6. Колонна НКТ для насоса НСВ1-38 в соответствии с таблицей IV.25 /6/ выбирается с условным диаметром 73 мм и толщиной стенки 5,5 мм. Для труб этого размера Dт.н=0,073 м; Dт.в=0,062 м; fтр=11,6*10-4 м2.

7. Для давления рпр определим объемный коэффициент нефти:

количество растворенного газа:

м3/м3;

расход свободного газа:

м3/с;

подачу жидкости:

м3/с;

8. Коэффициент сепарации газа:

Трубный газовый фактор:

м3/м3.

Очевидно, Гн о=Gн о.

Новое давление насыщения МПа.

9. Определим давление на выкиде насоса МПа (рисунок 4)

Определим среднюю плотность смеси в колонне НКТ:

кг/м3.

10. Определим максимальный перепад давления в клапанах при движении через них продукции скважины.

Согласно таблице IV.1 /6/, dкл в=25 мм, dкл н=18 мм. Предварительно определим расход смеси через всасывающий клапан:

м3/с,

м3/с.

Максимальная скорость движения смеси в седле всасывающего клапана и число Рейнольдса:

м/с;

По графику (см. рисунок IV.1 /6/) определяем коэффициент расхода клапана при Rе=2,8*104 Мкл=0,4. Перепад давления на всасывающем клапане

Н/м2=0,03 МПа.

Аналогично определим перепад давления на нагнетательном клапане. Поскольку рвык>р’нас, то Q’г(рвык)=0 и Qкл=Qж(р’нас),

м3/с;

м3/с;

Mкл=0,4 (см. рисунок IV.1 /6/),

Н/м2=0,05 МПа.

Тогда давление в цилиндре насоса при всасывании рвс ц и нагнетании рнагнц и перепад давления, создаваемый насосом ∆рнас, будет следующее:

рвсц=рпр-∆ркл в=2,56-0,03=2,53 МПа;

рнагц=рвык+∆ркл н=7,94+0,05=7,99 МПа;

∆рн=рнагн ц-рпр=7,99-2,56=5,43 МПа.

11. Определим утечки в зазоре плунжерной пары:

Проверяем характер течения в зазоре:

Следовательно, режим течения жидкости в зазоре ламинарный.

12. Определим коэффициент наполнения:

Установим предварительно Qсм (рвсц):

Qж(рвсц)≈Qж(рпр)≈3,39∙10-4 м3/с;

м3/м3;

м3/с;

Qсм=(3,39+1,95)∙10-4=5,34∙10-4 м3/с;

Проверяем условие рвсц<р’нас. Поскольку оно выполняется, то в цилиндре во время хода всасывания имеется свободный газ. Тогда коэффициент наполнения ηнап определяем в следующем порядке:

Коэффициент утечек:

Газовое число:

рнагнц=7,99 МПа>р’нас=5,5 МПа. Следовательно, коэффициент наполнения:

В расчете принято bж(р)=bн(р);

Определим коэффициент наполнения также для неравновесного характера процесса растворения газа:

Определим коэффициент наполнения также для процесса неравновесного и при полной сегрегации фаз:

По формуле И.М. Муравьева:

Вероятные средние значения коэффициента наполнения и соответствующие максимальные абсолютные отклонения δi составят соответственно:

Следовательно, значения коэффициента наполнения насоса, определенные для различных схем процесса выделения и растворения газа и сегрегации фаз, лежат в довольно узком диапазоне значений: ηнап=0,59-0,62. Погрешность схематизации не превышает 0,02.

Для дальнейших расчетов принимаем ηнап=0,60.

Коэффициент ηрг, учитывающий усадку нефти:

13. Определим подачу насоса Wнас, обеспечивающую запланированный дебит нефти при получившемся коэффициенте наполнения:

м3/с.

При известном диаметре насоса можно определить необходимую скорость откачки, пользуясь, например, формулой:

м/мин.

По диаграмме А. Н. Адонина для заданного режима можно использовать станки-качалки 6СК6-1,5*1600 или 6СК6-2,1*2500.

Первый из них не подходит, поскольку не обеспечит требуемую скорость откачки (для этого станка snmax=22 м/мин). Поэтому следует ориентироваться на параметры станка СК6-2,1-2500 по ГОСТ 5866-76, параметры которого аналогичны параметрам станка-качалки 6СК6-2,2*2500.

Выбираем sпл=2 м; n=15 кач/мин или N=0.25 1/c.

14. При выборе конструкции штанговой колонны, вначале воспользуемся таблицами АзНИПИ ДН. По таблице IV.8 /6/ для насоса диаметром 38 мм выбираем двухступенчатую колонну штанг из углеродистой стали 40 ([σпр]=70 МПа) диаметрами 16 и 19 мм с соотношениями длин ступеней 55*45%. Выберем также конструкцию равнопрочной штанговой колонны по методике МИНХ и ГП.