Cấu tạo, nguyên lý làm việc của thiết bị lòng giếng trong khai thác gaslift của giếng 125 giàn BK 15 mỏ bạch hổ

1

LỜI NÓI ĐẦU
Dầu Khí là một ngành công nghiệp lớn trên thế giới. Ở Việt Nam, trong những
năm qua, ngành công nghiệp Dầu khí đã đạt được thành tựu nhất định, chiếm một vị
trí vô cùng quan trọng trong nền kinh tế quốc dân, nó không chỉ chiếm tỷ trọng lớn
GDP của cả nước mà còn là một ngành kinh tế mũi nhọn, nhiều tiềm năng, đưa đất
nước tiến lên con đường công nghiệp hóa, hiện đại hóa. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam
không ngừng vững mạnh và ngày càng phát triển không chỉ ở trong nước mà còn
vươn xa tới thị trường quốc tế.
Đề cập đến sự phát triển của ngành công nghiệp Dầu khí không thể không
nhắc đến vai trò quan trọng của các thiết bị phục vụ cho công tác khoan và khai
thác. Một trong những vấn đề được quan tâm là tìm hiểu về chuyên ngành thiết bị
khai thác, cấu tạo, nguyên tắc vận hành và nâng cao tuổi thọ cũng như hiệu suất của
các thiết bị.
Với mong muốn góp phần vào sự phát triển của ngành công nghiệp Dầu khí
nước nhà, qua quá trình học tập và nghiên cứu, cộng với sự hướng dẫn tận tình của
thầy Nguyễn Văn Giáp cũng như sự đồng ý của bộ môn Thiết bị Dầu khí, Khoa
Dầu khí, Trường Đại học Mỏ - Địa Chất Hà Nội . Em đã chọn đề tài tốt nghiệp:
“Cấu tạo, nguyên lý làm việc của thiết bị lòng giếng trong khai thác gaslift của
giếng 125 giàn BK-15 mỏ Bạch Hổ”.Đồ án của em gồm có 4 chương:
Chương I: Tổng quan về thiết bị lòng giếng.
Chương II: Cấu tạo và nguyên lý làm việc của các thiết bị lòng giếng.
Chương III :Công tác xây lắp và một số hư hỏng thường gặp.
Chương IV: Tính toán xác định độ sâu đặt van an toàn cho giếng 125 giàn
BK15 mỏ Bạch hổ.
Mặc dù đã có nhiều cố gắng nhưng do kiến thức còn hạn chế nên không thể
tránh khỏi những thiếu sót nhất định. Vì vậy, em rất mong nhận được sự đóng góp ý
kiến của các thầy cô và các bạn.
Qua đồ án này, em xin chân thành cảm ơn sự hướng dẫn tận tình của thầy
Nguyễn Văn Giáp,và các thầy cô trong bộ môn Thiết bị Dầu khí.

Em xin chân thành cảm ơn!
Hà Nội, tháng 06 năm 2014
Sinh viên
Tiên văn Ba


2

CHƯƠNG I

TỔNG QUAN VỀ THIẾT BỊ LÒNG GIẾNG
1.1.Cấu trúc giếng N0125
Cấu trúc giếng khoan được tạo thành bởi một số cột ống chống có đường kính và
chiều dài khác nhau thả lồng vào nhau trong một lỗ khoan, kết hợp với những
choòng khoan tương ứng dùng để khoan.
Cấu trúc cơ bản của một giếng khoan bao gồm :
- Cấu trúc của các cột ống chống ( số lượng loại, chiều sâu thả, đường kính),
- Choòng khoan sử dụng ( loại choòng, đường kính ),
- Khoảng trám xi măng ( chiều cao trám kể từ đế ống chống ).
Nếu giếng khoan ngoài ống định hướng và ống dẫn hướng chỉ còn ống chống
khai thác thì gọi là giếng khoan có 1 cột ống chống. Nếu có thêm ống trung gian thì
gọi là cấu trúc 2 cột ống.Nếu nhiều ống trung gian thì gọi là cấu trúc nhiều cột ống
(3 cột ống, 4 cột ống, ….)
1.1.1. Cơ sở lựa chọn cấu trúc cho giếng khoan
Giếng khoan là một công trình thi công vào bên trong vỏ trái đất có chiều sâu rất
lớn.Do đó để thi công được một giếng khoan ta phải lựa chọn cấu trúc giếng sao
cho đảm bảo yêu cầu là thả được ống chống khai thác để tiến hành khai thác bình
thường. Đồng thời phải xuất phát từ tài liệu địa chất khu vực thi công giếng khoan
( đặc biệt là khi có các tầng địa chất phức tạp và dị thường áp suất cao). Cụ thể là
tính chất cơ lý của các vỉa đất đá như : độ rỗng , độ cứng, áp suất vỉa , nhiệt độ

vỉa…
Cấu trúc giếng khoan phải đảm bảo các yếu tố sau:
- Ngăn cách hoàn toàn nước biển, giữ ổn định thành và thân giếng khoan để
việc kéo thả các bộ khoan cụ, các thiết bị khai thác, sửa chữa ngầm được tiến hành
bình thường.
- Chống hiện tượng mất dung dịch khoan.
- Giếng khoan phải làm việc bình thường khi khoan qua các tầng áp suất cao


3
và tầng có áp suất vỉa nhỏ hơn so với tầng có áp suất cao phía trên.
- Bảo vệ thành giếng khi có sự cố phun.
- Đường kính của cột ống chống khai thác cũng như cột ống chống khác phải
là cấp đường kính nhỏ nhất, đơn giản nhất trong điều kiện cho phép của cấu trúc
giếng.
- Cấu trúc giếng phải phù hợp với yêu cầu kỹ thuật, khả năng cung cấp thiết
bị đảm bảo độ bền và an toàn trong suốt quá trình khai thác cũng như sửa giếng sau
này.
Nói tóm lại là phải phù hợp với điều kiện địa chất, yếu tố kỹ thuật, công nghệ và
thích hợp với khả năng thi công cũng như yếu tố về kinh tế.
1.1.2. Lựa chọn cấu trúc cho giếng khoan N0125
a. Cột ống định hướng
* Chức năng
Có tác dụng định hướng ban đầu cho lỗ khoan, ngăn cản sự sập lở của đất đá và
sự ô nhiễm của dung dich khoan đối với tầng trên mặt. Tạo kênh dẫn cho dung dịch
chảy vào máng. Bảo vệ không cho dụng dịch xới sập nền khoan và móng thiết bị.
Đường kính thông thường từ 500 đến 600 mm, nhô cao hơn 1,5 đến 2m.
* Phương pháp thi công:
Ống được đưa vào giếng khoan qua một cái hố hình chữ nhật sau đó đổ bê tông
khoảng không ngoài ống và thành hố đã đào. Quá trình này đươc thực hiện đối với

những ống có chiều sâu nhỏ ( 4÷6 m). Đối với những ống có chiều thả lớn hơn đến
30m thì có thể dùng búa máy để đóng hoặc có thể khoan rồi thả xuống. Chiều sâu
phụ thuộc vào chiều dày tầng phủ. Nếu khoan ngoài biển thì ống bảo vệ cũng chính
là ống chống đầu tiên đóng vai trò là ống cách nước.
b. Cột ống chống dẫn hướng
Có tác dụng ngăn cho thành lỗ khoan phần trên không bị sập lở, bảo vệ các tầng
nước trên mặt khỏi bị ô nhiễm bởi dung dịch khoan. Đóng vai trò 1 trụ rỗng trên đó
có lắp các thiết bị miệng giếng như: đầu ống chống, thiết bị chống phun, treo toàn
bộ các cột ống chống tiếp theo và một phần thiết bị khai thác.
Cột dẫn hướng chịu toàn bộ trọng lượng nén của các cột ống chống tiếp theo do
vậy nó phải được trám xi măng toàn bộ chiều dài và phần nhô lên mặt phải đủ bền.
Đây là cột ống chống đầu tiên nhất thiết phải có. Chiều sâu thả thông thường từ
70÷400 m. Cũng có thể tới 800÷ 1000 m tuỳ theo điều kiện địa chất và chiều sâu
giếng khoan.


4

c. Cột ống chống khai thác
Cột ống khai thác là cột ống chống cuối cùng được thả xuống lỗ khoan. Cột ống
chống này tạo thành kênh dẫn để lấy dầu và khí lên và để bảo vệ các thiết bị khai
thác như bơm sâu, ống ép khí…. Ngoài ra ống chống này còn cho phép kiểm ra áp
suất, thực hiện các công tác tăng cường dòng sản phẩm như nổ thuỷ lực, xử lý vỉa
bằng axit, bơm ép vỉa…. Chỉ không được thả khi biết chắc là giếng không có sản
phẩm.
d. Cột ống chống trung gian
Cột ống này còn gọi là cột ống chống kỹ thuật và được thả do yêu cầu của địa
chất. Công tác khoan không thể tiếp tục tiến hành nếu không có nó.
Cột ống chống này được thả xuống để đóng các tầng nham thạch có thể gây ra
những khó khăn phức tạp trong quá trình khoan như sập lở thành giếng, bó hẹp

thành lỗ khoan, mất dung dịch…và cho phép khoan đến tầng sản phẩm kế tiếp. Do
đó, cột ống chống này có thể không cần hoặc với số lượng 1 ÷ 2 ống cũng có khi
nhiều hơn.
1.1.3. Sơ đồ cấu trúc giếng N0125
Cấu trúc thiết bị lòng giếng rất đa dạng do sự phát triển mạnh mẽ của kỹ nghệ
khai thác dầu khí. Trong phạm vi đề tài này chỉ đề cập đến hai dạng cấu trúc cơ bản
phổ biến:
a. Cấu trúc nhiều tầng – Một dãy ống khai thác:
Với cấu trúc này sản lượng khai thác rất lớn và tiết kiệm được chi phí khoan
cũng như khai thác. Tuy nhiên việc lắp đặt bộ thiết bị lòng giếng và xử lý sau này
có thể khá phức tạp nếu không có một hoạch định dự đoán trước và chính xác.
Trong cấu trúc này, dòng sản phẩm từ nhiều tầng sẽ hoà trộn vào nhau để đi lên
trong cần ống khai thác; Hoặc có thể dòng sản phẩm của một tầng sẽ đi lên bên
trong cần còn dòng sản phẩm của tầng kia đi lên ngoài cần.
Trong trường hợp hoà trộn các dòng sản phẩm phải có lắp đặt các côn chiết lưu
sâu tại mỗi đầu vào của vỉa .
b. Cấu trúc một tầng- Một dãy ống khai thác:
Cấu trúc này rất đơn giản, phổ biến và được áp dụng rộng rãi trong xí nghiệp
Vietsovpetro. Với cấu trúc này, đôi khi có lắp đặt thêm những Mandrel để chuẩn bị
cho phương pháp Gaslift mà không phải kéo cần lên.Với cấu trúc này chúng ta tiết


5
kiệm được rất nhiều. Lúc này ta chỉ sử dụng kỹ thuật cáp tời thay vào Madrel những
van Gaslift là chúng ta tiến hành khai thác bằng phương pháp Gaslift.
A

A

H (m)

18
122
17

1. Khoảng bắn mìn;
16

2. Phễu định hướng;

848

3. Nippen;

15
1498

4. Ống đục lỗ;
14

5. van cắt;

2005
13

6. Parker;

2381

2647

2849
3050

12

7. Ống bù trừ nhiệt;

11

8. Van tuần hoàn;
9. Manderl

10

10. Ø 9/32” túi chứa

9

3252

van gaslift khởi động

8
3650

11. Ø 7/32 túi chứa

7
3660
3670

6

van gaslift khởi động

5

12. Ø 5/16” túi chứa

4

van gaslift khởi động

3

13. Ø 3/16” túi chứa

2

van gaslift khởi động
1

3740

3965

4125

14. Ø 3/16” túi chứa
van gaslift khởi động

15. Ø 1/8” túi chứa


6
Hình 1.1 Cấu trúc giếng N0125

1.1.4. Thiết kế bộ thiết bị lòng giếng cho một giếng gaslift
Hiện nay tất cả các công ty khai thác dầu khí đều phải tuân thủ quy định an toàn
bảo vệ môi trường nên phải lắp đặt thiết bị an toàn lòng giếng vào khai thác. Ngoài
ra, nhờ vào sự phát triển kỹ nghệ khai thác dầu khí nên việc lắp đặt thiết bị lòng
giếng còn để nâng cao hiệu quả khai thác.
Việc thiết kế thiết bị lòng giếng bắt đầu từ khi đặt mũi khoan để khoan vào tầng
sản phẩm và chống ống. Tuy nhiên việc này thực sự bắt đầu sau khi đã chống ống
xong hoàn toàn. Trình tự thiết kế bộ thiết bị lòng giếng cho giếng Gaslift có thể tóm
tắt như các bước sau:
- Xác định các đối tượng khai thác và các đặc tính của chúng như : Áp suất, độ
thấm, lưu lượng cực đại từ vỉa vào giếng, tính chất của dòng sản phẩm vv..Tuỳ theo
khả năng đánh giá về việc khai thác đồng thời nhiều vỉa hay một vỉa mà chọn khai
thác một vỉa hoặc nhiều vỉa. Nếu chọn khai thác một vỉa thì thường tiến hành khai
thác vỉa dưới cùng trước vì tiện cho việc cách ly khi vỉa này cạn kiệt và chuyển lên
khai thác tầng trên.
- Xác định chế độ lưu lượng cần khai thác dựa trên công suất của giếng và kế
hoạch khai thác. Việc xác định chế độ khai thác cho giếng phải tuân thủ sơ đồ thiết
kế khai thác toàn mỏ, trong đó có tính đến sự suy giảm áp lực vỉa, ngập nước, tính
chất đất đá thành hệ vv... Ngoài ra, việc xác lập chế độ lưu lượng còn phụ thuộc vào
kế hoạch kinh tế xã hội.
- Xác định cấu trúc ống khai thác để bảo đảm lưu lượng đã chọn .
Bảng 1.1 Kích thước ống khai thác
Kích thước
chống ( mm )

102
114
140
168
194
245

ống Kích thước ống
khai thác ( mm )
60
73
89
114
140
178

Lưu lượng
( M3/ ngày )
300
800
1200
2400
3200
9550


7



Trong việc chọn cấu trúc ống khai thác phải tính đến những yếu tố sau:
- Cấu trúc ống càng đơn giản càng tốt;
- Sự mất áp trên toàn chiều dài ống khai thác;
- Tương thích với kích thước ống chống;
- Tương thích với thiết bị lòng giếng;
- Chịu đựng được tải trọng cực đại dự kiến.
Tải trọng tác dụng lên ống khai thác nếu có Paker có thể tính theo công thức:
Q = ∑ qili + Qp + Qn
qi – trọng lượng phân đoạn thứ i;
li – Chiều dài phân đoạn thứ i;
Qp – Lực kéo Paker;
Qn – Lực tác dụng lên Paker sau khi nở;
Tải trọng cho phép khi kéo cần ống khai thác;
Q* = Q/N
N – hệ số dự trữ, thường chấp nhận là 1,3;
Chọn cấu trúc bộ thiết bị lòng giếng.



Trong việc chọn cấu trúc bộ thiết bị lòng giếng phải tính đến những yếu tố:
- Cấu trúc càng đơn giản càng tốt;
- Bảo đảm có thể tiến hành những công việc liên quan đến kỹ thuật cáp tời;
- Bảo đảm các công việc gọi dòng, bơm rửa, dập giếng, xử lý vv..
- Tính đến các yếu tố có khả năng xảy ra như thay thế ống khai thác, sửa
chữa ngầm, chuyển sang chế độ khai thác cơ học như Gaslift;
- Tính đến đặc tính về nhiệt độ, áp suất, thành phần sản phẩm, thành phần
các chất hỗn hợp dùng để bơm xuống giếng;
- Tính toán lực tác động lên ống khai thác;
- Tính đến ý nghĩa kinh tế.
- Lập biểu đồ cấu trúc giếng và ghi chép các số liệu.

Một đòi hỏi mang tính bắt buộc của mọi giếng khai thác dầu khí là phải có biểu
đồ và ghi chép số liệu đầy đủ để giám sát thi công cũng như lưu trữ. Trên bản đồ
cấu trúc phải ghi chép những thông số sau:
- Kích thước và chiều sâu của từng loại ống chống
- Kích thước và chiều sâu của từng loại ống khai thác
- Chiều sâu của giếng và chiều sâu hiện hữu


8
- Các thông số về bắn mở vỉa
- Tình trạng lòng giếng sau khi khoan và chống ống như thiết bị để lại,
kích thước bị thu hẹp.
- Chiều sâu và các thông số khác của các thiết bị lòng giếng.
- Lập chương trình lắp đặt thiết bị lòng giếng.
Chương trình lắp đặt bộ thiết bị lòng giếng là các bước trình tự để thi công lắp
đặt. Do đó trong chương trình phải chỉ rõ chi tiết từng công đoạn cũng như các
thông số tra cứu. Những công đoạn và thông số quan trọng phải được nổi bật lên để
người thi công chú ý.
Chương trình có thể bao gồm các bước tổng thể như sau:
- Bắn mở vỉa.
- Công đoạn chuẩn bị ống chống.
- Trước khi thả thiết bị lòng giếng phải nạo thành ống chống trơn sạch, đặc
biệt tại vùng Paker. Ở những nơi chuyển tiếp và nơi đặt cầu xi măng Paker cầu phải
được roa và nạo. Ghi chú những độ sâu đáng chú ý và tốc độ thả tại vị trí này.
Công đoạn xử lý:
Trước khi thả bộ thiết bị phải tiến hành các công việc xử lý như bắn mở vỉa lại,
xử lý vùng cận đáy giếng, bơm rửa giếng, thay dung dịch khoan bằng dung dịch
sạch chuyên dụng cho việc thả thiết bị lòng giếng. Nếu dự kiến có hiện tượng mất
dung dịch thì phải chỉ rõ phương pháp và các thành phần pha chế dung dịch hoàn
thiện.

Công đoạn lắp ráp và thả thiết bị:
Trình tự lắp ráp và thả bộ thiết bị lòng giếng dựa theo sơ đồ cấu trúc. Trong công
đoạn này phải nêu lên những việc cần chú ý với mỗi thiết bị cụ thể. Mỗi thiết bị
phải được kiểm tra lại trước khi được thả và phải được ghi chép đầy đủ. Trong một
số công việc quan trọng phải chỉ ra trách nhiệm và có yêu cầu lập hồ sơ chứng nhận
. Việc thả thiết bị cũng phải chỉ rõ tốc độ và các chỉ định cụ thể nghiêm ngặt như
phải thông ống chuẩn xác, bôi ren đúng qui định, không gây nên kéo – thả dừng đột
ngột, không xoay cần ống vv... Người phụ trách thiết bị lòng giếng phải thường
xuyên tư vấn cho các đội khoan trước buổi vào ca vì thường họ không nhận thức
đầy đủ công việc đầy tinh tế này. Bất cứ mọi trở ngại phát sinh nào ngoài các qui
định chuẩn đều phải hỏi ý kiến người phụ trách thiết bị lòng giếng.
Công đoạn kết thúc.


9
Trong công đoạn này người phụ trách thiết bị lòng giếng tiến hành đưa các thiết bị
đã thả vào chức năng đã định, như bơm ép đầu giếng, bơm ép ống khai thác, nở
Paker, giải phóng ống giãn nở nhiệt, mở van tuần hoàn, thả van an toàn, thử chức
năng van an toàn vv.. sau khi giếng đã cho dòng sản phẩm ổn định và an toàn thì lập
biên bản bàn giao, lập hồ sơ giếng thực tế.
1.2. Giới thiệu về thiết bị lòng giếng của giếng N0125
Thiết bị lòng giếng (TBLG) được trang bị cho hầu hết tất cả các giếng khai thác
bằng phương pháp tự phun và gaslif(đặc biệt với các giếng khai thác trong điều kiện
biển mở)nhằm mục đích tiến hành các quy trình công nghệ, kỹ thuật cần thiết như
sửa chữa, nghiên cứu giếng,điều khiển dòng trong suốt quá trình khai thác nhờ kỹ
thuật cáp tời mà không cần phải đóng giếng, dập giếng hay nâng thả cột ống khai
thác.
Thiết bị lòng giếng phải thỏa mãn các yêu cầu công nghệ - kỹ thuật sau:
- Cách ly được thân giếng tốt trong trường hợp bị hở ở phần thiết bị miệng
giếng.

- Có khả năng điều khiển các thông số làm việc của giếng theo chế độ tự động
và bán tự động.
- Tiến hành nghiên cứu giếng và đo đạc các thông số làm việc của giếng trong
khi giếng vẫn khai thác và cho sản phẩm.
- Bảo đảm sửa chữa giếng bằng kỹ thuật tời.
- Có thể kéo toàn bộ thiết bị lòng giếng và ống khai thác ( trừ paker và phần
dưới paker) mà không cần phải dập giếng.
- Chuyển được giếng từ chế độ tự phun sang khai thác gaslif mà không cần phải
thay đổi cấu trúccơ bản của bộ thiết bị lòng giếng.
- Có khả năng khởi động giếng khai thácbằng gaslif một cách tự động.
Tất cả các yêu cầu trên rất quan trọng đối với điều kiện khai thác ngoài biển, vì rằng
các miệng giếng khai thác tập trung trên các giàn cố định hay giàn vệ tinh, nơi mà
tiến hành đồng thời các hoạt động khoan và khai thác.
Trong chương hai sẽ khảo sát chi tiết về chức năng, cấu tạo của những thiết bị nói
trên.


10

1
2
3
3
3
3
3
3
4
3
5

3
6

1. Van an toàn sâu
2. Ống chống

7

3. Mandrel

8

4. Đầu nối

9
10
11

5. Ống khai thác
6. Van tuần hoàn
7. Ống giãn nở nhiệt
8. Parker
9. Nippen

Hình 1.2. Sơ đồ thiết bị lòng giếng


11
1.3. Những kết quả đạt được và một số vấn đề tồn tại cần giải quyết
1.3.1. Những kết quả đạt được

Việc lắp đặt bộ thiết bị lòng giếng là một phần của công nghệ hoàn thiện giếng
Gaslift. Công việc này được tiến hành khi ngay sau khi giếng được chống ống và
trước khi giếng được khai thác. Một cách khác khi giếng hết thời kỳ khai thác tự
phun. Việc thiết kế và lắp đặt cho giếng khai thác Gaslift, được tiến hành sau khi
kéo giếng lên để sửa chữa.
Bảo đảm quá trình khai thác an toàn:
Sự bảo đảm an toàn có ý nghĩa là giếng phải được đóng và cách ly hoàn toàn với
môi trường mặt đất khi có bất kỳ nguy cơ cháy nổ hoặc gây ảnh hưởng đến môi
trường.
Việc bảo đảm đóng và cách ly giếng nhờ vào van an toàn sâu và Paker đặt sâu
trong lòng giếng. Paker cách ly phần không gian ngoài ống khai thác ngay sau khi
kết thúc lắp đặt bộ thiết bị lòng giếng. Còn van an toàn chỉ đóng khi có nguy cơ sự
cố. Khi có nguy cơ sự cố trạm điều khiển sẽ phát đi một tín hiệu điều khiển để xả
hết áp lực trong hệ thống thuỷ lực của van an toàn, do đó van an toàn sẽ đóng
đường ống khai thác lại.
Bảo vệ ống chống:
Nếu không có Paker cách ly ống chống ở sâu dưới đáy giếng thì ống chống luôn
luôn tiếp xúc với sản phẩm khai thác từ vỉa. Sản phẩm khai thác luôn luôn có chất
ăn mòn do đó ống chống sẽ mau bị hư hỏng, mà việc sửa chữa nó rất phức tạp và
tốn kém. Ngoài ra nếu ống chống ăn thông với vỉa thì áp lực tác động lên nó rất cao,
do đó cũng làm giảm tuổi thọ ống chống.
Bảo đảm những công việc gọi dòng, bơm rửa, bơm hoá phẩm, dập giếng, xử lý:
Nhờ có van tuần hoàn nên có thể tiến hành gọi dòng hoặc bơm rửa giếng một
cách dễ dàng. Tuỳ theo mức độ cần thiết có thể đặt một hay nhiều van tuần hoàn.
Tuy nhiên thông thường 01 van tuần hoàn là đủ cho một giếng.
Cũng nhờ có van tuần hoàn nên có thể dập giếng để sửa chữa. Nhưng có một đặc
điểm quan trọng là nhờ có Paker và thiết bị tách cần hoặc ống giãn nở nhiệt nên
giếng có thể dập mà không gây ảnh hưởng vỉa sản phẩm. Trong trường hợp này,
một van bịt hoặc một van ngược đặt trong Nippen dưới Paker để ngăn cách vỉa khỏi
phần dung dịch trên Nippen.

Ngoài những chức năng trên, bộ thiết bị lòng giếng còn có chức năng để xử lý
vùng cận đáy giếng hoặc nứt vỉa thuỷ lực.


12
Thay đổi phương pháp khai thác:
Thông thường có thể lắp đặt những Mandrel trên ống khai thác để có thể chuyển
giếng sang chế độ khai thác Gaslift ít tốn kém do khỏi phải dập giếng và kéo ống
khai thác. Tuy nhiên chỉ áp dụng trường hợp này khi thời gian khai thác tự phun
không kéo quá dài vì sự ăn mòn sẽ làm giảm chất lượng của Mandrel.
1.3.2. Một số vấn đề tồn tại cần giải quyết.
a. Sự hình thành nút cát ở đáy giếng khai thác
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.
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.
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;
Thường xuyên chuyển chế độ khai thác từ chế độ vành khuyên sang chế độ trung
tâm và ngược lại;
Tăng lưu lượng khai thác cho hợp lý.
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


13
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. Mặt khác cát
có thể dính kết với keo, parafin thành khối, ta cần sử dụng các biện pháp sau:
- Dùng các máy bơm hút cát;
- Dùng máy thổi khí để phá nút cát;
- Phá nút cát bằng dụng cụ thủy lực chuyên dụng không có cần khoan;
- Rửa nút cát bằng tia bơm;
- Phá nút cát bằng ống múc có lắp cánh phá cát
b. Sự lắng đọng parafin trong ống khai thác
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 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.
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;
Tăng nhiệt độ dòng khí ép xuồng giếng sẽ làm cho nhiệt độ dòng dầu đi lên
được ổn định hơn;
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


14
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%);
Để ngăn chặn hiện tượng lặng đọng parafin, chúng ta cần phải giữ nhiệt độ của
dầu trong quá trình nâng lên trong ống nâng cũng như vận chuyển, bằng cách gia
công nhiệt cung hoặc cung cấp nhiệt cho đường ống để cho nhiệt độ của dầu lớn
hơn nhiệt kết tinh của parafin. Người ta có thể thực hiện các biện pháp sau để giảm
lắng đọng parafin: Bơm dầu cùng nước làm giảm tổn thất thủy lực, bơm dầu nhờ
các nút đẩy phân cách (bơm xen kẽ các đoạn dầu có độ nhớt nhỏ).
Biện pháp khắc phục
Để phá vỡ các nút parafin người ta sử dụng các phương pháp sau:
- Phương pháp nhiệt học: Người ta bơm dầu nóng hoặc hơi nước nóng vào trong
ống để kéo parafin đi.
- 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 cắt
gọt parafin. Dụng cụ cắt gọt 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 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 –
Na2Cr2O7.2H2O (10%) đưa vào buồng trộn với nhiệt độ 80÷90%, có có tác dụng phá
dần các nút parafin.
c. Sự tạo thành những nút rỉ sắt trong đường ống khai thác
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:


15
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. Hiên tượng này được biểu hiện
khi áp suất của đường khí đi vào tăng mà lưu lượng khai thác giảm.
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;
- Thay đổi thường xuyên chế độ khai thác từ vành khuyên sang trung tâm và ngược
lại. Mục đích là để súc và rửa sạch các rỉ sét bám trên đường ống;
- 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.
d. Sự tạo thành muối trong ống nâng
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.
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.


16
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.
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
CaCO3, 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
e. Sự tạo thành nhũ tương trong giếng
Nguyên nhân phát sinh
Trong quá trình khai thác, nước vỉa cùng chuyển động với dầu và khí có thể tạo
thành nhũ tương khá bền vững, do vậy làm tăng giá thành sản phẩm do phải chi phí
tách nước ra khỏi dầu.
Biện pháp khắc phục
Một trong những biện pháp có hiệu quả để ngăn ngừa sự tạo thành nhũ tương là
việc sử dụng dầu làm nhân tố làm việc, sử dụng chất phụ gia bơm vào cùng với khí
nén. Để thu nhận dầu sạch có hiệu quả cao hơn, người ta khử nhũ tương ngay trong
giếng. Chất dùng để khử và ngăn chặn sự hình thành nhũ tương là ΠAB hoặc HrK.
Nếu chúng ta trộn chúng với khí ép tỷ lệ 1 ÷ 2% thì hỗn hợp này khử nhũ tương tốt.
f. Các sự cố thiết bị
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.


17
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;
- 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 không đảm bảo
độ tin cậy cao: 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.
g. Sự cố về công nghệ
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 phai 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.
Sự cố cháy


18
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.
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…


19
CHƯƠNG II

CẤU TẠO VÀ NGUYÊN LÝ LÀM VIỆC CỦA CÁC THIẾT BỊ LÒNG
GIẾNG
Các bộ phận thiết bị lòng giếng bao gồm :
- Phễu + van cắt;
- Nippen;

- Paker;
- Ống giãn nở nhiệt;
- Van tuần hoàn;
- Mandrel
- Van an toàn
2.1. Phễu dẫn hướng
2.1.1. Khái niệm chung
Phễu là thiết bị dẫn hướng cho những dụng cụ thả bằng dây cáp. Phễu được nối
bằng ren với ống khai thác và nằm dưới cùng của cần ống khai thác.
2.1.2. Cấu tạo
Phễu là một đoạn ống dài khoảng 15÷20 cm. Một đầu của phễu có ren để nối
ống với ống khai thác. Đầu còn lại được tiện trơn hình phễu để dẫn hướng cho dụng
cụ kỹ thuật tời khi đi từ dưới lên chui vào ống khai thác.
Kích thước và kiểu ren của phễu được chế tạo phù hợp với kích thước và kiểu ren
của ống khai thác. Thông thường có các loại như 2-3/8 “ EUE , 2 – 7/8 “ EUE, 3 –
½” EUE.
2.2. Phễu và van cắt thủy lực
2.2.1. Khái niệm chung
Phễu và van cắt thuỷ lực là một van bịt tạm thời được gắn vào ống khai thác để
phục vụ cho việc ép thuỷ lực trong ống khai thác như bơm ép thuỷ lực nở Paker,
bơm ép thuỷ lực giải phóng ống giãn nở nhiệt, bơm ép thuỷ lực thử độ kín ống khai
thác. Trước khi bơm ép thuỷ lực một viên bi được thả xuống bịt kín đế van cắt. Sau
khi bơm ép thuỷ lực, các chốt của van có thể được cắt bằng áp lực để đế van và viên
bi tụt xuống đáy, do đó tiết diện trong của phễu được phục hồi và trở thành phễu để


20
dẫn hướng cho các dụng cụ thả bằng dây cáp phục vụ cho những công việc kỹ thuật
cáp tời về sau
2.2.2. Cấu tạo

Cấu tạo của phễu và van cắt thuỷ lực gồm:
- Thân vỏ: Thân vỏ là một đoạn ống dài 15÷20 cm, một đầu phễu có ren để nối
với ống khai thác, đầu dưới được tiện trơn hình phễu để hướng dẫn cho dụng cụ kỹ
thuật cáp tời khi đi từ dưới chui lên vào ống khai thác.
- Phần ruột:
Phần này bao gồm: Bi (1) đế van hình côn (2). Roăng cao su làm kín (3) chốt cắt
giải phóng (4) và đuôi hình phễu (5).

1
2

3
4

5

Hình 2.1 Phễu và van cắt
1. Bi
3. Gioăng làm kín
5. Đuôi hình phễu.

2. Đế
4. Chốt cắt


21
2.2.3. Nguyên lý hoạt động
Ở trạng thái bình thường, đế van nằm ở vị trí dưới thân vỏ có đường kính trong
thu hẹp lại. Ở vị trí này đế van được hãm bằng các chốt giải phóng nhờ mặt côn tiện
nhẵn khi ta thả viên bi xuống, viên bi này sẽ nằm khớp với đế van, do chế tạo và

tính toán chính xác, viên bi sẽ làm kín giữa đế van và viên bi, số lượng chốt cắt đã
được xác định áp lực làm việc của van, thông thường van được lắp chốt để áp lực
cắt lớn hơn áp lực cắt chốt của Paker và áp lực cắt chốt của ống giãn nở nhiệt.
Khi bắt đầu làm việc, ta thả viên bi xuống tính toán thời gian hợp lý để viên bi
nằm vào đế van, khi đó ta đưa áp lực vào. Áp lực được giữ theo ý muốn dưới hoặc
bằng Pmax làm tụt đế van cắt và viên bi xuống, do đó đường kính trong của van
được tăng lên và đảm bảo cho công việc kỹ thuật cáp tời.
Van cắt thuỷ lực này chỉ được sử dụng một lần trong một lần lắp đặt.
2.3. Nippen
2.3.1. khái niệm chung
Nippen là một đoạn ống ngắn được tiện ren hai đầu để nối với ống khai thác.
Nippen dùng để chứa và cố định các loại khoá cùng với thiết bị điều khiển dòng
như van an toàn, van bịt, van một chiều...
2.3.2. Cấu tạo
Nippen có cấu tạo gồm 3 phần:
-Phần rãnh khoá: Đây là phần tiện rãnh sâu trong lòng Nippen phù hợp với cấu tạo
khoá định vị.
- Phần tiện nhẵn: Đây là một vùng tiện nhẵn trong lòng Nippen để làm kín cùng
với phần roăng của thân khóa của thiết bị kỹ thuật cáp tời.
- Phần định vị: Phần này giúp cho khóa của thiết bị kỹ thuật cáp tời định vị vào
Nippen khi nó được thả bằng kỹ thuật cáp tời.
2.3.3. Phân loại
Thông thường Nippen được chia ra làm hai loại:
-Nip pen chặn (NO – GO):
Loại này có phần định vị là gờ chặn trên hoặc gờ chặn dưới . Khi thiết bị cáp tời
được thả vào Nippen thì gờ chặn của thân khóa được chặn lại bởi gờ chặn của
Nippen và thiết bị được định vị trong Nippen. Do cấu tạo có gờ chặn nên không thể
lắp đặt hai Nippen chặn cùng kích thước trong cùng một giếng.

22

1

1

2

2

3

Hình 2.2 Nippen chặn PES

Hình 2.3 Nippen tự chọn Halliburtion

1. Phần định vị

2. Phần làm kín
3. Gờ chặn.


23
- Nip pen chọn:
Loại Nippen chọn không có cấu tạo gờ chặn do đó có thể lắp đặt nhiều Nippen
có cùng kích thước trong cùng một giếng.
Nippen loại này có rãnh định vị để khoá định vị tương ứng có thể định vị thiết bị
cáp tời vào Nippen .
2.3.4. Công dụng
Nippen dùng để chứa và cố định các loại thiết bị cáp tời có khoá trong những

công việc như Bơm ép thuỷ lực nở Paker bơm ép thuỷ lực thử độ kín ống khai thác,
lắp đặt van an toàn ....
2.4. Paker
2.4.1. Khái niệm chung
Paker là thiết bị lòng giếng dùng để làm kín vùng không gian giữa ống khai thác
và ống chống trong quá trính khai thác hoặc sửa chữa giếng.
Paker có nhiều loại nhưng đều được cấu tạo từ những thành phần cơ bản sau:
Phần cao su làm kín:
Là bộ cao su có thể trương nở bám sát vào ống chống để làm kín khi Paker đã nở
hoàn toàn.
Phần lõi:
Là một đoạn ống cho phép dòng sản phẩm đi xuyên qua trong quá trình khai
thác.
Cơ cấu côn:
Là bộ phận đẩy bộ chấu bung ra và bắn vào thành ống chống để cố định Paker
sau khi nở.
Bộ chấu:
Là bộ phận bám chặt vào ống giúp Paker định vị cố định không di chuyển trong
quá trình khai thác.
2.4.2.Đặc tính kỹ thuật
Đa số các loại Paker đều được thiết kế và chế tạo để làm việc ở điều kiện nhiệt
độ cao từ 100 – 1400C. Áp suất làm việc cho phép của Paker từ 5000 psi đến 7500
psi.
Áp suất nở Paker thường phụ thuộc vào lực cắt của các chốt ( từ 100psi – 4000 psi).


24
Sự chịu đựng chênh áp của Paker (trên và dưới của Paker) thường từ 5000 psi÷7500
psi...
Lực chịu đựng tải trọng của Paker từ 30 – 40 tấn với những đặc tính kỹ thuật nêu

trên. Cho phép Paker làm việc trong điều kiện giếng của mỏ Bạch Hổ hiện nay.
2.4.3. Phân loại paker
a. Dựa trên chức năng công việc có thể chia Paker ra thành 2 loại chính như
sau:
- Paker khai thác:
Loại này được sử dụng cho những giếng khai thác và nằm lại trong giếng trong
cả quá trình khai thác.
- Paker phục vụ (Paker tạm thời):
Loại này được sử dụng tạm thời cho những công việc như thử vỉa, kiểm tra sự
kín của ống chống, bơm trám xi măng, xử lý axit...và được kéo lên khi hoàn thành
công việc.
b. Dựa trên cơ chế giải phóng có thể phân chia Paker thành 02 loại chính sau:
- Paker vĩnh cửu:
Đây là loại Paker không thể kéo lên được sau khi đã nở. Loại này chỉ có thể giải
phóng bằng sự khoan phá.
-Paker kéo lên được:
Đây là loại Paker có thể kéo lên được sau khi đã nở mà không cần sự khoan phá .
c. Dựa trên cơ chế nở có thể phân chia Paker thành các loại cơ bản sau :
- Paker nở cơ học:
Loại này được nở bằng lực chuyển động cơ học của cần ống. Có thể kết hợp các
thao tác kéo thả và xoay cần để nở Paker tuỳ loại.
Loại này được sử dụng ở nơi không có điều kiện tạo áp lực bằng máy bơm. Tuy
nhiên sử dụng loại này phức tạp vì các thao tác với cần ống (nhất là đối với giếng
cong) và phải tiến hành ở điều kiện ít an toàn khi chưa lắp đầu giếng.
- Paker nở thuỷ lực:
Loại này nở được bằng áp lực nén chất lỏng trong cần ống, loại này rất tiện lợi vì
phương pháp nở đơn giản và có thể áp dụng cho mọi hình thể của giếng.
- Paker thủy tĩnh:
Loại này nở theo hai giai đoạn nối tiếp nhau tạo một áp lực nhỏ ban đầu để giải
phóng cơ cấu hãm piston, tiếp theo Paker tự động nở nhờ sự chênh áp giữa áp lực

thuỷ tĩnh của một cột chất lỏng trên Paker và buồng chân không chứa piston.


25
Loại này có ưu điểm là áp lực nở không cần lớn. Tuy nhiên đối với những giếng
nông thì cần phải bơm ép thêm áp lực để bảo đảm Paker nở hoàn toàn.
2.4.4. Công dụng
Paker có những công dụng phổ biến sau:
- Sau khi Paker được thả xuống và đã được nở thì nó được cố định và tạo khoảng
không ngoài cần cách ly với tầng sản phẩm. Nhờ vậy giếng được khai thác an toàn
hơn.
- Paker ngăn cách không cho phần ống chống tiếp xúc với những thành phần có
tác hại ăn mòn từ vỉa như H2S, CO2 , SO4 , SO3...
- Nhờ có Paker nên có thể tiến hành nhiều công việc xử lý như bơm rửa, xử lý
axit, nứt vỉa thuỷ lực, đóng giếng dưới đáy không gây ảnh hưởng đến vỉa ...
2.4.5. Cấu tạo và nguyên lý làm việc của paker thủy lực
a. Cấu tạo
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10

Hình 2.4 Paker thủy lực
1.Tấm cao su

6. Chốt đóng
2.Xi lanh (vỏ ngoài)
7. Chấu (bám ống chống)
3.Cao su gioăng
8. Vòng cắt
4.Pittông
9. Vỏ
5.Chấu ngược
10. Thân ống HKT
Paker thủy lực có 4 phần cơ bản :