2015-02-04
707
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.
