Thiết kế khai thác dầu khí bằng phương pháp gaslift liên tục cho giếng 1604 – BK16 Mỏ Bạch Hổ

MỤC LỤC LỜI NÓI ĐẦU 1 CHƯƠNG I: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ VÀ TÌNH HÌNH KHAI THÁC DẦU KHÍ TẠI MỎ BẠCH HỔ 2 1.1. Đặc điểm địa lý tự nhiên 2 1.2. Đặc điểm cơ bản của vỉa sản phẩm 6 1.2.1.Chiều dày tầng sản phẩm 6 1.2.2.Đặc trưng về độ chứa dầu 7 1.2.3.Tính dị dưỡng 9 1.2.4.Tính không đồng nhất 9 1.3. Đặc điểm cơ bản của các chất lưu 10 1.4. Nhiệt độ và gradient địa nhiệt 13 1.5. Tình hình khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ 13 CHƯƠNG II: CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC VÀ CƠ SỞ ĐỂ LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC GASLIFT LIÊN TỤC CHO GIẾNG 1604 – BK16 15 2.1. Các phương pháp khai thác cơ học phổ biến 15 2.2. Phương pháp khai thác bằng máy bơm piston cần và máy bơm guồng xoắn 15 2.3. Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm 16 2.4. Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm điện ly tâm điện ngầm 17 2.5. Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift 18 CHƯƠNG III: CƠ SỞ LÝ THUYẾT KHAI THÁC GIẾNG DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT LIÊN TỤC 26 3.1. Nguyên lý hoạt động của phương pháp khai thác dầu bằng gaslift 26 3.2. Sơ đồ nguyên lý cấu trúc Hệ thống cột ống khai thác bằng gaslift 28 3.3. Quá trình khởi động giếng 30 3.4. Tính toán đường kính và chiều dài cột ống khai thác cho giếng thiết kế 37 3.5. Tính toán độ sâu đặt van gaslift 40 3.6. Phương pháp tính áp suất khởi động 47 3.7. Các phương pháp làm giảm áp suất khởi động 49 CHƯƠNG IV: TÍNH TOÁN THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO GIẾNG 1604 – BK16 Ở MỎ BẠCH HỔ 52 4.1. Các thông số của vỉa và giếng thiết kế 52 4.2. Tính toán cột ống nâng cho giếng thiết kế 53 4.2.1. Xác định chiều dài cột ống nâng L 53 4.2.2. Xác định đường kính cột ống nâng 55 4.3. Xây dựng biểu đồ xác định độ sâu đặt van gaslift 56 4.3.1. Xây dựng đường cong phân bố áp suất lỏng khí (GLR) trong cột ống nâng (đường số 1) 56 4.3.2. Xây dựng đường phân bố áp suất thuỷ tĩnh (đường số 2) 56 4.3.3. Xây dựng đường phân bố áp suất khí nén ngoài cần (đường số 3) 57 4.3.4. Xây dựng đường gradient nhiệt độ của khí nén ngoài cần (đường số 4) 58 4.3.5. Xây dựng đường gradient nhiệt độ chất lỏng trong cần (đường số 5) 58 4.4. Xác định độ sâu đặt van gaslift và các đặc tính của van 60 4.4.1. Van số 1 60 4.4.2. Van số 2 63 4.4.3. Van số 3 65 4.4.4. Van số 4 68 4.4.5. Van số 5 70 CHƯƠNG V: HỆ THỐNG THIẾT BỊ VÀ NGUYÊN LÝ VẬN HÀNH KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT LIÊN TỤC 87 5.1. Thiết bị miệng giếng 87 5.2. Thiết bị lòng giếng 91 5.2.1. Phễu định hướng 92 5.2.2. Nhippen 92 5.2.3. Ống đục lỗ 93 5.2.4. Van cắt 93 5.2.5. Paker 94 5.2.6. Thiết bị bù trừ nhiệt 96 5.2.7. Van tuần hoàn 96 5.2.8. Mandrel 98 5.2.9. Van an toàn sâu 98 5.2.10. Các loại ống khai thác 99 5.2.11. Van gaslift 101 5.3. Hệ thống thu gom xử lý 103 5.3.1.. Chức năng nhiệm vụ 103 5.3.2. Nguyên lý làm việc của hệ thống thu gom và xử lý dầu 103 5.3.3. Các loại bình tách 104 5.4. Khảo sát giếng khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift 105 5.4.1. Phương pháp thay đổi áp suất 105 5.4.2. Phương pháp thay đổi lưu lượng khí 107 CHƯƠNG VI: SỰ CỐ VÀ PHỨC TẠP TRONG KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT 108 6.1. Sự hình thành nút cát ở đáy giếng khai thác 108 6.2. Sự lắng đọng paraffin trong ống khai thác và đường ống 109 6.3. Sự tạo thành những nút rỉ sắt trong khoảng không gian vành xuyến 110 6.4. Sự lắng tụ muối trong ống nâng 111 6.5. Sự tạo thành nhũ tương trong giếng 112 6.6. Sự cố về thiết bị 112 6.7. Sự cố về công nghệ 113 CHƯƠNG VII: AN TOÀN LAO ĐỘNG VÀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG TRONG KHAI THÁC DẦU KHÍ NGOÀI KHƠI 114 7.1. An toàn trong khai thác dầu khí trên biển 114 7.2. An toàn trong công tác khai thác dầu bằng phương pháp gaslift 114 7.3. Bảo vệ môi trường 115 KẾT LUẬN 116 TÀI LIỆU THAM KHẢO 11

MỤC LỤC

CHƯƠNG I: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ- ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ VÀ TÌNH HÌNH KHAI THÁC DẦU KHÍ TẠI MỎ BẠCH HỔ

2

1.5 Tình hình khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ 13 CHƯƠNG II: CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC VÀ CƠ SỞ

ĐỂ LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC GASLIFT LIÊN TỤC CHO GIẾNG 1604 – BK16

15

2.1 Các phương pháp khai thác cơ học phổ biến 15 2.2 Phương pháp khai thác bằng máy bơm piston cần và máy bơm guồng xoắn

15

2.3 Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm 16 2.4 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm điện ly tâm điện ngầm 17

CHƯƠNG III: CƠ SỞ LÝ THUYẾT KHAI THÁC GIẾNG DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT LIÊN TỤC

26

3.1 Nguyên lý hoạt động của phương pháp khai thác dầu bằng gaslift 26 3.2 Sơ đồ nguyên lý cấu trúc Hệ thống cột ống khai thác bằng gaslift 28

3.4 Tính toán đường kính và chiều dài cột ống khai thác cho giếng thiết kế 37

3.7 Các phương pháp làm giảm áp suất khởi động 49 CHƯƠNG IV: TÍNH TOÁN THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO GIẾNG 1604 – BK16 Ở MỎ BẠCH HỔ

52

4.2 Tính toán cột ống nâng cho giếng thiết kế 53

4.3 Xây dựng biểu đồ xác định độ sâu đặt van gaslift 56 4.3.1 Xây dựng đường cong phân bố áp suất lỏng khí (GLR) trong cột ống nâng (đường số 1)

56

4.3.2 Xây dựng đường phân bố áp suất thuỷ tĩnh (đường số 2) 56 4.3.3 Xây dựng đường phân bố áp suất khí nén ngoài cần (đường số 3) 57 4.3.4 Xây dựng đường gradient nhiệt độ của khí nén ngoài cần (đường số 4) 58 4.3.5 Xây dựng đường gradient nhiệt độ chất lỏng trong cần (đường số 5) 58 4.4 Xác định độ sâu đặt van gaslift và các đặc tính của van 60

5.4 Khảo sát giếng khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift 105

CHƯƠNG VI: SỰ CỐ VÀ PHỨC TẠP TRONG KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT

108

6.1 Sự hình thành nút cát ở đáy giếng khai thác 108 6.2 Sự lắng đọng paraffin trong ống khai thác và đường ống 109 6.3 Sự tạo thành những nút rỉ sắt trong khoảng không gian vành xuyến 110

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ TRONG ĐỒ ÁN

Hình 1.2: Mặt cắt dọc của mỏ Bạch Hổ và vòm Đông Bắc cấu tạo Rồng 5

Hình 3.1: Sơ đồ nguyên lý làm việc của phương pháp khai thác bằng gaslift theo cấu trúc hai dãy ống nâng - Hệ vành xuyến

27

Hình 3.2 Cấu trúc chế độ vành khuyên hai cột ống 28 Hình 3.3 Cấu trúc chế độ trung tâm một cột ống 28 Hình 3.4 Cấu trúc chế độ trung tâm hai cột ống 28

33

Hình 3.14: Quá trình khí vào van gaslift khởi động số 2 và van số 1 đóng lại 34 Hình 3.15: Quá trình khí vào van gaslift khởi động số 2 và đẩy cột chất lỏng trong khoảng không vành xuyến xuống phía dưới

Hình 3.22: Sơ đồ nguyên tắc tính toán chiều sâu đặt van 41 Hình 3.23: Xác độ sâu van gaslift bằng phương pháp biểu đồ Camco 45 Hình 3.24 Sơ đồ tính toán áp suất khởi động hệ thống vành xuyến 2 cột ống 48 Hình 3.25.- Sơ đồ phương pháp hoá khí vào chất lỏng 51

Hình 4.2: Biểu đồ cong phân bố áp suất của hỗn hợp lỏng-khí 75

Hình 5.1 Sơ đồ thiết bị miệng giếng và cây thông khai thác 88 Hình 5.2: Sơ đồ thiết bị miệng giếng với cây thông kiểu chạc 3 90 Hình 5.3: Sơ đồ thiết bị miệng giếng với cây thông kiểu chạc tư 91 Hình 5.4: Phễu hướng dòng (a) và Thiết bị định vị (b, c) 92

Hình 5.12: Sơ đồ cấu trúc thiết bị lòng giếng 100 Hình 5.13: Sơ đồ nguyên lý cấu tạo van gaslift 101 Hình 5.14: Sơ đồ nguyên lý cấu tạo van gaslift hoạt động theo áp suất khí

nén ngoài cần và áp suất trong cần

102

Hình 5.15: Đồ thị biểu diễn mối quan hệ Q=fv 107

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU TRONG ĐỒ ÁN

Bảng 1.1 Đặc trưng các thân dầu trong đá trầm tích 8

Bảng 4.2 Ống HKT sản xuất theo tiêu chuẩn API 55 Bảng 4.3 Kết quả tính toán cho các van Gaslift 74

Bảng 4.5 Đặc tính của một số van gaslift liên tục 81 Bảng 4.6 Hệ số hiệu chỉnh áp suất và đường kính tối đa của van 82 Bảng 4.7: Bảng hệ số điều chỉnh áp suất mở van 86 Bảng 5.1 Ống OKT sản xuất theo tiêu chuẩn API 99 Bảng 5.2 Ống OKT sản xuất theo tiêu chuẩn GOST 633 - 80 100

BẢNG QUY ĐỔI VÀ CÁC ĐƠN VỊ ĐƯỢC SỬ DỤNG TRONG ĐỒ ÁN

0

C

5.131)/(

5.141

2 

cm G

Lời nói đầu

Hiện nay ở mỏ Bạch Hổ có nhiều giếng khai thác đã giảm áp suất (một số giếng đã ngưng chế độ tự phun hoặc phun kém không theo lưu lượng yêu cầu) Sản lượng khai thác giảm đáng kể, để hoàn thành kế hoạch khai thác hàng năm thì việc khai thác theo phương pháp tự phun sẽ không thực hiện được Vậy với những giếng

đã ngừng chế độ tự phun hay các giếng hoạt động tự phun theo chu kì với sản lượng nhỏ, thì ngoài việc xử lý vùng cận đáy giếng bằng các phương pháp khác nhau thì việc chuyển ngay các giếng này sang khai thác bằng phương pháp cơ học là cần thiết Hiện nay mỏ Bạch Hổ đã đưa hai giàn máy nén khí đồng hành với áp suất P = 125 at, lưu lượng Q = 51 triệu m3/ ngày đêm vào hoạt động với hệ thống đường ống dẫn đến tất cả các giàn MSP thì việc khai thác bằng phương pháp Gaslift sẽ rất thuận tiện và hiệu quả, nó trở thành phương pháp khai thác cơ học chính của mỏ

Đồ án tốt nghiệp với đề tài: “Thiết kế khai thác dầu khí bằng phương pháp gaslift liên tục cho giếng 1604 – BK16 Mỏ Bạch Hổ” của em sẽ đề cập cơ bản đến

các công đoạn thiết kế một giếng khai thác bằng phương pháp gaslift cho giếng khoan thuộc vùng mỏ Bạch Hổ

Để lập kế hoạch khai thác và phát triển mỏ tối ưu trong phương pháp khai thác bằng gaslift mang lại hiệu quả cao nhất thì việc thiết kế lựa chọn công nghệ gaslift là hết sức quan trọng và cần thiết

Em xin chân thành cảm ơn sự hướng dẫn tận tình của Th.s Trần Hữu Kiên

và các anh, các chú làm việc trong XNLDDK Vietsovpetro đã giúp em hoàn thành

đồ án này

Em xin chân thành cảm ơn!

Sinh viên thực hiện Nguyễn Thế Đức

CHƯƠNG I: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ- ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ VÀ TÌNH HÌNH

KHAI THÁC DẦU KHÍ TẠI MỎ BẠCH HỔ

1.1 Đặc điểm địa lý tự nhiên:

Mỏ Bạch Hổ là vùng mỏ dầu khí lớn nằm trong lô 09 thềm lục địa Việt Nam thuộc bồn trũng Cửu Long trong vùng biển Nam Trung Hoa cách bờ 100 km và cách

TP Vũng Tàu 130 km về hướng Đông Nam, nơi có căn cứ sản xuất VIETSOVPETRO Vị trí của mỏ nằm trong khoảng từ 80,30’ đến 110,00’ vĩ tuyến Bắc

và từ 106o40’ đến 108o 40’ kinh độ Đông, phía Đông- Nam là mỏ Đại Hùng, phía Tây- Nam cách Mỏ Rồng 35 km

Vũng tàu được nối với thành phố Hồ Chí Minh một trung tâm công nghiệp, dịch vụ lớn Đường bộ dài 125 km và đường thủy dài 80 km

Hình 1.1 Vị trí địa lí mỏ Bạch Hổ

Chiều sâu mực nước biển trên mỏ là 50 m, mức độ chấn động ở khu vực mỏ

và khu vực đất liền lân cận và thềm lục địa không vượt quá 6 độ Richter

Khí hậu trong vùng mỏ là khí hậu nhiệt đới gió mùa gồm:

 Mùa đông khô (từ tháng 11 đến tháng 3) có nhiệt độ (24 - 30o C), chủ yếu

là gió mùa Đông- Bắc với những trận gió lớn tới 20 km/h tạo nên sóng cao

5 - 8 m và nhiều khi có bão với vận tốc gió tới 60km/ giờ và sóng cao tới 10m

 Mùa hè (từ tháng 6 đến tháng 9) có nhiệt độ (25 - 32oC), chủ yếu là gió Tây- Nam, hay có mưa to trong thời gian ngắn, có gió giật với tốc độ 25m/s Độ ẩm không khí 87 - 89% Thời tiết thuận lợi cho tiến hành công việc trên biển là mùa gió Tây - Nam (từ tháng 6 đến tháng 9) cùng với giai đoạn chuyển tiếp giữa hai mùa (tháng 4, 5, 11)

 Vận tốc dòng chảy đo ở độ sâu 15-20 m đạt 80 cm/s còn ở lớp nước đáy thay đổi từ 20 -30 cm/s

 Nhiệt độ nước trong năm thay đổi từ 20 -30oC

 Độ mặn nước biển thay đổi từ 33- 35g/dm3

Mỏ Bạch Hổ là một nếp uốn gồm 3 vòm nhỏ, kéo dài theo phương kinh tuyến

bị phức tạp bởi hệ thống đứt gãy, biên độ và độ kéo dài giảm dần về phía trên theo mặt cắt Cấu trúc tương phản nhất được thể hiện trên mặt tầng móng bằng các trầm tích Oligoxen dưới Đặc tính địa lũy thấy rất rõ ở phía dưới của mặt cắt Nếp lồi có cấu trúc bất đối xứng nhất là phần vòm Góc dốc của vỉa tăng theo độ sâu từ 80 đến 28˚ ở cánh Tây, từ 60 đến 210˚ ở cánh Đông Trục nếp uốn ở phần kề vòm thấp dần

về phía Bắc với góc dốc 2100 (đo ở giếng 604)

 Hướng phá hủy kiến tạo chủ yếu theo hai hướng á kinh tuyến và đường chéo Đứt gãy á kinh tuyến I, II có dạng hình phức tạp và kéo dài trong phạm vi vòm trung tâm Độ nghiêng của bề mặt đứt gãy không phản ảnh

rõ trong các tài liệu do địa chấn nên tạm lấy bằng 600

 Đứt gãy số I chạy dọc theo hướng á kinh tuyến ở cánh Tây của lớp uốn theo móng và tầng địa chấn CG2 lên vòm Bắc thì chạy sang hướng Đông Bắc, độ dịch chuyển ngang ở phía lên đến 40 - 9˚, mức nghiêng của đá là

70 - 400m/km Trục uốn phía Nam thụt xuống thoải hơn ( <60 ) với mức nghiêng của đá từ 500 đến 200m/km.Nam khoảng 500km, vòm trung tâm khoảng 400m, vòm Bắc khoảng 200m Độ nghiêng xoay của mặt trượt khoảng 600, trong phạm vi vòm Bắc nó kéo theo hai đứt gãy thuận gần như song song là Ia và Ib với biên độ từ 100 đến 200m

 Đứt gãy số II chạy theo sườn Đông vòm trung tâm ở rìa Bắc quay theo hướng Đông Bắc độ dịch chuyển ngang tới 900m Sự dịch chuyển ngang bề mặt đứt gãy cũng được xác định bằng các đứt gãy cắt III, V, VI, VIII Hiện tượng lượn sóng giữ vai trò quan trọng trong việc hình thành cấu trúc mỏ hiện nay Đây là hai đứt gãy thuận tạo thành cấu trúc địa hào đặc trưng của mỏ

Ngoài hai đứt gãy trên có rất nhiều đứt gãy phát triển trong phạm vi của từng vòm với độ dịch chuyển ngang từ vài chục đến 200m, dài từ 1 đến 2km theo hướng chéo Sự lượn sóng của nếp uốn và các đứt gãy đã phá hủy khối nâng thành hàng loạt cấu trúc kiến tạo:

 Vòm Trung Tâm: là phần cao nhất của kiến tạo đó là những địa lũy của

phần móng Trên cớ sở hiện nay nó được nâng cao hơn so với vòm Bắc

và vòm Nam của móng tương ứng là 250m và 950m Phía Bắc ngăn cách bằng đứt gãy thuận IV, có kinh tuyến và hướng đổ bề mặt nghiêng về phía Tây Bắc Phía Nam được giới hạn bằng đứt gãy số IV có phương vĩ

tuyến với hướng đổ bề mặt về phía Nam Các đứt gãy phá hủy chéo II,

VI, VII, loại trừ đứt gãy V vắng mặt ở vòm Trung Tâm làm cho cánh Đông của vòm bị phá hủy thành một khối dạng bậc thang lún ở phía Nam, biên độ phá huỷ tăng dần về phía Đông và đạt tới 900km Phần vòm bị phá hủy yếu của khối bị chia cắt bời hàng loạt đứt gãy a, b, c, d, e có biên

độ nhỏ từ 0 đến 200m kéo dài trong khoảng ngắn từ 1,5 đến 2km Oligoxen hạ vắng mặt tại đỉnh vòm, hai bên cánh có đầy đủ phân vị địa tầng, bề dày lớn Đá móng bị nứt nẻ mạnh do phong hóa, bào mòn nên khả năng chứa dầu rất tốt

 Vòm Bắc: là phần phức tạp nhất của khối nâng Đứt gãy thuận số I và

các nhánh của nó chia vòm thành hai khối có cấu trúc riêng biệt Ở phía Tây nếp uốn dạng lưỡi trai tiếp nối với phần lún chìm của cấu tạo Cánh Đông và vòm Bắc của nếp uốn bị chia cắt thành nhiều khối bởi một loạt các đứt gãy thuận V, VI có phương chéo đổ về phía Đông Nam tạo thành dạng địa hào, dạng bậc thang, trong đó khối phía Nam lún thấp hơn khối phía Bắc kế cận Theo mặt móng, bẫy cấu tạo vòm Bắc được khép kín bằng đường thẳng sâu 4300m, lát cắt Oligoxen – Đệ Tứ của phần này có cấu tạo đặc trưng với đầy đủ các thành phần Móng không nhô cao như vòm trung tâm nên vẫn có mặt trầm tích móng Oligoxen hạ Đối tượng khai thác là vỉa dầu trong Oligoxen và móng, nhưng sản phẩm chỉ bằng một nửa của đá móng trung tâm Bẫy của vòm khép kín theo đường 430m theo mặt móng

 Vòm Nam: Đây là phần lún chìm sâu nhất của cấu tạo Phía Bắc được

giới hạn bởi đứt gãy thuận á vĩ tuyến số IV, các phía khác được giới hạn bởi đường đồng mức 4300 mét theo mặt móng Phần nghiêng xoay của cấu tạo bị phân chia ra nhiều khối riêng biệt Tại đây phát hiện được một vòm nâng, đỉnh vòm nâng thấp hơn vòm trung tâm 950m

Như vậy, hệ thống phá hủy kiến tạo mỏ Bạch Hổ thể hiện khá rõ trên mặt móng và Oligoxen dưới Số lượng đứt gãy, biên độ và mức độ liên tục của chúng giảm dần từ dưới lên và hầu như mất đi ở Oligoxen thượng

Hình 1.2 Mặt cắt dọc của mỏ Bạch Hổ và vòm Đông Bắc cấu tạo Rồng

Hình 1.3 Cột địa tầng mỏ Bạch Hổ 1.2 Đặc điểm cơ bản của vỉa sản phẩm

1.2.1 Chiều dày tầng sản phẩm

Đối với đá trầm tích, độ rỗng giữa các hạt lớn hơn 14% và đối với Mioxen hạ,

độ thấm tuyệt đối là 2,5mD thì mới được xếp vào chiều dày hiệu dụng Đối với các oligoxen hạ độ rỗng là 9,5% độ thấm tuyệt đối là 1mD Khi phân chia chiều dày chứa dầu, sử dụng giá trị của dầu là 40%

Việc phân chia chiều dày hiệu dụng trong đá mỏng rất phức tạp do sự cố mặt của các vết nứt có thể tích rất nhỏ nhưng cho phép dầu chảy qua, đầu tiên giá trị tới hạn của độ rỗng được lấy gần bằng 0,6 Chiều dày tầng 23 vòm Bắc thay đổi từ 11,657,6m trung bình là 30,4 với hệ số biến đổi là 0,33 Chiều dày hiệu dụng trung bình của đá chứa là 13,6m, khi đó chiều dày hiệu dụng chứa dầu từ 0 22,4 trung bình là 11,3m với hệ số biến đổi là 0,03

Đá chứa của tầng bị phân chia ra 2 5 vỉa bởi lớp cát, sét mỏng, hệ số phân lớp trung bình là 3,6 với hệ số là 0,28, hệ số cát (phần chứa trong chiều dày chung của tầng là 0,45) với hệ số biến đổi là 0,24

Tầng 23 vòm trung tâm có chiều dày là 40,8m với hệ số biến đổi là 0,26 chiều dày hiệu dụng trung bình là 14m với hệ số biến đổi là 0,41 còn chiều dày hiệu dụng trung bình chứa dầu khí chỉ có 8,4m So với vòm Bắc tầng 23 ở đây kém đồng nhất hơn, hệ số phân lớp 5,5, hệ số cát là 0,34 vói hệ số biến đổi là 0,58

Trầm tích Oligoxen hạ nói chung chỉ phát triển trên phạm vi vòm Bắc, chiều dày thay đổi từ 35 268,2m trung bình là 149, hệ số biến đổi là 0,41 Chiều dày hiệu dụng từ 1 146,4m Mức phân lớp trung bình của tầng rất cao và ở một số vỉa giếng khoan được xác định 18 20 vỉa cát Hệ số trung bình là 0,39, hệ số biến đổi 0,29 Các đứt gãy làm tăng mức độ không liên tục của vỉa

1.2.2 Đặc trưng về độ chứa dầu

Trữ lượng dầu cơ bản tập trung ở tầng 23 thuộc Mioxen dưới, tầng VI đến tầng

X thuộc Oligoxen dưới và đá móng

 Tầng 23 bao gồm cát và bột kết phát triển hầu như trên toàn bộ diện tích mở

Ở một vài khu vực, đá chứa bị sét hóa đáng kể, mất tính dị dưỡng Các thân dầu dạng vỉa, vòm ranh giới dầu – nước, nhưng vai trò quan trọng trong việc phân bố độ chứa dầu là đứt gãy kiến tạo và màng chắn thạch học Đã phát hiện thấy 6 thân dầu riêng biệt, trong đó 3 ở vòm Bắc, 2 ở vòm trung tâm và 1 ở vòm nam (hình 1.1)

 Móng chứa thân dầu lớn nhất và thân dầu cho sản lượng lớn nhất của mỏ Đá móng granit và granitoit Tính dị dưỡng của chúng được tạo bởi những quá trình địa chất như phong hóa, khử kiềm những khoáng vật không bền bằng các dung dịch thủy nhiệt, nứt nẻ kiến tạo, đứt gãy chuyển dịch cùng với việc tạo thành các đới Mionit (đới phá huỷ kiến tạo) hạ theo các mặt trượt, nứt và co lại trong quá trình đông đặc hỗn hợp macma Thành tạo đá chứa dạng hang

hốc, còn kênh dẫn chủ yếu là cá khe nứt Cần chú ý rằng rất nhiều đá móng không tạo thành màng chắn ngược lại chúng làm tăng khả năng thủy dẫn của

đá Đặc trưng chứa tốt đảm bảo cho sản lượng cao, phát triển ở phạm vi vòm Trung Tâm, dọc theo sườn tây của vòm Bắc Vòm Bắc có tính dị hướng kém Trong phạm vi vòm Bắc ở phần trên đá móng phát hiện thấy đới đá rắn chắc, đới “tôi cứng” của móng, đới này hầu như không chứa dầu và không tham gia vào thể tích hiệu dụng của thân dầu

Thân dầu dạng khối, tất cả đá dị dưỡng từ mặt móng đến ranh giời của thân dầu đều bão hòa dầu, chưa phát hiện được chiều sâu ranh giới dưới của thân dầu dù chiều cao thân dầu đã được chứng minh tới 1000m Bản chất của ranh giới cũng chưa được xác định rõ ràng, liệu có tương ứng ranh giới dầu – nước thực tế hay không? Hay do đá chứa chuyển thành đá không chứa? Dầu trong móng lún chìm ở vòm Nam chưa được phát hiện

Ranh giới thân dầu (ranh giới cấp 2 – C2) chạy qua độ sâu tuyệt đối – 4121m, với giả thiết về thân dầu đồng nhất của Oligoxen dưới và móng Đối với những thân dầu này sự thống nhất còn thấy tính lý hóa của dầu và áp suất vỉa Móng đã cho dòng dầu không lẫn nước tới độ sâu – 4046m

Độ sâu ranh giới dầu nước (m)

Kích thước (km)

Chiều dày (m)

Chiều dày hiệu dụng(m)

Độ rỗng (%)

Độ bão hòa dầu (%)

-2913 -3816 -2835

7x12 1,1x0,4 3,6x1,4

Tâm

1TT 2TT

-2879 -2829

4,6x1,0 8,2x2,0

vòm Trung Tâm + vòm Nam

Bắc Tốt

Xấu

3,0x9,0 2,0x7,0

27,2 18,3

14

12

19

67 Phía Đông

vòm Trung Tâm + vòm Nam

Bảng 1.1 Đặc trưng các thân dầu trong đá trầm tích

Kích thước (km)

Chiều dày (m)

Chiều dày trung bình (m)

Độ rỗng (%)

Độ bão hòa dầu (%) Bắc C1

Nghiên cứu mẫu lõi để xác định độ rỗng độ thấm, độ bão hoà trong nước xử

lý số liệu nghiên cứu thuỷ động lực để xác định các thông số

Cát kết chứa sản phẩm ở vòm Bắc thuộc tầng 23 có độ rỗng từ 14 24,7% (theo phòng thí nghiệm) và từ 15 28% (theo tài liệu)

Độ rỗng và độ bão hoà ở vòm trung tâm tầng 23 trùng với những giá trị ở vòm Bắc (độ rỗng 19%, độ bão hoà dầu 57%)

So sánh trầm tích Mioxen và trầm tích Oligoxen hạ thì độ rỗng của Oligoxen

hạ thấp hơn nhưng độ bão hoà dầu cao hơn

Khả năng chứa của đá mỏng là do nứt nẻ, hang hốc của đá Hầu hết mẫu lõi đại diện cho phần khung rắn chắc thường cho những giá trị rỗng khoáng vài phần trăm Phương đo địa lý nghiên cứu những khoáng lớn hơn rất nhiều, trong đó có các đới hang hốc và nứt nẻ không nghiên cứu bằng mẫu lõi

Theo tài liệu đã xác định những khoáng có độ rỗng rất cao tới 18,5% còn độ rỗng trung bình cho chiều dày hiệu dụng là 4,3% khi tích trữ lượng Độ rỗng được biện luận cho chiều dày chung của móng với giá trị sau vòm Bắc từ 2,5 15% vòm trung tâm 2,3 3,8% Không thể xác định trực tiếp độ bão hoà dầu của đá mỏng mà

nó được đánh giá bằng các phương pháp gián tiếp theo quan hệ với bề mặt riêng giữa chúng và được lấy bằng 85%

1.2.4 Tính không đồng nhất

Mỏ Bạch Hổ là mỏ có dạng đa vỉa, đặc trưng bằng mức độ khác nhau về tính không đồng nhất của các đối tượng khai thác

 Các thân dầu Mioxen dưới:

 Đồng chất hơn cả là tầng 23 của vòm bắc, tính không đồng nhất của các Mioxen cao nhất trong số các vỉa của mỏ

 Tầng Mioxen được phân làm nhiều lớp mỏng, hệ số phân lớp trung bình ở vòm Bắc là 3,6, ở vòm Trung tâm là 5,5, tương ứng với hệ số cát của vòm

là 0,45 cho vòm Bắc và 0,34 cho vòm Trung tâm

 Tài liệu nghiên cứu địa vật lý giếng khoan và tài liệu phân tích mẫu lõi trong phòng thí nghiệm lấy được ở tầng 3 tầng Mioxen dưới cho thấy lát cắt các tập không đồng nhất

 Các thân dầu Oligoxen hạ:

 Theo tài liệu địa vật lý và tài liệu mẫu lõi trong giếng khoan thuộc tầng Oligoxen hạ cho thấy mặt cắt các tầng sản phẩm rất không đồng nhất được xen kẽ bởi các lớp cát kết, bột kết chứa sản phẩm và sét mỏng không chứa sản phẩm So sánh các đặc tính không đồng nhất của các đối tượng khai thác cho thấy rằng trong các đối tượng đá có chứa độ rỗng như Oligoxen

hạ thường không đồng nhất Hệ số phân lớp và hệ số cát của tầng Oligoxen

hạ lần lượt là 10,8 và 0,39

 Nói chung khi đánh giá mức độ không đồng nhất của các tầng sản phẩm có thể nói rằng trầm tích sản phẩm Oligoxen là kém đồng nhất hơn cả Mức

độ phân lớp lớn nhất tới 20 vỉa Hệ số phân lớp trung bình là 19,8%

1.3 Đặc điểm cơ bản của các chất lưu

1.3.1 Dầu thô

Dầu thô là hỗn hợp phức tạp của các hydrocacbon và các hợp chất khác, nhưng phần chủ yếu là các hydrocacbon, tồn tại ở thể lỏng Màu sắc của dầu thô biến đổi có thể là xanh đậm, vàng, nâu và đen

Dầu ở tất cả các vỉa trong mỏ Bạch Hổ đều chưa bão hòa, hệ số ép (tỷ số giữa

áp suất vỉa và áp suất bão hòa):

 1,43 cho Mioxen hạ dưới vòm Bắc

 1,9 cho Mioxen dưới vòm Trung tâm

 3,54 cho Oligoxen thượng

Theo các giá trị áp suất bão hòa và tỷ trọng khí hòa tan, dầu trong nhóm III tương tự như dầu Oligoxen dưới Trên cơ sở các mô hình thực nghiệm có thể khẳng

định rằng: đối với dầu đá móng, sự thay đổi nhiệt độ ít gây ảnh hưởng đến áp suất bão hòa được xác định bằng tỷ suất khí dầu

Qua phân tích số liệu theo tách vi phân ta thấy được dầu được chia thành 2 nhóm:

 Dầu đá móng và dầu Oligoxen dưới

 Dầu Oligoxen thượng và Mioxen

Về thành phần cấu tử dầu vỉa, vì lý do hạn chế các số liệu về chưng cất chân không nên sử dụng dầu tách có tỷ trọng 833,6 và phân tử lượng 251,15g/mol để tính toán cho tầng đá móng và Mioxen hạ, còn sử dụng dầu có trọng lượng riêng là 865kg/m3 và phân tử lượng là 300g/mol cho Oligoxen trên và Mioxen dưới Sự cho phép kể trên dựa trên cơ sở về sự giống nhau của các giá trị trọng lượng riêng dầu tách khí của các nhóm và đáp ứng với các đặc tính trung bình

Số

nhóm Đối tượng

Các thông số

Áp suất bão hòa (Mpa.s)

Tỷ suất khí dầu (m3/t)

Hệ số thể tích

Độ nhớt dầu vỉa (MPa.s)

Tỷ trọng dầu vỉa

Condensate là hỗn hợp của các hydrocacbon mà chúng có thể tồn tại trong thành hệ khai thác ở dạng lỏng hoặc dạng hơi ngưng tụ Sự hoá lỏng của thành phần pha khí của condensate thường xảy ra khi nhiệt độ của dòng sản phẩm hạ xuống khi

di chuyển từ vỉa lên trên mặt Trong pha hơi chúng có các tính chất thông thường của khí Hơi ngưng tụ có tỷ trọng biến đổi từ: 0,55 4,49 và độ nhớt từ: 0,006 0,011

CP ở điều kiện tiêu chuẩn Màu sắc của Condensate có thể là màu trắng, vàng nhạt, xanh nhạt

1.3.3 Khí tự nhiên

Chất khí là chất không có hình dạng hoặc thể tích xác định Nó sẽ lấp kín hoàn toàn vật chứa và sẽ lấy hình dạng của vật chứa Khí hydrocacbon đi cùng với dầu thô được gọi là khí tự nhiên và có thể thấy ở dạng khí tự nhiên hoặc khí hòa tan Tỷ trọng của khí tự nhiên biến đổi từ: 0,55  0,90 và độ nhớt từ: 0.011  0,024 CP ở điều kiện tiêu chuẩn

1.3.4 Khí tự do

Khí tự do là một hydrocacbon mà nó tồn tại ở thể khí tại áp suất và nhiệt độ vận hành Khí tự do có thể hiểu như bất kỳ loại khí nào ở bất cứ áp suất nào mà không hoà tan trong các hydrocacbon lỏng

1.3.5 Khí hoà tan

Khí hoà tan được chứa đồng đều trong dầu ở nhiệt độ và áp suất đã định Sự giảm áp suất, tăng nhiệt độ có thể làm cho khí thoát khỏi dầu và những khí thoát ra đó có các tính chất của khí tự do

0,741 0,668 0,641 0,640 0,654 0,656 0,655 0,650 0,645

Bảng 1.4 Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu

Khí hòa tan trong dầu thuộc loại khí béo và rất béo Trong thành phần của chúng lượng C2+ là 22,7 ÷ 39% Theo chiều từ Mioxen đến đá móng độ béo của khí giảm dần, đồng thời các giá trị của C2+ lớn hơn ở các tầng Oligoxen trên, dưới và Mioxen vòm Bắc rất nhiều (gần 39%) Khí thuộc loại không chứa Lưu huỳnh và hàm lượng Cacbondioxit thấp (0,09 ÷ 0,61%), hàm lượng khí Nitơ từ 1,0 ÷ 2,8% với các giá trị dị thường là 9,85% ở Oligoxen trên

1.3.6 Nước

Nước khai thác cùng dầu thô hoặc khí tự nhiên có thể tồn tại ở dạng lỏng hoặc

ở dạng hơi tuỳ thuộc vào nhiệt độ và áp suất làm việc Nước lỏng có thể ở trạng thái

tự do hoặc dạng nhũ tương Nước tự do tách ra từ các hydrocacbon lỏng Nước nhũ tương bị phân tán trong dạng những hạt nhỏ trong hydrocacbon lỏng

1.3.7 Các tạp chất và các chất khác:

Các dòng sản phẩm khai thác từ các vỉa có thể chứa các tạp chất ở thể khí như Nitơ (N2), cacbon đioxit (CO2), hyđro sunfua (H2S) và các loại khí khác, chúng không phải là các hydrocacbon trong tự nhiên Chúng có thể có lợi hoặc có hại cho quá trình khai thác (giúp giảm tỷ trọng của dòng sản phẩm, gây ăn mòn thiết bị…) dòng sản

phẩm có thể chứa các tạp chất lỏng hoặc sền sệt như nước và parafin Chúng có thể còn chứa các tạp chất rắn như mùn khoan, cát, bùn và muối

1.4 Nhiệt độ và gradient địa nhiệt

1.4.1 Gradient địa nhiệt (GDN) các đá phủ trên móng

Móng được phủ bởi các thành phần tạo trầm tích sét tuổi Mioxen và Oligoxen, các lớp phủ này có hệ số dẫn nhiệt bé hơn so với hệ số dẫn nhiệt của đá móng Dòng nhiệt này sau khi ra khỏi móng sẽ bị ứ ở các lớp phủ phía trên, GDN của các lớp đá này lớn hơn đá ở móng

Những đo đạc trong các giếng mở vào thân dầu tuổi Mioxen hạ, Oligoxen có quy luật như sau :

 Cùng chiều sâu như nhau, giếng nào nằm ở vùng đá móng nâng cao thì nhiệt

độ cao hơn, ngược lại giếng nào nằm ở vùng đá móng hạ thấp thì có nhiệt độ thấp hơn

 Tại Vòm Nam các lớp phủ nằm ở độ sâu từ 2800m xuống gặp đá móng ở độ sâu 3100m, GDN có giá trị trong khoảng 4 ÷ 50C.Các lớp phủ này gặp đá móng

ở sâu hơn (3300m) thì GDN từ 3,8 ÷ 40C Tại Vòm Bắc các lớp nằm ở độ sâu 2800m trở xuống gặp đá móng ở 3500 ÷ 3700m, GDN thay đổi từ 3,5 ÷ 50C Các lớp phủ gặp móng sâu hơn (4000m) thì GDN từ 3 ÷ 40C

1.4.2 Gradient địa nhiệt đá móng

Do ảnh hưởng của lớp phủ Mioxen và Oligoxen và do vị trí mỗi vòm khác nhau cho nên nhiệt độ các vùng trên mặt đá móng khác nhau Nhưng sau khi đi vào móng ở độ sâu nào đó (có thể chọn là 4300m) thì nhiệt độ vòm nam và vòm bắc tương đương nhau

Kết quả nghiên cứu cho phép xác định được giá tri GDN của đá móng là 2,50C

Ở độ sâu 4300m có nhiệt độ là 157,50C

1.5 Tình hình khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ

Mỏ Bạch Hổ được đưa vào khai thác công nghiệp từ năm 1986 Tầng khai thác Mioxen dưới khai thác năm 1986, Oligoxen năm 1987 và tầng Móng Granit năm

1988 Tính đến tháng 01/2009 mỏ Bạch Hổ khai thác được hơn 169 triệu tấn dầu Tổng số giếng là 315 trong đó số giếng khai thác 213, giếng bơm ép nước 59, giếng

theo dõi quan sát 7, giếng đóng tạm thời 20 và giếng huỷ 16

Sản lượng khai thác của mỏ hiện nay trung bình 17 – 18 nghìn tấn/ ngày đêm Khối lượng nươc bơm ép vỉa trung bình khoảng 37 – 38 nghìn m3/ ngày đêm

Tình hình khai thác ở tầng Mioxen: Vỉa 23 tầng Mioxen dưới thuộc vòm trung tâm được đưa vào khai thác thử nghiệm công nghiệp từ tháng 6 năm 1986 Hiện nay trong vỉa này có 55 giếng khoan, trong đó 32 giếng khai thác, 8 giếng bơm ép, 4 giếng theo dõi và 1 giếng dừng tạm thời và 10 giếng huỷ Hiện tại chỉ có 3 giếng khai thác theo chế độ tự phun, 28 giếng khai thác theo chế độ gazlif Các giếng hiện nay phần lớn khai thác với sản phẩm có hệ số ngập nước khá cao Quá trình bơm ép nước duy trì áp suất vỉa được tiến hành tốt và đem lại hiệu quả cao Lưu lượng khai thác trung bình 648 tấn/ng đ với độ ngập nước 67,6%

Tình hình khai thác ở tầng Oligoxen: Vỉa dầu tầng Oligoxen dưới được đưa vào khai thác thử công nghiệp tháng 5 năm 1987 Tính đến thời điểm 01.01.2009 vỉa này có 84 giếng, trong đó có 65 giếng khai thác (5 giếng khai thác theo chế độ tự phun, 60 giếng gaslift), 12 giếng bơm ép và 5 giếng huỷ Lưu lượng khai thác trung bình 1725 tấn/ng đêm với độ ngập nước 11,8%

Tình hình khai thác ở tầng Móng: Vỉa dầu trong đá Móng nứt nẻ vòm Trung Tâm được đưa vào khai thác thử công nghiệp tháng 9 năm 1988 Tính đến thời điểm 01.01.2009 tầng móng có 124 giếng, trong đó có 63 giếng khai thác bằng chế độ tự phun với sản lượng cao, 22 giếng gaslift, 26 giếng bơm ép, 3 giếng theo dõi, 10 giếng đóng tạm thời và 1 giếng huỷ Các giếng khai thác với lưu lượng cao trung bình khoảng 400 tấn/ngày đêm Lưu lượng khai thác trung bình 15134 tấn/ng đêm với độ ngậm nước 20,2%

CHƯƠNG II: CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC VÀ CƠ SỞ

ĐỂ LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC GASLIFT LIÊN TỤC CHO

GIẾNG 1604 – BK16 MỎ BẠCH HỔ

2.1 Các phương pháp khai thác cơ học phổ biến

Trong quá trình khái thác dầu khí tuỳ thuộc vào chế độ năng lượng vỉa mà giếng sau khi đã khoan xong được chuyển sang khai thác theo những phương pháp khai thác khác nhau Nếu năng lượng vỉa đủ thắng tổn hao năng lượng trong suốt quá trình dòng sản phẩm chảy (với một lưu lượng khai thác nhất định nào đó) từ vỉa vào đáy giếng, dọc theo cột ống khai thác nâng lên bề mặt và theo các đường ống vận chuyển đến hệ thống thu gom, xử lý thì giếng sẽ khai thác theo chế độ tự phun Một khi điều kiện này không thảo mãn thì phải chuyển sang khai thác bằng phương pháp

cơ học

Mục đích áp dụng phương pháp cơ học là nhằm bổ sung thêm năng lượng bên ngoài (nhân tạo) cùng với năng lượng vỉa (tự nhiên) để đảm bảo giếng hoạt động Việc cung cấp năng lượng bổ sung này thường để giảm chiều cao mực chất lỏng trong giếng hoặc để giảm mật độ của dòng sản phẩm trong ống khai thác nhằm tăng chênh

2.2 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm piston cần và máy bơm guồng xoắn:

a Bản chất của phương pháp:

Loại máy bơm này hoạt động nhờ động cơ điện được chuyển trực tiếp xuống máy bơm ngầm thông qua hệ thống cần truyền lực Đối với máy bơm piston cần thì chuyển động quay của động cơ điện thông qua cần truyền lực chuyển thành chuyển động tịnh tiến để kéo thả piston trong giếng Trên piston có lắp van ngược, khi piston

hạ xuống thì dầu tràn qua van ngược đi lên phía trên, khi piston di chuyển lên phía trên thì van ngược sẽ đóng lại và nâng dầu lên mặt đất Cứ như vậy dầu được chuyển

từ đáy giếng lên mặt đất

Đối với máy bơm guồng xoắn thì chuyển động quay của động cơ được chuyển thành chuyển động xoay theo phương thẳng đứng để quay guồng xoắn trong giếng Nhờ vậy mà dầu sẽ di chuyển lên mặt đất theo các rãnh xoắn của guồng

b Ưu điểm :

 Đáng tin cậy, ít gặp sự cố trong quá trình hoạt động

 Hệ thống cấu tạo cơ học tương đối đơn giản

 Dễ dàng thay đổi tốc độ khai thác cho phù hợp



 Dễ dàng tháo lắp và di chuyển đến các giếng khai thác với chi phí thấp

 Quá trình vận hành đơn giản hiệu quả

 Ứng dụng với giếng có lưu lượng nhỏ và khai thác ở nhiều tầng sản phẩm, ở

áp suất thấp, nhiệt độ và độ nhớt cao

 Dễ dàng xác định hư hỏng của máy bơm và xử lý khi bị ăn mòn

c Nhược điểm:

 Phải lắp đặt ở vị trí trung tâm của giếng

 Hệ thống bơm piston cần nặng cồng kềnh đối với việc khai thác dầu khí trên biển

 Rất nhạy cảm với trường hợp có parafin

 Không thể sơn phủ bên trong ống khai thác một lớp chống ăn mòn

 Độ sâu để bơm bị hạn chế bởi nồng độ H2S

d Phạm vi ứng dụng:

Giải pháp này được áp dụng chủ yếu ở các mỏ thuộc các nước Liên Xô cũ, các

mỏ ở Trung Cân Đông và các mỏ ở Mỹ Các mỏ này có chung đặc điểm là vỉa sản phẩm có độ sâu không lớn, đang trong giai đoạn khai thác giữa và cuối đời của mỏ, có áp suất đáy giếng thấp dao động trong khoảng 10  15at Bơm piston cần chỉ sử dụng có hiệu quả trong những giếng có lưu lượng khai thác < 70 tấn/ngđ Do điều kiện khai thác trên biển bằng giàn cố định hay giàn tự nâng có diện tích sử dụng nhỏ nếu áp dụng phương pháp này sẽ có nhiều điểm hạn chế so với các phương pháp khai tác cơ học khác Phương pháp này không được áp dụng ở mỏ Bạch Hổ

2.3 Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm:

 Bơm tia hoạt động nhờ vào sự biến đổi các dạng năng lượng từ áp suất sang vận tốc và ngược lại Dòng chất lỏng mang năng lượng cao (áp suất cao) được bơm xuống giếng từ miệng giếng theo ống khai thác đến thiết bị chuyển hoá năng lượng Ở đó năng lượng áp suất được biến thành năng lượng vận tốc Dòng chất lỏng có vận tốc lớn nhưng áp suất nhỏ này tiếp tục đẩy dòng sản phẩm khai thác cùng đi vào bộ phận phân ly và sau đó cùng đi lên bề mặt theo khoảng không giữa ống chống khai thác và ống khai thác

b Ưu điểm:

 Không cần lắp đặt tại vị trí trung tâm giếng

 Không bị ảnh hưởng do giếng khoan bị lệch

 Dễ dàng thay đổi vận tốc cho phù hợp với lưu lượng giếng

 Có thể khai thác với áp suất tương đối thấp và độ nhớt của dầu tương đối cao

Vì chất lỏng mang năng lượng có thể nung nóng sản phẩm khai thác

 Có thể khai thác nhiều tầng sản phẩm cùng một lúc và áp dụng khai thác trên biển

 Hệ thống khép kín đã hạn chế được sự ăn mòn

 Dễ dàng chọn chế độ bơm theo chu kỳ với thời gian định sẵn

 Các hoá phẩm chống lắng đọng hay chống ăn mòn có thể bơm xuống cùng với chất lỏng mang năng lượng

c Nhược điểm:

 Lưu lượng khai thác của giếng phải tương đối lớn

 Khả năng hư hỏng thiết bị khai thác trong quá trình hoạt động tương đối cao, khi sửa chữa phải dùng hệ thống cơ học chuyên dụng

 Không áp dụng được trong trường hợp dòng sản phẩm có chất lượng cao

 Giá thành vận hành thường cao hơn dự tính

 Việc xử lý phần rỉ sắt bên dưới Paker rất khó

 Mất an toàn do áp suất vận hành trên bề mặt cao

 Đòi hỏi đội ngũ công nhân vận hành lành nghề hơn so với máy bơm ly tâm ngầm hay Gaslift vì vận tốc máy bơm cần hiệu chỉnh thường xuyên và không cho phép vượt quá giới hạn

d Phạm vi ứng dụng:

Phương pháp cơ học này chủ yếu được áp dụng ở những vùng mỏ trên đất liền

và ngoài biển của Liên Xô cũ, các vùng mỏ trên đất liền và thêm lục địa của Mỹ, ở vùng Biển Bắc Giếng khai thác bằng máy bơm thuỷ lực ngầm có sản phẩm vừa và trung bình, thường đạt 100 m3/ngđ Các vùng mỏ kế cận có độ sâu tầng sản phẩm từ

1500  2500m Thân giếng có độ nghiêng trung bình từ 20  300 Phương pháp này không được áp dụng ở mở Bạch Hổ

2.4 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm điện ly tâm điện ngầm:

a Bản chất của phương pháp:

Đây là loại máy bơm ly tâm nhiều cấp, hệ thống hoạt động nhờ năng lượng điện được cung cấp từ máy biến thế trên mặt đất theo cáp truyền xuống mô tơ điện đặt trong giếng ở phần dưới của máy bơm Chuyển động quay của động cơ điện được truyền qua trục dẫn làm quay các bánh công tác (Rôto) Chất lỏng trong bánh công tác sẽ bị đẩy theo các hướng của cánh Rôto đập vào cánh tĩnh (Stato) có chiều ngược lại, tạo ra sự tăng áp đẩy dầu chuyển động lên tầng trên Cứ như vậy dầu khi qua mỗi tầng bơm sẽ được tăng áp và được đẩy lên mặt đất theo cột ống khai thác

b Ưu điểm:

 Có thể khai thác với lưu lượng lớn

 Có thể áp dụng cho các giếng khai thác đơn lẻ trong điều kiện chi phí hạn chế

 Chi phí đầu tư ban đầu thấp hơn phương pháp Gaslift

 Thuận lợi trong khai thác các giếng có độ ngậm nước cao (lớn hơn 80%) và yếu tố khí thấp, nhất là trong giai đoạn khai thác thứ cấp

 Không gian dành cho thiết bị ít hơn so với các phương pháp khác, phù hợp khai thác ngoài khơi

 Nguồn năng lượng điện cung cấp cho các máy bơm là nguồn điện cao thế hoặc được tạo ra nhờ động cơ điện

 Áp dụng trong giai đoạn cuối của quá trình khai thác áp suất vỉa rất thấp để hút cạn dòng dầu (do tạo được chênh áp lớn)

 Là phương pháp khai thác an toàn, việc theo dõi và điều khiển dễ dàng

 Cho phép đưa giếng vào khai thác sau khi khoan xong

c Nhược điểm:

 Không tận dụng được nguồn năng lượng tự nhiên (khí đồng hành)

 Hàm lượng tạp chất ảnh hưởng lớn đến hoạt động của máy bơm

 Kém hiệu quả trong những giếng có yếu tố khí cao hệ số sản phẩm thấp, nhiệt

độ vỉa cao, hàm lượng vật cứng và hàm lượng Parafin cao

 Khó khăn trong việc lắp đặt các thiết bị an toàn sâu

 Đòi hỏi phải có thiết bị kiểm tra và điều khiển cho từng giếng

 Thực tế không khai thác được giếng có lưu lượng thấp hơn 21m3/ngđ đối với giếng sâu 2500m

 Do bị giới hạn bởi đường kính ống chống khai thác nên không thể khai thác các giếng có sản lượng lớn hơn 700m3/ngđ ở độ sâu 2400m đối với máy bơm có trục nhỏ và không lớn hơn 100m3/ngđ đối với máy bơm có đường kính lớn

từ các giếng có đường kính ống chống khai thác 168mm

 Lưu lượng giảm nhanh theo chiều sâu lắp đặt, thường khai thác ở độ sau nhỏ hơn 4000m

 Khó tiến hành khảo sát nghiên cứu giếng, đo địa vật lý ở các vùng nằm dưới máy bơm và khó xử lý vùng cận đáy giếng

 Khó điều chỉnh được lưu lượng khai thác

d Phạm vi ứng dụng:

Phương pháp này tương đối phổ biến vì cấu trúc thiết bị và hệ thống khai thác đơn giản, máy làm việc dễ dàng có khả năng thu được lượng dầu tương đối lớn đến hàng trăm tấn/ngđ Loại máy bơm này rất thuận lợi khi khai thác dầu ở những vỉa có

tỷ số dầu thấp, nhiệt độ vỉa dưới 2500F Đặc biệt hiệu quả trong những giếng khai thác dầu có độ ngậm nước cao và giếng dầu chưa bão hoà nước

Ngày nay với sự phát triển của kỹ thuật hệ thống bơm điện chìm được sử dụng trong những giếng có nhiệt độ lên tới 3500F, khắc phục những giếng có tỷ lệ khí dầu cao, bằng cách lắp đặt thiết bị tách khí đặc biệt Các chất ăn mòn gây hư hỏng như

H2O, CO2 có thể khắc phục nhờ các vật liệu đặc biệt phủ bên ngoài Phương pháp này hiện đang được áp dụng tại một số giếng ở mỏ Bạch Hổ và Mỏ Rồng

2.5 Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift

a Giới thiệu chung về phương pháp:

Bản chất của phương pháp:

Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift dựa trên nguyên tắc bơm khí nén cao

áp vào vùng không gian vành xuyến giữa ống khai thác và ống chống khai thác, nhằm đưa khí cao áp đi vào trong ống khai thác qua van Gaslift với mục đích làm giảm tỷ trọng của sản phẩm khai thác trong cột ống nâng, dẫn đến giảm áp suất đáy và tạo nên độ chênh áp cần thiết để sản phẩm chuyển động từ vỉa vào giếng Đồng thời do

sự thay đổi nhiệt độ và áp suất trong ống khai thác làm cho khí giãn nở góp phần đẩy

dầu đi lên, nhờ đó mà dòng sản phẩm được nâng lên mặt đất và vận chuyển đến hệ

thống thu gom và xử lý

Ưu điểm :

 Có thể đưa ngay giếng vào khai thác khi giai đoạn tự phun kém hiệu quả

 Cấu trúc cột của ống nâng đơn giản không có chi tiết chóng hỏng

 Phương pháp này có thể áp dụng với giếng có độ sâu, độ nghiêng lớn

 Khai thác với giếng có yếu tố khí lớn và áp suất bão hòa cao

 Khai thác lưu lượng lớn và điều chỉnh lưu lượng khai thác dễ dàng

 Có thể khai thác ở những giếng có nhiệt độ cao và hàm lượng Parafin lớn, giếng có cát và có tính ăn mòn cao

 Khảo sát và xử lý giếng thuận lợi, không cần kéo cột ống nâng lên và có thể đưa dụng cụ qua nó để khảo sát

 Sử dụng triệt để khí đồng hành

 Ít gây ô nhiễm môi trường

 Có thể khai thác đồng thời các vỉa trong cùng một giếng

 Thiết bị lòng giếng tương đối rẻ tiền và chi phí bảo dưỡng thấp hơn so với phương pháp khai thác cơ học khác

 Giới hạn đường kính ống chống khai thác không ảnh hưởng đến sản lượng khai thác khi dùng khai thác Gaslift

 Có thể sử dụng kỹ thuật tời trong dịch vụ sửa chữa thiết bị lòng giếng Điều này không những tiết kiệm thời gian mà còn làm giảm chi phí sửa chữa

Nhược điểm:

 Đầu tư cơ bản ban đầu rất cao so với các phương pháp khác

 Năng lượng sử dụng để khai thác một tấn sản phẩm cao hơn so với các phương pháp khác

 Không tạo được chênh áp lớn nhất để hút dầu ở trong vỉa ở giai đoạn cuối của quá trình khai thác

 Nguồn cung cấp năng lượng khí phải lớn đủ cho toàn bộ đời mỏ

 Chi phí vận hành và bảo dưỡng trạm khí nén cao, đòi hỏi đội ngũ công nhân vận hành và công nhân cơ khí lành nghề

Phạm vi ứng dụng:

Hiện nay giải pháp khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift đang được áp dụng rộng rãi trên cả đất liền và cả ngoài biển, đặc biệt đối với vùng xa dân cư và khó đi lại Giải pháp này thích hợp với những giếng có tỷ số khí dầu cao, có thể khai thác ở những giếng có độ nghiêng lớn và độ sâu trung bình của vỉa sản phẩm trên 3000m Phương pháp này hiện đang được áp dụng rộng rãi trên mỏ Bạch Hổ

b Đặc điểm cụ thể của phương pháp gaslift

 Phương pháp Gaslift là phương pháp khai thác cơ học

 Phương pháp áp dụng khi giếng không thực hiện được quá trình tự phun

 Bản chất của phương pháp như sau: (xem hình vẽ) Bơm khí nén vào ống bơm ép làm cho chất lỏng trong ống bơm ép di chuyển xuống đế ống nâng Khi mực chất lỏng đến đế ống nâng, áp suất nén khí đạt giá trị cựa đại, áp suất tại thời điểm này gọi là áp suất khởi động (Pkd) Khí nén tiếp tục đi vào ống nâng hoà trộn với chất lỏng, làm cho tỷ trọng cột chất lỏng giảm trong ống nâng giảm, dẫn đến Pđ giảm

 chênh áp p tăng,  chất lỏng đi từ vỉa vào đáy giếng và đi lên miệng giếng

Hình 2.1: Sơ đồ khai thác dầu bằng gaslift Hiệu quả của phương pháp Gaslift phụ thuộc vào:

 Độ sâu dẫn khí (Chiều sâu nhúng chìm ống nâng)

 Lưu lượng khí (Qhd)

 Áp suất trên nhánh xả

 Hệ số sản phẩm (Độ cho dầu của vỉa)

 Lượng khí tách ra khỏi dầu (Ghd)

 Tính chất dầu ( , …)

 Cấu trúc ống khai thác

Ưu điểm của phương pháp Gaslift:

 Cấu trúc ống nâng đơn giản, không có chi tiết dễ hư hỏng

 Sử dụng ở giếng có độ sâu và nghiêng lớn

 Khai thác được lưu lượng lớn, dễ điều chỉnh Qkt.

 Khai thác giếng có yếu tố khí Giếng lớn và Pbh cao

 Khai thác giếng có t0 cao, hàm lượng parafin lớn, có cát, tính ăn mòn mạnh

 Khảo sát và xử lý giếng thuận lợi (Không cần nâng cột ống khai thác)

 Sử dụng triệt để khí đồng hành

 Ít gây ô nhiễm môi trường

 Có thể khai thác đồng thời từng vỉa trong cùng một giếng

Nhược điểm:

 Đầu tư ban đầu lớn

 Năng lượng chi phí cho 1 tấn sản phẩm lớn

 Hệ số hiệu dụng của cột ống nâng và cả hệ thống thấp

Tùy thuộc vào phương pháp bơm ép khí nén và lưu lượng khai thác mà chia

ra làm 2 phương pháp khai thác Gaslift

2.5.1 Phương pháp khai thác gaslift liên tục:

Phương pháp Gaslift liên tục là phương pháp khí nén đưa vào khoảng không vành xuyến giữa ống chống khai thác và cột ống nâng, còn sản phẩm theo ống nâng lên mặt đất liên tục

Phạm vi ứng dụng:

Khai thác Gaslift liên tục được áp dụng tốt nhất đối với các giếng:

 Có lưu lượng khai thác lớn

 Sản phẩm cát hay bị ngập nước

 Sản phẩm có độ nhớt cao, dòng chảy có nhiệt độ lớn

 Có tỷ suất khí cao mặc dù sản lượng giếng có thể nhỏ

 Điều chỉnh lưu lượng khí nén thuận lợi bằng côn điều khiển

 Có thể điều chỉnh lưu lượng khai thác bằng việc điều chỉnh lưu lượng khí nén

Nhược điểm: Không hiệu quả đối với giếng có mực nước động thấp (mặc dù lưu

lượng khai thác lớn)

2.5.2 Phương pháp khai thác Gaslift định kỳ:

Khai thác Gaslift định kỳ được tiến hành bằng cách ép khí vào khoảng không vành xuyến và hỗn hợp sản phẩm khai thác theo ống khai thác lên mặt đất diễn ra không liên tục mà có định kỳ được tính toán dựa theo các thông số địa chất kỹ thuật của đối tượng khai thác

Phạm vi áp dụng:

 Có áp suất đáy thấp nhưng hệ số sản phẩm cao

 Có hệ số sản phẩm thấp

 Giếng sâu và mực chất lỏng thấp

 Có lưu lượng khai thác nhỏ

Ưu điểm: Kinh tế và linh hoạt (giá thành khai thác và thiết bị cho các giếng sâu với mực chất lỏng thấp, thấp hơn so với các phương pháp cơ học khác)

Nhược điểm:

 Lưu lượng cực đại bị giới hạn

 Không thích hợp với các giếng sâu, ống nâng nhỏ đặc biệt là ống dạng mì ống

do khả năng tải của ống bị giới hạn

 Áp suất dao động mạnh vùng cận đáy giếng có thể dẫn đến sự phá huỷ đáy giếng

 Khó điều khiển trong hệ thống Gaslift khép kín và nhỏ

2.5.3 Cơ sở lý luận chọn phương pháp khai thác gaslift liên tục cho giếng thiết

kế

Từ đặc tính của những phương pháp đã nêu trên, cùng với bảng tổng kết khả năng hiệu quả áp dụng các phương pháp khai thác cơ học theo bảng 2.1, ta có thể thấy

rõ luận chứng khoa học lựa chọn phương pháp Gaslift ở mỏ Bạch Hổ

Điều kiện khai thác ngoài biển phức tạp và khó khăn hớn rất nhiều so với đất liền Do vậy thời gian khai thác và phát triển mỏ thường kéo dài trong khoảng 20 

30 năm Vì vậy bên cạnh việc đưa nhanh tốc độ khoan và đưa giếng mới vào khai thác, chúng ta cần áp dụng các phương pháp khai thác khác nhau, nhằm gia tăng sản lượng khai thác và tận dụng cơ chế năng lượng của vỉa sản phẩm

Với điều kiện hiện tại ở mỏ Bạch Hổ ngoài đối tượng móng đang khai thác theo chế độ tự phun cho sản lượng cao và áp suất giảm không đáng kể thì hầu hết các giếng khai thác ở tầng Mioxen và Oligoxen đã ờ thời kỳ cuối của quá trình tự phun hoặc ngừng phun và bị ngập nước Do đó việc đưa các giếng này vào giai đoạn khai thác cơ học là rất cần thiết

Qua phân tích các ưu nhược điểm của từng phương pháp khai thác cơ học ở trên ta nhận thấy rằng một số hạn chế của phương pháp này có thể khắc phục bằng phương pháp khác Nhưng điều này không toàn diện vì bản thân ưu và nhược điểm của các phương pháp trên không thể bù trừ nhau Để có cơ sở lựa chọn phương pháp khả thi và hiệu quả nhất đối với điều kiện mỏ Bạch Hổ phải xét đến các yếu tố sau:

 Tính chất lưu thể của vỉa (dầu, khí, nước)

 Tính chất colectơ của đá chứa

 Điều kiện địa chất của mỏ tiến hành khai thác

 Tình trạng kỹ thuật, công nghệ áp dụng trên mỏ và thiết bị hiện có

 Điều kiện thời tiết, khí hậu và kinh tế xã hội

 Đánh giá hiệu quả kinh tế kỹ thuật thông qua các thí nghiệm trên mỏ

Trên cơ sở phân tích ưu nhược điểm của các phương pháp khai thác dầu bằng

cơ học trên thế giới, liên hệ với điều kiện thực tế của mỏ Bạch Hổ, em thấy rằng : với các giếng khai thác tập trung trên giàn cố định hay giàn tự nâng với diện tích sử dụng hạn chế, độ sâu vỉa sản phẩm tương đối lớn từ 3000  5000m, sản lượng khai thác lại lớn, nên giải pháp khai thác bằng máy bơm piston thuỷ lực là kém hiệu quả đối với

mỏ Bạch Hổ

Năm 1998 Viện nghiên cứu khoa học và thiết kế dầu khí biển của xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã tiến hành thử nghiệm với bộ máy bơm piston thuỷ lực và máy bơm ly tâm điện chìm trên một số giàn cố định Kết quả thử nghiệm cho thấy khả năng sử dụng máy bơm thuỷ lực khi khai thác giếng có lưu lượng 30  50m3/ngđ

và sản phẩm khai thác có độ ngậm nước cao là không hiệu quả Các lần thử nghiệm máy bơm thuỷ lực đã chỉ ra hàng loạt nhược điểm về đặc tính kỹ thuật của máy bơm,

do vậy máy bơm không bền và chóng hỏng

Từ năm 1991 tại mỏ Bạch Hổ đã tiến hành thử nghiệm khai thác bằng máy bơm ly tâm điện chìm với mục đích xác định phạm vi sử dụng của máy bơm đối với dầu có yếu tố khí cao Kết quả thử nghiệm như sau:

 50% hỏng hóc của máy bơm ly tâm điện ngầm xảy ra ở phần điện trong đó có 30% hỏng là do đường dây điện bị chầy xước trong khi thả máy bơm xuống giếng nghiêng và sâu

 83% máy bơm ly tâm điện ngầm làm việc trong điều kiện có hệ số làm việc tối ưu

 Chu kỳ giữa hai lần sửa chữa giếng khai thác bằng máy bơm ly tâm điện ngầm tại mỏ Bạch hổ thay đổi trong phạm vi tương đối lớn, trung bình từ 6 - 8 tháng Kết quả cho thấy nhiệt độ làm việc của động cơ trong thời gian làm việc luôn gần giá trị tới hạn của động cơ, nhất là khi khai thác ở tầng móng có nhiệt độ cao Trong điều kiện làm việc như vậy tuổi thọ và khả năng làm việc của máy bơm giảm Mặt khác ở mỏ Bạch Hổ có nhiều giếng khoan nghiêng, điều đó dẫn tới khó khăn trong việc thả máy bơm Hệ thống bảo vệ dây cáp bị xây xát trong quá trình thả hoặc máy bơm có thể kẹt không quay được do độ nghiêng của giếng lớn

Bên cạnh đó phần lớn giếng ở mỏ Bạch Hổ có đường kính ống chống khai thác

là 168mm Với đường kính đó nếu lưu lượng khai thác nhỏ hơn 200m3/ng.đ thì có thể

sử dụng máy bơm ly tâm điện ngầm, đối với các giếng có độ sâu 3500m và không thể

sử dụng máy bơm ly tâm điện ngầm để khai thác với sản lượng lớn hơn 300T/ng.đ

Vì đường kính ống khai thác nhỏ

Nếu dùng máy bơm ly tâm điện ngầm cho toàn bộ mỏ thì vấn đề kéo thả máy bơm trong quá trình sản xuất trở thành nan giải và cần đến tầu khoan kết hợp điều kiện thời tiết cho phép Giải pháp sử dụng máy bơm ly tâm điện ngầm chỉ có tính khả thi, khi khai thác cục bộ ở từng giếng

Từ những vấn đề thực tế trên: với bơm piston không sử dụng do hàm lượng khí trong dầu cao Bơm ly tâm điện chìm làm việc kém hiệu quả không phù hợp với điều kiện tại mỏ Bạch Hổ Kết hợp với điều kiện cụ thể của các giếng dầu trên mỏ Bạch Hổ: hiện nay có khoảng 60% các giếng đã ngưng tự phun do ngập nước do áp suất vỉa thấp Các giếng đều có profin xiên, song có 2 trạm nén khí đặt tại mỏ, có công suất 2 triệu m3/ngđ và 8,1 triệu m3/ngđ dùng cho việc khai thác và vận chuyển khí vào đất liền

Như vậy, phương pháp khai thác bằng Gaslift là phù hợp hơn cả Phương pháp Gaslift có thể khai thác kế tiếp phương pháp tự phun Nó có nhiều ưu điểm hơn so với các phương pháp khai thác cơ học khác không những về mặt kỹ thuật công nghệ

mà còn về mặt kinh tế Với các trang thiết bị hiện đại rất phù hợp phương pháp khai thác này đã hứa hẹn mang lại hiệu quả cao hơn các phương pháp khai thác cơ học khác Vậy việc lựa chọn phương pháp Gaslift áp dụng cho toàn mỏ Bạch Hổ nói chung và cho giếng đang thiết kế nói riêng là hoàn toàn đúng đắn

Đối với giếng thiết kế em chọn phương pháp khai thác gaslift liên tục vì giếng có lưu lượng khai thác cao, hệ số sản phẩm tương đối cao và giếng có mực nước thủy động cao Vậy các điều kiện đó đảm bảo cho giếng có thể khai thác bằng phương pháp gaslift liên tục với hiệu quả cao

Điều kiện khai thác

Nguyên lý truyền động Bằng cần Bằng thuỷ lực Bằng điện Bằng

khí

MB cần kéo

Loại guồng xoắn

Piston thuỷ lực ngầm

Loại phun tia

Loại bơm ly tâm

Loại xoắn Gaslift

Ngoài khơi Tr.bình Tr.bình Tốt Tốt Khá Khá Khá

Sa mạc Khá Khá Khá Tr.bình Tr.bình Khá Khá Thành phố đông dân Xấu Khá Tốt Tốt Khá Khá Khá Một giếng riêng lẻ Tốt Tr.bình Tốt Tốt Tr.bình Tr.bình Xấu Một nhóm giếng Tr.bình Khá Tốt Tốt Khá Khá Tốt

Độ sâu giếng lớn T bình Tr.bình Tốt Tốt Khá Khá Tốt

Áp suất vỉa thấp Tốt Khá Tốt T bình Khá Khá T bình Nhiệt độ vỉa cao Khá Xấu Khá Tốt Xấu Xấu Tốt Sản phẩm có độ nhớt

cao

Tr.bình Tốt Khá Khá Xấu Tốt Tr.bình Sản phẩm có độ ăn

mòn cao

Tr.bình Tr.bình Tốt Tốt Xấu Tốt Tr.bình Sản phẩm có chứa

và chuyển sang khai

Bảng 2.1 Tổng kết khả năng và hiệu quả áp dụng các phương pháp khai thác

dầu bằng cơ học

CHƯƠNG III: CƠ SỞ LÝ THUYẾT KHAI THÁC GIẾNG DẦU BẰNG

PHƯƠNG PHÁP GASLIFT LIÊN TỤC 3.1 Nguyên lý hoạt động của phương pháp khai thác dầu bằng gaslift

3.1.1 Bản chất của phương pháp:

Trong quá trình khai thác dầu, tuỳ thuộc vào chế độ năng lượng vỉa mà giếng sau khi khoan xong được chuyển sang khai thác theo các phương pháp khác nhau Nếu năng lượng vỉa đủ thắng tổn hao năng lượng trong suốt quá trình dòng sản phẩm chảy (với một lưu lượng khai thác nhất định nào đó) từ vỉa vào đáy giếng, dọc theo cột ống khai thác nâng lên bề mặt và theo các đường ống vận chuyển đến hệ thống thu gom, xử lý thì giếng sẽ khai thác theo chế độ tự phun Một khi điều kiện này không đáp ứng hay hiệu quả khai thác tự phun kém, phải chuyển sang khai thác bằng phương pháp cơ học

Mục đích áp dụng giải pháp cơ học là nhằm bổ sung thêm năng lượng bên ngoài cùng với năng lượng vỉa (tự nhiên) để đảm bảo giếng hoạt động Việc cung cấp năng lượng bổ sung này thường để giảm chiều cao mực chất lỏng trong giếng hoặc

để giảm mật độ dòng sản phẩm trong ống khi thác nhằm tạo chênh áp ΔP = Pv – Pđ

Nhưng thực tế trong khai thác dầu trên thế giới, phương pháp tự phun thường kéo dài trong những năm đầu của mỏ Do vậy cần phải có biện pháp kéo dài chế độ

tự phun của giếng dầu càng lâu càng tốt Khi chế độ tự phun không thực hiện được, người ta phải nghiên cứu và tìm ra các giải pháp khai thác dầu bằng phương pháp cơ học Tuy nhiên dựa theo nguyên lý truyền năng lượng mà các phương pháp khai thác

cơ học được phân loại theo các nhóm sau:

 Truyền lực bằng cần

 Truyền lực bằng thuỷ lực

 Truyền lực bằng điện năng

 Truyền lực bằng khí nén cao áp

Khai thác dầu bằng phương pháp gaslift dựa trên nguyên tắc bơm khí nén cao

áp vào vùng không gian vành xuyến giữa ống khai thác và ống chống khai thác, nhằm đưa khí cao áp đi vào trong ống khai thác qua van gaslift với mục đích làm giảm tỷ trọng của sản phẩm trong ống khai thác, dẫn đến giảm áp suất đáy và tạo nên độ chênh

áp cần thiết để sản phẩm chuyển động từ vỉa vào giếng Đồng thời do sự thay đổi nhiệt độ và áp suất trong ống khai thác làm cho khí giản nở góp phần đẩy dầu đi lên, nhờ đó mà dòng sản phẩm được nâng lên mặt đất và vận chuyển đến hệ thống thu gom, xử lý

3.1.2 Nguyên lý làm việc:

Hình 3.1: Sơ đồ nguyên lý làm việc của phương pháp khai thác bằng gaslift

theo cấu trúc hai dãy ống nâng - Hệ vành xuyến

Sau khi kết thúc thời kỳ khai thác tự phun mực chất lỏng cách miệng giếng

𝐡𝟎, khi tiến hành nén khí vào khoảng không vành xuyến giữa 2 dãy OKT, sản phẩm của giếng đi lên theo trong dãy OKT thứ nhất (hình 3.1) Mực chất lỏng trong giếng cách miệng giếng một khoảng h0 gọi là mực tĩnh Chiều sâu mà OKT nhúng chìm trong chất lỏng gọi là chiều sâu nhúng chìm 𝐡𝟏 (hình 3.1.a) Nén khí vào khoảng không vành xuyến giữa OKT thứ nhất và OKT thứ hai, áp suất khí tăng dần, mực chất lỏng giữa 2 dãy OKT giảm dần Một phần chất lỏng dâng lên trong OKT thứ nhất, phần nữa dâng lên theo khoảng không vành xuyến giữa OKT thứ hai và ống chống khai thác, phần nữa đi ngược vào vỉa (hình 3.1.b) Cho đến khi khí bắt đầu xâm nhập vào trong OKT thứ nhất, tại thời điểm đó áp suất khí nén đạt giá trị lớn nhất Pk.max (giá trị đó gọi là áp suất khởi động) Chiều cao mực chất lỏng giữa ống thứ hai và ống chống khai thác đạt giá trị cao nhất 𝐡′𝟎.min Áp suất đáy tại thời điểm này đạt giá trị lớn nhất Pđ.max Tiếp tục duy trì nén khí, khí sẽ xâm nhập vào trong OKT thứ nhất làm nhẹ cột chất lỏng dẫn đến áp suất khí (Pk) giảm dần, mực chất lỏng ngoài ống thứ hai bắt đầu hạ xuống, đồng thời áp suất đáy giếng cũng giảm dần theo và chất lỏng trong vỉa bắt đầu xâm nhập vào đáy giếng (hình 3.1.c) Quá trình nén khí vẫn được tiếp tục, chất lỏng từ vỉa xâm nhập vào giếng và quá trình khai thác đã được thực hiện, chiều sâu từ miệng giếng đến mực chất lỏng ngoài OKT thứ hai là mực thủy động (𝐡𝟐)

3.2 Sơ đồ nguyên lý cấu trúc Hệ thống cột ống khai thác bằng gaslift

Hệ thống ống khai thác bằng Gaslift có thể phân loại như sau:

 Theo số lượng cột ống thả vào giếng người ta chia ra:

 Cấu trúc: chế độ vành khuyên 1 cột ống (hình 3.2)

 Cấu trúc: chế độ vành khuyên 2 cột ống (hình 3.3)

 Cấu trúc: chế độ trung tâm 1 cột ống (hình 3.4)

 Cấu trúc: chế độ trung tâm 2 cột ống (hình 3.5)

Hình 3.2 Hình 3.3 Hình 3.4 Hình 3.5

Trong thực tế, thường sử dụng cấu trúc chế độ vành khuyên 1 cột ống Tuỳ theo việc trang bị paker và van ngược trong hệ thống, mà chia ra 3 dạng cấu trúc cơ bản sau:

Hệ thống ống khai thác dạng mở: (hình 3.6)

Đặc điểm:

 Không trang bị paker và van 1 chiều

 Áp dụng khi Pd lớn hơn áp suất khí ép

 Áp dụng khi thực hiện phương pháp Gaslift liên tục

Hệ thống khi khai thác dạng bán đóng: (hình 3.7)

Đặc điểm:

 Trang bị paker, không trang bị van 1 chiều

 Áp dụng khi thực hiện phương pháp khai thác Gasilrt liên tục

Hệ thống ống khai thác dạng đóng: (hình 3.8)

Đặc điểm:

 Trang bị paker và van 1 chiều

 Áp dụng khi thực hiện phương pháp khai thác Gaslift định kỳ

Hình 3.6 Hình 3.7 Hình 3.8

Ưu nhược điểm của cấu trúc 1 cột ống:

 Cấu trúc 1 cột theo chế độ trung tâm:

Ưu điểm:

 Giảm áp suất khởi động PKd (so với chế độ vành khuyên)

 Đơn giản, gọn nhẹ, sử dụng triệt để cấu trúc của giếng

Nhược điểm:

 Giảm độ bền của ống chống khai thác

 Giảm độ bền của ống HKT (do vật cứng mài mòn đầu nối ống)

 Khó nâng cát và vật cứng ở đáy giếng lên mặt đất (do tiết diện KGVX lớn)

 Khó xử lý khi có parafin lắng đọng

 Áp suất đáy giếng Pd giảm đột ngột khi khởi động và ngừng nén khí

 Cấu trúc 1 cột ống theo chế độ vành khuyên:

Ưu điểm:

 Đơn giản, gọn nhẹ, sử dụng triệt để cấu trúc của giếng

 Tăng độ bền của ống khai thác

 Dễ nâng cát và vật cứng ở đáy giếng lên mặt đất (F nhỏ)

 Dễ xử lý khi có parafin lắng đọng

 Thuận lợi khi trang bị van Gaslift khởi động

Nhược điểm:

 Áp suất khởi động lớn (so với chế độ trung tâm)

 Áp suất đáy giếng Pd giảm đột ngột khi khởi động và ngừng nén khí, làm hư hỏng vùng cận đáy giếng và tạo nút cát lấp ống lọc Để khắc phục nhược điểm này người ta lắp van Gaslift khởi động và đặt paker

3.3 Quá trình khởi động giếng:

3.3.1 Đối với giếng không lắp van gaslift khởi động:

Khi đưa khí nén vào khoảng không ngoài ống nâng thì cột chất lỏng ngoài ống nâng hạ xuống Phần lớn chất lỏng dâng lên ở trong cột ống nâng và khoảng không ngoài cần ống bơm ép, phần rất nhỏ đi ngược vào vỉa (lượng chất lỏng đi vào vỉa phụ thuộc vào hệ số hấp phụ của vỉa và thời gian bơm ép) Áp suất bơm ép sẽ tăng dần và khi khí nén xuống tới đế ống nâng thì áp suất đạt giá trị cực đại Giá trị áp suất cực đại này gọi là áp suất khởi động

Hình 3.9: Đồ thị biểu diễn mối quan hệ gữa áp suất khí nén và thời gian khi

khởi động giếng

Khi khí đi vào cột ống nâng và hoà tan vào chất lỏng trong ống nâng Tỷ trọng chất lỏng trong ống nâng sẽ giảm xuống, do vậy mà chất lỏng trộn khí sẽ được nâng

lên mặt đất và đưa đến hệ thống thu gom xử lý Tại thời điểm khí bắt đầu vào ống nâng áp suất nén khí sẽ giảm và khi đến gần miệng ống nâng, hổn hợp chất lỏng khí có năng lượng lớn hơn sẽ đẩy cột chất lỏng trên nó ra khỏi ống nâng làm cho áp suất

ở đế ống nâng giảm đột ngột xuống giá trị thấp nhất Sau đó áp suất tăng dần đến giá trị nhất định và không đổi trong suốt quá trình khai thác, áp suất tại thời điểm này gọi

là áp suất làm việc

3.3.2 Đối với giếng có lắp van gaslift khởi động:

Giếng mới hoàn thiện, van gaslift và mandrel được lắp đặt sẵn trong giếng Mực chất lỏng trong giếng cao ngang miệng giếng Tùy theo độ sâu thiết kế và áp suất mở của van 1 mà van này có thể mở (khi áp suất thủy tĩnh tại van lớn hơn áp suất đặt van) hoặc đóng (khi áp suất thủy tĩnh tại van nhỏ hơn áp suất đặt van) Các van còn lại hầu hết là mở dưới áp lực của áp suất thủy tĩnh

Đường thay đổi áp suất trong, ngoài vùng vành xuyến khai thác giống nhau khi khí chưa được nén vào giếng Giếng đã sẵn sàng cho quá trình gọi dòng (hình 3.10)

Khi khí bắt đầu được nén vào giếng, tất cả các van đều mở Chất lỏng ngoài vùng vành xuyến được nén vào trong cần qua tất cả các van Do vậy tốc độ nén khí phải nhỏ (3-7 bar/ phút) để bảo vệ van Gradient áp suất ngoài cần bắt đầu thay đổi trong khi gradient áp suất trong cần không thay đổi (hình 3.11) Tất cả các van đều mở Khi mực chất lỏng ngoài vùng vành xuyến giảm xuống van 1 – van 1 lộ ra cho phép khí

đi vào trong cần và nâng cột chất lỏng từ van 1 lên miệng giếng Áp suất miệng giếng tăng lên, áp suất ngoài vùng vành xuyến giảm nhẹ (hình 3.11) Tất cả các van đều

mở

Hình 3.10: Giếng đã sẵn sàng cho quá trình gọi dòng

Hình 3.11: Quá trình bắt đầu nén khí vào giếng

Hình 3.12: Quá trình khí nén đi vào van gas lift khởi động số 1

Hình 3.13: Quá trình khí nén tiếp tục đẩy cột chất lỏng trong khoảng không

vành xuyến xuống phía dưới