1.Исходя из условия, что газосодержание на приеме насоса не должно превышать =0,25, найдем газовый фактор на приеме.
Расход газосодержание. , откуда , если β=0,25.
2. По графику (рис. 107 Оркин, Юрчук; или рис VII. 5 Юрчук, Истомин) найдем давление на приеме
3. Плотность водогазонефтяной смеси
n-обводненность; -плотность нефти.
4. Глубина погружения под динамический уровень
h= (м), где ) в МПа
5. Глубина погружения насоса L=
По уточненной методике Снарева А.И.
давление на приеме можно определить по формуле
Где Г – газовый фактор
= Г(1-β)(1-σ)- объем растворенного газа
-коэффициент сепарации газа
=0,1033 МПа, - температура на устье
Z-коэффициент сжимаемости газа
- объемный коэффициент нефти, соответствующий давлению на приеме.
β-объемное газосодержание на приеме насоса.
Коэффициент λ при движении в трубах однофазной жидкости определяется в зависимости от числа Re и относительной гладкости труб .
Число Re= ,
где ν=0,02-0,03 , - средняя скорость, d – внутренний диаметр труб
|
|
λ=64/Re, еслиRe<2300, ламинарный режим
λ= , если Re<2800, переходный режим
λ= , еслиRe>2800, турбулентный режим.
Относительная гладкость труб ;
где Δ-шероховатость стенок труб (для НКТ, не загрязненных отложениями парафина и солей Δ принимают 0,1мм). По найденным значениям Re и k по графикам (рис 64,Юрчук А.М.) или по вышеприведенным формулам определяют λ.