Tải bản đầy đủ
7 Các sự cố, phức tạp trong quá trình khai thác dầu bằng phương pháp gaslift

7 Các sự cố, phức tạp trong quá trình khai thác dầu bằng phương pháp gaslift

Tải bản đầy đủ

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

khỏi dầu dẫn đến áp suất giảm, dẫn đến hàm lượng parafin trong dầu tăng, làm cho
parafin lắng đọng.
Cát cũng gây nên sự lắng đọng parafin, các hạt cát thường là tâm kết tinh của
parafin. Tại những cấp đường kính thay đổi, sự lắng đọng parafin ngày càng trầm trọng
nó sẽ làm giảm lưu lượng khai thác.
3.7.2.2 Biện pháp phòng ngừa
 Tăng áp lực trong đường ống (từ 10÷ 15at), làm cho khí khó tách khỏi dầu tạo
điều kiện cho parafin hòa tan trong dầu.
 Giảm độ nhám trên đường ống và hạn chế sự thay đổi đột ngột đường kính của
ống nâng cũng như các đường ống vận chuyển.
 Dùng hóa phẩm chống đông đặc parafin, với mỗi hóa phẩm khác nhau, cần
dùng nồng độ khác nhau, thường từ 0,2÷ 0,3%. Các chât hóa phẩm thường
dùng đó là các loại xăng nhẹ làm dung môi hòa tan parafin hoặc các chất
chống đông đặc như các chất hoạt tính bề mặt (hàm lượng từ 1÷ 5%).
3.7.2.3 Biện pháp khắc phục
Phương pháp nhiệt học: Người ta bơm dầu nóng hoặc hơi nước nóng để làm tan
các tinh thể parafin bám trên thành ống khai thác.
 Phương pháp cơ học: Dùng thiết bị cắt, nạo parafin trên thành ống khai thác.
Hệ thống thiết bị này được lắp đặt vào dưới dụng cụ cáp tời, thả vào giếng để
nạo parafin. Dụng cụ nạo phải có đường kính tương ứng với đường kính trong
của ống khai thác, sau đó kéo bộ thiết bị từ từ ra khỏi giếng để tránh trường
hợp rơi các lưỡi cắt.
 Phương pháp hóa học: Người ta ép chất lưu H-C nhẹ hoặc chất hoạt tính bề
mặt vào trong giếng khai thác qua khoảng không vành xuyến. H-C nhẹ sẽ hòa
tan parafin vì thế làm giảm kết tinh của parafin. Chất hoạt tính bề mặt được
đưa vào trong dòng chảy của dầu ở trong giếng để hấp thụ các thành phần nhỏ
parafin và làm giảm hoặc ngừng kết tinh parafin. Các chất hóa học thường
dùng như tác nhân phân tán, tác nhân thấm ướt rất phổ biến trong công nghiệp
khai thác dầu khí ở các nước. Tác nhân thấm ướt có khả năng phủ lên bề mặt

52

ống một lớp màng mỏng, điều đó ngăn ngừa sự tích tụ parafin và giữ các phân
tử parafin phân tán không dính lại với nhau khi di chuyển từ đáy giếng tới hệ
thống xử lý dầu thô. Ngoài ta có thể đưa vào ống chất polyme (sản phẩm của
Mỹ), chất được sử dụng là Nicromat natri – Na2Cr2O5.2H2O (10%) đưa vào
buồng trộn với nhiệt độ 80÷ 90%, có có tác dụng phá dần các nút parafin.
3.7.3 Sự tạo thành những nút rỉ sắt trong đường ống khai thác
3.7.3.1 Nguyên nhân phát sinh
Sự tạo thành nút rỉ sắt trong khoảng không vành xuyến là do kim loại ở thành
ống bị ăn mòn hóa học, bị ôxi hóa. Phản ứng:
4Fe + 6H2O + 3O2 = 4Fe(OH)3
Sự ăn mòn mạnh nhất khi dòng khí ép có độ ẩm từ 70 ÷ 80%. Các kết quả
nghiên cứu cũng khẳng định rằng: áp suất trong ống dẫn khí cũng ảnh hưởng tới sự ăn
mòn, áp suất tăng lên thì sự hình thành nút rỉ sắt cũng tăng lên. Nút rỉ sắt chủ yếu là
oxít sắt (chiếm 50%) còn lại là bụi đá vôi và cát. Hiện tượng này được biểu hiện khi áp
suất của đường khí đi vào tăng mà lưu lượng khai thác giảm.
3.7.3.2 Biện pháp khắc phục
 Xử lý mặt trong của ống nâng bằng các chất lỏng đặc biệt nhằm tăng khả năng
chống ăn mòn của ống chống.
 Đảm bảo khoảng không gian giữa hai ống ép khí và ống nâng đủ lớn hơn
20mm.
 Lắp đặt các bình ngưng trên đường dẫn khí, dầu hoặc không khí, thường lắp ở





vị trí cao hoặc ống dốc cao đi lên.
Lắp đặt các bộ phận làm sạch khí khỏi bụi ẩm: như bình tách, bình sấy khô.
Rửa sạch định kỳ thành trong của ống bằng nhũ tương không chứa nước.
Làm sạch khí trước khi đưa vào sử dụng bằng các phương pháp hóa lý.
Để phá hủy nút kim loại đóng chặt, người ta thường bơm dầu nóng vào
khoảng không vành xuyến, nếu biện pháp này không đạt kết quả thì phải kéo
ống lên để tiến hành cạo rỉ.

53

3.7.4 Sự tạo thành muối trong ống nâng
3.7.4.1 Nguyên nhân phát sinh
Sự lắng tụ muối trong quá trình khai thác là do trong nước vỉa có hàm lượng
muối cao và hàm lượng nước trong sản phẩm thấp. Muối sẽ bị tách ra khỏi chất lỏng
lắng đọng bám vào thành ống và các thiết bị lòng giếng.Sự lắng tụ muối này cũng có
thể gây ra tắc ống nâng.
3.7.4.2 Biện pháp phòng ngừa
Để hạn chế hiện tượng muối lắng đọng người ta dùng các hóa chất có pha thêm
một số phụ gia. Nó có tác dụng tạo ra trên các tinh thể muối như màng keo bảo vệ ngăn
trở muối kết tinh lại với nhau cũng như không cho muối bám vào thép. Ngoài ra, người
ta còn dùng nước ngọt theo hai phương pháp, tức là bơm liên tục hoặc định kỳ nước
ngọt xuống dưới đáy giếng đồng thời cùng với quá trình khai thác. Mục đích giữ cho
muối trong quá trình đi lên thiết bị xử lý vẫn ở trạng thái chưa bão hòa thì quá trình
lắng đọng không xảy ra.
3.7.4.3 Biện pháp khắc phục
Tích tụ muối ở trong ống nâng chủ yếu ở độ sau 150m đến 300m tính từ miệng
giếng.Nếu muối bám vào trong ống nâng và chiếm một phần nhỏ của đường kính thì ta
có thể dùng nước ngọt để loại bỏ tích tụ muối cacbonat.Đối với các muối như CaCO 3,
MgCO3, CaSO4 và MgSO4 thì dùng dung dịch NaPO4 và Na5P3O10 ép vào khoảng
không vành xuyến.Tinh thể cacbonat và sufat nhanh chóng hấp thụ NaPO 3 và Na5P3O10
để hình thành lớp vỏ keo trong tinh thể giữ chúng không dính lại với nhau và với ống
nâng. Sự lắng đọng muối ở ống nâng và vùng cận đáy giếng có thể nhanh chóng loại
bỏ bằng cách dùng từ 1,2÷ 1,5% dung dịch axit HCl:
CaCO3 + 2HCl = CaCl2 + H2O + CO2
Để loại bỏ tích đọng muối sunfat trong thực tế người ta bơm ép dung dịch NaOH:
CaSO4 + 2NaOH = Ca(OH)2 + Na2SO4 + H2O
3.7.5 Hiện tượng trượt khí
 Hiện tượng thường xảy ra khi khí nén vào ngoài cần và sau đó thoát ra bên
trong cần liên tục, dòng sản phẩm toàn khí, không có chất lỏng và áp suất
ngoài cần giảm mạnh.
 Nguyên nhân là do các van gaslift bên trên không tự đóng lại được.

54

 Biện pháp khắc phục là thay van gaslift mới. Tuy nhiên, để biết được chính
xác van cần thay thì phải tiến hành công tác khảo sát giếng.
 Giếng làm việc không đều
 Trong quá trình nén khí, giếng có làm việc nhưng áp suất miệng giếng dao
động mạnh, dòng sản phẩm lên không đều, tỷ số khí dầu lớn.
 Nguyên nhân chủ yếu là do lưu lượng khí nén quá lớn đã ép chất lỏng chảy
ngược vào vỉa và ngăn cản dòng sản phẩm từ vỉa vào giếng.
 Biện pháp khắc phục đơn giản là giảm bớt lượng khí nén ngoài cần.
3.7.6 Giếng không khởi động được
Hiện tượng này xảy ra khi khí nén vào ngoài cần đạt đến giá trị cực đại của
nguồn khí mà giếng vẫn không làm việc.
Khí nén liên tục nâng áp suất ngoài cần lên đến giá trị P max (thông thường
Pmax=Pkđ+15at) mà giếng vẫn không làm việc, nguyên nhân có thể là do van khởi động
bên trên không mở.
Biện pháp khắc phục là tiến hành công tác khảo sát giếng để biết chính xác van
gaslift cần thay.
3.7.7 Các sự cố thiết bị
3.7.7.1 Sự rò rỉ của các thiết bị chịu áp lực
Các thiết bị chịu áp lực như: đường ống, van chặn, mặt bích…Sau thời gian làm
việc nó bị ăn mòn hoặc do ảnh hưởng của độ rung các mặt bích nới lỏng, các gioăng
đệm làm kín bị mòn, tất cả các hiện tượng trên gây ra hiện tượng rò rỉ dầu khí.
Khi phát hiện có dầu khí rò rỉ người ta phải khắc phục kịp thời, nhiều trường
hợp phải dừng khai thác để sửa chữa.
3.7.7.2 Các thiết bị hư hỏng
 Van điều chỉnh mực chất lỏng không làm việc: Khi phát hiện hiện tượng này ta
kịp thời xử lý bằng cách điều chỉnh bằng van tay. Đóng đường điều chỉnh tự
động, khắc phục sửa chữa thiết bị. Sau đó đưa hệ thống làm việc trở lại.
 Hệ thống báo mức chất lỏng không chính xác: Trong trường hợp này đối với
các bình quan trọng người ta thường làm hai thiết bị để theo dõi mực chất
lỏng, nhờ đó người ta có thể sửa chữa một trong hai thiết bị đó.

55

 Máy bơm vận chuyển dầu khí bị sự cố: Trong trường hợp này người ta lắp đặt
các mày bơm dự phòng. Khi máy bơm bị sự cố không bơm được thì tắt máy
và bật máy dự phòng. Sau đó sửa chữa hư hỏng của máy bơm.
 Các thiết bị báo tín hiệu, hiệu chỉnh hoặc thay thế thiết bị mới luôn đảm bảo
độ tin cậy cao. Không tốt: Khi phát hiện sự sai lệch của các thông tin phải tiến
hành kiểm tra
 Thiết bị bảo vệ và điều khiển không tốt: Cần phải có kế hoạch kiểm tra định
kỳ.Trường hợp sự cố cần sửa chữa kịp thời.
Nói chung sự hoàn hảo của thiết bị là yêu cầu gắt gao trong quá trình khai thác
dầu khí. Những người làm việc trực tiếp luôn luôn theo dõi sự làm việc của thiết bị,
phát hiện kịp thời và có biện pháp sửa chữa, khắc phục…Sao cho đảm bảo dòng dầu
liên tục được khai thác lên và vận chuyển đến tàu chứa.
3.7.8 Sự cố về công nghệ
3.7.8.1 Áp suất cung cấp không ổn định
Khi đó giếng làm việc không ổn định liên tục. Hệ thống tự động sẽ tự ngắt giếng
và người theo dõi công nghệ phải biết thao tác tiếp theo.
 Nguyên nhân: Do máy nén khí bị hỏng đột ngột, do lượng khí tiêu thụ quá lớn,
do lượng khí cung cấp cho máy nén không đủ phải giảm bớt tổ máy nén.
 Biện pháp khắc phục: Cân đối lại lượng khí vào và khí ra. Có kế hoạch tiêu thụ
cụ thể tránh hiện tượng cùng khởi động nhiều giếng trong cùng một thời điểm.
Các máy nén dự phòng luôn luôn sẵn sàng hoạt động nếu cần. Việc ổn định
nguồn khí cấp ảnh hưởng đến quá trình khai thác của giếng do đó người ta hạn
chế tối đa việc dừng giếng do áp suất nguồn khí.
3.7.8.2 Sự cố cháy
Sự cố cháy là cực kỳ nguy hiểm ảnh hưởng lớn đến an toàn của toàn bộ khu mỏ,
vì vậy người ta cần lắp đặt các thiết bị tự động hoặc bằng tay. Khi có sự cố cháy các
thiết bị cảm nhận báo về, hệ thống xử lý sẽ lệnh cho các van điều khiển ngắt nguồn khí
của toàn hệ thống (SDV) lượng khí còn lại trong bình chứa, đường ống được xả ra vòi
đốt.

56

Các giếng đang khai thác dừng làm việc đồng thời đóng van tự động trên miệng
giếng. Trong trường hợp các van tự động làm việc không tốt ta có thể đóng van bằng
tay.
Trong thực tế việc xảy ra cháy trên giàn cố định trong quá trình khai thác là do sự bất
cẩn của con người. Khi phát hiện cháy người ta dập đám cháy bằng các thiết bị cứu hỏa
được trang bị trên giàn hoặc các tàu cứu hộ…

CHƯƠNG 4: THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT
LIÊN TỤC CHO GIẾNG RB-3P Ở MỎ RUBY
4.1 Tính toán và thiết kế gaslift cho giếng RB
STT
Các thông số
Ký hiệu
Giá trị
Đơn vị
đo
1
Tên giếng
RB
2
Chiều sâu giếng khai thác
H
2235
M
3
3
Tỷ số khí dầu
GOR
89
m / m3
4
Độ sâu đặt paker
Hp
2050
M
5
Đường kính ống chống khai thác
D
6,059
Inch
6
Áp suất miệng giếng
Pmg
16
Atm
7
Khoảng mở vỉa sản phẩm
Hmv
2070-2170
M
8
Áp suất khí nén ( khi khởi động )
Pkđ
72,4
Atm
57

9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22

Áp suất khí nén ( khi làm việc )
Áp suất vỉa
Tỷ trọngcủa nước vỉa
Tỷ trọng của khí nén
Tỷ trọngcủa dầu trong vỉa
Lưu lượng khai thác dự tính
Thể tích ép khí tối đa
Hệ số sản phẩm
Nhiệt độ khí nén tại miệng giếng
Nhiệt độ vỉa
Gradient áp suất trung bình
Chênh lệch áp suất đóng van
Hệ số hòa tan của khí trong dầu
Nhiệt dộ chất lỏng tại miệng giếng

Plv
Pv
γn
γkn
γd

Qk
K
Tkm
Tv

ΔP
Α
Tlm

69
192
1,07
0,65
0,8
20
237000
0,4
58
83
0,455
32
0,6
30

Atm
Atm
G/cm3
G/cm3
G/cm3
T/ng.đ
Cu.ft/d
T/at.ngđ
°C
°C
Psig/ft
Psi
1/pa
°C

Bảng 4.1 Thông số giếng RB-3P
 Tính toán cột ống cho giếng
Chiều sâu :
H = 2235 m = 7332 ft
Độ sâu đặt paker :
Hp = 2050 m = 6725 ft
Hệ số sản phẩm
K = 0,4 bbl/ng.đ.Psi
Lưu lượng khai thác dự tính :
Qo = 20 tấn/ng.đ = 158 bbl/ng.đ = 24m3/ng.đ
Áp suất miệng giếng :
Pmg = 16 atm x 14,696 = 235 Psi
Áp suất làm việc :
Plv = 69 atm = 1014 Psi
Áp suất vỉa :
Pv = 137 atm = 2013 Psi
Tỉ trọng của dầu tách khí :
γo = 0,8 G/cm3
Hệ số hòa tan của khí :
α = 0,6 l/pa
a. Xác định chiều dài ống nâng :
Chiều dài ống nâng được xác định theo công thức :

L=H -

(4.1)

Trong đó :
H: chiều sâu của giếng ( m ).
Pđ : áp suất đáy giếng ( atm )
Pđế : áp suất ở đế cột ống nâng ( atm )
58