Cтраница 3
Показано, что с увеличением числа оборотов, диаметра колеса, ширины лопаток - вел йчйна срывного газосодержания возрастает. Изменение давления на приеме не сказывается на величине срывного газосодержания. [31]
Показано, что величина газосодержания в барботажных аппаратах с механическим перемешиванием определяется удельной мощностью на механическое перемешивание Nv и скоростью газа WT независимо от типа и размера мешалки, высоты барботажного слоя и числа мешалок на валу. Установлено, что в аппарате диаметром 270 мм конструкция газораспределительного устройства оказывает влияние на величину газосодержания при постоянных значениях Nv и шг. [32]
Залежи нефти Горбатовского месторождения находятся в условиях средних ( пласт Б2) и повышенных ( пласт Д:) пластовых давлений и температур. Нефти обоих пластов сходны по значениям плотности и вязкости в пластовых условиях, но отличаются по величинам газосодержания, давления насыщения. [33]
Метод подсчета, при котором балансовые и извлекаемые запасы растворенного газа определяют как произведение соответственно балансовых и извлекаемых запасов нефти на величину начального газосодержания, установленную по глубинным пробам при однофазном состоянии нефти. [34]
Учитывая незначительную растворимость гидроксидов металлов ( твердая фаза) и водорода или кислорода ( газовая фаза), можно считать, что ионная сила раствора и поверхностное натяжение в процессе электролиза изменяются незначительно. Для малых межэлектродных зазоров ( / э3 мм) и высоких плотностей тока ( i lOOO А / м2) возможно изменение плотности жидкости, однако на практике величина газосодержания не превышает 1 %, что несущественно сказывается на этом параметре. При электролизе возможны различные направления изменения величины рН в объеме раствора в зависимости от ионного состава электролита и вида применяемых электродов. [35]
Известно, что из-за существования метастабильной зоны давление насыщения при работе скважин меньше определяемого лабораторным путем. Результаты ступенчатого разгазирования сеноманской воды показывают, что при снижении давления до 24 - 25 кгс / см2 ( это соответствует условиям погружения насоса на глубину около 250 м) величина свободного газосодержания не превышает 0 15; при дальнейшем снижении давления интенсивность разгазирования резко возрастает. [36]
Методом отсечки определены [92] средние величины газосодержания для всего объема барботажного слоя в колонном вибрационном аппарате. Опытные данные показывают, что изменение скорости жидкости в исследованных пределах ( от 0 3 - 10 - 3 до 67 - Ю-3 м / с) практически не оказывает влияния на величину газосодержания. Такой же результат получен для барботажного реактора [88], секционированного тарелками с круглыми отверстиями. [37]
Основным критерием для выбора глубины погружения насоса является газосодержание на его приеме. В литературе приводятся различные значения величины допустимого содержания свободного газа у приема насоса. В работах [11, 17, 18] приведены графические зависимости изменения величины оптимального газосодержания на приеме насоса от давления и обводненности продукции скважин по которым рекомендуется осуществлять выбор глубины спуска насоса. Отсутствие однозначных количественных ограничений на, величину газонасыщенности у приема ЭЦН затрудняет выявление механизма влияния газа на работу насоса. На сегодняшний день ряд исследователей считает, что снижение напора при попадании свобпггнпгп гячя к насос связано с уменьшением плотности газожидкостной смеси. С учетом последнего на кривой изменения давления по стволу скважины следует найти участок с таким газосодержанием и с учетом кривизны скважины выбрать глубину спуска насоса. Как показывает практика эксплуатации ЭЦН. [38]
В работе [138] рассмотрена возможность флотации частиц парафина пузырьками попутного газа в углеводородной среде. Показано, что этот процесс маловероятен вследствие малой гидрофобизирующей способности парафина по отношению к углеводородной среде. Однако, если взять поверхность, не смачиваемую углеводородной средой, можно осуществить процесс прилипания пузырьков попутного газа к поверхности в этой среде. Автором были проведены полупромышленные опыты по перекачке газонефтяного потока по горизонтальным трубопроводам диаметром 0 040, 0 050 и 0 062 м и длиной 50 м, внутренние стенки которых были либо остеклованы, либо покрыты гидрофобными лакокрасочными материалами. В результате проведенных исследований было установлено снижение коэффициента гидравлического сопротивления для газожидкостных смесей при турбулентном режиме на 10 % в трубопроводе, внутренняя поверхность которых была покрыта гидрофобным веществом. Однако в опытах не исследован вопрос зависимости снижения гидравлического сопротивления от величины газосодержания. [39]