Cтраница 2
В период падающей добычи одним из основных факторов, определяющих энергоемкость добычи газа, является эффективность работы внут-рипромысловой транспортной системы, поскольку дополнительные потери давления в ней приводят к увеличению энергозатрат на компримирование газа. [16]
В местных сопротивлениях происходят завихрения потока, отрывы пограничного слоя, развиваются вторичные течения, сжатие или расширение потока, что вызывает дополнительные потери давления. [17]
В период падающей добычи одним из основных факторов, определяющих энергоемкость добычи газа, является эффективность работы внут-рипромысловой транспортной системы, поскольку дополнительные потери давления в ней приводят к увеличению энергозатрат на компримирование газа. [18]
Местные сопротивления в трубной зоне теплообменного аппарата и в коммуникациях ( входная и выходная камеры, вход непосредственно в трубы и выход из них, поворот между ходами, различные переходы и др.) вызывают дополнительные потери давления. Значение коэффициентов местных сопротивлений зависит от типа местных сопротивлений и их геометрических характеристик, а иногда и от скорости потока. [19]
Выбор ступеней сжатия должен быть экономически обоснованным, при этом следует учитывать, что, с одной стороны, увеличение числа ступеней приводит к уменьшению работы сжатия и перемещения газа, так как общий процесс сжатия во всем компрессоре приближается к изотермному ( см. рис. 1.28), а с другой стороны, увеличение числа ступеней обусловливает дополнительные потери давления и энергии в клапанах, межступенчатых коммуникациях и охладителях. [20]
Дополнительные потери давления от границ блока до истинной стенки сква жины могут быть оценены в каждый момент времени, допуская квазистационарность фильтрации внутри блока. Во всех рассмотренных нами дальнейших примерах использован этот принцип. При этом внутри блока может быть использована формула Дюпюи. [21]
Следует отметить, что устьевые давления в затрубном пространстве и в трубах, являющиеся основными данными при расчете забойных давлений на различных глубинах при спуске фонтанных труб до кровли или подошвы пласта, а также при различных профилях притока будут разными. Поэтому дополнительные потери давления, вызванные спуском фонтанных труб до подошвы пласта в скважине с известной конструкцией, можно оценить, используя устьевые давления и температуры для спуска фонтанных труб отдельно до кровли пласта и до его подошвы. [22]
Время, в течение которого значения помех выше максимальных, не показанных на графике, составляет 3 - 5 % от общего времени, что может привести к фиксации ложных сигналов наземной аппаратурой гидротурботахометра. Повышение величины сигналов снижает ошибку измерений, но увеличивает дополнительные потери давления Др0 на устье скважины. [23]
Рассмотренные выше формулы дают возможность определять потери давления на прямых участках газопровода. В то же время при движении газа по трубопроводу возникают дополнительные потери давления, вызываемые местными сопротивлениями вследствие изменения направления движения в фасонных частях и в запорной арматуре. [24]
При врезке трубы в трубу диаметр вырезаемого отверстия должен быть равен диаметру врезаемого патрубка. Если диаметр вырезанного отверстия меньше диаметра врезанного патрубка, создаются дополнительные потери давления на местные сопротивления при эксплуатации теплопровода. Приварные патрубки запрещается располагать на сварных швах труб. [25]
Таким образом запас, подсчитанный по упрощенной формуле, оказался значительно больше запаса, ранее подсчитанного по более точной формуле. Объясняется это тем, что при расчете по упрошенной формуле не учтены дополнительные потери давления, имеющие место в газопроводе в часы повышенного отбора газа, из-за чего подсчитанный запас газа в качестве действительно аккумулированного полностью не может быть принят. [26]
Коэффициент приемистости нагнетательной скважины зависит как от проницаемости пласта, так и от проницаемости в непосредственной близости вокруг забоя нагнетательной скважины. Например, если проницаемость в окрестности скважины ниже средней проницаемости пласта, то это вызывает дополнительные потери давления нагнетания и снижает поэтому приемистость скважины. [27]
Прямоточная восходящая схема движения контактирующих фаз по своей сути предполагает перемещение всего объема поступающей в реактор жидкости через отверстия под клапаном в виде спутного газожидкостного потока. Следовательно, в таких аппаратах часть сечения отверстий занята жидкостью, поэтому газовый поток проходит с более высокой скоростью, что вызывает дополнительные потери давления. Экспериментальные данные подтверждают наличие дополнительного сопротивления, обусловленного спутным движением, причем с увеличением скорости жидкости эта составляющая сопротивления увеличивается. [28]
Одним из факторов, определяющих величину гидродинамического давления на забое при вскрытии продуктивного пласта бурением, является качество открытого ствола скважины, то есть отклонение его размеров от номинального. Дело в том, что сужение ствола ( например, в зонах расположения проницаемых пропластков или в зонах расположения глинистых пород) вызывает дополнительные потери давления в кольцевом пространстве. [29]
Очистка внутренней полости труб и проведение при строительстве мероприятий, предохраняющих трубы от загрязнений, также имеют немаловажное значение. Пыль и грязь, оставшаяся в трубах, будет в дальнейшем уноситься потоком газа, скапливаясь в местах поворотов и ответвлений, создавая дополнительные потери давления газа. Мелкая пыль, легко уносимая газом, будет засорять фильтры, регуляторы давления, приборы блокировки, автоматику и газовые счетчики, а также вызывать износ труб на поворотах. Во избежание этого трубы, в процессе их укладки, следует очищать протаскиванием через них ерша или куклы. Там, где это возможно, газопроводы продувают сжатым воздухом. [30]