Выделение - свободный газ
Cтраница 1
Выделение свободного газа из слоя нефти интенсифицируется многократным обновлением поверхности контакта фаз на границе уровня жидкости в аппарате путем перемешивания жидкости с помощью перегородок или применения других устройств с последующей подачей жидкости на сливные полки. [1]
 |
Зависимость газосодержания at свежей ( / и деаэрированной ( 2 водопроводной воды от времени отстаивания. [2] |
Выделение свободного газа из жидкости ускоряется при нагревании и повышении минерализации природных вод. При вихреоб-разовании даже при относительно невысоких скоростях в докави-тационном режиме аг составляет 10 - 4 - 10 - 5, а при развитой кавитации может доходить до 0 1 и более. Аналогичные явления имеют место и при подъеме жидкости из глубин. [3]
 |
Неустановившееся движение газожидкостной смеси ( а и однофазной среды ( б. [4] |
Установлено, что выделение свободного газа несколько уменьшает время заполнения трубопровода и скорость жидкости в момент подхода ее к насосу, что приводит к снижению гидравлического удара и увеличению времени его формирования. Провалы давления на входе в насос ( давление на приемервх 8 105 Па) при заполнении подводящего трубопровода и смене режимов работы насоса служат причиной появления свободного газа в потоке. [5]
В последнем случае визуально наблюдалось выделение свободного газа ( СС2) из нефти при снижении давления в мернике до атмосферного. [6]
Если раздельная эксплуатация скважины сопряжена с выделением свободного газа в подпакерной зоне, оборудование снабжается газоотводной трубой, по которой газ выводится выше динамического уровня в эксплуатационной колонне. [7]
Скважина фонтанирует за счет гидростатического напора без выделения свободного газа в подъемных трубах. [8]
Скважина фонтанирует нефтью за счет гидростатического напора без выделения свободного газа в подъемных трубах. [9]
Систему уравнений (6.10) - (6.15) использовали для оценки влияния выделения свободного газа на параметры движущейся жидкости в системе буллит - подводящий трубопровод-насос при перекачке ШФУ по магистральному трубопроводу ПО Оренбургтрансгаз. [10]
В скважинах с высоким буферным давлением, в подъемных трубах которых выделение свободного газа ив нефти ограничено, такой характер отложений парафина сохраняется до устья. В большинстве же скважин на глубине 400 - 700 наблюдается резкий переход от мягких отложений парафина к твердым, состоящим из отдельных слившихся крупинок. [11]
Пенный режим в сепараторах создается также тогда, когда не созданы условия для выделения свободного газа, попавшего в нефтяную зону. Вспенивание нефти значительно снижает производительность газонефтяных сепараторов по нефти и газу. [12]
Процесс движения жидкости от забоя скважины до приема насоса, сопровождающийся снижением давления и выделением свободного газа, является изотермическим. [13]
Как известно, интенсивное отложение парафина на стенках труб начинается при подъеме нефти и выделении свободного газа из нее на глубине 800 - 900 м в девонских скважинах НГДУ Туймазанефть, со средними дебитами, что чрезвычайно усложняет их эксплуатацию. [14]
При пуске-остановке насосов, перекачивающих нестабильный конденсат и ШФУ, провалах давления, сопровождающих переходные режимы, создаются условия для выделения свободного газа и течения потока со свободными газовыми включениями. Возникновение в трубопроводах двухфазного газожидкостного потока может привести к значительному изменению динамических характеристик насосных установок, снижению кавитационных запасов насосов, увеличению гидравлических потерь давления. [15]
Страницы: 1 2 3