Формулы: Обустройство и подготовка продукции

Формулы уроков темы «Обустройство и подготовка продукции» раздела «Добыча нефти и газа» с условиями применимости и единицами, а также обозначения: что означает каждый символ в этих уроках.

Дебит нефти при ограничениях по нефти и по жидкости

q_o = \min\!\left[\,Q,\ L\,(1 - \text{WC})\,\right],\qquad q_w = q_o\,\frac{\text{WC}}{1 - \text{WC}}

любые согласованные; объёмы в стандартных условиях

Справедливо, если: скважины могут дать больше жидкости, чем принимают объекты: дебит ограничен объектами, а не пластом; обводнённость зависит только от того, какая доля запасов уже отобрана, а не от темпа отбора — это упрощение: на деле быстрый отбор может ухудшить охват пласта заводнением; в поздние годы добычу ограничивает ещё и экономический предел: когда выручка перестаёт покрывать затраты, промысел останавливают.

Концепции обустройства месторождений →

Расход топливного газа электростанции

V_{\text{т}} = \frac{N}{\eta\,Q_{\text{н}}}

СИ; для тыс. м³/сут результат умножают на 86,4

Справедливо, если: КПД постоянен; у газовых турбин он падает при неполной загрузке и в жару — расход топлива тогда больше; теплота сгорания попутного газа зависит от его состава: чем больше этана, пропана и бутанов, тем она выше.

Концепции обустройства месторождений →

Полка добычи в долях запасов

d = \frac{365\,Q}{N_r}\cdot 100\ \%

объёмы в стандартных условиях

Справедливо, если: показатель удобен для сравнения месторождений разного размера; разумная доля зависит от пласта, способа разработки и затрат и не является нормой.

Концепции обустройства месторождений →

Время, за которое обводнённость вырастает от

u_p

до

u

t - t_p = \frac{2}{a}\left[(u_p - u) + \ln\frac{1 - u_p}{1 - u}\right],\qquad a = \frac{365\,L}{N_r\,(1 - R_{\text{пр}})}

время в годах; $L$ в м³/сут, $N_r$ в м³

Справедливо, если: кривая обводнения урока $\text{WC} = \sqrt{(R - R_{\text{пр}})/(1 - R_{\text{пр}})}$ ; объекты всё время загружены по жидкости.

Концепции обустройства месторождений →

Допустимая скорость газа (уравнение Саудерса — Брауна)

v_{\max} = K\sqrt{\frac{\rho_{\text{ж}} - \rho_{\text{г}}}{\rho_{\text{г}}}}

любые согласованные: $K$ и $v_{\max}$ в одних единицах скорости, плотности — в одних единицах

Справедливо, если: форма вытекает из баланса веса и сопротивления капли (вывод — в углублённой части урока); всё, что зависит от размера капли и режима обтекания, собрано в $K$ ; ориентиры для оценки: вертикальный аппарат с сетчатым каплеотбойником — $K$ около 0,05–0,1 м/с, горизонтальный — около 0,12–0,15 м/с (0,40–0,50 фута в секунду); точные значения дают изготовители для своих внутренних устройств; при высоком давлении, пенящейся нефти и большой нагрузке каплеотбойника жидкостью $K$ снижают; без каплеотбойника допустимая скорость заметно меньше: всё, что не осело, уходит с газом.

Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация →

Расход газа при условиях сепаратора

Q = Q_{\text{ст}}\,\frac{p_{\text{ст}}}{p}\cdot\frac{T}{T_{\text{ст}}}\cdot Z

абсолютные давления и температуры в кельвинах

Справедливо, если: газ при стандартных условиях считается идеальным; $Z$ при условиях сепаратора — по корреляции или уравнению состояния (Идеальный и реальный газ: коэффициент сверхсжимаемости).

Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация →

Время пребывания жидкости

t = \frac{V}{q}

любые согласованные

Справедливо, если: поток идёт через весь объём равномерно; застойные зоны и короткие пути потока уменьшают фактическое время, поэтому входные и распределительные устройства так важны; ориентиры отраслевой практики: в двухфазных сепараторах — от 1 до 3–4 мин, в трёхфазных для лёгкой нефти — 3–10 мин, для тяжёлой и холодной — 10–30 мин и больше; для конкретной нефти время уточняют лабораторным отстоем пробы.

Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация →

Доля сечения горизонтального аппарата, занятая жидкостью

\frac{A_{\text{ж}}}{A} = \frac{\theta - \sin\theta}{2\pi},\qquad \theta = 2\arccos\!\left(1 - \frac{2h}{D}\right)

геометрия; углы в радианах

Справедливо, если: цилиндрическая часть аппарата; объём днищ учитывают отдельно или включают в запас.

Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация →

Скорость осаждения или всплытия капли (закон Стокса)

v = \frac{g\,d^2\,\Delta\rho}{18\,\mu_c}

СИ

Справедливо, если: медленное (ползущее) обтекание: число Рейнольдса капли $\mathrm{Re} = \rho_c v d/\mu_c$ меньше примерно 1; при больших $\mathrm{Re}$ сопротивление растёт быстрее, и формула завышает скорость; капля — жёсткая сфера, капли далеко друг от друга (при высокой концентрации они мешают друг другу и оседают медленнее); поток в аппарате спокойный; турбулентность и конвекция от неравномерного нагрева мешают осаждению.

Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация →

Содержание хлористых солей в нефти

S = \varphi\,C_{\text{в}}

мг/дм³; при малой доле воды объём смеси почти равен объёму нефти

Справедливо, если: соли только растворены в воде; кристаллы солей и соли на механических примесях не учтены.

Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация →

Промывочная вода для обессоливания

w = \frac{1}{E}\left(\frac{\varphi_1 C_{\text{в}}}{C_{\text{доп}}} - \varphi_1\right),\qquad C_{\text{доп}} = \frac{S_{\text{н}}}{\varphi_2}

доли единицы и мг/дм³

Справедливо, если: промывочная вода пресная, а смешавшиеся капли сливаются и усредняют минерализацию; остаточная вода после промывки имеет минерализацию смеси; несмешавшиеся мелкие капли пластовой воды на деле уходят из нефти хуже смешавшихся, поэтому модель с одной долей $E$ — упрощение, которое занижает нужный расход воды; $E$ подбирают по работе конкретной установки: смесительный клапан, перепад давления на нём, число ступеней промывки.

Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация →

Масса нетто нефти

m_{\text{н}} = m_{\text{бр}}\left(1 - \frac{W_{\text{в}} + W_{\text{хс}} + W_{\text{мп}}}{100}\right),\qquad W_{\text{хс}} = \frac{0{,}1\,\varphi_{\text{хс}}}{\rho_{\text{н}}}

т, %, мг/дм³, кг/м³

Справедливо, если: масса брутто измерена массомером или получена из объёма и плотности при одних и тех же условиях; коэффициент 0,1 — перевод единиц: мг/дм³, делённые на кг/м³ (то есть на г/дм³), дают тысячные доли, а в процентах — десятые.

Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация →

Скорость осаждения капли при произвольном режиме обтекания

\frac{\pi d^3}{6}\,(\rho_{\text{ж}} - \rho_{\text{г}})\,g = C_D\,\frac{\pi d^2}{4}\cdot\frac{\rho_{\text{г}} v_t^2}{2}\quad\Rightarrow\quad v_t = \sqrt{\frac{4\,g\,d}{3\,C_D}}\cdot\sqrt{\frac{\rho_{\text{ж}} - \rho_{\text{г}}}{\rho_{\text{г}}}}

СИ

Справедливо, если: одиночная сферическая капля, газ неподвижен в среднем; при ползущем обтекании $C_D = 24/\mathrm{Re}$ , и формула переходит в закон Стокса.

Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация →

Влагосодержание природного газа, насыщенного водой (корреляция Букачека)

y_w = \frac{p_s(T)}{p} + \beta(T),\qquad \beta = 10^{\,2{,}0179 - \frac{3083{,}87}{1{,}8\,T - 0{,}07}},\qquad W = 748{,}9\,y_w

абсолютное давление в МПа (в отношении $p_s/p$ — любые одинаковые единицы), температура в кельвинах

Справедливо, если: сладкий природный газ без заметного сероводорода и углекислого газа (они увеличивают влагосодержание), в равновесии с пресной водой (солёная вода даёт немного меньше); проверенный диапазон корреляции: от 15,5 до 238 °C и от 0,1 до 70 МПа; ниже 15,5 °C и тем более в области гидратов результат — оценка; $p_s(T)$ берут по точному уравнению для воды (в моделях урока — международное уравнение для давления насыщенных паров воды): ошибка в нём переходит в результат целиком; 748,9 г/м³ — масса киломоля воды (18,015 кг), делённая на объём киломоля газа при 20 °C и 0,101325 МПа (24,055 м³).

Подготовка и компримирование газа →

Снижение температуры гидратообразования ингибитором (формула Хаммершмидта)

\Delta T = \frac{K\,W}{M\,(100 - W)}

$\Delta T$ в °C, $W$ в процентах по массе

Справедливо, если: разбавленный раствор: для метанола — примерно до 20–25 % по массе; при больших концентрациях формула завышает $\Delta T$ , то есть даёт слишком мало ингибитора (в углублённой части урока — логарифмическая форма для метанола); для моноэтиленгликоля справочники приводят свою постоянную, на несколько процентов меньше; при одной и той же постоянной МЭГ по массе нужно примерно вдвое больше, чем метанола, потому что его молярная масса вдвое больше; температуру гидратообразования без ингибитора нужно знать заранее — по составу газа, лабораторным опытам или оценке по относительной плотности.

Подготовка и компримирование газа →

Парциальное давление компонента газа

p_i = y_i\,p

любые одинаковые единицы давления

Справедливо, если: идеальная смесь газов; при высоких давлениях точнее пользоваться фугитивностью, но в нормах материалов принят именно этот простой показатель.

Подготовка и компримирование газа →

Мольная доля компонента по его массовой концентрации

y = \frac{c}{M\,n_{\text{ст}}},\qquad n_{\text{ст}} = \frac{p_{\text{ст}}}{R\,T_{\text{ст}}} = 41{,}57\ \text{моль/м}^3

г/м³, г/моль; стандартные условия 20 °C и 101,325 кПа

Справедливо, если: газ при стандартных условиях идеален.

Подготовка и компримирование газа →

Степень сжатия ступени при равных степенях

r = \left(\frac{p_{\text{н}}}{p_{\text{вс}}}\right)^{1/n}

абсолютные давления в одинаковых единицах

Справедливо, если: газ после каждой ступени охлаждают до одной и той же температуры; потери давления в холодильниках и сепараторах малы (на практике степени слегка повышают, чтобы их покрыть).

Подготовка и компримирование газа →

Температура нагнетания и удельная работа ступени

T_2 = T_1\left[1 + \frac{r^{(k-1)/k} - 1}{\eta}\right],\qquad w = \frac{k}{k-1}\cdot\frac{Z\,R\,T_1}{M}\cdot\frac{r^{(k-1)/k} - 1}{\eta}

СИ; мощность ступени — $w$ , умноженная на массовый расход газа

Справедливо, если: идеальный газ с постоянным $k$ и поправкой $Z$ на всасывании; при высоких давлениях и для богатого газа точнее считать по уравнению состояния; потери учтены одним КПД, отнесённым к адиабатному сжатию; механические потери и потери в приводе добавляют отдельно; газ — однофазный: жидкость отделена до ступени.

Подготовка и компримирование газа →

Снижение температуры гидратообразования (логарифмическая форма Нильсена — Баклина)

\Delta T = -72{,}0\,\ln x_w,\qquad x_w = \frac{1}{1 + \dfrac{18{,}015\,W}{M\,(100 - W)}}

°C (в °F постоянная 129,6)

Справедливо, если: предложена для метанола; справочники рекомендуют её для концентраций примерно от 25 до 50 % по массе, где формула Хаммершмидта уже неточна; раствор считается идеальным; для гликолей и смешанных ингибиторов с солями точнее расчёт по уравнению состояния с моделью активности воды.

Подготовка и компримирование газа →

Скорость всплытия капли нефти в воде (закон Стокса)

v_t = \frac{g\,d^2\,(\rho_w - \rho_o)}{18\,\mu_w}

СИ

Справедливо, если: капля шарообразна и движется как твёрдый шарик; у нефти, которая вязче воды, циркуляция внутри капли ускоряет всплытие лишь на несколько процентов; обтекание ламинарное: число Рейнольдса капли $\rho_w v_t d/\mu_w$ меньше примерно 1 — для капель нефти в воде это выполняется до размеров порядка 150 мкм; капли не мешают друг другу и не сливаются, вода неподвижна; в аппарате течение и перемешивание мешают всплытию, а слияние капель ему помогает.

Попутная вода: состав, очистка и утилизация →

Наименьшая капля, которую целиком задерживает идеальный отстойник

d_{\min} = \sqrt{\frac{18\,\mu_w\,q}{g\,(\rho_w - \rho_o)\,A}}

СИ

Справедливо, если: идеальный отстойник: вода движется равномерно по всей площади, капли входят равномерно по высоте, не дробятся и не сливаются; при горизонтальном потоке капли мельче $d_{\min}$ задерживаются частично — те, что вошли достаточно близко к поверхности; их доля $(d/d_{\min})^2$ ; в вертикальном отстойнике, где вода опускается навстречу каплям, мелкие капли уходят с водой все (вывод — в разделе для углублённого изучения); в настоящем аппарате часть потока проходит быстрее средней («проскок»), мешают тепловые и вихревые течения, поэтому он задерживает хуже идеального: расчёт даёт оценку снизу для наименьшей задерживаемой капли.

Попутная вода: состав, очистка и утилизация →

Парциальное давление компонента газа

p_i = y_i\,p

любые единицы давления, одинаковые для $p_i$ и $p$

Справедливо, если: газ считают смесью идеальных газов (закон Дальтона); при высоких давлениях стандарты допускают и более точные способы; давление абсолютное: избыточное давление по манометру даёт заниженное значение, особенно при низких давлениях (Системы единиц: СИ, промысловые и метрические промысловые); для воды берут газ, с которым она в равновесии, — в сепараторе или в паровом пространстве ёмкости.

Попутная вода: состав, очистка и утилизация →

Вода из источника при заданной компенсации отбора

q_{\text{ист}} = \mathrm{VRR}\,\frac{B_o\,q_o + B_w\,q_w}{B_w} - q_w

расходы в стандартных условиях, м³/сут

Справедливо, если: давление выше давления насыщения, свободного газа в пласте нет; иначе в знаменатель компенсации входит и газ (Зачем закачивают воду: поддержание давления и вытеснение нефти); вся попутная вода возвращается в пласт; потери при подготовке — вода, ушедшая с нефтью, сброс гидроциклонов, промывка фильтров — немного увеличивают воду из источника; попутная вода совместима с пластом, в который её закачивают.

Попутная вода: состав, очистка и утилизация →

Диаметр порового канала по модели пучка прямых капилляров

d_{\text{к}} \approx 2\sqrt{\frac{8k}{\phi}}

СИ

Справедливо, если: порода представлена пучком одинаковых прямых трубок; с извилистостью $\tau$ радиус больше в $\tau$ раз, поэтому формула даёт оценку снизу, а выведенные из неё допустимые размеры частиц — с запасом; оценка порядка величины: настоящие каналы имеют широкое распределение размеров, и ориентируются на крупные из тех, что ведут основной поток.

Системы закачки воды →

Равновесное содержание кислорода в воде (закон Генри)

C = C_{\text{нас}}\,\frac{p_{\mathrm{O_2}}}{p_{\mathrm{O_2}}^{\text{возд}}}

концентрации в одинаковых единицах, давления в одинаковых единицах

Справедливо, если: равновесие: вода достаточно долго контактирует с газом; в колонне его достигают постепенно, по ступеням, поэтому на деле остаётся больше; температура и солёность те же, что у $C_{\text{нас}}$ ; с нагревом растворимость кислорода падает.

Системы закачки воды →

Мощность, теряемая на дросселировании

N_{\text{др}} = \sum_i \frac{q_i\,(p_{\text{к}} - p_{\text{у},i})}{86{,}4}

метрические промысловые: м³/сут, МПа, кВт

Справедливо, если: $86{,}4$ — та же постоянная, что в формуле гидравлической мощности насоса: секунды в сутках, делённые на тысячу; потери в водоводах от станции до блока одинаковы для всех скважин и сюда не входят; электрическая мощность больше гидравлической в $1/\eta$ раз, где $\eta$ — КПД насосного агрегата.

Системы закачки воды →

Коэффициент приёмистости

I = \frac{q}{p_w - \bar p}

метрические промысловые

Справедливо, если: закачка близка к установившейся; сразу после изменения расхода давление ещё не успокоилось; пластовое давление в области закачки известно — по исследованию на падение давления (падение давления после остановки) или по соседним скважинам; пока трещина не раскрыта: после раскрытия расход растёт почти без роста давления, и приёмистость теряет смысл постоянной.

Системы закачки воды →

Забойное давление нагнетательной скважины

p_w = p_{\text{у}} + \rho g H - \Delta p_{\text{тр}},\qquad \Delta p_{\text{тр}} = \lambda\,\frac{H}{d}\,\frac{\rho v^2}{2}

СИ; в МПа — делением на $10^6$

Справедливо, если: однофазный поток воды; вязкость и плотность — при средней температуре в НКТ; трение растёт примерно как квадрат расхода, поэтому при малом расходе им можно пренебречь, а при большом — нет; закачка по затрубному пространству или в наклонную скважину требует своих длин и диаметров.

Системы закачки воды →

Наклон графика Холла и приёмистость

m_H = \frac{\Delta\!\left[\sum (p_w - \bar p)\,\Delta t\right]}{\Delta W} = \frac{1}{I}

метрические промысловые

Справедливо, если: закачка в каждом периоде близка к установившейся, пластовое давление в области закачки почти не меняется — его рост тоже увеличивает наклон; забойное давление пересчитывают с устья с учётом гидростатики и трения при фактическом расходе; наклон за участок — средняя величина: если приёмистость менялась внутри участка, наклон — среднее значение $1/I$ с весом закачки.

Системы закачки воды →

Обозначения

Символ	Значение и где встречается
$\Delta T$	насколько ниже становится температура гидратообразования, °CПодготовка и компримирование газа снижение температуры гидратообразования, °CПодготовка и компримирование газа
$\bar p$	пластовое давление в области закачки, МПаСистемы закачки воды
$\Delta W$	закачка за участок, м³Системы закачки воды
$\Delta t$	длительность периода осреднения (сутки, месяц), сутСистемы закачки воды
$a$	темп отбора: годовая мощность по жидкости, делённая на запасы нефти, оставшиеся подвижными после прорыва воды, 1/годКонцепции обустройства месторождений
$A$	площадь всего сечения, $\pi D^2/4$ , м²Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация площадь отстойника в плане (для пластинчатого блока — суммарная горизонтальная проекция пластин), м²Попутная вода: состав, очистка и утилизация
$A_{\text{ж}}$	площадь сечения, занятая жидкостью до уровня $h$ (круговой сегмент), м²Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$B_o,\ B_w$	объёмные коэффициенты нефти и воды при пластовом давлении, м³/м³Попутная вода: состав, очистка и утилизация
$c$	массовая концентрация компонента при стандартных условиях, г/м³Подготовка и компримирование газа
$C$	равновесная концентрация растворённого кислорода, мг/лСистемы закачки воды
$C_{\text{в}}$	минерализация этой воды — концентрация хлористых солей (в пересчёте на NaCl), мг/дм³Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация минерализация пластовой воды, мг/дм³Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$C_{\text{доп}}$	наибольшая допустимая минерализация воды, остающейся в нефти после обессоливания, мг/дм³Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$C_{\text{нас}}$	концентрация в воде, насыщенной воздухом при атмосферном давлении, при той же температуре и солёности, мг/лСистемы закачки воды
$C_D$	коэффициент сопротивления сферы; зависит от числа Рейнольдса, —Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$d$	доля извлекаемых запасов, отбираемая за год на полке, % в годКонцепции обустройства месторождений диаметр капли, мПодготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$D$	внутренний диаметр аппарата, мПодготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$d_{\text{к}}$	характерный диаметр порового канала, мСистемы закачки воды
$d_{\min}$	диаметр капли, скорость всплытия которой равна нагрузке на поверхность $q/A$ ; капли такого размера и крупнее задерживаются все, мПопутная вода: состав, очистка и утилизация
$d,\ v$	внутренний диаметр НКТ и средняя скорость воды в них, $v = 4q/(\pi d^2)$ , м, м/сСистемы закачки воды
$E$	эффективность смешения — доля промывочной воды, которая действительно встречается с каплями пластовой воды, от 0 до 1Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$g$	ускорение свободного падения, 9,81, м/с²Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация ускорение свободного падения, м/с²Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация ускорение свободного падения, 9,81 м/с²; в гидроциклоне и центрифуге его место занимает центробежное ускорение, м/с²Попутная вода: состав, очистка и утилизация
$h$	уровень жидкости (или уровень раздела) над днищем, мПодготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$H$	глубина середины интервала закачки по вертикали (длина НКТ для трения — по стволу; в вертикальной скважине они совпадают), мСистемы закачки воды
$I$	коэффициент приёмистости, м³/(сут·МПа)Системы закачки воды средний коэффициент приёмистости за участок, м³/(сут·МПа)Системы закачки воды
$k$	показатель адиабаты газа $c_p/c_v$ : для природного газа около 1,2–1,3, —Подготовка и компримирование газа проницаемость пласта (1 мД = $0{,}987\cdot 10^{-15}$ м²), м²Системы закачки воды
$K$	коэффициент пропускной способности — опытный, зависит от каплеотбойника, ориентации и размеров аппарата, давления и склонности жидкости к пенообразованию, м/сПодготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация постоянная: 1297 для $\Delta T$ в °C (2335 — в °F), °C·кг/кмольПодготовка и компримирование газа
$L$	мощность объектов по жидкости — нефти и воды вместе, м³/сутКонцепции обустройства месторождений
$\ln$	натуральный логарифм, —Подготовка и компримирование газа
$M$	молярная масса ингибитора: метанол 32,04, МЭГ 62,07, кг/кмольПодготовка и компримирование газа молярная масса компонента: сероводород 34,08, г/мольПодготовка и компримирование газа молярная масса газа, кг/мольПодготовка и компримирование газа
$m_{\text{н}},\ m_{\text{бр}}$	масса нетто и масса брутто нефти, тПодготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$m_H$	наклон графика Холла на участке, МПа·сут/м³Системы закачки воды
$n$	число ступеней, —Подготовка и компримирование газа
$N$	электрическая мощность, которую нужно выработать, ВтКонцепции обустройства месторождений
$N_{\text{др}}$	гидравлическая мощность, которую насос тратит на давление, снимаемое затем регуляторами, кВтСистемы закачки воды
$n_{\text{ст}}$	число молей газа в кубометре при 20 °C и 101,325 кПа, моль/м³Подготовка и компримирование газа
$N_r$	извлекаемые запасы, м³Концепции обустройства месторождений
$p$	абсолютное давление газа, МПаПодготовка и компримирование газа
$p_{\text{к}}$	давление в коллекторе водораспределительного блока, МПаСистемы закачки воды
$p_{\text{н}},\ p_{\text{вс}}$	абсолютные давления нагнетания станции и всасывания первой ступени, МПаПодготовка и компримирование газа
$p_{\text{ст}},\ T_{\text{ст}}$	стандартные условия: 0,101325 МПа и 293,15 К (20 °C), МПа, КПодготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$p_{\text{у}}$	давление на устье, ПаСистемы закачки воды
$p_{\text{у},i}$	давление на устье, нужное $i$ -й скважине для её расхода, МПаСистемы закачки воды
$p_i$	парциальное давление компонента $i$ , кПаПодготовка и компримирование газа парциальное давление компонента — давление, которое он создавал бы, занимая весь объём один, кПаПопутная вода: состав, очистка и утилизация
$p_{\mathrm{O_2}}$	парциальное давление кислорода в газе над водой (доля кислорода, умноженная на абсолютное давление), кПаСистемы закачки воды
$p_{\mathrm{O_2}}^{\text{возд}}$	парциальное давление кислорода в воздухе: $0{,}2095\cdot 101{,}325 = 21{,}23$ кПа, кПаСистемы закачки воды
$p_s(T)$	давление насыщенных паров чистой воды при температуре газа, МПаПодготовка и компримирование газа
$p_w$	забойное давление при закачке (у добывающих скважин забойное давление обозначают $p_{wf}$ ), МПаСистемы закачки воды
$p,\ T$	абсолютное давление и температура в сепараторе, МПа, КПодготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$q$	расход фазы при условиях аппарата, м³/минПодготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация расход воды через отстойник, м³/сПопутная вода: состав, очистка и утилизация расход закачки в стандартных условиях, м³/сутСистемы закачки воды
$Q$	полка по нефти: сколько нефти могут дать скважины и может принять установка подготовки нефти, м³/сутКонцепции обустройства месторождений полка по нефти, м³/сутКонцепции обустройства месторождений фактический объёмный расход газа при давлении и температуре сепаратора, м³/сПодготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$q_{\text{ист}}$	вода, которую нужно взять из источника; отрицательное значение — избыток попутной воды, который нужно утилизировать, м³/сутПопутная вода: состав, очистка и утилизация
$Q_{\text{н}}$	низшая теплота сгорания газа на кубометр в стандартных условиях, Дж/м³Концепции обустройства месторождений
$Q_{\text{ст}}$	расход газа при стандартных условиях, м³/сПодготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$q_i$	расход закачки в $i$ -ю скважину, м³/сутСистемы закачки воды
$q_o,\ q_w$	дебиты нефти и воды месторождения в стандартных условиях, м³/сутКонцепции обустройства месторождений дебиты нефти и воды в стандартных условиях, м³/сутПопутная вода: состав, очистка и утилизация
$r$	степень сжатия одной ступени — отношение давлений нагнетания и всасывания, —Подготовка и компримирование газа
$R$	универсальная газовая постоянная, 8,314, Дж/(моль·К)Подготовка и компримирование газа
$S$	содержание хлористых солей в нефти, мг/дм³Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$S_{\text{н}}$	требуемое содержание солей в нефти, мг/дм³Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$t$	среднее время пребывания фазы в аппарате, минПодготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$T$	температура газа, КПодготовка и компримирование газа
$T_1,\ T_2$	абсолютная температура всасывания и нагнетания, КПодготовка и компримирование газа
$t_p$	время конца полки, годыКонцепции обустройства месторождений
$u$	обводнённость в момент $t$ , —Концепции обустройства месторождений
$u_p$	обводнённость в конце полки, $1 - Q/L$ , —Концепции обустройства месторождений
$v$	скорость осаждения (или всплытия) капли относительно жидкости, м/сПодготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$V$	объём, занятый фазой в рабочей части аппарата, м³Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$V_{\text{т}}$	расход топливного газа в стандартных условиях, м³/сКонцепции обустройства месторождений
$v_{\max}$	наибольшая допустимая скорость газа в свободном сечении аппарата при его давлении и температуре, м/сПодготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$v_t$	установившаяся скорость осаждения капли в газе, м/сПодготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация установившаяся скорость всплытия капли относительно воды, м/сПопутная вода: состав, очистка и утилизация
$\mathrm{VRR}$	компенсация отбора закачкой — доля пластового объёма отбора, которую возмещают закачкой, доли единицыПопутная вода: состав, очистка и утилизация
$w$	расход пресной промывочной воды как доля объёма нефти, доли единицыПодготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация удельная работа сжатия — на килограмм газа, Дж/кгПодготовка и компримирование газа
$W$	влагосодержание — масса воды в кубометре газа при 20 °C и 0,101325 МПа, г/м³Подготовка и компримирование газа концентрация ингибитора в водной фазе (вода + ингибитор); буква — как в формуле Хаммершмидта, это не влагосодержание газа $W$ из предыдущего раздела, % по массеПодготовка и компримирование газа
$W_{\text{в}},\ W_{\text{мп}}$	массовые доли воды и механических примесей, %Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$W_{\text{хс}}$	массовая доля хлористых солей, %Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$W,\ M$	концентрация ингибитора (% по массе) и его молярная масса, %, кг/кмольПодготовка и компримирование газа
$\text{WC}$	обводнённость — доля воды в добываемой жидкости; растёт с отобранной долей запасов, доли единицыКонцепции обустройства месторождений
$x_w$	мольная доля воды в водном растворе ингибитора, доли единицыПодготовка и компримирование газа
$y$	мольная (для идеального газа — объёмная) доля компонента, доли единицыПодготовка и компримирование газа
$y_i$	мольная доля компонента в газе, доли единицыПодготовка и компримирование газа мольная доля компонента в газе (100 ppm = $10^{-4}$ , 1 % = 0,01), —Попутная вода: состав, очистка и утилизация
$y_w$	мольная доля воды в газе, доли единицыПодготовка и компримирование газа
$Z$	коэффициент сверхсжимаемости газа при $p$ и $T$ (при стандартных условиях принят равным 1), —Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация коэффициент сверхсжимаемости газа на всасывании, —Подготовка и компримирование газа
$\beta(T)$	поправка на неидеальность — прибавка к мольной доле воды, зависящая только от температуры, доли единицыПодготовка и компримирование газа
$\Delta\rho$	разность плотностей капли и сплошной фазы по модулю, кг/м³Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$\eta$	КПД электростанции — доля теплоты сгорания, ставшая электроэнергией, —Концепции обустройства месторождений адиабатный (изоэнтропический) КПД ступени, —Подготовка и компримирование газа
$\theta$	центральный угол сегмента, радПодготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$\lambda$	коэффициент гидравлического сопротивления Дарси (по формуле Хааланда), —Системы закачки воды
$\mu_c$	динамическая вязкость сплошной фазы — той, в которой движется капля, Па·сПодготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$\mu_w$	динамическая вязкость воды, Па·сПопутная вода: состав, очистка и утилизация
$\mu_w,\ \rho_w,\ \rho_o,\ g$	как в законе Стокса, Па·с, кг/м³, кг/м³, м/с²Попутная вода: состав, очистка и утилизация
$\rho$	плотность закачиваемой воды, кг/м³Системы закачки воды
$\rho_{\text{ж}},\ \rho_{\text{г}}$	плотность жидкости и газа при условиях сепаратора, кг/м³Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация плотности капли и газа, кг/м³Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$\rho_{\text{н}}$	плотность нефти при условиях, к которым отнесена концентрация солей, кг/м³Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$\rho_w,\ \rho_o$	плотности воды и нефти при температуре воды, кг/м³Попутная вода: состав, очистка и утилизация
$\varphi$	объёмная доля остаточной воды в нефти, доли единицыПодготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$\phi$	пористость, доли единицыСистемы закачки воды
$\varphi_1,\ \varphi_2$	доля остаточной воды до промывки и после повторного отделения воды, доли единицыПодготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация
$\varphi_{\text{хс}}$	концентрация хлористых солей, мг/дм³Подготовка нефти: сепараторы, обезвоживание, обессоливание и стабилизация