8 (495) 988-61-60

Без выходных
Пн-Вск с 9-00 до 21-00

Митсубиси асх объем масла в вариаторе


Сколько масла заливать в вариатор Мицубиси ASX 1.8, 2.0

Мицубиси ASX – компактный кроссовер городского сегмента SUV, выпускаемый с 2010 года. Машина является конкурентом для Мазда СХ-3, Лада Веста Икс-Рэй Кросс и Опель Мока. Серийная модель дебютировала на Женевском автосалоне в 2010 году. Машину разработали на платформе двух моделей – седана Лансер и кроссовера Аутлендер второго поколения. Серийный ASX с точки зрения дизайна напоминает концепт-кар Concept cX образца 2007 года, представленный во Франкфурте.

Одноименный прототип оснащался экологическим дизелем 1.8 л (136 л. с.), агрегатированным со спортивной коробкой передач Twin Clutch SST с двумя сцеплениями. Несмотря на отсутствие подобных технологических новшеств, серийный ASX является уникальным с точки зрения дизайна. Более того, оформление передней части кроссовера напоминает реактивный истребитель Митсубиси F-2. Салон автомобиля рассчитан на пять пассажиров, а объем багажника составляет 420 литров. Уровень эргономики и обзорность не хуже, чем у ближайших конкурентов. Во всех комплектациях есть маршрутный компьютер, а более дорогие версии оборудована кнопкой запуска ДВС, кожаным салоном, панорамной крышей, светодиодной подсветкой салона и регулировкой руля по вылету.

В России машина представлена только с бензиновыми двигателями объемом 1,6, 1.8 и 2.0 литра, с мощностью 117-150 л. с. Для других стран еще предусмотрены дизели 1.6 и 2.2 л (114 и 150 л. с. соответственно). В 2014 году автомобиль подвергли модернизации, в результате которой кроссовер получил улучшенный вариатор и новый медиа-комплекс с навигацией, дополненной картографическим сервисом Here Maps. В 2016 году этот сервис перешел под контроль компаний БМВ, Даймлер и БМВ.

Сколько масла надо заливать в вариатор Мицубиси ASX

Поколение 1 (с 2010)

  • Масло в вариатор с двигателем 1.8 – 4,2 л
  • Масло в вариатор с двигателем 2.0 – 4,2 л.

Минутку ...

Включите файлы cookie и перезагрузите страницу.

Этот процесс автоматический. Ваш браузер в ближайшее время перенаправит вас на запрошенный контент.

Подождите до 5 секунд…

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

.

Коэффициент объема нефтяного пласта - PetroWiki

Коэффициент объема нефтяного пласта (FVF) связывает объем нефти в условиях резервуара с объемом нефти при повышенных давлении и температуре в пласте. Значения обычно варьируются от приблизительно 1,0 баррелей / STB для систем сырой нефти, содержащих небольшое количество растворенного газа или совсем без него, до почти 3,0 баррелей / STB для высоколетучих нефтей.

Корреляции для расчета FVF

Таблицы 1 и 2 [1] [2] [3] [4] [5] [6] [7] [8] [9] [10] [11] [12] [13] [14] [15] [16] [17] [18] ) [19] [20] [21] [22] [23] [24] [25] [26] [27] [28] ) [29] [30] [31] [32] [33] [34] обобщают тридцать корреляций для систем насыщенной сырой нефти, которые были идентифицированы в литературе.В насыщенных системах газ выделяется при понижении давления ниже точки насыщения. Это приводит к соответствующему уменьшению объема масла, как показано для всех методов в Fig. 1 . Достаточно большое количество корреляций не позволяет выделить отдельные методы. Результаты показывают относительно узкий диапазон значений FVF нефти, определенных всеми методами корреляции.

  • Рис. 1 - Результаты корреляции FVF газонасыщенной нефти и газового фактора раствора.

Эти корреляции определяют FVF на основе следующей функции.

.................... (1)

На ГФ решения приходится наибольшее изменение FVF. Повышение температуры, плотности сырой нефти и газа обеспечивает небольшое увеличение FVF.

Статистический анализ эффективности корреляции

Недавние исследования [35] [36] [37] [38] предоставляют статистический анализ корреляций FVF нефти при температуре образования пузырьков и рекомендации, основанные на их выводах; однако ни одна из этих ссылок не рассматривает полный набор корреляций.Аль-Шаммаси [31] составил банк данных из 1345 точек данных из литературы, который был объединен со 133 точками данных из базы данных [39] GeoMark Research, чтобы получить в общей сложности 1 478 точек данных. Эти данные использовались для ранжирования точности корреляций FVF нефти. Диапазоны и распределение этих данных можно найти в Таблице 3 и Рис. 2 . Таблица 4 обобщает эффективность корреляции. Результаты отсортированы по абсолютной средней относительной ошибке, что позволяет ранжировать методы.

  • Рис. 2 - Распределение данных, используемых для подготовки корреляций PVT.

Воздействие силы тяжести и GOR

Данные были дополнительно сгруппированы для изучения влияния плотности сырой нефти и газового фактора на согласованность корреляций. Методы, предложенные Al-Marhoun, [23] Al-Shammasi, [31] Farshad et al. , [24] и Kartoatmodjo и Schmidt [20] [21] [22] показали надежность в широком диапазоне условий.Автор получил хорошие результаты по корреляциям Standing [2] и Glasø [6] , хотя они, возможно, не получили высокого ранга в этом наборе данных. Рис. 3 суммирует эти методы.

  • Рис. 3 - Корреляции FVF выбранной нефти.

Меры предосторожности при использовании корреляций

Корреляции были проверены по сравнению с другими параметрами, использованными при выводе методов:

  • Плотность сырой нефти по API
  • Газовый гравитационный
  • Температура

В некоторых методах используется несколько уравнений, применимых для указанных диапазонов плотности сырой нефти.Разрывы, которые обобщены в Рис. 4 , могут возникнуть в результате использования этого метода для развития корреляции. Кроме того, FVF должна увеличиваться с увеличением плотности в градусах API. Рис. 4 показывает методы, которые показывают нефизические результаты.

  • Рис. 4 - FVF нефти в зависимости от плотности API сырой нефти.

FVF должна увеличиваться с увеличением плотности растворенного газа. Рис. 5 показывает, что ряд корреляций предсказывают результаты, противоположные этой тенденции.Корреляции, перечисленные в рис. 4 и 5 следует использовать с осторожностью, чтобы избежать проблем, связанных с нарушениями непрерывности или нефизическим поведением. Следует соблюдать ограничения, накладываемые данными, используемыми при построении корреляции.

  • Рис. 5 - Зависимость FVF нефти от силы тяжести растворенного газа.

Номенклатура

B ob = Объем нефтеотдачи при давлении насыщения, барр. / Стб
T = температура, T, ° F
γ API = плотность масла по API
γ г = удельный вес газа, воздух = 1
R s = раствор ГОР, scf / STB

Список литературы

  1. ↑ Стоя, М.Б. 1947. Корреляция давления, объема и температуры для смесей калифорнийских нефтей и газов. Практика бурения и добычи API (1947): 275-287.
  2. 2,0 2,1 Фрик, Т.С. 1962. Справочник по добыче нефти, Vol. II, гл. 18-19. Даллас, Техас: Общество инженеров-нефтяников. Ошибка ссылки: Недействительный тег ; имя "r2" определено несколько раз с разным содержанием
  3. ↑ Элам, Ф. 1957. Прогноз давления точки пузыря и объемных факторов пласта на основе полевых данных.Диссертация на степень магистра в Техасском университете в Остине, Остин, Техас.
  4. ↑ Васкес М.Э. 1976. Корреляции для предсказания физических свойств жидкости. Диссертация на степень магистра, Университет Талсы, Талса, Оклахома.
  5. ↑ Васкес, М. и Беггс, Х.Д. 1980. Корреляции для предсказания физических свойств жидкости. J Pet Technol 32 (6): 968-970. SPE-6719-PA. http://dx.doi.org/10.2118/6719-PA
  6. 6.0 6.1 Glasø, Ø. 1980. Обобщенные корреляции давления, объема и температуры. J Pet Technol 32 (5): 785-795.SPE-8016-PA. http://dx.doi.org/10.2118/8016-PA
  7. ↑ Лабеди, Р. 1982. PVT-корреляции африканской сырой нефти. Кандидатская диссертация. 1982 г. Докторская диссертация, Колорадская горная школа, Ледвилл, Колорадо (май 1982 г.).
  8. ↑ Лабеди, Р. 1990. Использование данных по добыче для оценки давления насыщения, горючего раствора и химического состава пластовых флюидов. Представлено на конференции SPE по нефтегазовой инженерии в Латинской Америке, Рио-де-Жанейро, Бразилия, 14-19 октября. SPE-21164-MS. http: // dx.doi.org/10.2118/21164-MS
  9. ↑ Owolabi, O.O. 1984. Свойства пластовых флюидов нефтей Аляски. Магистерская диссертация, Университет Аляски, Фэрбенкс, Аляска (май 1984 г.).
  10. ↑ Аль-Мархун, М.А. 1985. Корреляция давления, объема и температуры для саудовской сырой нефти. Представлено на Ближневосточной технической конференции и выставке SPE по нефти, Бахрейн, 11–14 марта. SPE-13718-MS.
  11. ↑ Обоману, Д.А. и Окпобири Г.А. 1987. Корреляция PVT свойств нигерийской нефти. J. Energy Resour.Technol. 109 (4): 214-217. http://dx.doi.org/10.1115/1.3231349
  12. ↑ Аль-Мархун, М.А. 1988. PVT-корреляции для ближневосточной сырой нефти. J Pet Technol 40 (5): 650–666. SPE-13718-PA. http://dx.doi.org/10.2118/13718-PA
  13. ↑ Asgarpour, S., McLauchlin, L.L., Wong, D. et al. 1989. Корреляции давления, объема и температуры для газов и масел Западной Канады. J Can Pet Technol 28 (4): 103. PETSOC-89-04-08. http://dx.doi.org/10.2118/89-04-08
  14. ↑ Аль-Наджар, Х.С., Аль-Соф, Н.Б.А., Аль-Халиси К. 1988. Корреляции для давления точки пузыря, коэффициентов газойля и объемных факторов пласта для иракской сырой нефти. Журнал нефтяных исследований (июнь 1988 г.): 13.
  15. ↑ Ахмед, Т. 1989. Поведение углеводородной фазы, Vol. 7. Талса, Оклахома: Вклад в нефтяную геологию и инженерию, издательство Gulf Publishing Company.
  16. ↑ Абдул-Маджид, Г.Х., Салман, Н.Х., и Скарт, Б.Р. 1988. Эмпирическая корреляция для прогноза нефтяного FVF (коэффициента пластового объема). Журнал J Can Pet Technol 27 (6): 118.PETSOC-88-06-10. http://dx.doi.org/10.2118/88-06-10
  17. ↑ Докла М.Е. и Осман М.Е., 1992. Корреляция свойств PVT для сырой нефти ОАЭ (Объединенные Арабские Эмираты). Оценка SPE Form Eval (март 1992 г.): 41.
  18. ↑ Петроски, Г. Jr. 1990. PVT-корреляции для сырой нефти Мексиканского залива. Магистерская диссертация. 1990 г. Докторская диссертация, Университет Юго-Западной Луизианы, Лафайет, Луизиана.
  19. ↑ Петроски, Г. Младший и Фаршад Ф. 1998. Корреляции давления, объема и температуры для сырой нефти Мексиканского залива.SPE Res Eval & Eng 1 (5): 416-420. SPE-51395-PA. http://dx.doi.org/10.2118/51395-PA
  20. 20,0 20,1 Kartoatmodjo, R.S.T. 1990. Новые корреляции для оценки свойств жидких углеводородов. Диссертация на степень магистра, Университет Талсы, Талса, Оклахома.
  21. 21,0 21,1 Kartoatmodjo, T.R.S. и Шмидт, З. 1991. Новые корреляции физических свойств сырой нефти, Общество инженеров-нефтяников, незапрошенная статья 23556-MS.
  22. 22.0 22,1 Картоатмоджо Т. и З. С. 1994. Большой банк данных улучшает грубые корреляции физических свойств. Oil Gas J. 92 (27): 51–55.
  23. 23,0 23,1 Аль-Мархун М.А. 1992. Новые корреляции для объемных факторов образования нефтегазовых смесей. J Can Pet Technol 31 (3): 22. PETSOC-92-03-02. http://dx.doi.org/10.2118/92-03-02
  24. 24,0 24,1 Frashad, F., LeBlanc, J.L., Garber, J.D. et al. 1996. Эмпирические корреляции PVT для колумбийской сырой нефти.Представлено на Латиноамериканской и карибской конференции SPE по разработке нефтяных технологий, Порт-оф-Спейн, Тринидад и Тобаго, 23–26 апреля. SPE-36105-MS. http://dx.doi.org/10.2118/36105-MS
  25. ↑ Macary, S.M. и Эль-Батанони, M.H. 1992. Вывод корреляций PVT для сырой нефти в Суэцком заливе. Proc., 11-я конференция EGPC по разведке и добыче нефти, Каир, Египет, Vol. 1, 374.
  26. ↑ Омар, М. и Тодд, A.C. 1993. Разработка новых модифицированных корреляций черной нефти для малазийской сырой нефти.Представлено на Азиатско-Тихоокеанской нефтегазовой конференции SPE, Сингапур, 8-10 февраля. SPE-25338-MS. http://dx.doi.org/10.2118/25338-MS
  27. ↑ Омар, М.И., Дауд, М.Э., и Раджа, Д.М.А. 1993. Новая корреляция для определения точки пузыря нефти FVF (фактор объема пласта). Представлено на нефтяной конференции Азиатского совета 1993 г., Бангкок, Таиланд, 2–6 ноября.
  28. ↑ Almehaideb, R.A. 1997. Улучшенная корреляция PVT для сырой нефти ОАЭ. Представлено на выставке и конференции Middle East Oil Show, Бахрейн, 15-18 марта.SPE-37691-MS. http://dx.doi.org/10.2118/37691-MS
  29. ↑ Эльшаркави, А. и Алихан А.А. 1997. Корреляции для прогнозирования соотношения газ / нефть в растворе, коэффициента объема нефтеносного пласта и сжимаемости недосыщенной нефти. J. Pet. Sci. Англ. 17 (3-4): 291-302. http://dx.doi.org/10.1016/S0920-4105(96)00075-7
  30. ↑ Хайри М., Эль-Тайеб С. и Хамдаллах М. 1998. PVT-корреляции для египетской сырой нефти. Ойл Газ Дж. 96 (18): 114.
  31. 31,0 31,1 31.2 Аш-Шаммаси, A.A. 2001. Обзор корреляций между давлением точки пузыря и объемным фактором нефтедобычи. SPE Res Eval & Eng 4 (2): 146-160. SPE-71302-PA. http://dx.doi.org/10.2118/71302-PA
  32. ↑ Левитан, Л., Мурта, М., 1999. Оценка новых корреляций, Pb, FVF. Ойл Газ Дж. 97 (10): 70.
  33. ↑ Веларде, Дж., Близингейм, Т.А., и Маккейн-младший, У.Д. 1997. Корреляция свойств мазута при давлениях ниже давления пузыря - новый подход. Представлено на ежегодном техническом совещании CIM, Калгари, Альберта, 8–11 июня.ПЕТСОК-97-93. http://dx.doi.org/10.2118/97-93
  34. ↑ Диндорук, Б. и Кристман, П.Г. 2001. PVT-свойства и корреляции вязкости нефтей Мексиканского залива. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, 30 сентября - 3 октября. SPE-71633-MS. http://dx.doi.org/10.2118/71633-MS
  35. ↑ Эльшаркави, А.М., Эльгибали, А.А., Алихан, А.А. 1995. Оценка корреляций PVT для прогнозирования свойств кувейтской сырой нефти. J. Pet. Sci. Англ.13 (3-4): 219-232. http://dx.doi.org/10.1016/0920-4105(95)00012-7
  36. ↑ Махмуд, М.А. и Аль-Мархун, М.А. 1996. Оценка полученных эмпирическим путем PVT-свойств пакистанской сырой нефти. J. Pet. Sci. Англ. 16 (4): 275-290. http://dx.doi.org/10.1016/S0920-4105(96)00042-3
  37. ↑ Робертсон, К. Дж. 1983. Сравнение пересмотренных PVT-свойств с опубликованными корреляциями. Внутренний отчет, Marathon Oil Company, Хьюстон, Техас (апрель 1983 г.).
  38. ↑ Аль-Фаттах, S.M. и Аль-Мархун, М.A. 1994. Оценка эмпирических корреляций для коэффициента объема нефтяного пласта при температуре образования пузыря. J. Pet. Sci. Англ. 11 (4): 341-350.
  39. ↑ GeoMark Research. 2003. RFDbase (База данных пластовых флюидов), http://www.RFDbase.com.

Интересные статьи в OnePetro

Используйте этот раздел, чтобы перечислить статьи в OnePetro, которые читатель, желающий узнать больше, обязательно должен прочитать

Внешние ссылки

Используйте этот раздел, чтобы предоставить ссылки на соответствующие материалы на других веб-сайтах, кроме PetroWiki и OnePetro.

См. Также

Свойства масляной жидкости

Плотность масла

Объемный коэффициент и плотность газового пласта

PEH: Масло_Система_Взаимосвязи

.

Минутку ...

Включите файлы cookie и перезагрузите страницу.

Этот процесс автоматический. Ваш браузер в ближайшее время перенаправит вас на запрошенный контент.

Подождите до 5 секунд…

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»

+ ((! + [] + (!! []) + !! [] + !! [] + !! [] + !! [] + !! [] + !! [] + !! [] + [ ]) + (! + [] + (!! []) - []) + (! + [] - (!! [])) + (! + [] + (!! []) + !! [ ] + !! []) + (+ !! []) + (! + [] + (!! []) + !! [] + !! [] + !! [] + !! [] +! ! [] + !! [] + !! []) + (! + [] + (!! []) + !! [] + !! [] + !! [] + !! [] + !! [] + !! []) + (! + [] + (!! []) - []) + (! + [] + (!! []) + !! [])) / + ((! + [] + (!! []) + !! [] + !! [] + !! [] + !! [] + !! [] + !! [] + !! [] + []) + (! + [] + (!! []) + !! []) + (! + [] + (!! []) + !! [] + !! [] + !! [] + !! [ ] + !! []) + (! + [] + (!! []) + !! [] + !! []) + (! + [] + (!! []) + !! [] + !! [] + !! [] + !! [] + !! []) + (! + [] + (!! []) + !! []) + (! + [] + (!! [ ]) + !! [] + !! [] + !! [] + !! [] + !! []) + (! + [] + (!! []) + !! [] + !! [ ]) + (+ !! []))

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

+ ((! + [] + (!! []) + !! [] + !! [] + !! [] + !! [] + !! [] + !! [ ] + !! [] + []) + (! + [] + (!! []) - []) + (! + [] - (!! [])) + (! + [] + (! ! []) + !! [] + !! []) + (+ !! []) + (! + [] + (!! []) + !! [] + !! [] + !! [ ] + !! [] + !! [] + !! [] + !! []) + (! + [] + (!! []) + !! [] + !! [] + !! [] +!

.

Повышение нефтеотдачи | Министерство энергетики

Разработка и добыча сырой нефти в нефтяных пластах США может включать до трех отдельных этапов: первичную, вторичную и третичную (или повышенную) добычу. Во время первичной добычи естественное давление коллектора или гравитационная подача нефти в ствол скважины в сочетании с методами искусственного подъема (такими как насосы), которые выводят нефть на поверхность. Но при первичной добыче обычно добывается только около 10 процентов первоначальной нефти пласта.Вторичные методы добычи продлевают продуктивный срок эксплуатации месторождения, как правило, путем закачки воды или газа для вытеснения нефти и подачи ее в ствол эксплуатационной скважины, что приводит к извлечению от 20 до 40 процентов исходной нефти на месте.

Однако с учетом того, что большая часть легко добываемой нефти уже извлечена из нефтяных месторождений США, производители попытались применить несколько методов третичного или увеличения нефтеотдачи (EOR), которые открывают перспективы для конечной добычи от 30 до 60 процентов или более оригинальное масло резервуара на месте.Было установлено, что коммерчески успешными в разной степени коммерчески успешными являются три основные категории МУН:

  • Термическое извлечение, которое включает введение тепла, такое как закачка пара, для снижения вязкости или разжижения тяжелой вязкой нефти и улучшения ее способности течь через пласт. На тепловые методы приходится более 40 процентов добычи нефти в США, в основном в Калифорнии.
  • Закачка газа, при которой используются газы, такие как природный газ, азот или диоксид углерода (CO 2 ), которые расширяются в пласте, чтобы подтолкнуть дополнительную нефть к стволу эксплуатационной скважины, или другие газы, которые растворяются в нефти для снижения ее вязкости и улучшает его скорость потока.Закачка газа составляет почти 60 процентов добычи EOR в Соединенных Штатах.
  • Закачка химикатов, которая может включать использование длинноцепочечных молекул, называемых полимерами, для повышения эффективности заводнения, или использование поверхностно-активных веществ, подобных детергентам, для снижения поверхностного натяжения, которое часто предотвращает перемещение капель масла через резервуар. На химические методы приходится около одного процента добычи нефти в США.
    Каждому из этих методов препятствовала его относительно высокая стоимость и, в некоторых случаях, непредсказуемость его эффективности.

В США существует около 114 действующих коммерческих проектов закачки CO 2 , которые вместе закачивают более 2 миллиардов кубических футов CO 2 и производят более 280000 баррелей в сутки (19 апреля 2010 г., Oil and Gas Journal).

CO 2 Впрыск дает значительные потенциальные выгоды

Метод повышения нефтеотдачи, который вызывает наибольший интерес на рынке, - это CO 2 -EOR. Впервые опробовано в 1972 году в округе Скарри, штат Техас, закачка CO 2 успешно использовалась во всем Пермском бассейне Западного Техаса и восточной части штата Нью-Мексико, а в настоящее время в ограниченной степени проводится в Канзасе, Миссисипи, Вайоминге, Оклахоме, Колорадо. , Юта, Монтана, Аляска и Пенсильвания.

До недавнего времени большая часть CO 2 , используемого для повышения нефтеотдачи пластов, поступала из естественных резервуаров. Но новые технологии разрабатываются для производства CO 2 из промышленных применений, таких как заводы по переработке природного газа, удобрения, этанола и водорода в местах, где нет естественных резервуаров. Одна демонстрация на заводе Dakota Gasification Company в Беуле, Северная Дакота, производит CO 2 и доставляет его по 204-мильному трубопроводу на нефтяное месторождение Weyburn в Саскачеване, Канада.Компания Encana, оператор месторождения, закачивает CO 2 , чтобы продлить продуктивный срок эксплуатации месторождения, надеясь добавить еще 25 лет и до 130 миллионов баррелей нефти, которые в противном случае могли бы быть заброшены.

CO следующего поколения 2 Повышенная нефтеотдача

Программа НИОКР Министерства энергетики охватывает новые области, исследуя новые методы, которые могут значительно улучшить экономические показатели и расширить применимость закачки CO 2 к более широкой группе пластов; распространение этого метода за пределы Пермского бассейна в Западном Техасе и восточной части штата Нью-Мексико на бассейны, намного более близкие к основным источникам искусственного CO 2 .CO 2 -EOR нового поколения имеет потенциал для добычи более 60 миллиардов баррелей нефти с использованием новых технологий, включая закачку гораздо больших объемов CO 2 , инновационный дизайн заводнения для доставки CO 2 в неочищенные области резервуар и улучшенный контроль подвижности закачиваемого CO 2 .

В сентябре 2010 года Министерство энергетики на конкурсной основе отобрало семь исследовательских проектов по ПНП Next Generation CO 2 . Четыре проекта разрабатывают методы контроля мобильности закачиваемого CO 2 .Новые пены и гели обладают потенциалом препятствовать прохождению высокомобильного CO 2 через участки с высокой проницаемостью коллектора, оставляя незащищенные непродуктивные участки коллектора. Четыре проекта:

Один проект изучает потенциал добычи нефти путем закачки CO 2 в зону остаточной нефти:

Два проекта разрабатывают инструменты моделирования и моделирования для CO 2 EOR:

.

Смотрите также