Tải bản đầy đủ
CHƯƠNG IV: TÍNH TOÁN THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO GIẾNG 1104-MSP11 Ở MỎ BẠCH HỔ

CHƯƠNG IV: TÍNH TOÁN THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO GIẾNG 1104-MSP11 Ở MỎ BẠCH HỔ

Tải bản đầy đủ

49

5

Độsâu đặt paker

Lpk

3350

m

6

Áp suất miệng giếng

Pm

12

at

7

Áp suất khí nén (khi khởi động)

Pkđ

90

at

8

Áp suất khí nén (khi làm việc)

Plv

84

at

9

Áp suất vỉa

Pv

220

at

10

Trọng lượng riêng của nước

γnc

1,04

g/cm3

11

Trọng lượng riêng của dầu tách
khí

γd

0,84

g/cm3

12

Trọng lượng riêng của khí nén

γkn

0,76

g/cm3

13

Lưu lượng chất lỏng thiết kế

Qcl

65

m3/ngđ

14

Thểtích ép khí tối đa

Qk

17016

m3/ngđ

15

Yếu tố khí

G0

100

m3/t

16

Hệ số hoà tan của khí

α

0,68

1/at

17

Hệ số sản phẩm của giếng

K

0,90

t/ngđ.at

18

Nhiệt độ khí nén tai miệng
giếng

Tkm

27

0

19

Nhiệt độ vỉa

Tv

120

0

20

Nhiệt độmiệng giếng

T

40

0

21

Tỷ số khí dầu của vỉa

FGOR

110

m3/t

22

Hàm lượng nước của sản phẩm

f0

50

%

4.2. Tính toán cột ống nâng cho giếng thiết kế.
4.2.1. Xác định chiều dài cột ống nâng L.
Để tính toán chiều dài cột ống nâng (L) ta áp dụng công thức sau:

C

C
C

50

(4.1)
Ta có: + H : Chiều sâu giếng thiết kế 4350 (m)
+ Pđe : Áp suất đế ống nâng (at) .
Pđe = Plv - 4 = 84 – 4 = 80 (at).
+ Pđ : Áp suất đáy giếng (at) .
Theo công thức tính lưu lượng khai thác: Q = K(Pv – Pđ)
Q = Qcl . γd= 65 .0,84 = 54.6 (T/ng đ)

= = 159,33 (at)
+ Trọng lượng riêng trung bình hỗn hợp dầu:
γhh = (4.2)
Trong đó:
+ γđ : Trọng lượng riêng của hỗn hợp dầu khí ở dưới đáy giếng.
(γcl = γd = 0,84 g/cm3 -.Trọng lượng riêng của chất lỏng và dầu trong giếng)
D: Đường kính ống chống khai thác 170(mm)=6,7 (inch)
= 0,8414
+ γđe : Trọng lượng riêng của hỗn hợp dầu khí ở đế ống nâng.

γđe
= 0,82
Thay kết quả tính được thay vào công thức (4.2) ta được:
γ hh =

0,84 + 0,82
= 0,83
2

Vậy chiều dài ống nâng: L = 4350 − = 3347 (m)
Trên đây chỉ là thiết kế theo lý thuyết của khai thác gaslift cổ điển nó
chỉ áp dụng có hiệu quả cho những giếng có độ sâu nhỏ,nhưng đối với những

51

giếng có độ sâu lớn như giếng 1104 thì áp suất khởi động sẽ rất lớn do đó để
giảm áp suất khởi động và tăng hiệu quả khai thác thì ta phải sử dụng van
gaslift để giảm suất khởi động
Trong quá trình khai thác mực nước động hạ xuống,lưu lượng khai thác
giảm dần do áp suất vỉa giảm dần.Để nâng cao hiệu quả khai thác và giảm chi
phí cho việc nâng ống sau này,theo kinh nghiệm thiết kế người ta đặt ống
nâng cách nóc vỉa một khoảng 20-50 (m)
Vậy chiều dài của ống nâng là: L= 3347 – 20 = 3147 (m)
4.2.2. Xác định đường kính cột ống nâng.
Đường kính của cột ống nâng khi giếng làm việc ở chế độ tối ưu được
xác định theo công thức:
d = 0, 235.

1
Q
.3
ε (1 − ε ).γ cl

(4.3)

ε: độ nhấn chìm tương đối của cột ống nâng.
= = 0,24
d = 0, 235.


1
52
.3
= 2,1(inch) = 53,3(mm)
0, 24 (1 − 0, 24).0,84

Theo bảng 4.2 tiêu chuẩn hóa ta chọn đường kính ống nâng d = 2,874 (inch)
= 73 (mm).Để giảm tổn thất thủy lực ta chọn đoạn ống cuối có chiều dài 420
(m) ,có đường kính d = 60 (mm).
Bảng 4.2: Ống HKT sản xuất theo tiêu chuẩn API
Đường kính qui
ước HKT(mm)

Đường kính
ngoài(mm)

Bề dày (mm)

Đường kính
trong(mm)

48

48,3

3,68

40,9

60

60,3

5,54

59,9

73

73,0

5,51

62,0

7,01

59,0

89

88,9

6,45

76,0

114

114,3

6,88

100,3

52

4.3. Xây dựng biểu đồ xác định độ sâu đặt van gaslift.
Thường sử dụng 2 phương pháp xác định chiều sâu đặt van Gaslift:
Phương pháp giải tích và phương pháp đồ thị Camco ( ngoài ra còn có
phương pháp toán đồ Liên Xô). Hiện nay xí nghiệp liên doanh dầu khí
Vietsovpetro đều có sẵn chương trình và phần mềm máy tính, người thiết kế
giếng chỉ cần đưa số liệu đầu vào là có ngay kết quả một cách nhanh chóng và
chính xác.
Trong đồ án này, độ sâu đặt van gaslift được các định theo phương
pháp đồ thị Camco. Trong biểu đồ biểu thị một số đường thay đổi của các
thông số giếng phụ thuộc áp suất, chiều sâu giếng.
4.3.1. Xây dựng đường cong phân bố áp suất lỏng khí (GLR) trong cột
ống nâng (đường số 1).
+ Tỷ số khí lỏng tự nhiên :
G0 = 100 (m3/t) = 100.0,84 = 84(m3/m3) = 471 (cu.ft/bbl)
+Tỷ số khí lỏng ép vào giếng :
Tỷ suất lưu lượng khí ép toàn phần được xác định theo công thức:
= 582 (m3/t)
= 582 - [100 – 0,68.( )] =506(m3/t)
Roep = 506 (m3/t) = 425 (m3/m3) = 2386 (cu.ft/bbl)
GLR = Roep + Go = 2386 + 516 = 2913 (cu.ft/bbl)
Trên biểu đồ đường cong GLR, hình 4.2 ,đường có giá trị = 2913 (cu.ft/bbl)
được nội suy từ đường có sẵn gần nó nhất,bằng cách ta tịnh tiến đồ thị sang
phải sao cho gốc tọa độ đồ thị cũ trùng với điểm tương ứng với áp suất miệng
12at (176psi).
4.3.2. Xây dựng đường phân bố áp suất thuỷ tĩnh (đường số 2)
Đường phân bố áp suất tĩnh được xác định như sau:Đường này đi qua
điểm áp suất miệng p=12at (176psi) và điểm áp suất thủy tĩnh ở độ sâu
1000m (3281 ft).Ta tính áp suất thủy tĩnh ở độ sâu 1000m như sau:

53

Ta có phương trình: P1000 = Pm +
Với: Áp suất miệng Pm = 12 at
Do giếng khi khai thác dầu có trường hợp dùng dung dịch rửa giếng ,
dập giếng chủ yếu là nước .Nên tỷ trọng chất lỏng dọc thành ống khai thác
gồm cả tỷ trọng nước và tỷ trọng dầu .
Tỷ trọng chất lỏng = fnc. + fnc. = 0,5.0,84 + 0,5.1,04 = 0,94
Độ sâu cần tính toán H=1000(m)
Ta được kết quả sau: P 1000 =12 + = 106 (at) = 1557 (psi).
Nối 2 điểm có tọa độ (H=0 (ft) ; Pm=176 (psi) ) và điểm có tọa độ
( H=3281 (ft) ; P1000 =1557 (psi) ) ta được đường phân bố áp suất thủy tĩnh .
4.3.3. Xây dựng đường phân bố áp suất khí nén ngoài c ần (đ ường s ố 3).
Đường cong này đi qua điểm áp suất khởi động trên mặt đất là 90 at
(1322,1 psi) và điểm áp suất khí nén ở độ sâu đế ống nâng.Điểm này được xác
định theo công thức sau:
PL= Pkđ.
Trong đó:
PL : Áp suất khí nén tại độ sâu L(at)
Pkđ : Áp suất khí nén khởi động ở miệng giếng (at)
0

: Nhiệt độ trung bình của khí ( C)
L : Độ sâu thực tế theo phương thẳng đứng (m)
Z

: Hệ số nén trung bình tại và P

Phương trình trên được giải bằng phương pháp lặp,giá trị P L đầu tiên
được xác định như sau :
5

PL = Pkđ+ 8,2085.10 .Pkđ.L
∗ Áp suất khí nén tại chân ống nâng 3347 (m) =10955 (ft)
-

Nhiệt độ trung bình:
0

= = = 73,5 ( C) = 164 ( 0F)

54

Hằng số phương trình mũ là :

-

= =
∗ Áp suất khí nén PL:

Lặp lần 1:
PL1 = Pkđ+ 8,2025.10-5.Pkđ.L = 90+8,2025.10-5.90.3460 = 115,5 (at) = 1442
(psig)
= = = 102,75 (at) = 1283(psig)
Từ : = 73,5oC ; = 102,75 at tra bảng (4.4) tìm được Z1 = 0,85
PL2 = 90.= 122 (at) = 1523 (psig)
Ta nhận thấy PL1 và PL2 chênh nhau khá lớn nên giá trị này không thỏa mãn.
Lặp lần 2:
= = = 106,25 at = 1326 (psig)
Từ : = 73,5oC ; = 106,25 at tra bảng (4.4) tìm được Z1 = 0,84
PL3 = 90.= 122 (at) = 1529 (psig)
Nhận thấy giá trị áp suất tính P L2 và PL3 lệch nhau 6 (psig) (<40 (psig),thỏa
mãn) nên ta chọn giá trị PL3 để xác định đường áp suất khởi động.
Hai điểm xác định đường áp suất khởi động là:
Điểm thứ nhất (1322,1 psi, 0 ft)
Điểm thứ hai (1792,18 psi, 11352 ft)
4.3.4. Xây dựng đường gradient nhiệt độ của khí nén ngoài c ần (đ ường
số 4).
Đường này đi qua hai điểm :
Nhiệt độ khí nén tại miệng giếng : Tkm = 80,6oF tại độ sâu H= 0 (m) =0 (ft)
Vậy điểm này có tọa độ là ( 0 ft ; 80,60F).
Nhiệt độ vỉa : Tv = 2480F tại độ sâu H = 3480 m = (11418ft)
Vậy điểm này có tọa độ là (11418 ft ; 2480F)
Nhiệt độ Tv = 248oF là ứng với nóc vỉa sản phẩm
Nối hai điểm này ta được đường biểu diễn garadien nhiệt độ của khí nén theo
chiều sâu

55

4.3.5. Xây dựng đường gradient nhiệt độ chất lỏng trong cần (đường số 5).
Đường này đi qua hai điểm
Nhiệt độ chất lỏng tại miệng giếng : Tm = 109,40F tại độ sâu H = 0 (m) = 0 (ft)
Vậy điểm này có tọa độ là ( 0 ft ; 109,40F).
Nhiệt độ vỉa : Tv = 2480F tại độ sâu H = 3480 m = (11418 ft)
Vậy điểm này có tọa độ là (11418ft ; 2480F)
Nhiệt độ Tv = 248oF là ứng với nóc vỉa sản phẩm
Nối hai điểm này ta được đường biểu diễn garadien nhiệt độ của chất
lỏng trong cần .
4.3.6. Các thông số cần thiết cho việc thiết kế lắp đặt van
+ P v =220(at) =3231,8 (psi)
Ta có nhận xét sau:
So sánh áp suất vỉa và đường Gradien áp suất ta có thể xác định được thời điểm có
dòng chảy vào giếng trong quá trình khởi động
4.4. Xác định độ sâu đặt van gaslift và các đặc tính của van.
4.4.1. Van số 1:
Bằng phương pháp đồ thị ta xác định độ sâu đặt van số 1 như sau:
+ Xác định giao điểm của đường phân bố áp suất thủy tĩnh và đường áp
suất khí nén khởi động.
+ Trên đường phân bố áp suất thủy tĩnh ta chọn một điểm có áp suất nhỏ
hơn áp suất tại giao điểm khoảng 50 psi.Mục đích nhằm tạo ra chênh áp để
khí nén đi qua vào van trong ống khai thác.
+ Vẽ đường nằm ngang song song với trục áp suất đi qua điểm vừa chọn
và cắt trục độ sâu tại một điểm.Đó chính là vị trí đặt van thứ nhất.
+ Từ đường thẳng này kéo dài cắt đường số 4 và đường số 5 tại hai
điểm, hai điểm này là nhiệt độ khí nén ngoài cần và nhiệt độ của chất lỏng
trong cần tại van
Với cách xác định như vậy ta xác định được các thông số sau:
a. Độ sâu đặt van số 1:
1. Độ sâu đặt van 1: H1 = 2885 ft = 879,3 m

56

2. Nhiệt độ khí nén tại độ sâu đặt van 1: Tkn1 = 50,55 0C = 123 0F
3. Nhiệt độ chất lỏng trong ống khai thác ở độ sâu đặt van 1:
TL1 = 62,40C = 144,4 0F
4. Áp suất khí nén tại vị trí van1:

Pkn1 = 1390 psi = 94,6 at.

5. Áp suất nhỏ nhất mà dòng chất lỏng trong ống khai thác đạt được khi
khí nén qua van 1:
Pmin1 = 458 psi = 31,19 at.
6. Áp suất cực đại trong ống nâng tại vị trí van 1:
Để xác định áp suất cực đại trong ống nâng tại điểm đặt van số 1, ta chỉ
cần nối điểm áp suất miệng với điểm áp suất khí nén P kn2. Theo (Hình
4.1) ta có giá trị:
Pmax1= 873,93psi (59,49 at).
7. Hệ số hiệu chỉnh lưu lượng khí nén ở vị trí van 1:
Ctg1 = 0,075. =0,075. = 1,18
b. Xác định đường kính van:
1.Áp suất khí nén cân bằng lực đóng mở van 1:
Pkcbl = Pknl − ∑∆Pkl = 94,6 – 0 = 94,6 at = 1390psi.
(∑∆Pkl =0 là tổng tổn hao áp suất của khí sau khi nén qua các van phía
trên,vì là van thứ nhất nên tổn hao áp suất này bằng 0).
2. Áp suất chất lỏng trong ống nâng dùng để cân bằng lực đóng mở van 1:
Plcbl = Pmin1+ f.(Pkcbl - Pminl)
Trong đó:
f - là phần trăm độ chênh áp, ở đây ta chọn f = 10% là độ chênh áp giữa
(Pkn – Pmin) cho tất cả các van để hệ thống làm việc ổn định.
Plcbl = 458 + 10%.(1390 – 458) = 551,2 psi = 37,52 at
Khi áp suất khí nén nhỏ hơn P lcb1 van sẽ đóng. Nếu áp suất khí nén lớn
hơn Plcb1 thì van sẽ mở.
3.Tỷ số khí lỏng khi nén khí qua van số 1: