Cтраница 2
Расход газа и размер формирующихся газовых пузырьков определяют структуру газожидкостного потока в лифтовых трубах скважин. Пузырьковый или эмульсионный режим характеризуется движением газа в форме индивидуальных пузырьков различного размера. По мере увеличения расхода газа или снижения давления в лифтовой трубе при подъеме вверх количество пузырьков увеличивается, и они растут пс размеру. [16]
При восходящем потоке смеси в вертикальных и наклонных трубах структуры газожидкостных потоков менее разнообразны, чем в горизонтальных. Например, в наклонных трубах практически не наблюдается расслоенная структура; она существует только при больших значениях объемного ( расходного) газосодержания рг и критерия Фруда F, являясь переходной формой от пробковой структуры к кольцевой. [17]
В разделе I показано, что существует несколько видов структур газожидкостных потоков и соответствующих им видов распределения расходов. Весьма важной особенностью таких потоков является изменение вида распределения расхода в зависимости от структуры потока. Структура же потока в свою очередь связана с объемным газосодержанием потока и критерием Фруда. [18]
При восходящем потоке смеси в вертикальных и наклонных трубах структуры газожидкостных потоков менее разнообразны, чем в горизонтальных. Например, в наклонных трубах практически не наблюдается расслоенная структура; она существует только при больших значениях объемного ( расходного) газосодержания рг и критерия Фруда Fn являясь переходной формой от пробковой структуры к кольцевой. [19]
В разделе I показано, что существует несколько видов структур газожидкостных потоков и соответствующих им видов распределения расходов. Весьма важной особенностью таких потоков является изменение вида распределения расхода в зависимости от структуры потока. Структура же потока в свою очередь связана с объемным газосодержанием потока и критерием Фруда. [20]
Важное значение имеет также изменение во времени скорости движения и структуры газожидкостного потока, так как антикоррозионные ингибиторы смешиваются и перемешиваются вместе с добываемой продукцией. При переходе от кольцевой структуры к расслоенной вследствие снижения скоростей газожидкостного потока эффективность ингибирования резко уменьшается, так как затрудняется возможность ингибирования верхнего периметра трубы. Для защиты НКТ от коррозии ингибиторы вводятся на забое. Комплексный ингибитор гидратообразования и коррозии подается непрерывно через циркуляционный или ингибиторный клапан, которые установлены на уровне пакера. При перемещении ингибитора вместе с восходящим газожидкостным потоком на внутренней стенке НКТ образуется защитная пленка, предотвращающая коррозию. Для их защиты по опыту месторождения Лак на месторождении проводится периодическая закачка ингибитора в призабойную зону пласта с частотой один раз в месяц и объемом закачки 3 - 6 м3 на скважину. Трудоемкость такой операции, требующей использования специального оборудования и значительных затрат труда в условиях Оренбургского месторождения, где число скважин превысит 450, очевидна. [21]
Границы раздела ( перехода) всех указанных на рис. 27 структур газожидкостного потока приведены на рисунках условно. [22]
Щелевой преобразователь любого типа легко совмещается с газожидкостными сепараторами и преобразователями структуры газожидкостных потоков. При использовании щелевых преобразователей расхода технологически и конструктивно легко совмещаются в одном аппарате процессы сепарации нефти и газа и измерения расхода, тогда как для других типов расходомеров сепарация нефти должна производиться отдельно в специальных измерительных сепараторах. [23]
Деэмульгатор целесообразнее всего вводить в межтрубное пространство скважины, в результате чего изменяется структура газожидкостного потока, которая из грубодисперсной переходит в мелкодисперсную ( сотовую или пенную, см. рис. 27, 7 и 2), получаются быстро разрушающиеся, нестойкие эмульсии при подъеме их на поверхность. [24]
Течение смеси в рельефном трубопроводе при относительно малых значениях числа Фруда характеризуется сменой структур газожидкостного потока. [25]
Условия теплообмена в трубах реактора определяются гидродинамической обстановкой в них и прежде всего структурой газожидкостного потока. [26]
С конструкцией скважин ( фонтанная, газлифтная, насосная) и условиями эксплуатации связаны структура газожидкостного потока и его - коррозионная агрессивность. При фонтанном способе добычи нефти продукция отличается малой обводненностью. Водная фаза стабилизирована внутри нефти и оказывает незначительное коррозионное воздействие на металл. [27]
Хугендорн, так же, как и Бэйкер, предложил поправочные формулы для каждой структуры газожидкостного потока. [28]
Расчеты не охватывают все возможные варианты поведения газожидкостной смеси в скважине, так как не учтены структура газожидкостного потока, а также возможность использования газосепаратора для уменьшения глубины погружения насоса под динамический уровень жидкости. [29]
Таким образом, формулы (6.24) и (6.16) или (6.18) позволяют выполнить гидравлический расчет трубопровода при цикличной смене структур газожидкостного потока. Однако расчеты приходится вести по отдельным участкам трубопровода с использованием ЭВМ. [30]