TÍNH TOÁN THIẾT KẾ GASLIFT LIÊN TỤC CHO GIẾNG RB3P CỦA MỎ RUBY

MỤC LỤC LỜI MỞ ĐẦU 1 CHƯƠNG 1: ĐẶC ĐIỂM KHU VỰC NGHIÊN CỨU 3 1.1 Đặc điểm địa chất, vị trí, địa lý bồn trũng Cửu Long 3 1.1.1 Vị trí, địa lý. 3 1.1.2 Địa tầng 4 1.2 Giới thiệu về mỏ Ruby và giàn Ruby A 6 1.2.1 Mỏ Ruby 6 CHƯƠNG 2: CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC 10 2.1 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm piston cần 11 2.1.1 Bản chất của phương pháp. 11 2.1.2 Ưu điểm. 13 2.1.3 Nhược điểm. 13 2.1.4 Phạm vi ứng dụng. 13 2.2 Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm 14 2.2.1 Bản chất của phương pháp 14 2.2.2 Ưu điểm 14 2.2.3 Nhược điểm 14 2.2.4 Phạm vi ứng dụng 15 2.3 Phương pháp khai thác dầu bằng bơm ly tâm điện chìm 15 2.3.1 Bản chất của phương pháp 15 2.3.2 Ưu điểm 18 2.3.3 Nhược điểm 18 2.3.4 Phạm vi ứng dụng 19 2.4 Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift 19 2.4.1 Bản chất của phương pháp 19 2.4.2 Ưu điểm 20 2.4.3 Nhược điểm 21 2.4.4 Phạm vi ứng dụng 21 2.5 Cơ sở lựa chọn công nghệ khai thác gaslift tại mỏ Ruby 22 CHƯƠNG 3: TỔNG QUAN VỀ CÔNG NGHỆ KHAI THÁC GASLIFT 25 3.1 Nguyên lý hoạt động của phương pháp khai thác gaslift. 25 3.2 Quá trình khởi động giếng và các biện pháp làm giảm áp suất khởi động 25 3.2.1 Quá trình khởi động giếng. 25 3.2.2 Các biện pháp làm giảm áp suất khởi động 26 3.3 Cấu tạo, phân loại và nguyên lý hoạt động của van gaslift 29 3.3.1 Cấu tạo của van gaslift 29 3.3.2 Phân loại van gaslift 31 3.3.3 Nguyên lý hoạt động của van gaslift 32 3.4 Các hệ thống ống khai thác dầu bằng gaslift 34 3.4.1 Hệ thống khai thác vành xuyến. 35 3.4.2 Hệ thống khai thác trung tâm 37 3.5 Các kiểu khai thác gaslift 39 3.5.1 Gaslift liên tục 39 3.5.2 Gas lift định kỳ 42 3.6 Các yếu tố ảnh hưởng đến chế độ làm việc của giếng 45 3.6.1 Đặc điểm làm việc của giếng khai thác gaslift 45 3.6.2 Các chế độ làm việc của giếng gaslift 47 3.6.3 Các yếu tố ảnh hưởng đến chế độ làm việc của giếng gaslift 48 3.7 Các sự cố, phức tạp trong quá trình khai thác dầu bằng phương pháp gaslift 51 3.7.1 Sự hình thành nút cát ở đáy giếng khai thác 51 3.7.2 Sự lắng đọng parafin trong ống khai thác 52 3.7.3 Sự tạo thành những nút rỉ sắt trong đường ống khai thác 53 3.7.4 Sự tạo thành muối trong ống nâng 54 3.7.5 Hiện tượng trượt khí 55 3.7.6 Giếng không khởi động được 55 3.7.7 Các sự cố thiết bị 55 3.7.8 Sự cố về công nghệ 56 CHƯƠNG 4: THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT LIÊN TỤC CHO GIẾNG RB3P Ở MỎ RUBY 58 4.1 Tính toán và thiết kế gaslift cho giếng RB 58 a. Xác định chiều dài ống nâng : 59 b. Xác định đường kính ống nâng : 61 4.1.1 Quy trình tính toán thiết kế 62 4.1.2 Xác định độ sâu đặt van gaslift và các đặc tính của van 63 CHƯƠNG 5 : THIẾT BỊ CỦA GIẾNG VÀ LỰA CHỌN THIẾT BỊ KHAI THÁC GASLIFT CHO GIẾNG THIẾT KẾ. 78 5.1 Thiết bị miệng giếng 78 5.1.1. Chức năng nhiệm vụ 78 5.2 Thiết bị lòng giếng 84 5.2.1.Chức năng của thiết bị lòng giếng: 85 5.2.2 thành phần của thiết bị lòng giếng: 85 CHƯƠNG 6: AN TOÀN LAO ĐỘNG VÀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG TRONGKHAI THÁC DẦU KHÍ NGOÀI KHƠI 94 6.1 An toàn trong khai thác dầu khí trên biển. 94 6.1.1 Những yêu cầu đối với những người làm công tác dầu khí ngoài biển 94 6.2 An toàn trong công tác khai thác dầu bằng phương pháp gaslift. 94 6.3 Bảo vệ môi trường 95 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 97 TÀI LIỆU THAM KHẢO 99

Đặc biệt em xin chân thành cảm ơn cô Doãn Thị Trâm và anh Senior Lại CôngThiện, Ks Nguyễn Tấn Trần Kim đã nhiệt tình hướng dẫn em trong suốt quá trình thựctập và làm luận văn Em xin chân thành cảm ơn các anh, chị trong công ty PC VietnamLimited đã nhiệt tình giúp đỡ em trong thời gian thực tập tại quý công ty.

Cuối cùng con muốn bày tỏ lòng biết ơn tôn kính đến cha mẹ, anh chị trong giađình Những người luôn đứng cạnh bên con với những lời động viên, dạy bảo từ mọimặt trong cuộc sống và học tập để con trưởng thành như ngày hôm nay!

Với tất cả những lời cảm ơn không thể nào nói hết công lao trên, thật vô giákhông có gì so sánh được Em xin kính chúc sức khỏe và những gì tốt đẹp nhất đến côDoãn Thị Trâm và Senior Lại Công Thiên, Ks Nguyễn Tấn Trần Kim cùng toàn thểcác thầy cô trong khoa Dầu khí, ban lãnh đạo công ty PC Vietnam Limited, bạn bè vàgia đình

MỤC LỤC

LỜI MỞ ĐẦU 1

CHƯƠNG 1: ĐẶC ĐIỂM KHU VỰC NGHIÊN CỨU 3

1.1 Đặc điểm địa chất, vị trí, địa lý bồn trũng Cửu Long 3

1.1.1 Vị trí, địa lý 3

1.1.2 Địa tầng 4

1.2 Giới thiệu về mỏ Ruby và giàn Ruby A 7

1.2.1 Mỏ Ruby 7

CHƯƠNG 2: CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC 10

2.1 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm piston cần 11

2.1.1 Bản chất của phương pháp 11

2.1.2 Ưu điểm 13

2.1.3 Nhược điểm 13

2.1.4 Phạm vi ứng dụng 13

2.2 Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm 14

2.2.1 Bản chất của phương pháp 14

2.2.2 Ưu điểm 14

2.2.3 Nhược điểm 14

2.2.4 Phạm vi ứng dụng 15

2.3 Phương pháp khai thác dầu bằng bơm ly tâm điện chìm 15

2.3.1 Bản chất của phương pháp 15

2.3.2 Ưu điểm 18

2.3.3 Nhược điểm 18

2.3.4 Phạm vi ứng dụng 19

2.4 Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift 19

2.4.1 Bản chất của phương pháp 19

2.4.2 Ưu điểm 20

2.4.3 Nhược điểm 21

2.4.4 Phạm vi ứng dụng 21

2.5 Cơ sở lựa chọn công nghệ khai thác gaslift tại mỏ Ruby 21

CHƯƠNG 3: TỔNG QUAN VỀ CÔNG NGHỆ KHAI THÁC GASLIFT 25

3.1 Nguyên lý hoạt động của phương pháp khai thác gaslift 25

3.2 Quá trình khởi động giếng và các biện pháp làm giảm áp suất khởi động 25

3.2.1 Quá trình khởi động giếng 25

3.2.2 Các biện pháp làm giảm áp suất khởi động 26

3.3 Cấu tạo, phân loại và nguyên lý hoạt động của van gaslift 29

3.3.1 Cấu tạo của van gaslift 29

3.3.2 Phân loại van gaslift 31

3.3.3 Nguyên lý hoạt động của van gaslift 32

3.4 Các hệ thống ống khai thác dầu bằng gaslift 34

3.4.1 Hệ thống khai thác vành xuyến 35

3.4.2 Hệ thống khai thác trung tâm 37

3.5 Các kiểu khai thác gaslift 39

3.5.1 Gaslift liên tục 39

3.5.2 Gas lift định kỳ 42

3.6 Các yếu tố ảnh hưởng đến chế độ làm việc của giếng 45

3.6.1 Đặc điểm làm việc của giếng khai thác gaslift 45

3.6.2 Các chế độ làm việc của giếng gaslift 46

3.6.3 Các yếu tố ảnh hưởng đến chế độ làm việc của giếng gaslift 47

3.7 Các sự cố, phức tạp trong quá trình khai thác dầu bằng phương pháp gaslift 50

3.7.1 Sự hình thành nút cát ở đáy giếng khai thác 50

3.7.2 Sự lắng đọng parafin trong ống khai thác 51

3.7.3 Sự tạo thành những nút rỉ sắt trong đường ống khai thác 53

3.7.4 Sự tạo thành muối trong ống nâng 54

3.7.5 Hiện tượng trượt khí 54

3.7.6 Giếng không khởi động được 55

3.7.7 Các sự cố thiết bị 55

3.7.8 Sự cố về công nghệ 56

CHƯƠNG 4: THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT LIÊN TỤC CHO GIẾNG RB-3P Ở MỎ RUBY 57

4.1 Tính toán và thiết kế gaslift cho giếng RB 57

a Xác định chiều dài ống nâng : 58

b Xác định đường kính ống nâng : 61

4.1.1 Quy trình tính toán thiết kế 62

4.1.2 Xác định độ sâu đặt van gaslift và các đặc tính của van 63

CHƯƠNG 5 : THIẾT BỊ CỦA GIẾNG VÀ LỰA CHỌN THIẾT BỊ KHAI THÁC GASLIFT CHO GIẾNG THIẾT KẾ 79

5.1 Thiết bị miệng giếng 79

5.1.1 Chức năng nhiệm vụ 79

5.2 Thiết bị lòng giếng 85

5.2.1.Chức năng của thiết bị lòng giếng: 86

5.2.2 thành phần của thiết bị lòng giếng: 86

CHƯƠNG 6: AN TOÀN LAO ĐỘNG VÀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG TRONGKHAI THÁC DẦU KHÍ NGOÀI KHƠI 94

6.1 An toàn trong khai thác dầu khí trên biển 94

6.1.1 Những yêu cầu đối với những người làm công tác dầu khí ngoài biển 95

6.2 An toàn trong công tác khai thác dầu bằng phương pháp gaslift 95

6.3 Bảo vệ môi trường 96

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 97

TÀI LIỆU THAM KHẢO 99

DANH SÁCH HÌNH VẼ

LỜI MỞ ĐẦU 1

CHƯƠNG 1: ĐẶC ĐIỂM KHU VỰC NGHIÊN CỨU 3

1.1 Đặc điểm địa chất, vị trí, địa lý bồn trũng Cửu Long 3

1.1.1 Vị trí, địa lý 3

1.1.2 Địa tầng 4

1.2 Giới thiệu về mỏ Ruby và giàn Ruby A 7

1.2.1 Mỏ Ruby 7

CHƯƠNG 2: CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC 10

2.1 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm piston cần 11

2.1.1 Bản chất của phương pháp 11

2.1.2 Ưu điểm 13

2.1.3 Nhược điểm 13

2.1.4 Phạm vi ứng dụng 13

2.2 Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm 14

2.2.1 Bản chất của phương pháp 14

2.2.2 Ưu điểm 14

2.2.3 Nhược điểm 14

2.2.4 Phạm vi ứng dụng 15

2.3 Phương pháp khai thác dầu bằng bơm ly tâm điện chìm 15

2.3.1 Bản chất của phương pháp 15

2.3.2 Ưu điểm 18

2.3.3 Nhược điểm 18

2.3.4 Phạm vi ứng dụng 19

2.4 Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift 19

2.4.1 Bản chất của phương pháp 19

2.4.2 Ưu điểm 20

2.4.3 Nhược điểm 21

2.4.4 Phạm vi ứng dụng 21

2.5 Cơ sở lựa chọn công nghệ khai thác gaslift tại mỏ Ruby 21

CHƯƠNG 3: TỔNG QUAN VỀ CÔNG NGHỆ KHAI THÁC GASLIFT 25

3.1 Nguyên lý hoạt động của phương pháp khai thác gaslift 25

3.2 Quá trình khởi động giếng và các biện pháp làm giảm áp suất khởi động 25

3.2.1 Quá trình khởi động giếng 25

3.2.2 Các biện pháp làm giảm áp suất khởi động 26

3.2.2.1 Các phương pháp giảm chiều cao cột chất lỏng (h) 27

3.2.2.2 Các phương pháp giảm tỷ trọng của chất lỏng (γL) 27

3.3 Cấu tạo, phân loại và nguyên lý hoạt động của van gaslift 29

3.3.1 Cấu tạo của van gaslift 29

3.3.2 Phân loại van gaslift 31

3.3.3 Nguyên lý hoạt động của van gaslift 32

3.4 Các hệ thống ống khai thác dầu bằng gaslift 34

3.4.1 Hệ thống khai thác vành xuyến 35

3.4.2 Hệ thống khai thác trung tâm 37

3.5 Các kiểu khai thác gaslift 39

3.5.1 Gaslift liên tục 39

3.5.1.1 Nguyên lý làm việc 39

3.5.1.2 Đối tượng áp dụng```` 41

3.5.1.3 Ưu nhược điểm 41

3.5.2 Gas lift định kỳ 42

3.5.2.1 Nguyên lý làm việc 42

3.5.2.2 Đối tượng áp dụng 43

3.5.2.3 Ưu nhược điểm 44

3.6 Các yếu tố ảnh hưởng đến chế độ làm việc của giếng 45

3.6.1 Đặc điểm làm việc của giếng khai thác gaslift 45

3.6.2 Các chế độ làm việc của giếng gaslift 46

3.6.2.1 Chế độ khai thác tối ưu 46

3.6.2.2 Chế độ khai thác cực đại 47

3.6.3 Các yếu tố ảnh hưởng đến chế độ làm việc của giếng gaslift 47

3.6.3.1 Hệ số nhúng chìm 47

3.6.3.2 Đường kính ống nâng 49

3.6.3.3 Cấu trúc dòng chảy 49

3.7 Các sự cố, phức tạp trong quá trình khai thác dầu bằng phương pháp gaslift 50

3.7.1 Sự hình thành nút cát ở đáy giếng khai thác 50

3.7.1.1 Nguyên nhân phát sinh 50

3.7.1.2 Biện pháp phòng ngừa 51

3.7.1.3 Biện pháp khắc phục 51

3.7.2 Sự lắng đọng parafin trong ống khai thác 51

3.7.2.1 Nguyên nhân phát sinh 51

3.7.2.2 Biện pháp phòng ngừa 52

3.7.2.3 Biện pháp khắc phục 52

3.7.3 Sự tạo thành những nút rỉ sắt trong đường ống khai thác 53

3.7.3.1 Nguyên nhân phát sinh 53

3.7.3.2 Biện pháp khắc phục 53

3.7.4 Sự tạo thành muối trong ống nâng 54

3.7.4.1 Nguyên nhân phát sinh 54

3.7.4.2 Biện pháp phòng ngừa 54

3.7.4.3 Biện pháp khắc phục 54

3.7.5 Hiện tượng trượt khí 54

3.7.6 Giếng không khởi động được 55

3.7.7 Các sự cố thiết bị 55

3.7.7.1 Sự rò rỉ của các thiết bị chịu áp lực 55

3.7.7.2 Các thiết bị hư hỏng 55

3.7.8 Sự cố về công nghệ 56

3.7.8.1 Áp suất cung cấp không ổn định 56

3.7.8.2 Sự cố cháy 56

CHƯƠNG 4: THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT LIÊN TỤC CHO GIẾNG RB-3P Ở MỎ RUBY 57

4.1 Tính toán và thiết kế gaslift cho giếng RB 57

a Xác định chiều dài ống nâng : 58

b Xác định đường kính ống nâng : 61

4.1.1 Quy trình tính toán thiết kế 62

4.1.2 Xác định độ sâu đặt van gaslift và các đặc tính của van 63

CHƯƠNG 5 : THIẾT BỊ CỦA GIẾNG VÀ LỰA CHỌN THIẾT BỊ KHAI THÁC GASLIFT CHO GIẾNG THIẾT KẾ 79

5.1 Thiết bị miệng giếng 79

5.1.1 Chức năng nhiệm vụ 79

Hình 5.1 Sơ đồ thiết bị miệng giếng 80

5.1.2.1 Tổ hợp đầu ống chống 81

5.1.2.2 Bộ đầu treo ống khai thác 81

5.1.2.3 Cây thông khai thác 82

Hình 5.2 cây thông khai thác kiểu chạc 3 83

Hình 5.3 Cây thông khai thác kiểu 84

5.2 Thiết bị lòng giếng 85

Hình 5.4 Cấu trúc thiết bị lòng giếng 85

5.2.1.Chức năng của thiết bị lòng giếng: 86

5.2.2 thành phần của thiết bị lòng giếng: 86

Hình 5.5 Thiết bị định vị (Nipple) 86

Hình 5.6 Phễu định hướng 87

Hình 5.7 Đoạn ống đục lỗ 88

Hình 5.8 Van cắt 88

Hình 5.9 Packer 90

Hình 5.10 Packer thủy lực mở bằng áp lực bơm trong cần 90

Hình 5.11 Thiết bị bù trừ nhiệt 91

Hình 5.12 Van tuần hoàn 92

Hình 5.13 Van an toàn sâu 93

Hình 5.14 Mandrel 94

CHƯƠNG 6: AN TOÀN LAO ĐỘNG VÀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG TRONGKHAI THÁC DẦU KHÍ NGOÀI KHƠI 94

6.1 An toàn trong khai thác dầu khí trên biển 94

6.1.1 Những yêu cầu đối với những người làm công tác dầu khí ngoài biển 95

6.2 An toàn trong công tác khai thác dầu bằng phương pháp gaslift 95

6.3 Bảo vệ môi trường 96

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 97

TÀI LIỆU THAM KHẢO 99

DANH SÁCH BẢNG BIỂU

HỆ THỐNG ĐƠN VỊ ĐO LƯỜNG

LỜI MỞ ĐẦU

Công nghiệp dầu khí là ngành công nghiệp chủ chốt của mỗi quốc gia, nó cungcấp năng lượng thiết yếu cho các ngành công nghiệp khác và đóng một phần rất quantrọng trong thu nhập quốc doanh

Công nghiệp dầu khí Việt Nam trong những năm gần đây đã có những bướcphát triển vượt bậc Chính vì vậy làm sao để khai thác dầu mang lại hiệu quả kinh tếcao mà chi phí thấp, an toàn là điều mà tất cả các kỹ sư khoan và khai thác dầu khí phảitìm ra và thực hiện

Giai đoạn đầu của quá trình khai thác áp suất vỉa lớn, nhưng theo thời gian thì

áp suất vỉa giảm dần và đến một lúc nào đó thì áp suất vỉa không thể đẩy dầu lên bềmặt giếng khai thác Do đó các kỹ sư khai thác phải thiết kế chuyển sang khai thácbằng phương pháp gaslift (bơm khí cao áp xuống giếng để khí hóa cột chất lỏng tronggiếng nhằm tiếp tục khai thác dầu trong vỉa) Chính vì thấy được sự quan trọng này, em

đã chọn đề tài: “TÍNH TOÁN THIẾT KẾ GASLIFT LIÊN TỤC CHO GIẾNG 3P CỦA MỎ RUBY” cho đồ án tốt nghiệp của mình.

RB-Đồ án được chia thành 6 chương bao gồm:

Chương 1: Đặc điểm khu vực nghiên cứu

Trong chương này em giới thiệu về đặc điểm địa chất, vị trí địa lý của bồn trũngcửu long và giới thiệu về mỏ Ruby, sơ bộ về giàn Ruby A

Chương 2: Các phương pháp khai thác cơ học

Trong chương này em giới thiệu sơ bộ về một số phương pháp khai thác cơ họcthường hay được sử dụng và ưu điểm nhược điểm của từng phương pháp, cơ sở lựachọn phương pháp gaslift cho giếng RB-3P

Chương 3: Tổng quan về công nghệ khai thác gaslift.

Trong chương này em giới thiệu về nguyên lý hoạt động của giếng khai thácbằng phương pháp gaslift, đặc điểm, nguyên lý hoạt động, phân loại van gaslift, các hệthống ống khai thác dầu trong phương pháp gaslift, các yếu tố ảnh hưởng đến chế độlàm việc của giếng và biện pháp khắc phục

Chương 4: Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift liên tục cho giếng

CHƯƠNG 1: ĐẶC ĐIỂM KHU VỰC NGHIÊN CỨU 1.1 Đặc điểm địa chất, vị trí, địa lý bồn trũng Cửu Long

1.1.1 Vị trí, địa lý.

Hình 1.1: Vị trí địa lý bồn trũng Cửu Long

Bể Cửu Long là 1 bể đứt gãy hình thành từ đầu thời kỳ đệ tam và ở vùng biểnphía đông nam của Việt Nam.Lô 01 và 02 nằm cách khoảng 155km về phía đông cảngVũng tàu và giao nhau với hầu hết phía bắc của bể Cửu Long Một phần của Bể CônSơn và Bể Nam Côn Sơn Mỏ Ruby nằm ở góc Đông Nam của lô 01 được điều hànhbởi PETRONAS Carigali và cách khoảng 100 km về phía đông bắc của mỏ bạch hổ

Bể Cửu Long bao gồm một số bể nhỏ mà thường chạy song song với trục của bểchính Các tầng móng trước thời kỳ đệ tam có thể sâu từ 6km đến 8km Về mặt cấutrúc, bể đứt gãy Cửu Long là một bồn trũng kéo dài dọc theo hướng TN-ĐB và baogồm một loạt đặc điểm cấu trúc địa lũy và địa hào xen kẽ nhau được sắp xếp dọc theophương của bể Những yếu tố cấu trúc chính phù hợp với mô hình của các bể đứt gãy

Block01/02

Ruby

được phát triển ở Bể Đông Phi.Cấu trúc mỏ Ruby là một lớp phủ nồi mà che phủ mộttrong những đặc điểm địa lũy bên trong bể.

Phía Nam của Cửu Long là bể Nam Côn Sơn và được ngăn cách bởi một phần

mở rộng ra theo hướng TN-ĐB dọc theo dãy nồi tầng móng và được gọi là Bể CônSơn Bể Nam Côn Sơn dài khoảng 550km và phần rộng nhất là 200 km Từ vết lộ đágranit trên đảo Côn Sơn, nó được cho rằng một số phần của Bể Côn Sơn là được hìnhthành của dạng granit cuối thời kỳ phấn kỷ

1.1.2 Địa tầng

Hình 1.2: Cột địa tầng của bể Cửu LongTheo tài liệu khoan, kết quả phân tích mẫu vụn, mẫu lõi, tài liệu carota và cácphân tích cổ sinh, địa tầng của bể Cửu Long bao gồm đá móng cổ trước Kainozoi vàtrầm tích phủ Kainozoi

 Móng cổ trước Kainozoi

Dựa vào đặc trưng thạch học và tuổi tuyệt đối có thể chia thành ba phức hệ:phức hệ Hòn Khoai, Định Quán và Cà Ná

Phức hệ Hoàn khoai: tuổi Trias muộn và có thể được xem là phức hệ đá magma

cổ nhất trong móng của bể Cửu Long Móng của phức hệ này chủ yếu làamphybolbiotit-diorit, monzonit và adamelit.Đá bị biến đổi, cà nát mạnh.Hầu hết cáckhoáng vật thứ sinh (calcit-epidot-zeolit) đã lấp đầy các khe nứt.Đá có thể phân bố chủyếu ở phần cánh của các khối nâng móng

Phức hệ Định Quán: tuổi Jura, chủ yếu là đá granodiorit, đôi chỗ gặp biotit-thạch anh đa sắc Các thành tạo của phức hệ xâm nhập này có mức độ dập vỡ vàbiến đổi cao Hầu hết các khe nứt được lấp đầy bởi các khoáng vật thứ sinh: calcit,zeolite, thạch anh, clorit, trong biến đổi mạnh biotit thường bị clorit hóa Phức hệ nàygặp khá phổ biến ở nhiều cấu tạo Bạch Hổ, Ba Vì, Hồng Ngọc, Rạng Đông, Sư TửĐen, Sư Tử Vàng

monzonit-Phức hệ Cà Ná: tuổi Jura muộn, có phức hệ magma phát triển, đặc trưng làgranit thủy mica và biotit, thuộc loại Natri-kali, dư nhôm, silic và ít canxi Đá bị dập vỡnhưng mức độ biến đổi thứ sinh yếu hơn so với hai phức hệ trên

 Trầm tích Kainozoi

Trầm tích Eocene – Hệ tầng Cà Cối: hệ tầng này đặc trưng bởi trầm tích vụn thô(cuổi sạn kết, cát kết đa khoáng, xen các lớp mỏng bột kết và sét kết hydromica-cloritsericit), trầm tích có màu nâu đỏ, đỏ tím, tím lục, độ chọn lọc rất kém, đặc trưngkiểu molas lũ tích lục tích lục địa thuộc các trũng trước núi creta-Paleocene-Eocene.Chiều dày của hệ tầng có thể đạt tới 600m

Trầm tích Oligocene dưới – Hệ tầng Trà Cú: trầm tích chủ yếu là sét kết, bột kết

và cát kết, có chứa các vỉa than mỏng và sét bôi, được tích tụ trong điều kiện sông hồ.Đôi khi gặp các đá núi lửa, thành phần chủ yếu là porphyr diabas, tufbasal và gabbro-diabas Đặc trưng tướng đá gồm 2 phần: phần trên chủ yếu là các thành tạo mịn vàphần dưới là thành tạo hạt thô Hệ tầng này có tiềm năng chứa và sinh dầu khí rấtcao.Chiều dày của hệ tầng dao động từ 0 đến 800m

Trầm tích Oligocene trên – Hệ tầng Trà Tân: đá của hệ tầng Trà Tân đôi chỗnằm bất chỉnh hợp trên hệ tầng Trà Cú Theo thành phần thạch học và tài liệu địa chấn,mặt cắt hệ tầng có thể chia thành ba phần: trên, giữa và dưới Phần dưới với bề dày từ 0đến 2000m gồm chủ yếu là cát kết hạt mịn đến thô, đôi chỗ sạn, cuội kết, xen sét kếtnâu đậm, nâu đen, bột kết Phần giữa có bề dày nằm trong khoảng 0-1000m gồm chủyếu là sét kết nâu đậm, nâu đen, cát kết và bột kết.Phần trên bề dày thay đổi từ 0 đến400m gồm chủ yếu là sét kết màu nâu, nâu đậm, nâu đen, rất ít sét màu đỏ, cát kết vàbột kết.Sét kết hệ tầng này có hàm lượng và chất lượng được tích tụ chủ yếu trong môitrường đồng bằng sông, aluvi-đồng bằng ven bờ và hồ.

Trầm tích Miocene dưới – Hệ tầng Bạch Hổ: có thể chia làm hai phần: trên vàdưới Phần dưới gồm chủ yếu là cát kết, bột kết, xen với các lớp sét kết màu xám, vàngđỏ.Phần trên gồm chủ yếu là sét kết màu xám, xám xanh xen kẽ với cát kết và bột kết,trên cùng là sét kết Rotalia có bề dày khoảng 50-150m.Sét kết Rotalia là tầng chắn khuvực rất tốt cho toàn bể.Các trầm tích của hệ tầng được tích tụ trong môi trường đồngbằng ven bờ - biển nông ở phần trên.Hệ tầng Bạch Hổ có chiều dày thay đổi từ 100 đến1.500m

Trầm tích Miocene giữa – Hệ tầng Côn Sơn: trầm tích chủ yếu là cát kết hạt thô– trung, bột kết, xen kẽ với các lớp sét kết màu xám, nhiều màu dày 5 – 15m, lớp thanmỏng Trầm tích của hệ tầng được thành tạo trong môi trường sông (aluvi) ở phía Tây,đầm lầy – đồng bằng ven bờ ở phía Đông, Đông Bắc Bề dày của hệ tầng này thay đổi

từ 250 – 900m Tuy đá hạt thô của hệ tầng có khả năng thấm, chứa tốt nhưng chúng lạinằm trên tầng chắn khu vực nên hệ tầng này và các tầng trẻ hơn của bể xem như không

có trển vọng chứa dầu khí

Trầm tích Miocene trên – Hệ tầng Đồng Nai: trầm tích chủ yếu là cát hạt trungxen kẽ với bột và các lớp mỏng sét màu xám hay nhiều màu, đôi khi gặp các vỉacarbonat hoặc than mỏng Môi trường trầm tích đầm lầy – đồng bằng ven bờ ở tầng này

từ 500 – 750m

Trầm tích Pliocene – Đệ Tứ - Hệ tầng Biển Đông: trầm tích chủ yếu là hạt cáttrung – mịn với ít lớp mỏng bùn, sét màu xám nhạt chứa phong phú hóa đá biển vàglauconit thuộc môi trường trầm tích biển nông, ven bờ, một số nơi có gặp đá carbonat

Bề dày khá ổn định trong khoảng 400 - 700m

1.2 Giới thiệu về mỏ Ruby và giàn Ruby A

1.2.1 Mỏ Ruby

Trong mỏ Ruby, ở giàn khai thác RBDP-A chất lưu được khai thác từ 3 thành

hệ Tầng cát nông nhất là tầng Miocene, tiếp theo đó là tầng Oligocene, và cuối cùng làtầng đáy

Các đặc trưng của chất lưu được xác định theo DSTs như sau:

Bảng 1.1: Các đặc trưng chất lưu của mỏ Ruby

là để không cần người và vận hành tự động, để có khả năng vận hành trên 7 ngày màkhông cần sự chăm lom và hỗ trợ.

Tuổi thọ thiết kế của các thiết bị là 25 năm và được thiết kế để đáp ứng các yêucầu cho công tác khoan và vận hành khai thác.Sự bảo vệ bằng catot cho các kết cấu đểđạt được tuổi thọ thiết kế như vậy thì được cung cấp bởi các anot thế.

Thiết bị xử lý được thiết kế để xử lý sơ bộ dầu chứa nhiều parafin cái mà chảy

tự do đến tàu FPSO cho quy trình xử lý cuối cùng để thu được dầu thương phẩm Việckiểm tra giếng được thực hiện thường xuyên trên giàn bởi các nhà điều hành từ FPSO.Vận chuyển công nhân từ FPSO đến giàn khai thác bằng tàu hoặc nếu thời tiết xấu thìbằng máy bay trực thăng

Trong suốt quá trình hoạt động vừa khoan vừa khai thác thì các kỹ thuật viênđiều hành sẽ ở trên giàn khoan để kết nối liên tục giữa giàn khoan với giàn khai thác đểkiểm tra giếng và xử lý bất kỳ vấn để nào có thể xảy ra

CHƯƠNG 2: CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC

Trong quá trình khai thác dầu, tuỳ thuộc vào chế độ năng lượng vỉa mà giếngsau khi khoan xong được chuyển sang khai thác theo các phương pháp khác nhau Nếunăng 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 ốngkhai 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 ứnghoặc hiệu quảkhai thác tự phun kém thì phải chuyển sang khai thác cơ học

Hình 2.1: Các phương pháp khai thác cơ họcMục đích áp dụng giải 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 áp

cơ học được phân loại theo các nhóm sau:

Máy bơm cần truyền lực còn gọi là máy bơm cần kéo (hình 2.2) bao gồm thiết

bị trên bề mặt và thiết bị trong giếng.Thiết bị trong giếng bao gồm máy bơm cùng vớivan hút 1 (cố định); van đẩy 2; máy bơm 3 và các ống dẫn Ngoài ra thiết bị lòng giếngcòn có các bộ phận bảo vệ khác như thiết bị chống cát, chống khí xâm nhập, v.v…được nối với miệng hút của máy bơm nhằm tăng khả năng làm việc của máy bơm trongnhững trường hợp phức tạp (giếng có khí hoặc có cát)

Thiết bị bề mặt bao gồm động cơ, bộ phận chuyển đổi, đầu miệng giếng.Động

cơ được dùng để cung cấp chuyển động quay cho toàn bộ tổ hợp Bộ phận chuyển đổichuyển hóa chuyển động quay của động cơ sang chuyển động tịnh tiến lên xuống Thanh cân bằng có chức năng trung chuyển năng lượng và thay đổi độ dài chuyển độngcủa tổ hợp máy bơm

Hình 2.2: Phương pháp khai thác bằng piston cầnTất cả các chi tiết được gia cố chắc chắn với một khung, gắn chặt trên nền bêtông Ngoài ra tất cả máy bơm cần kéo còn được trang bị thiết bị điều chỉnh bởi thiết bịphanh hãm nhằm giữ cân bằng và tay quay ở vị trí cho trước bất kỳ Điểm giao nhauvới tay quay có thểthay đổi khoảng cách tương đối so với tâm quay bởi sự hoán vị vị trícủa tay quay

Máy bơm cần đẩy có xi lanh (buồng chứa sản phẩm) có độ dài từ 2m đến 4 m,phía dưới có van ngược đóng vai trò như là van hút chất lỏng Xi lanh treo trên cột ốngnâng, bên trong nó chứa pit tông có độ dài từ 1 đến 1,5 m Pit tông có van ngược đóngvai trò là van đẩy Pit tông được nối trực tiếp với cần truyền lực Khi pit tông chuyểnđộng lên, chất lỏng qua van hút và chảy vào xi lanh của máy bơm Khi pit tông chuyểnđộng xuống dưới thì van hút đóng lại và van đẩy mở Trong quá trình hút đẩy liên tụcnhư vậy chất lỏng khai thác sẽ nâng dần theo cột ống nâng lên miệng giếng và đượcvận chuyển đến hệ thống thu gom.

2.1.2 Ưu điểm.

 Hoạt động an toàn, gặp ít sự cố trong quá trình khai thác

 Cấu tạo đơn giản

 Dễ dàng thay đổi tốc đồ khai thác

 Chi phí tháo lắp, di chuyển thấp

 Quá trình vận hành đơn giản, hiệu quả

 Sử dụng được cho các giếng có lưu lượng nhỏ, khai thác tại nhiều tầngsản phẩm, áp suất thấp, nhiệt độ thấp, dầu có độ nhớt cao

2.1.3 Nhược điểm.

 Phải lắp đặt ở vị trí trung tâm giếng

 Hệ thống bơm piston cần (nặng nề, cồng kềnh) không thích hợp khikhai thác trên biển

 Nhạy cảm với trường hợp dầu có nhiều parafin

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

 Độ sâu thả bơm hạn chế bởi nồng dộ khí H2S

2.1.4 Phạm vi ứng dụng.

Giải pháp này được áp dụng chủ yếu ở các mỏ của các nước thuộc Liên Xô cũ,các mỏ ở Trung Cận Đông và các mỏ ở Mỹ Các mỏ này, vỉa sản phẩm có độ sâukhông lớn, đang trong giai đoạn khai thác giữa và cuối đời của mỏ có áp suất đáy giếngthấp dao động trong khoảng 10 ÷ 15 at Bơm piston cần chỉ sử dụng hiệu quả trongnhững giếng có lưu lượng khai thác ít hơn 70T/ngđ Do điều kiện khai thác trên biểnbằng giàn cố định hay giàn vệ tinh có diện tích sử dụng nhỏ, nếu áp dụng phương phápnày sẽ có nhiều điểm hạn chế so với các phương pháp cơ học khác

2.2 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 sangvận tốc và ngược lại Dòng chất lỏng mang năng lượng cao (áp suất cao) được bơmxuống 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 tốclớn nhưng áp suất nhỏ này tiếp tục đẩy dòng sản phẩm khai thác cùng đi vào bộ phậnphân ly và sau đó cùng đi lên bề mặt theo khoảng không gian giữa ống chống khai thác

và ống khai thác

2.2.2 Ưu điểm

 Không cần lắp ở vị trí trung tâm giếng

 Không bị ảnh hưởng khi quỹ đạo giếng cong

 Dễ dàng thay đổi tốc độ phù hợp với lưu lượng của giếng

 Có thể khai thác với áp suất tương đối thấp và dầu có độ nhớt tương đốicao

 Có thể khai thác nhiều tầng sản phẩm một lúc và khai thác trên biển

 Hạn chế ăn mòn

 Các hóa phẩm chống lắng đọng, chống ăn mòn có thể bơm cùng vớidòng chất lỏng mang năng lượng

2.2.3 Nhược điểm

 Lưu lượng khai thác phải tương đối lớn

 Khả năng hư hỏng tương đối cao, khi sửa chữa phải sử dụng thiết bị cơhọc chuyên dụng

 Không áp dụng cho trường hợp sản phẩm có hàm lượng rắn cao

 Chi phí vận thường cao hơn dự tính

 Khó khăn trong việc xử lý phần rỉ sắt bên dưới paker

 Áp suất vận hành trên bề mặt cao

 Đòi hỏi khả năng vận hành cao và chuyên sâu

1500 ÷ 2500m.Thân giếng có độ nghiêng trung từ 200 ÷ 300

2.3 Phương pháp khai thác dầu bằng bơm ly tâm điện chìm

2.3.1 Bản chất của phương pháp

Về nguyên lý, bơm ly tâm để bơm đẩy chất lỏng từ giếng lên bề mặt không khác

so với các máy bơm đẩy thông thường Tuy nhiên do kích thước cột ống chống khaithác nhỏ và cần có cột áp lớn nên đã làm hạn chế việc sử dụng các loại máy bơm đẩykhác Máy bơm điện ly tâm ngầm đã khắc phục được những nhược điểm trên

Máy bơm điện ly tâm ngầm gồm nhiều cấp hoạt động theo nguyên tắc ly tâm.Mỗi khối có thể có tới 120 cấp.Động cơ điện được cung cấp điện năng nhờ hệ thốngcáp dẫn từ trên miệng giếng xuống.Điện áp được chuyển đổi nhờ hệ thống thiết bị điềukhiển.Tổ hợp máy bơm điện được thả xuống giếng thấp hơn mực thủy động khoảng150-300m.Chất lỏng được đẩy vào cột ống nâng.Cáp điện được kẹp chặt ở phía ngoàicột ống nâng

Hình 2.3: Phương pháp khai thác bằng bơm ly tâm điện chìm

Bộ phận bảo vệ và động cơ điện là các chi tiết riêng biệt được nối thành mộtkhối liên kết.Trong trường hợp cần phải nâng chất lỏng khai thác từ các giếng sâu ta cóthể nối nhiều cấp máy bơm lại với nhau và có thể lên tới 400 cấp.Chất lỏng được máy

bơm hút vào sau đó đi qua các cấp của máy bơm với một áp lực bằng sức cản thủy lực.Máy bơm điện ly tâm ngầm khác với các loại máy bơm khác ở chỗ sử dụng khối lượngkim loại ít, có dải cột áp và lưu lượng làm việc rộng và có hệ số hiệu dụng cao Máybơm điện ly tâm ngầm có khả năng bơm đẩy một khối lượng lớn chất lỏng và thời giangiữa hai chu kỳ sửa chữa lớn Nếu so sánh bơm điện ly tâm ngầm với máy bơm cầnkéo thì khả năng bơm chất lỏng của bơm điện ly tâm ngầm lớn hơn 8 lần so với bơmcần kéo, với sản lượng tương ứng là 114,7 tấn/ngđêm và 14,1 tấn/ngđêm.

Tất cả máy bơm đều có đặc trưng làm việc ở dạng đường cong quan hệ giữa cột

áp và lưu lượng H(Q); hiệu suất và lưu lượng η(Q); công suất động cơ và lưu lượngN(Q) Thông thường thì các mối quan hệ này cho trong khoảng giá trị làm việc của lưulượng hoặc trong dải rộng (hình 2.4)

Mỗi một máy bơm điện ly tâm ngầm có thể làm việc khi khoá van xả ở miệnggiếng (điểm А: Q = 0; H = Hmax) và khi không có đối áp trên miệng ra của máy bơm(điểm В: Q = Qmax; H = 0) Công có ích của máy bơm tỷ lệ thuận với lưu lượng và cột

áp nên trong cả hai trường hợp trên thì công có ích và hiệu suất làm việc của máy bơmđều bằng 0 Ở các quan hệ Q và H, giả sử tổn hao ma sát là nhỏ nhất thì hiệu suất làmviệc của máy bơm đạt 0,5 – 0,6 Thông thường máy bơm làm việc với lưu lượng chấtlỏng ít, đường kính nhỏ và số cấp nhiều thì hiệu suất rất thấp.Lưu lượng khai thác được

và công suất tương ứng với hiệu suất lớn nhất được gọi là chế độ làm việc tối ưu củamáy bơm

Ở gần giá trị lớn nhất trong quan hệ hiệu suất và lưu lượng η(Q) giảm nhẹ, vìthế ở các chế độ làm việc của máy bơm trong khoảng cho phép chỉ sai khác so với giátrị tối ưu một vài giá trị nhỏ Giới hạn sự chênh lệch phụ thuộc vào đặc trưng cụ thểcủa máy bơm và phải tương ứng với sự giảm hiệu suất của máy bơm (từ 3-5%).Điềunày quy định vùng làm việc của máy bơm (vùng gạch chéo trên hình 2.4)

Hình 2.4: Đường cong đặc trưng của máy bơm điện ly tâm ngầm

2.3.2 Ưu điểm

 Có thể khai thác với lưu lượng lớn

 Có thể áp dụng cho các giếng khai thác đơn lẻ, chi phí đầu tư ban đầuthấp

 Thích hợp cho các giếng có độ ngập nước cao, yếu tố khí thấp, các giếngtrong giai đoạn khai thác thứ cấp

 Nguồn năng lượng cung cấp cho máy bơm linh hoạt ( điện có sẵn hoặc từđộng cơ diezel )

 Bị hạn chế bởi độ nghiêng của giếng

 Không tận dụng được năng lượng của khí đồng hành

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

 Do bị hạn chế bởi đường kính ống chống khai thác nên không thể ápdụng cho các giếng có lưu lượng lớn hơn 700m3/ng.đ tại độ sâu 2400mcho máy bơm có trục nhỏ và không quá 1100m3/ng.đ cho máy bơm cótrục lớn từ các giếng có đường kính ống chống khai thác 168mm.

 Lưu lượng giảm nhanh theo chiều sâu lắp đặt, thường khai thác với chiềusâu nhỏ hơn 4000m

 Khó tiến hành khảo sát, đo địa vật lý giếng ở các vùng dưới máy bơm,khó khăm trong việc xử lý vùng cận đáy giếng

 Khó điều chỉnh lưu lượng khai thác

2.3.4 Phạm vi ứng dụng

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

có tỷ số khí dầu thấp, nhiệt độ vỉa dưới 2500F.Đặc biệt hiệu quả trong những giếng khaithác nước, giếng 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 ly tâm điện chìm được sửdụng trong những giếng có nhiệt độ lên tới 3500F, khắc phục những giếng có tỷ lệ khídầu cao, bằng cách lắp đặt các thiết bị tách khí đặc biệt Các chất ăn mòn gây hư hỏngnhư H2S, CO2 có thể khắc phục nhờ các vật liệu đặc biệt phủ bên ngoài

2.4 Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift

2.4.1 Bản chất của phương pháp

Khai thác dầu bằng phương pháp gaslift dựa trên nguyên tắc bơm khí nén cao ápvào vùng không gian vành xuyến giữa ống khai thác và ống chống khai thác, nhằm đưakhí cao áp đi vào trong ống khai thác qua van gaslift với mục đích làm giảm tỷ trọngcủa sản phẩm khai thác, dẫn đến giảm áp suất đáy và tạo nên độ chênh áp cần thiết đểsản phẩm chuyển động từ vỉa vào giếng Đồng thời do sự thay đổi nhiệt độ và áp suấttrong ống khai thác làm cho khí giản nở góp phần đẩy dầu đi lên, nhờ đó mà dòng sảnphẩm được nâng lên mặt đất và vận chuyển đến hệ thống thu gom, xử lý

Hình 2.5: Phương pháp khai thác bằng gaslift

2.4.2 Ưu điểm

 Có thể đưa giếng vào khai thác khi khai thác tự phun không hiệu quả

 Cấu trúc đơn giản, có thể áp dụng cho giếng có độ sâu, dộ nghiêng lớn

 Khai thác với lưu lượng lớn, dễ dàng điều chỉnh lưu lượng khai thác, cóthể chuyển đổi linh hoạt giữa các chế độ khai thác khi áp suất vỉa và lưulượng khai thác giảm

 Khai thác với giếng có yếu tố khí lớn, áp suất bão hòa cao

 Có độ tin cậy lớn, khả năng tự dộng hóa cao.

 Có thể khai thác ở những giếng có nhiệt độ cao, hàm lượng parafin lớn,giếng có cát, có tính ăn mòn cao

 Khảo sát và sửa chữa giếng dễ dàng, ít gây tốn kém, có thể tiến hànhđồng bộ quá trình khảo sát, nghiên cứu giếng, đo địa vật lý giếng và làmsạch lắng đọng parafin

 Sử dụng triệt để khí đồng hành, không đòi hỏi thêm nguồn năng lượng bổsung ( điện ), ít gây ô nhiễm môi trường

 Có thể khai thác đồng thời nhiều vỉa trong cùng 1 giếng

 Giới hạn đường kính ống chống khai thác không ảnh hưởng đến sảnlượng khai thác

 Giếng gaslift có chu kỳ giữa 2 lần sửa chữa lớn, việc sửa chữa các thiết bị

bề mặt tương đối dễ dàng

2.4.3 Nhược điểm

 Đầu tư ban đầu cao hơn so với các phương pháp khác

 Hiện tượng áp suất ngược ( áp suất do cột thủy động tác dụng lên đáygiếng) có thể làm giảm lưu lượng khai thác nếu chiều sâu giếng quá lớn

và áp suất vỉa giảm mạnh

 Năng lượng cần cho khai thác 1 tấn sản phẩm cao hơn so với các phươngpháp khác

 Yêu cầu lượng khí cung cấp lớn

 Mức độ nguy hiểm cao do sử dụng nguồn năng lượng khí nén cao áp, đòihỏi độ kín vào độ bền của đường ống cao

 Chi phí bảo dưỡng, vận hành trạm khí nén cao

 Hiệu quả thấp với những vỉa có trữ lượng nhỏ, hệ số sản phẩm thấp,giếng đơn lẻ, dầu có độ nhớt cao

2.4.4 Phạm vi ứng dụng

Hiện nay giải pháp khai thác dầu bằng phương pháp gaslift đang được áp dụngrộng rãi trên cả đất liền và ngoài biển, đặc biệt đối với vùng xa dân cư và khó đilại.Giải pháp này thích ứng với những giếng có tỷ số khí dầu cao, có thể khai thác ởnhững giếng có độ sâu lớn và độ nghiêng trung bình của vỉa sản phẩm cao trên 3000m

2.5 Cơ sở lựa chọn công nghệ khai thác gaslift tại mỏ Ruby

Để có cơ sở lựa chọn phương pháp khả thi và hiệu quả nhất đối với điều kiệnblock 01&02 cần phải xét đến các yếu tố sau:

Tính chất chất lưu của vỉaTính chất colecter của đá chứaĐiều kiện địa chất vùng mỏCông nghệ kỹ thuật áp dụng trên mỏ và thiết bị hiện cóĐiều kiện môi trường, thời tiết, khí hậu

Trên cơ sở phân tích ưu và nhược điểm của các phương pháp khai thác cơ học,liên hệ với điều kiện khai thác thực tế tại block 01&02 ta thấy:

• Giới hạn về diện tích và tải trọng sử dụng các thiết bị

• Nguồn năng lượng hạn chế

• Giếng khai thác theo cụm, lưu lượng dầu khai thác lớn, tỷ số GOR cao

• Giếng có độ sâu và góc nghiêng lớn

• Yêu cầu khảo sát giếng trong quá trình vận hành khai thác

• Giá thành sửa giếng cao nên yêu cầu phương pháp khai thác có độ tin cậy cao,thời gian giữa 2 chu kỳ sửa chữa bảo dưỡng dài

• Có thể sửa chữa giếng bằng cáp tời

• Vận hành, điều khiển theo nhóm

Từ những vấn đề thực tế trên: với bơm piston không sử dụng do hàm lượng khítrong dầu cao Bơm ly tâm điện chìm làm việc kém hiệu quả, không phù hợp với điềukiện tỉ số GOR tại mỏ

Như vậy ta lựa chọn phương pháp khai thác gaslift một cột ống, khai thác theochế độ vành xuyến cho các giếng tại block 01&02 Phương pháp khai thác gaslift cóthể áp dụng kế tiếp khi dừng phương pháp khai thác tự phun.Nó có nhiều ưu điểm hơn

so với các phương pháp khai thác cơ học khác không những về mặt kỹ thuật mà còn vềmặt kinh tế.kết hợp với các trang thiết bị hiện có hứa hẹn phương pháp này sẽ mang lạihiệu quả cao Việc áp dụng phương pháp khai thác này cho toàn mỏ thuộc block 01&02nói chung và cho giếng RB-3P nói riêng là hoàn toàn hợp lý

Bảng 2.1: Tổng quan áp dụng khai thác dầu bằng phương pháp gaslift

tại các mỏ ngoài khơi của Việt Nam

khai thác

Quỹ giếnggaslift

Bơm điệnchìm

% quỹ giếng khaithác gaslift

Bảng 2.2:So sánh hiệu quả áp dụng giữa các phương pháp khai thác cơ học

CHƯƠNG 3: TỔNG QUAN VỀ CÔNG NGHỆ KHAI THÁC GASLIFT 3.1 Nguyên lý hoạt động của phương pháp khai thác gaslift.

Phương pháp khai thác gaslift là một phương pháp khai thác cơ học được ápdụng khi không thể thực hiện được khai thác tự phun

Bản chất của phương pháp là đưa khí nén vào giếng, khí nén hòa trộn với chấtlỏng trong ống nâng làm giảm áp suất đáy giếng và tạo các nút khí đưa dầu lên bề mặt

Bơm khí nén vào ống để làm cho chất lỏng trong ống bơm ép di chuyển xuống

đế ống nâng.Khi mực chất lỏng xuống đến đế ống nâng, áp suất khí nén đạt giá trị cựcđại, áp suất tại thời điểm này gọi là áp suất khởi động (Pkđ) Khí nén tiếp tục đi vào đếống nâng hoà trộn với chất lỏng, làm cho tỷ trọng cột chất lỏng trong ống nâng giảm,dẩn đến áp suất đáy (Pđ) giảm, chênh áp ΔP tăng, chất lỏng đi từ vỉa vào đáy giếng và

đi lên miệng giếng

Hình 3.1: Nguyên lý hoạt động của phương pháp khai thác gaslift

3.2 Quá trình khởi động giếng và các biện pháp làm giảm áp suất khởi động

3.2.1 Quá trình khởi động giếng.

Khi đưa khí nén vào khoảng không ngoài ống nâng thì cột chất lỏng ngoài ốngnâng hạ xuống.Phần lớn chất lỏng dâng lên ở trong cột ống khai thác và khoảng khôngngoài 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 vàkhi khí nén xuống tới đế ống nâng thì áp suất đạt giá trị cực đại Giá trị áp suất cực đạinày gọi là áp suất khởi động.

Khi khí đi vào cột ống khai thác và hoà tan vào chất lỏng trong ống nâng Tỷtrọng chất lỏng trong ống nâng sẽ giảm xuống, do vậy mà chất lỏng trộn khí sẽ đượcnâng lên mặt đất và đưa đến hệ thống thu gom xử lí Tại thời điểm khí bắt đầu vào ốngnâng áp suất nén khí sẽ giảm và khi đến gần miệng ống nâng, hỗn hợp chất lỏng khí cónăng lượng lớn hơn sẽ đẩy cột chất lỏng trên nó ra khỏi ống nâng làm cho áp suất ở đếống nâng giảm đột ngột xuống giá trị thấp nhất Sau đó áp suất tăng dần đến giá trị nhấtđịnh và không đổi trong suốt quá trình khai thác, áp suất tại thời điểm này gọi là ápsuất làm việc

Hình 3.2:Đồ thị biểu diễn mối quan hệ giữa áp suất khí nén và thời gian khi

khởi động giếng

3.2.2 Các biện pháp làm giảm áp suất khởi động

Do áp suất khởi động lớn nên trong thực tế khai thác bằng gaslift gặp nhiều khókhăn hoặc không thể khởi động được giếng, đôi khi khởi động được nhưng lại khôngđạt hiệu quả kinh tế Vì vậy, cần phải tiến hành giảm áp suất khởi động Vì D và d làcấu trúc có sẵn được thiết kế theo tiêu chuẩn nên muốn giảm áp suất khởi động phảigiảm chiều cao cột chất lỏng (h) và giảm tỷ trọng cột chất lỏng (γL)

3.2.2.1 Các phương pháp giảm chiều cao cột chất lỏng (h)

- Phương pháp thả ống nâng từng đợt

Đầu tiên ta thả ống nâng đến một chiều sâu nào đó, nén khí với một áp suất đủlớn để nâng cột chất lỏng trong ống nâng lên mặt đất Khi mực chất lỏng hạ xuống tatiếp tục hạ ống nâng thêm 30m đến 50m và lại ép khí để nâng cột chất lỏng lên bề mặt.Quá trình cứ tiếp tục như vậy cho tới khi thả được ống nâng đến chiều sâu thiết kế.Phương pháp này áp dụng cho những giếng có chiều sâu nhỏ và hệ số sản phẩm thấp.Nhược điểm của phương pháp này là tốn nhiều thời gian và phải có thiết bị nâng thả

- Phương pháp múc chất lỏng bằng bơm piston:

Dùng piston chuyên dụng để múc bớt chất lỏng trong giếng nhằm mục đíchgiảm chiều cao của cột chất lỏng trong giếng Như vậy khi ta khởi động giếng thì Pkđ sẽgiảm Phương pháp này chỉáp dụng cho những giếng có áp suất vỉa nhỏ và hệ số sảnphẩm nhỏ

- Phương pháp dùng đầu nối có lỗ thủng ( mupta thải)

Thả ống nâng đến chiều cao thiết kế Trên các đầu nối chuyên dụng có các lỗthủng (gần giống như van gaslift) Phương pháp này có nhược điểm là trong suốt quátrình làm việc khí ép luôn luôn đi qua lỗ thủng do vậy làm tăng chi phí ép khí (vượtkhoảng 10%) Để khắc phục trường hợp này người ta sử dụng van Gaslift để thay thếcác đầu nối chuyên dụng này

- Phương pháp dùng van gaslift

Bản chất của phương pháp này là chia độ nhúng chìm h ra thành nhiều đoạn h1,

h2, h3,….Chi tiết về kĩ thuật và công nghệ của phương pháp sẽ được trính bày ở phầnsau của đồ án

Để giảm áp suất khởi động ta tìm cách giảm γ L bằng phương pháp hoà chất khíhoặc lỏng có tỷ trọng nhỏ hơn vào dung dịch trong giếng

- Phương pháp thay dung dịch bằng nước lã

Người ta thả vào giếng cột ống khai thác đến phần ống lọc Bơm nước lã vàokhông gian vành xuyến đẩy dung dịch qua cột ống khai thác lên mặt đất Khi thay dungdịch bằng nước lã, nếu chưa gọi được dòng thì thay nước bằng dầu có tỷ trọng nhỏ hơnnước Nếu vẫn chưa gọi được dòng thì phải chuyển sang phương pháp khác

- Phương pháp giảm tỷ trọng bằng nitơ lỏng và công nghệ ống mềm

Người ta thả ống mềm vào ống HKT theo từng đợt, tăng dần Mỗi đợt người ta bơmnitơ lỏng qua ống mềm vào ống HKT Tại đây do nhiệt độ lớn hơn nhiệt độ hoá lỏng,nitơ lỏng chuyển sang trạng thái khí, với thể thích đủ lớn hoặc hoà trộn với chất lỏngtrong ống HKT hoặc tạo thành nút khí đẩy chất lỏng trong ống HKT ra ngoài, khi thấymiệng giếng xuất hiện khí nitơ, ta tiếp tục thả ống với vận tốc tuỳ thuộc vào lưu lượng

và áp suất của dòng đi lên Trường hợp dòng đi lên yếu hoặc không có dòng đi lên taphải dừng thả ống mềm hoặc kéo ống mềm lên một đoạn và tiếp tục bơm nitơ lỏng chođến khi nhận được dòng sản phẩm

- Phương pháp giảm tỷ trọng bằng cách bơm nén hỗn hợp lỏng – khí

Bản chất của phương pháp là sử dụng nguồn khí đồng hành hoặc từ máy nén hoàtrộn hoặc nén thành từng tập riêng biệt cùng với hỗn hợp chất lỏng như nước, dầu thôhoặc dầu Diesel…

Quá trình hoà trộn khí như sau: (hình 3.3)

- Mở van hút (4) của máy bơm và van xả (5) để bơm chất lỏng từ bình chứa vàokhoảng không ngoài cột ống khai thác;

- Mở van (2) để khí hoà chung vào dòng dầu đang bơm vào khoảng không vànhxuyến;

- Tiếp tục mở lớn van (2) để lượng khí vào giếng nhiều hơn Sau đó mở van (3)trên đường bypass (đường hồi) của máy bơm để dầu hồi về bình chứa, giảm lưu lượngdầu bơm vào vành xuyến;

- Điều chỉnh để lượng khí vào giếng đạt cực đại và lượng dầu bị ngắt bằng cách

mở hết van (3) đóng van (4), và tắt máy bơm

Hình 3.3:Sơ đồ quá trình trộn khí

3.3 Cấu tạo, phân loại và nguyên lý hoạt động của van gaslift

3.3.1 Cấu tạo của van gaslift

Van có cấu tạo đặc biệt cho phép điều khiển quá trình đóng mở van một cách dễdàng bằng áp suất khí nén hay bằng áp suất cột chất lỏng khai thác Van gas lift cấu tạochủ yếu các thành phần chính sau:

Hình 3.4: Van gaslift

- Buồng khí nitơ: buồng nạp nitơ để cung cấp lực đóng van

- Trục ti van: là trục đóng – mở van được gắn với một viên bi có tác dụngchặn dòng khí qua van Viên bi thường có đường kính lớn hơn đường kínhtrong của cửa van 1/16 (inch)

- Lò xo: cung cấp lực bổ sung đóng van

- Đế van: hạn chế sự chuyển dịch của trục ti van và tạo độ kín khi van đóng

- Côn tiết lưu: được gắn vào đầu ra hoặc đầu vào của van để điều chỉnh thểtích khí đi qua van