СКАЧАТЬ:   korotko.zip [200,4 Kb] (cкачиваний: 34)

            100.

В целом, кач-во д.б. таким, чтобы в течении 6-12 месяцев снижение приемистости от первоначальной не превышало 20-30%, хотя снижение приемистости неизбежно при любом ее кач-ве.

     102.

Для осущ-ния этой задачи необходимо располагать следующей исходной информацией: проницаемость пласта(пропластка; пористость; размеры пор пласта и допустимых размеров ч-ц; диаграммой распределения пор в коллекторах; графиками диф-ых и интег-ных кривых распеделения ч-ц различного размера в очищаемой воде; графиком допустимого содержания в воде ТВЧ с размерами меньше предельно допустимого; графиком допустимого содержания в воде капель нефти с размерами меньше предельно допустимого и др. порядок расчета для пресной воды состоит в выполнении след-щий операций. Дано: m=20%, К=0,2мкм², h=100см, q=90мг/л. Определить:допустимые размеры ТВЧ в закач-мой воде после очистки; размеры ТВЧ, подлежащих удалению при очистке, и их кол-во. 1. средневзвешанный диаметр пор D_н опре-ся по графику «зависимость диаметра пор от пористости и проницаемости».2.допустимый диаметр тв. взвеш-ных ч-ц D_т опре-ся по графику «зависимость диаметра пор от пористости и проницаемости».3. Из графика распределения ТВЧ по размерам находим объемную концентрацию тв.ч-ц допустимого размера в закачиваемой воде V^´_ДТД, и суммарный объем ч-ц допустимого и меньших размеров V^´_ДТИ. 4. кол-во ч-ц подлежащих удалению ∆ V_ДТИ= V_ДТИ- V^´_ДТИ(%), а в весовом измерении это составит q_Д= q_ТВЧ×∆ V_ДТИ.5.допустимый остаток ТВЧ в воде ∆ q в мг/л составляет: ∆ q=( q_ТВЧ- q_Д).

105. Требования к системе подготовки нефти и тех-гии, иск-м неконт-мый сброс загр-ных вод в систему ППД вкл-ет в свой состав след: 1. рассредоточение подпроцессов разрушения эмульсии и осущния основной части из них в системе НГС.2. повышение устой-ти процесса в целом за счет ув-ния запаса техно-го времени на базе.3.эффе-ный контроль за формир-ем промежуточного слоя.4.исполь-е техно-гии разру-ния промежуточного слоя.5.переработка шламов.6.сбор промливневых вод и обработка их по отдельной техно-гии.7.Обескислороживание промливневых вод.8. обескислороживание промывочной воды, применяемой для обессоливания нефти.9.герметизация неф.и водяных резервуаров.10.иск-ние прудов-отстойников, открытых ловушек, замена их на герметизированные резервуары.11.передача объектов водоподготовки службам ППД, либл орга-ция приема-сдача с последующей откачки воды по наз-нию службами ППД.

      107.

в результате испытаний аппаратов для очистки пластовых вод этого типа на Куакбашской УПВСН в 1997г. установлено, что содер-е эмульгированноцй нефти и мех-ких примесей в воде прошедших предварит-ю обработку динамическим отстоем, при обработке в АОСВ устойчиво снижается в 3 раза(в диапазоне конц-ции загрязнений от 30 до400 мг/л), что сущ-но повышает кач-во закачиваемой в пласт воды и способствует: 1.сокращению потерь добытой нефти с закачиваемой в пласт сточной водой;2.ув-нию периода работы нагн.скв м/у капит-ми ремонтами, связанными с восстановлением приемостости; 3.ув-нию тек-щей добычи нефти;4.извлечению из недр нефти из пор малых размеров;5.эффек-ной выработки как высоко-так и слобопроницаемых пластов; 6.кратному сокращению числа и длит-ти рем. Работ по восста-нию приемистости НС; 7.осущ-нию ремонтных работ в экологически чистом варианте; 8.экономию электр. энергии, затрачиваемой на ППД и т.д; 9.восстановлению приемистости пласта изливом.

       113

. Зачиваемая вода не д.б. коррозионно-активной по отношению к оборудованию, исполь-мому для ее обработки; склонной к образованию солевых отложений в усл-ях обработки и закачки; д. содержать соль кальция и магния в кол-ве около 10% или более для иск-ния разбухания глинистого материала в пласте(если таковой имеется) и снижении в связи с этим проницаемости продуктивного пласта, а т.ж. для предотвращения активной деятельности сульфатвостанав. бактерий и др. микроорганизмов, подавляемых при содержании в воде солей более 100000 млг/л; д.б.свободна от взвесей, нефти, кислорода, обрабатываться по закрытой схеме и совместима с пластовой как при смешении на поверхности, так и при продвижении по продуктивному горизонту. Следует иметь в виду, что отсут. В воде кислорода или кислот еще не гарантирует предотвращения коррозии оборудования. Последнее м. иметь место при самых незначит-ных изменений системы обработки воды, т.к.любая соленая вода коррозионна по отношению к стали, что оказывается особенно заметно в случае присут-вия в ней значит-го кол-ва кислорода в кислых и сероводородосодержащих средах следы кислорода активизирует коррозию в двое. При несовместимости вод их не в коем случае не рекомендуется смешивать даже с целью образования взвеси, фильтрации и последующего отстаивания перед закачкой. Считается, что эти процессы обходятся довольно дорого и трудно подаются контролю. Что касается необходимой степени очистки вод от мех.примесей, то считается нецелесоо-ным установления каких-либо жестких норм на предельное содер-е в закачиваемой воде мех.примесей и нефти. Считается, что в каждом отдельном случае нео-мо учитывать св-ва пласта, структуру и св-ва образу-го на забое кека из отфильтрованных мате-лов.

      15.

Образование и разрушение жидкостных эмульсий при смешивании взаимонерастворимых жид-тей яв-ся основой значитель-го числа техно-ких процессов, прим-ых в хим, неф, и др. отраслях промыш-ти. Модели-е Турбу-го движ-я жидк-ных эмульсий по тру-дам осущ-им в аппа-те с мешалкой с отражательными перегородками. Макс-ый размер капель, образующихся при Турбу-ном перемешивании в мешалке, определяется:δ_м=0,138 σ^0,6ρ_н^0,6n^-1,2d_м^-0,8, где ρ_н^0,6-плотность непрерывной фазы; n-частота вращения; d_м-диаметр турбинки мешалки. Максимальный размер капель, устойчивый в турбу-ном потоке ж-ти в усл-ях тру-да: σ =, где u-средняя по расходу скорость ж-ти; D-диа-тр тру-да; μ_н-дин-я вязкость непрерывной фазы. Скорость диссипации энергии в мешалке: ε_м=, где L,H,V-диаметр, высота, объем заполнения емкости мешалки соот-но. Вел-на диссипации энергии в ед-цу времени на ед-цу массы ж-ти, движу-ся по тру-ду диа-ром D со средней по расходу скоростьюu, опре-ся:ε=λu³/2D, где λ для турбу-го режима: λ=0,3164/Re^0.25. частота вращения мешалки: n=. Затем по известным n, d_м, μ_н, ρ_н вычисляется Re_м, по соотв-щей экспе-ной кривой «К_N- Re_м» находят вел-ну К_N и из ур-ния опре-ют диаметр емкости мешалки: , где Re=u*D*ρ/μ. Указанные вычи-ния пов-ют неск-ко раз для других значений диаметра шестилопастной турбинки, ко-ые подбирают так, чтобы вел-на диа-ра ем-ти стандартной мешалки попадала в зону расчетных значений. Затем строят вспомагательный график зависимости диа-ра ем-ти мешалки от диа-ра турбинки и с помощью построенной кривой решают основную задачу: подбирают диа-тр турбинки по известной величине диа-ра ем-ти мешалки. Моделирование условий образо-я эмульсии с помощью мешалки позволяет в лаб. условиях изучить важные св-ва реальных систем «ж-ть-ж-ть», как стабильность, прочность адсорбционных пленок на межфазной поверхности, реологические св-ва, а т.ж. правильно подобрать промыш. оборудование.

      16

. Анализ дробления капель выполнен Хинце с позиции гидродин-кой теории, развитой Тейлором и Колмогоровым. Им же были получены выражения для критериальных чисел процесса дробления: N_wc=μ_cS/(σ/d), N_Vi= μ_d/(ρ_d σd)^0.5. дробление капель происходит при N_wcбольше критического значения. Последнее в свою очередь зависит от соот-ия вязкостей фаз и м. менятьмя в широком диапазоне. При высокой интен-ти Турбу-го потока, когда молекулярная вязкость сплошной фазы намного меньше турбулентной, и малых значениях N_Vi Колмогоровым было получено след. Выражение для максимально устойчивого к дроблению размера капель: d_*=С(σ/ρ)^0,6/ε^0,4, где С-эмпирическая константа=0,725; для круглой трубы ε=λμ³/(2D). С учетом этих соотношений получим: d_*/D=1,516Re^0,1/We^-0.6, где Re=ρ_сμD/μ_c; We= ρ_сμ²D/σ. Иная зависимоть была получена Слейчером. Он показал, что d с точностью до 35% подчиняется ур-нию: = Им же б. отмечено, что дробление происходит у стенок трубы, где Турбу-ть яв-ся менее всего изотропной и однородной. При этом наблюдается преимущественно 2 типа дробления: в 1 капля деформируется и при  длине ее примерно в 4 раза большем ее поперечного размера распадается на 2; во 2 образуются мелкие капельки путем отделения от 1 большой капли. В отличие от теории Колмогорова-Хинце, где вязкие силы прак-ки не играют роли, их вклад оказывается весьма заметным. Од-ко, более сущ-но на размер капель влияет скорость потока, этот факт учел Розенцвайгу: λ= С₀, где С₀ яв-ся функцией отношения вязкостей фаз.

       27.

На эффек-ть разрушения водо-нефтяных эмульсий большое влияние оказы-ет рабочий состав и способ ввода реагента в поток обрабатываемой ж-ти. Создавая условия, при которых вероятность столкновений глобул реагентоносителя с каплями воды в нефти ув-ся, м. добиться повышения коэф-та полезного исполь-я деэмульгатора. Этого м. достигнуть след-им образом. Если растворить деэмульгатор не в воде, а в спиртобензоле, взятом в соотношении примерно 1:2, то полученная смесь делается растворимой в УВ-дах, если объем УВ-ной ж-ти не очень велик. При смешении спиртобонзольного р-ра с большим кол-вом УВ-ной ж-ти, например, керосина, спиртовая смесь, составляющая р-ор, и заключающая в себе деэмульгатор, образует громадное кол-во мелкодисперсных ч-ц, вплоть до коллоидных размеров, которые пронизывают весь объем приготовленной смеси. Это обеспе-ет большое число столкновений глобул реагентаносителя с любой находящейся в смеси взвесью и, следо-но, более высокий его коэффи-нт полезного использования.

       32.

Установка «Рубин-2м» или другая анологичная система работает следу-щим образом. Из УПН нефть подается в герметизированные резервуары1, из которых забирается подпорным насосом2 и прогоняется по автом-му влагомеру3 и солемеру4. если содержание воды и солей в нефти выше нормы, то зонд влагомера 3 выдает аварийный сигнал в блок местной автоматики(БМА), и при помощи гидропривода8 отсекатель 5 перекрывает линию товарной нефти; однов-но отсекатель открывает линию некондиционной нефти, которая возв-ся по линии7 на повторную подготову в УПН. При прекращении поступления аварийного сигнала с влагомера 3 или солемера 4 отсекатель 5 открывается, а отсекатель 6 закрывается. Поток товарной нефти проходит фильтр9, затем радиоизотопный плотномер 10, откуда поступает в трубный расходомер11, в которой вращается турбинка с угловой скоростью, пропорциональной линейной скорости потока. Вращение турбинки преобразуется в Эл-кие импульсы, поступающие в БМА-счетное уст-во объемного кол-ва товарной нефти. Затем величины объемов товарной нефти автом-ки умножаются на показания плотномера 10 с учетом температурной поправки, выдаваемым автом-ким термометром12, и фиксируются на расходомере 11, установленном на лицевой панели блока.

       33.

В США автом-кий учет и передача товарной нефти впервые б. разработаны в амер-ком неф-ном институте и испытаны в 1955г. В последние годы в США и Канаде получили широкое расп-ние уста-ки автом. закрытой перекачки нефти потребителю –ЛАКТ. Конструктивно установки ЛАКТ чрезвычайно разнообразны. Установка ЛАКТ большой произ-ти, разработанная фирмой «Шелл ойл компании», показана на рис. Блок приема и отпуска нефти состоит из 2-х резервуаров8 и6, пред-ных соот-но для кондиционной и некондиционной нефтей. Основным Эл-том замерного блока яв-ся объемный принудительный расходомер14. в зависимости от показаний анализатора кач-ва 1нефть с установки подготовки м. поступать в основной резервуар8, или в резервуар некондиционной нефти6. если содержание солей и воды в нефти находятся в пределах нормы, то анализатор кач-ва подает сигнал на клапан7, который направляет поток кондиц. нефти  в резервуар8. как только уровень нефти в рез-ре достигает поплавкового переключателя 10, вклю-ся насос12, который начинает подавать нефть потребителю через замерный длок, сотоящий из фильтра13, объемного расходомера14, регулятора давления 15, пробоотборника16 и насоса внешней перекачки17. если в поцессе работы установки анализатор кач-ва 1 выдает сигнал о появлении некондиц. нефти,  характериз-ся излишним сод-ем воды и солей, то клапан7 переключает поток нефти в резер-ар6. как только уровень в резер-ре 6 достигает поплавкового переключателя4, вклю-ся насос2, который начинает откачивать неконд. нефть на УПН. При снижении нефти до переключателя3 автом-ки подклюю-ся насос2. поплавковый переключатель предназ-ен для предуп-ния переполнения рез-ра8, когда он срабатывает, клапан7 направляет нефть в рез-ар6. переклюю-ль5 предуп-ет переполнение рез-ре 6 подачей сигнала на блокирующий клапан, уста-ный на линии поступления нефти на данную уста-ку. При испо-нии уста-ок ЛАКТ ум-ся потери от испарения, повышается точность замера нефти, сокращ-ся сроки и стоимость хранения нефти в промысловых рез-ных парках, снижаются капиталовложения на обустройство и обслуживания тов.парков, упращаются вычислительные и учетные операции по сдаче и приему тов.нефти, соз-ся возможность перехода к полностью автомат-ной системе управления промыслом. 

        106

. каскадная тех-гия поз-ет осущ-ять ступенчатую очистку и закачку в пласт строго диф-ных по кач-ву и объему пластовых и повер-ных вод в соот-вии с кол-ми св-ми пласта и пропластков. При этом кальматация пор фильтрующих пород минимальна. Технология обес-ет: -ув-ние текущей добычи нефти; -извлечение из недр нефти, не поддающиеся вытеснению традиц-ми м-ми; -эффек-ную выработку как высоко-так и слабопроницаемых пластов; -кратное сокращение числа идлительности рем.работ по восстановлению прием-ти НС; -осущ-ние рем.работ в экологически чистом вар-те; -высокоэффек-ную, экологически чистую утилизацию нефтешламов, извлекаемых из очищаемой воды при миним. Затратах; -дифферен-ние по объему, кач-ву и сокращение на этой основе общих затарт на очистку закачиваемых вод; -значительную экономию  эл. Энергии, затарачиваемую на ППД. Для обеспечения эффе-ного управления НС д.б. разработаны индив-ные регламенты по их эксплу-ции, с учетом специфики мест-ния. Эффективность применения каскадной тех-гии очистки воды в основном связана с: -вволечением в раз-ку пластов низкой проницаемости и ув-ем извлекаемыз з-сов нефти в объеме закачки воды повышенного кач-ва; -снижением объемов очистки воды по высшему кач-ву; -сокращением затрат на Эл.энергию для закачки воды за чсет снижения темпов роста давления закачки при сохранении приемистости скв; -ув-ем межремонтных периодов скв, связанных с ОПЗ, и связанной с этим дополнительной добычи нефти; -снижением числа порывов водоводов; -сокращением затарат на рем.работы, связанные с ОПЗ; ум-ем объемов шламов при изливах НС при рем.работах; -снижением числа вновь бурящихся скв в связи с утратой приемистости пробуренных ранее; вовлечением в товарные поставки извлеченной из воды капель нефти; -проявлением экологического эффекта от снижения загрязнений окр.ср. при порывах труб-дов с нефтесод-ми водами; исклюю-ем проблемы утилизации нефтесод-щих ТВЧ, характерной для др. м-дов очистки и закачки пластовых вод; -переводом части труб-дов из высоконапорных в категорию низконапорных; снижением доли неэффективных затрат, связанных с бесполезной закачкой воды низкого кач-ва в пласты, куда она поступать не могла, в связи с кальматацией пор ТВЧ.

       111.

До недавнего времени широкое расп-ние имели установки подготовки пластовых сточных вод открытого типа, которые еще долго б. эксплуа-ся на старых плащадях мест-ний. При закачке воды такого кач-ва в пласт с проницаемостью коллектора менее 200мД приемистость НС ежегодно снижается на 6-10%. Установка очистки пластовых сточных вод имеет след-е недостатки: 1.нефтеловушки и пруды-отстойники сору-ют из железобетона и они очень дороги; 2.для установки необходима большая площадь; 3.в процессе раз-ки неф-го мест-ния произ-ть этой уста-ки д. постоянно ув-ся в связи с воз-щей добычей обводненной нефти; 4.сточная вода в установке контактирует с кислородом, который раство-ясь в ней, способствует коррозии водоводов и насосов. В настоящее время начали применять уста-ки очистки пластовых сточных вод закрытого типа, в которых контакт воды с воз-хом практически исключен. Установка очень проста, занимает небольшую площадь и включает в себя 4 вида оборудования: каплеобразователь, отстойники, коалисцирующие фильтры, насосы для подвчи горячей пластовой сточной воды, содержащей ПАВ, соот-но на КНС и в систему УПН с целью разрушения эмульсии. Очистка сточных вод отстаиванием. Напорные горизон-ые отстойники. Применяют для очистки нефтепромысловых сточных вод под избыточным давлением до 0,6МПа в различных вариантах техно-ких схем. В блочных автоматизированных уста-ках очистки сточных вод применяют обычно полые напорные отстойники или с гидрофобной коалисцирующей насадкой. Полые отстойники. Время пребывания воды в отстойниках 1,5-2 часа. Расчетное остаточное содержание нефти 30-50млг/л; мех.примесей-до 40 млг/л. Уловленная нефть выводится автом-ки. Резервуары отстойники. Их достоинство-индустриальность строительства, меньшие затраты труда на их возведение, наличие большого техноло-го объема для длительного отстаивания воды, герметичночть сору-я и др. в резервуарах отстойниках м. достичь высокой степени очистки, для этого нео-мо в процессе подготовки нефти применять соо-щие ПАВ и не допускать передиспергирования обрабатываемой системы. Кроме того, м. т.ж. повысить производительность, если оборудовать их соот-ми распределительными устрой-ми и гидрофобными жид-ми фильтрами. Для очистки газонасыщенных сточных вод их используют в блоке с системой УЛФ или применяют напорные гориз-ные отстойники.

       109.

для повышения произ-ти объектов подготовки нефти и снижения затрат на нагрев эмульсии широко применяют пред-ный сброс пластовой воды. Необ-ть в такой техно-кой операции обычно б. вызвана неспособностью дейст-щих типовых установок справиться с воз-щим объемом поступающей ж-ти и яв-ся следствием их несов-ва. В зависимости от степени обводненности нефти и ряда факторов, обуславливающих воз-ть этого процесса, разл-ют след-е вар-ты пред-го сброса пл-ых вод: 1.без исполь-я реагентов на ска и групповых уста-ках и без применения дренажных вод; 2.с исполь-ем реагентов для разрушения эмульсии в труб-ах за счет гидродин-ких эффектов; 3.применеие дренажных вод и нагревателей; 4комбинированные м-ды. В зависимости от мест осущ-ния в техно-кой цепи сбора и подготовки нефти, этих операций разл-ют предв-ый сброс воды на ДНС и предв-ый сброс воды непоср-но перед уста-ми подго-ки нефти. Особ-тью путевого сброса на ДНС яв-ся неболь-я произ-ть применяемых уста-ок (1-5тыс.т./сут) и неизбежность осущ-ния процесса сброса воды под избыточным давлением, обеспеч-им возм-ть трансп-ния газонасы-ной нефти до узлов подготовки нефти и второй ступени сепарации. Особ-тью предв-го сброса на узлах подго-ки нефти и воды яв-ся, как правило, боль-я их прои-ть(до 30-60тыс.т/сут ж-ти) и непоср-ная техно-кая связь в пределах площадки с концевой ступенью сепарации, УПН и сору-мя очистки сточных вод. В обоих вар-тах предв-ый сброс воды яв-ся частью общего процесса подго-ки нефти и очистки вод, осущ-го в интервале ;скв-тов.парк;. известны аппараты нес-ких типов, приме-е для предв-го сброса воды: (А)вертикальные стальные рез-ры РВС (1000-5000м³), (Б) горизонтальные цилиндрические емкости(100 и 200м³), а т.ж. трубчатые аппараты типа КДФ. Вертикалье рез-ры спец. оборудуются расперед-ми гребенками для ввода ж-ти и вывода воды. Вывод воды осущ-ся ч/з гидрозатвор, позволяющий автоматически поддерживать в рез-ре пост-ный уровень дренажной воды и нефти, необ-мой для ведения проц-са. Гориз-ные цил-кие ем-ти т.ж. оборудованы распределит. Гребенками для ввода ж-ти. Од-ко они снабжены дорогостоящими средствами регу-ния для поддер-ния постоянных уровней дренажной воды в нефти. А) рез-рар с гидрофильным жидкостным фильтром.  1.корпус; 2,7-блоки; 3,6-поплавки для указания предельного верхнего и нижнего уровней нефти; 4-нефтесливныя кромка; 5-нефтесборная цил-кая ем-ть; 8-шток; 9-патрубок; 10,11-восх-щая и нисх-щая вертикальные трубы гидрозатвора; 12,13,20,21,22-задвижки; 14-перемычка для опорожнения рез-ра; 15-труба для отвода воды; 16-перфорир-ная труба; 17-цил-кий водоприемный оголовок; 18-нефтеотводящий труб-од; 19-труб-од для ввода нефти; 23-перемычка для слива нефти. Б) УПС в варианте моноблока. 1-ввод газонеф-ной смеси; 2-сброс воды; 3-гнездо для манометра; 4-выход нефти; 5-нижний распределительный ввод; 6-верхний распредел-ый отбор; 7,8-регуляторы уровня; 9-выход газа; 10-полки; 11-перегородки. В) УПС двухемкостного типа. 1-ввод газонеф-ой смеси; 2-перегородка; 3-выход газа; 4-выход воды; 5-регулятор уровня; 6-линия  нефти; 7-сброс воды; 8-перегородка; 9-линия эмульсии. Основными показателями при сравнении разл-ных аппа-тов яв-ся: -удельная капиталоемкость; -удельная металлоемкость; -возм-ть саморегу-ния техно-го процесса, простота обслуживания; -кач-во получаемой нефти и воды, влияние на технологию последующих процессов подготовки нефти и очистки воды; -рабочее давление в аппарате, величина потерь легких фракций; -фактор времени строит-ва.

       103.

корректировочная оценка приемистости полученого кач-ва воды с учетом мощ-ти пласта и кальматирующего режима его работы осущ-ся по графикам «зависимость допустимого сод-ния ТВЧ в закачиваемой воде от проницаемости и толщины». На основе данного графика м. сделать вывод, что единой нормы кач-ва воды по ТВЧ быть не может, т.к. грязоемкость пласта, в зависимости от проницаемости и его мощности различна.

       104. 

Дано: m=20%, К=0,2мкм², h=100см, q=90мг/л. Определить:допустимые размеры взвесей (ТВЧ, глобулы нефти, ТВЧ смоченные нефтью)  в закач-мой воде после очистки, допустимые размеры глобул нефти; размеры ТВЧ и глобул нефти, подлежащие удалению при очистке, и их кол-во. 1. средневзвешанный диаметр пор D_н опре-ся по графику «зависимость диаметра пор от пористости и проницаемости».2.допустимый диаметр тв. взвеш-ных ч-ц D_т и глобул нефти D_тн  опре-ся по графику «зависимость диаметра пор от пористости и проницаемости».3. Из графика распределения ТВЧ и глобул нефти в воде по размерам находим объемную концентрацию тв.ч-ц и глобул нефти допустимого размера в закачиваемой воде V^´_ДТД, и суммарный объем ч-ц допустимого и меньших размеров V^´_ДТИ. 4. кол-во ч-ц подлежащих удалению ∆ V_ДТИ, q_ни= q_ТВЧ+ q_н-∆V_ДТНИ (%).Суммарное кол-во взвеси ∆ q , подлежащей удалению составят: ∆ q = (q_ТВЧ+ q_н)×∆V_ДТИ, q_ни. 6.Остаточное кол-во загрязнений с допустимыми размерами в пересчете на млг/л:  q_н= q_н- q_н×∆ V_ДТИ, q_ни; q_ТВЧ= q_ТВЧ- q_ТВЧ×∆ V_ДТИ, q_ни. 7. Суммарное кол-во допустимых загрязнений в воде ∆ q_ТВЧ,Н составит: ∆ q_ТВЧ +∆ q_Н .

      101.

Для расчета допустимых размеров ТВЧ в зависимости от кол-ких свойств пласта необходимо располагать след-щей информацией: проницаемость пласта(пропластка; пористость; размеры пор пласта и допустимых размеров ч-ц; диаграммой распределения пор в коллекторах; графиками диф-ых и интег-ных кривых распеделения ч-ц различного размера в очищаемой воде; графиком допустимого содержания в воде ТВЧ с размерами меньше предельно допустимого; графиком допустимого содержания в воде капель нефти с размерами меньше предельно допустимого и др. порядок расчета для пресной воды состоит в выполнении след-щий операций. Дано: m=20%, К=0,2мкм², h=100см, q=90мг/л. Определить:допустимые размеры ТВЧ в закач-мой воде после очистки; размеры ТВЧ, подлежащих удалению при очистке, и их кол-во. 1. средневзвешанный диаметр пор D_н опре-ся по графику «зависимость диаметра пор от пористости и проницаемости».2.допустимый диаметр тв. взвеш-ных ч-ц D_т опре-ся по графику «зависимость диаметра пор от пористости и проницаемости».3. Из графика распределения ТВЧ по размерам находим объемную концентрацию тв.ч-ц допустимого размера в закачиваемой воде V^´_ДТД, и суммарный объем ч-ц допустимого и меньших размеров V^´_ДТИ. 4. кол-во ч-ц подлежащих удалению ∆ V_ДТИ= V_ДТИ- V^´_ДТИ(%), а в весовом измерении это составит q_Д= q_ТВЧ×∆ V_ДТИ.5.допустимый остаток ТВЧ в воде ∆ q в мг/л составляет: ∆ q=( q_ТВЧ- q_Д).

     19.

при выборе диа-ра и длины КДФ следует руководс-ся тем, что для разделения г-жид-ной системы на фазы струк-ра потока д.б. расслоенной; нео-мо ч-бы капли воды б. достаточно эффективно коалисцировали и, как следствие, водонеф-я эмульсия расслаивалась. Минимальный диаметр КДФ, исходя из условия Fr_см< Fr_смкр: d_min=0.96здесь Q_ж-сумма расходов нефти и воды. Для малых рабочих газовых факторов принимается, что ж-ть занимает все сечение трубы. Исходя из этого ф-ла для минимального диаметра трубы из условия необ-ти полного расслоения водонеф-ной эмульсии принимает вид: d_min==0,8

Необходимое сечение КДФ для газовой фазы: S_Г=, где Q_ж-произ-ть по ж-ти в м³/сут; Г-газовый фактор; W_Д-допустимая скорость газа, равная: W_Д=, где Р и Р₀-давление соот-но сепарации и атмосферное; Т и Т₀-темпе-ра соот-но сепарации и стандартная; Z и Z₀ –коэф-нт сжимаемости газа соот-но в рабочих и стан-ных усл-ях; К_L-коэф-нт длины; К_n-коэф-нт пульсации. К_L=, где L и D –соот-но длина и диаметр КДФ. Это уточняется после расчета разделения жидкой фазы на нефть и воду: D=; длина аппа-та рассчиты-ся из условий расслоения эмульсии на нефть и воду. Полная площадь поперечного сечения КДФ опре-ся как сумма: S= S_Г+ S_ж.

      18.

Для возникновения эффекта расслоения потока важно не только значение расхода или диаметра, а значение комплекса Q/D/D в целом. Будет происходить расслоение потока, если значение комплекса было меньше определенной вел-ны, зависящей от обводненности нефти. Поск-ку комплекс с точностью до постоянного значения коэфф-та есть не что иное, как скорость потока, то тем самым правомерно признать сущ-ние критической скорости. Причем, последняя сущ-но зависит от обвод-ти нефти. Характер зависимости представлен на рис.2.16 (кривая 2). Особенно сущее-ное изме-ние критич-кой скорости имеет место в области низких значений обводненности. Для сравнения приведем рис.2.18. ценность кривой 2 (рис.2.18) связана с возм-тью по заданной обводненности найти значение скорости, при которой наступает расслоение потока с разрушенными бронирующими оболочками на глобулах воды. Это позволяет рассчитать необходимый диаметр труб-да, пользуясь при этом соот-нием м/у расходом ж-ти и скоростью течения потока. На рис. 2.18. показан характер изменения нормированной плотности распределения объема дисперсной фазы по диаметрам капель для различных уровней по высоте потока. Для слоя толщиной 1,6 см в нижней части трубы объем дисперсной фазы распределен по фракциям практически равномерно (кривая1). Для средней части трубы и выше (кривая 2 и 3) происходит обводнение эмульсии каплями крупных размеров. Распределения характеризуются острым максимумом, несколько смещенным в область малых размеров по сравненю с исходным распределением.

       34.

Изменение давления и тем-ры нефти при ее движении как постволу скв, так и по труб-дам сопров-ся слож-ми процессами испарения и конденсации УВ-ных систем. При снижении, н-р, давления происходит процесс разгазирования нефти, в рез-те чего понижается темпе-ра неф-ной смеси. Изучение процесса разгазирования нефти в лаб. условиях осущ-ют в бомбе PVT 2 способами: контактным или однократным; дифференциальным или постепенным(многократным). Контактным назыв-ся такой процесс разга-ния нефти, при котором суммарный состав нефти (газ+нефть) во время процесса оста-ся пост-ным. При дффе-ном разгазировании нефти суммарный состав фаз непрерывно изме-ся, т.к. образующийся газ выводится из системы по мере его выделения. В рез-те этого нефть обогащается высококипящими компонентами, а с газом отводится наиболее легкая ее часть. Поэтому при диф-ном разгазировании нефти кол-во газа всегда получается меньше (кривая 2), чем при контактном (кривая1) рис.1.3. так, н-р, одноступенчатую сепарацию м. рассматривать, как контактный процесс разгазирования, а могоступенчатую –как диффе-ный. В соот-вии с этим при одинаковых тем-рах и конечных давлениях сепарации кол-во и состав газа, выдел-ся из нефти при одноступ-той сепарации, не совпадают с суммарным кол-вом и составом газа, выделившегося при многоступе-той сепарации.

      35,

Компонентный состав нефти и газа. При известных составах жидкой фазы (нефти) до и после сепарации состав выделившейся из нефти газа м. рассчитать по у-нию: N_ir=, где N_iг=молярная доля i-го компонента в выделившемся из нефти газе; N_iнг; N_iн-молярные доли i-го компонента в пластовой и сепарированной нефти соот-но; N_онг; N_он-молярные доли нелетучего остатка в пластовой и сепарированной нефти соот-но. Для расчета пластовой газонасыщенной нефти по известному составу выделившегося газа м исполь-ть у-ние: N_iнн=, где К_i-константа фазового равновесия i-го компо-та при ст-ных усл-ях. Если изв-на молярная масса сепарированной нефти, то м. исп-ть ф-лу: N_iнн=, где μ_н-динам-кая вязкость нефти при ст.усл-ях. Молярная доля остатка опре-ся: N_онг=1-, молярная масса остатка в нефти: М_он=, где r-число летучих компонентов.

       36.

Суммарное кол-во газа, поступающего в первую ступень сепаратора: V₀=Г₀Q_н. Если нефть добывается с пластовой водой, то V₀=Г₀Q_ж1. где W-обводненность нефти, %; Q_ж1-расход жид-ти (нефть+вода). Кол-во газа, оставшегося в раствор-ном сотоянии в нефти на первой ступени сепарации V_р1 с учетом обводненности нефти, составит: V_р1 =. Кол-во выделив-ся из нефти газа на первой ступени: V₁= V₀- V_р1 = Г₀Q_ж1-. Кол-во газа, выдел-ся на второй ступени сепарации, определ-ся как разность величин растворенного газа на первой и второй ступенях или разностью давлений на этих ступенях. V₂=-V_р1 -V_р2 =-. Для последующих ступеней имеем: V_n=-V_рn-1 -V_рn =-, где α-коэфф-нт раст-ти газа. Приближенно средний коэф-нт раст-ти газа в нефти м. определить по ф-ле: α_ср= Г₀/Р_нас, а более точно α_ср= Г₀/Р, где Р_нас- давление насыщенности нефти. 

          39

.  Эффективность процесса сепарации опре-ся степенью очистки газа от капельной ж-ти и ж-ти от газа, что харак-ся коэф-том уноса ж-ти потоком газа К_ж, и газа потоком ж-ти К_г, а т.ж. предельной ср. скоростью газа в свободном сечении сепаратора и временем задержки ж-ти в сепараторе. Коэффи-нт уноса ж-ти о коэф-нт уноса газа соот-но равны: К_ж=q_ж/Q_г, К_г=q_г/Q_ж, где q_ж-объемный расход капельной ж-ти, уносимой потоком газа из сепаратора; q_г-объемный расход остаточного газа, уносимого потоком ж-ти из сепаратора; Q_ж-объемный расход ж-ти на выходе из сепаратора; Q_г-объемный расход газа на выходе из сепаратора. Чем меньше К_ж и К_г при прочих равных условиях, тем совершеннее сепаратор. Од-ко ум-ние этих показателей обычно связано с усложнением конструкции сепаратора и ув-ем его габаритных размеров. Поэтому очень высокая степень очистки газа и ж-ти оказывает не всегда оправданной. Необходимо ориентироваться на требуемую степень очистки, которая зависит от конкретных условий сбора нефти и газа. Пропускная способность сепаратора по газу зависит от величины , которая в свою очередь определяется скоростью осаждения капель ж-ти минимально заданного размера. Время пребывания сущ-но влияет на эффек-ть очистки как газа от капель жти, так и ж-ти от газа. Средний диаметр пузырьков акклюдированного газа в потоке переж сепаратором: , где -число Вебера; -число Рей-са; -число Фруда; -повер-ное натяжение на границе газ-дисперсионная среда; D-внут.диаметр труб-да; -дин-кая вязкость и плотность диспер-ной среды; w-средняя скорость течения. Пропускная способность сепаратора опре-ся: , диаметр сепаратора опре-ся:

     40.

При расчетах принимают, что скорость движения ч-ц ж-ти постоянна, ч-цы имеют шарообразную форму и в процессе сепарации не происходит ни их дробление, ни коагуляция. Для определения скорости осаждения ч-ц любого размера силу тяжести приравнивают силе сопротивления. Для ч-ц размером не более 80 мкм скорость осаждения опре-ся по ф-ле Стокса: w=, где w- относительная скорость ч-ц; d-диаметр ч-ц; ρ_ч, ρ_г-плотность соот-но ч-цы и среды (газа), μ-абсолютная вязкость среды. Для ч-ц размером 300-800 мкм скорость осаждения ч-ц опре-ся по ф-ле Алена: w=,где ν_г-кинем-кая вязкость газа, ν_г= μ_г/ ρ_г. осаждение ч-ц размером более 800 мкм происходит согласно ф-ле Ньютона: w=. Скорость осаждения ч-ц различной конфигурации: w=-, где к иξ –коэф-ты сопротивления. Гидравлический расчет сепараторов по газу сводится к расчету на пропускную способность или к выбору размеров диам-ра аппа-тов в зависимости от расхода газа. Расчетная ф-ла при заданном поперчном сечении аппарата F, рабочем давлении Р и рабочей тем-ре Т имеет вид: Q_г=86400Fυ_г, или Q_г=67858D² υ_г, где Q_г-произ-ть сепаратора по газу, Т₀-нормальная тем-ра, υ_г-допустимая скорость газа, D-диаметр аппарата. Для приближенных расчетов допустимую скорость газа м. определить: υ₁=А, где А-постоянный коэф-нт. Пропускную способность гравит-го сепаратора гори-го типа м. опре-ть по ф-ле: Q_г=86400Fυ_гn, или Q_г=67858D² nυ_г.

       41

. Расчет гравитационных сепараторов по ж-ти заклю-ся или в определении необ-мых размеров аппарата при заданной производительности или в определении пропускной способности сепаратора при известных его размерах. Неох-мый объем заполняемый ж-тью у газовых сепараторов, определяется из соотношения: V_с= Q_ж/4, где V_с-объем, заполныемый ж-тью; Q_ж-суточный объем обрабатываемой ж-ти. Нео-мое условие эффек-го выделения газа из нефти: υ_ж< υ_г или t_ж> t_г , где υ_жскорость потока ж-ти из сепаратора; t_ж-время пребывания ж-ти в сепараторе, t_г-время всплывания пузырьков газа из ж-ти. Пропускная способность по ж-ти: υ_ж= Q_ж/(86400F), или Q_ж<=86400Fw_г, где Q_ж-расход ж-ти, F-площадь зеркала ж-ти в сепараторе, w_г-скорость всплывания пузырьков газа в ж-ти.

       42.

Теория расчета циклонов основана на предположении, что центробежная сила, действующая на ч-цу, равна силе сопротивления, которую оказывает газ, препятствующий ее движению в радиальном направлении. Скорость движения ч-ц в циклоне в зависимости от их размера опре-ют по ф-лам: для самых мелких ч-ц (диаметром менее 100 мкм): w=, для более крупных ч-ц _диаметром (100-800 мкм): w=,

для самых крупных ч-ц (диаметром более 800мкм) w=, где r-расстояние в радиальном направлении от оси циклона до ч-цы; w-угловая скорость газа. Из данных формул следует, что скорость движения ч-ц в циклоне при прочих равных условиях зависит не только от их диаметра, но и от размера циклона. Диаметр циклонного сепаратора D при заданном расходе газа Q определяют по ф-ле: D=0,385, где D-диаметр циклона, Q-расход газа при ст-ных условиях, ρ_г-плотность газа при ст.условиях; Р_ср-абсолютно среднее давление в циклоне; Т-тем-ра газа в циклоне; Z-коэф. сжим-ти; ∆Р-потери давления в циклоне. Потери давления в циклоне опре-ся по ф-ле: ∆Р=, υ_г=скорость газа во входном патрубке; ρ_г-плотность газа в рабочих условиях; ξ –коэф- сопротивления, отнесенный к входному сечению.

       43.

Техно-кий расчет насадочных сепараторов сводится к определению скорости набегания потока на насадку, при которой не происходит срыва и дробления капель ж-ти, осевшей в насадке. Критическая скорость газа, характеризующая это явление, опре-ся по фле: w_кр=А, где σ-поверхностное натяжение на границе раздела газа и ж-ти; А-параметр, величина которого зависит от типа принимаемой насадки и требуемого коэф-та уноса капельной ж-ти к_у. площадь сечения насадки опре-ся по ф-ле: F=, где Q_г-расход газа.

       44.

Для ув-ния выхода и снижения упругости паров тов. Нефти и повышения ряда др-их тех-эк-ких показателей нефтепромыс-го хоз-ва применяют многоступ-тую сепарацию нефти и газа. Она поз-ет более полно исп-ть естев-ную энергию пласта для транспорта и подготовки нефти и газа, выделить из газа большую ее часть в виде почти сухого газа, направляемого на использование без переработки, получить более стабильную нефть. Од-ко ув-ние числа ступеней сепарации более 2-х сравнительно мало изменяет выход нефти по сравнению с двухступенчатой сепарацией, но заметно усложняет и удорожает нефтегазосборную систему. Давление первой ступени сепарации зависит от принятого давления в нефтегазосборной системе, которое в значительной мере определяется запасами избыточной энергии пласта. Выбор давления в промежуточных ступенях сепарации осуще-ся на основе комплексного рассмотрения вопросов сбора нефти и газа и их подготовки к магистральному транспорту и использованию. При этом учитываются з-чи промысловой переработки газа, в частности, требования к глубине отбора газа(этанов, пропанов, бутанов), извлечение которых требует определенного давления. Требования к сепарации значительно воз-ют, если на мест-нии нет спец. уста-ки для стабилизации нефти. Здесь во избежании больших потерь легких фракций нефти при ее хранении и дальнем транспорте по возмож-ти надо их выделить при сепарации и затем уловить на газоперерабатывающих установках. С этой целью последныы ступень сепарации осуще-ся при возможном более низком давлении –атмосферном или при небольшом вакууме, а в отдельных случаях и при повышенных темпе-ах.

       56.

Для повышения произ-ти традиционных сепараторов и снижения затрат на операции по обезвоживанию и очистке воды по новой технологии скорость движения потока газоводонеф-ной смеси на конечном уч-ке сборного труб-да необ-мо снизить до уровня, обеспечивающего расслоение на нефть, газ и воду, а отбор каждого из продуктов осущ-ся отдельными потоками. При этом поступающую с групповых установок  водонеф-ную эмульсию транспортируют по сборному коллектору непосредственно на пункты подготовки нефти. Режим транспортирования м. поддерживать турбулентным. При реализации такой технологии на подходе к пункту подготовки нефти газоводонеф-ная смесь попадает в расширенную часть труб-да, имеющего диаметр порядка 1000-1400 мм. Такой или другой расчетный диаметр концевой части труб-да создает режим движения, обеспечивающий расслоение потока на н, г и в. и ув-ние произ-ти последующих функциональных аппаратов.

       45.

 По своей конструкции сепараторы делят на горизонтальные и вертикальные. Рис 2.1. Вертикальные сепараторы: а) сепаратор фирмы «Натко»: 1.вход; 2.-выход; 3-корпус; 4-сетчатый улавливатель; 5-выход газа; 6-обечайка тангенсального ввода; 7-отбойный конус; 8-отводная трубка для нефти; 9-зачистной патрубок. Б) сепаратор с рециркуляцией газа: 1.-циклонный вход продукции скв; 2-направляющая тарелка; 3-сепарированная нефть; 4-отбойная перегородка; 5-труба для отбора газа; 6-щель для отбора циркулирующего газа; 7-перепускная трубка; 8-штуцирующий элемент; 9-отводной патрубок; 10-регулятор уровня; 11-выход нефти. Функционально сепаратора подразделяют на замерные и рабочие. Рис.2.2Горизон-ные газонефтяные сепараторы фирмы «ВSВ» (США): 1.-вход нефти; 2-тарельчатый дефлектор; 3-пластинчатый каплеуловитель; 4-корпус; 5-сетчатый каплеуловитель; 6-каплеотбойник; 7-выход газа; 8-успокоительные перегородки; 9-выход нефти; 10-арочные каплеуловитель; 11-циклонный ввод; 12-горизный сетчатые фильтры; 13-коллектор газа. Сепараторы предназ-ны для: А)легкой нефти с высоким содер-ние газа; Б)парафинистой нефти» в)-удаления конденсата из газа; г)-легкой нефти с содержанием газа до 100м³/м³; д)-нефти с газовым фактором 1000м³/м³ при низком давлении сепарации; е)-потоков с высоким содержанием газа и ж-ти в виде капель или пробок. Основные эементы сепараторов-сепарационная емкость, элементы интенсификации сепарации, регуляторы уровня ж-ти и разнообразные детали (измерительные краны и стекла, манометры, предохранительные клапаны, регуляторы давления, аварийная система, указатели раздела поверхности фаз, водосливные клапаны и т.д.). правильно сконструированный сепаратор д. иметь: отсек первичной сепарации для отделения основного кол-ва газа от нефти; достаточно большую емкость пульсационного отсека, сглаживающего неравномерность поступления продукции скв: оптимальные размеры(длина, высота), позволяющие осуществлять эффективное разделение нефти и газа в поле гравитации и предотвращать унос капель ж-ти потоком газа; устройства, предотвращающие завихрение ж-ти в основной части сепаратора; устройства для улавливания мелких капель нефти, уносимых газом; уст-ва для поддержания заданного давления и уровня ж-ти.

         46.

На промыслах применяют горизон-ные, верти-ные, сферические сепараторы. Длина сепараторов и их высота м.б. 1,5-8 м. Допускается ув-ние диаметра по сравнению с установленным 15-24 см и ув-ние длины на 1,5 метра при соблюдении остальных условий. На объектах низкой произ-ти или принадлежащих многим владельцам применяют как правило, вертикальные сепараторы. На объектах высокой произ-ти предпочтение отдают двухемкостным сепараторам. Вертикальные сепараторы среднего давления имеют сле-щие тех-кие харак-ки: рабочее давление 0,7-0,95 МПа; производительность по газу 9900-152800  м³/сут; произ-ть по нефти 95-6800 м³/сут; диаметр аппарата 60-180 см, масса 0,41-7 т. горизонтальные сепараторы низкого давления этого типа имеют рабочее давление 1,0МПа при произ-ти по газу 83100-134500 м³/сут. Диаметр аппаратов изменяется от 50,8 до 183 см; масса от 0,5-5,45 т. сепараторы высокого давления (138 типоразмеров) имеют след-щие данные: рабочее давление 3,5; 7,0;2,; 35 МПа, произ-ть по газу 92000-759600 м³/сут, по нефти 70-7070 м³/сут, диаметр 40-90 см. сферические сепараторы, обладая практически всеми св-ми сепараторов других типов, имеют небольшой объем пульсационного и газового отсеков, в связи с чем применяются на небольших объектах, характеризуемых постоянным поступлением ж-ти. Они дешевле горизонтальных и вертикальных и более компактны. Их легко монтировать и эксплуатировать, од-ко регулирование уровня ж-ти в них значительно затруднено. Фирма «ВSВ» изготовила более 75 типоразмеров сферических сепараторов высокого давления диаметром от 51 до 152 см, произ-тью по газу от 60 до 1280  м³/сут, по нефти от 47,5-806 м³/сут. Из всего сказанного следует, что небольшими преимуществами обладают горизонтальные сепараторы. Сепараторы этого типа полусают все более широкое распространение на вновь вводимую в эксплуатацию объектах, особенно на укрупненных участках с одним или несколькими сборными пунктами.

      51

. Для определения потерь легких фракций от малых дыханий из обычных резервуаров пользуются ф-лой: G_мс=0,0545FC, где G_мс-потери от малых дыханий для резервуара со стационарной крышей; Р- упругость паров продукта при тем-ре хранения; ∆t-разность м/у среднемесячной максимальной и минимальной температурами; D-диаметр резер-ра; Н-высота газового пространства; F-коэф-нт окраски принимается =1; С-постоянный коэф-нт. Ориентировочно потери за одно малое дыхание можно определить по номаграмме на рис. 7.2. «Номаграмма для определения потерь нефти в резервуарах со стационарной крышей при одном малом дыхании». Величину потерь за одно малое дыхание в сутки в зависимости от размеров можно определить по номограмме рис. 7.4.

      52.

Массовые потери УВ-дов, выбрасываемых в атмосферу из резервуаров, опре-ся по ф-ле: G= V₀Сρ₀, где V₀-объем газовоздушной смеси, вышедшей из резервуара за измеряемый промежуток времени при нор-ных условиях., С-ср-няя концентрация УВ-дов; ρ₀-плотность вышедших из рез-ра УВ-дов (газа) при норм-ных условиях. Произведение объема газовоздушной смеси к норм-ым условиям осущ-ют: V₀=, где Т_р, Р_р-соот-но абсолютная темпе-ра и давление в газовоз-ном прост-ве рез-ра; Т₀, Р₀-абсол-ная тем-ра и давление при норм-ных условиях; Z-коэф-нт сжим-ти. Средняя концентрация УВ-дов в ГП рез-ра опре-ся: С=, где q-интенсивность испарения нефти и выделения из нее окклюдированных пузырьков газа, не успевших отделиться в сепараторе; S_н- площадь поверхности, скоторой происходит испарение нефти и выделение пузырьков газа; τ-время(опорожнения, наполнения, хранения); V_ГП-объем газовоздушного пространства в резер-ре. При опорожнении рез-ра интенсивность изменения газовоздушной фазы м. представить в виде: q₀=, q₀-интенсивность выделения газа и испарения нефти, приведенная к стандартным условиям. Ск-средняя концентрация УВ-дов; V_ГПН, V_ГПК-начальный и конечный объемы ГП рез-ра; Р_ГП- абсолютное давление газовоз-ной смеси; Т₀-абсолютная тем-ра; Т_ГП-абсол-ная тем-ра ГВ-ной смеси. Определение интенсивности выделения газа и испарения нефти при заполнении резервуара осущ-ют с учетом объема и концентрации УВ-дов, вытесненных в атмосферу: q_з=. При хранении нефти в рез-ре интенсивность выделения газа и испарения нефти,вытесняемых в атмосферу, опред-ся по: q_х=, где С-средняя во времени концентрация легких фракций нефти, доли объема ∆V, вытесняемого в атмосферу из-за повышения давления в ГП под давлением, устанавливаемым дыхательным или предохранительным клапанами. Массовые потери УВ-дов, выбрасываемых в атмосферу из рез-ра при заполнении его, м. опре-ся т.ж.: G=, где G-потеря легких фракций; V_ГПН и V_ГПК-начальный и конечный объемы ГП рез-ра; Р_ГПН и Р_ГПК-начальное и конечное давление в ГП рез-ра; ρ_ср-средняя плотность УВ-дов в ГП рез-ра. Потери нефти или нефтепродуктов м.б. т.ж. вычислены по ф-ле: G_б.д.=2,1РVК₁ К₂10^-5, где V-кол-во нефти, поступающей в рез-ры; Р-кпругость паров нефти; К₁ –коэф-нт оборачиваемости рез-ров; К₂ –коэф-нт, харак-щий св-ва нефти или нефтепродуктов. Объем потерь нефти и ее продуктов при хранении в результате малых и больших дыханий зависит и от условий работы резервуарных парков.

     57.

 Продукция скв, поступающая из скв, содержит влагу в жидкой и паровой фазах. Жидкая фаза в основном извлекается сепараторами различных конструкций, а с помощью установок осушки газа снижается содержание паров воды. Одном из способов очистки газа является м-д осушки. Существует 2 м-ды осушки природного и попутного газов: твердыми поглотителями (адсорбция) и жид-ми поглотителями (абсорбция). Для осушки газа тв-ми поглотителями применяются силикогель, алюмогель, активированный боксит и молекулярные сита. Установка адсорбционной осушки имеют 2-4 адсорбера. Полный цикл процесса осушки тв-ми поглотителями состоит из 3 последов-ных стадий: одсорбции продолжительностью 12-20ч; регенерации адсорбента в течение 4-6ч, и охлаждении адсорбента в течение 1-2ч. В установках с адсорбционным процессом достигается весьма низкая точка росы (-40 и ниже). Кол-во адсорбента, необходимого для осушки: G=, где V_н-кол-во поступающего на осушку газа; W_ни W_к-влагосодержание соот-но влажного и осушенного газа; τ-продолжительность поглощения; а-активность адсорбента. В настоящее время практически на большинстве промыслах осушка газа осущ-ся ж-ми поглотителями-ДЭГ, ТЭГ, ЭГ. Кол-во свежего р-ра поглотителя, необ-го для осушки газа до заданной точки росы, опре-ся по ф-ле: G=, где W_х2-кол-во извлекаемой из газа влаги; X₁ и X₂ –массовая доля гликоля соот-но в свежем и насыщ-ном р-рах. Осушка и извлечение конденсата из газа, добываемых на газоконденсатных мест-ях, совмещаются в 1 проц