора проб нефтепродуктов: использование переносных пробоотборников с герметичными крышками и имеющих достаточную для погружения массу, обязательное осматривание аппаратуры перед каждым отбором пробы для исключения наличия трещин. В стандарте уделяется внимание и важности очистки инвентаря, а также его защиты от загрязнения до момента использования. Прописаны в стандарте и обязательные требования к устройству проботоборников. Например, пробоотборник ручного отбора проб нефтепродукта из трубопровода должен состоять из следующих основных узлов: пробозаборное и запорное устройства и пробосборник (пробоприемник).

ООО ТД «Лабораторное оснащение» за правильный пробоотбор, а вы?

Наша компания ВСЕГДА работает только с лицензированной продукцией, имеющей сертификаты, соответствующей ГОСТам. Поэтому, если вы хотите, чтобы ваш пробоотбор осуществлялся по всем правилам, то вам к нам!

www.moslabo.ru

Отбор - проба - нефть

Отбор - проба - нефть

Cтраница 1

Отбор проб нефтей и нефтепродукте производится в соответстг вин со специальными правилами. Различают индивидуальную, средние и контрольные пробы. Индивидуальная проба характеризует нефть ( нефтепродукт) 9 данном месте емкости ил в данное время я в данном месте трубопровода. Средняя проба характеризует жидкость, находящуюся в одном или нескольких резервуарах, а также протекающую по трубопроводу за какой-то промс уак времени. Средняя проба составляется путем смешения индивидуальных проб. Контрольная про - la отбирается для контроля определенных параметров через заданный промежуток времени. Она представляет собой часть средней или индивидуальной пробы.  [2]

Отбор проб нефти на содержание воды производят путем взятия 5 - 6 проб через каждые 30 мин.  [3]

Отбор проб нефти является весьма ответственной операцией, определяющей правильность результатов дальнейшей работы. Пробы отбираются из трубопровода в соответствии со стандартом ( ГОСТ 2517 - 52), который-в части отбора нефти из скважины требует уточнения.  [4]

Отбор проб нефти является весьма ответственной операцией, определяющей правильность результатов дальнейшей работы.  [5]

Отбор проб нефти и газа для целей выяснения углеводородного состава до С5 включительно производится непосредственно из устья отдельных скважин.  [6]

Отбор проб нефти, с целью проведения полного исследования ее, проводится наполнением бочки ( 200 кг) через шланг, соединенный с краником, на линии, идущей от устья скважины.  [7]

Допускается отбор проб нефти из скважи с обводненной продукцией.  [8]

Допускается отбор проб нефти из скважин с обводненной продукцией.  [9]

Методы отбора проб нефти и нефтепродуктов стандартизованы. Согласно стандарту, действующему в нашей стране ( ГОСТ 2517 - 80), пробы нефти и нефтепродуктов из вертикальных цилиндрических или прямоугольных резервуаров отбирают пробоотборником с трех уровней: верхнего, среднего и нижнего. За верхний принимается уровень, находящийся на 200 мм ниже поверхности нефти или нефтепродукта, за средний - середина высоты столба жидкости; за нижний уровень сырой нефти - центр приемо-раздаточного патрубка, а обессоленной - нижняя образующая внутреннего диаметра приемо-раздаточного патрубка.  [10]

Для отбора проб нефти и нефтепродуктов по всей высоте наполнения резервуара одной порцией применяются сниженные пробоотборники типа ПСР.  [11]

Для отбора проб нефти и нефтепродукта с заданного уровня наполнения резервуара, нефтеналивного судна, железнодорожной цистерны применяются переносные погружные пробоотборники, представляющие собой металлические сосуды или стеклянные бутылки в металлическом каркасе с герметично закрывающимися крышками.  [12]

Для отбора проб нефти в затрубное пространство скважины через отверстие в эксцентрической планшайбе спускается малогабаритный пробоотборник 7 на проволоке. Отборы проб нефти верхнего пласта производится в точке, находящейся на 1 м ниже подошвы верхнего пласта. Отбор пробы нефти нижнего пласта производится в точке 6, находящейся на 3 ж ниже отверстия хвостовика. Отбор проб должен производиться в скважине, работающей при установившемся режиме.  [13]

Для отбора проб нефти и нефтепродуктов по всей высоте взлива резервуара одной порцией применяются сниженные пробоотборники типа ПСР. Пробоотборник ПСР-4 предназначен для наземных резервуаров с нормальным и повышенным давлением, пробоотборник ПСР-5 - для заглубленных резервуаров со светлыми нефтепродуктами, пробоотборник ПСР-7 - для резервуаров, оборудованных плавающими понтонами. Проба, отобранная с помощью прибора типа ПСР путем выделения в резервуаре столбика нефти или нефтепродукта по всей высоте его налива ( взлива) и слива его через систему труб, по составу своему соответствует качеству продукта в резервуаре.  [14]

Для отбора проб нефти и нефтепродуктов из вертикальных на -: земных резервуаров разработан сниженный полуавтоматический пробоотборник ПСР-4. Состав шробы, взятой при помощи такого пробоотборника, наиболееточ -: но соответствует составу нефтепродукта в резервуаре. Проба берется путем выделения в резервуаре столбика продукта по всей шысоте взлива и слива

www.ngpedia.ru

Методы отбора проб нефтей для исследований

    Основной задачей, решаемой при изучении разреза горных пород вдоль скважины геофизическими методами, является выделение и оценка продуктивных и водоносных коллекторов. С этой целью используют многие геофизические методы, из которых следует выделить электрический каротаж объем его в комплексе геофизических исследований составляет около 60%, радиоактивный каротаж — примерно 20%, в меньших, но все возрастающих объемах проводят индукционный и акустический каротажи. В скважинах измеряют температуру, кривизну ствола, его диаметр, уровень подъема цемента в затрубном пространстве, проводят отбор проб нефти и газа. Для вскрытия продуктивных пластов применяют прострелочные и взрывные аппараты, спускаемые в скважину на кабеле. В эксплуатационных скважинах кабель для геофизических работ используют при измерениях забойных и пластовых давлений, а также в других случаях. [c.5]

    Пробы продукции добывающих скважин отбирают перед началом указанных исследований. Проба пластовых флюидов отбирается либо из полости скважины (скважинными пробоотборниками), либо на устье. Пробы нефти отбирают в стандартные контейнеры, воды —в полиэтиленовые канистры вместимостью от 0,5 до 3 л или в любую подобную тару. Пробы газа отбирают в специальные резиновые баллоны или бутыли. Каждая проба на месте отбора маркируется — записывается номер скважины, дата отбора пробы. Периодичность отбора проб и число контрольных добывающих и нагнетательных скважин определяется планом работ и технологической картой внедрения метода ПНО, но не менее одного раза в квартал, [c.90]

    В данном учебном пособии описаны методы, которые позволяют провести практически весь цикл исследования нефти, начиная от отбора проб и кончая исследованием состава остаточных фракций. [c.5]

    Постоянно совершенствуя методы исследования нефти, ее углеводородного состава, научно-исследовательские организации должны переносить ати методы из своих лабораторий в заводские лаборатории, совершенствуя тем самым методы заводского контроля за качеством сырья и вырабатываемой продукции. В этом деле имеется серьезное отставание, свидетельством этого является наличие огромного количества на заводах малоквалифицированных работников, обслуживающих лаборатории по отбору проб и производству несложных анализов. [c.16]

    Метод отбора проб -имеет очень большое значение в определении причин эмульгирования нефти. Следует тщательно удостовериться в том, что взятые пробы показательны и характерны для жидкости В исследуемой системе, иначе, т. е. прИ1 небрежном или неумелом отборе результаты исследований будут неправильны и [c.12]

    В книге приведены и систематизированы различные отечественные и зарубежные методы анализа и исследования качеств нефтей, нефтяных газов и нефтепродуктов, начиная от отбора проб и простейших испытаний (определение удельного веса, вязкости и т. д.) и кончая наиболее сложными специальными исследованиями, получившими за последние годы раснрострапение в отечественной и зарубежной практике. [c.2]

    Коломейченко С. М. Сокращение проб [руды] секционным совком. Цвет, металлургия. 1941, № 13, с, 9—13, 2502 Кост Е. А. О правильном направлении в лабораторию материала для производства анализов. Фельдшер и акушерка, 1947, № 5, с, 53—58, 2503 Костин Б. А. Безопасный отбор средней пробы нефти из резервуара и дистанционный замер количества жидкости в резервуаре. Тр, по технике безопасности в нефтепро-мысл. деле, 1948, вып. 2, с. 50—77. 2504 Кравец В. И. Прибор для набора проб рудничного воздуха в вертикальных выработках. Бюлл. (Макеевский и.-и. ин-т по безопасности работ в горной пром-сти), 1946, № 14, с. 50—51. 2505 Крюков п. А. Методы выделения почвенных растЕЮров [для их анализа]. Руководство для полевых и лабораторных исследований [c.102]

    В первой части книги кратко излагаются сведения по углеводородному составу газов, образующихся при термических и термокаталитических процессах переработки нефти и нефтепродуктов в зависимости от исход-ното сьфья и тежяологического режима. Во второй части подробйо -описываются приборы и аппараты для отбора проб и анализа газов, методы исследования и принципиальная схема анализа образца газов нефтепереработки, а также другие практические сведения, необходимые при анализе газов нефтеперерабатывающих заводов. [c.2]

    Большое значение придавалось отбору и подготовке проб. Для предотвращения потерь легких фракций был сконструирован специальный пробоотборник. В случае отдельных пластов, горизонтов и сортов пробы отбирались с учетом дебита скважин и привлечением промысловых геологических управлений. При высоком содержании влаги (1 %) нефть предварительно подвергалась деэмульсации нли дегидратации. Определялись плотность, вязкость,, молекулярная масса всех нефтей и нефтепродуктов, рефракция нефтепродуктов и узких фракций, температура вспышки и истинная температура кипения нефтей и отдельных фракций, кислотность нефтей, температура застывания мапутов, упругость насыщенных наров бензинов, октановые числа и приемистость к ТЭС бензинов. Изучался потенциальный выход бензина, лигроина, керосина в нефтях. Останавливалось содержание смол, твердого парафина, нафтеновых кислот, кокса в нефтях и фракциях, общей серы и азота в нефтях, тяжелых нефтепродуктах и бензинах.

www.chem21.info

Отбор проб нефти

Пробы нефти при отборе следует подразделять на пластовые и поверхностные. Пластовая проба дает представление о свойствах нефти в пластовых условиях и позволяет установить термодинамическую характеристику пласта (Т^оС, Р в пласте, давление насыщения нефти газом.). Пробу в этом случае отбирают специальным глубинным пробоотборником. Почти вся добываемая в мире нефть, извлекается посредством буровых скважин. Поверхностная проба нефти несколько отличается от пластовой. На поверхности пробу нефти отбирают из краника отводной трубы скважины.

Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкостей и газов в пластах к эксплуатационным скважинам.

Извлечение нефти из скважин производится либо за счет естественного фонтанирования под действием пластовой энергии, либо путем использования одного из нескольких механизированных способов подъема жидкости. Обычно в начальной стадии разработки действует фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ: газлифтный или эрлифтный, глубинонасосный (с помощью штанговых, гидропоршневых и винтовых насосов).

Нефтяным промыслом называется технологический комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов, и установок различного назначения, с помощью которых на месторождении осуществляют извлечение нефти из недр Земли. На месторождениях, разрабатываемых с помощью искусственного заводнения, сооружают систему водоснабжения с насосными станциями. Воду берут из естественных водоемов с помощью водозаборных сооружений.

Отбор проб нефти при излиянии ее на поверхность производится после предварительных расчистки, углубления или создания искусственной ловушки.

Для подъема нефти и сопутствующих ей газов и воды на поверхность скважина имеет герметичную систему подъемных труб, механизмов и арматуры, рассчитанную на работу с давлениями, соизмеримыми с пластовыми. Добыче нефти при помощи буровых скважин предшествовали примитивные способы: сбор ее на поверхности водоемов, обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, посредством колодцев.

В процессе добычи нефти важное место занимает внутрипромысловый транспорт продукции скважин, осуществляемый по трубопроводам. Применяются две системы внутрипромыслового транспорта: напорные и самотечные. При напорных системах достаточно собственного давления на устье скважин. При самотечных движение происходит за счет превышения отметки устья скважины над отметкой группового сборного пункта.

Подготовка нефтей к анализу

Сырые нефти обычно содержат воду (от следов до 90 - 95%).

Существует несколько наиболее часто используемых лабораторных методов обезвоживания нефтей:

1. Если в образце много воды, то для ее отделения смесь помещают в делительную воронку, отстаивают и сливают нижний слой. Затем нефть обезвоживают с помощью CaCl₂ ( эффективность 97%). Легкие нефти и конденсаты выдерживают над CaCl₂ прикомнатнойтемпературе 2-3 дня. Более тяжелые смолистые нефти с CaCl₂ нагревают на водяной бане в круглодонной колбе с обратным холодильником. По окончании высушивания нефть фильтруют через стеклоткань.

2. Нефть, содержащую механические примеси, глинистый раствор, отстаивают в делительной воронке, затем отбирают верхнюю часть, переносят в колбу, промывают дистиллированной водой (3 раза), сушат над CaCl₂

3. Если нефть не содержит легких фракций, то ее растворяют в бензоле, фильтруют. При последующей отгонке на водяной бане (до 100 С) вместе с бензолом удаляется и вода.

4. Сильноэмульгированные нефти обезвоживают с помощью деэмульгаторов, однако это запрещено при геохимических исследованиях.

5. В последнее время используют обезвоживание в автоклаве, где эмульсия разрушается при повышенной температуре и давлении.

ИССЛЕДОВАНИЕ НЕФТИ

Нефть содержит большое число разных органических веществ и поэтому характеризуется не температурой кипения, а температурой начала кипения жидких углеводородов (обычно >28 °C, реже ≥100 °C в случае тяжёлых не́фтей) и фракционным составом — выходом отдельных фракций, перегоняющихся сначала при атмосферном давлении, а затем под вакуумом в определённых температурных пределах, как правило до 450—500 °C (выкипает ~ 80 % объёма пробы), реже 560—580 °C (90—95 %).

Исследование проб нефтей (сырых ) и конденсатов, получаемых из скважин в новых районах и площадях, на первом этапе ставит своей целью определение общих свойств нефти (конденсата), требуемых, в частности для паспортизации месторождения и подсчета запасов, а также получение основных сведений об их химическом, групповом составе и групповом (индивидуальном) составе углеводородов. Такие исследования, в которых заинтересованы в первую очередь производственные организации, должны проводиться в максимально сокращенные сроки. Исследования проводят по строго стандартизованным и унифицированным методам, включающим строго определенный круг анализов и определений.

Существующие методы исследования нефтей и н/продуктов можно разделить:

1. Общие методы анализа нефтей и нефтепродуктов:

А) методы технического анализа (определение плотности ρ, вязкости, Т^оС кипения, плавления и замерзания, показателя преломления n , молекулярной массы ММ)

Б) аналитические методы (определение C, H, N, S,O, содержание H₂0, H₂S, меркаптанов, механических примесей, золы, хлористых солей, органических хлоридов, парафинов)

2. Инструментальные методы исследования нефтей и н/продуктов: (ИК - и электронная спектроскопия, ЯМР-спектроскопия, масс-спектрометрия и хроматомасс-спектрометрия, потенциометрия, газо-жидкостная ГЖХ и жидкостно-жидкостная хроматографии)

3. Методы выделения и разделения нефтей и н/продуктов:

А) перегонка, ректификация; Б) диффузионные методы; В) клатрато - и комплексообразование; Г) экстракция; Д) хроматографические методы; Е) химическая модификация нефтяных компонентов для разделения и исследования

4. Методы определения группового и структурно- группового состава нефтей,

нефтяных фракций и нефтепродуктов.

studfile.net

Качество глубинных проб нефти | Разработка нефтяных и газовых месторождений

Чашка кофею пишет:

Господа, мне кажется, мы немножко ушли от темы=)) Вопрос-то был всё-таки о том, как выбрать пробу (лаб. отчет по ней), чтоб построить ПВТ-модель.

www.petroleumengineers.ru

Отбор проб нефти

Пробы нефти при отборе следует подразделять на пластовые и поверхностные. Пластовая проба дает представление о свойствах нефти в пластовых условиях и позволяет установить термодинамическую характеристику пласта (Т^оС, Р в пласте, давление насыщения нефти газом.). Пробу в этом случае отбирают специальным глубинным пробоотборником. Почти вся добываемая в мире нефть, извлекается посредством буровых скважин. Поверхностная проба нефти несколько отличается от пластовой. На поверхности пробу нефти отбирают из краника отводной трубы скважины.

Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкостей и газов в пластах к эксплуатационным скважинам.

Извлечение нефти из скважин производится либо за счет естественного фонтанирования под действием пластовой энергии, либо путем использования одного из нескольких механизированных способов подъема жидкости. Обычно в начальной стадии разработки действует фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ: газлифтный или эрлифтный, глубинонасосный (с помощью штанговых, гидропоршневых и винтовых насосов).

Нефтяным промыслом называется технологический комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов, и установок различного назначения, с помощью которых на месторождении осуществляют извлечение нефти из недр Земли. На месторождениях, разрабатываемых с помощью искусственного заводнения, сооружают систему водоснабжения с насосными станциями. Воду берут из естественных водоемов с помощью водозаборных сооружений.

Отбор проб нефти при излиянии ее на поверхность производится после предварительных расчистки, углубления или создания искусственной ловушки.

Для подъема нефти и сопутствующих ей газов и воды на поверхность скважина имеет герметичную систему подъемных труб, механизмов и арматуры, рассчитанную на работу с давлениями, соизмеримыми с пластовыми. Добыче нефти при помощи буровых скважин предшествовали примитивные способы: сбор ее на поверхности водоемов, обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, посредством колодцев.

В процессе добычи нефти важное место занимает внутрипромысловый транспорт продукции скважин, осуществляемый по трубопроводам. Применяются две системы внутрипромыслового транспорта: напорные и самотечные. При напорных системах достаточно собственного давления на устье скважин. При самотечных движение происходит за счет превышения отметки устья скважины над отметкой группового сборного пункта.

Подготовка нефтей к анализу

Сырые нефти обычно содержат воду (от следов до 90 - 95%).

Существует несколько наиболее часто используемых лабораторных методов обезвоживания нефтей:

1. Если в образце много воды, то для ее отделения смесь помещают в делительную воронку, отстаивают и сливают нижний слой. Затем нефть обезвоживают с помощью CaCl₂ ( эффективность 97%). Легкие нефти и конденсаты выдерживают над CaCl₂ прикомнатнойтемпературе 2-3 дня. Более тяжелые смолистые нефти с CaCl₂ нагревают на водяной бане в круглодонной колбе с обратным холодильником. По окончании высушивания нефть фильтруют через стеклоткань.

2. Нефть, содержащую механические примеси, глинистый раствор, отстаивают в делительной воронке, затем отбирают верхнюю часть, переносят в колбу, промывают дистиллированной водой (3 раза), сушат над CaCl₂

3. Если нефть не содержит легких фракций, то ее растворяют в бензоле, фильтруют. При последующей отгонке на водяной бане (до 100 С) вместе с бензолом удаляется и вода.

4. Сильноэмульгированные нефти обезвоживают с помощью деэмульгаторов, однако это запрещено при геохимических исследованиях.

5. В последнее время используют обезвоживание в автоклаве, где эмульсия разрушается при повышенной температуре и давлении.

ИССЛЕДОВАНИЕ НЕФТИ

Нефть содержит большое число разных органических веществ и поэтому характеризуется не температурой кипения, а температурой начала кипения жидких углеводородов (обычно >28 °C, реже ≥100 °C в случае тяжёлых не́фтей) и фракционным составом — выходом отдельных фракций, перегоняющихся сначала при атмосферном давлении, а затем под вакуумом в определённых температурных пределах, как правило до 450—500 °C (выкипает ~ 80 % объёма пробы), реже 560—580 °C (90—95 %).

Исследование проб нефтей (сырых ) и конденсатов, получаемых из скважин в новых районах и площадях, на первом этапе ставит своей целью определение общих свойств нефти (конденсата), требуемых, в частности для паспортизации месторождения и подсчета запасов, а также получение основных сведений об их химическом, групповом составе и групповом (индивидуальном) составе углеводородов. Такие исследования, в которых заинтересованы в первую очередь производственные организации, должны проводиться в максимально сокращенные сроки. Исследования проводят по строго стандартизованным и унифицированным методам, включающим строго определенный круг анализов и определений.

Существующие методы исследования нефтей и н/продуктов можно разделить:

1. Общие методы анализа нефтей и нефтепродуктов:

А) методы технического анализа (определение плотности ρ, вязкости, Т^оС кипения, плавления и замерзания, показателя преломления n , молекулярной массы ММ)

Б) аналитические методы (определение C, H, N, S,O, содержание H₂0, H₂S, меркаптанов, механических примесей, золы, хлористых солей, органических хлоридов, парафинов)

2. Инструментальные методы исследования нефтей и н/продуктов: (ИК - и электронная спектроскопия, ЯМР-спектроскопия, масс-спектрометрия и хроматомасс-спектрометрия, потенциометрия, газо-жидкостная ГЖХ и жидкостно-жидкостная хроматографии)

3. Методы выделения и разделения нефтей и н/продуктов:

А) перегонка, ректификация; Б) диффузионные методы; В) клатрато - и комплексообразование; Г) экстракция; Д) хроматографические методы; Е) химическая модификация нефтяных компонентов для разделения и исследования

4. Методы определения группового и структурно- группового состава нефтей,

нефтяных фракций и нефтепродуктов.

studfile.net

ГОСТ 11223-88 Угли бурые и каменные. Метод отбора проб бурением скважин, ГОСТ от 05 декабря 1988 года №11223-88

ГОСТ 11223-88

Группа A19

ОКСТУ 0309

Срок действия с 01.01.90
до 01.01.95*
_________________________________
* Ограничение срока действия снято
по протоколу N 4-93 Межгосударственного Совета
по стандартизации, метрологии и сертификации
(ИУС N 4, 1994 год). - Примечание "КОДЕКС".

1. РАЗРАБОТАН И ВНЕСЕН Министерством угольной промышленности СССР

ИСПОЛНИТЕЛИ

Г.А.Малюков (руководитель темы), Н.И.Сираева

2. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 05.12.88 N 3948

3. Срок первой проверки - 1992 г.

Периодичность проверки - 5 лет

4. ВЗАМЕН ГОСТ 11223-83

5. ССЫЛОЧНЫЕ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ

Настоящий стандарт распространяется на бурые и каменные угли, добываемые открытым способом без селективной выемки на месторождениях с углом падения пластов от 0 до 45°, и устанавливает метод отбора проб бурением скважин.

Термины, используемые в настоящем стандарте, и их пояснения приведены в приложении 1.

1. АППАРАТУРА ДЛЯ ОТБОРА ПРОБ

1.1. Для отбора проб применяют:

станок буровой типа СБР или станок вращательного бурения типа СВБ-2, а также другие станки, обеспечивающие необходимую массу точечной пробы;

пробоотборочную, буровую, самоходную машину типа ПБС;

полог размером 2,5х2,5 м;

делитель, обеспечивающий сокращение массы пробы;

емкость мерную вместимостью 10 кг, имеющую на внутренней стенке шкалу с ценой деления 2 кг;

тару для транспортирования пробы, обеспечивающую сохранность влаги и массы;

весы технические с погрешностью взвешивания не более 0,01 кг.

2. ОТБОР ПРОБ

2.1. Перед отбором проб устанавливают параметры опробуемого блока: длину, высоту уступа и ширину заходки. Пробы отбирают с верхней площадки рабочего уступа, подготовленного к выемке (осушенного, защищенного от пород кровли), имеющего длину фронта работ не менее 50 м.

2.2. По каждому пласту определяют коэффициент вариации зольности согласно приложению 2 и применяют его при всех последующих опробованиях. Повторное определение его проводят при значительном изменении качественной характеристики пласта.

2.3. В зависимости от коэффициента вариации зольности пласта устанавливают количество точечных проб в соответствии с табл.1.

Таблица 1

2.4. Размечают расположение буровых скважин - мест отбора точечных проб на рабочей площадке.

В зависимости от ширины заходки применяют однорядное (ширина заходки менее 16 м), двухрядное (ширина заходки св. 16 до 30 м включ.), четырехрядное (ширина заходки св. 30 до 55 м включ.) и шестирядное (ширина заходки св. 55 до 90 м включ.) расположение скважин (черт.1-4).

Черт.1. Однорядное расположение скважин

Однорядное расположение скважин

Черт.1

Черт.2. Двухрядное расположение скважин

Черт.2

Черт.3. Четырехрядное расположение скважин

Четырехрядное расположение скважин

Черт.3

Черт.4. Шестирядное расположение скважин

Черт.4

Расстояние от верхней бровки уступа до первого ряда скважин () должно быть не менее 3 м. При однорядном расположении скважин это расстояние принимают равным половине ширины заходки, но не менее 3 м.

При многорядном расположении скважин расстояние между рядами должно быть не более 15 м.

Расстояние между скважинами в ряду (б), м, не более:

25 - для пластов с коэффициентом вариации зольности до 8% включительно;

для пластов с коэффициентом вариации зольности более 8%:

10 - для пластов с углом падения до 25° включительно,

5 - для пластов с углом падения от 25 до 45°.

2.5. В процессе эксплуатации месторождения количество точечных проб может быть уменьшено или увеличено в зависимости от достигнутой погрешности опробования.

Базовая погрешность опробования устанавливается по согласованию с потребителем, но не более чем по ГОСТ 10742.

Фактическая погрешность рассчитывается по разд.1 ГОСТ 27379.

При меньшей достигнутой погрешности по сравнению с базовой при опробовании следующего блока того же пласта или уступа число точечных проб можно уменьшить на 33%.

Если погрешность превышает базовую, то при опробовании следующего блока того же пласта или уступа число точечных проб необходимо увеличить на 50%.

Пример определения погрешности при опробовании пласта топлива приведен в приложении 3.

2.6. Перед отбором проб вся аппаратура должна быть тщательно очищена от остатков угля.

2.7. Массу точечной пробы () в килограммах для одной скважины вычисляют по формуле

, (1)

где - кажущаяся плотность угля в пласте, кг/м;

- диаметр скважины, м;

- опробуемая мощность пласта, м.

Кажущуюся плотность угля определяют по ГОСТ 2160.

2.8. Буровой станок устанавливают в намеченной точке отбора точечной пробы, бурят вертикальную или наклонную скважину глубиной, равной мощности опробуемого пласта или высоте уступа при отработке пласта двумя или более уступами.

Отклонение устья скважины от намеченной точки отбора точечной пробы не должно превышать 0,5 м.

2.9. В процессе бурения станок периодически останавливают для наращивания штанг, а накопившийся у устья скважины уголь помещают в мерную емкость, заполняя ее до краев.

После пробуривания скважины на заданную глубину прекращают подачу бурового инструмента на забой скважины, но продолжают его вращательное движение до полного прекращения выхода угля из скважины.

2.10. Массу точечной пробы угля после окончания бурения скважины определяют с помощью мерной емкости или взвешиванием и сравнивают с расчетной массой, вычисленной по п.2.7.

Если масса точечной пробы угля отличается от расчетной на величину более 30%, отбор пробы повторяют, передвинув буровой станок на 0,5-1,0 м в любую сторону.

2.11. Точечную пробу сокращают делителем до массы не менее 10 кг, упаковывают в тару и проставляют на ней номер скважины. После чего доставляют их в проборазделочное помещение, в котором составляют объединенную пробу. При составлении объединенной пробы заполняют акт или журнал по учету отбора проб по форме, приведенной в приложении 4.

2.12. Обработка проб - по ГОСТ 10742.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 (справочное). ТЕРМИНЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ В НАСТОЯЩЕМ СТАНДАРТЕ, И ИХ ПОЯСНЕНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1
Справочное

Таблица 2

ПРИЛОЖЕНИЕ 2 (обязательное). ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ВАРИАЦИИ ЗОЛЬНОСТИ УГОЛЬНОГО ПЛАСТА

ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Обязательное

1. На основной, наиболее характерной, части пласта (уступа) сложного строения после зачистки его кровли выбирают контрольный блок длиной 100 м, шириной 16 м и на глубину отрабатываемой мощности пласта пробуривают 30 скважин, расположенных по схеме, приведенной на черт.5.

Черт.5

Черт.5

2. Из угля каждой скважины (точечной пробы) готовят пробу для анализа, из которой определяют зольность каждой точечной пробы - .

2. Среднее значение зольности ) по всему контрольному блоку в процентах вычисляют по формуле

, (2)

где - сумма значений зольности всех точечных проб, %;

- число точечных проб (скважин) на контрольном блоке.

4. Среднюю квадратическую погрешность (), являющуюся оценкой среднего квадратического отклонения зольности скважин по блоку, вычисляют по формуле

. (3)

5. Коэффициент вариации зольности пласта () в процентах вычисляют по формуле

. (4)

Пример. В результате опробования контрольного блока получены данные, приведенные в табл.3.

Таблица 3

Подставляя числовые значения в формулы (1)-(3), получаем среднее арифметическое значение зольности по всему блоку () в процентах

.

Средняя квадратическая погрешность () равна

.

Коэффициент вариации зольности пласта () в процентах равен

.

Следовательно, угольный пласт (уступ) имеет коэффициент вариации менее 8%.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3 (обязательное). ПРИМЕР ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОГРЕШНОСТИ ОПРОБОВАНИЯ ПЛАСТА

ПРИЛОЖЕНИЕ 3
Обязательное

1. От пласта топлива с ожидаемой зольностью 7,5% составлено шесть объединенных проб, каждая из которых состояла из 10 точечных проб.

Базовая погрешность отбора проб =±0,75%. Зольность объединенных проб приведена в табл.4.

Таблица 4

2. По данным анализа проб определяем среднюю зольность 43,5:6=7,25%.

Определяем значение фактической погрешности по формуле

,

т.е. достигнута погрешность значительно меньше базовой. Количество точечных проб в объединенную пробу можно отбирать на 33% меньше и произвести новый расчет, пока не будет достигнута требуемая погрешность опробования.

ПРИЛОЖЕНИЕ 4 (справочное). АКТ СОСТАВЛЕНИЯ ОБЪЕДИНЕННОЙ ПРОБЫ УГЛЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ 4
Справочное

"_____" ________________ 1989 г.

Журнал учета отбора товарных проб угля

Текст документа сверен по:
официальное издание
М.: Издательство стандартов, 1989

docs.cntd.ru

ГОСТ 21153.0-75 Породы горные. Отбор проб и общие требования к методам физических испытаний (с Изменением N 1), ГОСТ от 25 сентября 1975 года №21153.0-75

ГОСТ 21153.0-75*

Группа А09

Дата введения 1976-07-01

Постановлением Государственного комитета стандартов Совета Министров СССР от 25 сентября 1975 г. N 2491 срок действия установлен с 01.07.1976 г.

Проверен в 1981 г. Срок действия продлен до 01.07.1986 г.**
________________
** Ограничение срока действия снято постановлением Госстандарта СССР от 24.04.91 N 568 (ИУС N 7, 1991 год). - Примечание изготовителя базы данных.

* ПЕРЕИЗДАНИЕ ноябрь 1981 г. с Изменением N 1, утвержденным в июле 1981 г. (ИУС N 9-1981 г.)


Настоящий стандарт распространяется на твердые горные породы с коэффициентом крепости по Протодьяконову не менее 0,5 (прочность при одноосном сжатии не менее 50-80 кг/см) и устанавливает основные положения по отбору проб, перечень основного оборудования и общие требования к методам физических испытаний.

1. ОТБОР ПРОБ

1.1. Пробы горных пород для физических испытаний отбирают в виде керна буровых скважин или кусков породы произвольной формы.

1.2. Количество керна или кусков, отбираемых в пробу, и их линейные размеры зависят от вида испытания породы и должны соответствовать требованиям, указанным в таблице.

Примечания:

1. Знак "*" означает, что количество кусков в пробе должно обеспечивать при ручном раскалывании выход материала крупностью 20-40 мм не менее 2 кг.

2. При отборе проб слоистых или с направленной трещиноватостью пород количество материала в пробе должно быть удвоено по сравнению с указанным в таблице; при отборе керна буровых скважин половину его по возможности выбуривают вдоль слоев или трещин, половину - перпендикулярно им.

1.3. Место отбора проб горной породы определяют в зависимости от цели исследования ее свойств и указывают в сопроводительной документации.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

1.4. Для продолжительного хранения или транспортирования пробы сразу после отбора заворачивают в марлю и покрывают водонепроницаемой пленкой, опуская в расплавленный парафин. Пробы гигроскопичных пород (каменная соль и т.п.) хранят в эксикаторе.

1.5. Помещения для хранения отобранных проб должны быть защищены от солнечных лучей и сквозняков и иметь температуру в пределах 10-12 °С.

2. ОБОРУДОВАНИЕ, ИНСТРУМЕНТЫ И МАТЕРИАЛЫ

2.1. Для определения пределов прочности горных пород применяют следующее основное оборудование, инструменты и материалы:

установку колонкового бурения по СТ СЭВ 770-77, СТ СЭВ 771-77 или станок вертикально-сверлильный по ГОСТ 1227-79 или радиально-сверлильный по ГОСТ 1222-80, по мощности соответствующий прочности испытываемой породы, с твердосплавными по ГОСТ 11108-70 или алмазными коронками с внутренним диаметром от 40 до 100 мм для выбуривания образцов из проб горных пород;

машину камнерезную, снабженную отрезными алмазными кругами диаметром не менее 250 мм по ГОСТ 10110-78* для изготовления образцов;
______________
* На территории Российской Федерации действует ГОСТ 10110-87. - Примечание изготовителя базы данных.

стойку типа C-III по ГОСТ 10197-70 с индикатором часового типа по ГОСТ 577-68 или многооборотным по ГОСТ 9696-75* для контроля параллельности поверхностей образцов горных пород;
______________
* На территории Российской Федерации действует ГОСТ 9696-82. - Примечание изготовителя базы данных.

пресс с гидравлическим приводом по ГОСТ 9753-75 или универсальную испытательную машину мощностью на 20-30% превышающей разрушающую образец силу - для испытания образцов;

эксикатор типа Э по ГОСТ 6371-73 для хранения проб гигроскопичных пород;

марлю медицинскую по ГОСТ 9412-77*;
______________
* На территории Российской Федерации действует ГОСТ 9412-93. - Примечание изготовителя базы данных.

парафин нефтяной марки НВ 56-58 по ГОСТ 23683-79* для парафинирования проб горных пород;
______________
* На территории Российской Федерации действует ГОСТ 23683-89. - Примечание изготовителя базы данных.

угольник поверочный 90° типа VII по ГОСТ 3749-77 и штангенциркуль по ГОСТ 166-80* для контроля параметров образцов горных пород.
______________
* На территории Российской Федерации действует ГОСТ 166-89. - Примечание изготовителя базы данных.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

3. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

3.1. Для испытания слоистых или с направленной трещиноватостью пород изготавливают отдельно два комплекта образцов: один с приложением нагрузки при испытании вдоль слоев или трещин, другой - перпендикулярно им.

3.2. Скорость нагружения образца при испытаниях выбирают в пределах 1-30 кг/см·с в зависимости от прочности породы.

3.3. Испытания образцов проводят в воздушно-сухом состоянии, а при возможности, в состоянии их естественной влажности. При испытании в состоянии естественной влажности пород, на прочность которых существенно влияет содержание в них влаги, этот показатель определяют путем сушки каждого испытанного образца при температуре 105-110 °С до постоянной массы и фиксируют в протоколе испытаний.

3.4. Определение пределов прочности горных пород на сжатие, растяжение, изгиб и срез проводят не менее чем на десяти образцах.

За окончательный результат испытаний принимают среднее арифметическое результатов всех определений.



Электронный текст документа
подготовлен АО "Кодекс" и сверен по:
официальное издание
Породы горные. Методы физических испытаний:
Сб. ГОСТов. - М.: Издательство стандартов, 1982

docs.cntd.ru

Смотрите также

• 
  Какова максимальная скорость спуска подъема погружного электронасоса в вертикальную скважину
• 
  Кольматационная пачка в бурении
• 
  Насос с гибким валом для скважины
• 
  В каком случае ликвидация и консервация скважин считается завершенной
• 
  Как обслуживать скважину на воду
• 
  Бурение скважин галич
• 
  Бурение скважин малаховка
• 
  Технология алмазное бурение
• 
  Что такое равновесное бурение
• 
  Проалмаз установка для алмазного бурения
• 
  Замок без замочной скважины