Истинное газосодержание в горизонтальном потоке

ИСТИННОЕ ГАЗОСОДЕРЖАНИЕ В ГОРИЗОНТАЛЬНОМ ПОТОКЕ [c.133]

Границу перехода из пробкового режима в кольцевой определяют в [28], так же как и для горизонтального потока, на основе вычисления параметра У (см. гл. 5). Истинное газосодержание в восходящем пробковом потоке определяют по формуле (5.5) так же, как и для горизонтального потока. Для нисходящего пробкового потока применяют [c.170]

Истинное газосодержание в горизонтальном потоке нужно для определения типа потока (диаграмма Ноулза), а также гидравлического сопротивления трубопровода. Истинное газосодержание определяют по расходному и большому комплексу физических параметров и характеристик, среди которых особое значение занимают характеристики силового взаимодействия между включенными в поток фазами. Если происходит значительная диспергация фаз, то силы взаимодействия между ними весьма велики и это препятствует заметному относительному движению. В этом случае истинное газовое содержание равняется расходному. При наличии разности скоростей движения жидкой и газообразной фазы /3. Существуют следующие очевидные зависимости между также осредненными по сечению скоростями движения жидкости и газа V [c.133]

Большое значение для практики представляет изучение движения газожидкостных смесей в наклонных трубопроводах. Это связано с тем, что во многих случаях трубопроводы прокладывают в условиях холмистой местности с частым чередованием восходящих и нисходящих участков. Другой важный объект исследования — наклонно-направленные скважины, широкое распространение которых связано с необходимостью использования кустового бурения в условиях северных месторождений и при разработке коллекторов с морских оснований. Течение многофазной среды в наклонных трубах объединяет все многообразие явлений, присущих горизонтальному и вертикальному потокам. Существенное отличие наклонного потока от горизонтального в большом влиянии гидростатического компонента на общие потери давления в канале. С налижем гидростатических сил связано и явление барботажа в наклонных скважинах, не характерное для горизонтальных потоков. При этом расходное содержание жидкости равно нулю, но не равно нулю ее истинное содержание. При нисходящем течении смеси может происходить обратное явление — равенство нулю расходного газосодержания при неравенстве нулю истинного, что соответствует безнапорному течению жидкости. В наклонном, как и в вертикальном, потоке очень важно знание истинного содержания жидкости, поскольку этот параметр является определяющим при нахоадении гидростатической составляющей градиента давления. [c.168]

Для расчета наклонных трубопроводов может быть использован метод Беггса и Брилла [25]. Истинное газосодержание в наклонном потоке предлагают определять на основе этого параметра при горизонтальном течении смеси Это значение дается формулой (5.54), исходя из [c.172]

Воспользуемся методом Беггса и Брилла. = 3,1. Исходя из классификации (см. гл. 5) горизонтальное течение с указанными в этом примере параметрами имело бы распределенную структуру. Из физических соображений ясно, что в данном конкретном случае подобная структура течения (дисперсно-кольцевая) существует и в наклонном потоке. Истинное газосодержание в горизонтальном потоке имело бы значение =0,954. [c.174]

При исследовании движения потока в наклонных скважинах используют те же методы, что и для наклонных трубопроводов. Основной задачей здесь остается нахождение истинного содержания фаз в потоке. Исходя из найденных значений и определяют гидростатическую составляющую потери напора — весьма значимую в наклонных скважинах. Коэффициент гидравлического сопротивления находится на основании уравнений, разработанных для горизонтальных или вертикальных потоков. Возможны различные комбинированнью методы расчета потерь давления в наклонных скважинах. Например, Неем и Фуэнтесом [25] предлагается определять общее падение давления как сумму составляющих гидростатической, определяемой в предположении, что поток нефтегазовой смеси движется в вертикальной скважине, глубина которой равна длине проекции на вертикальное направление наклонной скважины фрикционной составляющей, учитывающей ускорение, рассчитываемых исходя из реальной длины скважины. При этом истинное газосодержание определяют по какому-либо из методов, используемых для вертикальных скважин. [c.177]

По методике Беггса и Брилла при горизонтальном течении структура потока была бы перемежающейся, 0.525 = 0,345 i = l,22 J = 0,42 0,58 X = 0,0433 dp dz = 5281 Па/м. Заметное расхождение с методикой ВНИИГаза вызвано различными найденными значениями истинного газосодержания и как следствие этого - р личными гидростатическими составляющими градиента давления. Расчеты, дающие результат с некоторым запасом, произведены по методике Беггса и Брилла. [c.179]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология