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/дюйм²) или выше, чем давление в условиях газлифта, то SSCSV установлен слишком глубоко в скважине или не подходит для применения. Часто требуется установка скважинного предохранительного клапана на небольшой глубине менее 305 м (1000 футов).

Этап 3. Берут SSCSV, приводимые в действие уменьшением давления в насосно-компрессорных трубах, такого размера, чтобы они закрывались на установленной глубине при давлении: (а) меньшем, чем давление, соответствующее пробному дебиту скважины, (b) большем, чем давление при пробном дебите без подвода газа (гидродинамическом). Давление закрытия должно быть, по крайней мере, на 345 кПа (50 фунт/дюйм²) меньше, чем обычное рабочее давление в скважинном предохранительном клапане, чтобы предотвратить частые ненужные закрытия. Регулировка температуры в соответствии с этапом 4 для фонтанирующих нефтяных и газовых скважин требуется для клапанов, испытывающих давление газа.

Форма D.1 Форма записи данных по размерам образцов для управляемых из скважины скважинных предохранительных клапанов

КОМПАНИЯ                                ДАТА

МЕСТОПОЛОЖЕНИЕ            АРЕНДОВАННЫЙ УЧАСТОК И СКВАЖИНА

D.1 Данные по скважине - Нефтяные скважины

Добыча нефти (газлифт/фонтанирование) ___ м3 нефти вдень (OPD) (баррелей нефти в день (BOPD))

Водоприток                            ___ м3 воды в день (WPD) (баррелей воды в день (BWPD))

Соотношение газ/нефть                 ___ м3/м3 (фунт2/баррель)

Давление в трапе                      ___ МПа по манометру (фунт/дюйм2 по манометру) МПа

Гидродинамическое давление в трубной головке ____ МПа по манометру (фунт/дюйм2 по манометру)

Приближенная плотность ____ по API

Давление в точке начала кипения           ___ МПа по манометру (фунт/дюйм2 по манометру)

Объем подводимого газа (только для добычи

способом газлифта)                        ___ Мм3/день (Мм фут3 (MMCF/D))

Глубина, на которую подводят газ (только для добычи с помощью газлифта) ___ м (фут)

D.2 Газовые скважины

Добыча газа               ___ Мм3/день (Bcf/d)

Соотношение конденсат/газ ___ м3/Мм3(баррель/Bcf)

Соотношение вода/газ      ___ м3/Мм3(баррель/Bcf)

Гидродинамическое давление в трубной головке ___ МПа по манометру (фунт/дюйм2 по манометру)

Плотность конденсата ___ по API

"n" экспонента формулы противодавления ____________________________________________________

D.3 Данные по заканчиванию скважины и резервуарам

Глубина продуктивной зоны (TVD-фактическая вертикальная глубина скважины) ___ м (фут)

Глубина установки SSSV (TVD-фактическая вертикальная глубина скважины) ___ м (фут)

Колонна насосно-компрессорных труб, внутренний диаметр ___ см (дюйм)

Статическое давление в забое ___ МПа (фунт/дюйм2)

Динамическое скважинное давление ___ МПа (фунт/дюйм2)

Статическая скважинная температура ___°С (°F)

Температура на устье фонтанирующей скважины ___°С (°F)

D.4 Стандартные допущения (нефть/газ):

Плотность газа при разделении от нефти (0,7/0,6 вода/воздух = 1,0) ___

Плотность воды (1,07/1,05) ___

Абсолютная шероховатость стенки трубы (0,0018/0,0006) ___

Коэффициент истечения жидкости из штуцера (0,85/0,90) ___

Стандартное давление 0,101325/0,101325(14969/14,696) ___ МПа (фунт/дюйм2)

Стандартная температура 15,6/15,6 (60/60) ___°C (°F)

D.5 Данные по искривлению ствола скважины

MD (измеренная глубина проходки) ___, ___, ___, ___, ___ м (фут)

TVD (фактическая вертикальная глубина скважины)___, ___, ___, ___м (фут)

D.6 Имеющиеся данные на SSSV (где применяется)

Размер штуцера ___ мм (дюйм)

Код клапана или внутренний диаметр трубки Вентури _______________________

D.7 Данные по размерам

Код клапана или тип клапана: (изготовитель и описание) ___

Размер штуцера:(1) ___ см (дюйм),(2) ___ см (дюйм),(3) ___ см (дюйм)

OR (эксплуатационная готовность)

Дифференциал давления: (1) ___ МПа (фунт/дюйм2), (2) ___ МПа (фунт/дюйм2), (3) ___ МПа (фунт/дюйм2)

Отношение рассчитанной скорости закрытия к темпу добычи при испытании:

(1) ___, (2) ___, (3) ___, (4) ___, (5) ___