ГОСТ ISO 10417—2014
выбирать пружину с конкретной жесткостью и приложить сжатие, при котором клапан будет оставаться открытым
при пробномдебите скважины, идаст клапанузакрыться при рассчитаннойскорости закрытия.Необходимообеспе
чить 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.
0.3 SSCSV, срабатывающие при низком давлении в трубе
0.3.1 Общие положения
SSCSV. приводимые в действие уменьшением давления в насосно-компрессорных трубах, можно использо
вать 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 дебитскважины и скорость потока,
вызываю щая закрытие клапана, должны быть известныдля надлежащегоразмера SSCSV. приводимого вдействие
уменьше нием давления в трубе. Некоторые скважины могут потребовать проведение анализа давления, чтобы
более точно определить гидродинамическое давление у SSCSV. Размеры SSCSV. приводимые в действие
уменьшением давле ния в насосно-компрессорных трубах, можно определить с помощью следующей
рекомендованной процедуры:
0.3.2 Фонтанирующие нефтяные и газовые скважины
Этап 1. Получают пробный дебит скважины.
Этап 2. Рассчитывают или измеряют гидродинамическоедавление на глубине установки SSCSV идинами
ческое скважинное давление. Используют соответствующую закономерностьдля вертикального потока при выпол
нении расчетов.
Этап 3. Определяют характеристику притока в скважину, используют тот же метод, который приведен на
этапе 3для SSCSV, срабатывающих при изменении скорости потока.
Этап 4. Определяют температуру потокау SSCSV. Температуратребуетсядля правильного подбора разме
ра SSCSV. срабатывающего от изменения давления газа. Обычно предполагается линейное увеличение в зависи
мости от температуры потока на поверхности до статической скважинной температуры.
Этап 5. Выбирают усповие скорости потока для закрытия клапана. Скорость потока при закрытии должна
быть не больше, чем 150 %, но не меньше 110 % скорости истечения из скаажины при испытании. Для нефтяных
скважин, производящих менее м3/день [400 баррелей в день (BFPD)]. SSCSV можно сконструировать так. чтобы
закрытие происходило при скорости, не бопее чем на 31.8 м3/день (200 BSFD) превышающей испытательную ско
рость. Чтобы избежать частых ненужных закрытий и дросселирования клапана, скорость закрытия допжиа 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 коррепяцию вертикального потока).
c) давление на устье фонтанирующей скважины. В условиях скорости потока, приводящей к закрытию сква
жинного предохранитепьного 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). выбираютуменьшенную скорость закрытия и выполняют пересчет.
Этап 7. Устанавливают SSCSV. приводимые в действие уменьшением давпения в насосно-компрессорных
трубах, на закрытие при определенной скорости потока. Чтобы избежать частых ненужных закрытий и дросселиро
вания клапана,давление закрытия должно быть как минимум на 345 кЛа(50 фунт/дюйм2) меньше, чем гидродина
мическое давление на глубине установки скважинного предохранительного клапана.
0.3.3 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. Определяютдавление вSSCSVдля этихдвухскоростей истечения, полученных на этапе 1. Исполь
зуют 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
условияхгазлиф та. то SSCSV установлен слишком глубоко в скважине или не подходитдля 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 закрывалисьна установленной глубине при давлении: (а) меньшем, чем давление, соот
ветствующее пробномудебиту скважины. (Ь) большем, чем давление при пробном дебите без подвода газа (гидро
динамическом). 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. Регупировка температуры в соответствии с этапом 4 для фонтанирующих нефтяных и газовых скважин
требуется для клапанов, испытывающих давление газа.
18