Tải bản đầy đủ
6 Quá trình khởi động giếng

6 Quá trình khởi động giếng

Tải bản đầy đủ

64
- Tỷ trọng của chất lỏng trong giếng.
Đường biến thiên Pkđ theo thời gian (đến khi giếng làm việc bình thường) thể
hiện qua đồ thị :

Hình 4.8 Sơ đồ biến thiên áp suất theo thời gian khi khởi động
Độ sâu lắp van được tính toán sao cho khi cột khí nén ở KGVX nén chất lỏng
xuống dưới mức đặt van thì sau đó van đóng lại.
* Trình tự khởi động giếng:

65

- Khí ban đầu được bơm ép vào giếng để đẩy mực chất lỏng ở vùng không
gian vành xuyến vào trong ống nâng qua các van Gaslift đang mở. Mực chất lỏng
trong ống nâng từ từ tăng lên.
- Mực chất lỏng hạ đến van thứ nhất và khí nén vào ống nâng qua van này, làm
cho tỷ trọng cột chất lỏng trong ống nâng ở phần trên van 1 giảm dẫn đến áp suất
trong ống nâng giảm theo. Do đó mực chất lỏng ở không gian vành xuyến tiếp tục
giảm để cân bằng áp suất trong ống nâng và nó sẽ hạ xuống đến van thứ 2.
- Khí nén đi vào ống nâng qua van 1 và 2, mực chất lỏng ngoài cần hạ thấp hơn
van thứ 2. Áp suất ngoài cần giảm đi làm cho chênh áp ở van 1 giảm đến giá trị quy
định thì van 1 đóng lại. Mực chất lỏng tiếp tục đi xuống.
- Mực chất lỏng ở KGVX đã hạ thấp hơn van 3. Khí nén đi vào ống nâng qua
van 2 và 3 . Áp suất ngoài cần tiếp tục giảm đi và chênh áp ở van 2 đạt đến giá trị đóng
van, van 2 đóng lại.
Cứ như vậy mực chất lỏng hạ xuống tới van cuối cùng là van làm việc. Các van
phía trên đóng trong suốt quá trình khai thác, chỉ riêng van làm việc mở. Tuy nhiên ở
một số giếng người ta còn lắp thêm một số van dự phòng dưới van làm việc để dùng
cho thời gian sau này khi lưu lượng của giếng giảm đi.

66
CHƯƠNG 5 TÍNH TOÁN THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG
PHÁP GASLIFT CHO GIẾNG 918HAH Ở MỎ BẠCH HỔ
5.1 Các thông số của giếng thiết kế
Bảng 5.1 Các thông số của vỉa và giếng
TT
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22

Các thông số

Kí hiệu
Well
H
D
Hp
Pmg
Plv
Pv
Pkh.đ
ρd
γd
Qd
Qk
K
α
GOR
Tkn
Tv
T
Gd
Gt
∆p
Gt

Tên giếng
Chiều sâu giếng khai thác
Đường kính ống chống khai thác
Độ sâu đặt Paker
Áp suất miệng giếng
Áp suất làm việc
Áp suất vỉa
Áp suất khí khởi động
Tỷ trọng khí dầu
Tỷ trọng của dầu
Lưu lượng khai thác
Thể tích khí ép
Hệ số sản phẩm
Hệ số hòa tan của khí
Tỷ số khí dầu
Nhiệt độ khí ép tại đầu giếng
Nhiệt độ vỉa
Nhiệt độ miệng giếng
Gradient áp suất động trung bình
Gradient áp suất tĩnh
Chênh lệnh áp suất đóng van
Gradient địa nhiệt

Giá trị
9843
6 5/8
9278
2
50
3000
1030
0,65
0,86
400
800000
0,4
0,6
10
80
250
150
0.36
0.45
50
0,45

5.2 Tính toán cột ống nâng cho giếng thiết kế
- Chiều sâu giếng khai thác:

H = 3000 m = 9843 ft.

- Đường kính ống chống khai thác: D = 168 mm = 6,625 in.
- Hệ số sản phẩm:

K = 0, 4 T/at.ngđ.

- Trọng lượng riêng của dầu:

γ d = 0,86 g/cm3.

- Lưu lượng khai thác:

Q0 = 58 T/Ngđ

- Tỷ suất của khí dầu:

G0 =120 m3/T

- Áp suất miệng giếng:

Pm = 2 at.

- Áp suất làm việc:

Plv = 50 at.

Đơn vị đo
918A
ft
in
ft
at
at
psig
psig

Bbl/day
Cu.ft/day
M3/day.at
1/Pa
Scf/Bbl
0
F
0
F
0
F
Psig/ft
Psig/ft
Psig
Psig/ft

67
- Hệ số hoà tan của khí:

α = 0,6 (1/Pa).

- Mực nước thủy tĩnh :

Htt = 550 m

5.2.1 Xác định chiều dài cột ống nâng L
Để tính toán chiều dài cột ống nâng (L) ta áp dụng công thức sau:
L=H−

10( Pd − Pde )
γ hh

(5.1)

Ta có:
+ Pde = Plv - 4 = 50 – 4 = 46 (at).
+ Theo công thức tính lưu lượng khai thác: Q = K(Pv – Pd)
→ Pd = Pv −

Q
58
= 200 −
= 55(at ) .
K
0.4

+ Trọng lượng riêng trung bình hỗn hợp dầu:
γ hh =

γ d + γ de
2

(5.2)

Trong đó:
+ γ d: Trọng lượng riêng của hỗn hợp dầu khí ở dưới đáy giếng.
(Qcl + 43,2.D 2 .γ cl ).γ cl
γ d = Qd . (G0 − α .Pd ).γ cl
+ Qcl + 43,2 D 2 .γ cl
( Pd + 1).γ d

(γ cl = γ d = 0,86g/cm3 -.Trọng lượng riêng của chất lỏng và dầu trong giếng).

γd =

(58 + 43,2.6,625 2.0,86).0,86
= 0,8092( g / cm 3 )
58.(120 − 0,6.46).0,86
+ 58 + 43,2.6,625 2.0,86
( 46 + 1).0,86

+ γ de : Trọng lượng riêng của hỗn hợp dầu khí ở đế ống nâng.
γ de

(Qcl + 43,2.D 2 .γ cl ).γ cl
= Qd . (G0 − α .Pde ).γ cl
+ Qcl + 43,2 D 2 .γ cl
( Pde + 1).γ d