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

Подождите немного. Документ загружается.

Насос

снабжен двумя всасывающими и двумя нагнетательными клапанами.

Клапанные

узлы

могут

иметь увеличенное проходное сечение.

Насосы

скважинные штанговые специального назна-

чения

рассчитаны на работу в скважинах с сильным пескопроявлением, при

форсированной

откачке жидкости, на глубине подвески насоса

3000—3500

м,

с вязкопластичной жидкостью и т. д. Для эффективной эксплуатации таких

скважин предназначены насосы специальных типов.

Насосы

скважинные штанговые невставные

НСН5

предназначены для эксплуатации нефтяных скважин с повышенным содер-

жанием песка в откачиваемой жидкости (до

0,2%).

От насосов НСН2 они

отличаются увеличенной длиной плунжера, равной 1500 мм, и применением

специальных износостойких материалов для плунжера, цилиндра и клапан-

ных узлов.

Насосы

скважинные штанговые невставные НСН2Т

под

трубчатые

штанги предназначены для эксплуатации скважин

с высоким содержанием песка (свыше

0,2%).

К отличительным особенностям

этих насосов относятся наличие полого штока, с помощью которого плунжер

соединяется с нижним концом колонны

трубчатых

штанг. Это позволяет на-

править нагнетаемую насосом жидкость в колонну

трубчатых

штанг, минуя

полость насосно-компрессорных

труб,

и предотвратить оседание песка из

жидкости и попадание его в зазор

между

плунжером и цилиндром.

Кроме

того, поскольку в

трубах

меньшего диаметра скорость подъема

жидкости значительно возрастает, то условия выноса песка улучшаются.

Насосы

скважинные штанговые невставные НСН2В и

вставные НСВ1В предназначены для эксплуатации скважин обводнен-

ных и с пескопроявлениями.

В отличие от насосов НСН2 и НСВ1 в данных насосах установлены

узлы верхней и нижней защиты с эластичными воротниками, которые предот-

вращают попадание песка в зазор

между

плунжером и цилиндром. Внутри

плунжера установлен сепаратор для отделения нефти из откачиваемой жид-

кости и смазки ею трущихся поверхностей плунжерной пары.

Насосы

скважинные штанговые невставные НСНА

предназначены для форсированной откачки жидкости из нефтяных скважин,

не

содержащих в продукции механических цримесей, через насосно-компрес-

сорные трубы, диаметр которых меньше, чем диаметр плунжера.

особенностям конструкции насосов данного типа относятся применение

автосцепа, обеспечивающего соединение и разъединение плунжера и колонны

насосных штанг и специального сливного устройства, предназначенного для

слива жидкости нз полости насосно-компрессорных

труб

при подъеме устэ

новки.

Насосы

скважинные штанговые вставные НСВ2 пред-

назначены

для эксплуатации скважин, в продукции которых не содержится

песок,

с глубиной спуска насоса от

2500

до

3500

м.

Эти насосы в отличие от насосов НСВ1 имеют замковую опору, распо-

ложенную в нижней части, что позволяет разгрузить

кожух

цилиндра от

растягивающих усилий при

ходе

плунжера

вверх.

Следует

отметить, что для этих же условий эксплуатации предназначен

насос НСВ1 с условным диаметром 38 мм.

Насосы

скважинные штанговые вставные НСВГ пред-

назначены

для откачки высоковязкой и вязкопластичной жидкости с вяз-

костью до 100 мПа-с.

Насос

НСВГ относится к дифференциальным плунжерным насосам одно-

стороннего действия, состоящим из соединенных

двух

секций втулочных ци-

линдров.

Плунжеры верхней и нижней секций соединены полым штоком. При этом

нижняя

секция меньшего диаметра — рабочий насос, откачивающий жидкость

из

скважины, а верхняя — силовая часть, создающая дополнительное усилие,

необходимое для проталкивания плунжера в цилиндре при

ходе

вниз, т. е.

для преодоления гидравлических сопротивлений в насосе и силы гидродина-

мического трения штанг.

181

ТАБЛИЦА IV.25

СООТВЕТСТВИЕ

РАЗМЕРОВ НКТ ТИПОРАЗМЕРАМ СКВАЖИННЫХ НАСОСОВ

Насос

\ь

Насос

НСН1,

НСН2,

НСН5,

НСН2В

НСН2Т

114

4,0

5,0

5,5

6,5

7,0

5,5

НСНА

НСВ1,

НСВ2,

НСВ1В, НСВ1П

НСВГ

55/43

4,0

5,0

5,5

6,5

5,0

5,5

6,5

Насосы

скважинные штанговые вставные НСВ1П пред-

назначены

для

эксплуатации нефтяных скважин,

откачиваемой жидкости

которых содержится повышенное количество песка

(до

0,2%).

Эти

насосы

отличаются

от

насосов НСВ1 тем,

что в них

установлены одинарные кла-

панные

узлы

седлом клапана из твердого сплава.

5. Выбор колонны насосно-компрессорных

труб.

Насосно-компрессорные

трубы, применяемые при насосной эксплуатации

скважин,

изготавливаются

по

ГОСТ

633—80

выпускаются

гладкими

с высаженными концами (см. табл.

IV.24).

Диаметр НКТ выбирается

зависимости

от

типа

условного размера

скважинного штангового насоса (табл.

IV.25).

6. По кривой распределения давления

по

стволу скважины

для

выбран-

ной

глубины спуска насоса определяются давление

пР

газосодержание ($

на

его приеме.

7. Вычисляются коэффициент сепарации газа

трубный газовый фактор.

Коэффициент

сепарации газа

приема погружного оборудования

ха-

рактеризуется отношением объема свободного газа,

уходящего

межтрубное

пространство, Qr меж

общему объему свободного газа

приема

при

данных термодинамических условиях:

»c=Qr

Mtx/Qr,

«со

+36Д

«со

1+4,с

(при В<0,5),

(при

В>0,5),

(IV. 193)

(IV. 194)

где а

—коэффициент сепарации

открытого приема штангового скважин-

ного насоса при

=0;

асо^меж/^с /меж

—

площадь поперечного сечения

кольцевого пространства

между

обсадной колонной

колонной НКТ

на

уровне приема,

182

;

— площадь сечения эксплуатационной колонны,

Трубный газовый фактор

=Go—[Го—Г(р

р)]а

(IV. 195)

новое давление насыщения р'иас находят из условия

0=Г(р'нас).

(IV.196)

8. По методике Ф. Поэттмана и П. Карпентера рассчитывается давление

на

выходе

из насоса р

ык-

9. По формулам (см. стр. 99) определяется максимальный перепад дав-

ления,

обусловленный движением продукции через всасывающий Др

л в и

нагнетательный Др

кл

н клапаны насоса, а также оценивается минимально не-

обходимое давление на приеме насоса при откачке дегазированной жидкости.

10. Вычисляются утечки в зазоре плунжерной пары q

, коэффициент

наполнения

насоса т)наг и коэффициент т|р

, учитывающий количество рас-

творенного в нефти газа; затем подбираются длина

хода

плунжера в

пл

число

ходов

Л', которые бы обеспечивали необходимую подачу насоса по

газожидкостной смеси В7

вас

Q>K

(Рве ц)/Т)нап.

(IV.197)

11.

Подбирается конструкция штанговой колонны по одной из приведен-

ных методик. Затем определяются:

потери

хода

плунжера от

упругих

деформаций штанг Я

т и

труб

Тр

длина

хода

полированного штока s;

экстремальные нагрузки Я

тах

Pmin

и приведенное напряжение а

пр

точке подвеса штанг;

силы сопротивления, действующие при работе установки;

максимальный крутящий момент на кривошипном

валу

редуктора стан-

ка-качалки

Мир max.

12. Выбирается станок-качалка.

13.

Рассчитываются такие энергетические показатели работы штанговой

насосной

установки, как мощность, затрачиваемая на подъем жидкости, пол-

ная

и полезная, потери энергии в подземной и наземной частях установки,

удельный

расход

энергии и к. п. д. установки.

13.

Проводится оценка показателей надежности установки (вероятная

частота обрывов штанг v и общее число подземных ремонтов

Л^

ре

н),

и опре-

деляется коэффициент эксплуатации ее.

14. Рассчитываются экономические показатели: капитальные и эксплуа-

тационные

затраты, себестоимость подъема нефти из скважины и условные

приведенные затраты, обусловленные типоразмером и режимом работы на-

сосной

установки. При этом учитываются стоимость полного комплекта на-

сосного оборудования, расходы на электроэнергию, подземный ремонт и

амортизационные отчисления.

15. Если рассматривается несколько вариантов, отличающихся глубиной

спуска и (или) диаметром скважинного насоса, то расчеты, перечисленные

пп. 3—14 настоящего раздела, повторяются для каждого варианта, после

чего полученные в п. 14 условные приведенные затраты на подъем нефти Z

сравниваются

между

собой и предпочтение отдается варианту, обеспечиваю-

щему минимум условных приведенных затрат.

Определение

максимального

отбора

жидкости

из скважины

В практике эксплуатации нефтяных месторождений случается, что до-

бывные возможности скважины превышают подачу насосной установки,

а применение

других,

более высокопроизводительных, способов эксплуатации

скважин оказывается невозможным по техническим и технологическим при-

чинам

(например, из-за высокой температуры жидкости нельзя применять

ЭЦН)

или нецелесообразно.

Поэтому необходимо определить максимальный дебит жидкости, кото-

рый

можно получить из данной скважины, и подобрать штанговую насосную

установку, обеспечивающую этот отбор.

183

-iУстье

скважины

Рис.

IV.6. Зависимости дебита газо-

жидкостной смеси от глубины спус-

ка

насоса:

/ —

индикаторная линия скважины;

2 —

расход

газожидкостной смеси

при

мини-

мальном давлении

на

приеме насоса;

в—

—

кривые распределения давления

на

глубине

Рис.

IV.7. Определение максималь-

ного отбора жидкости из скважины:

/ —

граница добывных возможностей

ус-

тановки;

2 —

зависимость производителв-

ности

системы

(по

газожидкостной смеси)

от глубины спуска насоса

Глубина спуска иасоса

Последовательность выполнения расчетов при этом следующая.

1. Задаемся допустимым минимальным забойным давлением для данной

скважины рзаб min, исходя из геолого-промысловых или технических ограни-

чений,

таких, например, как разрушение призабойной зоны, предотвращение

выделения в призабойной зоне парафина, солей или свободного газа, сохра-

нение

целостности обсадной колонны и цементного кольца и т. д.

Задаемся также необходимым минимальным давлением на приеме насо-

са /э

р mm, исходя из условия обеспечения нормальной работы его в условиях

данной

скважины.

Остальные необходимые для расчета исходные данные задаются согласно

приведенному перечню (стр. 177).

2. Строим зависимость <2ж(Рзаб) для данной скважины (рис.

IV.6).

За-

тем вычисляют объемное газосодержание газожидкостной смеси в скважине

при

давлении р„

Р га

ш:

fcip

(Рщ>

mln)

"t" j

V.I 98)

Затем на том же графике строится зависимость (?си(Рзаб, Pnpmin),

ординаты которой получаются путем умножения ординат первой зависимо-

сти на множитель

1/(1—р

р)

(кривая 2).

3. На графике рис. IV.7 выбирают несколько значений дебита газожид-

костной

смеси

QCJII

('=0, 1, ..., п) в интервале от нуля до максимальной

величины и определяют соответствующие им значения давления на забое

скважины,

которые лежат в пределах от пластового до минимального за-

бойного давления.

184

4. По одной из приведенных в настоящем разделе методик для каждого

значения

забойного давления строится кривая распределения его по стволу

скважины (см. рис. IV.7, кривые 3—6). Затем проводят вертикальную линию

(пунктирная),

соответствующую

минимальному давлению на приеме насоса

Рпр

mm. Ординаты пересечения этой линии с кривыми распределения давле-

ния

в стволе скважины (кривые 3—6) показывают, на какой глубине в сква-

жине находится сечение с давлением р

пр m

m и расходом газожидкостной

смеси Qcj, когда забойное давление равно рэаб*.

На

диаграмме А. Н. Адонина, граница которой (см. рис. IV.7, кривая /)

определяет максимальные добывные возможности современного насосного

оборудования, проведем вертикальную прямую с абсциссой L

, равной глу-

бине екважины, а затем нанесем точки с координатами [Z.,, Q

i], найден-

ными

из предыдущих построений и, соединив их, получим зависимость дебит

газожидкостной смеси — потребная глубина спуска насоса для рассматривае-

мой

скважины (см. рис. IV.7, кривая 2).

Пересечение кривых 1 к 2

дает

искомую точку А — совпадение характе-

ристики

скважины с предельными параметрами штанговой насосной установ-

ки

при заданном минимальном давлении на приеме насоса.

Выбор основного насосного оборудования и режима откачки проводится

обычном порядке

ПРИМЕР

ВЫБОРА

ШТАНГОВОЙ

НАСОСНОЙ

УСТАНОВКИ

РЕЖИМА

ЕЕ

РАБОТЫ,

ОБЕСПЕЧИВАЮЩЕГО

ЗАДАННЫЙ

ОТБОР

НЕФТИ

Числовые

значения

основных

исходных

данных

приведены

на стр. 177.

Пример

соответствует

условиям

Туймазинского

месторождения.

Определяем

дебит

нефти

по

формуле

(IV.4):

м f}\ 26 2

«<==

* 86 400

864M"

==3l

4 M

Забойное

давление

<Э„с

З.ОЗ-Ю-

Рзаб

—

Рпл—

пр

1,02'Ю-

8,03-10

Па.

за5

=8,03

МПа.

3. Строим кривую распределения

давления по стволу скважины при

Рзав

= 8,03 МПа (рис.

IV.8).

4. Глубину спуска насоса выбира-

ем, исходя из онтимального давления

на

приеме, примерно равного 2,6 МПа.

По

графику (см. рис. IV.8) находим,

что при L

= 900 м р

р=2,56 МПа.

Эту глубину и выбираем в качестве

глубины спуска. "

5. По диаграмме А. Н. Адонина вы- =

бираем диаметр насоса, который для s

=900 M И

QH,,^=26,2

/сут

равен £

38 мм. По табл.

IV.26

выбираем на-

сос НСВ1-38, пригодный для неослож-

ненных

условий эксплуатации (с обыч-

ными

клапанами), II группы посадки

с зазором 6=100 мкм

(10~

)

в плун-

жерной паре.

Рис.

IV.8. Кривые распределения дав-

ления

по стволу скважины (Л и колон-

не

НКТ (2)

185

i \

ill

вр й Рвик 10

Д авление, МПа

ТАБЛИЦА

IV.26

ХАРАКТЕРИСТИКА НАСОСНЫХ ШТАНГ'

Показатели

Площадь поперечного сечения штан-

'И, СМ

Вес 1 м штанги в

воздухе,

Наружный диаметр муфты, мм

Диаметр

штанг d

. мм

2,01

17,5

2,83

23,5

3,80

31,4

4,91

41,0

6. Колонна НКТ для насоса НСВ1-38 в соответствии с табл.

IV.26

вы-

бирается с условным диаметром 73 мм и толщиной стенки 5,5 мм. Для

тоуб

этого размера £>

н=0,073 м; D

„=0,062 м; /

тр

=11,6X10—' м

7. Для давления р

пр

определим объемный коэффициент нефти:

2,56—0,

9|0

количество растворенного

газа:

ГАР-0,П

Г (2,56-0,1)

М54

\ 594[\ ]

ГАР-

,0,)

,0-0,1)

]

расход свободного газа:

, \ гп г- / м ^Р»'

СКВ,-,

(AID)

= [Г„—Г

(р

пр

)]

Q»

0 1-303

[59,4 — 33,1]

2 56

973

•3,03-10-

подачу жидкости

p)=Q

Mpnp)4-QB=3,03-10-

-l

)

8. Коэффициент сепарации газа по

(IV.194)

MeiK

D\ — D\

0.150

— 0,О73

* м

/с;

10-

/с.

0.150

0,76

= 0,76;

. <?ж(А

)

1+36,5—^-

3,39-10-«4

Трубный газовый фактор

—

[Го—

Г(р

вр

)]ас=59,4—[59,4—33,1]0,45=47,6 м

/м

Очевидно, Г

о=Он

о.

Новое

давление насыщения р'нас^б.б МПа.

9. Определим давление на выкиде насоса р

ык = 7,94 МПа (рис. IV.8).

Определим среднюю плотность смеси в колонне НКТ:

Рем

т=(Рвык—^y)/L

g=(7

)

94—1,53)10

/(900-9,8)=727 кг/м

10. Определим максимальный перепад давления в клапанах при движе-

нии

через них продукции скважины.

186

Согласно табл. IV. 1, 4л в=25 мм, й

лв = 18 мм. Предварительно опре-

делим расход смеси через всасывающий клапан:

0,1-303

(47,6 — 33,1)

2 56 273

3,03-10-*=

1,9-10-*

м»/с,

Максимальная

скорость движения смеси в седле всасывающего клапана

число Рейнольдса:

<3кл =(3,35 +1,9) 10-* =

5,3-10-*

м'/с

ксимальная

скорость

Рейнольдса:

KJ1

5.3-10-*

"max—

кл

в —

0,025

—

с>

K.iBf

„0,025-3,4

По

графику (см. рис. IV. 1) определяем коэффициент расхода клапана

при

Некл=2,8'10

Мкл=0,4. Перепад давления на всасывающем клапане

0,03 МПа.

Аналогично определим перепад давления на нагнетательном клапане.

Поскольку

вт

>р'

ас,

то <2'

(Рвык)= 0 и

ас) = Снс«'н(Р'нас)=3,03-10-*-1,14 = 3.46-Ю-* м'/с;

4-3,46-10-*

(0.018)

.27 м/с;

кл

= 0,4 (см. рис. IV.1),

27)

850

4/;

= . ' ,— = 0,48- 10

Н/м

= 0,05 МПа.

Тогда давление в цилиндре насоса при всасывании р

о ц и нагнетании

Рнагнц

и перепад давления, создаваемый насосом Др

ас,

будут

следующие:

Рве ц=р

пр

—Дркл в=2,56—0,03=2,53 МПа;

Ряагнц=Рвык+Дркл

=7,94+0,05=7,99 МПа;

Др

=Рнагя

ц—р

пр

=7,99—2,56=5,43 МПа.

11.

Определим утечки в зазоре плунжерной пары (по

(IV.38)

вторым

членом пренебрегаем):

3 ,

187

„\3,14-3,8'10-'(10-

)

(7,94 —

2,53)-10

=[1

+—

0,5«j

12-3.10-Л.2.850

°.24-Ю-

м'/с

Проверяем характер течения

зазоре:

<7ут

2,4-10-»

«АиЛж

~3,14-3,8-10-

-3-10-«

= 67< 1000.

Следовательно, режим течения жидкости

зазоре ламинарный.

12. Коэффициент наполнения определяем

по

методике, изложенной

на

стр.

142.

Установим предварительно <Зсм(Рвсц):

Qm(Рвец)«= <?ж(Ар) =3,39-10-*

м'/с;

Г 25,3— 1

10,454

/"(Лсц)=59,4^—gg

I = 32,9

м'/м»;

=1,95-10-*

м'/с;

QCM

(3,39+1,95) 10-*

5,34-10-*

м'/с;

<Уг(Лсц)

1.95

Рвс

Qc«

-5,34~

0>3b5

Проверяем условие

ц<р'нас Поскольку

оно

выполняется,

то в ци-

линдре

во

время

хода

всасывания имеется свободный

газ.

Тогда коэффи-

циент наполнения т)

нап

определяем

следующем порядке.

Коэффициент

утечек

по

(IV.43)

__^vi_

0.24-Ю-*

/ут=

CM(JDBCU

)

-2-5,34-10-

-°'

022

Газовое число

по

(IV.44)

1.95-10-"»

575

~0»(Лсц)~

3.39-10-*

-°-

575

Рнагн

=7,99

МПа>р'яао=5,5

МПа.

Следовательно,

коэффициент

наполнения

определяется

по

(IV.47):

«вр (Ь

(

Рвса

)

В расчете принято Ьж(р)=Ья(р);

1—/

ут

—

0,022

Чини

Т+~Я

^ =

0,575-°-

031

= °'

Определим коэффициент наполнения также

для

неравновесного харак-

тера процесса растворения газа

по

(IV.48)

(IV.49):

-11=0,021;

в1

1з= Г+^Ш- О-

021

0,62-0,021

=0,60.

188

Определим коэффициент наполнения также для процесса неравновесного

при полной сегрегации фаз по (IV.50):

0,62.

= ] I ^

По

формуле И. М. Муравьева

(IV.51)

Лвап=1—Рве

(т

вр

+1) =

1—0,365

(0,1+1) =0,60.

Вероятные средние значения коэффициента наполнения т^нап i и соот-

ветствующие максимальные абсолютные отклонения 6i составят соответст-

венно

(см.

(IV.53)

(IV.54))

- >ап ч + Чнап I . - 0.62 + 0,59

Чнап

г = § ' '

Чнап г =

°>

Ь05>

_ 0,62 + 0,60 1

1напз = 2 = °.

;

i=±-%4

= ±0,017; бз=+0,01.

Следовательно, значения коэффициента наполнения насоса, определенные

для различных

схем

процесса выделения и растворения газа и сегрегации

фаз,

лежат в довольно узком диапазоне значений: т)

ап=0,59—0,62. Погреш-

ность схематизации не превышает 0,02.

Для дальнейших расчетов принимаем т)

ап = 0,60.

Коэффициент

т)

р г

, учитывающий

усадку

нефти, вычисляем по (IV.55):

„ _ , Ь

(р

всц

)-\

1,12-1

13.

Определим подачу насоса

1У

ас,

обеспечивающую запланированный»

дебит нефти при получившемся коэффициенте наполнения, по

(IV.197):

При

известном диаметре насоса можно определить необходимую ско-

рость откачки, пользуясь, например, формулой (IV.15):

4И?

нас

4-5,65-Ю-

5плП=

пО

лл

3,14(3,8)М0-*

= 3 м

мин

По

диаграмме А. Н. Адонина для заданного режима рекомендуется ис-

пользовать станки-качалки 6СК6-1.5Х 1600 или 6СК6-2,1

Х2500.

Первый

из них не подходит, поскольку не обеспечит

требуемую

скорость

откачки

(для этого станка

mux

= 22 м/мин). Поэтому

следует

ориентиро-

ваться на параметры станка

СК6-2,1—

2500

по ГОСТ

5866-76,

параметры

которого аналогичны параметрам станка-качалки

6СК6-2,2х2500.

Выбираем э

пл

=2 м; л=15 кач/мин или W=0,25 1/с.

14. При выборе конструкции штанговой колонны, вначале воспользуемся

таблицами АзНИИ ДН. По табл. IV.8 для насоса диаметром 38 мм выбираем

двухступенчатую

колонну штанг из углеродистой стали 40 ([а

р] = 70 МПа)

диаметрами 16 и 19 мм с соотношениями длин ступеней

55x45%-

Выберем

также конструкцию равнопрочной штанговой колонны по методике МИНХ

ГП.

189

Предварительно установим значения следующих коэффициентов (необхо-

димые размеры штанг приведены в табл.

IV.30):

т =

тв

/с1

;

= 62/16 = 3,87; /л„ = 3,26;

Л^шт =

х i j : Л^шт 16 = 1.82, М

Ьт

„=2,34;

= £>

т в

муфт

; ю

„ =

62/38

= 1,63, т

„ =

62/42

= 1,48;

0,032

•Ммуфт =

_(. 1 ; Ммуфт ig = 9,40,

Площадь плунжера насоса

nJI

= п -22 —

11,34-10-*

Гидростатическая нагрузка

Рж= (Рвыкл—Рве

)^пл =

(7,94—2,53)

• 10

-11,34-10—' = 6130 Н.

Коэффициенты

динамичности при

ходе

вверх т

и вниз т

, а также

плавучести штанг

Карх

и вспомогательный множитель М устанавливаются по

(IV.102)

и (IV.133):

1440 ~ 1440

5П

2-15'

1790

1790 — °-

р™

727

1^ 1

JM = 0,2/С

арх

+0,6/я

0,4т„

= 0,2-0,907+ 0,6-0,31+

0,4-0,25

= 0,47.

Сила гидродинамического трения, действующая на единицу длины ко-

лонны,

рассчитывается по

(IV.134):

ТР

, = 2л

-3-10-

-850-2,0-0,25(1,82+0,4) =0,056 Н/м,

тр2

=2я

•

3 •

Ю-

•

850 •

2,0•

0,25 (2,34 + 0,64) =

0,075

Н/м.

Далее определим силы сопротивлений, сосредоточенные у плунжера

Ртрчл, по

(IV.98)

(IV.99):

-Р

лн=ДЛлн^пл

5-Ю'-11,34-10-*

= 57 Н,

трпл==

1,65^р— 127=1,65^^— 127 = 500 Н.

Вес «тяжелого низа> принимаем равным сумме сил сопротивления, со-

средоточенных у плунжера:

Рт

н=Р„л

н+Ртр

пл=57+5005к560 Н.

Далее установим длины нижней h и верхней /

ступеней по (IV. 131) и

(IV.137).

190