Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift cho giếng 918HAH mỏ Bạch Hổ

MỤC LỤC MỤC LỤC 1 MỞ ĐẦU 1 CHƯƠNG 1 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT VÀ QUÁ TRÌNH KHAI THÁC DẦU Ở MỎ BẠCH HỔ 2 1.1 Đặc điểm địa lý tự nhiên và kinh tế nhân văn của vùng mỏ 2 1.1.1 Địa lý tự nhiên 2 1.1.2 Đặc điểm kinh tế nhân văn 4 1.2 Đặc điểm cấu trúc địa chất mỏ Bạch Hổ 4 1.2.1 Lịch sử phát triển địa chất mỏ Bạch Hổ 4 1.2.2 Đặc điểm kiến tạo mỏ Bạch Hổ 6 1.3 Tính chất vật lý của vỉa sản phẩm và của chất lưu trong vỉa 7 1.3.1 Tính chất vật lý của vỉa sản phẩm 7 1.3.2 Tính chất của chất lưu trong điều kiện vỉa 12 1.3.3 Nhiệt độ và gradient địa nhiệt 15 1.4 Lịch sử thăm dò, khai thác và tiềm năng vùng mỏ Bạch Hổ 15 CHƯƠNG 2 LÝ THUYẾT DÒNG CHẢY TRONG VỈA DẦU VÀ TRONG GIẾNG KHAI THÁC 17 2.1 Dòng chảy của chất lưu từ vỉa vào giếng 17 2.1.1 Mục đích và cơ sở nghiên cứu 17 2.1.2 Các yếu tố ảnh hưởng đến dòng chảy của chất lỏng và khí từ vỉa vào đáy giếng 19 2.2 Dòng chảy của hỗn hợp dầu khí trong ống đứng và ống nghiêng 27 2.2.1 Phương trình phân bố áp suất dọc theo thành ống khai thác 28 2.2.2 Xác định các thông số cơ bản của hỗn hợp lỏng – khí 28 2.2.3 Phương pháp tính áp suất phân bố của dòng chất lỏng – khí trong ống khai thác 31 CHƯƠNG 3 CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC PHỔ BIẾN 34 3.1 Các phương pháp khai thác cơ học phổ biến 34 3.1.1 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm pitton cần và máy bơm guồng xoắn 34 3.1.2 Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm 36 3.1.3 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm ly tâm điện ngầm 37 3.1.4 Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift 39 3.2 Cơ sở lý luận chọn phương pháp khai thác gaslift liên tục cho giếng thiết kế 42 CHƯƠNG 4 LÝ THUYẾT KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT 47 4.1 Giới thiệu chung 47 4.1.1 Nguyên lý hoạt động của phương pháp gaslift 47 4.1.2 Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả của phương pháp Gaslift 48 4.2 Sơ đồ nguyên lý cấu trúc hệ thống ống khai thác bằng gaslift 48 .4.2.1 Các loại sơ đồ cấu trúc cơ bản 48 4.2.2 Giếng khai thác Gaslift theo chế độ vành xuyến 49 4.2.3 Giếng khai thác Gaslift theo chế độ trung tâm 50 4.2.4 Lựa chọn hệ thống ống nâng cho giếng thiết kế 51 4.3 Tính toán cột ống nâng 52 4.3.1 Tính toán cột ống nâng khi khống chế lưu lượng khai thác 53 4.4 Nguyên lý tính toán chiều sâu đặt van gaslift 55 4.5 Phương pháp tính áp suất khởi động và các biện pháp làm giảm áp suất khởi động 58 4.5.1 Phương pháp tính áp suất khởi động 58 4.5.2 Các phương pháp làm giảm áp suất khởi động 61 4.6 Quá trình khởi động giếng 64 CHƯƠNG 5 TÍNH TOÁN THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO GIẾNG 918HAH Ở MỎ BẠCH HỔ 67 5.1 Các thông số của giếng thiết kế 67 Bảng 5.1 Các thông số của vỉa và giếng 67 5.2 Tính toán cột ống nâng cho giếng thiết kế 67 5.2.1 Xác định chiều dài cột ống nâng L 68 5.2.2 Xác định đường kính cột ống nâng 69 5.3 Xây dựng biểu đồ xác định độ sâu đặt van gaslift 69 5.3.1 Xây dựng đường cong phân bố áp suất lỏng khí trong cột ống nâng (đường số 1) 70 5.3.2 Xây dựng đường phân bố áp suất thuỷ tĩnh (đường số 2) 70 5.3.3 Xây dựng đường phân bố áp suất khí nén ngoài cần (đường số 3) 70 5.3.4 Xây dựng đường gradient nhiệt độ của khí nén ngoài cần (đường số 4) 71 5.3.5 Xây dựng đường gradient nhiệt độ chất lỏng trong cần (đường số 5) 71 5.4 Xác định độ sâu đặt van gaslift và các đặc tính của van 71 5.4.1 Van số 1 71 5.4.2 Van số 2 73 5.4.3 Van số 3 74 5.4.4 Van số 4 75 CHƯƠNG 6 HỆ THỐNG THIẾT BỊ CHO GIẾNG KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT 85 6.1 Thiết bị bề mặt 85 6.1.1 Thiết bị miệng giếng 86 6.1.2 Hệ thống thu gom xử lý 91 6.1.3 Hệ thống máy nén khí 92 6.1.4 Các loại bình tách 92 6.2 Thiết bị lòng giếng 95 6.2.1 Phễu định hướng 96 6.2.2 Nhippen 96 6.2.3 Ống đục lỗ 96 6.2.4 Van cắt 97 6.2.5 Paker 97 6.2.6 Thiết bị bù trừ nhiệt 99 6.2.7 Van tuần hoàn 100 6.2.8 Mandrel 102 6.2.9 Van an toàn sâu 102 6.2.10 Các loại ống khai thác 103 6.2.11 Van gaslift 104 CHƯƠNG 7 SỰ CỐ VÀ PHỨC TẠP TRONG KHAI THÁC DẦU 112 BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT 112 7.1 Sự hình thành nút cát ở đáy giếng khai thác 112 7.1.1 Nguyên nhân phát sinh 112 7.1.2 Biện pháp phòng ngừa 112 7.1.3 Biện pháp khắc phục 113 7.2 Sự lắng đọng paraffin trong ống khai thác và đường ống 113 7.2.1 Nguyên nhân phát sinh 113 7.2.2 Biện pháp phòng ngừa 113 7.2.3 Biện pháp khắc phục 114 7.3 Sự tạo thành những nút rỉ sắt trong khoảng không gian vành xuyến 115 7.3.1 Nguyên nhân phát sinh 115 7.3.2 Biện pháp khắc phục 115 7.4 Sự lắng tụ muối trong ống nâng 115 7.4.1 Nguyên nhân phát sinh 115 7.4.2 Biện pháp phòng ngừa 116 7.4.3 Biện pháp khắc phục 116 7.5 Sự tạo thành nhũ tương trong giếng 116 7.5.1 Nguyên nhân phát sinh 116 7.5.2 Biện pháp khắc phục 116 7.6 Sự rò rỉ của các thiết bị chịu áp lực 117 7.6.1 Các thiết bị chịu áp lực 117 7.6.2 Các thiết bị hư hỏng 117 7.7 Sự cố về công nghệ 117 7.7.1 Áp suất nguồn cung cấp không ổn định 117 7.7.2 Sự cố cháy 118 CHƯƠNG 8 NÂNG CAO HIỆU QUẢ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT ĐỊNH KỲ ” 119 8.1 Các biện pháp nâng cao hiệu quả khai thác bằng Gaslif định kỳ 119 8.1.1 Phương pháp khai thác Gaslift định kỳ sử dụng bồn tích chứa 120 8.1.2 Phương pháp khai thác Gaslift định kỳ sử dụng con thoi đẩy 123 8.1.3 Phương pháp khai thác Gaslift định kỳ sử dụng van chu kỳ 126 8.2. Trạng thái làm việc của giếng khai thác bằng phương pháp Gaslift có sản lượng thấp tại Mỏ Bạch Hổ. 130 8.2.1 Hiện trạng làm việc của các giếng có sản lượng thấp tại mỏ Bạch Hổ. 130 8.2.2 Nguyên nhân làm giảm sản lượng khai thác dầu ở các giếng khai thác Gaslift 130 8.3 Nghiên cứu lựa chọn phương pháp khai thác Gaslift định kỳ áp dụng khai thác các giếng có sản lượng thấp tại mỏ Bạch Hổ. 131 8.3.1 Phương pháp Gaslift định kỳ sử dụng van Gaslift chu kỳ 131 8.3.2 Phân tích kết quả áp dụng phương pháp khai thác Gaslift định kỳ sử dụng van Gaslift chu kỳ tại mỏ Bạch Hổ 132 CHƯƠNG 9 AN TOÀN LAO ĐỘNG VÀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG……………………135 9.1 Vai trò của công tác an toàn trong khai thác dầu khí 135 9.2 Các yêu cầu đối với công tác an toàn lao động ở trên giàn khoan 135 9.2.1 Yêu cầu đối với người lao động 135 9.2.2 Yêu cầu đối với các thiết bị máy móc 136 9.2.3 An toàn cháy 136 9.2.4 An toàn trong sửa chữa và các công việc khác 137 9.3 An toàn lao động trong khai thác dầu bằng phương pháp gaslift 137 9.3.1 Yêu cầu chung 137 9.3.2 Yêu cầu an toàn khi khai thác 137 9.4 Bảo vệ mội trường 138 TÀI LIỆU THAM KHẢO 140

CHƯƠNG 1 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT VÀ QUÁ TRÌNH KHAI THÁC DẦU Ở MỎ BẠCH HỔ 2

1.1 Đặc điểm địa lý tự nhiên và kinh tế - nhân văn của vùng mỏ 2

1.1.1 Địa lý tự nhiên2

1.1.2 Đặc điểm kinh tế - nhân văn 4

1.2 Đặc điểm cấu trúc địa chất mỏ Bạch Hổ 4

1.2.1 Lịch sử phát triển địa chất mỏ Bạch Hổ 4

1.2.2 Đặc điểm kiến tạo mỏ Bạch Hổ 6

1.3 Tính chất vật lý của vỉa sản phẩm và của chất lưu trong vỉa 7

1.3.1 Tính chất vật lý của vỉa sản phẩm 7

1.3.2 Tính chất của chất lưu trong điều kiện vỉa 12

1.3.3 Nhiệt độ và gradient địa nhiệt 15

1.4 Lịch sử thăm dò, khai thác và tiềm năng vùng mỏ Bạch Hổ 15

CHƯƠNG 2 LÝ THUYẾT DÒNG CHẢY TRONG VỈA DẦU VÀ TRONG GIẾNG KHAI THÁC17

2.1 Dòng chảy của chất lưu từ vỉa vào giếng 17

2.1.1 Mục đích và cơ sở nghiên cứu 17

2.1.2 Các yếu tố ảnh hưởng đến dòng chảy của chất lỏng và khí từ vỉa vào đáy giếng

19

2.2 Dòng chảy của hỗn hợp dầu khí trong ống đứng và ống nghiêng 27

2.2.1 Phương trình phân bố áp suất dọc theo thành ống khai thác 28

2.2.2 Xác định các thông số cơ bản của hỗn hợp lỏng – khí 28

2.2.3 Phương pháp tính áp suất phân bố của dòng chất lỏng – khí trong ống khai thác 31

CHƯƠNG 3 CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC PHỔ BIẾN 34

3.1 Các phương pháp khai thác cơ học phổ biến 34

3.1.1 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm pitton cần và máy bơm guồng xoắn

34

3.1.2 Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm 36

3.1.3 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm ly tâm điện ngầm 37

3.1.4 Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift 39

3.2 Cơ sở lý luận chọn phương pháp khai thác gaslift liên tục cho giếng thiết kế 42CHƯƠNG 4 LÝ THUYẾT KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT

47

4.1 Giới thiệu chung47

4.1.1 Nguyên lý hoạt động của phương pháp gaslift 47

4.1.2 Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả của phương pháp Gaslift 48

4.2 Sơ đồ nguyên lý cấu trúc hệ thống ống khai thác bằng gaslift 48

.4.2.1 Các loại sơ đồ cấu trúc cơ bản 48

4.2.2 Giếng khai thác Gaslift theo chế độ vành xuyến 49

4.2.3 Giếng khai thác Gaslift theo chế độ trung tâm 50

4.4 Nguyên lý tính toán chiều sâu đặt van gaslift55

4.5 Phương pháp tính áp suất khởi động và các biện pháp làm giảm áp suất khởi động

58

4.5.1 Phương pháp tính áp suất khởi động 58

4.5.2 Các phương pháp làm giảm áp suất khởi động 61

4.6 Quá trình khởi động giếng 64

CHƯƠNG 5 TÍNH TOÁN THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO GIẾNG 918HAH Ở MỎ BẠCH HỔ 67

5.1 Các thông số của giếng thiết kế 67

Bảng 5.1 Các thông số của vỉa và giếng 67

5.2 Tính toán cột ống nâng cho giếng thiết kế 67

5.2.1 Xác định chiều dài cột ống nâng L 68

5.2.2 Xác định đường kính cột ống nâng 69

5.3 Xây dựng biểu đồ xác định độ sâu đặt van gaslift 69

5.3.1 Xây dựng đường cong phân bố áp suất lỏng khí trong cột ống nâng (đường số 1) 705.3.2 Xây dựng đường phân bố áp suất thuỷ tĩnh (đường số 2) 70

5.3.3 Xây dựng đường phân bố áp suất khí nén ngoài cần (đường số 3) 70

5.3.4 Xây dựng đường gradient nhiệt độ của khí nén ngoài cần (đường số 4)71

5.3.5 Xây dựng đường gradient nhiệt độ chất lỏng trong cần (đường số 5) 71

5.4 Xác định độ sâu đặt van gaslift và các đặc tính của van 71

BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT 112

7.1 Sự hình thành nút cát ở đáy giếng khai thác 112

7.1.1 Nguyên nhân phát sinh 112

7.1.2 Biện pháp phòng ngừa 112

7.1.3 Biện pháp khắc phục 113

7.2 Sự lắng đọng paraffin trong ống khai thác và đường ống 113

7.2.1 Nguyên nhân phát sinh 113

7.2.2 Biện pháp phòng ngừa 113

7.2.3 Biện pháp khắc phục 114

7.3 Sự tạo thành những nút rỉ sắt trong khoảng không gian vành xuyến 115

7.3.1 Nguyên nhân phát sinh 115

7.3.2 Biện pháp khắc phục 115

7.4 Sự lắng tụ muối trong ống nâng 115

7.4.1 Nguyên nhân phát sinh 115

7.4.2 Biện pháp phòng ngừa 116

7.4.3 Biện pháp khắc phục 116

7.5 Sự tạo thành nhũ tương trong giếng 116

7.5.1 Nguyên nhân phát sinh 116

8.1 Các biện pháp nâng cao hiệu quả khai thác bằng Gaslif định kỳ 119

8.1.1 Phương pháp khai thác Gaslift định kỳ sử dụng bồn tích chứa 120

8.1.2 Phương pháp khai thác Gaslift định kỳ sử dụng con thoi đẩy 123

8.1.3 Phương pháp khai thác Gaslift định kỳ sử dụng van chu kỳ 126

8.2 Trạng thái làm việc của giếng khai thác bằng phương pháp Gaslift có sản lượng thấp tại Mỏ Bạch Hổ 130

8.2.1 Hiện trạng làm việc của các giếng có sản lượng thấp tại mỏ Bạch Hổ 130

8.2.2 Nguyên nhân làm giảm sản lượng khai thác dầu ở các giếng khai thác Gaslift 1308.3 Nghiên cứu lựa chọn phương pháp khai thác Gaslift định kỳ áp dụng khai thác các giếng có sản lượng thấp tại mỏ Bạch Hổ 131

8.3.1 Phương pháp Gaslift định kỳ sử dụng van Gaslift chu kỳ131

8.3.2 Phân tích kết quả áp dụng phương pháp khai thác Gaslift định kỳ sử dụng van Gaslift chu kỳ tại mỏ Bạch Hổ 132

CHƯƠNG 9 AN TOÀN LAO ĐỘNG VÀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG………135

9.2.2 Yêu cầu đối với các thiết bị máy móc 136

9.2.3 An toàn cháy 136

9.2.4 An toàn trong sửa chữa và các công việc khác 137

9.3 An toàn lao động trong khai thác dầu bằng phương pháp gaslift 1379.3.1 Yêu cầu chung137

9.3.2 Yêu cầu an toàn khi khai thác 137

9.4 Bảo vệ mội trường 138

TÀI LIỆU THAM KHẢO 140

Hình 1.1 Vị trí khu vực mỏ Bạch Hổ 3

Hình 2.1 Phễu chênh áp xung quanh giếng 19

Hình 2.2 Các dạng mở vỉa của giếng 20

Hình 2.3 Đồ thị xác định C1 22

Hình 2.4 Đồ thị xác định C2 23

Hình 4.1 Nguyên lý hoạt động của phương pháp khai thác Gaslift 47

Hình 4.2 Sơ đồ cấu trúc hệ thống khai thác bằng Gaslift 49

Hình 4.3 Sơ đồ cấu trúc vành xuyến một cột ống 51

Hình 4.4 Đồ thị xác định Pđế theo L và Rtối ưu 55

Hình 4.5 Sơ đồ nguyên tắc tính toán chiều sâu đặt van 56

Hình 4.6 Sơ đồ tính toán áp suất khởi động hệ thống vành xuyến 2 cột ống 60Hình 4.7 Sơ đồ phương pháp hòa trộn khí vào chất lỏng 63

Hình 4.8 Sơ đồ biến thiên áp suất theo thời gian khi khởi động 65

Hình 5.1 Biểu đồ xác định chiều sâu đặt van 76

Hình 5.2 Đường cong phân bố áp suất của hỗn hợp lỏng-khí 77

Hình 5.3 Đồ thị xác định đường kính lỗ van 78

Bảng 5.5a Bảng hệ số hiệu chỉnh áp suất mở van 83

Bảng 5.5b Bảng hệ số hiệu chỉnh áp suất mở van 84

Hình 6.1 Sơ đồ nguyên lý quá trình khai thác dầu bằng gaslift 85

Hình 6.2 Sơ đồ cây thông kiểu chạc 3 89

Hình 6.3 Sơ đồ cây thông kiểu chạc 4 89

Hình 6.4 Sơ đồ thiết bị miệng giếng 90

Hình 6.5 Sơ đồ thiết bị lòng giếng khai thác bằng gaslift 95

Hình 6.6 Sơ đồ van cắt 97

Hình 6.7- Sơ đồ paker loại 1 99

Hình 6.8 Sơ đồ thiết bị bù trừ nhiệt 100

Van có lõi kéo lên đươc 101

Hình 6.9 Sơ đồ van tuần hoàn 101

Hình 6.10 Sơ đồ nguyên lý cấu tạo mandrel với tiết diện hình oval 102

Hình 6.11 Sơ đồ nguyên lý cấu tạo của trạm nạp khí và thử van gaslift 110Hình 8.1 Phương pháp Gaslift định kỳ sử dụng bồn tích chứa 120

Hình 8.2 Sơ đồ nguyên lý hoạt động của phương pháp Gaslift định kỳ sử dụng bồn tích chứa 121

Hình 8.3 Phương pháp Gaslift định kỳ dùng con thoi đẩy 123

Hình 8.4 Sơ đồ nguyên lý hoạt động của phương pháp Gaslift định kỳ sử dụng con thoi đẩy 125

Hình 8.5 Phương pháp Gaslift định kỳ sử dụng van Gaslift chu kỳ 126

Hình 8.7 Sơ đồ nguyên lý hoạt động của phương pháp Gaslift định kỳ sử dụng van Gaslift chu kỳ 129

Bảng 2 Đặc trưng của dầu trong đá móng 10

Bảng 3 Các nhóm dầu của mỏ Bạch Hổ 13

Bảng 3.1 Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu 13

Bảng 3.2 Tổng kết khả năng và hiệu quả áp dụng các phương pháp khai thác dầu bằng

cơ học45

4.1 Giới thiệu chung 47

Bảng 5.1 Các thông số của vỉa và giếng 67

Bảng 5.2 Bảng hệ số áp suất cột khí - tỷ trọng 0,65 79

Bảng 5.3 Hệ số hiệu chỉnh áp suất và đường kính tối đa của van 81

Bảng 5.4 Đặc tính của một số van gaslift liên tục 82

Bảng 6.1 Ống HKT sản xuất theo tiêu chuẩn GOST 633-80 103

Bảng 6.2 Ống HKT sản xuất theo tiêu chuẩn API 104

MỞ ĐẦU

Dầu khí là ngành công nghiệp còn rất non trẻ nhưng là ngành kinh tế mũi nhọn

và có nhiều tiềm năng, triển vọng trong tương lai Sau hơn 25 năm phần đấu xây dựng

và trưởng thành, ngành dầu khí đã đạt được nhiều thành tựu rất to lớn, đóng góp nhiềucho sự nghiệp công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước Cho đến nay Việt Nam đã khaithác được hơn 150 triệu tấn dầu thô và trên 9 tỷ m3 khí đồng hành

Công tác khoan và khai thác các giếng dầu là một công việc hết sức khó khăn,phức tạp và là công việc sống còn của ngành công nghiệp dầu khí Hiện nay các nhàkhoa học trên thế giới luôn không ngừng nghiên cứu nhằm tìm ra các phương phápkhai thác mới đạt hiệu quả cao Mục tiêu quan trọng nhất của người kỹ sư dầu khí làbiết áp dụng các kỹ thuật và công nghệ mới để khai thác ngày càng hiệu quả nguồn tàinguyên thiên nhiên vô giá này

Qua các kết quả thực tế khai thác tại mỏ Bạch Hổ người ta thấy rằng việc sửdụng khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift mang lại hiệu quả cao hơn các phươngpháp khai thác khác Chính vì vậy mà XNLD Vietsovpetro đã và đang tiến hành lắpđặt trên các giàn khai thác hệ thống khai thác cơ học bằng phương pháp ép khí cho cácgiếng ở giai đoạn cuối tự phun và ngừng phun

Được sự đồng ý của Bộ môn Khoan - Khai thác – Khoa dầu khí, tôi đã tiến

hành thực hiện Đồ án tốt nghiệp với đề tài: “Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift cho giếng 918HAH mỏ Bạch Hổ ” Nội dung chính là nêu lên tầm quan

trọng của phương pháp khai thác Gaslift, các bước tính toán thiết kế khai thác Gaslift,các thiết bị dùng trong khai thác Gaslift,…

Với kiến thức đã học kết hợp với thực tế, cùng với sự nỗ lực của bản thân, sựcộng tác của bạn bè đồng nghiệp và đặc biệt là sự giúp đỡ tận tình của thầy giáoPGS.TS Cao Ngọc Lâm cùng các thầy cô trong bộ môn Khoan - Khai thác, đồ án củatôi đã được hoàn thành đúng với thời gian quy định của nhà trường Mặc dù đã rất cốgắng, nỗ lực, song bản đồ án chắc chắn không tránh khỏi những sai sót, vậy tác giả rấtmong nhận được sự đóng góp ý kiến, phê bình của các thầy cô giáo và các bạn đồngnghiệp để bản đồ án được hoàn thiện hơn

Tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới thầy giáo PGS.TS Cao Ngọc Lâm người trực tiếp hướng dẫn tác giả trong suốt quá trình thực hiện đồ án, các thầy cô giáotrong bộ môn và các bạn đồng nghiệp đã giúp đỡ tác giả hoàn thành bản đồ án này

Hà Nội, tháng 06 năm 2017

Sinh viên Nguyễn Văn Hợp

CHƯƠNG 1 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT VÀ QUÁ TRÌNH KHAI THÁC DẦU Ở

MỎ BẠCH HỔ 1.1 Đặc điểm địa lý tự nhiên và kinh tế - nhân văn của vùng mỏ

b Đặc điểm khí hậu

Vùng mỏ chịu ảnh hưởng của khí hậu cận nhiệt đới gió mùa, nằm trong khu vựccủa khối không khí có chế độ tuần hoàn ổn định, có 2 mùa là mùa mưa và mùa khô.Vào mùa khô, từ tháng 11 đến tháng 3 có gió mùa Đông Bắc với sức gió mạnh nhấtvào tháng 12 và tháng 1 Gió mùa Đông Bắc quyết định hướng của sóng biển, sóngcao tới 8m Nhiệt độ không khí ban ngày khoảng 24 -270C, ban đêm và sáng là 22 –

240C Lượng mưa mùa này rất ít, chỉ 0,7mm vào tháng 2 – tháng khô nhất Độ ẩmtương đối của không khí thấp là 65% trong thời gian chuyển mùa Gió Tây Nam thổi

từ xích đạo làm tăng độ ẩm không khí nhưng mưa vẫn ít và không đều Vào mùa mưa,

từ tháng 6 đến tháng 9 có gió mùa Tây Nam, nhiệt độ không khí tương đối cao, trungbình từ 28 – 300C Chênh lệch nhiệt độ giữa ban ngày và ban đêm không đáng kể, mưatrở nên thường xuyên và to hơn Gió có kèm theo giông tố với vận tốc 25m/s Độ ẩmkhông khí trung bình khoảng 85 – 89% Vào tháng 10, gió Tây Nam yếu dần và đượcthay thế bằng gió Đông Bắc Nhiệt độ không khí hạ thấp xuống còn 24 – 300C, và cuốitháng hầu như hết mưa Vùng mỏ còn chịu ảnh hưởng của bão, bão thường xảy ra vàocác tháng 7, 8, 9, 10 Các dòng chảy tuân theo chế độ gió mùa và thủy triều Nhiệt độnước ở cùng thềm lục địa thay đổi trong năm từ 24,9 – 29,60C Độ mặn nước biểntrung bình là 34 – 35g/l

c Đặc điểm tự nhiên

Thềm lục địa Việt Nam đặc trưng bởi độ dốc lớn, chiều rộng hẹp Đới nângCôn Sơn với chiều dày hơn 100km, ngoài đới nâng này ra ở đây còn phát hiện một sốđảo nhỏ

Địa hình đáy biển rất phức tạp Ở khu vực bể Cửu Long, vùng cửa sông giápbiển, địa hình đáy bồn trũng đa dạng, bao gồm các rãnh sóng ngầm, bãi cát ngầm.Phần trung tâm bể, độ sâu đáy biển từ 40 – 60m, ở đây

có đảo san hô ngầm chiều dày 13km, rộng 8km, nhô cao cách đáy biển 25m, phân lớptập trung ở Đông Nam cấu tạo Bạch Hổ và Rồng Theo kết quả khảo sát nhiều năm thì

độ động đất không vượt quá 6 độ rite Hình dạng trầm tích hiện tại của mỏ được hìnhthành chủ yếu do tác động của dòng thủy triều lên xuống và của các dòng sông đặcbiệt là sông Cửu Long

1.1.2 Đặc điểm kinh tế - nhân văn

a Đặc điểm kinh tế

Toàn bộ cơ sở sản xuất của Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro nằm trên vùngcảng biển Vũng Tàu và ở ngoài mỏ Bạch Hổ Các xí nghiệp của liên doanh đều đặt tạithành phố Vũng Tàu Thành phố Vũng Tàu được nối liền với Thành phố Hồ Chí Minhbởi Quốc lộ 51 dài 125km và đường thủy dài 80km nối Cảng Vũng Tàu với Cảng SàiGòn Cảng Vũng Tàu có vị trí quan trọng trong các tuyến đường biển và có khả năngcho ra vào các tàu có tải trọng lớn Sân bay Vũng Tàu có thể tiếp nhận được nhiều loạimáy bay như AN-2, AN-20 và các loại máy bay MI-8 Tóm lại, mạng lưới giao thôngcủa thành phố Vũng Tàu khá tốt, là điều kiện rất thuận lợi cho việc phát triển ngànhcông nghiệp dầu khí

b Đặc điểm nhân văn

Vũng Tàu là thành phố có tiềm năng lớn về du lịch với nhiều thắng cảnh đẹp.Đây là một thành phổ trẻ đang được nhà nước quan tâm xây dựng và phát triển Nguồnlao động đang tìm đến thành phố ngày một đông, trong đó có số lượng đáng kể là laođộng trí thức và lao động đến từ nước ngoài Hiện tại dân số của toàn tỉnh là hơn 1triệungười, trong đó 1/3 là dân sống ở ngoài các đảo, ¼ là dân sống ở vùng đồi núi, còn lại

là dân sống ở thành phố với chủ yếu là dân miền Bắc Họ có tinh thần lao động cần cùsáng tạo, đó là nguồn lao động dồi dào phục vụ cho ngành công nghiệp dầu khí ngàycàng phát triển, xứng đáng là ngành công nghiệp mũi nhọn của nước ta

1.2 Đặc điểm cấu trúc địa chất mỏ Bạch Hổ

1.2.1 Lịch sử phát triển địa chất mỏ Bạch Hổ

Bồn trũng Cửu Long nói chung và mỏ Bạch Hổ nói riêng từ khi bắt đầu đượcthành tạo cho đến nay đã trải qua các thời kỳ địa chất khác nhau, các giai đoạn kiến tạokhu vực, các hoạt động nâng, hạ, tích tụ, bào mòn… đã tạo ra hình thái bồn ngày nay.Trong quá trình phát triển, bồn trũng đã trải qua các giai đoạn: Mezozoi muộn –Kainozoi sớm, Oligoxen sớm, Oligoxen muộn, Mioxen và Plioxen - Đệ Tứ

a Các giai đoạn phát triển

Giai đoạn Mezozoi muộn – Kainozoi sớm

Giai đoạn này xảy ra các hoạt động tạo núi, các hoạt động núi lửa macma mạnh.Các thành tạo trước Kainozoi bị đập vỡ và phân cách thành từng khối Với kích thước

và độ sâu không đồng nhất tạo thành các địa hào, địa lũy Các địa lũy và khối nâng bịbào mòn, phong hóa và các vật liệu được đem đi lấp đầy các vùng trũng lân cận trướcKainozoi Cấu tạo của mỏ Bạch Hổ trong thời gian này là một bộ phận của địa lũytrung tâm của bồn trũng Cửu Long, bị khống chế bởi các đứt gãy sâu ở hai bên sườnĐông và Tây

Giai đoạn Oligoxen sớm

Giai đoạn này gắn liền với các quá trình hình thành các địa hào ban đầu của bểtrầm tích Kainozoi dọc theo các đứt gãy Trầm tích Điệp Trà Cú có tướng lục địa, lấpđầy các địa hào với bề dày trầm tích khá lớn Điều đó chứng tỏ quá trình tách dãn gâysụt lún mạnh Biên độ sụt lún và gradient thay đổi theo chiều dày ở phía Đông lớn hơnphía Tây của mỏ Bạch Hổ Phần nhô cao của Vùng trung tâm không có mặt trầm tíchOligoxen sớm

Giai đoạn Oligoxen muộn

Các hoạt động địa chất của giai đoạn này mang tính kế thừa giai đoạn trước Cáctrầm tích của Điệp Trà Tân mịn, hàm lượng hợp chất hữu cơ cao được lắng đọng trongmôi trường đầm hồ, sông, châu thổ và lấp đầy phẩn trên của các địa hào Hoạt độngkiến tạo ở phía Tây mạnh hơn phía Đông và mang tính chất nén ép, hệ thống đứt gãyphía Tây có hướng cắm chủ yếu về phía sụt lún của móng Đây chính là con đườngdẫn hydrocacbon vào bẫy, đồng thời cũng là tầng chắn

Giai đoạn Mioxen

Đây là giai đoạn sụt lún mang tính chất khu vực của toàn bộ bồn trầm tích nóichung và của mỏ Bạch Hổ nói riêng Tiếp theo sau thời kỳ tách giãn Oligoxen, hoạtđộng đứt gãy giảm dần Biển tiến theo hướng Đông Bắc – Tây Nam, các trầm tích hạtmịn được thành tạo với điển hình là tập sét Rotalia - tầng chắn của toàn mỏ Hiệntượng tái hoạt động trong suốt quá trình oằn võng ở thời kỳ Mioxen của đứt gãy lànguyên nhân cơ bản thúc đẩy quá trình di chuyển hydrocacbon vào bẫy

Giai đoạn Plioxen - Đệ Tứ

Do ảnh hưởng của quá trình lún chìm, biển tiến của toàn bộ khu vực làm cho cấutạo mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn này có tính ổn định Các thành tạo trầm tích có chiềudày lớn gần như nằm ngang trên các thành tạo cổ

b Địa tầng tổng hợp của mỏ Bạch Hổ

Mỏ Bạch Hổ nằm trong bể Cửu Long nên có phân vị địa tầng như địa tầng của bểCửu Long Dựa trên các đặc điểm thạch học, cổ sinh, tài liệu karota các giếng khoan,phân tích mẫu lõi, tài liệu địa chấn,… các nhà địa chất của XNLD Vietsovpetro đã lậpđược cột địa tầng tổng hợp của mỏ Bạch Hổ Phần lớn các giếng khoan đã khoan tới

đá móng kết tinh trước Kainozoi với mặt cắt địa chất đầy đủ từ móng đến Oligoxen,Mioxen và trên cùng là Plioxen - Đệ Tứ (Hinhvẽ cot dia tang)

1.2.2 Đặc điểm kiến tạo mỏ Bạch Hổ

Mỏ Bạch Hổ là một nếp uốn gồm 3 vòm nhỏ, kéo dài theo phương kinh tuyến bịphức tạp bởi hệ thống đứt gãy, biên độ và độ kéo dài giảm dần về phía trên theo mặtcắt Cấu trúc tương phản nhất được thể hiện trên mặt tầng móng bằng các trầm tíchOligoxen dưới Đặc tính địa lũy thấy rất rõ ở phía dưới của mặt cắt Nếp lồi có cấu trúcbất đối xứng nhất là phần vòm Góc dốc của vỉa tăng theo độ sâu từ 80 đến 28˚ ở cánhTây, từ 60 đến 210˚ ở cánh Đông Trục nếp uốn ở phần kề vòm thấp dần về phía Bắcvới góc dốc 2100 (đo ở giếng 604) và tăng 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

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 trungtâm Độ nghiêng của bề mặt đứt gãy không phản ảnh rõ trong các tài liệu do địa chấnnên tạm lấy bằng 600

- Đứt gãy số I chạy dọc theo hướng á kinh tuyến ở cánh Tây của lớp uốn theomóng và tầng địa chấn CG 2 lên vòm Bắc thì chạy sang hướng Đông Bắc, độ dịchchuyển ngang ở phía Nam khoảng 500km, vòm trung tâm khoảng 400m, vòm Bắckhoảng 200m Độ nghiêng xoay của mặt trượt khoảng 600, trong phạm vi vòm Bắc nókéo 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 hướngĐông Bắc độ dịch chuyển ngang tới 900m Sự dịch chuyển ngang bề mặt đứt gãy cũngđược xác định bằng các đứt gãy cắt III, V, VI,VIII Hiện tượng lượn sóng giữ vai tròquan 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 từngvòm 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 loạtcấu trúc kiến tạo.

- Vòm Trung Tâm: là phần cao nhất của kiến tạo đó là những địa lũy của phầnmóng Trên cớ sở hiện nay nó được nâng cao hơn so với vòm Bắc và vòm Nam củamóng tương ứng là 250m và 950m Phía Bắc ngăn cách bằng đứt gãy thuận IV, cókinh tuyến và hướng đổ bề mặt nghiêng về phía Tây Bắc Phía Nam được giới hạnbằng đứt gãy số IV có phương vĩ tuyến với hướng đổ bề mặt về phía Nam Các đứtgãy phá hủy chéo II, VI, VII, loại trừ đứt gãy V vắng mặt ở vòm Trung Tâm làm chocánh 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 củakhối bị chia cắt bời hàng loạt đứt gãy a, b, c, d, e có biên độ nhỏ từ 0 đến 200m kéo dàitrong khoảng ngắn từ 1,5 đến 2km

- Vòm Bắc: là phần phức tạp nhất của khối nâng Đứt gãy thuận số I và các nhánhcủa nó chia vòm thành hai khối có cấu trúc riêng biệt Ở phía Tây nếp uốn dạng lưỡitrai tiếp nối với phần lún chìm của cấu tạo Cánh Đông và vòm Bắc của nếp uốn bịchia cắt thành nhiều khối bởi một loạt các đứt gãy thuận V, VI có phương chéo đổ vềphía Đông Nam tạo thành dạng địa hào, dạng bậc thang, trong đó khối phía Nam lúnthấp hơn khối phía Bắc kế cận Theo mặt móng, bẫy cấu tạo vòm Bắc được khép kínbằng đường thẳng sâu 4300m, lát cắt Oligoxen – Đệ Tứ của phần này có cấu tạo đặctrưng với đầy đủ các thành phần

- Vòm Nam: đây là phần lún chìm sâu nhất của cấu tạo Phía Bắc được giới hạnbởi 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 khốiriêng biệt Tại đây phát hiện được một vòm nâng, đỉnh vòm nâng thấp hơn vòm trungtâm 950m

Như vậy, hệ thống phá hủy kiến tạo mỏ Bạch Hổ thể hiện khá rõ trên mặt móng

và Oligoxem 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

1.3 Tính chất vật lý của vỉa sản phẩm và của chất lưu trong vỉa

1.3.1 Tính chất vật lý của vỉa sản phẩm

a Đặc trưng về chiều dày

Việc phân chia chiều dày hiệu dụng trong đá móng rất khó khăn do sự có mặtcủa vi nứt nẻ có thể tích rất nhỏ nhưng lại cho phép dầu chảy qua với giá trị gần đúngđầu tiên, giá trị tới hạn của độ rỗng được lấy bằng 0,6%.

Tầng 23 Mioxen phát triển trên toàn bộ diện tích mỏ chỉ ở khu vực giếng khoan

44, 41, 35 và 403 trên vùng trung tâm phát hiện ra dải cát kết bị sét hóa Tại vòm Bắcthấy đá không chứa, chỉ ghi nhận thấy ở giếng khoan GK-91 Trên vòm Bắc chiều dàytầng 23 thay đổi từ 11,6 ÷ 57,6m, trung bình là 13,6m chiều dày hiệu dụng chứa dầu là11,3m; đá chứa của tầng bị phân ra từ 2 đến 5 vỉa bởi các lớp sét kết mỏng, hệ số phânlớp trung bình là 3,6 với hệ số biến đổi là 0,28, hệ số cát (phần chứa trong chiều dàychung của tầng) là 0,45 với hệ số biến đổi 0,3 Trên vòm trung tâm tầng 23 có chiều dày

là 40,8m (6,4 ÷ 58,8m) với hệ số biến đổi là 0,41, chiều dày hiệu ứng chứa dầu khoảng8,4m, hệ số phân lớp là 0,5 còn hệ số cát là 0,34 với hệ số biến đổi 0,58

Trầm tích sản phẩm Oligoxen dưới nói chung chỉ phát triển ở vòm Bắc, bị vátnhọn ở cánh Tây của vòm và ở trên vòm Trung Tâm Tại đó, đá chứa tốt nhất trên vòmBắc, chiều dày chung thay đổi từ 35 ÷ 268,2m, trung bình là 149m, với hệ số biến đổi

là 0,41 chiều dày hiệu dụng (ứng với chiều dày chứa dầu của vì chưa xác định đượcranh giới dầu – nước) thay đổi từ 0m (ở ranh giới vát nhọn) đến 146,4m Chiều dàyhiệu dụng trung bình trong số +7,5m, với hệ số giếng khoan riêng biệt xác định được

18 ÷ 20 vỉa vát Hệ số cát trung bình là 0,39 với hệ số biến đổi tương đương nhỏ 0,29

Hệ số biến đổi của chiều dày chứa dầu là 0,71 Liên kết tỷ mỉ lát cắt giếng khoan gặpnhiều khó khăn Các đứt gãy làm tăng mức độ không liên tục của vỉa

Chiều dày đá móng được tính ở độ sâu tuyệt đối 4046m (chiều sâu này ứng vớigiếng khoan GK – 4221 cho dòng dầu không lẫn nước) Tại vòm Bắc chiều dày chungcủa móng thay đổi từ 0 ÷ 375m, trung bình là 522m, với hệ số biến đổi là 0,40 Trênvòm Trung Tâm chiều dày chung của đá móng nằm trong khoảng từ 0 ÷ 987m, trungbình là 690m với hệ số biến đổi là 0,30 Chiều dày hiệu dụng của đá móng nứt nẻ theotài liệu địa vật lý giếng khoan là 9,4 ÷ 91,3% (ở vòm Bắc) và 41,8 ÷ 89,2% (ở vòmtrung tâm) chiều dày của đá móng do các giếng khoan mở ra

b Đặc trưng về độ chứa dầu

Trữ lượng dầu cơ bản tập trung ở tầng 23 thuộc Mioxen dưới, tầng VI đến tầng Xthuộc Oligoxen dưới và đá móng

- Tầng 23 bao gồm cát và bột kết phát triển hầu như trên toàn bộ diện tích mở Ởmột vài khu vực, đá chứa bị sét hóa đáng kể, mất tính dị dưỡng Các thân dầu dạngvỉa, 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 riêngbiệt, trong đó 3 ở vòm Bắc, 2 ở vòm trung tâm và 1 ở vòm nam ( bảng 1)

Bảng 1: Đặc trưng các thân dầu trong đá trầm tích

Độ sâuranhgiớidầunước

Kíchthước(km)

Chiềudày(m)

Chiềudày hiệudụng(m)

Độrỗng(%)

Độ bãohòadầu(%)

-2913-3816-2835

7x121,1x0,43,6x1,4

1343766

11,3

202020

575757Trung

Tâm

1TT2TT

-2879-2829

4,6x1,08,2x2,0

17393

19

5757

1074 34,4

21,4

1614

6665Phía Đông vòm

Trung Tâm +vòm Nam

Bắc Tốt

Xấu

3,0x9,02,0x7,0

27,218,3

1412

1967Phía Đông vòm

Trung Tâm + vòm Nam

- Móng chứa thân dầu lớn nhất và thân dầu cho sản lượng lớn nhất của mỏ Đámóng granit và granitoit Tính dị dưỡng của chúng được tạo bởi những quá trình địachất như phong hóa, khử kiềm những khoáng vật không bền bằng các dung dịch thủynhiệt, nứt nẻ kiến tạo, đứt gãy chuyển dịch cùng với việc tạo thành các đới Mionit (đớiphá huỷ kiến tạo) hạ theo các mặt trượt, nứt và co lại trong quá trình đông đặc hỗn hợpmacma Kết quả thành tạo đá chứa dạng hanh 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 làmtăng khả năng thủy dẫn của đá Đặc trưng chứa tốt đảm bảo cho sản lượng cao, pháttriển ở phạm vi vòm Trung Tâm và dọc theo sườn tây của vòm Bắc Ngược lại, vòmBắc có tính dị hướng kém khả năng cho sản phẩm thấp ở các giếng khoan Ngoài ra,

trong phạm vi vòm Bắc ở phần trên đá móng phát hiện thấy đới đá rắn chắc, đới “tôicứng” của móng, đới này hầu như không chứa dầu và không tham gia vào thể tích hiệudụng của thân dầu.

Thân dầu dạng khối, tất cả đá dị dưỡng từ mặt móng đến ranh giời của thân dầuđều bão hòa dầu, chưa phát hiện được chiều sâu ranh giới dưới của thân dầu dù chiềucao thân dầu đã được chứng minh tới 1000m Bản chất của ranh giới cũng chưa đượcxác 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 chưađược phát hiện

Ranh giới thân dầu (ranh giới cấp 2 – C2) chạy qua độ sâu tuyệt đối – 4121m(giếng 12), với giả thiết về thân dầu đồng nhất của Oligoxen dưới và móng Đối vớinhững 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

Bảng 2 Đặc trưng của dầu trong đá móng

Vòm Cấp trữ

lượng

Độ sâu ranh giới(m)

Kích thước (km)

Chiềudày (m)

Chiều dàytrung bình(m)

Độ rỗng(%)

Độ bãohòa dầu(%)Bắc C1

Cát kết chứa sản phẩm ở tầng 23 vòm Bắc có độ rỗng nằm trong khoảng 14 ÷28% theo số liệu Karota Giá trị trung bình để tính trữ lượng bằng 20% rất phù hợp vớikết quả phân tích mẫu lõi cũng như số liệu địa vật lý giếng khoan Độ bão hòa dầutrong đá chứa 57% được kết luận theo kết quả Karota Độ rỗng và độ bão hòa dầu tầng

23 vòm trung tâm thực tế có giá trị trùng với vòm Bắc (độ rỗng 19% và độ bão hòadầu 57%)

So với trầm tích Mioxen, trầm tích chứa sản phẩm Oligoxen dưới đặc trưngbằng độ rỗng thấp hơn đáng kể (trung bình 12% theo mẫu lõi và 15% theo địa vật lýgiếng khoan) nhưng độ bão hòa dầu cao hơn trung bình khoảng 68%.

Đa số mẫu lõi chỉ đại diện cho phần rắn chắc khung đá, thường cho giá trị độrỗng trong khoảng một vài % Địa vật lý giếng khoan nghiên cứu những khoảng lớnhơn rất nhiều trong đó các đới hang hốc và nứt nẻ không được nghiên cứu bằng mẫulõi Theo tài liệu địa vật lý giếng khoan đã xác định được những khoảng độ rỗng rấtcao tới 8,5% , còn độ rỗng trung bình có chiều dày hiệu dụng khoảng 4,3% Khi tínhtrữ lượng, độ rỗng được biện luận cho chiều dày chung của đá móng với giá trị sau:vòm Bắc 2,5 ÷ 11,5%, vòm Trung Tâm 2,4 ÷ 3,8%, đá móng ( được đánh giá bằngphương pháp gián tiếp) vào khoảng 85%

d Tính không đồng nhất

Mỏ Bạch Hổ là mỏ có dạng đa vỉa, đặc trưng bằng mức độ khác nhau về tínhkhông 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 cácMioxen cao nhất trong số các vỉa của mỏ

Tầng Mioxen được phân làm nhiều lớp mỏng, hệ số phân lớp trung bình ở vòmBắc là 3,6, ở vòm Trung tâm là 5,5, tương ứng với hệ số cát của vòm là 0,45 cho vòmBắc và 0,34 cho vòm Trung tâm

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

* Các thân dầu Oligoxen hạ:

Theo tài liệu địa vật lý và tài liệu mẫu lõi trong giếng khoan thuộc tầngOligoxen hạ cho thấy mặt cắt các tầng sản phẩm rất không đồng nhất được xen kẽ bởicác lớp cát kết, bột kết chứa sản phẩm và sét mỏng không chứa sản phẩm So sánh cácđặc tính không đồng nhất của các đối tượng khai thác cho thấy rằng trong các đốitượng 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 thểnói rằng trầm tích sản phẩm Oligoxen là kém đồng nhất hơn cả Mức độ phân lớp lớnnhất tới 20 vỉa Hệ số phân lớp trung bình là 19,8%

1.3.2 Tính chất của chất lưu trong điều kiện vỉa

a Các tính chất của dầu trong điều kiện vỉa (Bảng 3)

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) là:

* 1,43 cho Mioxen hạ dưới vòm Bắc

* 1,9 cho Mioxen dưới vòm Trung tâm

* 3,54 cho Oligoxen thượng

so với đá móng có độ khí thấp hơn, có giá trị hệ số thể tích thấp hơn, tỷ trọng thì lớnhơn, độ nhớt lớn hơn

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

Bảng 3 Các nhóm dầu của mỏ Bạch Hổ

Các thông số

Áp suất Tỷ suất Hệ số Độ nhớt Tỷ trọng

thể tíchB

dầu vỉa(MPa.s)

dầu vỉa

I

Mioxen dưới vòm trung

tâm và Oligoxen trên 13,4 ÷ 16 88 ÷ 108 1,26÷

1,59

0,38 ÷ 0,48 0,634 ÷

0,668 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 chânkhông nên sử dụng dầu tách có tỷ trọng 833,6kg/m3 và phân tử lượng 251,15g/mol đểtính toán cho tầng đá móng và Mioxen hạ, còn sử dụng dầu có trọng lượng riêng là865kg/m3 và phân tử lượng là 300g/mol cho Oligoxen trên và Mioxen dưới Sự chophép kể trên dựa trên cơ sở về sự giống nhau của các giá trị trọng lượng riêng dầu táchkhí của các nhóm và đáp ứng với các đặc tính trung bình

c Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu

Bảng 4 Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu

Độ sâu (m) % CO2 Tỷ trọng Yếu tố khí (m3/m3)

0,7410,6680,6410,6400,6540,6560,6550,6500,645

140180130130130130160120130

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

c Đặc tính hóa lý của dầu tách khí

Theo các số liệu về khoảng biến thiên và các giá trị trung bình của các thông sốdầu tách khí sau quá trình vi phân cho thân dầu thuộc loại đá nặng, nhiều parafin, itlưu huỳnh, ít nhựa cho đến nhiều nhựa, tỷ lệ thu hồi sản phẩm sáng màu thuộc loạitrung bình Nhiệt độ đông đặc của các loại dầu 29 ÷ 340C

d Các tính chất của nước vỉa

Trong các trầm tích của tầng Mioxen dưới thường gặp 2 loại nước chính là:nước Canxiclorua (CaCl2) và nước Natrihydrocarbonat (NaHCO3) Đặc điểm của loạinước NaHCO3 là có độ khoáng hóa thấp (6,64g/l) chỉ nhận biết trong vòm Bắc, nướcvòm Nam thuộc loại CaCl2 có độ khoáng hóa cao hơn (16g/l), đồng thời độ khoánghóa gia tăng theo hướng tây nam Nước thuộc trầm tích Oligoxen hạ được lấy từ vỉalăng kính nằm trên các tầng sản phẩm thuộc loại NaHCO3 có độ khoáng hóa thấp hơn(5,4g/l)

Thành phần khí hòa tan trong nước khác với thành phần khí hòa tan ở trong dầu

ở chỗ có hàm lượng Metan (CH4) cao hơn Lượng cấu tử Carbon của khí hòa tan trongnước là 1,54 ÷ 3,0% và lượng Nitơ là 1,29 ÷ 2,8%

e Các đặc trưng vật lý thủy động học

Các đặc trưng này bao gồm độ dính ướt, hệ số nén đặc trưng quá trình đẩy dầubằng tác nhân (nước) Đặc trưng quá trình đẩy dầu bao gồm: hệ số đẩy dầu, hàm lượngnước dư, dầu dư, các giá trị của độ thấm pha tương đối của nước, dầu tương ứng vớicác độ bão hòa trên và quan hệ của các hệ số trên với tính thấm của đá

Để tính toán các thông số thủy động học trong quá trình khai thác vỉa dầu ta sửdụng các hệ số nén của đất đá:

- Đối với đá móng: 10,8 x 10-4.Mpa-1

- Đối với đá Oligoxen: 1,20 x 10-4.Mpa-1

- Đối với đá Mioxen dưới: 2,11 x 10-4.Mpa-1

1.3.3 Nhiệt độ và gradient địa nhiệt

a 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 nhiệtnày sau khi ra khỏi móng sẽ bị ứ ở các lớp phủ phía trên, GDN của các lớp đá này lớnhơn đá ở móng

Nhứng đo đạc trong các giếng mở vào thân dầu tuổi Mioxen hạ, Oligoxen có quyluật như sau:

Cùng chiều sâu như nhau, giếng nào nằm ở vùng đá móng nâng cao thì nhiệt độcao 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 sâu3100m, 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 xuốnggặp đá móng ở 3500 ÷ 3700m, GDN thay đổi từ 3,5 ÷ 50C Các lớp phủ gặp móng sâuhơn (4000m) thì GDN từ 3 ÷ 40C

b Gradient địa nhiệt đá móng

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

1.4 Lịch sử thăm dò, khai thác và tiềm năng vùng mỏ Bạch Hổ

Khu vực bồn trũng Cửu Long nói chung và khu vực mở Bạch Hổ nói riêng đãđược nghiên cứu khá sớm so với các bồn trũng khác trên lãnh thổ Việt Nam Sơ lược

về lịch sử nghiên cứu địa chất – địa vật lý của vùng có thể chia thành hai giai đoạnsau:

Giai đoạn trước năm 1975: Những năm trước giải phóng, chính quyền Sài

Gòn đã cho các công ty nước ngoài ký hợp đồng tìm kiếm và thăm dò (địa chấn, trọnglực và từ) tại khu vực bồn trũng Cửu Long Trong đó có công ty Mobil đã tiến hanhkhảo sát cổ hợp địa vật lý theo mạng lưới tuyến 4x4km Vào năm 1974 trên cơ sở tàiliệu thăm dò, Mobil đã đặt giếng khoan thăm dò tại hai cấu tạo Bạch Hổ và Rồng.Trong đó giếng khoan BH-1 thử vỉa và cho dòng dầu công nghiệp Còn giếng khoantrên cấu tạo Rồng đã bị bỏ dở vì hợp đồng này bị hủy khi miền Nam được giải phóng

Cả hai giếng này đều chưa khoan vào tầng móng của bồn trũng

Giai đoạn sau năm 1975: Sau khi miền Nam hoàn toàn giải phóng, công tác

thăm dò và tìm kiếm trên thềm lục địa Việt Nam ngày càng được phát triển Cụ thể là:

+ Năm 1975 Mobil phát hiện dòng dầu công nghiệp ở trẩm tích Mioxen dưới.+ Năm 1978 công ty GECO tiếng hành nghiên cứu địa vật lý trong phạm vivùng có triển vọng với mạng lưới tuyến 2x2km

+ Năm 1981 xí nghiệp liên doanh dầu khí Vietsopetro được thành lập khu vựcnày trở thành khu vực nghiên cứu tìm kiếm thăm dò chính của các xí nghiệp liêndoanh với phạm vi gồm các lô 04, 05, 06, 09, 10, 16.

+ Năm 1984 giếng khoan thăm dò BH-5 được tại trung tâm của cấu tạo Bạch

Hổ khẳng định lại kết quả mà Mobil đã phát hiện ra năm 1975

+ Năm 1985 giếng khoan BH-4 được thành lập ở vòm Bắc của cấu tạo Bạch Hổ

và kết quả thử vỉa đã cho dòng dầu công nghiệp

+ Năm 1986 những tấn dầu đầu tiên đã được lấy lên từ thềm lục địa của ViệtNam, mà cụ thể là mỏ Bạch Hổ Sự kiện này mở ra những bước ngoặt mới cho tươnglai của ngành dầu khí Việt Nam

+ Từ năm 1987 đến nay, cùng với công tác tổng hợp số liệu của sản xuất, côngtác thăm dò địa chấn cũng phát triển mạnh mẽ với việc đan dầy mạng lưới địa chấn vàtiến hành thăm dò địa chấn 3D đã và đang dần dần hoành chỉnh mô hình địa chất vùng

Kể từ khi được thành lập xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã tiến hành mộtlượng lớn công tác tìm kiếm thăm dò ở phạm vi khu vực bồn trũng Cửu Long đạt hiệuquả cao: 86% giếng khoan phát hiện dầu khí, trung bình 5,9 triệu tần dầu/giếng Khuvực này cũng được đánh giá là khu vực có tỷ lệ giếng khoan tìm thấy dầu vào loại caonhất thế giới ( khoảng 28%) đóng góp một phần không nhỏ cho sự phát triển kinh tếđất nước hiện nay

CHƯƠNG 2 LÝ THUYẾT DÒNG CHẢY TRONG VỈA DẦU VÀ TRONG

GIẾNG KHAI THÁC 2.1 Dòng chảy của chất lưu từ vỉa vào giếng

2.1.1 Mục đích và cơ sở nghiên cứu

a Mục đích

Để nghiên cứu dòng chảy của chất lỏng và khí từ vỉa vào giếng khoan, người taxác định mối phụ thuộc của vận tốc thấm v  Q F hoặc lưu lượng Q đối với các đặcđiểm cơ bản của giếng và của vỉa sản phẩm như:

b Cơ sở nghiên cứu

Theo định luật thấm tuyến tính Darxi, vận tốc thấm tỉ lệ với độ chênh lệch ápsuất và tỷ lệ nghịch với độ nhớt của chất lỏng thấm, theo công thức:

Q = (2.1)

Trong đó:

Q: Lưu lượng chất lỏng (m3/s)

K: Độ thấm (D)

F: Diện tích xung quanh giếng (m2)

∆P: Độ chênh áp giữa áp suất vỉa và áp suất đáy (at)

μ: Độ nhớt động học của chất lỏng

L: Đoạn đường chuyển động của chất lỏng từ vỉa vào giếng

Gọi: ri là bán kính từ tâm giếng đến điểm bất kỳ ngoài vỉa, rg là bán kính giếng

và R là bán kính ảnh hưởng của dòng sản phẩm trong vỉa

Giả sử chiều dày h của vỉa không đổi thì: F = 2.π.ri.h

Trên đoạn đường vô cùng nhỏ dri với độ chênh áp dP, khi đó công thức (2.1)được viết lại như sau:

dr r



Từ đây ta thu được: Pv – Pd = ln (2.3)

Giả sử trong quá trình khai thác áp suất đáy giếng không đổi:

Pd = = const, → Pv = f ( ln )

Như vậy, đặc tính thay đổi áp suất ở mọi hướng bất kỳ xung quanh giếng, khidòng chảy ổn định sẽ có dạng đường cong logarit Đường cong này cho biết rằng trongquá trình khai thác thì xung quanh đáy giếng tạo nên phễu áp suất Đường cong này códạng như hình 2.1

Lưu lượng của giếng ở điều kiện chuẩn được tính theo công thức Điupi:

Q =

ln

1 ln ln

ah g

C R

Hình 2.1 Phễu chênh áp xung quanh giếng

Các loại dòng chảy trong vỉa

Các loại dòng chảy trong vỉa được phân loại bời các tiêu chuẩn sau:

- Theo tính nén của các chất lưu: + Chất lưu nén được

+ Chất lưu ít nén được

+ Chấy lưu không nén được

- Theo pha của chất lưu: Một pha, hai pha (dầu, khí), ba pha (dầu, khí, nước)

- Theo dạng hình học của vỉa: dòng chảy tuyến tính và hướng tâm

- Theo thời gian: dòng chảy ổn định, chuyển tiếp và giả ổn định

2.1.2 Các yếu tố ảnh hưởng đến dòng chảy của chất lỏng và khí từ vỉa vào đáy giếng

a Sự không hoàn thiện của giếng

Các công thức (2.4), (2.5) chỉ đúng với các giếng đã hoàn thiện về mặt thủyđộng lực nghĩa là giếng đã hoàn thành về đặc tính mở vỉa và mức độ mở vỉa, giếngđược mở trên toàn bộ chiều dày của vỉa sản phẩm và phẩn vỉa sản phẩm không chốngống Tuy nhiên, trên thực tế các giếng khai thác đếu không hoàn thiện về mặt thủyđộng lực

Hình 2.2 Các dạng mở vỉa của giếng Giếng hoàn thiện (hình 2.2a).

Sự không hoàn thiện của giếng được chia làm 3 loại:

- Giếng không hoàn thiện về mức độ mở vỉa: là những giếng chỉ được mở trênmột phần của vỉa (hình 2.2c)

- Giếng không hoàn thiện về đặc tính mở vỉa: là những giếng được khoan trêntoàn bộ vỉa, chống ống và chất lỏng, khí sẽ chảy qua những lỗ đục trên ống chống.(hình 2.2b)

- Giếng không hoàn thiện đặc tính mở vỉa và mức độ mở vỉa (hình 2.2,d)

Sự không hoàn thiện giếng tạo nên sự cản trở bổ sung tại vùng cận đáy giếng

Do vậy, lưu lượng chất lỏng thực tế chảy từ vỉa vào đáy của những giếng này bao giờcũng nhở hơn lưu lượng lý thuyết

Do đó lưu lượng thực tế của chất lỏng chảy vào giếng không hoàn thiện đượcxác định theo công thức sau:

C = C1 + C2 (Hệ số không hoàn thiện)

C1: Đại lượng đặc trưng cho sự không hoàn thiện về đặc tính mở vỉa

C2: Đại lượng đặc trưng cho sự không hoàn thiện về mức độ mở vỉa

- Độ sâu của những khe rãnh do đạn (mìn) tạo nên trong đất đá và độ sâu mởvỉa…

Phương pháp xác định C: Hệ số C được xác định theo nhiều phương pháp khácnhau, có ba phương pháp chính sau:

 Phương pháp xác định C theo hệ số hoàn thiện φ:

Hệ số không hoàn thiện φ là tỷ số giữa lưu lượng của giếng không hoàn thiệnvới lưu lượng của giếng hoàn thiện

ln

1 ln ln

ah g

C R

- Thực hiện trên giếng hoàn thiện về mức độ mở vỉa C2 = 0

- Giá trị C1 phụ thuộc vào các thông số sau:

+ n: số lỗ đục trên 1m ống chống

+ D: đường kính giếng khoan

+ a = (d: đường kính lỗ đục)

+ l = (l’ là chiều sâu của đầu đạn cắm vào đất đá vỉa)

- Sự phụ thuộc này được biểu diễn qua đồ thị:

+ Giá trị C1 trên trục tung

+ Giá trị nD trên trục hoành

- Cứ mỗi giá trị l ta về một đồ thị biểu diễn nhiều đường cong, mỗi đường congững với một giá trị a nhất định

Hình 2.3 Đồ thị xác định C1

* Phương pháp xác định C2:

- Thực hiện trên giếng hoàn thiện về đặc tính mở vỉa C1 = 0

- Giá trị C2 phụ thuộc vào các thông số sau:

+ δ = % (b – chiều dài mở vỉa, h – chiều dài vỉa)

+ α = (D – đường kính giếng khoan)

-Mối quan hệ C2 = f(δ,α) được biểu diễn trên đồ thị Giá trị C2 được xác địnhtrên đồ thị sau:

Hình 2.4 Đồ thị xác định C2

Sau khi xác định được C1 và C2 bằng đồ thị ta có:

C = C1 + C2

 Phương pháp xác định C theo bán kính quy đổi:

Người ta có thể chuyển đổi giếng khoan không hoàn thiện thành giếng khoanhoàn thiện có đường kính vô cùng bé Bán kính giả thiết này được gọi là bán kính quyđổi Khi đó ta có công thức:

Q

2 .( ) ln

v d h

qd

k h P P Q

R B

C r

bỏ qua, còn khi lưu lượng giếng lớn thì C4 đáng kể C4 xuất hiện do lực ì và hướng chuyển động của chất lỏng trong quá trình di chuyển từ vỉa vào giếng

Do ảnh hưởng của tất cả các giá trị C1, C2, C3, C4 làm cho quá trình chuyểnđộng của chất lỏng tại vùng lân cận đáy giếng bị cản trở Các yếu tố làm thay đổi tínhchất tự nhiên của vỉa sản phẩm bao bọc xung quanh giếng làm thay đổi độ thấm tạivùng này gây nên sự thay đổi đường cong áp suất tại vùng cận đáy giếng Hiện tượngnày được gọi là hiệu ứng Skin

Giá trị hiệu ứng Skin được xác định bằng tổng:

S = C1 + C2 + C3 + C4

Tùy thuộc vào trạng thái nhân tạo của vùng lân cận đáy giếng mà hiệu ứng Skin

S có giá trị âm, dương hoặc bằng không

Điều quan trọng khi lựa chọn đối tượng xử lý vùng cận đáy giếng nhằm tănglưu lượng khai thác của nó là phải nghiên cứu, đánh giá hiệu ứng Skin vùng cận đáygiếng:

Khi giếng bị nhiễm bẩn, công thức tính lưu lượng của giếng được tính theo cáccông thức sau:

2 .

.lg

s s s

k h P Q

r S r

2 .

.lg

s s s s

k h P Q

r r

k: độ thẩm thấu của đất đá vùng lân cận đáy giếng khi không có hiệu ứng Skin

kz: độ thẩm thấu của đất đá vùng lân cận đáy giếng khi có hiệu ứng Skin

rs: bán kính vùng bị nhiễm bẩn

∆Ps: độ chênh áp suất ở giữa điểm đầu và điểm cuối vùng bị nhiễm bẩn

Từ (2.11) ta có thể nhận xét:

- Khi độ thấm của vỉa không bị thay đổi Ks = K thì S = 0, nghĩa là bảo toàn tính

tự nhiên của vùng cận đáy giếng

- Khi Ks < K, S > 0, độ thấm của vùng cận đáy giếng giảm, vùng này bị nhiễmbẩn

- Khi Ks > K, S <0, vùng cận đáy giếng có độ thấm tốt hơn độ thấm ban đầu.Thực tế, trường hợp xảy ra do đất đá nứt vỡ, tạo các khe nứt mới do tác động trong quátrình xử lý vùng cận đáy giếng bằng phương pháp cơ học

- Mô hình đục lỗ ống chống

- Mật độ bắn đầu đạn

- Độ sâu thâm nhập vủa lỗ bắn mở vỉa

- Trị số giảm độ thấm của vỉa tại vùng cận đáy giếng do nhiễm bẩn

Đối với một giếng khoan dầu khí trong quá trình khai thác thì hiệu ứng Skin cóảnh hưởng quan trọng trực tiếp đến lưu lượng sản phẩm, sản lượng của giếng Nhữngyếu tố làm tăng hệ số skin như sau:

+ Các loại dung dịch rửa, dung dịch đệm, vữa xi măng bơm trám dưới áp suấtcao

+ Cấu trúc đáy giếng, mức độ mở vỉa, kích thước và mật độ lỗ bắn, mở vỉa.+ Sự phá hủy cơ học của choòng khoan trong quá trình khoan Ngoài những yếu

tố trên thì vùng cận đáy giếng cũng bị nhiễm bẩn do cặn bã chất lỏng, thành phần hạtrắn cùng parafin dồn tắc làm giảm độ thấm đất đá vỉa Theo thời gian và sản lượngkhai thác, mức độ nhiễm bẩn tăng dần Ngoài ra trong quá trình khai thác vì lý do nào

đó, phải tiến hành dập giếng để sửa chữa thì dung dịch dập giếng sẽ xâm nhập vào vỉa

và gần như cách ly vỉa với đáy giếng

Như vậy yếu tố Skin luôn có xu hướng tăng lên trong khi áp suất vỉa thì giảm

đi, làm cho sản lượng khai thác giảm đi đáng kể, thậm chí nhiều giếng không thể tựphun cho dù có áp suất vỉa lớn đủ để khai thác tự phun do hiệu ứng Skin

Do đó ta phải dùng các biện pháp tác động lên vùng đáy giếng và cận đáy giếng

đẻ làm giảm hệ số Skin, khôi phục độ thấm của vỉa Tùy thuộc vào cấu trúc đáy giếng,tính chất đá vỉa sản phẩm, áp suất vỉa hiện tại và trữ lượng dầu còn lại mà áp dụng cácbiện pháp phù hợp

Nếu vùng bị nhiễm bẩn có bán kính rs ta coi như vùng ảnh hưởng, từ công thứctổng quát của Diupy thì mức độ chênh áp tại vùng trước và sau khi nhiễm bẩn là:

1

.ln

2 .

s g

r Q

r P

r

r P

∆Ps là độ chênh lệch áp suất bổ sung để thắng lực cản do hiệu ứng skin gây ra

Từ công thức (2.12) ta nhận thấy ∆Ps và S tỉ lệ thuận với nhau, khi S tăng lên thì độthấm k giảm xuống, điều này đòi hỏi phải có một chênh áp lớn giữa vỉa và giếng để tạodòng cháy chất lưu từ vỉa vào giếng Do đó, để gia tăng dòng chảy từ vỉa vào giếng vàtăng độ tiếp nhận của giếng bơm ép (giảm giá trị hệ số skin S, tăng hệ số thấm ks) cần

có các giải pháp công nghệ và kỹ thuật tác động lên vùng cận đáy giếng Có thể sửdụng các giải pháp kỹ thuật sau:

-Đối với giai đoạn mở vỉa sản phẩm: Thực hiện chế độ khoan hợp lý để tăngvận tốc cơ học khoan (Vch), rút ngắn thời gian mở vỉa sản phẩm, hạn chế thời gain xâmnhập của các vật chất không có lợi như mùn khoan, dung dịch khoan vào sâu trong vỉasản phẩm Đồng thời sử dụng dung dịch khoan có chất lượng cao, bảo vệ tính tự nhiêncủa vỉa sản phẩm

- Đối với công nghệ hoàn thiện giếng: Lựa chọn kiểu hoàn thiện giếng phù hợpvới điều kiện địa chất, địa tầng của giếng Lựa chọn giải pháp trám xi măng ống chống

và bắn mở vỉa bảo đảm hệ số hoàn thiện thủy động học của giếng đạt giá trị lớn nhất

- Đối với công nghệ sửa chữa giếng: Khi giếng khai thác bị nhiễm bẩn làmgiảm lưu lượng khai thác Người ta thường xử dụng các biện pháp xử lý vùng cận đáygiếng như sau:

+ Phương pháp xử lý axit để phá vỡ sự liên kết của các phần từ lấp nhét các lỗhổng và khe nứt vỉa sản phẩm

+ Phương pháp nứt rạn vỉa bằng thủy lực để tạo thêm các khe nứt mới nối liềngiữa vỉa và giếng khoan

+ Rửa đáy giếng khoan để tăng chiều dài ống lọc, tức là tăng diện tích thấm củadòng chất lưu từ vỉa vào giếng

2.2 Dòng chảy của hỗn hợp dầu khí trong ống đứng và ống nghiêng

Việc nghiên cứu dòng chảy hỗn hợp nhiều pha trong ống khai thác chiếm tỷ lệđáng kể trong các quá trình nghiên cứu thuỷ động lực học giếng khoan cả về lý thuyết

và mật độ thể tích của pha lỏng luôn luôn thay đổi

Trong công nghiệp dầu khí đã có nhiều tác giả đưa ra các phương pháp nghiêncứu và được áp dụng rộng rãi trong thực tế sản xuất như:

* Phương pháp của Poetman và Carpeuter

* Phương pháp Winkler và Smith.

* Phương pháp của Hughmark và Pressburg

* Phương pháp của Hagerdorn và Brown,…

Dưới đây chúng ta tìm hiểu phương pháp của tác giả Orkizenski

2.2.1 Phương trình phân bố áp suất dọc theo thành ống khai thác

Giả sử có cột ống khai thác dài L, nghiêng so với phương thẳng đứng một góc θ, ta

có phương trình vi phân tổng quát biểu diễn sự phân bố áp suất dọc theo cột ống khaithác như sau:

dL

dV V d

V g

dL

dP

hh hh

hh .

2 cos

hh .

 : Tổn hao do quán tính hay gia tốc (0 – 10%)

P - Áp suất của dòng sản phẩm tại vị trí xem xét

 hh - Khối lượng riêng của hỗn hợp lỏng – khí

D - Đường kính ống khai thác (mm)

V - Vận tốc của hỗn hợp lỏng khí

L- Chiều dài ống khai thác

2.2.2 Xác định các thông số cơ bản của hỗn hợp lỏng – khí

a Xác định vận tốc pha

Vận tốc pha là vận tốc giả thiết chỉ có một mình pha ấy chuyển động trong ống

- Vận tốc pha khí: Vk được xác định theo công thức sau:

Vk =

A

(2.15)

Trong đó: - qk - lưu lượng khí

- A - tiết diện ống nâng

- Vận tốc pha lỏng V1 được xác định theo công thức sau:

V1 =

A

(2.16)Trong đó: q1 là lưu lượng pha lỏng

Trong thực tế thường xảy ra là dòng chảy hai pha, do vậy ta phải xác định vậntốc thực của pha lỏng và pha khí

- Vận tốc thực của pha khí : Vvk =

k k

Sk, S1 : Tiết diện của pha khí và pha lỏng

- Vận tốc của hỗn hợp lỏng- khí được xác định theo công thức sau :

Vhh = 1

A

q q

k k

b Khối lượng riêng của hỗn hợp lỏng – khí (  hh )

Khối lượng riêng của hỗn hợp được xác định theo công thức sau :

k

q q

q q

k k l

k

k l hh

q q

q q

k k l

l hh

q q

q q

k

k k

V V q

hh

V V q q q V

V q q q

1 1



Mật độ của pha lỏng  l được xác định theo côngthức sau :

n d

d d

d

q q

- Theo chế độ chảy ta xác định  như sau :

* Hệ số Raynol Nre được xác định theo công thức sau :

64

* Nếu 3000 < Nre < 3.106m chế độ chảy rối, hệ số

, 1

Phương trình (2.23) chỉ thỏa mãn điều kiện là dòng chảy ổn định và bỏ qua lựcquán tính.

Sau đây chúng ta xác định các thông số làm việc của dòng chảy

a Xác định mật độ của dòng chất lỏng

Để tính mật độ của dòng chất lỏng ta sử dụng công thức sau :

k k n n d

d

(2.24) Mật độ của dầu khí nước được xác định theo công thức :

d  dch  Bd ( P  P0)

n  nch  Bn( P  P0)

T ZP

PT

kch k

Bd, Bn : Là hệ số thể tích của dầu và nước

P0, T0 : Áp suất và nhiệt độ 1at, 200C (ở đktc)

P – P0 : Áp suất nén

P,T : Áp suất và nhiệt độ ở thời điểm đang xem xét

Z: Hệ số lệch khỏi khí lý tưởng (Z =0,7 1,2 : thực ; Z = 1 : khí lý tưởng)

qn =

d

dch n

q



) 1

Qk : Thể tích khí đã được bơm ép vào giếng

Pbh : Áp suất bão hòa

c Xác định độ chứa dầu, nước và khí

k n

d

d d

q q

d

n n

q q

d

k k

q q

Tbt, TS : Nhiệt độ đứng và nghiêng tương ứng

Tbh: Nhiệt độ bão hoà

X: Độ dài từ miệng giếng tới điểm trên thành ống có nhiệt độ là T

L : Chiều dài ống

d Xác định độ nhớt của pha lỏng

n d

n n d

d l