THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT LIÊN TỤC CHO GIẾNG 1009MSP10Ở MỎ BẠCH HỔ

MỤC LỤC DANH SÁCH HÌNH CÁC HÌNH VẼ DANH SÁCH CÁC BẢNG BIỂU LỜI MỞ ĐẦU 1 CHƯƠNG 1:TỔNG QUAN VỀ ĐỊA CHẤT VÀ QUÁ TRÌNH KHAI THÁC DẦU Ở MỎ BẠCH HỔ 2 1.1. Vị trí địa lý – đặc điểm tự nhiên mỏ Bạch Hổ 2 1.1.1. Vị trí địa lý mỏ Bạch Hổ 2 1.1.2. Đặc điểm tự nhiên 2 1.2. Tính chất vật lý của vỉa sản phẩm và của chất lưu trong vỉa 3 1.2.1. Khái quát địa chất khu vực 3 1.2.2. Tính chất vật lý của vỉa sản phẩm 4 1.2.2.1. Đặc trưng về chiều dày. 4 1.2.2.2. Đặc trưng về độ chứa dầu. 4 1.2.2.3. Tính dị dưỡng. 6 1.2.2.4. Tính không đồng nhất: 7 1.2.3. Tính chất của chất lưu trong điều kiện vỉa. 8 1.2.3.1. Các tính chất của dầu trong điều kiện vỉa. (Bảng 1.3) 8 1.2.3.2. Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu. 9 1.2.3.3. Đặc tính hóa lý của dầu tách khí. 10 1.2.3.4. Các tính chất của nước vỉa. 10 1.2.3.5. Các đặc trưng vật lý thủy động học. 11 1.2.4. Nhiệt độ và gradient địa nhiệt. 11 1.2.4.1. Gradient địa nhiệt (GDN) các đá phủ trên móng. 11 1.2.4.2. Gradient địa nhiệt đá móng. 11 CHƯƠNG 2: LÝ THUYẾT DÒNG CHẢY TRONG VỈA DẦU VÀTRONG GIẾNG KHAI THÁC. 12 2.1. Dòng chảy của chất lưu từ vỉa vào giếng. 12 2.1.1. Mục đích và cơ sở nghiên cứu. 12 2.1.1.1. Mục đích. 12 2.1.1.2. Cơ sở nghiên cứu. 12 2.1.2. Các yếu tố ảnh hưởng đến dòng chảy của chất lỏng và khí từ vỉa vào đáy giếng. 15 2.1.2.1. Sự không hoàn thiện của giếng. 15 2.1.2.2. Mức độ nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng. 20 2.2. Dòng chảy của hỗn hợp dầu khí trong ống đứng và ống nghiêng. 24 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. 25 2.2.2.1. Xác định vận tốc pha: 25 2.2.2.2. Khối lượng riêng của hỗn hợp lỏng – khí: 26 2.2.2.3. Độ nhớt của hỗn hợp lỏng – khí : 26 2.2.2.4. Hệ số ma sát : 27 2.2.3. Phương pháp tính áp suất phân bố của dòng chất lỏng – khí trong ống khai thác 28 2.2.3.1. Xác định mật độ của dòng chất lỏng : 28 2.2.3.2. Xác định lưu lượng: 28 2.2.3.3. Xác định độ chứa dầu, nước và khí : 29 2.2.3.4. Xác định độ nhớt của pha lỏng: 29 2.2.3.5. Xác định hệ số Raynolds (NRe): 29 CHƯƠNG 3:CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC PHỔ BIẾN VÀ CƠ SỞ LÝ LUẬN CHỌN PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO GIẾNG THIẾT KẾ. 31 3.1. Các phương pháp khai thác cơ học phổ biến. 31 3.1.1. Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm pitton cần và máy bơm guồng xoắn: 31 3.1.1.1. Bản chất của phương pháp : 31 3.1.1.2. Ưu điểm : 32 3.1.1.3. Nhược điểm: 32 3.1.1.4. Phạm vi ứng dụng: 32 3.1.2. Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm : 32 3.1.2.1. Bản chất của phương pháp : 32 3.1.2.2. Ưu điểm : 33 3.1.2.3. Nhược điểm 33 3.1.2.4. Phạm vi ứng dụng : 34 3.1.3. Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm điện ly tâm điện ngầm: 34 3.1.3.1. Bản chất của phương pháp : 34 3.1.3.2. Ưu điểm : 34 3.1.3.3. Nhược điểm : 35 3.1.3.4. Phạm vi ứng dụng : 35 3.1.4. Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift : 36 3.1.4.1. Bản chất của phương pháp : 36 3.1.4.2. Ưu điểm : 36 3.1.4.3. Nhược điểm : 37 3.1.4.4.Phạm vi ứng dụng : 37 3.2. Cơ sở lý luận chọn phương pháp gaslift cho giếng thiết kế. 37 CHƯƠNG 4: THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT 41 4.1. Giới thiệu chung: 41 4.1.1. Nguyên lý hoạt động của phương pháp : 41 4.1.2. Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả của phương pháp Gaslift. 42 4.2. Các phương pháp khai thác dầu bằng gaslift. 42 4.2.1. Phương pháp gaslift liên tục: 42 4.2.2. Phương pháp Gaslift định kỳ: 43 4.3. Các cấu trúc cơ bản của hệ thống ống nâng khi khai thác dầu bằng gaslift 44 4.3.1. Sơ đồ cấu trúc hệ thống khai thác dầu bằng Gaslift: 44 4.3.1.1. Giếng khai thác bằng phương pháp Gaslift theo chế độ vành xuyến: 45 4.3.2. Tính toán cột ống nâng : 47 4.3.2.1. Tính toán cột ống nâng khi khống chế lưu lượng khai thác: 48 4.3.2.2. Tính toán cột ống nâng khi không khống chế lưu lượng khai thác: 49 4.4..Xác định độ sâu đặt van bằng phương pháp giải tích: 50 4.5. Khởi động giếng: 53 4.5.1. Quá trình khởi động giếng: 53 4.5.2. Xác định áp suất khởi động: 53 4.5.3. Các phương pháp làm giảm áp suất khởi động: 54 4.5.3.1. Các phương pháp làm giảm h : 55 4.5.3.2. Các phương pháp làm giảm : 55 4.5.3.3. Phương pháp chuyển từ chế độ vành xuyến sang chế độ trung tâm: 56 CHƯƠNG 5: THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT LIÊN TỤC CHO GIẾNG 100910 Ở MỎ BẠCH HỔ 57 5.1. Các thông số của giếng thiết kế 57 5.2. Tính toán cột ống nâng cho giếng thiết kế 58 5.2.1. Xác định chiều dài cột ống nâng L 58 5.2.2. Xác định đường kính cột ống nâng d 59 5.3. Thiết lập biểu đồ tính toán độ sâu đặt van gaslift. 60 5.3.1. Xác định đường cong phân bố áp suất lỏng khí trong cột ống nâng (đường số 1) 60 5.3.2. Xây dựng đường phân bố áp suất thuỷ tĩnh (đường số 2). 60 5.3.3. Xây dựng đường phân bố áp suất khí nén ngoài cần (đường số 3) 61 5.3.4. Xây dựng đường gradient nhiệt độ của khí nén ngoài cần (đường số 4) 61 5.3.5. Xây dựng đường gradient nhiệt độ của chất lỏng trong cần (đường 5) 61 5.4. Xác định độ sâu đặt van và các đặc tính của van. 62 5.4.1. Van 1 62 5.4.1.1. Xác định độ sâu đặt van 1 như sau: 62 5.4.1.2. Xác định đường kính van 62 5.4.1.3. Xác định áp suất mở van ở điều kiện chuẩn 15,50C (600F) 64 5.4.2. Van số 2 64 5.4.3. Van số 3 65 5.4.4. Van số 4 67 5.4.5. Van số 5 68 CHƯƠNG 6: THIẾT BỊ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT 78 6.1. Thiết bị bề mặt 78 6.1.1. Thiết bị miệng giếng 79 6.1.1.1. Chức năng nhiệm vụ của thiết bị miệng giếng 79 6.1.1.2. Cấu tạo thiết bị miệng giếng: 90 6.1.3. Hệ thống thu gom xử lý 82 6.1.3.1. Mụch đích và nhiệm vụ 83 6.1.3.2. Nguyên lý làm việc của hệ thống thu gom và xử lý dầu. 84 6.1.4. Hệ thống máy nén khí 85 6.1.5. Các loại bình tách 85 6.1.5.1. Bình tách ngang HC16 86 6.1.5.2. Bình tách đứng. 87 6.2. Thiết bị lòng giếng 87 6.2.1. Nhiệm vụ và chức năng của thiết bị lòng giếng 87 6.2.2. Sơ đồ thiết bị lòng giếng. (Hình 6.5) 88 6.2.3. Chức năng, nhiệm vụ của các thành phần thiết bị lòng giếng 90 6.2.3.1. Phễu định hướng 90 6.2.3.2. Nhippen 90 6.2.3.3. Ống đục lỗ 90 6.2.3.4. Van cắt 90 6.2.3.6. Thiết bị bù trừ nhiêt 93 6.2.3.7. Van tuần hoàn 94 6.2.3.8. Manderl 95 6.2.3.9. Van an toàn sâu 95 6.2.3.10. Các loại ống khai thác 96 6.3. Van gaslift 97 6.3.1. Chức năng và phân loại van Gaslift 97 6.3.1.1. Chức năng 97 6.3.1.2. Phân loại van Gaslift 97 6.3.2. Nguyên lý cấu tạo và nguyên tắc hoạt động của van gaslift 98 6.3.2.1. Nguyên lý cấu tạo 98 6.3.2.2. Nguyên tắc hoạt động của van gaslift. 99 6.4. Van Gaslift 103 CHƯƠNG 7: SỰ CỐ VÀ PHỨC TẠP TRONG KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT 113 7.1. Sự hình thành nút cát ở đáy giếng khai thác 113 7.1.1. Nguyên nhân phát sinh 113 7.1.2. Biện pháp phòng ngừa 113 7.1.3. Biện pháp khắc phục 114 7.2. Sự lắng đọng paraffin trong ống khai thác và đường ống 114 7.2.1. Nguyên nhân phát sinh 114 7.2.2. Biện pháp phòng ngừa 114 7.2.3. Biện pháp khắc phục 115 7.3. Sự tạo thành những nút rỉ sắt trong khoảng không gian vành xuyến 116 7.3.1. Nguyên nhân phát sinh 116 7.3.2. Biện pháp khắc phục 116 7.4. Sự lắng tụ muối trong ống nâng 117 7.4.1. Nguyên nhân phát sinh 117 7.4.2. Biện pháp ngăn ngừa 117 7.4.3. Biện pháp khắc phục 117 7.5. Sự tạo thành nhũ tương trong giếng 118 7.5.1. Nguyên nhân phát sinh 118 7.5.2. Biện pháp khắc phục 118 7.6. Các sự cố về sự hoàn thiện của thiết bị 118 7.6.1. Sự rò rỉ của các thiết bị chịu áp lực 118 7.6.2. Các thiết bị hư hỏng 118 7.7. Sự cố về công nghệ 119 7.7.1. Áp suất nguồn cung cấp không ổn định 119 7.7.2. Sự cố cháy 119 CHƯƠNG 8: AN TOÀN LAO ĐỘNG VÀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG 121 8.1. Vai trò của công tác an toàn trong khai thác dầu khí 121 8.2. Các yêu cầu đối với công tác an toàn lao động trên giàn khoan 121 8.2.1. Yêu cầu đối với người lao động 121 8.2.2. Yêu cầu đối với các thiết bị máy móc 122 8.2.3. An toàn cháy 122 8.2.4. An toàn trong sửa chữa và các công việc khác 123 8.3. An toàn lao động trong công tác khai thác dầu bằng phương pháp gaslift 123 8.3.1. Yêu cầu chung 123 8.3.2. Yêu cầu an toàn khi khai thác 123 8.4. Bảo vệ môi trường 124 KẾT LUẬN 126 TÀI LIỆU THAM KHẢO 127

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

NGUYỄN NGỌC TÂN LỚP: KHOAN – KHAI THÁC K57VT

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP

ĐỀ TÀI:

THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT

LIÊN TỤC CHO GIẾNG 1009-MSP10 Ở MỎ BẠCH HÔ

HÀ NỘI, 5-2017

TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

NGUYỄN NGỌC TÂN LỚP: KHOAN- KHAI THÁC K57VT

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP

ĐỀ TÀI:

THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT

LIÊN TỤC CHO GIẾNG 1009-MSP10 Ở MỎ BẠCH HÔ

GIÁO VIÊN HƯỚNG DẪN

Th.S-TRẦN HỮU KIÊN

GIÁO VIÊN CHẤM

GVC TS NGUYỄN THẾ VINH

HÀ NỘI , 5-2017

MỤC LỤC

DANH SÁCH HÌNH CÁC HÌNH VẼ

St

1 Hình 2.1 Đường cong áp suất xung quanh giếng 17

2 Hình 2.2 Các dạng không hoàn thiện thủy động lực của giếng 18

5 Hình 4.1 Nguyên lý hoạt động của phương pháp khai thác

6 Hình 4.2 Sơ đồ cấu trúc hệ thống khai thác bằng Gaslift 45

7 Hình 4.3 Sơ đồ cấu trúc vành xuyến một cột ống 47

8 Hình 4.4 Đồ thị xác định Pde theo L và Rtu 50

9 Hình 4.5 Sơ đồ nguyên tắc tính toán chiều sâu đặt van 52

10 Hình 4.6 Sơ đồ biến thiên áp suất theo thời gian khi khởi động 54

11 Hình 4.7 Sơ đồ phương pháp hóa khí vào chất lỏng 56

13 Hình 5.2 Đồ thị xác định đường áp suất lỏng khí trong ống nâng 70

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

20 Hình 6.5 Sơ đồ cấu trúc thiết bị lòng giếng 87

25 Hình 6.10 Sơ đồ nguyên lý cấu tạo của van gaslift 97

26 Hình 6.11 Sơ đồ nguyên lý quá trình đóng mở van gaslift kiểu 99

buồng khí bằng áp suất khí nén

27 Hình 6.12 Sơ đồ nguyên lý cấu tạo của trạm nạp khí thử van

BẢNG QUY ĐÔI ĐƠN VỊ TÍNH TOÁN

LỜI MỞ ĐẦU

Trong chiến lược phát triển nền kinh tế của đất nước ta, ngành công nghiệp dầukhí đóng vai trò rất quan trọng Nhiệm vụ của chúng ta không những đẩy nhanhviệc tăng tốc độ khoan và đưa vào khai thác các mỏ dầu mới mà còn tìm cách nângcao hệ số thu hồi Đối với các giếng khai thác khi năng lượng vỉa giảm dần đến lúckhông còn khả năng tự phun hay hoạt động tự phun theo chu kỳ với lưu lượng nhỏ,

để phục hồi và gia tăng sản lượng, nâng cao hệ số thu hồi dầu một trong các phươngpháp có hiệu quả nhất là đưa ngay các giếng sang khai thác cơ học Thực nghiệmcho thấy rằng, trong các phương pháp khai thác cơ học việc dùng máy bơm thủy lựcngầm hay máy bơm ly tâm điện chìm đạt hiệu quả kinh tế không cao khi khai thác ở

mỏ Bạch Hổ và có nhiều hạn chế nhất là các giếng có chiều sâu lớn và hàm lượngkhí lớn Để giải quyết vấn đề trên một trong các phương pháp khai thác cơ học hiệnnay đang được dùng ở Xí nghiệp liên doanh dầu khí Vietsovpetro (XNLD) là khaithác bằng phương pháp gaslift

Với sự cố gắng của bản thân trong thời gian tìm hiểu thực tế, cùng với sự hướngdẫn nhiệt tình trực tiếp của thầy TRẦN HỮU KIÊN, cùng với toàn thể các thầy côgiáo trong bộ môn Khoan – Khai thác Trường ĐH Mỏ - Địa chất, các cô chú trongXNLD Vietsovpetro đã giúp đỡ em hoàn thành nghiên cứu đề tài

“Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift”

Tuy nhiên, do thời gian thực tế có hạn cộng với trình độ hiểu biết còn hạn chếnên đồ án này không tránh khỏi những thiếu sót Kính mong được sự góp ý phêbình của thầy cô và các bạn đồng nghiệp để bản đồ án này được hoàn thiện hơn.Qua đây em xin chân thành cảm ơn thầy Trần Hữu Kiên cùng toàn thể các thầy

cô trong bộ môn Khoan – Khai thác Trường ĐH Mỏ - Địa chất đã giúp đỡ em hoànthành đồ án này

Em xin chân thành cám ơn !

Hà Nội, tháng 05 năm 2017

Sinh viên:

Nguyễn Ngọc Tân

CHƯƠNG 1:TÔNG QUAN VỀ ĐỊA CHẤT VÀ QUÁ TRÌNH KHAI THÁC

DẦU Ở MỎ BẠCH HÔ 1.1 VỊ TRÍ ĐỊA LÝ – ĐẶC ĐIỂM TỰ NHIÊN MỎ BẠCH HÔ

1.1.1 Vị trí địa lý mỏ Bạch Hổ

Bồn trũng Cửu Long nằm phía Đông Bắc thềm lục địa Việt Nam với tọa độ địa lý

90 ÷ 110 vĩ độ Bắc, 1060 ÷ 1090 kinh độ Đông, kéo dài dọc bờ biển Phan Thiết đếncửa sông Hậu Bồn trũng Cửu Long có diện tích 25.000 km2, phía Đông Nam đượcngăn cách với trũng Nam Côn Sơn bởi đới Nam Côn Sơn, phía Tây Nam được ngăncách với bồn trũng vịnh Thái Lan bởi khối nâng Korat, phía Tây Bắc nằm trên gầnrìa của khối địa Kontum

Mỏ Bạch Hổ thuộc lô 09 nằm trong bồn trũng Cửu Long, cách bờ biển khoảng

100 km và cảng Vũng Tàu 120 km về hướng Nam – Đông Nam nơi có căn cứ điềuhành sản xuất xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro (SNLD VSP)

1.1.2 Đặc điểm tự nhiên

Thềm lục địa Nam Việt Nam kéo dài từ Phan Thiết đến Hà Tiên, bao gồm mộtphần của Biển Đông và một phần của vịnh Thái Lan Ở phần Đông Bắc thềm lụcđịa có độ dốc lớn, chiều rộng hẹp Đặc biệt có khối nâng Côn Sơn với chiều dài hơn

100 km, ngoài ra ở đây còn phát triển một số đảo nhỏ

Thềm lục địa Nam Việt Nam được thành tạo chủ yếu do trầm tích biển và nhữngnhánh sông Đổ ra thềm lục địa này có nhiều con sông mà lớn nhất là sông CửuLong Hàng năm sông Cửu Long đổ ra biển hàng trăm triệu tấn phù sa

Bờ biển kéo dài theo hướng Đông Bắc – Tây Nam, địa hình đấy biển phức tạp Ởkhu vục bể Cửu Long, vùng cửa sông địa hình đáy bồn trũng rất đa dạng bao gồmsông ngầm, bãi cát ngầm Khu vực mỏ Bạch Hổ có chiều sâu nước biển khoảng 50

m, ở đây còn có các đảo san hô ngầm ở phía Đông Nam của mỏ Mức độ chấn độngkhu vực mỏ, khu cực mỏ va khu đất liền lân cận không quá 6 độ ricter (theo kết quảquan sát nhiều năm của trạm khí tượng)

Về dòng chảy: do tác động của gió mùa tạo lên các dòng chảy đối lưu ở vùngbiển Đông Ngoài ra, do sự tác động khác nhau về khối lượng nước, chế độ gió,thủy triều, địa hình đáy biển và cấu tạo đường bờ biển tạo ra các dòng chảy khácnhau là dòng thủy triều và dòng trôi dạt Tốc độ cực đại của dòng chảy trong khuvực khoảng 0,3 ÷ 0,7 m/s Biển có chế độ bán nhật chiều Dòng trôi dạt hình thành

do sự kết hợp giữa dòng tuần hoàn khu vực và dòng gió bề mặt tạo ra Tốc độ đạtkhoảng 0,77 ÷ 1,5 m/s.

Về sóng biển, chia làm hai chế độ:

Chế độ gió mùa đông, kéo dài từ tháng 11 đến tháng 4 năm sau, hướng gió chủyếu là Đông Bắc – Tây Nam với chiều cao từ 2 ÷ 4 m và cực đại lên đến 6 m

Chế độ sóng gió mùa, kéo dài từ tháng 1 đến tháng 10 và hướng gió chủ yếu làĐông Bắc và Tây Nam Sóng thấp và tương đối ổn định, chiều cao khoảng 0,5 ÷ 2

m và cực đại tới 5 m

Khí hậu của khu vực đặc trưng cho vùng khí hậu cận xích đạo là nhiệt đới giómùa và chia làm hai mùa rõ rệt: mùa khô (mùa đông) kéo dài từ tháng 1 đến tháng 4năm sau, có nhiệt độ trung bình từ khoảng 24 ÷ 300C, chủ yếu là gió mùa Đông Bắc.Mùa mưa (mùa hè) kéo dài từ tháng 5 đến tháng 10, có gió mùa Tây Nam, hay cómưa to, ngắn Đây là vùng khí hậu nóng nực, nhiều ánh sáng mặt trời Độ ẩm trungbình của vùng khoảng 60%, lượng mưa phân bố không đều, riêng lượng mưa vềmùa mưa chiếm khoảng 85-90% lượng mưa cả năm, trung bình khoảng 2700mm/năm

Vùng này có hai chế độ gió mùa: chế độ gió mùa đông thổi từ tháng 11 đến cuốitháng 5 năm sau với hướng gió Đông Bắc hoặc Đông- Đông Bắc Đây là thời kỳbiển động nhất trong năm gây nguy hiểm cho các hoạt động trên biển Chế độ giómùa hè có gió Tây Nam từ tháng 6 đến tháng 9, đây là thời kỳ thuận lợi cho hoạtđộng trên biển Còn vào những giai đoạn chuyển tiếp (tháng 4 ÷ 5 và tháng 11) gióđổi hướng

1.2 TÍNH CHẤT VẬT LÝ CỦA VỈA SẢN PHẨM VÀ CỦA CHẤT LƯU TRONG VỈA

1.2.1 Khái quát địa chất khu vực

Thềm lục địa Việt Nam chạy dọc theo phía Đông và Nam bán đảo Đông Dương,

có diện tích 300.000 km2 Đây là một phần của thềm lục điạ sunda, là một trong cácthềm lục địa lớn nhất thế giới của phần cấu trúc Đông Nam Á Trũng Cửu Longnằm trên thềm lục địa Đông Nam Việt Nam và là vũng khai thác dầu chính của ViệtNam Bồn trũng có kích thước khoảng 300x100 km và có diện tích khoảng 25.000

km2 Phía Tây Bắc giáp đơn nghiêng Trà Tân, phía Đông Nam là khối nâng CônSơn Phạm vi bồn trũng chia ra làm ba đơn vị kiến tạo chính Mỏ Bạch Hổ nằm ở lô

1.2.2 Tính chất vật lý của vỉa sản phẩm

1.2.2.1 Đặc trưng về chiều dày

Việc phân chia chiều dày hiệu dụng trong đá móng rất khó khăn do sự có mặt của

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 vòmBắc thấy đá không chứa, chỉ ghi nhận thấy ở giếng khoan GK – 91 Trên vòm Bắcchiều dày tầng 23 thay đổi từ 11,6 ÷ 57,6m, trung bình là 13,6 m, chiều dày hiệudụng chứa dầu là 11,3 m; đá chứa của tầng bị phân ra từ 2 đến 5 vỉa bởi các lớp sétkết mỏng, hệ số phân lớp trung bình là 3,6 với hệ số biến đổi là 0,28, hệ số cát(phần chứa trong chiều dày chung của tầng) là 0,45 với hệ số biến đổi 0,3 Trên vòmTrung Tâm tầng 23 có chiều dày là 40,8 m (6,4 ÷ 58,8 m) với hệ số biến đổi là 0,41,chiều dày hiệu ứng chứa dầu khoảng 8,4m, hệ số phân lớp là 0,5 còn hệ số cát là 0,34với hệ số biến đổi 0,58

Trầm tích sản phẩm Oligoxen Dưới nói chung chỉ phát triển ở vòm Bắc, bị vát nhọn ởcánh Tây của vòm và ở trên vòm Trung Tâm Tại đó, đá chứa tốt nhất trên vòm Bắc, chiềudày chung thay đổi từ 35 ÷ 268,2m, trung bình là 149m, với hệ số biến đổi là 0,41 chiềudày hiệu dụng (ứng với chiều dày chứa dầu của vỉa chưa xác định được ranh giới dầu –nước) thay đổi từ 0m (ở ranh giới vát nhọn) đến 146,4m Chiều dày hiệu dụng trung bìnhtrong số +7,5m, với hệ số giếng khoan riêng biệt xác định được 18 ÷ 20 vỉa vát Hệ số cáttrung bình là 0,39 với hệ số biến đổi tương đương nhỏ 0,29 Hệ số biến đổi của chiều dàychứa dầu là 0,71 Liên kết tỷ mỉ lát cắt giếng khoan gặp nhiều khó khăn Các đứt gãy làmtăng mức độ không liên tục của vỉa

Chiều dày đá móng được tính ở độ sâu tuyệt đối 4046m (chiều sâu này ứng với giếngkhoan GK – 4221 cho dòng dầu không lẫn nước) Tại vòm Bắc, chiều dày chung củamóng thay đổi từ 0 ÷ 375 m, trung bình là 322 m, với hệ số biến đổi là 0,40 Trên vòmTrung Tâm chiều dày chung của đá móng nằm trong khoảng từ 0 ÷ 987 m, trung bình là

690 m với hệ số biến đổi là 0,30 Chiều dày hiệu dụng của đá móng nứt nẻ theo tài liệu địavật lý giếng khoan là 9,4 ÷ 91,3 % (ở vòm Bắc) và 41,8 ÷ 89,2 % (ở vòm Trung Tâm)chiều dày của đá móng do các giếng khoan mở ra

1.2.2.2 Đặc trưng về độ chứa dầu.

Trữ lượng dầu cơ bản tập trung ở tầng 23 thuộc Mioxen dưới, tầng VI đến tầng 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 chứadầu 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 1.1)

Bảng 1.1 Đặc trưng các thân dầu trong đá trầm tích

Độ sâuranhgiớidầunước

Kíchthước(km)

Chiềudày(m)

Chiềudàyhiệudụng(m)

Độrỗng(%)

Độ bãohòa dầu(%)

-2913-3816-2835

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

13437

202020

575757Trung

Tâm

1TT2TT

-2879-2829

4,6x1,08,2x2,0

173

2919

5757

34,421,4

1614

6665Phía Đông vòm

27,218,3

1412

1967Phía Đông vòm

Trung Tâm +

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 dịchthủy nhiệt, nứt nẻ kiến tạo, đứt gãy chuyển dịch cùng với việc tạo thành các đớiMionit (đới phá huỷ kiến tạo) hạ theo các mặt trượt, nứt và co lại trong quá trìnhđông đặc hỗn hợp Macma Kết quả thành tạo đá chứa dạng hang hốc, còn kênh dẫnchủ yếu là cá khe nứt Cần chú ý rằng rất nhiều đá móng không tạo thành màng

bảo cho sản lượng cao, phát triển ở phạm vi vòm Trung Tâm và dọc theo sườn tâycủa vòm Bắc Ngược lại, vòm Bắc có tính dị hướng kém khả năng cho sản phẩmthấp ở các giếng khoan Ngoài ra, trong phạm vi vòm Bắc ở phần trên đá móng pháthiện thấy đới đá rắn chắc, đới “tôi cứng” của móng, đới này hầu như không chứadầu và không tham gia vào thể tích hiệu dụng của thân dầu.

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

Ranh giới thân dầu (ranh giới cấp 2 – C2) chạy qua độ sâu tuyệt đối – 4121 m(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 – 4046 m

Bảng 1.2 Đặc trưng của dầu trong đá móng

Kíchthước(km)

Chiềudày(m)

Chiềudày trungbình(m)

Độrỗng(%)

Độbão hòadầu(%)

lý số liệu của nghiên cứu cùng với việc sử dụng các giá trị chiều dày hiệu dụngtrong khoảng bộ lọc (khoảng bắn mở vỉa) của giếng khoan

Cát kết chứa sản phẩm ở tầng 23 vòm Bắc có độ rỗng nằm trong khoảng 14 ÷

28 % theo số liệu Krota Giá trị trung bình để tính trữ lượng bằng 20 % rất phù hợpvới kết quả phân tích mẫu lõi cũng như số liệu địa vật lý giếng khoan Độ bão hòadầu trong đá chứa 57% được kết luận theo kết quả Krota Độ rỗng và độ bão hòadầu tầng 23 vòm Trung Tâm thực tế có giá trị trùng với vòm Bắc (độ rỗng 19% và

độ bão hòa dầu 57%)

So với trầm tích Mioxen, trầm tích chứa sản phẩm Oligoxen dưới đặc trưng bằng

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 phần trăm Địa vật lý giếng khoan nghiên cứu nhữngkhoảng lớn hơn rất nhiều trong đó các đới hang hốc và nứt nẻ không được nghiêncứu bằng mẫu lõi Theo tài liệu địa vật lý giếng khoan đã xác định được nhữngkhoảng độ rỗng rất cao tới 8,5% , còn độ rỗng trung bình có chiều dày hiệu dụngkhoảng 4,3% Khi tính trữ 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%, đámóng (được đánh giá bằng phương pháp gián tiếp) vào khoảng 85%

1.2.2.4 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 các Mioxencao 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 chovòm Bắc 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 tậpkhông đồng nhất

Các thân dầu Oligoxen Hạ:

Theo tài liệu địa vật lý và tài liệu mẫu lõi trong giếng khoan thuộc tầng Oligoxen

Hạ cho thấy mặt cắt các tầng sản phẩm rất không đồng nhất được xen kẽ bởi các lớp

tính không đồng nhất của các đối tượng khai thác cho thấy rằng trong các đối tượng

đá có chứa độ rỗng như Oligoxen Hạ thường không đồng nhất Hệ số phân lớp và

hệ số cát của tầng Oligoxen Hạ lần lượt là 10,8 và 0,39

Nói chung khi đánh giá mức độ không đồng nhất của các tầng sản phẩm có thểnói rằng trầm tích sản phẩm Oligoxen là kém đồng nhất hơn cả Mức độ phân lớplớn nhất tới 20 vỉa Hệ số phân lớp trung bình là 19,8%

1.2.3 Tính chất của chất lưu trong điều kiện vỉa.

1.2.3.1 Các tính chất của dầu trong điều kiện vỉa (Bảng 1.3)

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

Theo các giá trị áp suất bão hòa và tỷ trọng khí hòa tan, dầu trong nhóm III tương

tự như dầu Oligoxen dưới Trên cơ sở các mô hình thực nghiệm có thể khẳng định

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

Tỷ suấtkhí dầu(m3/T)

Hệ sốthể tích

Độ nhớtdầu vỉa(MPa.s)

Tỷ trọngdầu vỉa

+ 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 0.83 và phân tử lượng 251,15g/mol để tínhtoán cho tầng đá móng và Mioxen Hạ, còn sử dụng dầu có trọng lượng riêng là 865kg/m3 và phân tử lượng là 300 g/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 dầutách khí của các nhóm và đáp ứng với các đặc tính trung bình

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

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

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

140180130130130130160120130Khí hòa tan trong dầu thuộc loại khí béo và rất béo Trong thành phần của chúnglượng C2+ là 22,7 ÷ 39 % Theo chiều từ Mioxen đến đá móng độ béo của khí giảmdần, 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 vàhàm lượng Cacbondioxit thấp (0,09 ÷ 0,61 %), hàm lượng khí Nitơ từ 1,0 ÷ 2,8 %với các giá trị dị thường là 9,85 % ở Oligoxen Trên

1.2.3.3 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, ítlưu 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 ÷ 34 0C

1.2.3.4 Các tính chất của nước vỉa

Trong các trầm tích của tầng Mioxen Dưới thường gặp 2 loại nước chính là: nướcCanxiclorua (CaCl2) và nước Natrihydrocarbonat (NaHCO3) Đặc điểm của loạinước NaHCO3 là có độ khoáng hóa thấp (6,64 g/l) chỉ nhận biết trong vòm Bắc,nước vòm Nam thuộc loại CaCl2 có độ khoáng hóa cao hơn (16 g/l), đồng thời độkhoáng hóa gia tăng theo hướng Tây Nam Nước thuộc trầm tích Oligoxen Hạ đượclấy từ vỉa lăng kính nằm trên các tầng sản phẩm thuộc loại NaHCO3 có độ khoánghóa thấp hơn (5,4 g/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 tantrong nước là 1,54 ÷ 3,0% và lượng Nitơ là 1,29 ÷ 2,8%

1.2.3.5 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, hàmlượng nước dư, dầu dư, các giá trị của độ thấm pha tương đối của nước, dầu tươngứng với các 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

sử dụng 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

1.2.4 Nhiệt độ và gradient địa nhiệt.

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

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

Những đo đạc trong các giếng mở vào thân dầu tuổi Mioxen Hạ, Oligoxen cóquy luật như sau:

- Cùng chiều sâu như nhau, giếng nào nằm ở vùng đá móng nâng cao thì nhiệt độ caohơn, 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 2800 m xuống gặp đá móng ở độ sâu

3100 m, GDN có giá trị trong khoảng 4 ÷ 50C.Các lớp phủ này gặp đá móng ở sâuhơn (3300 m) thì GDN từ 3,8 ÷ 40C Tại vòm Bắc các lớp nằm ở độ sâu 2800 m trởxuống gặp đá móng ở 3500 ÷ 3700 m, GDN thay đổi từ 3,5 ÷ 50C Các lớp phủ gặpmóng sâu hơn (4000 m) thì GDN từ 3 ÷ 40C

1.2.4.2 Gradient địa nhiệt đá móng

Do ảnh hưởng của lớp phủ Mioxen và Oligoxen và do vị trí mỗi vòm khác nhaucho nên nhiệt độ các vùng trên mặt đá móng khác nhau Nhưng sau khi đi vào móng

ở độ sâu nào đó (có thể chon là 4300 m) 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 4300 m có nhiệt độ là 157,50C

CHƯƠNG 2: LÝ THUYẾT DÒNG CHẢY TRONG VỈA DẦU VÀTRONG

GIẾNG KHAI THÁC.

2.1 DÒNG CHẢY CỦA CHẤT LƯU TỪ VỈA VÀO GIẾNG.

2.1.1 Mục đích và cơ sở nghiên cứu.

2.1.1.1 Mục đích.

Để nghiên cứu dòng chảy của chất lỏng và khí từ vỉa vào giếng khoan, người ta

xác định mối phụ thuộc của vận tốc thấm F

Q

v= hoặc lưu lượng Q đối với các đặcđiểm cơ bản của giếng và của vỉa sản phẩm như:

Thì:

Vận tốc thấm tăng liên tục và đạt Vmax ở thành giếng Vận tốc thấm tăng dẫn đếnsức cản thủy lực tăng Do vậy để chuyển dịch cho một đơn vị thể tích chất lỏng từvỉa vào giếng cần phải tăng thêm năng lượng cho một đơn vị chiều dài chuyển dịchnghĩa là phải tăng thêm ΔP

2.1.1.2 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 (m)

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:

g

R i i r

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

Pv = = constThì: 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 rằngtrong quá trình khai thác thì xung quanh đáy giếng tạo nên phễu áp suất Đườngcong này có dạng như hình 2.1

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

Q =

ln

1lnln

ah g

C R

r

ϕϕ

Nếu dòng chảy là chất khí thì công thức có dạng:

− =

0

.( ) .ln

−

(2.5)Trong đó:

B0: là hệ số thể tích của khí

P0: là áp suất trung bình P0 =

Hình 2.1: Đường cong áp suất 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 chịu nén

+ Chấy lưu không chịu nén + Chất lưu ít nén

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.

2.1.2.1 Sự không hoàn thiện của giếng.

Các công thức (2.4), (2.5) chỉ đúng với các giếng đã hoàn thiện về mặt thủy độnglực nghĩa là giếng đã hoàn thành về đặc tính mở vỉa và mức độ mở vỉa, giếng được

mở trên toàn bộ chiều dày của vỉa sản phẩm và phần vỉa sản phẩm không chốngống Tuy nhiên, trên thực tế các giếng khai thác đều không hoàn thiện về mặt thủyđộng lực

Hình 2.2: Các dạng không hoàn thiện thủy động lực của giếng

Giếng thân trần không chống ống đến đáy

Giếng chống ống đến đáy nhưng không hoàn thiện đặc tính mở vỉa

Giếng mở vỉa không hết tầng sản phẩm

Giếng không chống ống đến đáy và không hoàn thiện dặc tính mở vỉa

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

Sự không hoàn thiện về mức độ mở vỉa (hình c)

Sự không hoàn thiện về đặc tính mở vỉa (hình b)

Sự không hoàn thiện về đặc tính mở vỉa và mức độ mở vỉa (hình a,d)

Sự không hoàn thiện giếng tạo nên sự cản trở bổ sung tại vùng cận đáy giếng Dovậy, lưu lượng chất lỏng thực tế chảy từ vỉa vào đáy của những giếng này bao giờ

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

r

πµ

− + (2.6)Trong đó:

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 trung cho sự không hoàn thiện về mức độ mở vỉa

Hệ số C phụ thuộc vào:

+ Số lỗ bắn ở ống chống

+ Đường kính lỗ bắn

+ Đặc tính phân bố của các lỗ bắn trên bề mặt ống chống

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

mở vỉa…

Hệ số C được xác định theo nhiều phương pháp khác nhau, có ba phương phápchính 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 thiện vớilưu lượng của giếng hoàn thiện

ln

1lnln

ah g

C R

r

ϕϕ

Ta biết C = C1 + C2

B.I.Surop xác định C1 và C2 theo phương pháp sau:

Phương pháp xác định C1:

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

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

- 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 vẽ một đồ thị biểu diễn nhiều đường cong, mỗi đường congứng với một giá trị a nhất định

Hình 2.3 Đồ thị xác định C 1

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:

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 kínhquy đổi Khi đó ta có công thức:

.ln

v d h

qd

k h P P Q

R B

r

πµ

−

=

(2.8)Trong đó : rqd : là bán kính quy đổi

Ngoài những hệ số không hoàn thiện của giếng theo đặc tính mở vỉa C1 và mức

độ mở vỉa C2, trạng thái của giếng còn bị ảnh hưởng do sự nhiễm bẩn của vùng lâncận đáy giếng, tức là do có sự thay đổi độ thẩm thấu của vùng lân cận đáy giếngtrong quá trình khoan, bơm trám xi măng , sửa giếng và trong suốt quá trình khaithác dầu khí và được đặc trưng bởi hệ số C3 Bên cạnh đó còn có hệ số C4 đặc trưngcho mức độ phá hủy định luật thấm tuyến tính Darxi Giá trị C4 khác với C1,C2,C3 ởchỗ là một hệ số thay đổi theo lưu lượng giếng khai thác mà khi lưu lượng khai thácnhỏ thì C4 có thể 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

Do ảnh hưởng của tất cả các giá trị C1, C2, C3, C4 làm cho quá trình chuyển độngcủa 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 Hiệntượng này 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 tăng lưulượng 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

πµ

∆

=

+ (2.9)

2 lg

s s s s

k h P Q

r r

πµ

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

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

- Khi ks < k, S > 0, độ thấm của vùng cận đáy giếng giảm, vùng này bị nhiễm bẩn.

- 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

Các thành phần hiệu ứng Skin

Hiệu ứng Skin bao gồm một số hiệu ứng làm thay đổi năng suất của giếng so vớinăng suất của giếng được hoàn thiện tự nhiên, tức là giếng khoan lý tưởng (khoan

mở hết vỉa sản phẩm, phần thu sản phẩm không có ống chống, không bắn mở vỉa vàkhông làm nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng) Tuy vậy giếng khoan trong thực tếthường chịu ảnh hưởng của các yếu tố sau:

- 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

- Tác động của xử lý và kích thích giếng

- Tác động của sự kết cấu ống chống

- Tỷ số giữa khoảng bắn mở vỉa và tổng chiều dày của vỉa

- Hiệu ứng do nghiêng ống chống

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.Những yếu tố làm tăng hệ số skin như sau:

+ Các loại dung dịch rửa, dung dịch đệm, vữa xi măng bơm trám dưới ápsuất cao

+ 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 nhữngyếu tố trên thì vùng cận đáy giếng cũng bị nhiễm bẩn do cặn bã chất lỏng, thànhphần hạt rắn cùng parafin dồn tắc làm giảm độ thấm đất đá vỉa Theo thời gian vàsản lượng khai 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

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

để làm giảm hệ số Skin, khôi phục độ thấm của vỉa Tùy thuộc vào cấu trúc đáygiếng, tính chất đá vỉa sản phẩm, áp suất vỉa hiện tại và trữ lượng dầu còn lại mà ápdụng các biện 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:

h k r

r Q

s

2

lg

S r

r Q

s

2

) (lg

P s

2

2 1

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

Từ công thức (2.14)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 đểtạo dòng chảy chất lưu từ vỉa vào giếng Do đó, để gia tăng dòng chảy từ vỉa vàogiếng và tăng độ tiếp nhận của giếng bơm ép (giảm giá trị hệ số skin S, tăng hệ sốthấm ks) cần có các giải pháp công nghệ và kỹ thuật tác động lên vùng cận đáygiếng Có thể sử dụng các giải pháp kỹ thuật sau:

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

Đối với công nghệ hoàn thiện giếng: Lựa chọn kiểu hoàn thiện giếng phù hợp vớiđiều 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 lớnnhất.

Đối với công nghệ sửa chữa giếng: Khi giếng khai thác bị nhiễm bẩn làm giảmlưu 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 với 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 (OKT) chiếm

tỷ lệ đáng kể trong các quá trình nghiên cứu thuỷ động lực học giếng khoan cả về lýthuyết và thực nghiệm Vấn đề nghiên cứu dòng chảy nhiều pha rất phức tạp cầnphải am hiểu đầy đủ quá trình chuyển động của nó dọc theo cột ống khai thác Nhìnchung dòng chảy của hỗn hợp lỏng khí trong quá trình khai thác là dòng chảy củahỗn hợp khí hoà tan trong pha lỏng Lượng khí hoà tan trong một đơn vị thể tíchpha lỏng phụ thuộc vào áp suất và nhiệt độ Vì vậy trong quá trình chuyển động từđáy giếng đến miệng giếng, do nhiệt độ và áp suất thay đổi nên thể tích của khí tự

do và mật độ thể tích của pha lỏng luôn luôn thay đổi Để nghiên cứu quá trìnhchuyển động này chúng ta cần phải xác định được các thông số của hỗn hợp đó 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 Poeman

và Carpeute, phương pháp Winker và Smit … ở đây ta nghiên cứu phương pháp củatác 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 ốngkhai thác như sau:

(2.15)

Trong đó :

: Tổn hao do thay đổi độ cao (thành phần thế năng 70 -90%)

: Tổn hao do áp suất (10 – 30%)

: 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

- Góc nghiêng so với phương thẳng đứng

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

2.2.2.1 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 = (2.16)

Trong đó: - q k - lưu lượng khí

- A - tiết diện ống nâng

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

dL

dV V d

V g

2

ρ

λρ θ

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

- Vận tốc thực của pha khí : Vtk = = (2.18)

- Vận tốc thực của pha lỏng : Vtl = k

l V

ϕ

= Aϕ

q l

(2.19)

: Độ chứa thực của pha khí =

: Độ chứa thực của pha lỏng : l

ϕ

=

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

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

- Vận tốc trượt Vtr : thường Vk ≠ Vl nên sinh ra vận tốc trượt giữa hai pha khí

và lỏng

Vtr = Vtk – Vtl

2.2.2.2 Khối lượng riêng của hỗn hợp lỏng – khí:

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

k k V

k A

2.2.2.3 Độ nhớt của hỗn hợp lỏng – khí :

ρ ρ ϕ1 ρ ϕ

ϕ

l k

k

k

k

q q

q q

l k

k k l k

k l hh

q q

q q

ρ

l k

k k l l hh

q q

q q

=

tl

tr l

k

k k

V

V q

k

k k

tl

tr l

k

k l

hh

V

V q

q

q

V

V q

q

q

11

d

d d

d

q q

Độ nhớt của hỗn hợp hỏng-khí ( ) được xác định theo công thức sau :

- Theo chế độ chảy ta xác định như sau :

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

γ

d v

* Nếu 3000 < Nre < 3.106m chế độ chảy rối, hệ số được xác định theo công

: là độ chứa thực của pha khí

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

Khi tính toán chuyển động của dòng lỏng- khí trong ống khai thác bằng Gasliftngười ta dùng phương trình vi phân của Hagedoer- Brown :

k

315 , 0 Re

6 , 0

N

k

315 , 0 Re

2 , 1 13 , 1

dP

+

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

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)

)(P P0

PTkch

l f q

ρρ

d

dch n

l f q

ρ

ρ

) 1

qk =

Pbh : Áp suất bão hòa.

2.2.3.3 Xác định độ chứa dầu, nước và khí :

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

(

k n d

d d

q q

q

q

++

ϕ

k n d

n n

q q q

q

++

ϕ

k n d

k k

q q q

q

+ +

ϕ

X L

T

T s bt

.+

n d

n n d d l

ϕ ϕ

ϕ µ ϕ µ µ

+

+

=

µπ

ρρ

ρ

d

q q

q d d n n k k)(

Từ công thức trên ta xác định được , vậy ta có công thức sau :

Trên cơ sở các công thức (2.24) và (2.32) ta có thể xác định được độ sâu dẫn dầukhí vào ống khai thác, lưu lượng khí nén và phân bố áp suất dọc theo thành ốngkhai thác

λ

5 2

)(

8

d

q q

hh hh

π ρ

CHƯƠNG 3:CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC PHÔ BIẾN

VÀ CƠ SỞ LÝ LUẬN CHỌN PHƯƠNG PHÁP GASLIFT

CHO GIẾNG THIẾT KẾ.

3.1 CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC PHÔ BIẾN.

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

cơ học

Mục đích áp dụng phương pháp cơ học là nhằm bổ sung thêm năng lượng bênngoài (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 lỏngtrong giếng hoặc để giảm mật độ của dòng sản phẩm trong ống khai thác nhằm tăngchênh áp ( P = PV – Pđ)

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

tự phun của giếng dầu càng lâu càng tốt Khi chế độ tự phun không thể thực hiệnđược, người ta phải nghiên cứu và tìm ra các giải pháp khai thác dầu bằng phươngpháp cơ học Tuy nhiên dựa theo nguyên lý truyền năng lượng mà các phương phápkhai thác cơ học được phân loại theo các nhóm sau: truyền lực bằng cần, truyền lựcbằng thuỷ lực, truyền lực bằng điện năng và truyền lực bằng khí nén cao áp

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

3.1.1.1 Bản chất của phương pháp :

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

hạ xuống thì dầu tràn qua van ngược đi lên phía trên, khi pitton di chuyển lên phía

∆

trên thì van ngược sẽ đóng lại và nâng dầu lên mặt đất Cứ như vậy dầu đượcchuyển từ đáy giếng lên mặt đất.

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

3.1.1.2 Ưu điểm :

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

- Hệ thống cấu tạo cơ học tương đối đơn giản;

- Dễ dàng thay đổi tốc độ khai thác cho phù hợp.;

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

- Quá trình vận hành đơn giản hiệu quả;

- Ứng dụng với giếng có lưu lượng nhỏ và khai thác ở nhiều tầng sản phẩm, ở áp suấtthấp, nhiệt độ và độ nhớt cao;

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

3.1.1.3 Nhược điểm:

- Hệ thống bơm pitton cần nặng cồng kềnh không phù hợp cho việc khai thác dầu khítrên biển;

- Rất nhạy cảm với trường hợp có paraffin;

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

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

3.1.1.4 Phạm vi ứng dụng:

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

mỏ ở Trung Cận Đông và các mỏ ở Mỹ Các mỏ này có chung đặc điểm là vỉa sảnphẩm có độ sâu không lớn, đang trong giai đoạn khai thác giữa và cuối đời của mỏ,

có áp suất đáy giếng thấp dao động trong khoảng 10 ÷ 15at Bơm pitton cần chỉ sửdụng có hiệu quả trong những giếng có lưu lượng khai thác < 70 tấn/ngđ Do điềukiện khai thác trên biển bằng giàn cố định hay giàn tự nâng có diện tích sử dụngnhỏ nếu áp dụng phương pháp này sẽ có nhiều điểm hạn chế so với các phươngpháp khai tác cơ học khác Phương pháp này không được áp dụng ở mỏ Bạch Hổ