наличии некоторого количества газа в добываемом конденсате. Применение насосного способа эксплуатации может быть затруднено в связи с содержанием газа Б добываемой продукции. Наличие на ПХГ развитого компрессорного парка дает возможность практически без значительных дополнительных капиталовложений организовать газлифгную эксплуатацию конденсатных скважин.
Оценка параметров газлифтной эксплуатации скважин проводилась расчетным путем. В качестве расчетной модели использованы одномерные дифференциальные уравнения двухфазных течений в соответствии с методикой / 3 /.
Для учета фазовых переходов использовано модифицированное уравнение состояния для смеся углеводородов Геджкха-Квонга /4/.
Параметры этого уравнения определяются в соответствии с рекомендациями /5/.
Для расчета потерь давления необходима дополнительная информация о закономерностях изменения истинного газосодераания и коэффициента гидравлического сопротивления. Ъ свое очередь эти характеристики гаэояздкостных течений определяются структурными формами потока. Анализ характеристик всех реализуемых в вертюсачъных трубах структурных форм потока показывает, что из всего многообразия форм, с точки зрения разработки инженерных методов расчета, цачесообразно выделить пробковую к кольцеву» структуры, т.к. только эти структурные формы качественно отличаются закономерностями изменения истинного газосодержавия и коэффициента гидравлического сопротивления. Поэтому одной иа основных задач при выполнении расчетов является поиск структурных форм потоков для расходных и физических параметров рабочей системк.
Расчеты показали, что в соответствии с исходными данными, принятыми в расчетах, реализуется пробковая структура.
Величина иотшшого газосодержаяия
и коэффициент гидравлического сопротивления при пробковом течении рассчитывался по методике / 3 /.
100