Приложение В (справочное). Рабочее давление системы TFL

Приложение В
(справочное)

Рабочее давление системы TFL

В.1 Общие положения

Настоящее приложение содержит примерную задачу по определению рабочего давления системы TFL, выбору оборудования надлежащего размера и выбору рабочих флюидов. Вычисления рассматривают статические и динамические эксплуатационные условия для того, чтобы определить желательные схемы работы системы TFL. Основываясь на данных о скважине и эксплуатационных условиях работы системы TFL, как представлено ниже, возможно определение пробного набора рабочих параметров системы TFL для того, чтобы:

- проверить надлежащие номинальные значения давления устья скважины и выкидных трубопроводов;

- определить дифференциальное давление и максимальный расход флюида для оптимальной работы инструмента;

- определить требования к мощности поверхностного насоса.

Примечание - При определении надлежащих проектных давлений, рабочего флюида, расходов флюида и т.д. следует консультироваться с изготовителями оборудования системы TFL для выполнения требуемых операций по обслуживанию скважины.

В.2 Пример задачи

В.2.1 Введение

Заканчивание скважины с подводным расположением устья при глубине воды 300 м (984 фута), которая находится на расстоянии 4 500 м (14764,5 футов) от платформы и ее поверхностного оборудования. Глубина скважины 3 500 м (11483,5 футов) ниже морского дна. Из скважины добывают нефть при статическом забойном давлении 40 МПа (5801 ). Принимая номинальное рабочее давление подводного устья скважины, устьевой елки и сервисных/выкидных трубопроводов 34,5 МПа (5000 ), определяют наилучший рабочий флюид, который будет работать в пределах номинального рабочего давления данного подводного оборудования. Будут проанализированы три рабочих флюида: дегазированная нефть, морская вода и флюид для заканчивания скважины. Характеристики этих трех флюидов приведены в таблице В.1.

Таблица В.1 - Характеристики рабочих флюидов

	Плотность, (фунт/галлон)	Вязкость, (сантипуаз)	Гидростатический напор на метр (фут), МПа ()	Потеря давления на метр при расходе 0,477  (3 барреля/мин), МПа ()
Дегазированная нефть	818,4 (6,83)	0,01 (10,0)	0,068 (0,355)	0,000498 (0,02204)
Морская вода	1 023,3 (8,54)	0,001 (1,0)	0,0101 (0,447)	0,000426 (0,01883)
Флюид для заканчивания скважины	1 078,4 (9,00)	0,003 (3,0)	0,0106 (0,468)	0,000502 (0,02222)

В.2.2 Исходные данные

B.2.2.1 Заданные параметры

Заданы следующие параметры:

- статическое BHL скважины: 40 МПа (5801 );

- глубина моря: 300 м (984 фута);

- длина выкидного трубопровода: 4 500 м (14764,5 футов);

-TVD обслуживаемой скважины (устье скважины/ниже уровня дна моря): 3 500 м (11483 фута);

-TMD обслуживаемой скважины (устье скважины/ниже уровня дна моря): 3 500 м (11483 фута);

- внутренний диаметр труб: 76,2 мм (3 дюйма);

- расход флюида при циркуляции: 0,477  (3 барреля/мин).

B.2.2.2 Допущения

Были сделаны следующие допущения:

- рабочее давление поверхностного трубопровода и оборудования (включая устье скважины): 34,5 МПа (5000 ) (Максимальный расход рабочего флюида будет принят как 0,477  (3 барреля/мин). Это только пример. Другие расходы могут быть необходимы в зависимости от условий применения.);

- минимальное ВНР, создаваемое системой TFL, следует принять на 3,0 МПа (435 ) более ВНР скважины для установки приемного клапана;

- максимальное давление срезания приемного клапана следует принять на 3,0 МПа (435 ) менее максимального ВНР, создаваемое поверхностным насосом системы TFL (Увеличение давления срезания приемного клапана увеличивает давление системы, необходимое для выполнения работ.);

- максимальное рабочее давление TFL следует принять на 3,0 МПа (435 ) менее давления, необходимого для срезания приемного клапана.

B.2.3 Расчетные данные

В.2.3.1 Спуско-подъемное расстояние, которое должен пройти рабочий флюид = 2 х (глубина моря + расстояние отхода + глубина скважины) = 2 х (300 м + 4 500 м + 3 500 м) = 16 600 м [2 х (984 фута + 14764,5 футов +11485,5 футов) = 54468 футов].

В.2.3.2 Гидростатическое давление рабочего флюида от насоса до забоя скважины = гидростатическое давление флюида на единицу длины х (глубина моря + глубина скважины):

- дегазированная нефть: 0,008 МПа/м х 3 800 м = 30,4 МПа (0,355 /фут х 12467,8 футов = 4426 );

- морская вода: 0,0101 МПа/м х 3 800 м = 38,38 МПа (0,447 /фут х 12467,8 футов = 5573 );

- флюид для заканчивания скважины: 0,010 6 МПа/м х 3 800 м = 40,28 МПа (0,468 /фут х 12467,8 футов = 4426 ).

В.2.3.3 Потеря давления нагнетания в выкидном трубопроводе и насосно-компрессорной колонне = потеря давления флюида/фут х (глубина моря + расстояние отхода + глубина скважины) для:

- дегазированной нефти: 0,000 498 МПа/м х 8 300 = 4,13 МПа (0,02204 /фут х 27232,3 футов = 600 );

- морской воды: 0,000 426 МПа/м х 8 300 м = 3,55 МПа (0,01883 /фут х 27232,3 футов = 513 );

- флюида для заканчивания скважины: 0,000 502 МПа/м х 8 300 м = 4,17 МПа (0,02222 /фут х 27232,3 футов = 605 ).

В.2.3.4 Потеря давления нагнетания при спуске-подъеме = 2 х потеря давления нагнетания в выкидном трубопроводе и насосно-компрессорной колонне для:

- дегазированной нефти: 8,26 МПа (1200 );

- морской воды: 7,1 МПа (1026 );

- флюида для заканчивания скважины: 8,34 МПа (1210 ).

В.2.3.5 Гидростатическое давление морской воды (с внешней стороны устья скважины) = гидростатическое давление флюида х глубина моря = 0,010 1 МПа/м х 300 м = 3,08 МПа (0,447 /фут х 1000 футов = 447 ).

В.2.4 Расчеты при статических условиях

В.2.4.1 Максимальное давление насоса = номинальное давление оборудования + гидростатическое давление морской воды - гидростатическое давление рабочего флюида для:

- дегазированной нефти: 34,5 МПа + 3,03 МПа - (0,008 МПа/м х 300 м) = 35,13 МПа > 34,5 МПа максимальное давление насоса. Поэтому, использовать 34,5 МПа [5000 + 440 - (0,355 /фут х 984 фута) = 5091 > 5000 максимальное давление насоса. Поэтому использовать 5000 ];

- морской воды: 34,5 МПа + 3,03 МПа - (0,010 1 МПа/м х 300 м) = 34,5 МПа [5000 + 440 - (0,447 /фут х 984 фута) = 5000 ];

- флюида для заканчивания скважины: 34,5 МПа + 3,03 МПа - (0,010 6 МПа/м х 300 м) = 34,35 МПа [5000 + 440 - (0,468 /фут х 984 фута) = 4980 ].

В.2.4.2 Минимальное давление системы для удерживания приемного клапанов на месте = ВНР (статическое) + 3,0 МПа (435 ) для:

- всех флюидов: 40,0 МПа + 3,0 МПа = 43,0 МПа (5801 + 435 = 6236 ).

В.2.4.3 Максимальное ВНР, создаваемое системой TFL = максимальное поверхностное давление + гидростатическое давление рабочего флюида для:

- дегазированной нефти: 34,5 МПа + 30,4 МПа = 64,0 МПа (5000 + 4426 = 9426 );

- морской воды: 34,5 МПа + 38,38 МПа = 72,88 МПа (5000 + 5573 = 10573 );

- флюида для заканчивания скважины: 34,35 МПа + 40,28 МПа = 74,63 МПа (4980 + 5835 = 10815 ).

В.2.4.4 Максимальное давление срезания приемного клапана = максимальное ВНР, создаваемое системой TFL - 3,0 МПа (435 ) для:

- дегазированной нефти: 64,9 МПа - 3,0 МПа = 61,9 МПа (9426 - 435 = 8991 );

- морской воды: 72,88 МПа - 3,0 МПа = 69,88 МПа (10523 - 435 = 10138 );

- флюида для заканчивания скважины: 74,63 МПа - 3,0 МПа = 71,63 МПа (10815 - 435 = 10380 ).

В.2.4.5 Максимальное рабочее ВНР = максимальное давление срезания приемного клапана - 3,0 МПа (435 ) для:

- дегазированной нефти: 61,9 МПа - 3,0 МПа = 58,9 МПа (8991 - 435 = 8556 );

- морской воды: 69,84 МПа - 3,0 МПа = 66,88 МПа (10138 - 435 = 9703 );

- флюида для заканчивания скважины: 71,63 МПа - 3,0 МПа = 68,63 МПа (10380 - 435 = 9945 ).

В.2.4.6 Минимальное давление в системе на поверхности (установка штуцера противодавления) = минимальное давление в системе для удержания приемного клапана на месте - гидростатическое давление флюида для:

- дегазированной нефти: 40,0 МПа + 3,0 МПа - 30,4 МПа = 12,6 МПа (5801 + 435 - 4426 = 1810 );

- морской воды: 40,0 МПа + 3,0 МПа - 38,38 МПа = 4,62 МПа (5801 + 435 - 5573 = 663 );

- флюида для заканчивания скважины: 40,0 МПа + 3,0 МПа - 40,28 МПа = 2,72 МПа (5801 + 435 - 5835 = 401 ).

В.2.4.7 Дифференциальное давление срезания приемного клапана = давление срезания приемного клапана - статическое ВНР для:

- дегазированной нефти: 61,9 МПа - 40,0 МПа = 21,9 МПа (8991 - 5801 = - 3190 );

- морской воды: 69,88 МПа-40,0 МПа = 29,88 МПа (10138 - 5801 = 4337 );

- флюида для заканчивания скважины: 71,63 МПа - 40,0 МПа = 31,63 МПа (10380 - 5801 - = 4579 ).

В.2.5 Расчет в динамических условиях при 0,477  (3 барреля/мин)

В.2.5.1 Максимальное дифференциальное давление (подача инструмента вниз) = максимальное давление на поверхности + гидростатическое давление рабочего флюида - потеря давления при закачке рабочего флюида вниз - [скважинное ВНР + 3,0 МПа (435 )*] для:

- дегазированной нефти: 34,5 МПа + 30,4 МПа - 4,13 МПа - 43,0 МПа = 17,77 МПа (5000 + 4426 - 600 - 6236 = 2590 );

- морской воды: 34,5 МПа + 38,38 МПа - 3,55 МПа - 43,0 МПа = 26,33 МПа (5000 + 5573 - 513 - 6236 = 3824 );

- флюида для заканчивания скважины: 34,35 МПа + 40,28 МПа - 4,17 МПа - 43,0 МПа = 27,46 МПа (4980 + 5835 - 605 - 6236 = 3974 ).

В.2.5.2 Максимальное дифференциальное давление вверх (подача инструмента вверх).

В.2.5.2.1 Максимальное давление насоса = максимум рабочее ВНР - гидростатическое давление рабочего флюида + потеря давления при закачке вниз для:

- дегазированной нефти: 58,9 МПа - 30,40 МПа + 4,13 МПа = 32,63 МПа (8556 - 4426 + 600 = 4730 );

- морской воды: 66,88 МПа - 38,38 МПа + 3,55 МПа = 32,05 МПа (9703 - 5573 + 513 = 4643 );

- флюида для заканчивания скважины: 68,63 МПа - 40,28 МПа + 4,17 МПа = 32,52 МПа (9945 - 5835 + 605 = 4715 ).

Примечание - Это подтверждает, что максимальное давление на устье скважины не превышено.

В.2.5.2.2 Максимальное дифференциальное давление (вверх) = максимальное давление насоса - потеря давления f/вся система для:

- дегазированной нефти: 32,63 МПа - 8,26 МПа = 24,37 МПа (4730 - 1200 = 3530 );

- морской воды: 32,05 МПа - 7,1 МПа = 24,95 МПа (4643 - 1026 = 3617 );

- флюида для заканчивания скважины: 32,52 МПа - 8,34 МПа = 24,18 МПа (4715 - 1210 = 3505 ).

В.2.6 Заключение

В.2.6.1 В соответствии с результатами расчетов В.2.3.2 следует уделить особое внимание выбору флюида для заканчивания скважины с использованием системы TFL. Флюид для заканчивания скважины был бы необходим только, если дегазированная нефть или морская вода не могли бы обеспечить надлежащее дифференциальное давление при работе системы TFL в скважине. Если использовать флюид для заканчивания скважины, то скважину после обслуживания следует промыть более легким флюидом, чтобы создать в скважине гидростатическое давление 40,28 МПа > 40,0 МПа ВНР (гидростатическое давление 5835 > 5801 ВНР).

В.2.6.2 В соответствии с результатами расчетов В.2.4.1 для того, чтобы поддерживать рабочее давление 34,5 МПа (5000 ), максимальное для устья скважины, выкидного трубопровода и насоса, очевидно что:

- для дегазированной нефти и морской воды допускается максимальное давление насоса 34,5 МПа (5000 );

- флюид для заканчивания скважины требовал бы ограничение на выходе насоса до 34,35 МПа (4979 ).

В.2.6.3 В соответствии с результатами расчетов В.2.5 все три предложенные флюиды системы TFL обеспечат достаточный перепад давления при 0,477  (3 барреля/мин) подаче насоса для обслуживания системой TFL в любом направлении.

В.2.6.4 Предпочтения выбора флюида, основанные на эксплуатационных характеристиках системы TFL обслуживания могли бы быть следующими: морская вода, дегазированная нефть, флюид для заканчивания скважины. Морская вода и дегазированная нефть предпочтительнее флюида для заканчивания скважины, так как при этом для скважины не требуется циркуляция более легкого флюида для ввода ее в эксплуатацию. Морская вода предпочтительнее дегазированной нефти, так как она обеспечивает более высокое дифференциальное давление при работе системы TFL. Хранение и другие факторы могут изменить данные предпочтения.