Разное

Дебит скважины формула дюпюи: Как определить дебит скважины по формуле Дюпюи?

admin

Содержание

Приток к совершенной скважине. Формула Дюпюи. Коэффициент продуктивности. Индикаторные диаграммы, их построение и применение — Студопедия

Поделись с друзьями: 

Совершенная скважина вскрывает пласт на всю его мощность и при этом вся поверхность скважины является фильтрующей.

Установившийся одномерный поток жидкости или газа реализуется в том случае, когда давление и скорость фильтрации не изменяются во времени, а являются функциями только одной координаты, взятой вдоль линии тока.

Плоскопараллельное течение имеет место в прямоугольном горизонтальном пласте длиной L с постоянной мощностью h. Жидкость движется фронтом от прямолинейного контура питания с давлением ркк галерее скважин (скважины расположены на одной прямой праллельной контуру питания в виде цепочки на одинаковом расстоянии друг от друга) шириной (длиной галереи) В с одинаковым давлением на забоях скважин рг (рис. 4). При такой постановке задачи площадь фильтрации будет постоянной и равна S = Bh, а векторы скорости фильтрации параллельны между собой.

Плоскорадиальный поток возможен только к гидродинамически совершенной скважине радиусом rс, которая вскрыла пласт мощностью h с круговым контуром питания радиусом Rк, а давления на скважине и контуре питания равны рс и рк соответственно.

Формулу называют формулой Дюпюи. По ней определяется объемный дебит одиночной скважины в пластовых условиях.При подъеме нефти в скважине происходит ее разгазирование и, вследствие этого, уменьшение объёма. Это уменьшение учитывается введением объёмного коэффициента нефти. Кроме того, на практике чаще всего используется массовый дебит (т/сут.) С учётом этого коэффициента формула записывается

где k-коэффициент проницаемости, дарси; h — мощность пласта, см; Рк и Рс — давление на контуре питания и в скважине, ат; Rк и Rс — радиусы контура питания и скважины, см; μ — вязкость жидкости, сантипуазы; Qr — дебит скважины, см3/сек. Ф. Д. широко применяется в нефтепромысловом деле.

продуктивность — это коэффициент, характеризующий возможности пласта по флюидоотдаче.

По определению коэффициент продуктивности — это отношение дебита скважины к депрессии: где — коэффициент продуктивности [м³/(сут*МПа)], — дебит скважины [м³/сут], — депрессия [МПа], — пластовое давление (на контуре питания) замеряется в остановленной скважине [МПа], — забойное давление (на стенке скважины) замеряется в работающей скважине [МПа].

Продуктивность по нефти

Коэффициент продуктивности определяется по результатам гидродинамических исследований и эксплуатации скважин.

Используя замеры на квазистационарных режимах (установившихся отборах), получают индикаторные диаграммы (ИД), представляющие собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления. По наклону индикаторной линии определяют фактическую продуктивность нефтяной скважины.

Продуктивность по газу

Зависимость дебита газовых скважин от депрессии существенно нелинейна вследствие значительной сжимаемости газа. Поэтому при газодинамических исследованиях вместо коэффициента продуктивности определяют фильтрационные коэффициенты и по квадратичному уравнению:

При малых депрессиях приблизительно коэффициент продуктивности по газу связан с фильтрационным коэффициентом соотношением:

Индикаторная диаграмма — для различных поршневых механизмов графическая зависимость давления в цилиндре от хода поршня (или в зависимости от объёма, занимаемого газом или жидкостью в цилиндре). Индикаторные диаграммы строятся при исследовании работы поршневых насосов, двигателей внутреннего сгорания, паровых машин и других механизмов.

Понравилась статья? Добавь ее в закладку (CTRL+D) и не забудь поделиться с друзьями:  



что это такое, как его рассчитать и можно ли увеличить

Источник имеет ряд важных технических характеристик. Одна из них – дебит скважины. Определить его необходимо задолго до того, как начинаются работы по изготовлению источника.

Содержание

  • Что это такое?
  • Необходимые характеристики
    • Статический и динамический уровни
    • Удельный дебит
    • Реальный
  • Как определить?
  • Расчет дебита артезианки
  • Как посчитать по формуле Дюпюи?
  • Почему снижается?
  • Как восстановить дебит своими руками?
  • Как увеличить дебит?
  • Полезное видео

Что это такое?

Это величина производительности источника. Она указывает на реальный объем жидкости, который фактически готова выдать шахта. Измеряется такими показателями:

  • м3/ч;
  • л/с;
  • м3/сут.

Глубинной помпой вода закачивается из обсадной трубы. В нее жидкость поступает из водоносного слоя. Понятное дело, что ее запас имеет предел. Поэтому дебет указывает на тот объем, который источник готов выдать за определенную единицу времени.

Необходимые характеристики

Чтобы знать, как правильно рассчитать дебит скважины, необходимо понять особенности уровня воды, он бывает:

  • динамическим;
  • статическим.

Статический и динамический уровни

Определить статический возможно в момент, когда из скважины процесс откачки не осуществляется. Необходимо оставить шахту в покое на несколько часов. Благодаря этому точка воды будет находиться на максимально высокой отметке. Измерения осуществляются до поверхности грунта и от зеркала воды в метрах.

Динамическая величина нестабильная. Отталкиваясь от условия использования источника, показатель будет постоянно изменяться. При откачке объем уменьшается. Если мощность помпы рассчитана так, что скорость откачки воды не превышает возобновление из водоносного слоя, то она восстановится. Динамическим водяным уровнем будет отметка глубины зеркала, на которой она удерживается при водозаборе с определенной скоростью.

Важно! Вычислить точный динамический показатель нереально, ведь он во многом будет зависеть от производительности и мощности используемого скважинного насоса.

Эта единица измерения нужна, чтобы четко понимать, на какую глубину допускается погружать помпу.

Процесс измерения осуществляется в два захода. Применяется интенсивный и средний водозабор. Так, первые измерения выполняете спустя один час, когда помпа непрерывно работает. За счет этого вы сможете узнать разницу, в период между интенсивным и средним водозабором. В оптимальном варианте хорошо, когда разница минимальная.

В основе вычисления также лежит формула, которая выглядит следующим образом: V * Hв / Hдин – Hстат, где

  • V – в момент измерения динамического показателя при интенсивном водозаборе.
  • Hв – указывает на высоту горизонтального водяного столба, который находится внутри обсадной колонны.
  • Hдин – динамический.
  • Hстат – статический.

Однако здесь может быть погрешность. Чтобы свести ее к минимуму, необходимо определить удельный объем, и у вас появится реальная возможность сделать расчет максимально точным.

Удельный дебит

Это то количество воды, которое шахта способна выдать при условии понижения уровня жидкости на 1 метр. Перед тем как его определить, необходимо дать время, чтобы источник заполнился и поднялся до статической отметки.

Далее необходимо интенсивно выполнить забор воды. При этом ускорение должно повышаться в отличие от предыдущего водозабора. Затем повторно проверяете динамический показатель. На практике все может выглядеть следующим образом.

Измерить и рассчитать удельный запас можно при помощи следующей формулы: Du = V2 – V1 / h3 – h2. Расшифровка выглядит следующим образом:

  • h2 – показатель при менее интенсивной откачке. Указывает на уменьшение столба.
  • h3 – показатель при сильной интенсивности водозабора. Указывает на уменьшение столба.
  • V1 – определяет интенсивность при первом заборе. Указывает на меньшую величину.
  • V2 – определяет интенсивность при втором водозаборе. Указывает на большую величину.

Реальный

Исходя из значения удельного запаса, можно выяснить реальный.  Определение фактического дебита скважины осуществляется по такой формуле: D = (Hf – Hst) * Du. Она имеет следующее обозначение:

  • Du – удельный объем.
  • Hst – статический показатель.
  • Hf – верхний уровень фильтровой точки.

Получившееся значение может оказаться в два раза меньше. И при определении объема именно на него и следует ориентироваться. Так вы узнаете, хватит ли вам этой производительности для всех домашних и хозяйственных нужд или нет.

Как определить?

Посчитать его можно двумя простыми способами:

  1. В источник погружаете помпу высокой производительности. Включаете ее и полностью откачиваете воду. Ваша задача – определить реальное ее количество. В качестве мерила лучше использовать большую емкость. Также можно посмотреть технические характеристики насоса по паспорту. Вас будет интересовать, какой объем воды насос способен прокачать за определенную единицу времени. Так, вам необходимо засечь время начала откачки и ее окончания. Этот уровень будет называться статическим. Вам необходимо разделить количество всей перекачанной жидкости на потраченное время. Вот вы и получите объем источника.
  2. Такой метод подразумевает погружение насоса на самое дно. При этом помпа должна иметь такую производительность, которая будет отвечать потребностям в частном доме. В процессе откачки вам следует контролировать степень падения жидкости. Необходимо дождаться момента, когда он стабилизируется, то есть успевать восстанавливаться и удерживаться на одном уровне. Этот показатель называется динамическим.

Определить удельный объем можно так: делите разницу между динамическим и статическим уровнем. То есть это показатель отдачи при понижении уровня воды на один метр. Чтобы узнать реальный объем, для этого высоту водяного столба умножаете на статический уровень и на удельный. Вы сможете определить потенциальную возможность источника, а именно подобрать насос, который будет откачивать воду с такой же скоростью, с какой она поступает.

Расчет дебита артезианки

Реальный пример. За основу возьмем следующую формулу: D = H * V / (Hд – Hст), где

  • Нд и Нст – указывается динамический и статический показатель.
  • Н – высота столба артезианской скважины.
  • V – показатель производительности насоса.

Итак, в нашем случае водозабор имеет глубину 50 метров, а насос производительность 2 м3/час. После измерений статический уровень 30 метров, а динамический 37 метров. Водяной столб определяем так: 50 (глубина водозабора) – 30 (стат. ур.) = 20 метров. Выполнив все вычисления по формуле, мы получаем, что в час он составляет 5,6 м3.

Как посчитать по формуле Дюпюи?

Стоит заметить, ее можно использовать только в условиях напорной воды. Также существует еще одно важное условие – процесс откачивания должен осуществляться исключительно с одним понижением. Формула Дюпюи для расчета запаса воды выглядит так: Q = S / S1 * Q1, где

  • Q1 – указывает на количество после окончания откачки.
  • S1 – указывает на удельное понижение уровня жидкости в процессе водозабора.
  • S – глубина зеркала.

Почему снижается?

Существует несколько причин, почему максимальный уровень объема снижается, три часто встречаемые:

  1. Источник заилился. Основная причина этому в том, что абиссинский колодец, на известняк или другой вид, бурили непрофессионалы. Важно соблюдать особую технологию, чтобы исключить фактор заиливания.
  2. Водоносный пласт исчерпал свои ресурсы. Причиной этому может быть то, что недалеко от вас кто-то пробурил скважину глубже. Допустим, у вас она имеет глубину до 25 метров с дебитом, которого вполне хватит для небольшого домика. А поблизости построили коттеджный поселок, который данный объем не удовлетворяет. Они решили бурить глубже. Как следствие, питание прекратилось, так как вода ушла глубже. А иногда ресурс источника исчерпывается по причине особенности геологии вашего региона или сильной засухи и прочее.
  3. Фильтр скважины на песок забился глиной. Это сильно сказывается на среднесуточной норме, которую будет выдавать источник.

Как восстановить дебит своими руками?

Существует два способа:

  1. Компрессионно-дисперсионный. Для этого необходимо опустить вибрационный агрегат. Под воздействием силовых волн все скопления грязи или других отложений начинают разрушаться. Это обеспечивает стабилизацию уровня жидкости.
  2. Химические реагенты. Суть их действия в том, что они проникают в щели, трещины и тому подобное. В результате этих действий все засорения разрушаются. Как следствие, щебенка или другой донный фильтр очищается. В некоторых случаях это содействует повышению среднего уровня воды.

Важно! Перед тем как приступить к работе, рекомендуется выполнить ряд действий, направленных на обследование количества и качества водоносного слоя. Также необходимо определить глубину насоса и зеркала воды.

Как увеличить дебит?

Если ранее объем был нормальный, но постепенно стал уменьшаться и теперь необходимо его повысить. Существует несколько технологий. Для начала стоит провести более простые действия, например по прочистке обсадной колоны. Возможно, стоит расширить ее от различных отложений.

Важно! В процессе прочистки шахты насос необходимо поднять на поверхность.

Плюс ко всему влиять на уменьшение запаса жидкости может забившийся фильтр, поэтому его также стоит почистить. А в некоторых случаях виновником всего является насос. Выяснить это можно, если динамический уровень упал и нет желаемой производительности.

Кроме всего прочего, дебит может увеличиться, если использовать следующие технологии:

  • Свабирование.
  • Пневмоимпульсирование.
  • Электрогидравлические удары.
  • Вибрация.
  • Импульсирование.
  • Промывка фильтра.

Полезное видео

Ознакомьтесь с подробным рассказом специалиста.

Герметичный оголовок:

Моделирование нестационарного потока в скважине с помощью Python

Инженеры-разработчики могут извлечь некоторую информацию из своего пласта, анализируя результаты испытания скважины. Испытание скважины представляет собой операцию по открытию скважины для притока флюидов из пласта-коллектора и в него (или добыче и нагнетанию соответственно) и закрытию на несколько часов или дней . Цель состоит не в том, чтобы добыть жидкость, которая будет рассматриваться как экономическая ценность, а в том, чтобы получить данные для понимания коллектора.

Моделирование или моделирование испытания скважины полезно для наблюдения за тем, как ведут себя давление и дебит скважины (мы можем назвать это переходной реакцией ) при фактическом испытании. В этой статье мы проведем моделирование испытания скважины с помощью программы, которую я подготовил на Python. Теперь обсудим общую идею моделирования нестационарного течения в скважине.

Однофазный поток жидкости в пористой среде

Наше моделирование основано на радиальном течении Дарси, которое представляет собой поток жидкости, направленный радиально из цилиндрического резервуара в ствол скважины или наоборот.

Несколько допущений для потока Дарси: поток является однофазным , течение ведет себя ламинарно , коллектор однороден , некоторые свойства (проницаемость коллектора, пористость, вязкость флюида и сжимаемость флюида) являются постоянна во времени , а жидкость слабо сжимаема . Последние два предположения приблизительно применимы к нефть и вода в изотермических условиях и газы под высоким давлением .

Поток формулируется как дифференциальное уравнение в частных производных (УЧП) таким образом, что давление p производная от радиального расстояния r до ствола скважины и времени t .

Когда поток еще не достигает внешней границы резервуара, поток называется бесконечно действующим . Когда поток приближается к границе, поток вызывается вести себя ограниченного действия . Мы можем оценить время, когда поток начинает вести себя как конечное действие, используя следующее:

В 1949 году ван Эвердинген и Херст получили аналитических решения вышеприведенного УЧП для различных граничных условий. Два их решения представлены здесь , потому что они наиболее часто используются для практических применений при испытаниях скважин, а именно с постоянным расходом на выходе и с постоянным давлением на выходе с граница отсутствия потока . Аналитическое решение недостаточно просто для реализации , потому что оно содержит то, что в математике называется функцией Бесселя. Поэтому делается несколько приближений, таких как Lee (1982).

Во время испытания скважины, если дебит (q) или гидравлическое давление (BHFP или pwf ) изменяются с течением времени, это называется многодебитным испытанием или многократным испытанием под давлением соответственно . Вышеупомянутые решения потока реализованы для моделирования этого теста. При моделировании многоскоростного испытания мы получаем результаты давления; аналогичным образом, моделирование испытаний с несколькими давлениями дает результаты скорости.

Кроме того, поскольку тесты содержат ряд скоростей и давлений, применяется принцип, известный как Принцип суперпозиции . Это делается с помощью , аналогичного : изменение дебита или давления скважины с течением времени аналогично добавлению новых скважин с разными дебитами или давлениями с течением времени.

Ниже приводится руководство по моделированию и симуляции многоскоростных испытаний и испытаний скважин с несколькими давлениями с помощью Python с использованием программы под названием » wellflo «, который я создал путем реализации аппроксимации решения потока и принципа суперпозиции.

Моделирование нестационарного потока в скважине с помощью Python

Вы можете получить программу wellflo здесь. В отличие от предыдущих руководств, здесь нет наборов данных. используется, потому что мы будем просто моделировать имитацию теста с несколькими скоростями и несколькими давлениями

>>> См. полный скрипт Python для этого руководства здесь <<<

Мы выполняем нашу обычную процедуру импорта Numpy , Pandas и Matplotlib . В этом уроке мы хотели бы, чтобы наши графики отличались от предыдущих уроков; мы используем стиль ggplot Matplotlib . Кроме того, мы импортируем нашу программу wellflo .

 импортировать numpy как np
импортировать matplotlib.pyplot как plt
импортировать панд как pd
plt.style.use('ggplot')
из импорта Wellflo *

Это учебное пособие состоит из двух частей: моделирование нестационарного потока в скважине при многоскоростном испытании и многократное испытание под давлением.

Часть 1. Многоскоростное испытание

В этой части мы смоделируем нестационарный поток скважины во время испытания скважины. Скважина пробурена 5 сериями с разным дебитом , первая от начала испытаний до часа-10, скважина пущена дебитом 1000 баррелей в сутки. Поток постепенно увеличивается до тех пор, пока через 30 часов поток не уменьшится и не перекроется. Закрытие производится на 20 часов, и снова дают течь до 70 часов. В таблице ниже представлена ​​история ставок.

Прежде чем приступить к моделированию, нам нужно указать некоторые детали скважины, резервуара и жидкости.

 # известно
пор = 0,15 # Пористость
ct = 12E-6 # Суммарный пласт + сжимаемость нефти, ст.
проницаемость = 600 # Проницаемость, мД
rw = 4 * .08333 # Радиус ствола скважины, преобразовать дюймы в футы
h = 32 # Мощность пласта, фут
mu = 2 # Вязкость нефти, сП
re = 3000 # Расстояние от центра ствола скважины до внешней границы пласта, фут
Bo = 1,333 # Нефть FVF, RB/STB

Затем определите начальное давление в стволе скважины.

 # определить начальные условия
p_initial = 2500 # Начальное давление, фунтов на кв.дюйм

Укажите временной шаг нашего моделирования. Меньшее число даст более точный и более узкий результат, однако потребует больше вычислительного времени. Временной шаг в 0,1 часа более чем достаточен для получения отличного результата, поэтому мы будем использовать этот временной шаг.

 # определить временной шаг (моделирование начинается с 0 часа)
t_step = .1

Затем мы указываем ряды времени и скорости на основе ранее показанной таблицы. В нашем многоскоростном тесте есть пять серий изменений скорости, поэтому мы указываем пять чисел в массиве.

 # определение шагов скорости
t_change = np.array([10, 20, 30, 45, 65, 70])
q_change = np.array([1000, 2000, 3000, 1500, 0, 1000])

С вводом данных покончено. Теперь нам нужно знать, в какой момент времени поток начинает вести себя финитно. Мы можем рассчитать конечное время действия, запустив этот скрипт.

 # рассчитать время начала потока, чтобы вести себя как конечное действие
t_finite_acting = time_finite_acting(perm, poro, mu, ct, rw, re)
печать (t_finite_acting)

Это напечатает нам результат конечное время действия, начиная примерно с 51 часа . Следовательно, у нас будет около 20 часов конечного времени действия до конца нашей симуляции. Далее делаем симуляцию. Это так же просто, как запустить следующий однострочный скрипт, потому что все алгоритмы упакованы внутри. Моделируйте!

 # имитировать!
Simulation_multirate_test(p_initial, t_step, t_change, q_change,
ре, рв, пермь, поро, мю, кт, бо, ч)

Моделирование создает два профиля, первый — дебит нашей скважины, а второй — смоделированное гидродинамическое давление скважины, как показано ниже,

Теперь давайте настроим некоторые входные данные, которые у нас есть. Мы можем уменьшить размер резервуара до 1000 футов . Как можно догадаться, конечное время действия будет меньше. Вот результат.

Мы также можем смоделировать тест с инъекцией (или наращиванием) . Давайте предположим, что мы проводим тест закачки с той же скоростью, что и наш предыдущий многоскоростной тест добычи. Нам нужно инвертировать скорости следующим образом:

 q_change = np.array([1000, 2000, 3000, 1500, 0, 1000]) * -1

Скорость становится отрицательной, так как закачка просто противоположна добыче. После того, как мы запустим симуляцию, мы увидим следующий результат.

Часть 2. Испытание многократным давлением

Теперь приступим к моделированию испытания многократным давлением. Мы будем использовать тот же временной шаг, резервуар и свойства жидкости, что и раньше, но теперь мы увеличим размер резервуара с 3000 до 5000 футов. Эффект увеличения размера резервуара заключается в увеличении конечного времени действия. А также снижаем начальное давление до 1700 фунтов на квадратный дюйм.

 # известно
пор = 0,15 # Пористость
ct = 12E-6 # Общая сжимаемость, sip
проницаемость = 600 # Проницаемость, мД
rw = 4 * .08333 # Радиус ствола скважины, преобразовать дюймы в футы
h = 32 # Мощность пласта, фут
mu = 2 # Вязкость нефти, сП
re = 5000 # Расстояние от центра ствола скважины до внешней границы пласта, футы
Bo = 1,333 # Нефть FVF, RB/STB
# определить начальные условия
p_initial = 1700 # Начальное давление, фунтов на кв.дюйм
# определить временной шаг (моделирование начинается с 0 часа)
t_step = .1

Мы смоделируем испытание на многократное давление с серией из 6 различных давлений в течение 120 часов. В приведенной ниже таблице показана история давления нашего смоделированного испытания скважины.

Далее мы определяем шаги времени и давления.

 # определение шагов скорости
t_change = np.array([20, 40, 60, 80, 100, 120])
p_change = np.array([1500, 1200, 1000, 1400, 1600, 1000])

Теперь рассчитаем конечное время действия.

 # рассчитать время начала потока, чтобы вести себя как конечное действие
t_finite_acting = time_finite_acting(perm, poro, mu, ct, rw, re)
печать (t_finite_acting)

Конечное время действия потока в этом резервуаре составляет около 142 часов , что означает, что поток в нашем моделировании ведет себя как бесконечно действующий до 120 часов. Наконец, мы делаем симуляцию.

 # имитировать!
симулятор_многодавления_тест(p_initial, t_step, t_change, p_change,
ре, рв, пермь, поро, мю, кт, бо, ч)

Результат моделирования следующий:

Заключение

Моделирование ГДИС является очень полезным подходом к изучению переходной реакции давления и дебита скважины в условиях многократного потока и остановки. Мы могли бы выполнять любое моделирование для любых свойств пласта и флюида, а также варьировать шаг дебита-давления, и это помогло бы нам лучше понять, когда мы анализируем результаты испытаний скважины.

Ссылка

Lee, WJ (1982). Испытания скважин: Серия учебников SPE Vol. 1 . Общество инженеров-нефтяников

Таулер, Б.Ф. (2002). Фундаментальные принципы разработки месторождений: Серия учебников SPE Vol. 8 . Общество инженеров-нефтяников

Гидродинамические исследования многофазного потокового транспорта высоковязких пенистых жидкостей 

  •  @article{Brito2015HydrodynamicSO,
  title={Гидродинамические исследования многофазного потокового транспорта высоковязких пенистых жидкостей},
  автор = {Адриана Брито и Рам {\ 'o} n Кабельо и N {\ 'o} Лидес Гузм {\ 'a} n и Луисана Маркано и Хосе {\ 'e} Грегорио де М {\ 'a} Rquez и Хорхе Николя Трухильо},
  journal={Журнал нефтяной науки и техники},
  год = {2015},
  объем={135},
  страницы = {367-374}
}
    • А. Брито, Р. Кабельо, Хорхе Николя Трухильо
    • Опубликовано 1 ноября 2015 г.
    • Машиностроение
    • Journal of Petroleum Science and Engineering

    Просмотр через Publisher

    Реологическое исследование двух- и трехфазного потока высоковязкой жидкости в трубопроводах

    Оценка производительности раствор-газа в пористой среде с использованием искусственной нефти и сырая нефть, использующая метан-газовую систему на пенистой нефти

    • B. Busahmin

    • Engineering

    • 2020

    Пенный поток нефти — это гипотеза, используемая для определения движения и поведения дисперсий газа в нефти. в пористых средах . Это явление, сопровождающее начальную добычу маловязкой нефти, представляет собой…

    Влияние жидкости и эксплуатационных параметров на коэффициент извлечения и газонефтяной фактор в высоковязких коллекторах при пенном растворе газа

    • Абусахмин Б.С., Карри Р., Майни Б.

    • Машиностроение

    • 2017 90 210

    Моделирование длинной песчаной набивки для тяжелой сырой нефти посредством испытаний на истощение с использованием газообразного метана

    • Б. Бусахмин, Р. Карри, С. Тайсон, М. Джами

    • Геология

      Нефтяная промышленность

    • 2021

    Влияние сдвига на перекачиваемые капиллярные пены

    Течение пены во многих областях применения, таких как пожаротушение и добыча нефти, требует стабильной пены, способной выдерживать нагрузку и старение, возникающие в результате сдвиговой и термодинамической нестабильности. События…

    Определение вертикального дебита скважины при эллиптической аппроксимации внешней границы

    Внешняя граница обычно имеет произвольную форму. Формула Дюпюи, полученная круговой аппроксимацией замкнутой внешней границы, обычно используется для определения расхода…

    Энергетическая оптимизация технологий очистки сточных вод

    Обе возможности управления процессом с использованием нечеткой логики для ситуаций, когда модель процесса не очень точна, но она должна быть хорошо известна, а также использование обученных искусственных нейронных сетей с прямой связью методом обратного распространения с использованием механизма обучения просматриваются и контролируются (с помощью программы Matlab).

    Исследование переходного режима нового трехцилиндрового поршневого многофазного насоса двойного действия

    • Yi Ma, H. Luo, T. Gao, Zhihong Zhang

    • Engineering

    • 2017

    Экспериментальные исследования течения жидкость-жидкость-газ: схемы течения и градиент давления 900 19

    • А. Баннварт, O. Rodriguez, F.E. Trevisan, F.F. Vieira, C. Carvalho

    • Engineering

    • 2009

    Экспериментальное исследование течения пены в горизонтальных трубах: два режима течения и их последствия

      902 17 М. Богданович, Р. Гайбхийе , С. Кам

    • Машиностроение

    • 2009

    Горизонтальное трубопроводное течение водовоздушных смесей

    • Говиер Г.В., Омер М.М.

    • Машиностроение 9 0009

    • 1962

    Обзор и сравнение различных методов, которые были предложена корреляция перепада давления при течении газожидкостных смесей. Коэффициент трения и другие термины…

    ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕЧЕНИЯ ВОДНОЙ ПЕНЫ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ТРУБАХ

    • Нолидес Гусман, О. Шохам, Р. Мохан

    • Инженерия, материаловедение

    • 2007

    Было получено несколько наборов экспериментальных данных для течения водной двухфазной пены в горизонтальных трубах, включая схему течения карты и реологические характеристики течения. Данные были получены по двум каналам…

    Разбавление тяжелой нефтью

    • J. Argillier, I. Hénaut, P. Gateau, J. Heraud, P. Glénat

    • Химия

    • 2004

    Тяжелая сырая нефть не может транспортироваться по трубопроводу без предварительного снижения ее вязкости. Это обычно получают путем смешивания нефти с легкими углеводородами. В этом случае в результате…

    Поток сверхвязкой нефти/воды/воздуха через горизонтальные трубы: Измерение и прогнозирование падения давления

    • P. Poesio, D. Strazza, G. Sotgia

    • Engineering

    • 2009

    Экспериментальное исследование режимов трехфазного течения

    • М. Ачикгоз, Ф. А. Франса, Р. Лахи

    • Физика, инженерия

    • 1992

    Механистическая модель эксцентричного кольцевого газожидкостного потока в горизонте tal Pipelines

    • A. Brito, Nelson MacQuhae, F. García, N. Fernández, J. Colmenares

    • Engineering, Physics

    • 2014

    Представлена ​​механистическая модель для прогнозирования падения давления в горизонтальных трубопроводах для кольцевого потока. Предложена новая эмпирическая корреляция для межфазного трения жидкость/стенка, где…

    Разработка новых корреляций коэффициента трения о стенки и межфазного трения для газожидкостного стратифицированного потока в скважинах и трубопроводах 10

Стратифицированный поток является одним из наиболее основная схема течения при анализе газожидкостного двухфазного течения в трубах.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *