Способ определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах



Способ определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах

 


Владельцы патента RU 2541671:

Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") (RU)

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к технологиям промыслово-геофизических исследований добывающих эксплуатационных скважин. Технический результат направлен на повышение точности определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах. Способ заключается в одновременном измерении температуры и давления на нескольких глубинах. При этом измерения производят непосредственно после запуска скважины до наступления стабилизации температуры в стволе скважины, в течение периода времени t, определяемого по формуле: t < V Q = π R 2 L Q , сут, где V - объем горизонтального участка ствола в пределах продуктивной толщи, м3; L - протяженность горизонтального участка ствола в пределах продуктивной толщи, м; R - радиус ствола, м; Q - дебит скважины, м3/сут. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к технологиям промыслово-геофизических исследований (ПГИ) добывающих эксплуатационных скважин.

В состав традиционного комплекса ПГИ добывающих скважин входят расходометрия (термокондуктивная и механическая), термометрия, барометрия и методы измерения состава (диэлькометрическая влагометрия, плотностеметрия, резистивиметрия).

Существуют способы определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах, заключающиеся в доставке на забой комплексного прибора с перечисленными выше геофизическими измерительными модулями и производством серии замеров (например, способы, регламентированные «Технической инструкцией по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах». РД153-39.0-072-01, разд. 12. Технологии исследований скважин, находящихся в эксплуатации).

Недостатком таких способов является низкая точность измерений при многофазном притоке, т.е. в условиях, когда заполняющие ствол фазы имеют разные скорости и неравномерно распределены по стволу. В этом случае показания измерительных модулей отражают в первую очередь не профиль притока, а характер распределения фаз по длине и сечению ствола. Точность таких способов наиболее низка в горизонтальном стволе из-за гравитационного распределения фаз по течению.

Также существуют многочисленные способы определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах, основанные на использовании многодатчиковых (с распределением датчиков по сечению ствола) геофизических измерительных модулей, например:

1. Савич А.Д. Геофизические исследования горизонтальных скважин. Состояние и проблемы, НТВ «Каротажник», г. Тверь, изд. АИС, 2010 г., вып.2, с.16-37;

2. Савич А.Д., Шумилов А.В. Промыслово-геофизические исследования горизонтальных скважин после бурения. Геофизика, вып.5, 2009 г., с.65-72;

3. Аксельрод С.М. Исследование профиля притока в горизонтальных скважинах, НТВ «Каротажник», г. Тверь, изд. АИС, 2005 г., вып.5/6, с.301-335).

Недостатком данных способов является низкая точность измерений при низком дебите притока. Другим недостатком является сложная технология и высокие трудозатраты при проведении работ на скважине, что не позволяет обеспечить необходимый охват скважин исследованиями.

Наиболее близким к предлагаемому способу, выбранный в качестве прототипа, является «Способ определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах» (заявка на изобретение №2005127125/03 от 29.08.2005, опубл. 10.03.2007), при котором производят одновременную регистрацию изменения температуры и давления на нескольких глубинах (реализуемом, например, путем одновременного опускания в скважину нескольких автономных приборов или оборудования скважины распределенным оптоволоконным датчиком).

Недостатком данного способа является низкая разрешающая способность в случае большой протяженности интервалов притока по длине горизонтального ствола. Это происходит потому, что в горизонтальном стволе совместно работающие пласты чаще всего имеют большие толщины или не всегда разделены непроницаемыми перемычками. Данный недостаток связан с тем, что распределение температуры в стволе формируется в результате одновременного воздействия нескольких процессов, которые можно разделить на две группы.

К первой группе относится изменение по толщине температуры притекающего из пласта флюида и смешивание в скважине с потоком флюида, поступившего ранее. Эти процессы максимально отражают распределение по стволу работающих интервалов пласта и изменение по стволу удельного дебита притока.

Ко второй группе относится теплообмен движущегося в стволе флюида с вмещающими горными породами. Этот процесс нивелирует температурные эффекты, связанные с распределением по стволу работающих интервалов пласта, то есть является помехой при исследовании скважин.

Задачей изобретения является повышение точности определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах.

Для решения поставленной задачи в известном способе определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах, заключающемся в одновременном измерении температуры и давления на нескольких глубинах (реализуемом, например, путем одновременного опускания в скважину нескольких автономных приборов или оборудования скважины распределенным оптоволоконным датчиком), измерения проводят непосредственно после запуска скважины в период зависимости температуры в скважине от времени, связанной с тем, что пластовый флюид еще не заполнил объем ствола в пределах продуктивной толщи, в течение периода t, и определяемым по формуле:

t < V Q = π R 2 L Q , сут,

где

V - объем горизонтального участка ствола в пределах продуктивной толщи, м3;

L - протяженность горизонтального участка ствола в пределах продуктивной толщи, м;

R - радиус ствола, м;

Q - дебит скважины, м3/сут.

Предлагаемый способ определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах поясняется чертежом, где представлены термограммы при различных состояниях скважины.

На данном чертеже цифрами обозначены:

1 - термограмма в простаивающей скважине;

2, 3, 4, 5, 6 и 7 - термограммы сразу после запуска простаивающей скважины на отбор (соответственно через 20, 50, 10, 300, 780 и 1200 секунд после запуска скважины);

8,9 - профили изменения по длине ствола скважины удельного дебита и температуры.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

В скважине одновременно измеряют температуру и давление на нескольких глубинах в пределах продуктивной толщи; по формуле определяют время, необходимое для того, чтобы выходящий из пласта флюид заполнил объем ствола в пределах продуктивной толщи; по термограммам, зарегистрированным в период, ограниченный данным временем, выделяют работающие интервалы пласта.

В рассматриваемом примере практической реализации способа горизонтальный ствол радиусом R=0.1 м вскрывает совместно шесть слоев, находящихся на различных расстояниях от забоя скважины: I (0 - 3.68 м), II (3.68 - 6.02 м), III (6.02 - 18.51 м), IV (18.51 - 55.52 м), V (55.52 - 110.77 м) и VI (110.77 - 188.58 м).

Пласты отличаются температурой выходящего из пласта флюида: соответственно 72, 74, 73, 75, 73 и 74°C и удельным дебитом: соответственно 0.1, 0.3, 0.3, 0.5, 0.1 и 0.6 м3/сут.

Работающая длина ствола составляет L=188.58 м, суммарный дебит всех пластов (дебит скважины) составляет Q=652 м3/сут.

При осуществлении предлагаемого способа в горизонтальном стволе одновременно измеряют температуру и давление на нескольких глубинах в пределах продуктивной толщи (в рассматриваемом примере 0 - 180м).

Затем по формуле определяют время, необходимое для того, чтобы выходящий из пласта флюид заполнил объем ствола в пределах продуктивной толщи (для данного примера 780 секунд).

По термограммам, зарегистрированным в период, ограниченный данным временем (термограммы 1-5 на чертеже), определяют работающие интервалы пласта. Критерием выделения является повышение температуры в интервале пластов по сравнению с фоновой.

Как следует из приведенных термограмм, этот период времени характеризуется существенной зависимостью температуры в скважине от времени, связанной с тем, что пластовый флюид еще не заполнил объем ствола в пределах продуктивной толщи.

Именно с этим фактором связано повышение точности выделения работающих интервалов, что связано со следующими теоретическими предпосылками.

С началом притока из пласта (после запуска скважины) температура в стволе скважины изменяется. Это изменение происходит в основном вследствие воздействия дроссельного и адиабатического процессов, а также эффекта калориметрического смешивания в стволе.

Если время после пуска ограничено значением t, рассчитанным по формуле, притекающий в скважину флюид не успевает заполнить ствол скважины, поэтому изменение температуры, по глубине ствола, обусловленное названным эффектом, отражает местоположение интервалов притока интервалов притока (кривые 1-5 на чертеже).

Если время притока превышает значение, рассчитанное по формуле, преобладающее влияние на температуру в стволе начинает оказывать теплообмен движущегося по стволу флюида с вмещающими породами, а также смешивание потоков флюида, поступающего из разных интервалов ствола.

Поскольку в горизонтальной скважине интервалы притока расположены близко друг от друга, нивелирующее влияние перечисленных эффектов настолько велико, что на термограмме отражается работа лишь наиболее интенсивно работающих пластов с контрастной температурой, что иллюстрируют кривые 6 и 7 на чертеже.

Таким образом, основным преимуществом предлагаемого способа является измерение температуры в горизонтальном стволе при целенаправленно выбираемых условиях, когда влияние основной помехи, снижающей точность выделения работающих интервалов (теплообмен движущегося в стволе флюида с вмещающими горными породами), минимально.

Способ определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах, заключающийся в одновременном измерении температуры и давления на нескольких глубинах, отличающийся тем, что измерения производят непосредственно после запуска скважины до наступления стабилизации температуры в стволе скважины, в течение периода времени t, определяемого по формуле:
t < V Q = π R 2 L Q , сут,
где
V - объем горизонтального участка ствола в пределах продуктивной толщи, м3;
L - протяженность горизонтального участка ствола в пределах продуктивной толщи, м;
R - радиус ствола, м;
Q - дебит скважины, м3/сут.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газодобывающей промышленности. Техническим результатом является упрощение контроля герметичности, что приводит к повышению надежности и безопасности эксплуатации ПХГ, созданных в водоносных пластах.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и предназначено для определения скоростей течения пластовых флюидов в нефтяных скважинах. Техническим результатом является выделение интервалов глубин (пластов), где происходит движение флюидов, и оценка скорости их фильтрации в месте расположения наблюдательной скважины.

Изобретение относится к устройствам для определения расхода и направления потока жидкости. Задачей заявляемого изобретения является создание датчика скважинного расходомера, надежно работающего в загрязненных скважинных жидкостях при различных неограниченных глубинах его погружения в скважину и гидродинамических ее исследованиях.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при определении герметичности обсадной колонны в нагнетательной скважине в интервале, перекрытом НКТ.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использована для оперативного учета дебитов продукции газоконденсатных и нефтяных скважин в режиме реального времени.

Изобретение относится к нефтяной отрасли, может быть использовано для проверки мультифазных расходомеров в условиях эксплуатации нефтяных скважин. Технический результат направлен на повышение точности определения калибровочных коэффициентов мультифазного расходомера и обеспечение возможности оперативного контроля и корректировки его показаний в условиях эксплуатации нефтяных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к конструкциям скважин с горизонтальным стволом. Конструкция скважины включает эксплуатационную колонну с герметичными разобщителями интервалов пласта горизонтального ствола и перфорационными отверстиями между разобщителями.

Группа изобретений относится к моделированию конструкции и эксплуатационных характеристик скважин, а также к мониторингу скважин. Способ оценки доли притока флюида из каждой продуктивной зоны многозонной эксплуатационной скважины включает определение давления на устье скважины.

Изобретение относится к области измерения и контроля дебита нефтяных скважин и может быть использовано в информационно-измерительных системах добычи, транспорта, подготовки нефти, газа и воды.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов, поступающих в скважину из продуктивных пластов многопластовых коллекторов.

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат направлен на повышение качества и эффективности измерения дебита продукции нефтяных скважин. Способ, в котором из продукции нефтяных скважин в виде нефтеводогазовой смеси выделяют чистую воду системой сифонов за счет создания гидравлического затвора для прохождения нефти и эмульсии. Накапливают прошедшие через гидравлический затвор нефти и эмульсии, переключением и созданием гидравлического затвора для прохождения чистой воды, для последующей идентификации плотномером и измерения объемным расходомером. При накоплении до соответствующего уровня жидкости создают гидравлический затвор для прохождения газа. Под действием возрастающего давления газа, с открытием комбинированного регулятора расхода производят выдавливание жидкости из отстойников. С падением уровня жидкости в отстойниках гидравлический затвор ликвидируют, и начинается проход газа через комбинированный расходомер, комбинированный регулятор расхода. Замеряют давление и температуру во время сброса его в общий коллектор. Замеряют объемный расход компонентов нефти, эмульсии, воды и газа. Поддерживают давление среды в заданном интервале его значений. Рассчитывают параметры процесса измерения и дебита нефтяных скважин и при этом обеспечивают подбором сечения в трубопроводах гидрозатворов соотношения скоростей потока жидкостей или газа со скоростью всплытия пузырьков нефти и эмульсии в воде или газа в жидкости. Устройство, в котором газовая линия содержит газовый расходомер и газовый регулятор расхода. Газосепаратор в нижней части связан с общим коллектором комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода и плотномером через буферную емкость, которая соединена с разделительной емкостью газовым трубопроводом и жидкостным трубопроводом. Разделительная емкость и буферная емкость, соединенные газовым трубопроводом, образуют прямой и оппозитный сифон, а соединенные жидкостным трубопроводом - оппозитный сифон. Буферная емкость связана с общим коллектором измерительной линией. Разделительная емкость связана с основной газовой линией газовым трубопроводом, а с газосепаратором через вертикальный отстойник, вертикальный трубопровод и трубопроводы, образующие два прямых сифона и два оппозитных сифона. Между зоной вертикального отстойника и вертикального трубопровода в газосепараторе установлены перегородки. Микропроцессор соединен с газовым расходомером, газовым регулятором расхода, комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода и плотномером. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при контроле за разработкой месторождений углеводородов. Техническим результатом является упрощение технической реализации способа за счет исключения необходимости проведения в геофизических исследованиях каротажных измерений. Способ заключается в измерениях амплитудных значений геофизического параметра вдоль оси обсаженной колонны скважины и глубины Н, на которой выявляются максимальные амплитудные значения измеряемого параметра, по которым определяют глубину залегания газонасыщенного пласта. В скважине под действием перепада между пластовым и устьевым давлениям организуют поток газа известной скорости V и измеряют временное распределение амплитудных значений влажности газа в этом потоке, а глубину залегания газонасыщенного пласта в скважине определяют по формуле H=V·t, где t - время появления максимума на временном распределении амплитудных значений влажности. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к добыче скважинного флюида, в частности к способу измерения мультифазного потока флюида с использованием расходомера. Техническим результатом является повышение точности измерения мультифазного потока флюида. Способ включает определение многофазного потока в расходомере путем измерения давления флюида в расходомере и использования измеренного давления для расчета плотности потока. Общий расход через расходомер определяется на основе рассчитанной плотности и PVT анализа флюида. Скорректированный общий массовый расход подсчитывается с использованием методики коррекции на скольжение жидкость/газ. Значения расхода также корректируются с учетом коэффициента расхода при истечении, изменяющегося с изменениями числа Рейнольдса для флюида. Газовая и нефтяная фракции могут быть определены по скорректированному общему массовому расходу и величине газовой фракции. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для автоматического определения объемов закачиваемых в скважину по напорной магистрали буровых и тампонажных жидкостей. Способ определения объема расходуемой жидкости при перекачивании из тампонажной емкости в нагнетательную линию насоса включает измерение числа оборотов приводного вала насоса. При этом с начала момента перекачивания жидкости в нагнетательную линию дополнительно в тампонажной емкости измеряют падение ее уровня в диапазоне, достаточном для вычисления коэффициента преобразования числа оборотов приводного вала насоса в объем расходуемой жидкости. Текущее значение объема расходуемой жидкости определяют в зависимости от площади поверхности жидкости в емкости, падения уровня жидкости в емкости, коэффициента преобразования числа оборотов приводного вала насоса в объем расходуемой жидкости, числа оборотов приводного вала насоса, измеренного от момента прекращения измерения падения уровня жидкости. Технический результат заключается в повышении точности, упрощении и автоматизации процесса определения объемов закачиваемых в скважину буровых и тампонажных жидкостей. 1 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти и к измерительной технике и может быть использовано для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин. Технический результат заключается в упрощении конструкции, возможности измерения чрезвычайно малых дебитов не только жидкости, но и газа. Устройство содержит входной трубопровод, сепаратор с поплавком, газовый трубопровод, на котором установлены счетчик газа и двухпозиционный пневмоуправляемый клапан, оборудованный фиксаторами положения и мембранной камерой. Жидкостной трубопровод, оборудованный счетчиком жидкости и таким же клапаном. Надмембранные (минусовые) полости камер обоих клапанов пневматически связаны с газовым стояком. К верхней полости сепаратора пневматически подключают входной канал переключающего устройства, имеющего три выходных канала. Один выходной канал этого устройства пневматически подключают к подмембранной полости камеры клапана на газовом трубопроводе. Второй выходной канал пневматически подключают к подмембранной полости камеры клапана на жидкостном трубопроводе. Третий выходной канал пневматически подключают к газовому стояку на выходном трубопроводе. 1 ил.

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат: повышение точности и качества замера дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке за счет эффективности суммарного и поочередного измерения дебита каждой скважины, а также обеспечение достаточного времени для достоверного замера дебита каждой скважины. Измерение дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке, производят посредством переключателя скважин одновременно у всех подключенных скважин без одной поочередно и последовательно, далее определяют результаты вычисления дебита каждой скважины по формулам: , Qi - дебит «i» скважины, подключенной к групповой замерной установке; Q∑ - суммарный дебит всех скважин, подключенных к групповой замерной установке; Q∑-i - показания расходомера суммарного дебита без одной (i) скважины; ∑ 1 n Q ∑ − i - измеренный поочередно без одной «i» скважины суммарный дебит скважин; n - количество скважин, подключенных к групповой замерной установке.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к переносным поверочным установкам для оперативного измерения массы жидкости, объема свободного газа, температуры, содержания воды в нефти, а также для контроля состава продукции скважины. Переносной узел учета добываемой скважинной жидкости включает вертикально установленный цилиндрический корпус, выполненный ступенчатым и составным - верхний и нижний, скрепленные фланцевым соединением. В верхней части корпуса установлен сепарирующий элемент гидроциклон, снабженный каплеотбойником. Клапан-регулятор газа установлен над каплеотбойником и сообщен с выпускным патрубком газа. Впускной патрубок газа сообщен с газовой линией с подключенными измерительными приборами - датчиком давления, манометром и массомером. Впускной жидкостный патрубок сообщен тангенциально с гидроциклоном. Выпускная жидкостная линия снабжена массомером, влагомером и пробоотборниками, один из которых с ручным управлением. Датчик температуры, блок сбора и хранения информации электрически связаны с измерительными приборами. Днище нижнего корпуса снабжено патрубком с запорной арматурой. Клапан-регулятор газа работает на закрытие толкателем штока поплавка, установленного в гильзе, с конически выполненной крышкой, вмонтированной концентрически и с зазором внутри нижнего корпуса. В стенках гильзы на уровне основания крышки выполнены боковые окна, сообщающие полость гидроциклона с полостью нижнего корпуса. Каждая из выпускных линий газа и жидкости в зоне сообщения с общим коллектором снабжены обратными клапанами. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.

Группа изобретений относится к вариантам блока регулирования и учета добычи флюида из многопластовой скважины. Блок по первому варианту содержит корпус, ограниченный снизу стыковочным узлом с каналами потоков пластовых флюидов и сверху стыковочным узлом с установленными на нем регулируемыми клапанами в количестве, равном числу эксплуатируемых пластов скважины. В корпусе размещены сопряженные между собой стаканы, которые полым торцом герметично сопряжены с верхним стыковочным узлом, и цилиндры, последние противоположным концом установлены в соответствующих каналах нижнего стыковочного узла, образующие межтрубное пространство и обособленные продольные каналы для потоков флюида из соответствующих пластов в устье скважины. В стаканах выполнено перепускное седло с радиальными каналами в стенке стакана по обе стороны седла. Радиальные каналы ниже перепускного седла выполнены со стороны торца стакана. Выше перепускного седла установлена запорная игла, выполненная в виде золотника, на последнем расположен сальник, посредством которого запорная игла герметично перемещается в стакане от электропривода, размещенного в герметичной полости стакана и закрепленного в стыковочном узле, сообщающего запорной игле возвратно-поступательные движения относительно перепускного седла. Электроприводы запорных игл снабжены устройствами измерения линейных перемещений запорной иглы с датчиками Холла. В продольных каналах цилиндров расположены контрольно-измерительные приборы, функционально связанные кабелем с блоком телеметрии и/или пунктом управления и электропитания скважины, размещенным в стенке стакана, с возможностью передачи управляющих команд регулировочным клапанам и информации о технологических параметрах флюида в пластах скважины через кабельный разъем. Во втором варианте блока в стакане ниже перепускного седла выполнен канал, аксиальный перепускному седлу, сообщающему продольный канал с межтрубным пространством, а контрольно-измерительные приборы установлены в стенке каждого цилиндра и связаны кабелем в межтрубном пространстве. Технический результат заключается в повышении надежности одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для измерения дебита продукции нефтяных и газовых скважин. Технический результат заключается в повышении точности измерения фазового расхода в режиме реального времени за счет обеспечения однородности измеряемого потока газожидкостной смеси. Установка для измерения дебита нефтяных и газовых скважин содержит по меньшей мере одну систему для измерения расходов нефти, воды и газа, гидравлически связанную посредством трубопроводов с входной линией установки, соединенной с нефтяными скважинами, и с выходом в коллектор, выполненную в виде отрезка трубопровода с восходящим и нисходящим сегментами. На нисходящем сегменте установлены многофазный кориолисовый расходомер и по меньшей мере один параметрический датчик. Перед нисходящим сегментом на трубопроводе установлено устройство для гомогенизации потока. Трубопровод, соединяющий систему для измерения расходов нефти, воды и газа с входной линией установки, на входе в данную систему, также может быть выполнен с последовательно расположенными по меньшей мере одним восходящим и одним нисходящим сегментами. Причем вход в систему связан с выходом из нисходящего сегмента трубопровода. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к технике для исследования движения жидкостных потоков и газожидкостных потоков, например процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных и отдельных устройствах. Технический результат изобретения заключается в расширении функциональных возможностей способа, позволяющего определять водосодержание вертикальной испытуемой колонны в режиме реального времени. Способ включает измерение давления, температуры, расхода вещества на установившихся режимах работы. В контур установки нагнетают газ до рабочего давления, запускают центробежный газовый нагнетатель и путем регулирования частоты вращения ротора устанавливают требуемую величину расхода газа. С помощью жидкостного насоса в испытуемую колонну подают воду, обеспечивая в ней установившийся режим за счет монотонного во времени роста потерь давления до ее заполнения газожидкостным потоком и постоянного уровня потерь давления в ее нижнем участке. По результатам проведенных измерений на установившемся режиме определяют объем жидкости Vж в исследуемом газожидкостном потоке, как:Vж=qж·(t2-t1), где: t1 - время начала поступления в испытуемую колонну воды; t2 - время начала установившегося режима в испытуемой колонне; qж - объемный расход жидкости при рабочих условиях; и скорость жидкости, приведенную к сечению трубы колонны:, где D - внутренний диаметр вертикальной испытуемой колонны; а также объемное водосодержание φ в исследуемом газожидкостном потоке. При этом среднюю истинную скорость жидкости w определяют исходя из того, что занимаемая в сечении трубы колонны площадь жидкой фазы пропорциональна объемному водосодержанию φ. 4 ил.
Наверх