Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Объемный расход нефти формула


Ответы подземка

1.Фильтрация- это движение жидкостей, газов или их смесей через твердые тела по связанным между собой порам или трещинам. Фильтрация жидкостей и газов по сравнению с движением в трубах и каналах обладает некоторыми специфическими особенностями: происходит по чрезвычайно малым в поперечных размерах поровым каналам при очень малых скоростях движения жидкостей; силы трения при движении жидкости в пористой среде очень велики, так как площади соприкосновения жидкости с твердыми частицами огромны.

2.Поперечным сечением  называется поверхность, проведенная перпендикулярно направлению скорости.

3. Пористость– это отношение объема порVпор в некотором элементе пористой среды, ко всему объему данного элементаVобр. Коэффициент пористости:m=Vпор/Vобр. Под пористостью понимается активная пористость, которая учитывает только те поры и микротрещины, которые соединены между собой и через которые может фильтроваться жидкость.

4. Просветность– это отношение площади просветов в некотором сечении пористой средыwпросв ко всей площади сечения образцаwобр Коэффициент просветности:

5. Объемным расходом Qназывается объем жидкости, прошедший через поперечное сечение за единицу времени:

.

6. Массовым расходом Qmназывается масса жидкости, прошедшая через поперечное сечение за единицу времени:

.

(1.0)

Массовый расход равен произведению плотности на объемный расход:

.

(1.0)

7. Галерея– это горизонтальный пласт постоянной толщиныhи шириныB, где в сечении 1-1, совпадающем с контуром питания, поддерживается постоянное давлениеpк, а в сечении 2-2, отстоящем на расстоянииLк от контура питания , поддерживается постоянное давление pг.

8. Скважина– это цилиндрическая горная выработка, вертикальна или наклонная, сооружаемая без доступа человека, имеющая диаметр во много раз меньше длины. Начало – устье. Дно- забой. Цилиндрическая поверхность – ствол.

4. Расстояние от оси скважины до какой – либо точки пласта называется радиусом r. Площадь поперечного сечения представляет собой боковую поверхность цилиндра, высота которого равна толщине пластаh, а радиус – расстоянию от центра скважины до данной точки пласта:

.

5. Площадь поперечного сечения галереи равна:

.

6. Площадь поперечного сечения представляет собой площадь круга и равна:

.

7. Деби́т сква́жины — объём продукции, добываемой из скважины за единицу времени (секунду, сутки, час и др.). Может характеризовать добычу нефти, газа, газоконденсата, воды

8. Скоростью фильтрации uназывается отношение объемного расхода жидкости к площади поперечного сечения:

.

(1.0)

Скорость фильтрации ‑ это скорость, с которой двигалась бы жидкость, если бы пористая среда отсутствовала (m = 1).

9. В действительности фильтрация жидкости или газа происходит по просветам, поэтому действительная скорость vбольше скорости фильтрации и определяется:

.

(1.0)

10. Идеальный грунт - это модель пористой среды, поровые каналы которой представляют собой пучок тонких цилиндрических трубок (капилляров) с параллельными осями.

11. Наиболее простой и распространенный закон, описывающий фильтрацию флюида в горных породах. Скорость фильтрации флюида прямо пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости жидкости. Пропорциональность определяется коэффициентом проницаемости.

12. Движение однородной жидкости в пористой среде определяется силами давления и силами тяжести. Основное соотношение теории фильтрации – закон Дарси – устанавливает связь между величиной скорости фильтрации вдоль линии тока и силами, действующими в жидкости.

…. коэффициентом фильтрации  –kф.– гидродинамический напор .длиной L. фильтруется жидкость со скоростьюu.

,

(1.0)

  1. k– коэффициент проницаемости пористой среды, м2;

 – коэффициент динамической вязкости жидкости, Пас;

 – плотность жидкости, кг/м3;

g– ускорение свободного падения, м/с2

13. p* = p +  g z– приведенное давление. Расстоянияzот плоскости сравнения до данной точки считается положительным, если точка лежит выше плоскости сравнения, и отрицательной, если ниже. За плоскость сравнения можно принять любую горизонтальную плоскость. Обычно принимают границу газонефтяного (ГНК) или водонефтяного (ВНК) контакта. При движении жидкости в горизонтальных пластах (z = const), значит, второе слагаемое в приведенном давлении постоянно и при подстановке в формулу обращается в нуль. Поэтому в горизонтальных пластах при движении однородной жидкости приведенное давление можно положить равным давлению в данной точке и символ (*) в законе Дарси можно опустить.

14. водонапорный или жёсткиё водонапорный режим, когда нефть вытесняется в добывающие скважины под действием напора краевой или подошвенной воды. Для того, чтобы вода могла вытеснять нефть, необходимо подпитывать водоносный пласт поверхностной водой или осадками. Водонапорный режим можно создать искусственно, если закачивать воду в нагнетательные скважины. Схема проявления водонапорного режима показана на рисунке 1.7

15. газонапорный режим, когда нефть или вода вытесняются в скважины под действием напора сжатого газа, находящегося в виде газовой шапки над нефтью или водой; иногда этот режим называют режимом газовой шапки

16. режим растворенного газавозникает тогда, когда давление в нефтяной залежи падает ниже давления насыщения нефти газом. В этом случае газ из растворённого состояния переходит в свободное состояние (в виде пузырьков) и ,расширяясь, вытесняет нефть к забоям скважин. Такой режим правильней было бы назвать «режимом газированной жидкости»;

17 упругий водонапорный режим, при котором нефть поступает в скважины за счет упругих свойств жидкости и породы пласта. Схема проявления упругого водонапорного режима показана на рисунке 1.8. При снижении давления в пласте объём жидкость увеличивается, излишки жидкости вытесняются к скважинам. Это увеличение объёма незначительно, например, при снижении давления на 20 МПа объём воды увеличивается на один процент. Кроме того, при снижении давления в жидкости увеличивается нагрузка на скелет породы, это приводит к уменьшению пористости пласта и излишки жидкости также вытесняются к скважинам. Поэтому упругий водонапорный режим проявляется тогда, когда нефтяное месторождение окружено большими объёмами воды, т. е. радиус водоносной области Rв во много раз больше радиуса месторождения больше Rн. По своей природе этот режим нестационарный, то есть давление меняется с течением времени;

18. Гравитационный режим– это режим, в ходе которого нефть или вода добываются из пласта только за счет использования силы тяжести самой нефти или воды. На гравитационном режиме работает Ярегское нефтяное месторождение в Республике Коми. В начальной стадии разработки этого месторождения в нефтяном пласте пробивались штреки, которые разбивали пласт на блоки. Под действием силы тяжести нефть из блоков вытекает в штреки.

19. Коэффициент объемного сжатия жидкости – это коэффициент, показывающий на сколько расширится (увеличится) объем жидкости, при снижении давления: ; где:-начальный объем жидкости.-изменение объема при изменении давления.

20. Коэффициент объемного сжатия породы - это коэффициент, показывающий изменение пористости, при изменении давления:; где-изменение объема пор в элементе пласта, имеющем объем, при изменении давления на.

21. Начальные условия – это условие, заключающееся в задании искомой функции во всей области в некоторый момент времени, принимаемый за начальный. Например: прит.е. в начальный момент времени задается распределение во всем пласте.

22.Граничные (краевые) условия задаются на границах пласта. Число граничных условий должно быть равно порядку дифференциального уравнения по координатам.

Возможны следующие граничные условия.

Граничные условия первого рода. На границе задаются значения давления:

рг = р(Г, t).

(1.0)

Граничные условия второго рода. На границе задаются значения нормальной скорости к границе:

unг = un(Г, t).

(1.0)

Так, как по закону Дарси скорость фильтрации связана с градиентом давления, то это граничное условие можно записать в следующем виде:

(1.0)

Граничные условия третьего рода. Это граничное условие является комбинацией первых двух и в практике встречается редко. Граничные условия третьего рода записываются в виде:

.

(1.0)

23. Депрессионная воронка - это поверхность, полученная в результате вращения депрессионной кривой (зависимость) вокруг оси скважины

24. Индикаторная диаграмма (для нефти)– это графическая зависимость дебита скважиныQот депрессии на пласт, т.е=(Q)

при выполнении закона Дарси индикаторная диаграмма является прямой линией ‑ 1При нарушении закона Дарси (у нефтяных скважин это происходит редко) индикаторная диаграмма отклоняется в сторону оси депрессий ‑2Если проницаемость пласта зависит от давления, то индикаторная кривая имеет вид –3Отклонение индикаторной кривой к оси дебитов линия –4обычно означает, что процесс исследования нестационарный, поэтому необходимо провести исследование повторно, но увеличить время между изменениями режима.

25. Коэффициент продуктивности скважины(для нефти)– это отношение дебита на депрессию на пласт.

26. Величина обратная коэффициенту продуктивности называется фильтрационным сопротивлением:

.

(2.0)

27. Параметры пласта (проницаемость, толщина пласта) определяются на основании геофизических исследований скважин и исследовании кернов, извлеченных из них. По результатам этих исследованиям значения параметров пласта аппроксимируются на весь пласт. Но аппроксимация и сами значения параметров определяются с ошибками, поэтому возникает необходимость в других методах определения параметров пласта.

Одним из таких методов является исследование скважин на стационарных режимах, когда в скважину спускают манометр и на скважине ставят штуцер (диафрагму с отверстием), который играет роль местного сопротивления. При изменении диаметра отверстия штуцера изменяется дебит скважины и давление на забое скважины. Если скважина закрыта, то давление в горизонтальном пласте одинаково и равно давлению на контуре питания, а дебит скважины равен нулю.

Для каждого режима (диаметра отверстия штуцера) находят давление на забое скважины pcи дебитQ. По результатам исследований строят индикаторную диаграмму.

28 исследование скважин на стационарных режимах, когда в скважину спускают манометр и на скважине ставят штуцер (диафрагму с отверстием), который играет роль местного сопротивления. При изменении диаметра отверстия штуцера изменяется дебит скважины и давление на забое скважины. Если скважина закрыта, то давление в горизонтальном пласте одинаково и равно давлению на контуре питания, а дебит скважины равен нулю.

Для каждого режима (диаметра отверстия штуцера) находят давление на забое скважины pcи дебитQ. По результатам исследований строят индикаторную диаграмму.

29. .Коэффициент гидропроводности пласта– это

30. Все формулы, полученные для фильтрации жидкости по закону Дарси, можно использовать и для фильтрации газа, заменив переменные по аналогии между фильтрацией жидкости и фильтрации газа.

Несжимаемая жидкость

Сжимаемый флюид

Объемный расход

Массовый расход

Давление

Функция Лейбензона

Объемная скорость фильтрации

Массовая скорость фильтрации

Идеальный газ. Для него плотность зависит от давления:

,

(3.0)

поэтому функция Лейбензона после интегрирования примет вид:

.

(3.0)

31.

.

(3.0)

Идеальный газ. Для него плотность зависит от давления:

,

(3.0)

поэтому функция Лейбензона после интегрирования примет вид:

.

(3.0)

32. Индикаторная диаграмма (для газа) – это графическая зависимость

дебита скважины Qатм от депрессии на пласт, т.е=(Q).

33. Коэффициент продуктивности скважины (для газа) – это отношение дебита на квадрат депрессии на пласт:

34. Для газовых скважин при фильтрации по закону Дарси коэффициент продуктивности равен:

.

(3.0)

А Коэф фильтрационного сопротивления равен a=1/K.

35. В каких координатах проводится обработка результатов исследования газовой скважины при выполнении закона Дарси.

36. В каких координатах проводится обработка результатов исследования газовой скважины при нарушении закона Дарси.

37. Неоднородный по толщине пласт. Как рассчитать дебит нефтяной скважины в таком пласте?

Неоднородный по толщине пласт – это пласт, состоящий из отдельных пропластков, имеющих разную толщину и проницаемость. Вся толщина пласта равна сумме толщин пропластков:

h = h2 + h3 + h4

Средняя проницаемость неоднородного по толщине пласта и для скважины и для галереи определяется по формуле:

Дебит скважины рассчитывается по формуле однородного пласта, в которой проницаемость пласта заменена на среднюю проницаемость:

38. Неоднородный по толщине пласт. Как рассчитать дебит нефтяной галереи в таком пласте?

Неоднородный по толщине пласт – это пласт, состоящий из отдельных пропластков, имеющих разную толщину и проницаемость. Вся толщина пласта равна сумме толщин пропластков:

h = h2 + h3 + h4

Средняя проницаемость неоднородного по толщине пласта и для скважины и для галереи определяется по формуле:

Дебит галереи при фильтрации нефти рассчитывается по формуле(вместо К подставим Кср):

.

39. Неоднородный по толщине пласт. Как рассчитать дебит газовой скважины в таком пласте?

Неоднородный по толщине пласт – это пласт, состоящий из отдельных пропластков, имеющих разную толщину и проницаемость. Вся толщина пласта равна сумме толщин пропластков:

h = h2 + h3 + h4

Средняя проницаемость неоднородного по толщине пласта и для скважины и для галереи определяется по формуле:

Дебит скважины рассчитывается по формуле однородного пласта, в которой проницаемость пласта заменена на среднюю проницаемость:

Для того, чтобы перейти от формул фильтрации несжимаемой жидкости к формулам фильтрации газа, произведем замены. Заменяем объемный расход на массовый расход, а давление – на функцию Лейбензона:

.

Выражая массовый расход через объемный расход Qm = ат Qат, а функцию Лейбензона через давление,

40. Неоднородный по толщине пласт. Как рассчитать дебит газовой галереи в таком пласте?

Неоднородный по толщине пласт – это пласт, состоящий из отдельных пропластков, имеющих разную толщину и проницаемость. Вся толщина пласта равна сумме толщин пропластков:

h = h2 + h3 + h4

Средняя проницаемость неоднородного по толщине пласта и для скважины и для галереи определяется по формуле:

Дебит галереи при фильтрации нефти рассчитывается по формуле(вместо К подставим Кср):

.

Для того, чтобы перейти от формул фильтрации несжимаемой жидкости к формулам фильтрации газа, произведем замены. Заменяем объемный расход на массовый расход, а давление – на функцию Лейбензона:

.

Выражая массовый расход через объемный расход Qm = ат Qат, а функцию Лейбензона через давление,

41. Зонально - неоднородный пласт. Как рассчитать дебит нефтяной галереи в зонально - неоднородном пласте?

Зональная неоднородность. В этом случае пласт по площади состоит из нескольких зон (областей пласта) различной проницаемости. В пределах одной и той же зоны проницаемость в среднем одинакова, но на границе двух зон скачкообразно изменяется. Здесь, таким образом, имеет место неоднородность по площади пласта.

Пусть горизонтальный пласт постоянной толщинойhи ширинойBимеет проницаемость, которая меняется вдоль направления фильтрации несжимаемой жидкости осиx. Давление на контуре питания и галерееpkиpг, длинаL

42. Зонально - неоднородный пласт. Как рассчитать дебит газовой скважины в зонально - неоднородном пласте?

Зональная неоднородность. В этом случае пласт по площади состоит из нескольких зон (областей пласта) различной проницаемости. В пределах одной и той же зоны проницаемость в среднем одинакова, но на границе двух зон скачкообразно изменяется. Здесь, таким образом, имеет место неоднородность по площади пласта.

Пусть горизонтальный пласт постоянной толщинойhвскрыт скважиной радиусомrc. Проницаемость пласта вокруг скважины зависит от расстояния до скважиныk(r). Давление на контуре питания и скважинеpkиpc.

Для того, чтобы перейти от формул фильтрации несжимаемой жидкости к формулам фильтрации газа, произведем замены. Заменяем объемный расход на массовый расход, а давление – на функцию Лейбензона:

.

Выражая массовый расход через объемный расход Qm = ат Qат, а функцию Лейбензона через давление,

43. Зонально - неоднородный пласт. Как рассчитать дебит газовой галереи в зонально - неоднородном пласте?

Зональная неоднородность. В этом случае пласт по площади состоит из нескольких зон (областей пласта) различной проницаемости. В пределах одной и той же зоны проницаемость в среднем одинакова, но на границе двух зон скачкообразно изменяется. Здесь, таким образом, имеет место неоднородность по площади пласта.

Пусть горизонтальный пласт постоянной толщинойhи ширинойBимеет проницаемость, которая меняется вдоль направления фильтрации несжимаемой жидкости осиx. Давление на контуре питания и галерееpkиpг, длинаL

Для того, чтобы перейти от формул фильтрации несжимаемой жидкости к формулам фильтрации газа, произведем замены. Заменяем объемный расход на массовый расход, а давление – на функцию Лейбензона:

.

Выражая массовый расход через объемный расход Qm = ат Qат, а функцию Лейбензона через давление,

44. Зонально - неоднородный пласт. Как рассчитать дебит нефтяной скважины в зонально - неоднородном пласте?

Зональная неоднородность. В этом случае пласт по площади состоит из нескольких зон (областей пласта) различной проницаемости. В пределах одной и той же зоны проницаемость в среднем одинакова, но на границе двух зон скачкообразно изменяется. Здесь, таким образом, имеет место неоднородность по площади пласта.

Пусть горизонтальный пласт постоянной толщинойhвскрыт скважиной радиусомrc. Проницаемость пласта вокруг скважины зависит от расстояния до скважиныk(r). Давление на контуре питания и скважинеpkиpc.

45. Зонально - неоднородный пласт. Как изменяется давление по нефтяной галереи если k1 >> k2?

Зональная неоднородность. В этом случае пласт по площади состоит из нескольких зон (областей пласта) различной проницаемости. В пределах одной и той же зоны проницаемость в среднем одинакова, но на границе двух зон скачкообразно изменяется. Здесь, таким образом, имеет место неоднородность по площади пласта.

46. Зонально - неоднородный пласт. Как изменяется давление по нефтяной галереи если k1 << k2?

Зональная неоднородность. В этом случае пласт по площади состоит из нескольких зон (областей пласта) различной проницаемости. В пределах одной и той же зоны проницаемость в среднем одинакова, но на границе двух зон скачкообразно изменяется. Здесь, таким образом, имеет место неоднородность по площади пласта.

studfiles.net

Объемный расход - рабочий агент

Объемный расход - рабочий агент

Cтраница 1

Объемный расход рабочего агента для точки J9 1 определяется объемным его расходом при начальном режиме. Для вычисления координат последующих точек, лежащих между начальным, экономичным, максимальным и конечным режимами работы эргазлифта, задаются произвольными объемными расходами рабочего агента, удобными для отсчета по масштабу на графике. По этим объемным расходам рабочего агента, согласно формулам ( 107), ( 105), ( 127), ( 147), ( 148), ( 109), ( 110), ( 179), ( 180) и ( 181), вычисляют для каждой точки значения г /, / С, Кт - ф, ср и Ve. Полученные результаты этих вычислений рекомендуется сводить в таблицу.  [1]

С целью уменьшения этих сопротивлений, снижая объемный расход рабочего агента в верхних участках трубы, создают повышенное давление на выходе смеси из подъемника с помощью дроссельного устройства, называемого устьевым штуцером.  [2]

Заменим в уравнении ( 195) объемный расход жидкой фазы смеси произведением объемного расхода рабочего агента на коэффициент состава смеси.  [3]

По высоте подъемной трубы действующее в ней давление является переменной величиной, следовательно, изменение давления в различных по высоте сечениях трубы будет сказываться на изменении объемного расхода рабочего агента в этих сечениях и на зависимых от этого расхода объемных расходах жид - - кости.  [4]

Конечный режим работы эргазлифта, как известно, возникает вследствие образования значительных гидравлических сопротивлений, вызываемых большими скоростями движения газо-жидкостной смеси в верхней части трубы, при значительном объемном расходе рабочего агента. Поэтому для уменьшения этих объемных расходов в верхней части трубы и перевода работы эргазлифта на более экономичный режим в устье трубы искусственно повышается давление, чем достигается снижение общего перепада давлений в эргазлифте.  [5]

По размеру внутреннего диаметра подъемной трубы, вычисленному по уравнению ( 200), подбирают ближайший размер диаметра компрессорных труб по стандарту и проверяют соответствие этого диаметра заданным значениям производительности эргазлифта или объемного расхода рабочего агента, используя приведенные в предыдущем изложении расчетные уравнения. При необходимости размер диаметра корректируется.  [6]

Для режимов работы эргазлифта, отличающихся от максимального, функция ЕЗ, согласно формулам ( 22) и ( 36), должна быть выражена уравнением, описывающим в системе координат Ve, V0 кривую графика изменения производительности эргазлифта в зависимости от объемного расхода рабочего агента.  [7]

Диаметр подъемной трубы зргазлифта, помимо определяющего размера сечения этой трубы, является составным элементом различных комбинаций безразмерных комплексов и выражений, входящих в основные уравнения расчета производительности эргазлифта. Поэтому вычисление диаметра подъемной трубы по заданной производительности эргазлифта или по объемному расходу рабочего агента, с учетом указанных уравнений, вызывает определенные трудности и может производиться лишь приближенно, с некоторыми допущениями.  [8]

Объемный расход рабочего агента для точки J9 1 определяется объемным его расходом при начальном режиме. Для вычисления координат последующих точек, лежащих между начальным, экономичным, максимальным и конечным режимами работы эргазлифта, задаются произвольными объемными расходами рабочего агента, удобными для отсчета по масштабу на графике. По этим объемным расходам рабочего агента, согласно формулам ( 107), ( 105), ( 127), ( 147), ( 148), ( 109), ( 110), ( 179), ( 180) и ( 181), вычисляют для каждой точки значения г /, / С, Кт - ф, ср и Ve. Полученные результаты этих вычислений рекомендуется сводить в таблицу.  [9]

Объемный расход рабочего агента для точки J9 1 определяется объемным его расходом при начальном режиме. Для вычисления координат последующих точек, лежащих между начальным, экономичным, максимальным и конечным режимами работы эргазлифта, задаются произвольными объемными расходами рабочего агента, удобными для отсчета по масштабу на графике. По этим объемным расходам рабочего агента, согласно формулам ( 107), ( 105), ( 127), ( 147), ( 148), ( 109), ( 110), ( 179), ( 180) и ( 181), вычисляют для каждой точки значения г /, / С, Кт - ф, ср и Ve. Полученные результаты этих вычислений рекомендуется сводить в таблицу.  [10]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Общий объемный расход - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Общий объемный расход

Cтраница 1

Общий объемный расход q равен сумме всех произведений ( локальная скорость х локальная площадь сечения), взятых по радиусу трубы.  [1]

Определить общий объемный расход жидкости, а также дополнительную разность уровней, которая была бы необходима для обеспечения удвоенного расхода.  [3]

Необходимо знать общий объемный расход газового потока, из которого отбирается проба. Должен быть также известен расход газа в пробоотборной линии.  [4]

Необходимо знать общий объемный расход газового потока, из которого отбирается проба, и должен быть также известен расход газа в пробоотборной линии.  [5]

Коэффициент С2 является функцией Ке0бщ, относящегося к общему объемному расходу, а также функцией Rer.  [6]

Так как расходы через оба капилляра не зависят друг от друга, общий объемный расход равняется их сумме. Кривая abode является графиком общего объемного расхода. Он может быть получен наложением расхода G02 на кривую / при давлении PZ и проведением прямой линии через d и начало отсчета.  [7]

Расход смесей твердой и жидкой ( или газообразной) фаз измеряют комбинированными методами, основанными на определении общего объемного расхода смеси и содержания в ней твердой фазы. Объемный расход смеси измеряют при этом с помощью электромагнитных, ультразвуковых, ядерно-магнитных и расходомеров других типов, приемные преобразователи которых не имеют выступающих внутрь потока элементов. Расходомеры устанавливают на вертикальных участках трубопровода для предотвращения скапливания более тяжелой фазы в нижней части сечения трубы.  [8]

I зоне адсорбера; S0 - площадь стенки в I, II, III и IV зонах адсорбера; 26 - концентрация природного газа во II зоне адсорбера; п27 - концентрация углеводородов во II зоне адсорбера; и 0 - общий объемный расход природного газа, выходящего из II зоны адсорбера; С02 - теплоемкость адсорбента во II зоне адсорбера; Я02 - коэффициент теплопередачи от адсорбента к стенке адсорбера во II зоне адсорбера; С6 - теплоемкость природного газа во II зоне адсорбера; п % д - поверхностная концентрация углеводородов в III зоне адсорбера; / С оз - предэкспотенциальный фактор охлаждения в III зоне адсорбера; Е0з - энергия активации охлаждения в III зоне адсорбера; о2 - температура охлаждения в III зоне адсорбера; пзо-концентрация природного газа в III зоне адсорбера; u 0z - общий объемный расход природного газа, выходящего из III зоны адсорбера; С0з - теплоемкость адсорбента в III зоне адсорбера; Коз-коэффициент теплопередачи от адсорбента к стенке адсорбера в III зоне адсорбера; С.  [9]

I зоне адсорбера; S0 - площадь стенки в I, II, III и IV зонах адсорбера; 26 - концентрация природного газа во II зоне адсорбера; п27 - концентрация углеводородов во II зоне адсорбера; и 0 - общий объемный расход природного газа, выходящего из II зоны адсорбера; С02 - теплоемкость адсорбента во II зоне адсорбера; Я02 - коэффициент теплопередачи от адсорбента к стенке адсорбера во II зоне адсорбера; С6 - теплоемкость природного газа во II зоне адсорбера; п % д - поверхностная концентрация углеводородов в III зоне адсорбера; / С оз - предэкспотенциальный фактор охлаждения в III зоне адсорбера; Е0з - энергия активации охлаждения в III зоне адсорбера; о2 - температура охлаждения в III зоне адсорбера; пзо-концентрация природного газа в III зоне адсорбера; u 0z - общий объемный расход природного газа, выходящего из III зоны адсорбера; С0з - теплоемкость адсорбента в III зоне адсорбера; Коз-коэффициент теплопередачи от адсорбента к стенке адсорбера в III зоне адсорбера; С.  [10]

Так как расходы через оба капилляра не зависят друг от друга, общий объемный расход равняется их сумме. Кривая abode является графиком общего объемного расхода. Он может быть получен наложением расхода G02 на кривую / при давлении PZ и проведением прямой линии через d и начало отсчета.  [11]

Qa весовой расход очищенного природного газа из адсорбера, который пропорционален концентрации Аг, так как й &, / 4; общий объемный расход природного газа At из адсорбера.  [12]

Несколько более сложна корректировка при двухком-понентном потоке вода - нефть. Корректировка результатов измерения в этом случае проводится в нижнеследующем порядке. По прибору находятся общий объемный расход, долевое значение обводненности W, определяются плотности нефти и воды рн, рв в забойных условиях, коэффициент объема газа 6гН, а также зависимости коэффициентов пакеровки от вязкости среды. Нахождение расходов производится в следующем порядке.  [13]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Объемный расход - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Объемный расход

Cтраница 3

Объемный расход газов должен автоматически корректироваться устройством 9 по давлению, температуре, влажности и плотности газов. Для ввода действительной плотности газов при вычислении расхода конвертерных газов предусматривается также корректировка устройством 10 расхода по составу газов с приведением к нормальным условиям плотности газов по температуре и давлению.  [31]

Объемный расход газа с погрешностью 1 - 2 % измеряют при помощи сужающих устройств, ротаметров, турбинных расходомеров. Плотность газа обычно определяют по показаниям манометра и термометра, расположенных в верхней части резервуара.  [32]

Объемный расход газа после сжатия его в эжекторе не превышает разности между подачей насоса и объемом перекачиваемой жидкости.  [33]

Объемный расход реагентов может иметь значения 3, 4, 5, 6, 7 л / ч; отношение объемного расхода щелочи и этилацетата 1: 2; 1: 3; 1: 4; 1: 5, температура 20, 25, 30, 35, 40 С.  [34]

Объемный расход агента при входе на лопатки Vi mvl - r - ма / сек.  [35]

Объемный расход Q измеряется с помощью индикатора часового типа по скорости опускания поршня при выдавливании расплава из капилляра.  [36]

Усек-секундный объемный расход через сопло, м3 / сек; w - скорость жидкости в сопле, м / сек.  [37]

Объемный расход газа, приведенный к нормальным условиям, составляет С.  [38]

Объемный расход газа через компрессорную станцию составлял 944.5 м3 / мин.  [39]

Объемный расход газа, приведенный к условиям потока, равен q 0 09 м / с.  [40]

Объемный расход газа на перемешивание V определяется необходимостью приемлемого качества перемешивания, т.е. ( как указано в разд.  [41]

Объемный расход газа при рабочих условиях остается неизменным и при дальнейшем понижении давления Р2 и повышении Рг Однако при этом изменяется массовый расход газа, а также объемный расход, приведенный к нормальным физическим условиям.  [42]

Рассчитанный объемный расход каждого компонента ( аммиака, метана, воздуха) устанавливается задатчиками регуляторов расхода 5 10 ( рис. III-1) и далее поддерживается автоматически.  [43]

Фактический объемный расход при вязко-пластичном движении структурной гидросмеси получается больше рассчитанного по формуле ( IV. Это объясняется пристенным эффектом: у стенки образуется слой чистой ( ньютоновской) жидкости с вязкостью [ х, более текучий, чем вязко-пластичная жидкость во всем ее объеме. Пристенный слой снижает гидравлическое сопротивление движению гидросмеси.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Что такое объемный расход: единицы измерения формула, типы

Объемный расход — это количество жидкости, газа или пара, проходящих заданную точку за определенные отрезок времени, измеряется в единицах объёма таких, как м3/мин.

Счетчик объемного расхода водыРекомендуем изучить каталог приборов для измерения расхода.

Значение давления и скорости в потоке

Давление, которое обычно определяется, как сила на единицу площади, является важной характеристикой потока.

Давление, оказываемое жидкостью, газом или паром в трубопроводе

На рисунке выше показаны два направления, в которых поток жидкости, газа или пара, двигаясь, оказывает давление в трубопроводе в направлении самого потока и на стенки трубопровода. Именно давление во втором направлении чаще всего используют в расходомерных устройствах, в которых на основе показания перепада давления в трубопроводе, определяется расход.

Скорость, с которой течет жидкость, газ или пар в значительной степени влияет на величину давления, оказываемого жидкостью, газом или паром на стенки трубопровода; в результате изменения скорости изменится давление на стенки трубопровода. На рисунке ниже графически изображена взаимосвязь между скоростью потока жидкости, газа или пара и давлением, которое оказывает поток жидкости на стенки трубопровода.

Взаимосвязь между скоростью и давлением

Как видно из рисунка, диаметр трубы в точке «А» больше, чем диаметр трубы в точке «B». Так как количество жидкости, входящей в трубопровод в точке «А», должно равняться количеству жидкости, выходящей из трубопровода в точке «В», скорость, с которой течёт жидкость, проходя более узкую часть трубы, должна увеличиваться. При увеличении скорости жидкости, будет уменьшаться давление, оказываемое жидкостью на стенки трубы.

Для того, чтобы показать, как увеличение скорости расхода текучей среды может приводить к уменьшению величины давления, оказываемого потоком текучей среды на стенки трубопровода, можно воспользоваться математической формулой. В этой формуле учтены только скорость и давление. Другие показатели, такие как: трение или вязкость не учтены. Если не принимать во внимание эти показатели, то упрощенная формула записывается так: PA + K (VA)2 = PB + K (VB)2

Давление, оказываемое текучей средой на стенки трубы, обозначено буквой P. РA — это давление на стенки трубопровода в точке «А» и PB — это давление в точке «B». Скорость текучей среды обозначена буквой V. VA — это скорость текучей среды по трубопроводу в точке «А» и VB — это скорость в точке «B». K — это математическая константа.

Как уже было сформулировано выше, для того, чтобы количество газа, жидкости или пара прошедшее трубопровод в точке «B», равнялось количеству газа, жидкости или пара, вошедшему в трубопровод в точке «А», скорость жидкости, газа или пара в точке «B» должна увеличиваться. Поэтому, если PA + K (VA)2 должно равняться PB + K (VB)2, то при увеличении скорости VB давление РB должно уменьшиться. Таким образом увеличение скорости приводит к уменьшению параметра давления.

Типы потока газа, жидкости и пара

Скорость среды также влияет на тип потока, образующегося в трубе. Для описания потока жидкости, газа или пара используются два основных термина: ламинарный и турбулентный.

Различия ламинарного и турбулентного потока

Ламинарный поток

Ламинарный поток — это поток газа, жидкости или пара без завихрений, который образуется при относительно небольших общих скоростях текучей среды. При ламинарном потоке жидкость, газ или пар движется ровными слоями. Скорость слоев, движущихся в центре потока выше, чем скорость внешних (текущих у стенок трубопровода) слоёв потока. Уменьшение скорости движения внешних слоев потока происходит из-за наличия трения между текущими внешними слоями потока и стенками трубопровода.

Турбулентный поток

Турбулентный поток — это поток газа, жидкости или пара с завихрениями, который образуется при более высоких скоростях. При турбулентном потоке слои потока движутся с завихрениями, а не стремятся к прямолинейному направлению в своем течении. Турбулентность может неблагоприятно влиять на точность измерений расхода посредством возникновения разных величин давления на стенки трубопровода в любой заданной точке.

kipiavp.ru

Неопределенность - объемный расход - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Неопределенность - объемный расход

Cтраница 1

Неопределенность объемного расхода при использовании системы корректировки значительно меньше.  [1]

В процессе измерения неопределенность объемного расхода проявляется как погрешность его измерения. Например, изменения температуры и давления потока в течение года могут вызывать неопределенность объемного расхода газонасыщенной жидкости, равную 20 % и более. В связи с этим повышение точности может быть достигнуто лишь снижением неопределенности расхода или корректировкой результата измерения с учетом диапазона и характера изменения параметров, обусловивших появление неопределенности.  [2]

AFcr, поэтому неопределенности, обусловленные наличием свободного газа, можно вычислить, используя формулы для б i8 - б го - Таким образом, неопределенность объемного расхода содержит восемнадцать составляющих.  [3]

AFcr, поэтому неопределенности, обусловленные наличием свободного газа, можно вычислить, используя формулы для б 18 - б го - Таким образом, неопределенность объемного расхода содержит восемнадцать составляющих.  [4]

Таким образом, неопределенность плотности жидкости, обусловленная неопределенностью ее массы, равна неопределенности расхода в единицах массы при прямом методе измерения расхода. Неопределенность же плотности, обусловленная неопределенностью объема, равна неопределенности объемного расхода.  [5]

В процессе измерения неопределенность объемного расхода проявляется как погрешность его измерения. Например, изменения температуры и давления потока в течение года могут вызывать неопределенность объемного расхода газонасыщенной жидкости, равную 20 % и более. В связи с этим повышение точности может быть достигнуто лишь снижением неопределенности расхода или корректировкой результата измерения с учетом диапазона и характера изменения параметров, обусловивших появление неопределенности.  [6]

Суммарные неопределенности массового и объемного расходов жидкой и газовой фаз потока могут быть получены суммированием частных неопределенностей, обусловленных отдельными параметрами. Вид суммирования определяется степенью корреляции суммируемых величин. Независимые параметры суммируются геометрически, а коррелированные - алгебраически. Из формулы (II.1) и формул частных неопределенностей объемного расхода ( см. табл. 1) видно, что систематическая погрешность и частные неопределенности обусловлены изменениями содержания воды в нефти, ее температуры, давления, а также количества свободного газа, уносимого нефтью. Из физической природы явлений следует, что колебание температуры потока и содержание воды в нефти величины независимые, однако изменение температуры потока влияет как на величину давления, так и на количество содержащегося в нефти газа. Количество газа, содержащееся в нефти, зависит от давления, структуры газожидкостного потока, его скорости, температуры и вязкости жидкости. На последний из перечисленных параметров в свою очередь оказывают влияние содержание воды в нефти, температура и давление. Степень взаимного влияния различных параметров определяется конкретными условиями месторождения и должна определяться в результате обработки экспериментальных данных.  [7]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Объемный расход - жидкость - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Объемный расход - жидкость

Cтраница 1

Объемный расход жидкости, последовательно проходящей через ступени насоса, - величина переменная, так как давление и температура вдоль насоса увеличиваются.  [1]

Объемный расход жидкости ( газа) в одних условиях, эквивадентный объемному расходу жидкости ( газа) в других условиях.  [2]

Объемный расход жидкости, газа; подача ( объемная) насоса, компрессора ( устар.  [3]

Объемный расход жидкости ( газа) в одних условиях, эквивалентный объемному расходу жидкости ( газа) в других условиях.  [4]

Объемный расход жидкости ( бурового раствора) Q является одним из параметров режима бурения. Чаще всего возможный диапазон изменения Q определяется исходя из технологии ( гидравлической программы) бурения скважины и задается конструктору ВЗД вместе с другими исходными данными.  [5]

Объемный расход жидкости, последовательно проходящей через ступени насоса, - величина переменная, так как давление и температура вдоль насоса увеличиваются.  [6]

Объемным расходом жидкости или газа ( или для краткости просто расходом) называется объемное количество среды, проходящее в единицу времени через поперечное сечение данного канала. По отношению ко всей электрической машине это такое количество, которое проходит в единицу времени через поперечное сечение всех параллельных путей вентиляционного тракта либо через поперечное сечение подводящих ( отводящих) патрубков.  [8]

Объемным расходом жидкости или газа ( или для краткости просто расходом) называется объем среды, проходящий в единицу времени через поперечное сечение канала. По отношению ко всей электрической машине это такое количество, которое проходит в единицу времени через поперечное сечение всех параллельных путей вентиляционного тракта либо через поперечное сечение подводящих ( отводящих) патрубков.  [9]

Объемным расходом жидкости Q называется объем жидкости, протекающий через заданное сечение ( трубы, каиала) за единицу времени.  [10]

Тогда объемный расход жидкости, приходящийся на единицу площади свободного сечения аппарата, равен произведению ve, a объемный расход твердой фазы определяется произведением исг ( 1 - е), где шст - скорость стесненного осаждения относительно стенок аппарата.  [11]

Тогда объемный расход жидкости, приходящийся на единицу площади свободного - сечения аппарата, равен произведению ие, а объемный расход твердой фазы определяется произведением аст ( 1 - е), где WCT - скорость стесненного осаждения относительно стенок аппарата.  [12]

Определим секундный объемный расход жидкости Q сквозь сечение эллиптической трубы.  [13]

Определим секундный объемный расход жидкости Q через поперечное сечение трубы.  [14]

Определим секундный объемный расход жидкости Q сквозь сечение эллиптической трубы.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru