- •Довідник з нафтогазової справи За загальною редакцією докторів технічних наук
- •Передмова
- •Глава 1
- •1.1. Елементний та ізотопний склад нафти і газу
- •1.2. Характеристика газу
- •1.3. Характеристика нафти
- •1.4. Характеристика порід—колекторів нафти і газу
- •1.5. Природні резервуари нафти і газу
- •1.6. Поклади нафти і газу
- •1.7.Родовища нафти і газу
- •1.8.Термобаричні умови в покладах та родовищах нафти і газу
- •1.9. Походження, міграція та формування покладів і родовищ нафти і газу
- •1.10. Нафтогазоносні регіони України
- •Глава 2 Пошуки та розвідка нафти і газу
- •2.1. Загальні відомості
- •2.2. Геологічні передумови пошуків та розвідки нафти і газу
- •2.5. Підготовка пошукових об'єктів
- •2.6. Виявлення та підготовка до буріння пасток нафти і газу
- •2.7. Методика й оптимізація пошуків та розвідки нафтових і газових родовищ
- •2.8. Методи вивчення розрізів свердловин
- •2.9. Геологічні методи опрацювання результатів буріння свердловин
- •2.10. Підрахунок запасів нафти, газу і конденсату
- •2.11. Підготовка нафтових і газових родовищ до розробки
- •Список літератури
- •Глава 3 Геофізичні методи дослідження свердловин
- •3.1. Електричні та магнітні методи
- •3.2. Метод потенціалів самочинної поляризації гірських порід
- •3.3. Радіоактивні методи
- •3.4. Методи дослідження технічного стану свердловин
- •3.5. Акустичний метод
- •3.6. Термометричний метод
- •3.7. Методи дослідження свердловин у процесі буріння
- •3.8. Прострілювальні та вибухові роботи у свердловинах
- •3.9. Точність методів гдс
- •Глава 4 Проектування конструкцій свердловин та інструмент для їх буріння
- •4.1. Бурові долота
- •4.2. Бурильні колони
- •4.3. Розмежування пластів
- •4.4. Бурові установки
- •4.5. Інструмент для спуску та підйому бурильних і обсадних колон
- •Список літератури
- •Глава 5 Режими буріння
- •5.1. Параметри режимів буріння
- •5.2. Принципи проектування режимів буріння
- •5.3. Бурові розчини
- •Глава 6 Розробка нафтових родовищ
- •6.1. Режими нафтових покладів
- •6.2. Основні критерії виділення об'єктів розробки
- •6.3. Гідродинамічні розрахунки основних технологічних показників розробки
- •6.5. Аналіз розробки нафтових родовищ
- •Глава 7 Розробка газових і газоконденсатних родовищ
- •7.1. Режими родовищ природних газів
- •7.2. Особливості проектування розробки родовищ природних газів
- •7.3. Визначення показників розробки газового родовища при газовому режимі
- •7.4. Визначення показників розробки газового родовища при водонапірному режимі
- •7.5. Визначення показників розробки газоконденсатного родовища
- •7.6. Вибір раціонального варіанта розробки газоконденсатного і газового родовища
- •7.7. Аналіз розробки родовищ природних газів
- •Глава 8 Нафтогазоконденсатовіддача пластів і вуглеводневіддача родовищ природних газів
- •8.1. Призначення, напрямки розвитку і класифікація методів підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.2. Фізико-гідродинамічні методи підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.3. Фізико-хімічні методи підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.4. Газові методи збільшення нафтовіддачі пластів
- •8.5. Теплові методи збільшення нафтовіддачі пластів
- •8.6. Створення потокоскеровуючих бар'єрів закачуванням дисперсних систем для підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.7. Зміна термогідродинамічних процесів у багатопластових родовищах для підвищення нафтовіддачі
- •8.8 Визначення нафтовіддачі
- •8.9. Критерії доцільності застосування методів підвищення нафтовіддачі
- •8.10. Ефективність застосування методів підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.11. Особливості вилучення нафти з покладів у крутих і підгорнутих крилах складок
- •8.13. Газовіддача газових родовищ при водонапірному режимі
- •8.14 Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ
- •8.15. Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками і залишковою нафтою
- •9.1. Статика рідин і газів
- •9.2. Рух однорідних рідин
- •9.3. Рух багатофазних сумішей у вертикальних трубах
- •9.4. Розрахунок розподілу тиску потоку газорідинної суміші у свердловині
- •9.5. Витікання рідин і газів через штуцер
- •Список літератури
- •Глава 10 Фонтанна експлуатація нафтових свердловин і їх об ладнання
- •10.1. Обладнання фонтанних свердловин
- •10.2. Умови фонтанування і типи фонтанних свердловин
- •10.3. Мінімальний вибійний тиск фонтанування свердловини
- •10.4. Розрахунок фонтанної експлуатації за методикою Крилова та із використанням кривих розподілу тиску вздовж ліфта
- •Список літератури
- •Глава 1 1 Газліфтна експлуатація нафтових свердловин
- •11.1. Системи, конструкції та обладнання газліфтних свердловин
- •11.2. Розрахунок газліфтної експлуатації при заданому відборі рідини за методикою Крилова
- •11.3. Розрахунок газліфтної експлуатації при необмеженому відборі рідини за методикою Крилова
- •11.4. Пуск газліфтних свердловин. Пускові клапани
- •11.5. Графоаналітичний розрахунок газліфтної експлуатації свердловин
- •11.6. Аналітичний розрахунок параметрів пускових газліфтних клапанів
- •Глава 12 Експлуатація свердловин штанговими насосними установками
- •12.1. Штангова свердловинне—насосна установка
- •12.2. Гідравліко-технологічні розрахунки параметрів при експлуатації свердловин штанговими насосами
- •12.3. Механіко-технологічні розрахунки штангової насосної установки
- •12.4. Проектування експлуатації свердловин штанговими насосними установками
- •Глава 13 Експлуатація свердловин установками занурених відцентрових електронасосів
- •13.1. Установки електровідцентрових насосів
- •13.2. Пдротермодинамічні і технологічні розрахунки параметрів при експлуатації свердловин зануреними відцентровими насосами
- •13.3. Коректування паспортної характеристики евн
- •13.4. Підбір установки зануреного відцентрового насоса
- •Глава 14 Гідродинамічні дослідження нафтових свердловин і пластів
- •14.1. Гідродинамічні методи дослідження свердловин
- •14.2. Дослідження свердловини на усталених режимах фільтрації
- •14.3. Дослідження свердловини на неусталених режимах фільтрації та методи обробки кривих відновлення тиску
- •Глава 15 Поточний (підземний) і капітальний , ремонти свердловин
- •15.1. Склад ремонтних робіт у свердловинах
- •15.2. Глушіння свердловин, вимоги до технологічних рідин
- •15.3. Технологія проведеня поточного ремонту свердловин
- •15.4. Підготовка свердловини до капітального ремонту
- •15.5. Відновлення прохідності стовбура свердловини
- •15.6. Ремонтне—виправні і тампонажні роботи
- •15.7. Ізоляція припливу пластових вод у свердловини
- •15.8. Перехід на інші горизонти
- •15.9. Випробування експлуатаційної колони на герметичність
- •15.10. Застосування електронно-обчислювальної техніки при поточному і капітальному ремонтах свердловин Перед проведенням прс і крс виконують велику кількість інженерно-економічних розрахунків.
- •Глава 16 Виклик та інтенсифікація припливу пластових флюїдів до вибою свердловини
- •16.1. Вибір свердловини для обробки привибійної зони
- •16.2. Кислотна обробка
- •16.3. Гідравлічний розрив пласта
- •16.4. Застосування струменевих апаратів у освоєнні свердловин
- •16.5. Технологія комплексного освоєння і дослідження свердловин із застосуванням пгдп-1
- •16.6. Використання в'язких систем для інтенсифікації припливу нафти й газу
- •16.7. Хімічні реагенти і технології для очистки нафтопромислового обладнання свердловин і порового простору пластів від аспв
- •Глава 17 Газові свердловини
- •17.1. Конструкція та обладнання газових свердловин
- •17.2. Обладнання свердловин при одночасній роздільній експлуатації газових пластів
- •Список літератури
- •Глава 18 Особливості фільтрації газу в пласті та руху в свердловині
- •18.1. Приплив газу до вибою свердловин за законом Дарсі
- •18.2. Приплив газу до вибою свердловини за двочленним законом фільтрації
- •18.3. Температурний режим фільтрації газу в пласті
- •18.4. Визначення тиску в газовій свердловині
- •18.5. Температурний режим газових свердловин
- •Список літератури
- •Глава 19 Газогідродинамічні дослідження газових і газоконденсатних свердловин
- •19.1. Мета, задачі та методи дослідження свердловин
- •19.2. Дослідження газових свердловин при стаціонарних режимах фільтрації
- •19.3. Особливості дослідження свердловин, пробурених на пласти з низькою продуктивною характеристикою
- •19.5. Дослідження родовищ на газоконденсатність
- •Глава 20 Ускладнення при експлуатації газових свердловин
- •20.1. Експлуатація газових свердловин в пластах з підошовною водою
- •20.2. Експлуатація газових свердловин в умовах обводнения
- •20.3. Особливості експлуатації газоконденсатних свердловин в умовах ретроградної конденсації вуглеводневої суміш}
- •20.4. Гідроутворення при експлуатації газових свердловин
- •20.5. Корозія газрпромислового обладнання. Захист свердловинного і наземного обладнання від корозії
- •20.6. Солевідкладення при експлуатації газових свердловин, методи боротьби з ними
- •Глава 21 Збір і підготовка нафти та газу на нафтових промислах
- •21.1. Сучасні уніфіковані технологічні системи збору продукції нафтових свердловин
- •21.2. Замір та облік видобутку нафти і нафтового газу
- •Глава 22 Промислові трубопроводи
- •22.1. Гідравлічний розрахунок промислових трубопроводів
- •22.2. Розрахунок промислових трубопроводів на міцність і стійкість
- •22.3. Вимоги до промислових трубопроводів
- •Глава 23 Промислова підготовка нафти, газу та нафтопромислових стічних вод
- •23.1. Відокремлення газу від нафти
- •23.2. Промислова підготовка нафти
- •23.3. Підготовка нафтопромислових стічних вод
- •Глава 24 Транспорт газу
- •24.1. Лінійна частина газопроводу
- •24.2. Компресорні станції
- •Глава 25 Підземне зберігання газу в пористих пластах
- •25.1. Основні елементи, які характеризують підземні сховища, та вимоги до них
- •25.2. Режим роботи газових покладів при експлуатації псг
- •Список літератури
- •Глава 26 Збір і підготовка природного газу на промислах
- •26.1. Промисловий збір газу і конденсату
- •26.2. Температурний режим роботи трубопроводів
- •26.3. Промислова обробка газу і конденсату
- •Список літератури
- •Глава 27 Економіка нафтової і газової промисловості
- •27.1. Ефективність виробництва на підприємствах нафтової і газової промисловості
- •27.2. Оцінка ефективності впровадження систем інформаційного забезпечення управління (ізу) виробничими процесами спорудження свердловин
- •Список літератури
- •Глава 1. Фізико - хімічна характеристика та геологічні умови
- •Глава 2. Пошуки та розвідка нафти і газу..........................................................З0
- •Глава 3. Геофізичні методи дослідження свердлоиин......................................62
- •Глава 4. Проектування конструкцій свердловин та інструмент для їх бурін.....84
- •Глава 5. Режими буріння......................................................................................160
- •Глава 6, Розробка нафтових родовищ..................................................................173
- •Глава7. Розробка газових і газоконденсатних родовищ (р.М.Кондрат).......................218
- •Глава 8. Нафтогазоконденсатовіддача пластів
- •Глава9. Теоретичні основи експлуатації нафтових свердловин (b.C. Бойко)..................307
- •Глава 11. Газліфтна експлуатація нафтових свердловин (b.C. Бойко).......................336
- •Глава 13. Експлуатація свердловин установками занурених відцентрових
- •Глава 14. Гідродинамічні дослідження нафтових свердловин і пластів
- •Глава 15. Поточний (підземний) і капітальний ремонти свердловин...............................416
- •Глава 17. Газові свердловини (р.М.Кондрат)...................................................................456
- •Глава 19. Газогідродинамічні дослідження газових і газоконденсатних свердловин
- •Глава20. Ускладнення при експлуатації газових свердловин (p.M. Кондрат).........487
- •Глава 27. Економіка нафтової і газової промисловості (о.І. Лесюк, м.О. Данилкж,
9.3. Рух багатофазних сумішей у вертикальних трубах
Під багатофазними сумішами (системами) розуміємо газорідинні (газонафтові чи газо-водяні), водонафтові та газоводонафтові суміші.
Газорідинні суміші можуть існувати при русі однієї або обох фаз. Газ, що надходить у свердловину із пласта разом з нафтою (у розчиненому у нафті чи вільному стані) або закачується із поверхні, виконує роботу по підйому рідини. Вертикальні труби з висхідним газорідинним потоком всередині називають газорідинним (газліфтним) підйомником (газліфтом), а підйом рідини за рахунок енергії стиснутого газу - газліфтним підйомом (або при надходженні газу із пласта - фонтанним). Принцип підйому (роботи газорідинного підйомника) полягає у зменшенні густини середовища у підйомних трубах.
Рис.9.1. Залежність об'ємної витрати Рідини (крива ліфтування), коефіцієнта корисної дії підйомника і питомої витрати газу від витрати газу
|
|
|
ККД газорідинного підйомника (безрозмірний) визначається за формулою
(9.17)
де — густина рідини, кг/м3 ; - довжина підйомних труб, м; — тиски на нижньому (біля башмака) і на верхньому (гирловий) кінцях підйомних труб, Па; - об'ємна витрата газу при нормальних умовах, м3/с; - атмосферний тиск, Па.
Питомавитрата газу - це відношення приведеного до нормальних умов, до :
Відрізок ВС кривої називають робочою віткою кривої ліфтування, оскільки робота характеризується великими значеннями і малими значеннями
313
Рис.9.2. Сім'я кривих ліфтування при різних зна-ченнях (б); (е); (г); і решті постійних параметрів
|
Сукупність кривих ліфтування залежно від визначальних факторів показана на рис. 9 2, де — відносне занурення труб під рівень рідини (безрозмірне). Залежність при = 1 є граничною, що виходить із по-чатку координат. Випадку >1 відповідає природне фонтанування, оскільки при витраті закачуваного газу = 0 подавання > 0, причому закачуванням газу можна його збільшити. При =0 здійснити процес ліфтування неможливо.
Параметри роботи газорідинного підйомника при нульовому, оптимальному і максимальному режимах визначають за формулами О.П.Крилова:
(9.18)
(9.19)
(9.20)
(9.21)
(9.22)
(9.23)
(9.24)
У формулах (9.15) - (9.21) користуються такими одиницями фізичних величин: L, d -м; -кг/м3; -м/с2; -Па; -м^с; -м^м3.
Із формул (9.18) і (9.19) випливає, що із збільшенням від 0 до 1 значення зростає від 0 до 55 d3, підвищується від 0 до найбільшого значення (10,225 ') при - 0,6, а
314
відтак зменшується до нуля. Отже, щоб досягнути найбільшого оптимального подавання треба забезпечити відносне занурення = 0,6.
Рух багатофазних сумішей при будь-яких режимах запишемо рівнянням тисків (аналог рівняння Бернуллі) у кінцевих різницях = , де = - загальна втрата тиску, Па; — втрата тиску, яка зумовлена гідростатичним стовпом суміші, Па; — втрата тиску на інерційний опір (на збільшення швидкості суміші, яке пов'язане зі зміною газовмісту чи площі поперечного перерізу потоку), Па. Втрати тиску на інерційний опір
(9.25)
де - швидкості суміші на початку і кінці підйомних труб, м/с; — густина суміші, кг/м3. Втрати тиску досить малі, тому їх не враховують. У загальній сумі основна частка (70 - 95 % при оптимальному режимі і 50 - 60 % при максимальному режимі) припадає на втрати тиску
Втрати тиску стовпа суміші
(9.26)
Густина газорідинної суміші
(9.27)
де - густина рідини і газу, кг/м3; — дійсний об'ємний газовміст (газонасиченість) потоку (безрозмірний):
(9.28)
де — об'ємний витратний газовміст потоку; , — безрозмірний коефіцієнт, що характеризує нерівномірний профіль швидкості по радіусу труби, а також можливе збільшення дійсного газовмісту біля стінки труби (утворення так званого "газового підшипника" при виділенні газу із рідини); — перевищення лінійної швидкості газу (м/с) над швидкістю суміші (відносна швидкість ковзання газу), м/с; — об'ємна швидкість суміші, м/с; — площа прохідного перерізу труби, м2.
Оскільки теоретично визначити і немає змоги, то залежність агукають за допомогою експериментальних даних (звідси безліч розрахункових залежностей). Оскільки > 0 , то Чим більша відносна швидкість газу, тим менше тобто потік обважнюється (збільшується густина суміші). Залежність залежить від структур газорідинної суміші (режимів двофазного потоку). Стосовно практики нафтовидобутку виділяють три структури газорідинної суміші: бульбашкову (емульсійну, пінну) при < 0,3 — 0,4 м/с; пробкову (снарядну) при 0,3 - 0,4 м/с < 1,2 м/с; стрижневу (дисперсно-кільцеву) при 1,2 м/с. У нафтових свердловинах переважно спостерігаються бульбашкова і пробкова структури, причому перша може переходити у другу.
Для сумішей повітря з рідинами виявлено, що - 1 і запропоновано такі залежності [3J:
при бульбашковій структурі, коли
(9.29)
при пробковій, коли ,
315
(9.30)
де = 1,751 - критична витрата газу, м3/с; - внутрішній діаметр труби, м; - відносна швидкість ковзання газу, м/с; - поверхневий натяг на межі рідина-повітря, Н/м; — поверхневий натяг на межі вода - повітря, Н/м; - об'ємні витрати рідини і газу, м3/с.
У нафтопромисловій практиці з огляду на умовність виділення структур часто обмежуються залежністю Арманда і Невструєвої, наведеною в праці [3] при = 1, = 0,2 0,9, тобто = 0,833
Можна також рекомендувати залежність Сахарова, Воловодова, Мохова, яка одержана обробкою промислових даних багатьох свердловин різних родовищ при широкому діапазоні зміни параметрів [3]:
(9.31)
де — критерій Кутателадзе (безрозмірний); — критерій Фруда суміші (безрозмірний), — критерій Вебера (безрозмірний), причому = 1,13. Критерій Фруда виражає співвідношення сил ійерції і сил ваги, критерій Вебера -сил поверхневого натягу та інерції, а похідний критерій Кутателадзе є мірою сил ваги, підйомної сили і сил поверхневого натягу.
Втрати тиску на тертя при русі газорідинної суміші більші, ніж при русі однорідної рідини, і їх можна визначати за формулою, Па
(9.32)
де - втрати тиску із розрахунку руху такої ж кількості однорідної рідини і визначаються за формулою Дарсі-Вейсбаха, Па; = - масовий газовміст (безрозмірний); - емпіричні коефіцієнти, які набувають значення: =1,53; = 0 за Армандом (при 0,9) або = 2; =1,75 за Леві. Формула Лутошкіна і Крилова записується як
(9.33)
де - в'язкість рідини, мПа·с; =1,!· - значення коефіцієнта, який залежить від діаметра труби, наведені нижче:
мм 40,3 50,3 62 75,9
1,06 0,87 0,73 0,65
Обчислення дещо спрощується при використанні одного дослідного кореляційного коефіцієнта який погоджує результати розрахунку з даними фактичних вимірів. Рівняння тисків у цьому випадку
(9.34)
316
де -об'ємно-витратна густина суміші, кг/м3; = - ко-ефіцієнт сумарних втрат тиску на ковзання і тертя
За методикою Поетмана і Карпентера = +, + = + + а визначається за графіком в залежності від числа Рейнольдса
або за апроксимуючою формулою Щурова [2]
(9.35)
де - питомі маса і середній об'єм суміші, тобто маса суміші ( нафти, газу, води) і її об'єм, які віднесені до одиниці об'єму дегазованої нафти, кг/м3, м3/м3; - відповідно густини нафти, газу і води при стандартних умовах, кг/м3; — відповідно газовий фактор, водний фактор і об'єм вільного газу, м3/м3; — об'ємні коефіцієнти нафти, газу і води (безрозмірні); - дебіт товарної (дегазованої) нафти, т/доб.
В.О.Сахаров, О.В.Водоводов і М.А.Мохов на основі промислових досліджень на свердловинах багатьох родовищ одержали залежність
(9.36)
де — критерій Рейнольдса суміші (безрозмірний); - еквівалентна шорсткість внутрішньої поверхні труби (м); при цьому похибка розрахунку тисків значно нижча (± 4,5 %), ніж за методикою Поетмана-Карпентера.
Для розрахунку кільцевих потоків П.Баксендел поширив методику Поетмана-Карпентера і запропонував у рівняння (9.34) замість діаметра d підставляти гідравлічний діаметр каналу, , м:
а при розрахунку - використовувати еквівалентний діаметр каналу, м: = = , де — площа кільцевого перерізу, м2; — змочений пери-метр поперечного перерізу каналу, м; - діаметри відповідно внутрішній експлуатаційної колони і зовнішній насосно-компресорних труб, м.
Структури трифазних, газоводонафтових сумішей, а також закономірності їх руху ще складніші, ніж газорідинних. Нафта і вода, як незмішувані фази, утворюють суміші (емульсії) прямого (нафта у воді — Н/В) і оберненого (вода у нафті — В/Н) типу. Обернення (інверсія) суміші настає при об'ємному вмісті води у ній 0,5—0,9, найчастіше 0,7. За ступенем дисперсності внутрішньої фази двофазного водонафтового потоку виділяють дві структури: крапельну К (краплі діаметром 0,5—2 см); емульсійну Е (те ж 0,001—1 мм). Суміш з першою структурою ще називають нестійкою емульсією (фази розшаровуються, нафта спливає), а з другою - стійкою.
На структуру трифазного газоводонафтового потоку суттєво впливає механізм утворення суміші - виділення газу із рідини (нафти) і введення його зі сторони. За ступенем дисперсності внутрішньої рідкої фази і вільного газу (Г) відповідно виділяють крапельно-бульбаш-кову (КБ), емульсійно-бульбашкову (ЕБ) і емульсійно-снарядну (ЕС) структури. Карта ідентифікації (ототожнення) структур і типів суміші стосовно роботи відцентрових насосів показана на рис.9.3.
317
|
Рис.9.3. Карта ідентифікації структурних форм водонафтового і газоводонафтового висхідних потоків у свердловині (по П.Д .Ляпкову) структури:
/-емульсійна, коли е вода у нафті; емульсине—бульбашкова або емульсій но—снарядна, коли е вода і газ у нафті;
//-крапельна, коли е вода у нафті; крапельно-бульбашкова, коли є вода і газ у нафті;
III- емульсійна, коли є нафта у воді; крапельно-бульбашкова і емульсійно-снарядна, коли єнафта і газ;
IV- крапельна, коли е нафта у воді; крзлельно-бульбашхова, коли є вода і газ у воді
туг прийнято: = ++ )- об'ємно-витратний вміст води у рідині (обводненість продукції ); -об'ємні витрати нафти і води ,MVc; = - корінь квадратний із параметра Фруда (безрозмірний); + — об'ємна швидкість суміші, м/с; -об'ємна витрата газу, м*/с; площа прохідного перерізу труби, м2; -гідравлічний діаметр ка-налу, м;, -змочений периметр поперечного перерізу каналу, м; = — перша критична швидкість (лінія розділу областей II і Ш при 0,5, м/с; =0,487 — друга критична швидкість (лінія розділу областей І і П, а також областей IV і Ш при > 0,5), м/с; І і ІІ - області оберненого типу емульсії, Ш і IV — області прямого типу емульсії (розділ областей І і IV визначається прямою лінією -0,5).
Густина водонафтової суміші крапельної структури, кг/м3
де -дійсні об"ємні частки води і нафти у потоці (безрозмірні).
Частки і визначають так: для суміші В/Н
= 1 - ; для суміші Н/В
318
де - зведені швидкості води і нафти, м/с; , - відповідно поверхневий натяг води на межах нафта-вода, вода-газ, нафта-газ, мН/м.
Динамічна в'язкість водонафтової суміші крапельної структури приймається рівною динамічній в'язкості зовнішньої фази: для суміші В/Н - нафти, для суміші Н/В - води (вважається, що взаємодія між диспергованими краплями відсутня).
Густина водонафтової суміші емульсійної структури, кг/м3
тобто приймається, що відсутнє відносне ковзання фаз внаслідок високого ступеня їх дисперсності
Динамічна в'язкість водонафтової суміші , мПа ·с емульсійної структури відповідно типу В/Н і Н/В:
де — динамічні в'язкості нафти і води, мПа-с; а — коефіцієнт (безрозмірний): а= 1 при А 1 і а = А при А > 1; А - параметр, що враховує вплив швидкості зсуву на в'язкість (безрозмірний): А =(1+ 20 ) / ; —швидкість зсуву водонафтової емульсії (суміші), с-1.
Густина газоводонафтової суміші, кг/м3
де визначаються залежно від структури і типу водонафтової суміші.
Для розрахунку газоводонафтового потоку рекомендуються розрахункові залежності Сахарова із співробітниками для газорідинних потоків. Вони одержані на основі промислових даних при обводненості продукції від 0 до 100 % у широких межах зміни дебітів (1 — —800 м3/доб), питомої витрати газу (5 — 900 м3/м3), в'язкості рідини (1 — 2000 мПа-с) для кругових (діаметр труб 0,035 — 0,076 м) і кільцевих (0,062хО,І52м; 0,076x0,168 м; 0,076x0,232 м) каналів і довжин труб від 900 до 3600м.