Tải bản đầy đủ
6 Các yếu tố ảnh hưởng đến chế độ làm việc của giếng

6 Các yếu tố ảnh hưởng đến chế độ làm việc của giếng

Tải bản đầy đủ

• V = V3, Q = 0: ở miệng ống nâng chỉ toàn khí.
Trong thực tế khai thác dầu, người ta phân biệt 2 chế độ khai thác giếng gas lift:
chế độ khai thác tối ưu (tương ứng với lưu lượng khí riêng nhỏ nhất) và chế độ khai
thác tối đa (tương ứng với lưu lượng khai thác cực đại).
Trên mỗi đường cong Q(V) điểm lưu lượng khai thác tối ưu sẽ ứng với hệ số
hiệu dụng của quá trình gas lift là lớn nhất. Hệ số hiệu dụng (η) là tỉ số giữa công có
ích và công toàn phần được xác định bằng công thức sau:
= C

với: C – hằng số.

[3.1]

Hệ số hiệu dụng sẽ đạt giá trị lớn nhất tại điểm mà tại đó tỉ số Q/V là cực đại,
hay nói cách khác tại điểm tiếp tuyến với đường cong Q(V) vẽ từ gốc tọa độ sẽ nhận
được hệ số hiệu dụng cực đại. Ở chế độ nén khí tối ưu, tức hệ số hiệu dụng lớn nhất thì
lưu lượng khí riêng (đại lượng đo bằng tỉ số V/Q) là nhỏ nhất, hay nói cách khác cần
một lượng khí nén tối thiểu để nâng một đơn vị thể tích chất lỏng (hình 3.14). Ở chế độ
lưu lượng khai thác cực đại (Qmax), η < ηmax.Vì vậy lưu lượng khí riêng Rk ở chế độ này
sẽ lớn hơn lưu lượng khí riêng ở chế độ tối ưu.

Hình 3.14: Biểu đồ xác định vùng làm việc của gaslift
3.6.2 Các chế độ làm việc của giếng gaslift
3.6.2.1 Chế độ khai thác tối ưu
Như phần trên đã trình bày, khi thể tích khí nén tăng, lưu lượng khai thác cũng
tăng.Tuy nhiên, việc tăng lưu lượng khí nén không làm cho lượng dầu tăng liên
tục.Lượng dầu chỉ tăng đến một giá trị cực đại nào đó, sau đó lại giảm cho dù vẫn tiếp

46

tục tăng lượng khí nén vào giếng.Việc tiếp tục nén thêm khí vào giếng sẽ xuất hiện
hiện tượng trượt khí quá mức, làm giảm lượng dầu khai thác.
Chế độ khai thác tối ưu của giếng đạt được tại điểm có lưu lượng riêng của khí
nén là cực tiểu, hay nói cách khác lưu lượng khai thác ứng với hệ số hiệu dụng cực đại
là lưu lượng tối ưu.
3.6.2.2 Chế độ khai thác cực đại
Từ giá trị khí riêng cực tiểu tương ứng với chế độ khai thác tối ưu, nếu ta tiếp
tục tăng lưu lượng khí nén vào giếng thì lưu lượng khai thác sẽ tăng so với giá trị
trước. Tuy nhiên việc tăng liên tục lưu lượng bơm ép khí, thì lưu lượng khai thác sẽ đạt
giá trị cực đại và sau đó giảm dần (hình 3.13). Sở dĩ có hiện tượng này là do tổn hao áp
suất ma sát quá lớn. Hay nói cách khác, sau khi khởi động tốc độ gia tăng lưu lượng
khai thác giảm dần (khi giữ nguyên tốc độ gia tăng lượng khí nén).Dạng biểu đồ đặc
tính này được xây dựng từ số liệu thực tế.
Thường người ta xác định lượng dầu khai thác cực đại của một giếng hoặc nhóm
giếng gas lift. Quy trình được tiến hành theo các bước sau:
-

Bơm nén lượng khí như nhau vào tất cả các giếng;
Tăng lưu lượng bơm nén khí vào các giếng với giá trị như nhau;
Phân tích lưu lượng khai thác từ các giếng và xem giếng nào cho tăng lượng
dầu nhiều nhất trong lần tăng lượng bơm ép khí này;
Đối với giếng (hay nhóm giếng) này tiếp tục tăng lần thứ hai lưu lượng bơm
ép khí;
Nếu như từ giếng (hay nhóm giếng) này tiếp tục tăng sản lượng thì tăng lưu
lượng bơm ép khí lần thứ ba, nếu ngược lại thì chuyển sang nhóm khác (hay
nhóm giếng) mà sau lần tăng tốc độ bơm nén khí lần thứ nhất cho lượng tăng
dầu chỉ đứng sau giếng vừa rồi.

3.6.3 Các yếu tố ảnh hưởng đến chế độ làm việc của giếng gaslift
3.6.3.1 Hệ số nhúng chìm
Nếu h là chiều cao cột chất lỏng dâng lên trong ống khai thác và L là chiều dài
cột ống khai thác thì tỉ số ε = h/L được gọi là hệ số nhúng chìm.
Do trong quá trình thí nghiệm, độ sâu nhúng chìm h không đổi, nên áp suất ở
đáy cột ống nâng p1 là không đổi. Vì vậy, đường cong Q(V) trên hình 3.14 là không đổi
đối với bất kỳ hệ số nhúng chìm nằm trong khoảng 0 < ε <1.

47

Khi tăng hệ số nhúng chìm ε, tức là tăng h, lượng khí nén cần ít hơn để đưa
dòng hỗn hợp lên miệng giếng. Lưu lượng chất lỏng tối đa Q max sẽ tăng và điểm ngừng
nâng chất lỏng của các đường Q(V) sẽ nằm vào phía trong các đường trước. Xét 2
trường hợp đặc biệt:
- ε = 0, đường Q(V) sẽ trở thành 1 điểm;
- ε = 1 (H = L) chỉ cần một lượng khí nén nhỏ cũng đủ để làm trào cột chất lỏng
ra khỏi giếng. Đường cong Q(V) bắt đầu từ gốc tọa độ và đạt Qmax cực đại.
Tóm lại, mỗi hệ thống thiết bị này đặc trưng bằng một họ đường cong Q(V) mà
mỗi đường cong ứng với một hệ số nhúng chìm nhất định (hình 3.15).

Hình 3.15 Sự phụ thuộc lưu lượng khai thác Q(V) vào hệ số nhúng chìm
đối với một cỡ ống nâng
Đối với bất kỳ hệ đường cong Q(V) ứng với cỡ đường kính ống nâng cho trước,
có thể xác định Qmax và Qtư và xem xét sự phụ thuộc của chúng vào hệ số nhúng chìm ε.
Khi hệ số nhúng chìm tăng, đại lượng Qmax sẽ tăng theo quy luật phi tuyến (hình 3.15và
hình 3.16). Riêng đối với Qtư thì giá trị của nó luôn nhỏ hơn Q max và tăng khi ε tăng
nhưng khi 0,5 <ε< 1 thì giảm. Nhiều kết quả thí nghiệm cho thấy rằng Qtư đạt giá trị lớn
nhất khi ε = 0,5 – 0,6. Từ đây có thể rút ra kết luận thực tiễn quan trọng là để đạt hiệu
quả làm việc tốt nhất của hệ thống nâng, cần nhúng chìm khoảng 50 – 60% cột ống
nâng. Tuy nhiên, trong thực tế không phải bao giờ cũng thực hiện được điều này vì đôi
khi mực thủy động trong giếng thấp và áp suất khí nén bị giới hạn.

48

Hình 3.16: Họ đường cong Q(V) đối với 2 cỡ ống nâng khác nhau
3.6.3.2 Đường kính ống nâng
Khi tăng đường kính ống nâng thì lưu lượng khai thác tăng và đòi hỏi lượng khí
nén tăng vì thể tích chất lỏng cần hòa khí để có tỉ trọng ρ hh (với các điều kiện h = const,
L = const) tăng tỉ lệ với d2. Vì vậy khi tăng đường kính ống nâng, họ đường cong Q(V)
sẽ dịch chuyển về bên phải theo hướng tăng thể tích khí nén (hình 3.16). Nếu lượng khí
nén không đổi, đường kính ống nâng càng lớn thì áp suất khí nén càng giảm.
Việc tăng hệ số nhúng chìm của giếng nên được xem xét và tính đến ngay trong
giai đoạn thiết kế trang thiết bị lòng giếng cho giếng gaslft bằng cách đặt thêm một hay
vài van gaslift dưới van làm việc theo thiết kế ban đầu nhằm tăng tính ổn định và tăng
hiệu quả làm việc của hệ thống giếng gas lift – vỉa một khi các thông số vỉa thay đổi
theo chiều hướng xấu: giảm áp suất vỉa, giảm sản lượng…
Vấn đề thay đổi đường kính ống nâng nhằm mục đích tăng hiệu quả khai thác
giếng chỉ được xem xét và mang tính khả thi một khi được xem xét phối hợp khi giếng
gaslift phải tiến hành sửa chữa lớn có liên quan đến việc kéo toàn bộ ống nâng lên. Nếu
tiến hành kéo thay ống nâng chỉ vì một mục đích tăng hiệu quả khai thác giếng gas lift
thì không khả thi và có thể không kinh tế
3.6.3.3 Cấu trúc dòng chảy
Cấu trúc dòng chảy 2 pha của chất khí và chất lỏng được xác định bởi thông số
chính là vận tốc chuyển động của hỗn hợp: vận tốc pha lỏng, vận tốc pha khí và vận tốc
tương đối
Vtđ = Vkhí – Vlỏng

[3.2]

49

Vtđ quy định cấu trúc dòng chảy:
• Dòng chảy bọt khí: Vtđ từ 0,01 đến 0,4 m/s
• Dòng chảy nút: Vtđ từ 0,4 đến 1,2 m/s
• Dòng chảy kiểu vành khăn: Vtđ trên 1,2 m/s.

(a)– kiểu bọt khí (b) – kiểu nút khí (c) – kiểu vành khăn
Hình 3.17: Cấu trúc dòng chảy của chất lưu trong ống nâng
Khi tăng vận tốc trượt của pha khí thì hiệu quả của giếng gaslift sẽ giảm. Để
tăng hiệu quả làm việc của giếng, nâng cao hiệu quả sử dụng khí nén thì cần phải giảm
tốc độ di chuyển tương đối của pha khí đối với pha lỏng (Vtđ)
3.7 Các sự cố, phức tạp trong quá trình khai thác dầu bằng phương pháp gaslift
3.7.1 Sự hình thành nút cát ở đáy giếng khai thác
3.7.1.1 Nguyên nhân phát sinh
Hiện tượng này xảy ra khi khai thác dầu ở một số giếng mà sản phẩm có chứa
nhiều cát và vật liệu vụn cơ học, chúng sẽ bị tích tụ ở đáy giếng khai thác và hình thành
nên các nút cát. Cơ chế hình thành nút cát xuất phát từ việc dòng chảy có vận tốc nhỏ
không có khả năng thắng được lực hụt trọng lực dẫn đến cát bị lắng đọng xuống đáy
giếng.

50

Một nguyên nhân khác không kém phần quan trọng là trong quá trình khởi động
giếng khai thác gaslift, thường xuất hiện những xung lực do áp suất đáy thay đổi đột
ngột. Đó là nguồn cung cấp vật liệu tích tụ ở đáy giếng tạo thành nút, các nút cát này
theo thời gian khai thác ngày càng dày và bịt kín khoảng mở vỉa sản phẩm gây ra tắc
giếng. Nó gây ra hậu quả rất lớn ảnh hưởng đến lưu lượng khai thác.
3.7.1.2 Biện pháp phòng ngừa
Để phòng ngừa hiện tượng này chúng ta phải hạn chế các nguyên nhân gây nút
cát, do đó cần phải thực hiện các biện pháp sau:
Thả ống nâng có cấu trúc thích hợp cho phù hợp với lưu lượng giếng.
 Đưa giếng vào khai thác một cách có điều hòa để tránh sự làm việc không
ổn định của giếng.
 Điều chỉnh lưu lượng khai thác cho phù hợp để giếng làm việc ổn định.
 Hạ thấp đế ống nâng hoặc sử dụng hệ thống ống nâng phân bậc để tăng khả
năng vét cát của ống nâng.
3.7.1.3 Biện pháp khắc phục
Khi nút cát đã thành tạo lấp đầy phần mở vỉa, gây tắc ống nâng và làm giảm đột
ngột hệ số khai thác của giếng, ta cần phải phá bỏ nút cát. Việc phá bỏ nút cát có thể sử
dụng các biện pháp nhằm tăng tốc độ dòng chảy ở đáy ống nâng để dòng sản phẩm vét
hết cát ở đáy giếng khai thác. Nếu dòng chảy trong giếng bị dừng lại mà áp suất bơm
ép khí vẫn tăng lên đột ngột thì đó là nguyên nhân của các nút cát đóng trong ống nâng.
Trong trường hợp này người ta có thể sử dụng biện pháp ép hỗn hợp khí và chất
lỏng vào trong ống nâng để bỏ các nút cát. Khi các biện pháp thực hiện không mang lại
hiệu quả thì cần phải ngừng khai thác và tiến hành sửa chữa giếng.
3.7.2 Sự lắng đọng parafin trong ống khai thác
3.7.2.1 Nguyên nhân phát sinh
Do hàm lượng parafin trong dầu tại mỏ Bạch Hổ tương đối cao, trung bình 12%,
nên thường xuyên xảy ra hiện tượng lắng đọng parafin trong ống khai thác và đường
ống vận chuyển. Nguyên nhân chủ yếu của hiện tượng này là do nhiệt độ của dầu trong
ống giảm xuống dưới nhiệt độ kết tinh của parafin. Ngoài ra do hiện tượng tách khí ra

51