Гиматудинов Ш.К. (ред.) Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти

Подождите немного. Документ загружается.

Методика расчета внутрискважииного газлифта заключается

в сле-

дующем.

Определим место расположения рабочих отверстий или рабочего кла-

пана,

т. е.

расстояние

их от

нефтяного пласта

Л.

Из требований минималь-

ного'расхода газа рабочий клапан должен быть установлен

на

максималь-

ную глубину,

но

выше уровня жидкости

межтрубном пространстве рабо-

тающей скважины. Учитывая изложенное,

также возможные погрешности

при

замерах давления нефтяного

газового пластов, установим клапан

на

выше уровня жидкости

неработающей скважине:

(ИМ

19)

2. Определим давление

трубах

на уровне рабочих отверстий

р\.

Учитывая, что

А«ж = А

= Vp\r-aV-bV>,

(III.

120)

а также выражения

(ИМ

17—ИМ

19),

найдем

р,

из

уравнения (III.116):

пг

—

-^- — 0,2 МПа.

(111.121)

3. Определим давление

межтрубном пространстве

на

уровне рабочих

отверстий. Для этого воспользуемся уравнением (III.120). При отсутствии

данных исследования газового пласта можно принять

Степень

.приближения

будет

достаточно высокой, так как депрессия

га-

зового пласта значительно меньше депрессии нефтяного, тем более что рас-

ходы

газа, необходимые для работы скважины газлифтом, намного меньше

дебитов газовых скважин.

4. Найдем длину газожидкостного подъемника:

L=H-h,

(III.123)

где Н —

глубта

скважины.

Диаметр

труб

определим по формуле (III.89) при условии работы подъ-

емника

на оптимальном режиме:

<•«•»*>

Берется

ближайший стандартный диаметр, меньший расчетного.

5. Определим расход газа при работе

на

оптимальном режиме. Пренеб-

регая эффективным газовым фактором нефтяного пласта, получим

0,3881

(pgL —Pi

AT)

У=

— *

(III.

125J

где Q

т/сут.

6. Найдем поправку

на

плотность газа

температуру

по

формуле

(III.107)

определим приведенный расход газа

Vo:

V*=fcV.

(IIM26)

Зная

давления

на

входе

отверстие

и на

выходе

из

него,

по

номо-

грамме (см. рис. II 1.22) определим диаметр рабочего отверстия или седла

рабочего клапана, который обеспечит нужный расход газа

при данном

перепаде давления.

Пример.

Определить параметры работы скважины при внутрискважин-

ном

газлифте. Исходные данные: расстояние

от

устья

до

середины нефтяного

пласта Я=2000

м.

Пластовое давление нефтяного пласта р

н=12 МПа,

га-

зового

г=8 МПа. Плотность жидкости 800 кг/м

, относительная плотность

газа

(по

воздуху)

'Д=0,8.

Коэффициент продуктивности нефтяного пласта

131

/(=100

м*/(сут-МПа). Температура пласта

65°С.

Планируемый отбор нефти

250

м'/сут.

Эксплуатация должна проводиться при устьевом давлении р

=0,5

МПа.

Решение.

Высота столба жидкости Н

, когда нефтяной и газовый

пласты не работают,

будет

(12—8)/800-10=500 м.

В соответствии с (III.119) рабочее отверстие устанавливается на рас-

стоянии

500-f-20=520 м, а давление внутри

труб

на уровне отверстия по

(III.121)

будет

8—250/100—0,2=5,3

МПа. Межтрубное давление на уровне

отверстия примерно равно 8 МПа (III.122). Длина газожидкостного подъем-

ника

составит 2000—520=1480 м. Чтобы обеспечить работу скважины на

оптимальном режиме, диаметр колонны НКТ должен быть равным 69 мм

(получено по (III.124)). Ближайший меньший стандартный диаметр 63 мм.

Потребный

расход газа, рассчитанный по (III.125), составляет

20700

/сут,

а с учетом корректировки на температуру

1,202-20

700=24 900

/сут.

Здесь

множитель 1,202 определяется по (III.107):

0,0731

V (273+65)0,8=1,202.' Со-

гласно рис. Ш.22, диаметр отверстия должен быть 4,7 мм или диаметр сед-

ла рабочего клапана 5 мм.

Примечание.

Некоторые упрощения чаще всего приемлемы для технологических рас-

четов. При наличии данных исследования газового пласта в скважине за

Рмеж принимается давление на забое газового пласта (III.120), возможен

учет

эффективного газового фактора продукции нефтяного пласта (см.

стр. 108), а также определение расхода газа при работе на режиме между

максимальным и оптимальным.

ГЛАВА

ШТАНГОВЫЕ

НАСОСНЫЕ

УСТАНОВКИ

ДЛЯ

ЭКСПЛУАТАЦИИ

НЕФТЯНЫХ

СКВАЖИН

В мировой практике добычи нефти штанговые насосные установки зани-

мают особое место. Достаточно сказать, что в настоящее время этими

уста-

новками

оборудовано более 2/3 эксплуатационного фонда скважин и этот

способ добычи нефти еще длительное время останется самым распростра-

ненным.

ОСНОВНЫЕ

ЗАДАЧИ

ПРОЕКТИРОВАНИЯ

ЭКСПЛУАТАЦИИ

СКВАЖИН

ШТАНГОВЫМИ

НАСОСНЫМИ

УСТАНОВКАМИ

При

проектировании эксплуатации скважин и установлении оптимально-

го режима работы оборудования необходимо:

выбрать насосную установку и режим ее работы, обеспечивающие задан-

ный

плановый отбор жидкости при оптимальных технологических и технико-

экономических

показателях эксплуатации, например, при минимальных за-

тратах на подъем жидкости, если планируемый отбор ее из скважины не

превышает добывных возможностей существующих или имеющихся в нали-

чии

установок;

определить максимальный отбор жидкости (нефти) из скважины посред-

ством существующего насосного оборудования, если технологическая норма

отбора жидкости заведомо превышает производительность насосной

уста-

новки.

Заданный

отбор нефти, как правило, может быть обеспечен при различ-

ных режимах работы насосной установки и соответственно различных ва-

риантах компоновки оборудования. Каждый из возможных вариантов экс-

плуатации скважин характеризуется определенными технологическими и эко-

номическими

показателями, которые

могут

изменяться в широких пределах.

Поэтому выбор наилучшего варианта возможен, если установлен некоторый

критерий

оптимальности и учтены особенности данной скважины, к которым

относятся,

в частности, состав и свойства откачиваемой продукции, наличие

132

ней песка, парафина, веществ, вызывающих усиленную коррозию оборудо-

вания,

кривизна скважины и т. д.

Для сравнения и отбора вариантов применяются различные критерии.

Известны

методики, по которым типоразмер насосной установки и режим ее

работы выбираются таким образом, чтобы достигалась, например, наименьшая

нагрузка на штанги и станок-качалку или максимальная усталостная проч-

ность колонны насосных штанг.

Однако,

как показал опыт, оптимизация отдельных технологических ха-

рактеристик

или показателей надежности установки еще не обеспечивает вы-

бор варианта, характеризующегося наилучшими технико-экономическими

показателями,

например, минимальной себестоимостью или минимальными

приведенными

затратами. Минимальная стоимость подъема нефти — одно из

условий обеспечения минимальных затрат на весь период разработки неф-

тяного месторождения.

Следовательно, выбирать типоразмер и режим работы насосной установ-

ки

целесообразно, исходя из оптимального значения выбранного технико-эко-

номического критерия, например, минимума приведенных затрат на подъем

нефти

из скважины при безусловном выполнении государственного плана

добычи нефти данным предприятием.

При

проектировании эксплуатации скважины насосным способом выби-

рают: типоразмеры станка-качалки и электродвигателя, тип и диаметр сква-

жинного

насоса, конструкцию колонны подъемных

труб.

Рассчитывают сле-

дующие

параметры:

глубину

спуска насоса, режим откачки, т. е. длину

хода

число качаний, конструкцию штанговой колонны.

Для осложненных условий эксплуатации подбирают дополнительное

оборудование (газовые и песочные якори, компенсаторы веса штанг, скреб-

ки,

утяжеленный низ штанговой колонны и др.).

Для каждого варианта компоновки оборудования и режима его работы

необходимо рассчитать:

давление на приеме и на

выходе

насоса;

коэффициент

сепарации газа на приеме насоса и потери давления в кла-

панных

узлах;

коэффициенты

наполнения насоса и подачи установки;

экстремальные нагрузки и приведенное напряжение в точке подвеса

штанг и максимальный крутящий момент на

валу

редуктора;

расход

энергии, к. п. д. установки и

требуемую

мощность электродвига-

теля;

вероятную

частоту

обрывов штанг и межремонтный период работы

уста-

новки

в целом;

капитальные затраты на установку,

условную

себестоимость подъема

нефти

и условные приведенные затраты в части, зависящей от выбранной

компоновки

насосного оборудования и режима его работы.

Исходные данные для расчетов

Технологические расчеты, выбор способа эксплуатации, подбор оборудо-

вания

для подъема жидкости, а также оптимизация работы оборудования

возможны лишь при наличии основных исходных данных, к которым отно-

сятся:

конструкция

(глубина, диаметр, интервал перфорации, вертикальность,

смещение забоя);

эксплуатационные

горизонты по промысловой классификации и их

меха-

ническая

характеристика;

планируемые дебиты жидкости и критерии их ограничения;

пластовое давление;

коэффициент

продуктивности скважины (индикаторная диаграмма); тер-

мограмма;

степень обводнения продукции.

сведениям о физико-химических свойствах компонентов продукции

скважин

относятся:

133

состав

нефти, плотность ее в пластовых условиях и дегазированной, вяз-

кость в пластовых и поверхностных условиях, объемный коэффициент, дав-

ление насыщения газом, межфазное натяжение;

состав

газа, плотность его в пластовых и поверхностных условиях (при

стандартных условиях), газовый фактор, количество растворенного газа;

обводненность

продукции, плотность воды, вязкость ее, объемный

коэф-

фициент, содержание солей и корродирующая способность.

отдельных случаях требуются сведения о содержании и основных

свойствах

парафина, механических примесей, температуре застывания нефти

др.

Как

правило, основные свойства продукции скважины (нефти) задаются

в виде графических зависимостей в функции давления. Указанные зависимо-

сти

могут быть даны и в аналитической форме.

ПОТЕРИ

ДАВЛЕНИЯ

КЛАПАННЫХ

УЗЛАХ

основу расчета максимального перепада давления при движении от-

качиваемой жидкости через

клапанные

узлы насоса положены эксперимен-

тальные

исследования,

выполненные

А. М. Пирвердянои и И. С. Степановой.

Ими

лриняты

следующие допущения:

а)

при

наличии

в потоке жидкости, проходящей через клапан,

свобод-

ного газа в качестве расчетной принимается максимальная скорость смеси

(без

учета относительной скорости фаз);

б)

при откачке обводненной нефти не образуется высоковязкой эмульсии.

Порядок

расчета:

расход

смеси через клапан

расход

жидкости при давлении

где pi — давление, равное давлению на приеме (р

р) для всасывающего кла-

пана и давлению на

выкиде

насоса (Рвын) для нагнетательного клапана,

МПа;

—

расход

газа; Ь

— объемный коэффициент нефти; В — объемная

обводненность,

доля единицы.

Если

р<>рвае, то

Qr(p<)=0

и свободного газа в потоке жидкости, про-

ходящей

через клапан, нет. Если pi<pn»c, то

Qr(pt)

рассчитывается по фор-

муле

где

Q,«n.i(i

— Д).

(IV4)

«c

86 400 '

— коэффициент сверхсжимаемости газа;

к»

— температура в скважине. К;

То — абсолютная температура, К; Qa с — объемный

расход

сепарированной

нефти,

/с; Qm пд — объемный

расход

жидкости в пластовых условиях,

м'/сут; ро — атмосферное давление.

Максимальная скорость движения перекачиваемой среды в седле кла-

пана с учетом неравномерности движения плунжера

0тах=4Сг„л/<*

кл,

где

KJI

—диаметр отверстия в седле клапана, м (см. табл. IV. 1).

Число

Рейнольдса для потока смеси в седле клапана

Re,<

=(<W

ax)/v>K,

где v» — кинематическая вязкость жидкости,

134

БЛИЦ

А IV. 1

РАЗМЕРЫ

КЛАПАНОВ СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ

Условный

раз-

мер насоса,

мм

Диаметр отверстия

седла

клапана,

мм

обычного

всасывающего нагнетательного

увеличенным проходным оечекием

вс а<сыва юще го

нагнетательного

Невставной

насос

22.5

35,5

22.5

35,5

Вставной

насос

22.5

22,5

35.5

22,5

По

экспериментальным графикам (рис. IV. 1) определяется коэффициент

расхода

клапана данного типа Дкл в зависимости от Re™, вычисленного по

формуле

(IV.6).

Зависимость

n™=f(Re

)

может использоваться при вязкости откачи-

ваемой

жидкости от 10~

до

2,3-Ю-

/с

Перепад

давления в клапане

Р«=РндвН-(рв—р.дю)В,

(IV.8)

где рж — плотность дегазированной жидкости.

После

установления потерь давления во всасывающем Дркл в и нагне-

тательном Дркл

•

клапанах определяют давление в цилиндре насоса при вса-

сымнни р

и нагнетании

шт

ц:

Рве

ч—Рвр—Драл I,

(IV.9)

Рш.г.

п.е=Ршын-\-Ар*аи;

(IV.10)

«"•

0,8

о.

°.

0,4

•в-

-•

*У£Г</^Г-20

—

4 68Ю

68103

234

6810*

2 34

6810'

Ряс. IV.

Коэффициент расхода для клапанов:

I—с одним

шариком

окнами;

2 —

одним шариком

со

стаканом;

—

двумя

шарв-

канн

135

перепад давления, который нужно создавать насосом Дрн, чтобы обеспечить

подъем жидкости на поверхность,

Д/>н=Рващ

ц—Pop.

(IV.11)

Кроме

того, определив потери давления во всасывающем клапане, мож-

но

установить минимально необходимое давление на приеме насоса р

р mm

или

минимальную глубину погружения насоса под динамический уровень,

когда откачиваемая продукция не содержит свободного Газа:

(IV. 12)

где р

г П

р —

упругость

паров откачиваемой жидкости, Па; р

УР

— давление га-

за в межтрубном пространстве у динамического уровня жидкости, Па; s —

длина

хода

полированного штока, м

где Ядин — динамический уровень, т. е. расстояние по вертикали от устья

скважины

до уровня жидкости в межтрубном пространстве (между колон-

нами

НКТ и обсадной);

еж

— давление газа в межтрубном пространстве

на

устье,

Па.

Минимальное

необходимое погружение насоса под динамический уровень

Лдив min=/?np mm/pmg.

(IV.14)

Расчет производительности и

коэффициента

подачи

штанговой насосной установки

Теоретическая производительность штанговой насосной установки при

заданном режиме откачки и диаметре насоса

Qr =

^-D'

n]l

sN,

(IV. 15)

где £>пл—диаметр плунжера, м; N — число качаний балансира в секунду.

Фактическая

производительность установки Q& почти

всегда

отличается

от теоретической (табл.

IV.2).

Степень этого отличия характеризуется

коэф-

фициентом

подачи

Коэффициент

подачи, как правило, меньше единицы за исключением

случаев, когда скважина фонтанирует через скважинный насос.

Величина коэффициента подачи зависит от многих факторов, причем

влияние

некоторых из них, наиболее существенных, таких, как

упругие

де-

формации

штанг и

труб,

наличие свободного и растворенного в жидкости

газа, утечки в плунжерной паре, может быть оценено аналитически:

%>д = ЧхЧнапЧр г. (IV. 17)

где t|x=Snn/s — коэффициент, учитывающий несовпадение длины

хода

плун-

жера я

пл

и полированного штока s; т)нап — коэффициент наполнения насоса,

определяемый как отношение объема жидкости, поступающей в насос из

скважины,

к объему, освобождаемому плунжером при

ходе

вверх;

Т)

р г

—

коэффициент

усадки нефти, учитывающий уменьшение объема откачиваемой

жидкости при снижении давления на приеме насоса до давления сепарации

за счет выделения растворенного в нефти газа.

При

использовании формулы

(IV.17)

принято, что в клапанных

узлах

насоса и в колонне насосно-комлрессорных

труб

утечек нет.

136

ТА

БЛИЦА

IV.2

ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ

ПОДАЧА

СКВАЖИННЫХ

ШТАНГОВЫХ

НАСОСОВ

(м>/сут)

ПРИ

п=10

кач/мян,

^,^„=1

Длина

хода

плунжера,

мм

300

450

600

750

900

1050

1200

1500

1800

2С0О

2100

2400

2500

2700

3C00

3300

3500

4500

5200

6000

Диаметр насоса, мм

2,7

4,0

5,3

6,7

8,0

9,3

10,7

13,3

16,0

17,8

18,7

21,4

22,2

24,0

26,7

28,4

31,1

40,0

46,3

53,4

3,5

5,2

6,9

8,7

10,4

12,2

13,9

17,4

20,9

23,2

24,4

27,8

29,0

31,3

34,9

38,3

40,6

52,1

60,3

69,8

4,9

7,3

9,8

12,2

14,7

17,1

19,6

24,4

29,4

32,6

34,3

39,2

40,7

44,0

48,8

53,8

57,0

73,5

84,8

97,6

6,2

9,4

12,5

15,7

18,8

21,9

25,0

31,3

37,5

41,8

43,7

50,0

52,2

56,2

62,5

68,8

73,1

93,7

108,7

125,0

10,2

15,4

20,5

25,7

30,7

35,9

40,9

51,4

61,4

68,4

71,6

81,8

85,5

92,2

102,8

112,8

119,7

154,0

177,8

205,6

15,7

23,5

31,4

39,2

47,1

54,9

62,8

78,4

94,2

104,6

110,0

125,6

130,7

141,4

156,8

172,6

183,0

235,0

272,0

313,6

29,4

44,0

58,8

73,4

88,2

102,8

117,6

146,8

176,4

196,0

205,6

235,2

245,0

264,4

293,6

323,2

343,0

440,0

509,6

587,2

Определение

длины

хода

плунжера

Как

известно, в процессе работы штанговой насосной установки колонны

штанг и

труб

периодически подвергаются деформациям от веса жидкости,

воспринимаемого плунжером, кроме того, на колонну штанг действуют ди-

намические нагрузки и силы трения. В результате длина хода плунжера мо-

жет существенно отличаться от длины хода полированного штока.

Режимы работы этой установки принято разделять на статические и ди-

намические.

Критерием для разделения служит параметр динамического по-

добия (критерий

Коши):

Фд=(о£н/а,

(IV.18)

где а — скорость звука в штанговой колонне, м/с; <о — угловая скорость вра-

щения

вала кривошипа, рад/с; a) =

2niV;

— глубина спуска насоса, м. При

значениях параметра фд^О.З—0,4 режим работы установки считается стати-

ческим,

при больших значениях — динамическим. При статических режимах

силы инерции практически не влияют на работу установки, в том числе и на

длину хода плунжера.

Длина хода плунжера

=s—I,

(IV.19)

где

Х=Х

шт

-|-Лт»

(IV.20)

представляет собой сумму упругих деформаций штанг (%

т) и

труб

(Хтр),

обусловленную гидростатической нагрузкой на плунжер:

— Рве цКпл^-н С"1 с,-

шт i

Лтр — '

Рве ц)' п

'тр

(IV.21)

(IV.22)

137

где ее-доля длины ступени, состоящей

из

штанг

площадью поперечного

сечения

(

ц, от

общей длины штанговой колонны

;

—

площадь

по-

перечного сечения

(по

металлу)

подъемных

труб,

; Е—

модуль упругости

материала штанг, равный

0,2

МПа; /^л —площадь сечения плунжера

потерями

хода

от

сил

трения пренебрегаем;

/>вы

к—давление

на

выкиде

на-

соса; ршо ц—давление всасывания

цилиндре.

Формула (IV. 19) может применяться при

0,2

(IV23)

где

—

коэффициент, учитывающий влияние

на

растяжение колонны штанг

силы инерции массы столба жидкости (табл.

1V.3).

ТАБЛИЦА

IV.3

КОЭФФИЦИЕНТЫ

m н .

(НО

А. Н.

АДОНИНУ)

ДЛЯ

НАСОСОВ

РАЗЛИЧНЫХ

ДИАМЕТРОВ

Диаметр

насо-

са,

мм

¥кр

<43

0,20

1.5

0,17

2,0

0,14

3.0

0,12

Следует

отметить,

что

если колонна подъемных

труб

заякорена

насо-

са,

то

А.тр=0.

Если

<р>фкр,

то

при

расчете

хода

плунжера

следует

учитывать прира-

щение

хода

от

инерционных удлинений штанг.

В настоящее время известно несколько формул

для

расчета длины

хода

плунжера

по

динамической теории:

формула АзНИИДН, учитывающая инерционные удлинения штанг,

(IV.24)

,^11-i-m-H-X

пригодна

интервале значений 0,2/К

q^,;

формула

А. С.

Вирновского

для

двухступенчатой колонны штанг,

учи-

тывающая вынужденные колебания штанговой колонны, вызванные периоди-

чески действующей нагрузкой

от

веса жидкости,

cos

<p,

cos

»j

—

т*—

sin

if,

sin

Inn

(IV.25)

где <pi,2=w'i,2/a;

l\, h

—

длина ступеней колонны соответственно

площадью

штанг /щи

т2.

Для

колонны штанг постоянного сечения

(т. е.

односту-

пенчатой) формула

(IV.25)

представляет формулу

Л. С.

Лейбензона:

пл

=(5/СО8ф)-Х.

(IV.26)

Формулы

(IV.24)

(IV.25)

можно применять

при

0,2<q>s£l,l.

Опреде-

лять длину

хода

плунжера

для

одноступенчатой колонны штанг можно

по

формулам

(IV.25)

(1V.26).

если принять соответствующую величину

ско-

рости звука

а,

входящую

зависимость (IV.18).

Для

одноразмерной колон-

ны

штанг а=4600 м/с,

для

двухступенчатой колонны а=4900 м/с,

для

трех-

ступенчатой а=5300 м)с.

138

Все

приведенные формулы не учитывают гидродинамического трения при

движении плунжера. Этого недостатка лишена формула А. С. Вирновского

(IV

27)

где А — константа трения, О

; обычно

Л=0,2—1,0

А. Н. Адонин [2] показал, что при больших значениях константы трения,

т.

е. при откачке высоковязких жидкостей, снижение длины

хода

плунжера

может

достигать 15% и

более.

Для откачки маловязкой нефти можно при-

нять Л=0, и формула

(IV.27)

превратится в формулу

(1V.26).

Помимо

приведенных формул, известны также формула И. А. Чарного

у 1

IT)

.66—

cos

(IV.28)

формула Г. Дралле и И. Ламберджера

fcr-^

(IV29)

где k —

Коэффициент,

равный

1.22Х10-

; я— число ходов в минуту. Осталь-

ные обозначения прежние.

Приведенные

для расчета потерь

хода

плунжера формулы получены

в предположении, что колонна штанг не сжимается и не подвергается про-

дольному изгибу. Однако из опыта эксплуатации насосных скважин известно,

что при

ходе

штанг вниз на плунжер действует сосредоточенная осевая сила,

направленная вверх, вызывающая сжатие и продольный изгиб нижней части

колонны штанг. Для насосов типов НСН и НСВ эта сила обусловлена тре-

нием плунжера при

ходе

вниз я перепадом давления в нагнетательном кла-

пане.

Прн

продольном изгибе упругая ось изогнутого участка колонны имеет

форму, близкую к винтовой спирали с переменным шагом. Следовательно,

упругим

деформациям штанг и труб,

вызванным

действием гидростатиче-

ской

нагрузки на плунжер, добавляются также деформации от сжатия А,сж,

изгиба Х

штанг в сжатой части штанговой колонны длиной /

ж, а также

дополнительное растяжение колонны подъемных труб Х

, обусловленное

действием

осевой сжимающей силы Р

сж

*"*p=w

/.»=/W<7'mr

ож,

(IV.33)

где Um—длина сжатого и изогнутого участка штанговой колонны, м; R —

радиус

спирали, по которой изогнута сжатая часть колонны, м;

RMD*

ш-dmr

от)/2

(IV.34)

»»—

внутренний диаметр подъемных труб, м; / — экваториальный момент

инерции поперечного сечения штанг, м

;

(IV.35)

139

rfmi еж,

/шт еж,

<?'шт

еж —

соответственно диаметр, площадь поперечного

се-

чения

и вес 1 м

штанг

жидкости

пределах участка длиной

ж.

Если

осевая сжимающая сила

не

превышает

10 кН, то для

расчета

деформаций изгиба

Л,

можно пользоваться более простой формулой

А. Лубинсхого

*и=

8EJ •

Общие потери

хода

плунжера

от

упругих

деформаций штанг

труб

учетом

сжатия

продольного изгиба нижней части колонны штанг

тр)>

(IV.37)

где

Xmi и Хтр

рассчитываются

по

формулам

(IV.21)

(IV.22),

длину

хо-

да плунжера рекомендуется вычислять

по

формуле

(IV.19)

и не

учитывать

влияние

динамических процессов

на

деформацию штанг.

Утечки в

зазоре

плунжерной пары

Для нового (неизношенного) насоса

утечку

можно приближенно рассчи-

тать

по

формуле

А. М.

Пирвердяна

(при

ламинарном течении жидкости

зазоре)

"£>плв

(Лык

—

Рве

и) 1

—

Уж

плРж

Г^плК-

(IV.38)

где

рж, v

—

соответственно плотность (кг/м

)

кинематическая вязкость

(м

/с) откачиваемой жидкости; Inn—длина плунжера,

м; б—

зазор

между

плунжером

цилиндром

при их

концентричном расположении,

м; с

—

отно-

сительный эксцентриситет расположения плунжера

цилиндре,

т. е.

отно-

шение

расстояния

между

их

центрами

величине

(0^с

^1);

«о —

средняя

скорость движения плунжера,

м/с;

Uo=Snni;

n —

число качаний

секунду.

Критическое значение параметра Рейнольдса, соответствующее

переходу

от ламинарного

турбулентному режиму течения

зазоре, ориентировочно

принято

равным Re

p=10

Тогда условие сохранения ламинарного режима

будет

иметь следующий

вид:

(IV.39)

При

турбулентном режиме течения жидкости

зазоре величину утечки

можно определить приближенно:

а)

для

концентричного расположения плунжера

цилиндре (с

=0)

Г(РыРц)

4,7nD

[ j-^ J

-^ГГ—Т

™

;

(IV.40)

б)

для

эксцентричного расположения плунжера

цилиндре (с

ф0),

но

без

учета

движения плунжера

(P*bK-P

cu)W

пл

— -ТТт-

\(P*bKP

cu)W

1 „

1Ч

?ут

=4,7(1+0,З

)

пл

—

-ТТт--

(IV.41)

Величина зазора

б в

новом (неизношенном) насосе зависит

от

группы

посадки.

140