Главная страница
Навигация по странице:

  • Ответ

  • Решение: Задача 14

  • Задачи НФГД. 2 вариант. Вариант 2 Задача 1


    Скачать 46.17 Kb.
    НазваниеВариант 2 Задача 1
    АнкорЗадачи НФГД
    Дата31.12.2021
    Размер46.17 Kb.
    Формат файлаdocx
    Имя файла2 вариант.docx
    ТипЗадача
    #322535

    Вариант 2
    Задача 1

    В таблице 1.1 приведены составы газов типичных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. Рассчитать молекулярную массу каждого компонента, молекулярную массу газа, его плотность при стандартных условиях и относительную плотность по воздуху.
    Таблица 1.1

    Компонентный состав газа

    Вариант

    Месторождение

    Компонентный состав газа, % объемные

    СН4

    С2Н6

    С3Н8

    С4Н10

    С5Н12

    СО2

    N2

    H2S

    2

    Уренгойское

    98,84

    0,1

    0,03

    0,02

    0,01

    0,3

    1,7

    -


    Таблица 1.2

    Атомные массы компонентов

    Компонент

    Водород

    Углерод

    Кислород

    Сера

    Азот

    Атомная масса

    1,008

    12,011

    15,999

    32,064

    14,007


    Решение:

    Молекулярная масса газа при известном объемном составе рассчитывается по формуле:

    Мг =

    yi - мольная доля i- го компонента в газовой фазе

    Mi - молекулярная масса i- го компонента

    n - число компонентов в смеси газов

    Рассчитываем предварительно молекулярную массу каждого из компонентов нефтяного газа, учитывая, что атомная масса углерода С = 12,011; водорода Н = 1,008; кислорода О = 15,999; серы S = 32,064 и азота N = 14,007. Молекулярные массы составляют:

    метана МСН4 = 12,011 + (4·1,008) = 16,043

    этана МС2Н6 = (2·12,011) + (6·1,008) = 30,07

    пропана МС3Н8 = (3·12,011) + (8·1,008) = 44,097

    бутана МС4Н10 = (4·12,011) + (10·1,008) = 58,124

    пентана МС5Н12 = (5·12,011) + (12·1,008) = 72,151

    диоксида углерода МСО2 = 12,011 + (2·15,999) = 44,010

    азота МN2 = 2·14,007 = 28,014

    Мг = = 16,543

    Плотность газа при стандартных условиях рассчитывается по формуле:

    ρг.ст = Мг / 24,05 = 16,543 / 24,05 = 0,688 кг/м3

    Для расчёта относительной плотности газа по воздуху используется формула:

    = Мг / 28,98 = 16,543 / 28,98 = 0,571 кг/м3

    Ответ: молекулярная масса газа – 16,543, его плотность при стандартных условиях - 0,688 кг/м3, относительная плотность по воздуху - 0,571 кг/м3.
    Задача 2

    Рассчитать плотность, объемный коэффициент и усадку нефти по исходным данным, представленным в таблице 2.1.
    Исходные данные для расчетов

    Вариант

    Газовый фактор, м33

    Г0

    Плотность нефти, кг/м3

    Н

    Плотность газа,

    кг/м3

    Г 

    Давление,

    МПа

    p

    Темпрература,

    0С

    t

    2

    19,9

    896

    1,34

    16,7

    53


    Решение:

    Объемный коэффициент нефти можно рассчитать по формуле:

    b = 1 + НГГ0 + Н (t-20) - 6,5 10-4  p

    Коэффициент изменения объема нефти из-за изменения ее насыщенности газом НГ рассчитывается по формуле:

    НГ = 10-3[ 4,3 + 0,858*Г + 5,2( 1- 1,5 Г0*10-3) Г0*10-3 - 3,54*Н*10-3]

    НГ = 10-3[4,3 + 0,858 * 1,34 + 5,2*(1-1,5*19,9*10-3)*19,9*10-3 - 3,54*896*10-3] = 0,003

    Так как плотность нефти 896 кг/м3 (860 <Н< 960 кг/м3), то коэффициент термического расширения нефти Н рассчитываем по формуле:

    Н = 10-3 1,975(1,272 - Н10-3) = 10-3 * 1,975 * (1,272 – 896*10-3) = 0,00074

    b = 1+ 0,003 * 19,9 + 0,00074*(53-20) – 6,5 * 10-4*16,7 = 1,073

    Плотность нефти с растворенным в ней газом определяют по формуле:

    НГ = b-1 (Н + Г Г0) = 1,073-1 * (896+1,34*19,9) = 859,89

    Коэффициент усадки u рассчитывается следующим образом:

    u = (b -1) / b = (1,073 – 1) / 1,073 = 0,068

    Ответ: плотность нефти с растворенным в ней газом равна 859,89; объемный коэффициент нефти равен 1,073; усадка нефти составляет 0,068.

    Задача 3

    Рассчитать теплоемкость дегазированной нефти при 20 0С для данного месторождения (таблица 3.1).
    Таблица 3.1

    Плотность дегазированных нефтей месторождений (пластов)

    Вариант

    Месторождение

    Плотность, кг/м3

    2

    Александровское, Д1

    847


    Решение:

    Теплоемкость нефти можно рассчитать по формуле:

    c = * (496,8 + t) = * (496,8 + 20) = 1905,82 Дж/(кг*К)

    Ответ: теплоемкость дегазированной нефти при 20 0С составляет 1905,82 Дж/(кг*К).
    Задача 4

    Рассчитать плотность и вязкость пластовой воды по исходным данным, представленным в таблице 4.1.
    Таблица 4.1

    Исходные данные для расчета плотности и вязкости пластовой воды

    Вариант

    2

    t, 0С

    7

    S,г/л

    122


    Решение:

    Плотность пластовой воды в зависимости от содержания солей приближенно может быть рассчитана по формуле:

    ВП = В + 0,7647 S.

    Влияние температуры в диапазоне 0...45 0С приближенно учитывается по формуле:

    ВП (t) = ВП - 0,0714 (t -20)

    при 20 оС ρвп = 998.3 + 0.7647 * 122 = 1091,6 кг/л

    при 7 оС ρвп(7) = 1091,6 - 0.0714*(7 - 20) = 1097кг/л

    Рассчитываем параметр ∆ρ и ∆ρ(t)*

    ∆ρ(t)* = 0.793 * (146.8 - t)

    ∆ρ(7)* = 0.793 *(146.8 - 7) = 110,86 кг/м3

    ∆ρ = ρвп - 998.3

    ∆ρ = 1091,6 - 998.3 = 93,3 кг/м3

    Если ∆ρ < ∆ρ(t)*

    93,3 < 110,86, то

    μвп = μв(t) * 100,8831*∆ρ*0,001

    μв(t) = 1353*(t+50)-1.6928

    μв (7) = 1353 * (7+50) -1.6928 = 1,44 мПа*с

    μвп = 1,44 * 10(0,8831*93.3*0.001) = 1,74 мПа*с

    Ответ: плотность пластовой воды при 7 оС составляет 1097 кг/л, вязкость 1,74 мПа*с.
    Задача 5

    По исходным данным (таблица 5.1) рассчитать пластовое давление в безводной остановленной скважине.
    Таблица 5.1

    Исходные данные для расчета пластового давления


    Вариант

    Глубина скважины, м

    Статический уровень жидкости, м

    Плотность дегазированной нефти, кг/м3

    Плотность пластовой нефти, кг/м3

    Затрубное давление, МПа

    2

    1820

    65

    914

    903

    2,1


    Решение:

    Так как скважина безводная, то после остановки она заполнена только нефтью. Рассчитываем высоту столба нефти по формуле:

    Hн = Hскв - hст = 1820 – 65 = 1755 м

    Вычисляем по формуле среднюю плотность нефти:

    н = (н.пл + н.дег) / 2 = (914+903) / 2 = 908,5 кг/м3

    Пластовое давление в соответствии с формулой составляет:

    Рпл = н * g *Hн = 908,5 * 1755 * 9,98 * 10-6 = 15,9 МПа

    Ответ: пластовое давление в безводной остановленной скважине составляет 15,8 МПа.
    Задача 6

    По исходным данным (таблица 6.1) рассчитать забойное давление фонтанирования за счет гидростатического напора пласта; определить КПД процесса фонтанирования и потери давления на трение.
    Таблица 6.1

    Исходные данные для расчета забойного давления

    Вариант

    Дебит скважины

    м3/сут

    Q

    Глубина скважины

    м

    L = H

    Давление насыщения нефти газом,

    МПа

    Рнас

    Плотность нефти,

    кг/м3

    н

    Кинематическая вязкость, 10-6 ,

    м2

     

    Внутренний диаметр НКТ,

    м

    d

    2

    110

    2200

    7,1

    884

    4,7

    0,062


    Решение:

    Определим режим движения жидкости в НКТ. Рассчитаем предварительно число Рейнольдса по формуле:

    Re = = 110 / (0,785 * 0,062 * 4,7*10-6 * 86400) = 5565,7

    Так как Re > 2320 (5565,7 > 2320), то режим течения – турбулентный

    Величина коэффициента гидравлического сопротивления  для турбулентного течения определяется по формуле:

     = 0,3164 / Re0,25

     = 0,3164 / 55650,25 = 0,036

    Определяем давление, оказываемое столбом жидкости по формуле:

    РСТ = gH = 884* 2200*9,8 * 10-6 = 19 МПа

    Потери давления на трение РТР определяем следующим образом:

    РТР = 0,811 *  *  = 0,811 * 0,036 * ((2200*1102) / 864002*0,0625) * 884 = 100461 Па = 0,1 МПа

    РЗАБ = РСТ + РТР + РУ

    При артезианском фонтанировании подъем жидкости осуществляется за счет энергии пласта, то есть при давлении на устье скважины большем либо равном давлению насыщения (Ру  Рнас).

    РЗАБ = 19 + 0,1 + 7,1 = 26,2 МПа

    КПД подъемника (в долях ед.):

     = = 1 / (1+0,036*((8*1102)/(864002*9,8*3,142*0,0625 ))= 0,91

    Ответ: КПД процесса фонтанирования составляет 0,91 (91%), Потери давления на трение составляют 0,1 МПа, забойное давление равно 26,2 МПа.


    Задача 7

    Рассчитать эффективный газовый фактор, оптимальный удельный расход газа и проверить условие фонтанирования. Забойное давление Рзаб = 0,9 Рнас.

    Исходные данные приведены в таблице 7.1.
    Таблица 7.1

    Исходные данные для расчета фонтанирования за счет энергии газа

    Вариант

    Глубина скважины,

    м

    Внутренний диаметр НКТ,

    м

    Газовый фактор,

    м33

    Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3

    Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3

    Плотность воды, кг/м3

    Давление насыщения нефти газом, МПа

    Обводненность продукции, %

    Давление на устье,

    МПа

    2

    2200

    0,062

    130

    903

    914

    1115

    7,3

    10

    0,5


    Решение:

    Эффективный газовый фактор рассчитывают по формуле:

    ЭФ = [G0 -  (( Рз + Ру) / 2 - P0) ](1-)

    G0 – газовый фактор

      - обводненность продукции, доли ед

    R0 - оптимальный удельный расход газа

     - коэффициент растворимости газа в нефти, МПа-1; определяется по формуле:

     =

    где Рнас - давление насыщения, МПа; Ро - атмосферное давление, МПа.

    По условию задачи:

    Рзаб = 0,9 Рнас = 0,9 * 7,3 МПа = 6,57 МПа

     = 130 / (7,3 – 0,1013) = 0,06 Па

    ЭФ = (130 – 0,06*((6,57+0,5)/2 – 0,1013) * (1-0,1) = 116,8

    R0 =

    Так как давление на забое меньше давления насыщения, то трубы опускаются до забоя (L = Hскв).

    - плотность жидкости, которая определяется следующим образом:

    сначала определяем среднюю плотность нефти:

    н = (н.пл + н.дег) / 2 = (903 + 914) / 2 = 908,5

    Ж = В +Н(1-)

    Ж = 1115*0,1 + 908,5 * (1 – 0,1) = 929,15 кг/м3

    R0 = = 0,002

    Условие фонтанирования за счет энергии газа выглядит следующим образом:

    ЭФ> R0

    Соответственно, условие фонтанирования выполняется.

    Задача 8

    Определить предельно - допустимую глубину спуска ступенчатой колонны равнопрочных насосно-компрессорных труб исходя из условия прочности на разрыв. Исходные данные приведены в таблице 8.1. Дополнительные данные для задачи 8 приведены в таблицах 8.2 и 8.3.
    Таблица 8.1

    Исходные данные для определения глубины спуска НКТ

    Вариант

    Плотность нефти , кг/ м3

    Плотность воды, кг/ м3

    Диаметр ступеней, d1/d2, мм

    Группа прочности стали

    2

    870

    1075

    8960

    D


    Дополнительные данные:

    Таблица 8.2

    Условный диаметр, (dу), мм

    Внутренний диаметр, (dвн), мм

    Наружный диаметр, (dнар), мм

    Вес 1 м труб (qТР), Н

    60

    50,3

    60,3

    68,4

    73

    62,0

    73,0

    91,6

    89

    76,0

    88,9

    132,2

    102

    88,6

    101,6

    152,2


    Таблица 8.3

    Группа прочности стали

    Предел текучести стали ( тек), МПа

    D

    380

    K

    500

    E

    550

    L

    650


    Решение:

    Для двухразмерной колонны длины нижней и верхней секций предельно - допустимая глубина спуска:

    l1= P1/ (K * qтр)

    l2= P2 – P1 / (K * qтр)

    где Р - страгивающая нагрузка, соответствующая пределу текучести для равнопрочных труб, Н;

    К- коэффициент запаса прочности (1,3...1,5);

    qТР- вес1м труб,Н.

    При расчете колонны НКТ с высаженными наружу концами расчет ведут по телу трубы исходя из растяжения от собственного веса:

    Р = F  ТЕК

    где F - площадь сечения трубы, м2; ТЕК - предел текучести материала труб, Па.

    ТЕК  исходя из группы прочности D = 380 МПа

    Площадь сечения трубы - по формуле:

    F = 0,785(dНАР2-dВН2)

    где dНАР , dВН - соответственно наружный и внутренний диаметр НКТ, м.

    По данным задачи d1 = 89, d2 = 60, соответственно:

    dНАР1 = 88,9 мм

    dВН1 = 76 мм

    dНАР2 = 60,3 мм

    dВН 2 = 50,3 мм

    Для первой ступени:

    F1 = 0,785 * (88,92 – 762) = 1669,9 мм2

    Р1 = (1669,9 * 10-6) * (380 * 106) = 634562 Н

    qтр 1 = 132,2 Н

    Для второй ступени:

    F2 = 0,785 * (60,32 – 50,32) = 868,21 мм2

    Р2 = (868,21 * 10-6) * (380 * 106) = 329919,8 Н

    qтр 2 = 68,4 Н

    l1 = 634562 / (1,3 * 132,2) = 3692,3 м

    l2 = (329919,8 - 634562) / (1,3*68,4) = - 3426 м

    Ответ: предельно - допустимая глубина спуска ступенчатой колонны равнопрочных насосно-компрессорных труб исходя из условия прочности на разрыв для верхней секции равна 3692,3 м и - 3426 для нижней секции.
    Задача 9

    По условию задачи 8 определить предельно - допустимую глубину спуска ступенчатой колонны гладких насосно-компрессорных труб. Величины страгивающих нагрузок представлены в таблице 8.4.
    Таблица 8.4

    Исходные данные для определения глубины спуска гладких НКТ

    Условный диаметр, (dу), мм

    Страгивающая нагрузка для резьбового соединения

    неравнопрочных труб, кН


    D

    К

    Е

    L

    60,0

    208,0

    274,0

    301,5

    356,0

    73,0

    294,0

    387,0

    426,0

    505,0

    89,0

    446,0

    585,0

    645,0

    762,5


    Решение:

    Гладкие трубы являются неравнопрочными - прочность в нарезанной части составляет 80...85% от прочности ненарезанной. Для труб с высаженными наружу концами прочность по телу соответствует прочности по нарезанной части трубы.

    Соответственно необходимо определить предельно - допустимую глубину спуска ступенчатой колонны:

    Для двухразмерной колонны длины нижней и верхней секций предельно - допустимая глубина спуска:

    l1= P1/ (K * qтр)

    l2= P2 – P1 / (K * qтр)

    где Р - страгивающая нагрузка, соответствующая пределу текучести для равнопрочных труб, Н;

    По данным задачи 8

    По данным задачи d1 = 89, d2 = 60, соответственно:

    dНАР1 = 88,9 мм

    dВН1 = 76 мм

    dНАР2 = 60,3 мм

    dВН 2 = 50,3 мм

    qтр 1 = 132,2 Н

    qтр 2 = 68,4 Н

    Исходя из таблицы 8.4.

    Р1 = 446кН = 446000 Н

    Р2 = 208кН = 208000 Н

    l1 = 446000 / (1,3 * 132,2) = 2599,1 м

    l2 = (208000 - 446000) / (1,3*68,4) = -2676,6 м

    Ответ: предельно - допустимая глубина спуска ступенчатой колонны гладких насосно-компрессорных труб составляет для верхней секции равна м и для нижней секции – 2599,1 и - 2676,6 м.


    Задача 10

    Определить допустимую глубину спуска насосных труб при глубинно-насосной эксплуатации (для случая поднятия трубного насоса при заклиненном плунжере).

    Исходные данные:

    Таблица 8.5

    Вариант

    Диаметр НКТ (dу),

    мм

    Группа стали

    Диаметр штанг, мм

    Плотность нефти,

    кг/ м3

    Плотность воды,

    кг/ м3

    Обводненность продукции,

    %

    2

    73

    D

    16

    870

    1075

    42


    Принять: НКТ с высаженными наружу концами; колонна штанг одноступенчатая.

    Дополнительные данные: значения предела текучести для равнопрочных труб приведены в таблице 8.3. Вес 1м штанг определяется по диаметру:

    Таблица 8.6

    Диаметр штанг, мм

    Вес 1м штанг, Н

    16

    16,7

    19

    23,5

    22

    31,4

    25

    41,0


    Решение:

    Для глубинно-насосного способа эксплуатации допускаемая глубина спуска насосно-компрессорных труб будет равна:

    l доп = P / ((qтр + qш + qж)*К)

    где qШ - вес 1м штанг, Н (табличные данные); qЖ - вес 1м столба жидкости, Н; qТР– вес 1м труб,Н.

    Вес одного метра столба жидкости рассчитывается по формуле:

    qЖ = 0,785(dНКТ2-dШТ2) Жg,

    где dНКТ - внутренний диаметр НКТ, м;dШТ - наружный диаметр штанг, м; Ж - плотность жидкости, кг/ м3.

    Плотность жидкости определяем по формуле:

    Ж = В +Н(1-) = 1075*0,42 + 870*(1-0,42) = 956,1

    qЖ  = 0,785 * ((732 – 162) * 10-6) * 956,1 * 9,8 = 37,3 Н

    По условию задачи:

    qШ = 16,7 Н т.к. диаметр штанг = 16мм (таблица 8.6.).

    qТР = 91,6 Н т.к. dу = 73 мм (таблица 8.2.).

    Так как НКТ с высаженными наружу концами, то

    Р = F * ТЕК

    где F - площадь сечения трубы, м2; ТЕК - предел текучести материала труб, Па.

    Площадь сечения трубы - по формуле:

    F = 0,785(dНАР2-dВН2)

    где dНАР , dВН - соответственно наружный и внутренний диаметр НКТ, м., определяется исходя из таблицы 8.2, так как dу = 73 мм, то

    dНАР = 73 мм

    dВН = 62 мм

    ТЕК определяем по таблице 8.3, исходя из группы прочности стали - D

    ТЕК = 380

    F = 0,785 * (732 – 622) = 1165,725 мм2

    Р = 1165,725 * 10-6 * 380 * 106 = 442975,5 Н

    l доп = 442975,5 / ((16,7+91,6+37,3) * 1,3) = 2340,3 м

    Ответ: допустимая глубина спуска насосных труб при глубинно-насосной эксплуатации составляет 2340,3 м.


    Задача 11

    Определить вес колонны штанг в жидкости для заданных условий.
    Таблица 9.1

    Вариант

    Дебит нефти, м3/сут

    Дебит воды, м3/сут

    Диаметр штанг,

    мм

    Плотность нефти,

    кг/м3

    Плотность воды,

    кг/м3

    Длина штанг,

    м

    2

    25

    15

    19

    885

    1060

    820


    Плотность материала штанг принять равной 7850 кг/м3.

    Решение:

    Вес колонны штанг в воздухе рассчитывают по формуле:

    Ршт = q  H

    где q - вес одного метра штанг в воздухе, Н; Н - длина колонны штанг, м.

    Вес одного метра штанг определим по диаметру, по данным таблицы 8.6.

    Диаметр штанг,мм = 19, соответственно Вес 1м штанг = 23,5 Н.

    Ршт = 23,5 * 820 = 19270 Н = 19,27 кН

    Вес колонны штанг в жидкости:

    Рl шт = Ршт  Карх ,

    где Карх - коэффициент, учитывающий потерю веса штанг, помещенных в жидкость:

    Карх = ( шт - Ж ) / шт 

    где ШТ - плотность материала штанг, кг/м3; Ж - плотность жидкости, кг/м3 и определяется по формуле:

    Ж = В +Н(1-)

     = Qв / (Qн + Qв)

    где Qн , Qв - дебит скважины по нефти и воде соответственно, м3/сут.

     = 15 / (25+15) = 0,375

    Ж = 1060 * 0,375 + 885*(1-0,375) = 950,625

    Карх = (7850 – 950,625) / 7850 = 0,88

    Рl шт = 19270 * 0,88 = 16936 Н = 16,9 кН

    Ответ: вес колонны штанг в жидкости 16,9 кН.

    Задача 12

    Определить потребный напор и диаметр трубопровода для перекачки нефти. Исходные данные приведены в таблице 10.1. Дополнительные - в таблицах 10.2-10.3.

    Указания к решению задачи.

    При расчете диаметра простого трубопровода и необходимого напора насоса ориентируются на регламентированные скорости нефти (таблица 10.2).

    Диаметр трубопровода определяется по формуле:

    d =  Q /(0,785 v) .

    По ГОСТу (таблица 10.3) подбирается труба, соответствующая этому размеру. В расчетах получаем внутренний диаметр, а в ГОСТе указывается наружный. Поэтому наружный диаметр dНАР определим с учетом толщины стенки трубы :

    dНАР = d + 2

    По таблице 10.3 выбираем ближайший в большую сторону диаметр трубы.

    По фактическому внутреннему диаметру dВН выбранной трубы рассчитываем фактическую скорость потока, параметр Рейнольдса Re (формулы 10.3, 10.4) , и коэффициент гидравлического сопротивления  (формулы 6.5 - 6.7). Потери напора на трение рассчитывают по формуле 10.2, а потребный напор насоса - по формуле 10.6.
    Таблица 10.1

    Вариант

    Расход,

    т /сут

    Длина, км

    Плотность, кг/ м3

    Кинематическая вязкость, 104, м2

    Начальная альтитуда,

    м

    Конечная альтитуда,

    м

    2

    2500

    17

    860

    0,52

    150

    176



    Таблица 10.2

    Регламентированная скорость нефти в зависимости от вязкости

    Кинематическая вязкость,  10-4, м2

    Рекомендуемые скорости, м/c

    0,115...0,277

    2,0

    0,277...0,725

    1,5

    0,725...1,460

    1,0


    Таблица 10.3

    Трубы стальные бесшовные горячекатанные (ГОСТ 8732-70)

    Наружный диаметр, мм

    Толщина стенки, мм

    Наружный диаметр, мм

    Толщина стенки, мм

    89; 95; 102

    3,5...22

    168; 180; 194

    5...45

    108,114; 121

    4...28

    103; 219

    6...50

    127

    4...30

    245; 273

    7...50

    133

    4...32

    299; 325; 351

    8...75

    140; 146; 152; 159

    4,5...36

    377, 402; 426

    9...75

    Решение:

    Диаметр трубопровода определяется по формуле:

    d =

    Так как по условию задачи при расчете диаметра простого трубопровода и необходимого напора насоса ориентируются на регламентированные скорости нефти, то получаем, что кинематическая вязкость 0,52 * 10-4 м2/с, соответственно рекомендуемая скорость v = 1.5 м/c.

    d = =

    Толщина стенки трубы  равна

    Задача 13

    Для условий предыдущей задачи оценить влияние местных сопротивлений (две задвижки и одно колено 90о) на величину общих потерь давления. (Значения коэффициентов местных сопротивлений см. выше).
    Решение:

    Задача 14

    По исходным данным (таблица 11.1) определить потери давления на трение в наземном трубопроводе и в скважине при поддержании пластового давления заводнением.
    Таблица 11.1

    Вариант

    Длина трубопровода, L, м

    Глубина скважины, Н,

    м

    Диаметр подъемных труб dУ, м

    Плотность воды, в, кг/м3

    Расход воды, Q,

    м3/сут

    2

    2100

    1760

    0,060

    1150

    1450


    Диаметр трубопровода D = 0,15 м. Вязкость воды  = 110-6 м2/с.
    Решение:

    Общие потери напора на трение равны сумме потерь при движении воды в трубопроводе и в скважине

    РОБЩ = РТРТ + РТРНКТ

    Потери давления на трение в водоводе определяется по формуле:

    РТРТ = 0,811 *  *

    Определим режим движения жидкости в НКТ. Рассчитаем предварительно число Рейнольдса по формуле:

    Re = = 1450 / ((0,785*0,15*10-6 * 86400) = 142526

    Так как Re > 2320 (142526> 2320), то режим течения – турбулентный

    Величина коэффициента гидравлического сопротивления  для турбулентного течения определяется по формуле:

     = 0,3164 / Re0,25 = 0,3164 / 1425260,25 = 0,016

    Потери давления на трение РТРв скважине определяем следующим образом:

    РТРнкт = 0,811 *  *  = 0,811 * 0,016 * ((1760*14502 )/ (864002 * 0,065)) * 1150 = 9,5 МПа

    РТРТ = 0,811 *  * = 0,811 * 0,016 * ((2100*14502) / (864002 * 0,155) * 1150 = 0,12 МПа

    Общие потери напора на трение равны сумме потерь при движении воды в трубопроводе и в скважине:

    РОБЩ = 0,12 МПа + 9,5 МПа = 9,62 МПа.

    Ответ: общие потери напора на трение равны сумме потерь при движении воды в трубопроводе и в скважине составляют 9,62 МПа.


    написать администратору сайта