Максимальные уровни
Cтраница 1
Максимальные уровни нефтепродуктов в резервуарах не должны превышать 95 % высоты резервуара. Чтобы исключить возможность перелива, обычно максимальный уровень устанавливают на 0 5 м ниже врезки пенокамеры. Для резервуаров, в которых предполагается долговременное хранение нефтепродукта, максимальный уровень в зимний период снижают на величину температурного расширения нефтепродукта. [1]
Максимальные уровни ХОП в поверхностных водах наблюдаются в периоды половодья. В донных отложениях средние концентрации ХОП находятся на уровне 2 - 13 нг / г сухой массы. [2]
Максимальные уровни нефтепродуктов в резервуарах не должны превышать 95 % высоты резервуара. Чтобы исключить возможность перелива, обычно максимальный уровень устанавливают на 0 5 м ниже врезки пенокамеры. Для резервуаров, в которых предполагается долговременное хранение нефтепродукта, максимальный уровень в зимний период снижают на величину температурного расширения нефтепродукта. [3]
Максимальные уровни нефтепродуктов в резервуарах не должны превышать 95 % высоты резервуара. Чтобы исключить возможность перелива, обычно максимальный уровень устанавливают на 0 5 м ниже врезки пенокамеры. [4]
 |
Динамика добычи нефти по девонским. [5] |
Максимальные уровни добычи по месторождениям первой группы были достигнуты на различных этапах разработки. [6]
Максимальные уровни ХОП в поверхностных водах наблюдаются в периоды половодья. В донных отложениях средние концентрации ХОП находятся на уровне 2 - 13 нг / г сухой массы. [7]
Максимальные уровни токов КЗ определяют условия работы оборудования электрической системы в аварийных режимах. Выбор и проверка шин, токопроводов, проводов и кабелей, электрических аппаратов производятся по параметрам короткого замыкания. [8]
Максимальные уровни отборов газа по месторождениям колеблются от 2 - 3 % ( Тахта-Кугультинское, Юбилейное месторождения) до 30 - 50 % ( Двубратское, Астраховское) от запасов. Среднегодовая добыча газа по периодам нарастающей, постоянной и падающей добычи составляет 0 - 17 %, 2 - 12 % и 1 - 8 % от запасов, а в среднем по анализируемым периодам составляет 4, 7 и 3 % от запасов. Среднегодовая за весь период разработки добычи газа по месторождениям изменяется от 3 до 50 %, а в среднем составляет около 5 % от запасов. Суммарные отборы газа за периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи в среднем соответственно составляют 15 %, 20 - 25 % и 50 %, а за весь период разработки-85 % от запасов. Срок разработки в среднем для больших месторождений составляет 20 лет, а для небольших ( запасы газа менее 5 млрд. м3) - около 10 лет. [9]
Максимальные уровни добычи газа по ним равны 10 - 50 %, составляя в среднем 15 0 % от запасов. Достигаются они на 3 - й год разработки. Общий срок разработки - менее 10 - 15 лет. [10]
Максимальные уровни отборов газа изменяются от 2 до 7 %, а в среднем равны 3 5 % от запасов. Достигаются они на 5 - й - 6 - й год разработки. [11]
Максимальные уровни отборов газа колеблются в пределах от 3 до 8 %, в среднем составляя 4 % от запасов. На этот уровень добычи выходят на 3 - й год разработки. Общий срок разработки составляет 10 - 15 лет. [12]
Максимальные уровни добычи нефти по объектам были достигнуты на различных этапах разработки. В первые 10 лет разработки боб-риковского горизонта Манчаровского месторождения велось интенсивное разбуривание проектного фонда скважин и освоение системы заводнения. Максимум добычи нефти по Таймурзинскому месторождению обусловлен внесением в это время в принятую систему заводнения больших изменений, связанных с развитием очагово-избирательного заводнения и реализацией предложений по дополнительному бурению добывающих скважин с расстоянием между ними, наиболее учитывающим неоднородное строение объекта. [13]
Устанавливают максимальные уровни загрязнителей с учетом их долговременных последствий, а также способности природных экосистем нейтрализовать их. [14]
 |
Блок-схема компрессора ( а, экспандера ( б и ограничителя максимальных уровней ( а. [15] |
Страницы: 1 2 3 4