ГОСТ Р ИСО 13628-3-2013 Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 3. Системы проходных выкидных трубопроводов (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 4500 м (14764,5 футов) от платформы и ее поверхностного оборудования. Глубина скважины 3500 м (11483,5 футов) ниже морского дна. Из скважины добывают нефть при статическом забойном давлении 40 МПа (5801 фунт/дюйм). Принимая номинальное рабочее давление подводного устья скважины, устьевой елки и сервисных/выкидных трубопроводов 34,5 МПа (5000 фунт/дюйм
), 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, кг/м | Вязкость, Па·с (сактипуаз) | Гидростатический напор на метр (фут), МПа (фунт/дюйм | Потеря давления на метр при расходе 0,477 м/мин | |
Дегазированная нефть | 818,4 (6,83) | 0,01 (10,0) | 0,068 (0,355) | 0,000498 (0,02204) |
Морская вода | 1023,3 (8,54) | 0,001 (1,0) | 0,0101 (0,447) | 0,000426 (0,01883) |
Флюид для заканчивания скважины | 1078,4 (9,00) | 0,003 (3,0) | 0,0106 (0,468) | 0,000502 (0,02222) |
В.2.2 Исходные данные
В.2.2.1 Заданные параметры
Заданы следующие параметры:
- статическое BHL скважины: 40 МПа (5801 фунт/дюйм);
- глубина моря: 300 м (984 фута);
- длина выкидного трубопровода: 4500 м (14764,5 футов);
- TVD обслуживаемой скважины (устье скважины/ниже уровня дна моря): 3500 м (11483 фута);
- TMD обслуживаемой скважины (устье скважины/ниже уровня дна моря): 3500 м (11483 фута);
- внутренний диаметр труб: 76,2 мм (3 дюйма);
- расход флюида при циркуляции: 0,477 м/мин (3 барреля/мин).
В.2.2.2 Допущения
Были сделаны следующие допущения:
- рабочее давление поверхностного трубопровода и оборудования (включая устье скважины): 34,5 МПа (5000 фунт/дюйм) (Максимальный расход рабочего флюида будет принят как 0,477 м
/мин (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 фунт/дюйм) более ВНР скважины для установки приемного клапана;