Приложение D (справочное). Размеры предохранительных клапанов, управляемых из скважины

Приложение D
(справочное)

Размеры предохранительных клапанов, управляемых из скважины

D.1 Общие положения

Практика определения размеров рекомендует следующие методы и предназначена в качестве руководства, не является комплексной, но охватывает наиболее широко применяемые изделия.

Обычно имеется два типа конструкций SSCSV (либо срабатывающие от изменения скорости потока, либо от изменения давления в трубах). SSCSV первого типа должны закрываться, если высокая скорость притока к скважине жидкости или газа приводит к созданию дифференциала давления через штуцер клапана сверх расчетного дифференциала, выбранного при установке. SSCSV, срабатывающие при изменении давления в трубе, предназначены для закрытия, когда давление в насосно-компрессорных трубах падает ниже предварительно установленного уровня, контролируемого пневматически заполняемым контейнером в SSCSV. Рекомендуется проконсультироваться с изготовителем клапана в отношении конкретной конструкции поставляемых SSCSV.

D.2 SSCSV, срабатывающие от изменения скорости потока

Рекомендуется следующая типичная методика для определения размеров SSCSV, срабатывающих от изменения скорости потока.

Этап 1. Получают репрезентативную скорость истечения в скважине. См. форму D.1.

Этап 2. Рассчитывают или измеряют динамическое скважинное давление для получения условий этапа 1. Следует использовать в расчетах подходящую корреляцию вертикального потока. Если SSCSV был установлен во время испытания, падение давления через штуцер (диафрагму) должно рассчитываться для определения корректного динамического скважинного давления.

Этап 3. Рассчитывают характеристику притока в скважину по данным, полученным на этапе 1 и 2. Для нефтяных скважин следует рассчитать PI или IPR по Фогелю [7]. Формула противодавления, выведенная Роулинзом [8] для максимального дебита скважины, можно использовать для газовых скважин. Два или более различных определения скорости может потребоваться для более точного определения характеристики притока в скважину. Как только характеристика притока в скважину определена, можно рассчитать динамическое скважинное давление для других скоростей нефте(газо)отдачи.

Этап 4. Выбирают размер штуцера или необходимое падение давления для конкретной конструкции, типа, модели и размера SSCSV, срабатывающего от изменения скорости потока. Размер штуцера должен быть достаточно малым в диаметре, чтобы создать достаточный дифференциал давления для закрытия клапана SSCSV. Кроме того, размер штуцера должен быть достаточно большим в диаметре, чтобы предотвратить избыточное падение давления, чтобы свести к минимуму эрозию/коррозию труб. Необходимо придерживаться рекомендованных изготовителем диапазонов дифференциалов давления для каждого размера и модели SSCSV, срабатывающих от изменения скорости потока. Необходимо соблюдать осторожность, если диаметр штуцера превышает 80 % от диаметра расходомера Вентури, поскольку расчеты падения давления будут менее надежными. Для газовых скважин, рассчитанная скорость потока через штуцер не должна превышать критическую скорость потока. Чтобы сделать расчеты диафрагмы для газа надежными, падение давления через штуцер не должно превышать 15 % от значения давления немедленно под SSCSV. Подходящий коэффициент расхода жидкости при истечении из штуцера и корреляции падения давления для SSCSV рекомендуется получить у изготовителя.

Этап 5. Выбирают условие скорости, вызывающей закрытие скважинного предохранительного клапана. Скорость закрытия должна быть не более 150 % и не менее 110 % от скорости истечения в скважине при испытании. Для нефтяных скважин, производящих менее 63,6 м³/день [400 баррелей в день (BFPD)], SSCSV можно сконструировать так, чтобы закрытие происходило при скорости, не более чем на 31,8 м³/день (200 BSFD) превышающей скорость при пробном пуске. Чтобы избежать частых ненужных закрытий и дросселирования клапана, скорость закрытия должна быть больше чем пробный дебит скважины.

Этап 6. Для условий закрытия скважины рассчитывают следующее:

a) динамическое скважинное давление (для расчета этого значения используют характеристику притока в скважину, полученную на этапе 3);

b) давление непосредственно за SSCSV (используют подходящую корреляцию вертикального потока);

c) падение давления или размер штуцера (используют соответствующую корреляцию диафрагмы);

d) давление на устье фонтанирующей скважины. В условиях скорости потока, приводящей к закрытию скважинного предохранительного клапана, давление в надводных насосно-компрессорных трубах должно превышать 345 кПа (50 фунт/дюйм²). Если рассчитанное давление в надводных насосно-компрессорных трубах меньше 345 кПа (50 фунт/дюйм²), выбирают уменьшенную скорость закрытия и выполняют пересчет.

Этап 7. Рассчитывают требуемое усилие закрытия SSCSV. Изготовитель должен предоставить данные, если применяются, чтобы получить необходимое сжатие пружины - обычно с помощью проставок. Необходимо выбирать пружину с конкретной жесткостью и приложить сжатие, при котором клапан будет оставаться открытым при пробном дебите скважины, и даст клапану закрыться при рассчитанной скорости закрытия. Необходимо обеспечить выполнение всех требований этапа 4, 5 и 6, если эти требования не выполняются, возвращаются к этапу 4 и выбирают другой размер штуцера или другое падение давления.

D.3 SSCSV, срабатывающие при низком давлении в трубе

D.3.1 Общие положения

SSCSV, приводимые в действие уменьшением давления в насосно-компрессорных трубах, можно использовать в следующих нефтяных и газовых скважинах и в скважинах непрерывного газлифта. SSCSV, приводимые в действие уменьшением давления в трубе, не подходят для скважин периодического газлифта. Как и в случае с SSCSV, приводимых в действие изменением скорости потока, пробный дебит скважины и скорость потока, вызывающая закрытие клапана, должны быть известны для надлежащего размера SSCSV, приводимого в действие уменьшением давления в трубе. Некоторые скважины могут потребовать проведение анализа давления, чтобы более точно определить гидродинамическое давление у SSCSV. Размеры SSCSV, приводимые в действие уменьшением давления в насосно-компрессорных трубах, можно определить с помощью следующей рекомендованной процедуры:

D.3.2 Фонтанирующие нефтяные и газовые скважины

Этап 1. Получают пробный дебит скважины.

Этап 2. Рассчитывают или измеряют гидродинамическое давление на глубине установки SSCSV и динамическое скважинное давление. Используют соответствующую закономерность для вертикального потока при выполнении расчетов.

Этап 3. Определяют характеристику притока в скважину, используют тот же метод, который приведен на этапе 3 для SSCSV, срабатывающих при изменении скорости потока.

Этап 4. Определяют температуру потока у SSCSV. Температура требуется для правильного подбора размера SSCSV, срабатывающего от изменения давления газа. Обычно предполагается линейное увеличение в зависимости от температуры потока на поверхности до статической скважинной температуры.

Этап 5. Выбирают условие скорости потока для закрытия клапана. Скорость потока при закрытии должна быть не больше, чем 150 %, но не меньше 110 % скорости истечения из скважины при испытании. Для нефтяных скважин, производящих менее м³/день [400 баррелей в день (BFPD)], SSCSV можно сконструировать так, чтобы закрытие происходило при скорости, не более чем на 31,8 м³/день (200 BSFD) превышающей испытательную скорость. Чтобы избежать частых ненужных закрытий и дросселирования клапана, скорость закрытия должна быть больше чем пробный дебит скважины.

Этап 6. Для условий закрытия скважины рассчитывают следующее:

a) динамическое скважинное давление (для расчета этого значения используют характеристику притока в скважину, полученную на этапе 3);

b) давление у SSCSV (используют подходящую корреляцию вертикального потока);

c) давление на устье фонтанирующей скважины. В условиях скорости потока, приводящей к закрытию скважинного предохранительного клапана, давление в надводных насосно-компрессорных трубах должно превышать 345 кПа (50 фунт/дюйм²). Если рассчитанное давление на устье фонтанирующей скважины меньше 345 кПа (50 фунт/дюйм²), выбирают уменьшенную скорость закрытия и выполняют пересчет.

Этап 7. Устанавливают SSCSV, приводимые в действие уменьшением давления в насосно-компрессорных трубах, на закрытие при определенной скорости потока. Чтобы избежать частых ненужных закрытий и дросселирования клапана, давление закрытия должно быть как минимум на 345 кПа (50 фунт/дюйм²) меньше, чем гидродинамическое давление на глубине установки скважинного предохранительного клапана.

D.3.3 Нефтяные газлифтовые скважины

Этап 1. Получают пробный дебит скважины в условиях добычи нефти с помощью газлифта. Определяют объем подводимого газа и глубину, на которую подводится газ. Также проводят пробный пуск скважины и получают пробный дебит без подвода газа. Форма D.1 показывает требуемые данные.

Этап 2. Определяют давление в SSCSV для этих двух скоростей истечения, полученных на этапе 1. Используют соответствующую закономерность для вертикального потока при выполнении расчетов. Если давление у SSCSV без подвода газа остается в пределах 345 кПа (50 фунт/дюйм