Умова міцності виконується.

Звіт

1 Згідно варіанту, погодженого з викладачем, вибираємо та аналізуємо вихідні дані (табл. 1.1).

2 оБудуємо графік приймальності (залежності темпу нагнітання води від депресії на пласт) нагнітальної свердловини в інтервалі темпів нагнітання (400-1000) м³/добу.

Побудову здійснимо за допомогою програми Mathcad.

Аналізуючи отриманий графік, можемо зробити висновок, що з збільшенням депресії на пласт темпи нагнітання також будуть збільшуватися.

3 Підбираємо обладнання системи ППТ в такій послідовності:

3.1 оВизначаємо тиск на вибої нагнітальної свердловини.

Добова подача води в нагнітальну свердловину

,

де =80 - коефіцієнт приймальності пласта нагнітальної свердловини, м³/(доба× МПа);

- тиск на вибої нагнітальної свердловини, МПа;

=12, 5 - середній пластовий тиск в зоні нагнітання води, МПа.

Звідси,

3.2 оВизначаємо тиск на усті нагнітальної свердловини.

,

де - тиск на вибої нагнітальної свердловини;

- гідростатичний тиск води в свердловині;

- втрати тиску при переміщенні води в колоні труб від устя до вибою свердловини.

В загальному випадку втрати тиску при переміщенні рідин в трубах визначають за формулою

де l =0, 02 - коефіцієнт гідравлічного тертя; для води, що закачується в пласт ;

u - швидкість руху рідини в трубах, м/с;

=73-2∙ 5, 5=0, 062 - внутрішній діаметр НКТ, м;

=1900 - довжина труб НКТ, м;

r =1040 - густина води, кг/м³.

У зв’язку з малим необхідним тиском на усті приймаємо комбіновану систему нагнітання води в пласт.

3.3 оВизначаємо сумарні втрати тиску (напору) гідравлічного тракту насос - устя нагнітальної свердловини, якщо втрати в блоці напірної гребінки складають 0, 3 МПа. Втратами тиску в обв’язці нагнітальної арматури знехтувати

,

де - втрати тиску при переміщенні води в трубах від насоса до устя нагнітальної свердловини;

Розрахунок проводимо для 4 свердловин.

де v - швидкість руху рідини в трубі. що забезпечує нагнітання 4 свердловин

l=2900 – cередня відстань до свердловини, м;

d=114-2∙ 8=0, 098 – внутрішній діаметр напірного трубопроводу, м.

- втрати тиску зумовлені різницею геодезичних відміток устя свердловини і силової групи станції;

де h=20 - різниця геодезичних відміток устя і силової групи станції, м;

=0, 3 МПа - втрати тиску в місцевих опорах.

3.4 оВизначаємо необхідний напір насоса для забезпечення заданих умов експлуатації.

де Р_Н- тиск насоса, МПа;

Р_Н= Р_у+ Δ Р_Σ =4, 89+3, 241=8, 131 МПа

Необхідна подача насоса становить

де n=7 – кількість свердловин.

3.5 оБеручи до уваги робочу характеристику насосів типу ЦНС-180 подану в додатку А, вибираємо насос ЦНС 180-1050-1 та необхідну кількість- 2 (1робочий насос і 1-резервний).

3.6 оВизначаємо необхідну потужність привідних двигунів відцентрових насосів.

Корисна потужність насоса

=1040∙ 9, 81∙ 1050∙ 0, 047=503кВт,

де =1050 - напір, який розвиває насос, м;

=0, 047 - подача насоса, м³/с;

r - густина води, кг/м³;

- прискорення вільного падіння, м/с².

Споживана насосом потужність

кВт,

де h =0, 92- ККД насоса.

3.7 оПеревіряємо високонапірний трубопровід на міцність при тиску випробовування.

Тиск гідравлічного випробовування (опресування) високонапірних заглиблених трубопроводів, що розміщені за межами приміщень насосних станцій

,

де =ρ gH=1040∙ 9, 81∙ 1050=10, 71 - робочий тиск в трубопроводі, МПа.

Умова міцності високонапірного трубопроводу, що знаходиться під дією внутрішнього тиску

,

де - тиск в трубопроводі при випробуванні, МПа;

=0, 098- внутрішній діаметр труби, м;

d =0, 008 - товщина стінки труби, м;

s - напруження в тонкостінній трубі, МПа;

- границя міцності сталі на розрив, МПа (для сталііі20 = 420 МПа).

Умова міцності виконується.

4 На основі попередньо проведених розрахунків зарисувати схему обладнання системи ППТ.

5 оКонструкція і принцип роботи комбінованого ущільнення та вузла розвантаження осьового зусилля насоса типу ЦНС 180 (рис. 1).