Главная -> Словарь

Отдельным скважинам

соглашению с потребителем допускается поставка Дизельного топлива марки Л с 1 апреля по 1-сентября при минимальной температуре на месте применения топлива не ниже 5°С с температурой застывания не выше 0°С и содержанием воды — не более «следы». Разрешение государственного стандарта в части поставки дизельного топлива Л с некоторыми отступлениями по качеству при наличии согласия потребителя носит диспозитивный характер. Исходя из разрешения государственного стандарта стороны могут предусмотреть в договоре возможность поставки дизельного топлива марки Л в летний период . при минимальной температуре на месте применения не ниже 5°С с температурой застывания дизельного топлива в пределах от —10° до 0°С .и с содержанием воды — «следы». По соглашению с потребителем ГОСТ 305—73 допускается выпуск и поставка дизельного топлива марки Л, вырабатываемого из высокосернистых нефтей на предприятиях, не имеющих установок гидроочистки, с содержанием серы не более 1 %!. Если стороны не достигнут соглашения по этому и другим показателям, поставщик обязан обеспечить поста, используя свои права одной из сторон договора, как бы заставляет изготовителя использовать все резервы, перестроить свою технологию в .направлении, исключающем ухудшение качества вырабатываемых нефтепродуктов. А сам договор с точки зрения «ужесточения» условий по качеству нефтепродуктов в пределах прав, предоставленных сторонам действующим законодательством, государственными стандартами, техническими условиями, становится правовым инструментом повышения качества выпускаемых НПЗ нефтепродуктов, в приведенном примере — дизельного топлива марки'Л. Государственные стандарты и технические условия не всегда подробно освещают специфику использования нефтепродуктов, условия работы с ними, предоставляя

проблема организации нормативных санитарно-защитных зон городских предприятий, как и предприятия нефтегазового комплекса г. Туапсе находящихся в городской черте должна решаться в комплексе, ибо нельзя разрывать вопросы организации санитарно-защитных зон предприятий нефтепереработки и нефтеперевалки и социально-экономического развития населенного пункта, они взаимоувязаны, и сегодня мы вынуждены констатировать, что, в частности, на атмосферный воздух антропогенное воздействие транспорта, предприятий малого бизнеса, жилищно-коммунального хозяйства соизмеримо, а по отдельным показателям , и превышает вклад нефтезавода и нефтебазы вместе взятых.

по отдельным показателям не более ±30%, по износу не более

месторождения; по отдельным показателям они даже несколько

по отдельным показателям.

Однако не всегда удается получить регенерированные масла, отвечающие техническим условиям на свежие масла. Даже при сложных комбинированных методах очистки с применением химических реагентов могут получаться регенерированные масла, неполностью удовлетворяющие требованиям, предъявляемым к соответствующим свежим маслам. В какой-то мере это объясняется завышением максимально допустимых сроков службы работающих масел, а главное нарушением правил сбора и хранения отработанных масел, приводящим к резкому ухудшению их качества, затрудняющему процесс регенерации. Поэтому установлены специальные технические условия на допускаемые отклонения качественных показателей для регенерированных масел, т. е. регенерированные масла должны удовлетворять нормам, предусмотренным для свежих масел, с рекомендуемыми ТУ 542—55 допусками по отдельным показателям.

При значительных отклонениях от норм по отдельным показателям, например вязкости, кислотному числу и коксуемости, такие масла можно применять для смазки грубых механизмов и оборудования, имеющих второстепенное значение.

Суммарная оценка Осредненная оценка Оценка по отдельным показателям 0,52 0,70 0,57 0,50 0,77 0,53 0,80 0,80 0,79 0,45 d,66 0,51 0,48 0,58 0,51 0,52 0,71 0,51 0,49 0,62 0,84 0,60 0,77 0,77 0,69 0,74 0,77 0,44 0,56 0,52 0,44 0,56 0,53 0,50 0,56 0,53

Суммарная оценка Уровень значимости Осредненная оценка Уровень значимости Оценка по отдельным показателям Уровень значимости 0,50 0,04 0,82 0,05 0,95 0,04 0,60 0,18 0,70 0,12 0.45 0,38 0,43 0,60 0,30 0,34 0,45 0,38 0,70 0,12 0,90 0,04 1,00 0,04 0,70 0,12 0,70 0,12 0,40 0,38 0,17 0,55 0.48 0,23 0,55 0,21 0,90 0,04 0,98 0,01 0,95 0,05 0,38 0,26 0.20 0,39 0,35 0,60 0,50 0,23 0,60 0,18 0,45 0,38 0,03 0,53 0,60 0,18 0,45 0,38 0,50 0,04 1,00 0,00 1,00 0,64 0,10 0,50 0,30 0,34 0,40 0,38 0,10 0,55 0,40 0,26 0,40 0,38 0,70 0,12 1,00 0,00 1,00 0,04 0.30 0,34 0,30 0,34 0,40 0,38 0,00 0,53 0,40 0,26 0,40 0,38 0,90 0,04 1,00 0,00 1,00 0,04 0,30 0,34 0,10 0,48 0,40 0,60 0,60 0,18 0,30 0,94 0,40 0,38 0,10 0,50 0,40 0,26 0,40 0,38

рячем режимах. По коэффициенту ранговой корреляции между системами 344-Т и УИМ-6-НАТИ; 344-Т и НИИАТ; УИМ-6-НАТИ и НИИАТ имеется высокая согласованность, которая возрастает по мере перехода от ранжирования суммарных показателей к отдельным показателям и находится в пределах от 0,5 до 1 как на холодном, так и на горячем режимах. Довольно низкий коэффициент корреляции, практическое отсутствие связи между системами ВНИИ НП и НИИАТ; УИМ-6-НАТИ и ВНИИ НП на холодном режиме при ранжировании по суммарным показателям. На горячем режиме низкий уровень коэффициента корреляции между системами 344-Т и Круппке; УИМ-6-НАТИ и Круппке;. УИМ-6-НАТИ и ВНИИ НП; Круппке и ВНИИ НП; ВНИИ НП и НИИАТ. Видимо, на эту связь влияет различие в оценке подвижности колец и отложений лака. Не все коэффициенты ранговой корреляции оцениваются с достаточным уровнем значимости. Связи с недостаточным уровнем значимости требуют дальнейших исследований.

Спецификации на бензины должны отражать реальные возможности промышленности и реальные экологические и эксплуатационные эффекты. Необоснованное завышение требований к отдельным показателям существенно сдерживает решение важной народнохозяйственной проблемы внедрения неэтилированных бензинов.

Коллектор позволяет продукцию любой из скважин направить в замерный сепаратор 6, в то время как продукция остальных скважин направляется в рабочий сепаратор первой ступени 8. В рабочем сепараторе с помощью регулятора давления 2 поддерживается давление до 0,6 Ша. Под этим давлением газ, отделяемый в рабочем сепараторе, направляется в газосборную сеть, а нефть поступает на вторую ступень сепарации в сепаратор I, в котором поддерживается давление, близкое к атмосферному, так что газ, выделившийся на второй ступени сепарации, сжигается на факеле. Переключение скважин на ламер и измерение дебита осуществляется вручную. Измерение» дебита нефти и воды по отдельным скважинам проводят в замерном сгппраторе б или мернике 3» а газа - при помощи диафрагмен-гого расходомера 7. Нефть из рабочего сепаратора второй ступени и ко мерника поступает в самотечный коллектор 10, по которому

Деэмульгирование. В сырой нефти вода часто находится в виде эмульсии. Эмульгаторами являются различные вещества, включая неорганические твердые вещества, смолы, асфальте-ны, карбоновые кислоты и их соли и др. Для разрушения эмульсии должны подбираться вещества применительно к отдельным нефтеносным районам, иногда даже к отдельным скважинам. Наиболее широко применяемыми для этой цели поверхностно-активными веществами являются: нефтяные сульфонаты, полиалкилбензол- и полиалкилнафталинсульфонаты, сульфированные терпены, полл-оксиэтиленовые эфиры и др.

Коллектор позволяет продукцию любой из скважш направить в за-MOpHHt'. сепаратор б, в то время как продукция остальных скважин направляется в рабочий сепаратор первой ступени 8. В рабочем се-riapriTo;!€ с помощью рех'улятора давления 2 поддерживается давление до ,ri Ша, Под этим давлением газ, отделяемый в рабочем сепаратора, направляется в газосборную сеть, а нефть поступает на вторую ступень сепарации в сепаратор I, в котором поддерживается давление, близкое к атмосферному, так что газ, выделившийся на второй ступени сепарации, сжигается на факеле. Переключение сквв-жмк на памер и измерение дебита осуществляется вручную. Измерение дгбита нефти и воды по отдельным скважинам проводят в замерном сепараторе б или мернике 3, а газа - при помощи диафрагмен-РОГО расходомера 7. Нефть иэ рабочего сепаратора второй ступени и кп ьчфника поступает в самотечный коллектор 10, по которому

Коллектор позволяет продукцию любой из скважин направить в замерный сепаратор 6, в то время как продукция остальных скважин направляется в рабочий сепаратор первой ступени 8. В рабочем сепараторе с помощью регулятора давления 2 поддерживается давление до 0,6 МПа. Под давлением газ. отделяемый в рабочем сепараторе, направляется в газосборную сеть, а нефть поступает на вторую ступень-сепаратор 1. в котором поддерживается давление, близкое к атмосферному, так что газ, выделившийся на второй ступени сепарации, сжигается на факеле. Переключение скважин на замер и измерение дебита осуществляется вручную. Измерение дебита нефти и воды по отдельным скважинам проводят в замерном сена-

Малая дифференциация состава газов в залежи и относительно небольшие отборы газов из скважин, расположенных в зонах ГВК, что определяется рациональной системой отборов, предусмотренных проектами разработки месторождений, позволяет оценивать составы газов газовых месторождений по ограниченному числу исследуемых скважин и принимать значение среднего состава газов для практических расчетов и проектирования технологических систем арифметическим усреднением. Определение средних значений концентраций сероводорода этим методом необходимо проводить, учитывая удельные отборы газа из купольных скважин в соответствии с проектами разработки месторождений. Указанные рекомендации ограничены периодом разработки месторождений до режима падающей добычи, так как при снижении давления в залежи непрерывно происходит изменение концентрации компонентов смеси как по скважинам, расположенным в различных частях структуры, так и в залежи в целом. Причем, если по отдельным скважинам установлена определенная линейная зависимость изменения концентраций отдельных компонентов смеси от снижения пл-астового давления, то по участкам площади такой зависимости нет.

Характеристика состава газов газовых и газоконденсатных залежей Сухокумского месторождения по отдельным скважинам приведена в табл. 151.

. Состав газов нефтяных горизонтов Радченковского месторождения неоднороден и изменяется в весьма широких пределах не только по продуктивным горизонтам, но и по блокам, участкам площади и по отдельным скважинам в пределах одних и тех же продуктивных горизонтов, поэтому нефтяные газы Радченковского месторождения нельзя надежно характеризовать их средними значениями.

Температуру насыщения пластовой нефти парафином исследовали по многочисленным пробам, отобранным из скважин XIII—XVIII горизонтов. Определения проводили многими методами: визуальным, -фотометрическим, термографическим, ультразвуковым. Средняя температура насыщения по месторождению в целом на начало разработки, т. е. на первоначальное состояние нефти в продуктивных коллекторах, составила 62+3° С. Анализ результатов исследований показывает, что по отдельным скважинам температура насыщения равна или близка к средней температуре пласта в этой скважине. Это указывает на то, что нефти XIII—XVIII горизонтов месторождения Узень в первоначальных пластовых условиях практически предельно насыщены твердой фазой . Такое состояние нефти в пластах дает основание отнести это месторождение к особой группе.

(данные по отдельным скважинам представлены в табл.