Содержание
1. Эксплуатация скважин штанговыминасосными установками
2. Обоснование выбора компоновки ШСНУ
3. Расчет коэффициента сепарации газа уприема насоса
4. Определение давления на выходе насоса
5. Определение потерь давления вклапанных узлах
6. Расчет утечек в зазоре плунжернойпары
7. Расчет коэффициента наполненияскважинного насоса
8. Расчет коэффициента усадки нефти
9. Расчет требуемой подачи насоса искорости откачки
Литература
1. Эксплуатацияскважин штанговыми насосными установками
Наиболее общая задачапроектирования эксплуатации скважин штанговыми насосными установками (ШСНУ)формулируется следующим образом:
выбрать компоновкуосновного насосного оборудования и режим его работы для конкретной скважины(или группы скважин) таким образом, чтобы обеспечивался заданный плановый отборжидкости при оптимальных технологических и технико-экономических показателяхэксплуатации.
Такая задача решается припроектировании системы разработки и эксплуатации нового нефтяного месторожденияили при переводе скважин на насосную эксплуатацию с других способов.
При оптимизации работыуже эксплуатируемых установок решаются более узкие задачи, связанные с подборомтолько некоторых узлов установки и режимных параметров. В качестве критерияоптимальности при сопоставлении возможных вариантов компоновки оборудованияможет быть использован минимум условных приведенных затрат на подъем нефти изскважины в части, зависящей от типоразмера и режима работы ШСНУ.
При проектированииэксплуатации скважины штанговым скважинным насосом выбирают типоразмерыстанка-качалки и электродвигателя, тип и диаметр скважинного насоса,конструкцию колонны подъемных труб и рассчитывают следующие параметры: глубинуспуска насоса, режим откачки, т.е. длину хода и число качаний, конструкциюштанговой колонны.
Для осложненных условийэксплуатации дополнительно подбирают газовые или песочные якоря или другиеспециальные приспособления.
Основные исходные данныедля нескольких расчетных вариантов приведены в табл. 1. Первый вариантхарактерен для откачки малообводненной легкой нефти с высоким газовым фактором,второй — для обводненной нефти со средним по величине газовым фактором, атретий — для высоковязкой нефти. Известно, что высоковязкие нефти, как правило,содержат мало растворенного газа. Поэтому в последнем варианте для упрощениярасчетов условно принято, что газовый фактор равен нулю. Кроме того, для всехвариантов принято, что содержание механических примесей мало и не превышает0,05 % по объему.
Физические свойствакомпонентов добываемой продукции в функции давления и температуры могут бытьрассчитаны по зависимостям, приведенным в гл. 1.
Для расчета физическихсвойств продукции используют следующие приближенные зависимости.
Количество растворенногов нефти газа Го(р) определяют по формуле
/> (1)
где Го(рнас) — количество газа, растворенного в 1 м3 нефти при давлениинасыщения рнас, приведенное к нормальным условиям, м3/м3;р, р0 — соответственно текущее рнас/> р/>р0и атмосферное давление, МПА, с — эмпирический коэффициент, значениекоторого для дальнейших расчетов в соответствии с номерами вариантов принимаемравным с1=с2=0,5.
Объемные коэффициентынефти bн(р)и жидкости bж(р) рассчитывают по следующим формулам:
/> (2)
/> (3)
где bн, bв(р) -объемный коэффициент нефтипри р=рнаси воды соответственно. В дальнейшихрасчетах принято, что bв(р)=1.
Ниже приведены частоиспользуемые формулы для расчета характеристик газожидкостного потока притекущем давлении р: расход жидкости, м3/с
Qж(р)=Qнд bж(р)(1 — βв); (4)
расход свободного газа, м3/м3
Vгв(p)=[Г0(рнас)-Г0(р)]zpTcкQнд /(рТ0); (5)
расход газожидкостнойсмеси, м3/м3
Qсм(р)= Qж(р)+ Vгв(p); (6)
плотность газонасыщеннойнефти, кг/м3
ρн(p)=[ρнд+ρгстГ0(р)]/bн(р), (7)
гдеQнд = Qжд(1 — βВ) — дебит дегазированной нефти, м3/с;Т0=273 К; Тскв — средняя температура в стволескважины, К;z— коэффициентсверхсжимаемости газа, величина которого в дальнейших расчетах этой главыпринятаz=1.
2. Обоснование выборакомпоновки ШСНУ
Вариант компоновки ШСНУвключает следующие параметры: глубину спуска скважинного штангового насоса(ШСН) Lн, диаметр Dпли тип ШСН, конструкцию колонны насосно-компрессорныхтруб.
Расчетный варианткомпоновки ШСНУ выбираем следующим образом.
1. По одной изметодик, изложенных в гл. 5, рассчитываем распределение давления в стволескважины, начиная от забоя и до глубины, где р =0,2 — 0,5 МПа.
2. Определяемглубину спуска насоса.
Глубина спуска насоса Lни, следовательно, давление на его приеме рпн должны быть,с одной стороны, достаточными для обеспечения высоких коэффициентов наполнения,с другой — по возможности минимальными для предотвращения чрезмерного ростанагрузок на штанги и станок-качалку, а также увеличения затрат на оборудованиеи подземный ремонт.
Необходимое давление наприеме ШСН зависит в первую очередь от содержания свободного газа в потокеоткачиваемой газожидкостной смеси.
Если свободного газа воткачиваемой смеси мало, что наблюдается, например, при высокой (свыше 80 %)обводненности жидкости или низком газовом факторе, то необходимое давление наприеме насоса обусловлено в первую очередь гидравлическими потерями вовсасывающем клапане. Согласно практическим рекомендациям А.Н. Адонина для этогослучая при дебите скважины менее 100 м3/сут и вязкости жидкости неболее 10-4 м2/с ШСН может быть погружен под динамическийуровень на глубину 20 — 60 м, что соответствует давлению на приеме насосапримерно 0,15 — 0,50 МПа.
При значительном содержаниисвободного газа в откачиваемой смеси оказывается весьма сложным заранееобосновать оптимальное давление на приеме насоса. На основании опытаэксплуатации скважин, оборудованных ШСН, для месторождений каждого нефтяногорайона устанавливают конкретные пределы оптимального давления на приеме насоса.Так, для условий девонских месторождений Татарии и Башкирии оптимальноедавление на приеме насоса составляет 2,0 — 2,5 МПа, для угленосных, типаАрланского, около 3,0 МПа.
Г.Н. Суханов считаетцелесообразным принимать:
рпн ≈0,3 рнас. (8)
Использованиеперечисленных практических рекомендаций для условий новых малоизученныхместорождений может привести к значительным ошибкам. Поэтому при проектированииШСНУ рекомендуется проводить расчеты для нескольких различных глубин спусканасоса.
Следует учитывать, что наконкретном месторождении возможный диапазон глубин спуска насосов может бытьограничен по тем или иным причинам технологического или технического характера,например из-за отложений солей или парафина, различной кривизны ствола скважиныи т.д.
Задача 1. Выбратькомпоновку ШСНУ.
Решение. В соответствии свышеизложенными рекомендациями выбираем следующие давления на приеме насоса:
для откачки смеси свысоким газосодержанием рпн1 ≈ 0,3 рнас=0,3∙13≈4МПа;
По соответствующимграфикам распределения давления по стволу скважины для каждого из расчетныхвариантов определяем глубину, на которой давление соответствует выбранному наприеме насоса для каждого расчетного варианта: Lн1=1200 м, Lн2=900 м.
3. Определяем расходгазожидкостной смеси при давлении рпнпо (1) — (8).
Qнд = 1,5∙10-4(1 — 0,1)=1,35∙10-4м3/с;
/>
/>
Qж(рпн)=1,0819∙1,35∙10-4/(1- 0,1)=1,62∙10-4 м3/с;
/>
Vгсв(pпн)=(60-33)1∙0,1∙330∙1,35∙10-4/4,0∙273=1,1∙10-4м3/с;
Qсм(рпн)= 1,62∙10-4+1,1∙10-4=2,72∙10-4м3/с=23,5 м3/сут;
4. Выбираем диаметрскважинного насоса. Для этой цели используем диаграмму А.Н. Адонина.
По диаграмме длястанков-качалок выбираем: Qсм(рпн)≈ 23,5 м3/сути Lн=1200 м насос диаметром Dпл=43 мм.
5. Тип скважинногонасоса выбираем с учетом свойств откачиваемой жидкости, наличия в ней газа ипеска, дебита скважины, а также требуемой глубины спуска насоса.
При выборе типа насосаследует руководствоваться данными, приведенными в табл. 2.
Насосы НСН, НСНА, НСВпредназначены для откачки жидкости с вязкостью не более 25 мПа∙с исодержанием механических примесей не более 0,05 % по объему; насосы НСВ1В — связкостью не более 15 мПа∙с и механических примесей не более 0,2 % пообъему; насосы НСВГ — с вязкостью 100 мПа∙с и механическими примесями неболее 0,05 % по объему. Для всех типоразмеров насосов устанавливают такжепредельную минерализацию воды — 200 мг/л; объемное содержание сероводорода — неболее 0,1 % и рН — не менее 6,8.
Для эксплуатации скважинс различной геологопромысловой характеристикой и глубиной подвески насосавыделяются следующие 4 группы посадки.
Группапосадки…………………………… 0 I II III
Зазор на сторону,мкм………………….0 — 22,5 10 — 35 35 — 60 60 — 85
Насосы с группой посадки0 и I применяют для откачки маловязкойнефти при глубине спуска свыше 1200 м в скважинах с повышенными устьевымидавлениями; насосы II группы посадки- для откачки жидкости малой и средней вязкости с глубины до 1200 м и среднейтемпературе; насосы III группы посадки- для откачки высоковязкой жидкости или с высокой температурой, а также сповышенным содержанием асфальто-смолопарафиновых веществ и песка.
При повышенных скоростяхоткачки Sn>34 м∙мин-1 иливысокой вязкости жидкости необходимо выбирать насосы с клапанными узламиувеличенного проходного сечения. Здесь S — длина хода полированного штока, м; n — число качаний балансира мин-1.В соответствии с вышеизложенными для рассматриваемых расчетных вариантов могутбыть выбраны следующие насосы.
6. Выбираем колоннынасосно-компрессорных труб.
При насосной эксплуатацииприменяют насосно-компрессорные трубы (табл. 9.3).
Диаметр НКТ выбирают взависимости от типа и условного размера ШСН согласно табл. 4.
В соответствии с табл. 4для 1-го варианта выбираем НКТ с условным диаметром 60 мм.
При откачке высоковязкойжидкости для снижения гидродинамического трения штанг целесообразно выбиратьНКТ с условны диаметром н 1-2 размера большим, чем рекомендуемой в табл. 4.
Во всех расчетныхвариантах могут быть использованы трубы гладкие или с высаженными наружуконцами из стали группы прочности Д (см. табл.3).
3. Расчет коэффициентасепарации газа у приема насоса
Задача 2. Рассчитатькоэффициент сепарации газа у приема насоса.
Решение. Коэффициентсепарации газа у приема ШСН определяем по приближенной формуле
/> (9)
где Dэк — внутренний диаметрэксплуатационной колонны скважины, м; Dтн — наружный диаметр насосно-компрессорных труб на уровне приема насоса, м; ωs — относительная скорость движения газа на участке приема насоса.
Если экспериментальныеданные отсутствуют, то в первом приближении может быть использована следующаязависимость:
/>0,02 м/с при В≤0,5,
ωs= 0,17 м/с при В>0,5.
Вследствие сепарациичасти свободного газа у приема насоса изменяется газовый фактор жидкости,поступающей в насос и НКТ (так называемый «трубный» газовый фактор), которыйопределяют по формуле
/> (11)
предполагая состав газанеизменным, скорректированное значение давления насыщения рнас,соответствующее «трубному» газовому фактору, определяется из условия
/> (12)
или по следующей формуле:
/> (13)
Затем рассчитаем расходсвободного газа /> и газожидкостной смеси />, поступающих внасос, т.е. с учетом коэффициента сепарации
/> (14)
/> (15)
Подставим в формулу (9.9)- 9.15) числовые значения величин для 1-го расчетного варианта:
/>
/>м3/м3;
/>МПа;
/> м3/с;
/>м3/с=16,41м/сут;
4. Определениедавления на выходе насоса
Распределение давления подлине колонны НКТ может быть рассчитано по одной из методик, приведенных в гл.5.; при этом необходимо учесть, что продукция движется по кольцевому зазорумежду трубами и насосными штангами.
Задача 3. Определитьдавления на выходе насоса.
Решение. Давление наглубине спуска насоса Lн,определяемое по соответствующей кривой распределения, принимаем за давление навыходе насоса; рвн =9,6 МПа.
Далее рассчитываемхарактеристики продукции, поступающей из насоса в колонну НКТ при ходенагнетания, т.е. при рвн і, по (1) — (8), аналогично тому, как это было сделано ранеедля давления рпн і .
Для 1-го вариантарвн і, следовательно в продукции имеется свободный газ:
bн(рвн)=1+ (1,28 — 1)[(9,6- 0,1)/(13,0 — 0,1)]0,25=1,43;
bж(рвн)=1,43(1 — 0,2) + 1∙0,2=1,3;
Qж(рвн)=1,3∙1,35∙10-4/(1- 0,2)=2,2∙10-4 м3/с;
Г0(рвн)=60[(9,6 — 0,1)/(13,0 — 0,1)]0,5=48,3м3/м3;
/>1,35∙10-4(52,71-48,3)∙1∙0,1∙330/(9,6∙273)=0,075∙10-4м3/с;
/>(1,1+0,075)∙10-4=1,075∙10-4м3/с=10,15 м3/сут.
5. Определение потерьдавления в клапанных узлах
Расчет максимальногоперепада давления />ркл, возникающегопри движении откачиваемой продукции через клапанные узлы насоса, основан нарезультатах работ А.М. Пирвердяна и Г.С. Степановой. В расчетах принято, чтопри наличии в потоке жидкости потока свободного газа в качестве расчетнойиспользуется максимальная абсолютная скорость течения смеси через отверстиеседла клапана, а при откачке обводненной смеси не образуется высоковязкаяэмульсия.
Расчет потерь давления />ркл ведетсяв следующем порядке.
Расходы газожидкостнойсмеси через всасывающий />и нагнетательный />клапаныопределены в задачах 2 и 3:
/> />
Максимальная скоростьдвижения продукции/> в отверстии седла клапана сучетом неравномерности движения плунжера и соответствующее этой скорости числоРейнольдса Reкл равны соответственно
/> (16)
/> (17)
где dкл — диаметр отверстия в седле клапана,м; υж — кинематическая вязкость жидкости, м2/с.В качествеυж выбирается вязкость того из компонентов,содержание которого в откачиваемой продукции наибольшее.
Задача 4. Определитьпотери давления в клапанных узлах.
Решение. Для 1-говарианта
Qкл вс=1,9∙10-4 м3/с,
Qкл н=1,175∙10-4 м3/с.
υmaxвс=4∙1,9∙10-4/(0,02)2=1,9м/с;
υmaxн=4∙1,175∙10-4/(0,011)2=1,72м/с;
Reкл вс =1,9∙0,02/(2∙10-6)=2∙104;
Reкл н =1,175∙0,025/(2∙10-6)=1,81∙104.
По графикамГ.С.Степановой определяем коэффициент расхода клапана ξклв зависимости от числа Рейнольдса, вычисленного по (17) (рис. 3 кривая 1) ξклвс=ξкл н=0,4.
Перепад давления вклапане рассчитываем по формуле
/> (18)
гдеρжд — плотность дегазированной жидкости.
ρжд=ρнд(1-βв)+ρвβв=800(1-0,1)+1000∙0,1=860кг/м3; (19)
/>=(1,9)2∙860/(2∙0,42)=0,9∙104Па≈0,01 МПа;
/>=(1,72)2∙860/(2∙0,42)=0,8∙104Па≈0,008 МПа.
Затем рассчитываемдавления в цилиндре насоса при всасывании и нагнетании:
рвс ц=рпн -/>ркл вс=4,0-0,01=3,99МПа; (20)
рн ц=рвн -/>ркл н=9,6+0,008=9,608МПа. (21)
6. Расчет утечек взазоре плунжерной пары
На стадии проектированияштанговой насосной эксплуатации, когда еще не известен режим откачки, утечки взазоре плунжерной пары нового (неизношенного) насоса рассчитываем по формулеА.М.Пирвердяна:
/> (22)
где ρж,υж — плотность и кинематическая вязкость откачиваемойжидкости;lпл — длина плунжера,м (для серийных насосов lпл=1,2 м); /> — зазор между плунжером ицилиндром при их концентричном расположении, м; Сэ — относительный эксцентриситет расположения плунжера в цилиндре, т.е. отношениерасстояния между их центрами к величине />(0≤Сэ≤1).
Формула (22) справедливадля ламинарного режима течения жидкости в зазоре, причем условие сохраненияэтого режима согласно имеет следующий вид:
Re=qут/(πDплυж) ≤ Reкр=103, (23)
где Reкр — критическое значение числаРейнольдса.
При турбулентном режиметечения жидкости в зазоре утечки можно приближенно определить по следующейзависимости:
qут=4,7πDпл[δ3(рвн-рвс ц)/(lплρж)]4/7∙1/υ1/7ж(24)
После выбора режимаоткачки, когда известны длина хода плунжера Sпли число двойных ходов плунжера в секунду N, можно уточнить объем утечек последующей формуле:
/> (25)
Оценим утечки для каждогоиз расчетных вариантов. Предварительно принимаем: Сэ=0,5 — среднее значение длявсех вариантов: δ1=0,25/>10-4 м,δ2=0, 5/>10-4 м, δ3=0,75/>10-4 м в соответствии свыбранной в задаче 9.1 настоящего раздела группой посадки насоса; υж1=υв1; υж2= υв2,так каквследствие сепарационных процессов в полости НКТ над насосом накапливаетсявода, υж3= υн.
Задача 5. Рассчитатьутечки в зазоре плунжерной пары.
Решение.
/> м3/с.
Проверим характер теченияв зазоре
/>
Следовательно, режимтечения жидкости в зазоре — ламинарный.
7. Расчет коэффициентанаполнения скважинного насоса
Влияние свободного газа,поступающего в цилиндр насоса, на его подачу оценивают коэффициентом наполненияηнап:
ηнап=Vж(рпн)/V, (26)
где Vж(рпн) — объем жидкости, поступающей вцилиндр насоса из скважины в течение хода всасывания при давлении рпн; V=FплSпл-объем, описываемый плунжером при всасывании; Sпл — длина хода плунжера.
При решении практическихи научных задач советскими исследованиями используются зависимости, приведенныев работах. В настоящее время наиболее полная расчетная схема процессов,протекающих в цилиндре скважинного насоса, разработана М.М.Глоговским иИ.И.Дунюшкиным. Она включает 6 предельных случаев изменения характеристикгазожидкостной смеси в цилиндре при работе насоса в зависимости отпредполагаемого течения процессов фазовых переходов и сегрегации фаз.
В дальнейшем изложениииндекс і соответствует номерурассматриваемого случая схемы (і=0- 5), а индекс j — номеру расчетного варианта (см. табл. 1).
Расчет коэффициентанаполнения в соответствии с этой схемой рекомендуется выполнять в следующемпорядке.
1. і=0. При рвс ц ≥ рнассвободный газ в цилиндре насоса отсутствует и коэффициент наполненияопределяют по формуле
/> (27)
/> (28)
Множитель 2 в знаменателе(28) обусловлен тем, что утечка жидкости в зазоре плунжерной пары происходиттолько при ходе плунжера вверх, т.е. в течение половины времени работы насоса.
2. При />, где /> - давлениенасыщения, определенное с учетом сепарации газа у приема насоса, в цилиндренасоса в течение по крайней мере части хода всасывания имеется свободный газ.
В общем случаезависимость для расчета коэффициента наполнения ηнап имеетследующий вид для і=1,… 5:
ηнапij= (1 — lут)/(1+R) — δηij, (29)
/> (30)
/> (31)
/> (32)
mвр-отношение объема вредного пространства насосак объему, описываемому плунжером; коэффициент Кηij зависит от характера фазовыхпереходов и сегрегационных процессов. Ниже рассмотрены возможные предельныеварианты поведения газожидкостной смеси в цилиндре насоса при его работесогласно [24].
3. і=1. Процесс растворения газанеравновесный, т.е. растворимостью газа в нефти при увеличении давления вцилиндре от рвс ц до рнц можно пренебречь.Скорость сегрегации фаз такова, что к концу хода плунжера вниз вредноепространство насоса заполнено только жидкостью.
Кη1j=0, />, ηнап1j=(1 — lут)/(1+R).(33)
Величина ηнап1j определяет верхнюю границузначений коэффициента наполнения, когда снижение объемной подачи насоса пожидкости обусловлено только наличием свободного газа в откачиваемойгазожидкостной смеси.
4. і=2. Процесс растворения газа — неравновесный. Одновременно отсутствует сегрегация фаз, т.е. нефть, свободныйгаз и вода равномерно распределены в объеме цилиндра насоса.
В этом случае
Кη2j=(1+R)/[1+Rpвс ц/ρнц]-1. (34)
5. і=3. Процессы растворения и выделениягаза — равновесные, т.е. количество растворенного в нефти газа при произвольномдавлении в цилиндре р определяется зависимость (1), и сегрегация фазотсутствует. В этом случае при рнц≥рнаскмоменту открытия нагнетательного клапана весь газ растворится в нефти икоэффициент
/> (35)
6. і=4. Если в (9.29) и (9.35) принятьсоответственно lут=0; />=0; /> то получимобщеизвестную формулу [1, 11]
/>. (36)
7. і=5. Если рнц/>, то это означает, что за время нагнетания не весьсвободный газ растворился в нефти. В этом случае
/>. (37)
нефть штанговыйскважина насос
Выше рассмотреныпредельные случаи поведения газожидкостной смеси. Однако реальные процессы,протекающие в цилиндре насоса, им редко соответствуют.
Используя методику [24],можно с достаточной степенью достоверности указать интервала значений, вкоторых должен находиться фактический коэффициент наполнения. Как было указаноранее, верхней границей для всех возможных случаев будет значение ηнап1j , а нижняя граница будетизменяться в зависимости от того, к какому процессу — равновесному илинеравновесному — будет ближе реальное поведение газожидкостной смеси в насосе.Для каждого из рассмотренныхслучаев можно определить средний вероятныйкоэффициент наполнения />, а также максимальное абсолютноеотклонениеδi реального коэффициента от вероятного среднего
/> (38)
/> (39)
где і=2,..., 5.
Задача 5. Рассчитатькоэффициент наполнения для выбранных вариантов.
Решение.
При рвс ц=3,99 МПа, />=9,6 МПа, т.е. рвс ц/> и в цилиндре насоса при всасывании имеется свободныйгаз.
Для заданных давлений рвсц, рнци/>по (9.1) — (9.6) предварительно рассчитаем:
bн(рвс ц)=1,091; bж(рвс ц)=1,0819; Г0(рвсц)=33 м3/м3;
V'гв(рвс ц)=0,8∙10-4;м3/с;
Qж(рвс ц)=2,2∙10-4м3/c;
Qcм(рвс ц)= 1,9∙10-4м3/c;
bн(рнц)=1,43; bж(рнц)=1,3; Г0(рнц)=48,3м3/м3;
Затем расчет выполняем вследующем порядке:
lут=0,22∙10-5/(2∙1,9∙10-4)=0,058;
R=0,8∙10-4/(2,2∙10-4)=0,36;
ηнап11=(1-0,058)/(1+0,36)=0,693;
Кη21=(1+0,36)/(1+0,36∙3,99/9,608)-1=0,95.
Для всех вариантовпринимаем mвр=0,2.
/>
ηнап21=0,693-0,14=0,553.
При рнц=9,608МПа, а />=9,61 МПа, т.е.рнц/> и не весь газ растворяется в нефти в течение ходанагнетания. Для этого случая
/>
/>
ηнап51=0,693-0,045=0,648.
Следовательно,фактический коэффициент наполнения заключен в интервале: 0,648≤ηнап≤0,693.
Средний коэффициентнаполнения для рассматриваемого варианта равен /> а максимальное относительноеотклонение от вычисленного среднего />.
Окончательно принимаемдля 1-го варианта ηнап=0,6.
8. Расчет коэффициентаусадки нефти
Коэффициент ηрг,учитывающий уменьшение объема нефти при снижении давлениярвсц додавления в сепарирующем устройстве за счет выделения растворенного газа,рассчитывают по следующей формуле:
/> (9.40)
Задача 6. Рассчитатькоэффициент усадки нефти.
Решение. Для рассматриваемыхрасчетных вариантов этот коэффициент равен соответственно:
/>
9. Расчет требуемойподачи насоса и скорости откачки
Подача насоса Wнасдля обеспечения запланированного отбора жидкости приполучившемся коэффициенте наполнения определяется по формуле
/> (9.41)
С другой стороны,требуемая подача насоса равна
/> (9.42)
где Fпл, Sпл, N — соответственно площадь поперечного сечения плунжера,м2; длина его хода, м; число двойных ходов, с-1. Приизвестном диаметре насоса необходимую скорость откачки определяют по формуле
/> (43)
после чего, задаваясьодним из сомножителей (SплиN), можно вычислить второй.
Задача 7. Рассчитать подачунасоса и скорость откачки.
Решение. Длярассматриваемых расчетных вариантов по (41) — (43) получим.
/>
При Dпл=55 мм и/>
/>
В качестве первогоприближения задаем: Sпл=2,1м, тогда N=0,33/2,1=0,157 1/с или n=N∙60=9,42 кач/мин.
Литература
1. И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.Г. Грон,Г.И. Богомольный – «Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи».