Основные потери - давление
Cтраница 2
Сребренные поверхности особенно эффективны в случае трубных пучков в поперечном потоке. Основные потери давления связаны с турбулизацией потока, обусловленной быстрыми изменениями площади проходного поперечного сечения в направлении течения. Дискообразные ( или спиральные) ребра не оказывают большого влияния на структуру турбулентного потока и, следовательно, на потери давления, вычисленные по скоростному напору в минимальном проходном поперечном сечении между трубами. [17]
Сребренные поверхности особенно эффективны в случае трубных пучков в поперечном потоке. Основные потери давления связаны с турбулизацией потока, обусловленной быстрыми изменениями площади проходного поперечного сечения в направлении течения. Дискообразные ( или спиральные) ребра не оказывают большого влияния па структуру турбулентного потока и, следовательно, на потери давления, вычисленные по скоростному напору в минимальном проходном поперечном сечении между трубами. [19]
Величины фильтрационных сопротивлений а и Ъ, входящие в формулу ( 11), трудно вычислить с достаточной достоверностью. Учитывая, что основные потери давления при притоке газа к скважине приходятся на призабойную зону, рекомендуется вместо коэффициентов а и b подставлять в уравнение ( 11) величины фильтрационных сопротивлений А и В, определяемые по данным интерпретации результатов исследования скважины при установившихся режимах. [20]
Коэффициент продуктивности k характеризует зону пласта радиусом Яс. На эту зону приходятся основные потери давления при притоке жидкости к скважине. Поэтому в качестве коэффициента К можно принимать коэффициент продуктивности К, определяемый по результатам исследования данной скважины при установившихся режимах фильтрации. Пересчитать же реальный коэффициент продуктивности скважины К в К затруднительно, так как неизвестно, зоне пласта с каким радиусом отвечает найденное значение К. [21]
Коэффициент продуктивности k характеризует зону пласта радиусом Rc. На эту зону приходятся основные потери давления при притоке жидкости к скважине. Поэтому в качестве коэффициента К можно принимать коэффициент продуктивности К, определяемый по результатам исследования данной скважины при установившихся режимах фильтрации. [22]
Естественная проницаемость призабойной зоны зависит от гранулометрического состава пород, слагающих продуктивные пласты, их глинистости, карбонатиостн и наличия в породах ск-стемы как естественных, так и искусственных трещин. Как уже отмечалось, основные потери давления при эксплуатации сква-жтш происходят в призабойной зоне пласта, что объясняется сгущением линий токов по мере ях приближения к забоям скважин и увеличением скоростей движения жидкости в перфорационных отверстиях. Поэтому для повышения производительности скважин на месторождениях с низкопроницаемым к пластами необходимо создавать, применяя различные способы воздействия на призабойньге зоны пластов, дополнительные высокопроницаемые фильтрационные каналы. [23]
Сетью, или приемником, называется совокупность устройств, через которые проходит воздух или газ, транспортируемые компрессорной машиной. В тех случаях, когда основные потери давления наблюдаются на всасывании, обычно пользуются термином вакуум-компрессор. В общем случае часть сети расположена на всасывании, часть - на нагнетании. Для упрощения дальнейших рассуждений будем считать, что все сопротивление сети создается на нагнетании. Каждая сеть характеризуется определенной зависимостью между расходом V или Vg и давлением рс, которое необходимо иметь в начале сети для реализации этого расхода газа. Зависимость рс f ( Vg) называется характеристикой сети, или приемника. [24]
При повышении давления нагнетания в коллекторах, обладающих естественной трещиноватостью, в зависимости от степени раскрытое и протяженности трещин, как было показано выше, возможно опережающее продвижение воды по ним и преждевременное обводнение скважин. Причем, если в поровом коллекторе основные потери давления происходят в призабойной зоне, то при трещинах большой проводимости высокие давления могут передаваться на значительные расстояния и приводить к росту давления не только в зоне нагнетания, но и по пласту в целом. [25]
Современные расчеты гидравлических сопротивлений при движении жидкости и газа по трубопроводам производятся с использованием ЭВМ по специально разработанным программам. Во многих технологических трубопроводах нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств основные потери давления происходят на местных неоднородностях линии, что требует достаточно точного расчета коэффициентов гидравлического сопротивления этих неоднородностей, а не приближенного их учета, например, с помощью эквивалентной длины трубопровода. Коэффициенты гидравлического сопротивления местных неоднородностей ( КГС), отнесенные к внутреннему диаметру входа в неоднородность, подчас весьма сложно зависят от конструктивных и технологических параметров линии. [26]
Так же как и для поршневых колец, распределение давления между отдельными уплотнительными кольцами сальниковых элементов, даже в идеальном случае ( при однородных кольцах), является неравномерным. Если исходить из теоретических расчетов течения газа при постоянном и переменном давлении, то основные потери давления должны происходить на последнем или первом кольцах. [27]
 |
Зависимость коэффициента С от расстояния между тарелками Н.| График для определения / ( мин в уравнении для тарелок с S-образными элементами. [28] |
Критериями правильной организации движения жидкости на тарелке являются малый градиент уровня жидкости на тарелке и нормальная работа сливных устройств. Если основные потери давления происходят в контактных элементах тарелки, то изменение градиента жидкости не оказывает решающего влияния на распределение паров по сечению. [29]
 |
Подача газа потребителям при аварийном режиме. [30] |
Страницы: 1 2 3