Газосодержание относительное

В колонных аппаратах химической технологии объемная доля дисперсной фазы может изменяться в очень щироких пределах - от нуля до максимально возможной, а скорости движения фаз относительно стенок аппарата имеют, как правило, тот же порядок величины, что и скорость движения частиц относительно жидкости. Поэтому взаимодействие фаз, связанное с их относительным движением, и гидродинамическое взаимодействие частиц между собой оказывают решающее воздействие на характер течения в аппарате. Для математического описания течений такого рода наибольшее распространение в последнее время получила модель раздельного движения фаз, или двухжидкостная модель [92—95]. В ней фазы рассматриваются как два взаимопроникающих и взаимодействующих континуума, заполняющих один и тот же объем [92, 95]. Фазы, составляющие дисперсную смесь, как бы размазываются по объему, занятому смесью, но при этом каждая из них занимает лишь часть этого объема Величина носит название объемной доли (или объемной концентрации) г-й фазы и является одной из основных характеристик дисперсного двухфазного потока. Объемная доля дисперсной фазы д = может называться удерживающей способностью, задержкой, газосодержанием, а объемная доля сплошной фазы ( = 6 -удерживающей способностью по сплошной фазе либо порозностью. Для двухфазного течения всегда <р + = . Приведенная плотность фазы определяется следующим образом [c.58]

Если относительная скорость Ug/ постоянна, а истинное объемное газосодержание и скорость потока изменяются в радиальном направлении, модель потока дрейфа приводится к уравнению (6). 2.3.1, которое для газожидкостного потока приобретает вид [c.192]

Характеристиками дисперсных или барботажных систем газ — жидкость в массообменных аппаратах являются удельная поверхность контакта фаз, задержка жидкости, объемное газосодержание, относительная плотность и высота дисперсной системы и средний диаметр пузыря или капель. Из перечисленных характеристик первые две — основные, определяющие массопередачу и гидродинамику двухфазных течений. [c.157]

Так как величина 0 характеризует интенсивность процессов перемешивания, то, как видно из уравнения (11.15), интенсивность перемешивания зависит от коэффициента газосодержания (относительного о ьема выделяющихся газов) и их динамического напора. Скорость всплывания пузырьков в жидкой ванне оказывается в пределах 0,15-0,3 7 м/с. [c.422]

Если предположить, что относительная скорость и , постоянна поперек канала, то уравнение (58) можно представить в виде зависимости объемного газосодержания фазы а. от расходного массового газосодержания [c.182]

В качестве безразмерной характеристики можно выбрать газосодержание ф, относительную плотность слоя к, а также отношения Л /Ло, ки или Лп//. Так, например, можно написать [c.518]

Анализируя уравнение (11.68), следует отметить вытекающую из него независимость коэффициента массопереноса от размеров газового пузыря, что подтверждается и экспериментальными данными. Это положение несколько облегчает задачу расчета массообмена в барботажных реакторах, однако остается неопределенность относительно поверхности контакта фаз, для нахождения которой до сих пор нет надежных рекомендаций. Поэтому при описании кинетики газожидкостных реакций часто пользуются объемным коэффициентом массопередачи характеризующим собой количество вещества В, прореагировавшего в 1 м реакционного объема аппарата. В связи с этим следует вернуться к уравнению (И.55), в котором скорость реакции зависит от газосодержания системы. Появление в нем объясняется тем, что удельная поверхность а отнесена к реакционному объему аппарата Ур, т. е. к объему газожидкостной смеси. Если отнести поверхность контакта фаз к объему жидкости, участвующей в массообмене, то уравнение (И.55) не будет содержать параметра 1 — фр. Из этого следует, что для исключения 1 — ф из эмпирических уравнений, характеризующих объемный коэ ициент массопередачи, его нужно относить к объему жидкости, находящейся в реакционной зоне аппарата. [c.41]

Т. е. степень турбулизации пристенного слоя определяется в основном газосодержанием смеси и относительным движением фаз. Увеличение скорости жидкости вызывает возрастание отношения x/pjK и одновременное понижение скорости роста газосодержания Фг, что приводит к уменьшению второго слагаемого подкоренного выражения. В зависимости от изменения каждого из слагаемых величина может или возрастать, или уменьшаться, поэтому и расчетные значения коэффициента теплоотдачи а также будут соответственно увеличиваться или убывать. [c.108]

Относительная скорость фаз — это разность средней истинной скорости газа и, = где ф — газосодержание, и скорости [c.141]

Как отмечают авторы [33], обобщенная формула расчета истинного газосодержания в зависимости от расходного получена без учета фазовых переходов. Ранее подчеркивалось, что в процессе непрерывного разгазирования пластовой нефти в скважине, плотность нефтяного газа ощутимо меняется из-за изменения его компонентного состава. Очевидно, что скорость относительного движения нефтяного газа зависит от разности плотностей нефти и нефтяного газа чем больше эта разность, тем больше относительная скорость и, как следствие, меньше истинное газосодержание. [c.83]

По сравнению со средней нефтью нефти этих горизонтов относительно легкие, маловязкие, с высокими значениями газосодержания (кроме сакмарского) и коэффициента растворимости. [c.64]

Пластовая нефть бобриковского горизонта Ольховского месторождения отличается относительно высокими значениями давления насыщения, газосодержания и коэффициента растворимости газа в нефти. [c.71]

По свойствам пластовая нефть тульского горизонта не имеет существенных отличий от средней нефти. Отметим лишь относительно невысокие значения газосодержания и коэффициента растворимости газа и нефти. [c.74]

Нефть пашийского горизонта залегает в условиях повышенного пластового давления и умеренной температуры. При этом нефть характеризуется относительно низким газосодержанием и повышенными плотностью и вязкостью. [c.86]

Свойства пластовых нефтей на месторождении Ханкыз определяли только по четырем пробам из И горизонта. Залежи нефти находятся в условиях умеренных пластовых давлений и температур. Давление насыщения и газосодержание относительно низки. [c.500]

Нефть яснополянского надгоризонта заметно отличается от пластовой нефти двух других горизонтов. Она характеризуется высоким газосодержанием и имеет минимальные вязкость и плотность, а также значительную усадку и практически одинаковые значения пластового давления и давления насыщения. Два других горизонта содержат нефть со свойствами, относительно близкими к свойствам средней нефти, если не считать высокого значения коэффициента растворимости газа в нефти башкирского яруса. [c.93]

Свойства пластовой нефти определяли по пробам, отобранным из двух скважин тульского горизонта. Нефть эта легкая, маловязкая, с относительно высоким коэффициентом растворимости и высоким газосодержанием. [c.94]

Свойства пластовых нефтей определяли по пробам из тульского горизонта и турнейского яруса. Нефти залегают в условиях невысоких давлений и относительно низких температур. Плотность пластовых нефтей выше, а газосодержание и коэффициент растворимости газа ниже, чем в среднем для нефтей. [c.111]

Нефти месторождения в пластовых условиях относительно тяжелые и вязкие, газосодержание их низкое, особенно нефти яснополянского надгоризонта. Характерны также низкие значения объемного коэффициента и коэффициента растворимости газа. [c.118]

Нефти находятся в условиях относительно низких давлений и температур. В пластовых условиях они имеют плотность заметно выше, а газосодержание и коэффициент растворимости газа намного ниже, чем у средней нефти. Нефть бобриковского горизонта имеет в несколько раз большую вязкость и меньшее газосодержание, чем нефть верейского горизонта. [c.181]

В пластовых условиях нефть бобриковского горизонта характеризуется относительно небольшим газосодержанием и заметно повышенной вязкостью. Плотность пластовой нефти намного выше, чем в среднем для пластовых нефтей. [c.182]

Нефть угленосной толщи всего Арланского месторождения в пластовых условиях характеризуется относительно низкими значениями газосодержания и коэффициента растворимости газа в нефти и высокими вязкостью и плотностью. [c.185]

Свойства пластовых нефтей исследовали по пробам из пластов угленосной толщи. Нефти обладают относительно низкими газосодержанием и коэффициентом растворимости газа и повышенными вязкостью и плотностью. [c.188]

Пластовая нефть характеризуется типичными для угленосной толщи значениями физических параметров относительно низким газосодержанием и высокой вязкостью, а также повышенной плотностью и довольно низким коэффициентом растворимости. [c.189]

Залежи нефти всех горизонтов находятся в условиях относительно невысоких давлений и температур. В пластовых условиях нефти имеют более высокие плотность и вязкость и в 2—3 раза меньшие газосодержание и коэффициент растворимости газа, чем средняя нефть. [c.190]

Наблюдающееся некоторое различие значений пластовой температуры и давления для нефтяных залежей карбона и девона вполне согласуется с различной глубиной их залегания. В отдельных случаях параметры нефти несколько отклоняются от средних. В частности, нефть кизеловского горизонта характеризуется повышенной вязкостью, угленосного и черепетского — относительно высоким коэффициентом растворимости, кыновско-пашийского (Южно-Сергеевская площадь) — повышенными газосодержанием и коэффициентом усадки. [c.197]

Залежи нефти бобриковского горизонта находятся в условиях относительно невысоких давлений и низких температур. Нефть тяжелая и вязкая, имеет низкие значения давления насыщения, газосодержания, коэффициента растворимости газа и малую усадку. [c.200]

В пластовых условиях газонасыщенность и вязкость нефтей бобриковского горизонта и пласта Дш. заметно различаются между собой. Относительно средней нефти нефть бобриковского горизонта характеризуется пониженным газосодержанием и повышенными вязкостью и плотностью. [c.208]

Залежи нефти Белебеевского месторождения находятся в условиях умеренных пластовых давлений и температур. Нефть пласта До по сравнению со средней нефтью имеет пониженные значения газосодержания, вязкости, коэффициента растворимости газа в нефти, а нефть пласта Дху — повышенное газосодержание, пониженную плотность, низкую вязкость, относительно высокое значение объемного коэффициента нефти пласта Дху. [c.209]

Свойства нефти исследовали по пробам из пласта Бг. Залежи нефти находятся в условиях умеренного пластового давления и пониженной температуры. Нефть имеет относительно высокую вязкость, заметно пониженное газосодержание и повышенную плотность. [c.242]

Нефтеносные пласты характеризуются умеренными значениями пластового давления и температуры. Для нефтей всех пластов свойственны относительно низкое газосодержание (особенно для В1), повышенная плотность и средняя вязкость. [c.249]

Залежи нефти находятся в условиях умеренных (пласт В1) и повышенных (пласт Дх) пластовых давлений и температур. По значениям физических параметров нефть пласта В] значительно отличается от средней нефти. Для нефти пласта Д характерно относительно высокое газосодержание, низкие плотность и вязкость объемный коэффициент и коэффициент газа в нефти сравнительно высоки. [c.258]

Залежи нефти находятся в условиях умеренных давлений и температур. Нефть характеризуется относительно низкими значениями газосодержания и давления насыщения. Вязкость средняя. [c.266]

Залежи нефти находятся в условиях средних пластовых давлений и температур. По значениям физических параметров нефти различных пластов практически не различаются между собой. Вязкость и газосодержание нефтей относительно невелики. [c.268]

Гидродинамические режймы и структура взвешенного трехфазного слоя. Гидродинамические режимы взвешенного трехфазного слоя изучались во многих работах (см., нанример, [26—28]). Большинство исследователей отмечает наличие двух основных режимов в ПАВН — начального и развитого взвешивания трехфазного слоя. Наиболее наглядно эти режимы можно проследить по кривым зависимости основных параметров слоя — его гидравлического сопротивления АРсл и газосодержания ф . — от скорости газа (рие. VI. и VI.8). Стадии взвешивания насадки в слое пены с увеличением Шг показаны на рис. VI. 9. Режим начального взвешивания насадки (рис. VI. 9, б) отличается взвешенным состоянием некоторой части шаров и их направленным движением. Для этого режима характерно постоянство им малый рост гидравлического сопротивления с возрастанием гУр, относительна малое повышение динамической высоты слоя и значительный рост его газосодержания за счет увеличения ядра взвешенных шаров при постоянстве количества жидкости, удерживаемой насадкой — уд. [c.245]

Газосодержание при эрлнфтном транспортировании псевдожидкости. В поисках зависимости для расчета газосодержания е и восходящем потоке жидкости (в нашем случае псевдожидкости) исследователи шли в основном двумя путями — одни стремились найти связь е непосредственно с приведенными скоростями газа и псевдожидкости, другие — выразить его через относительную скорость газа. Все зависимости вида е = [(г),ип) могут быть обобщены одним уравнением [64] [c.37]

Хотя может показаться, что модель потока дрейфа представляет собой до некоторой степени формальный подход к решениям проблем, связанных с относительными скоростями, следует помнить, что в расчетах такого рода довольно просто сделат , ошибки, и формализм может помочь их избежать. Такие людели широко применяются в расчетах средне объемной концентрации фаз (истинного объемного газосодержания) и представляют собой одни из наиболее прямых и простых подходов. Однако ограничения действия этих моделей, проистекающие из их основного допущения и отсутствия феноменологического описания течеиия, делают ограниченными их полезность и область применения. [c.182]

В промышленных барботажных колоннах высота газожидкостного слоя достаточно велика, что позволяет пренебречь относительным влиянием концевых эффектов и принимать среднее газосодержание по всей высоте аппарата постоянным. Айзенбуд и Дильман [2 ] считают, что такое допущение правомочно при условии У gHJWj. > 30, где — высота исходного слоя жидкости. [c.50]

Лабораторные исследования кинетики окисления (по сульфитной методике) в реакторах небольших объемов типов РМС и РМЦ показали, что эти аппараты по эффективности превосходят аппараты барботажного типа. Действительно, при механическом перемешивании жидкости вследствие развитой ее турбулентности достигается наиболее тонкое диспергирование пузырьков газа, что при достаточно высоком газосодержании создает большую удельную поверхность контакта фаз. Однако при увеличении диаметра реактора D с сохранением D/d = onst отношение окружной скорости мешалки к расстоянию от ее лопастей до стенок аппарата, которое в какой-то мере характеризует область распространения газовых пузырей в объеме жидкости, изменяется пропорционально величине Re /D. Это является одной из причин наблюдаемого относительного снижения эффективности массопереноса в газожидкостных реакторах при увеличении их размеров. К сожалению, мы не располагаем достаточным количеством данных для оценки критерия эффективности реакторов больших объемов с механическим диспергированием газа. Но, вероятно, на начальном этапе оптимизации такой анализ можно провести по результатам исследований аппаратов малых объемов. [c.127]

Зная относительное газосодержание VJVe, = можно определить модуль упругости смеси (рис. 4-29, а), который используют при обработке результатов испытания машин. [c.333]

Как показывают оценки распределения объемного расходного газосодержания по глубине добываюш ей скважины в зависимости от компонентного состава и относительного количества закачиваемого газа, влияние физико-химических свойств закачиваемого газа значительно. Любые колебания не только состава, но и относительного количества закачиваемого газа существенны для выбора внутрискважинного оборудования, в частности при расстановке клапанов и, как следствие, влияют на величину оптимального расхода закачиваемого газа. [c.191]

Свойства нефтей визейского яруса Майкорского месторождения отличаются от свойств средней условной нефти. Они имеют резко пониженные значения газосодержания и коэффициента растворимости газа, а также относительно высокую вязкость. [c.66]

Растворенные в нефти газы содержат большое количество азота и относительно малое метана. При низком газосодержании в нефтях ножовской группы месторождений в составе растворенного газа преобладает азот. [c.83]

Свойства пластовых нефтей определяли по пробам из московского и визейского ярусов на Красноярском месторождении и из визейского и турнейского ярусов на Быркинском месторождении. Залежи нефти всех горизонтов находятся в условиях относительно невысоких давлений и низких температур. В пластовых условиях нефти всех горизонтов тяжелые, вязкие, газосодержание их в 2—4 раза ниже, а коэффициент растворимости газа в нефти в 2—3 раза меньше, чем в среднем д 1я пластовых нефтей. Исключение составляет нефть московского яруса, где коэффициент растворимости примерно равен среднему. [c.103]

Нефть турнейского яруса характеризуется относительно низким давлением насыщения, пониженным газосодержанием и повышенными значениями плотности и вязкости. Параметры этой нефти типичны для нефти каменноугольных отложений на территории Башкирской АССР малое газосодержание, повышенные вязкость и плотность. [c.210]

Пластовые нефти Тарханского месторождения, как и нефти других месторождений Оренбургской области, характеризуются относительно невысоким газосодержанием и средней вязкостью. Давление насыщения намного ниже пластового. [c.227]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология