L ỜI MỞ ĐẦU
3.3.4Áp suất và nhiệt độ tầng chứa Mioxen
Để mô phỏng tầng chứa Mioxen đã tiến hành thử vỉa ở 3 giếng VA-1X, VA- 2X, VA-3X người ta cũng tính toán nhiệt độvà áp suất ở độ sâu 1729,5mTVDSS (độsâu tại đó tồn tại ranh giới dầu-nước) theo bảng 3.10 sau:
Bảng 3.10 Nhiệt độvà áp suất tầng Mioxen. [1]
B10 Mioxen hạ VA-1X VA-2X VA-3X
Chiều sâu đặt gauge (mTVDSS) 1664,1 1674,8 1686,7 Piở chiều sâu đặt gauge (psia) 2421 2440 2436
Tở gauge (0F) 185,1 183,9 183,2
Datum (mặt chuẩn mTVDSS) 1729,5 1729,5 1729,5
Piở mặt chuẩn (psi) 2488 2506 2500
Tở mặt chuẩn (0F) 189,8 187,6 185,5
Tại ranh giới dầu nước ở chiều sâu trung bình là 1729,5 mTVDSS xác định được áp suất trung bình của tầng B10 là 2500 psi ( áp suất vỉa ban đầu khi chưa khai thác), nhiệt độ vỉa ban đầu là 187,6 0F (~860C).
CHƯƠNG 4 : CƠ SỞ LÝ THU 4.1 Cơ sở lý thuyết.
4.1.1 Giới thiệu về lý t
Trong bất kỳ giếng kh vỉa cho tới bình tách trên
suất. Sự dịch chuyển đó của chất l Thắng được lực masat t
Nâng chất lưu khai thá Hệ thống khai thác củ phần nhưhình 4.1.
Hình 4.1Sơ đ Khi chất lưu từ vỉa ch trên các thành phần ( xem
Ơ SỞ LÝ THUYẾT VÀ PHƯƠNG PHÁP GIẢI
TÀI
thuyết.
thiệu về lý thuyết điểm nút trong hệ thống khai thác
giếng khai thác thì chất lưu được khai thác sẽ di trên bề mặt, chúng sẽ trải qua sự thay đổi của ển đó của chất lưu đòi hỏi phải có năng lượng nhằ
ực masat trong hệthống khai thác. t lưu khai thác lên bềmặt qua tubing.
thác của một giếng có thể được đơn giản hóa
Sơ đồ hệ thống khai thác đơn giản của một giế vỉa chảy qua hệ thống khai thác sẽ xảy ra sự ần ( xemhình 4.2).
HÁPGIẢI QUYẾT ĐỀ
hai thác.
thác sẽ di chuyển từ vị trí đổi của nhiệt độ và áp
ng nhằm
ản hóa gồm các thành
ủa một giếng [6]
Hình 4.2 Sự Tổn ha Trong đó : r P : Là áp su Pwfs: Áp suất v Pwf : Áp suất đá Pwh: Áp suất Psep: Áp suất b PST(tại vị trí B ΔP1= Pr ΔP2= Pwfs ΔP3= Pwf ΔP4= Pwh ΔP5= PB - ΔPT= Pr
Tổn hao áp suất trên các thành phần hệ thống khai t (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
: Là áp suất trung bình của khoảnh cung cấp dầu : Áp suất vùng cận đáy giếng (psi)
: Áp suất đáy giếng (psi) suất miệng giếng (psi) : Áp suất bình tách (psi)
ại vị trí B) : Áp suất bể chứa dầu (psi)
- Pwfs= Tổn hao áp suất trong lỗ hổng vỉa chứ
fs- Pwf = Tổn hao áp suất trong vùng cận đá
f - Pwh= Tổn hao áp suất trong ống khai thác
h - Psep= Tổn hao áp suất trong đường ống vận tới bình tách
- Psep = Tổn hao áp suất trong đường ống vận c tới bể chứa dầu
r
P - PST = Tổng Tổn hao áp suất trong toàn b
ần hệ thống khai thác [6]. ng cấp dầu (psi) hổng vỉa chứa ận đáy giếng khai thác ng ống vận chuyển ng ống vận chuyển ong toàn bộ hệ thống
Sự thay đổi của áp su làm di chuyển của chất lư giếng từ vỉa phụ thuộc v sự giảm áp trong hệ thống các lực cản do dòng chảy hàm tương quan với độ giả
Q Lưu lượng cân bằng tr
thống bằng với tổng tổn hao áp su
Trong đó : ΔPclà sự tổ Sự tổn hao áp suất tron phận: Từ vỉa tới đáy giếng, ống dẫn trên bề mặt (xem
Hình 4.3
Thuật ngữ điểm nút được chọn nằm trong khoảng chiaở điểm nút nà y. Khi
áp suất rất quan trọng bởi nó là nguyên nhân chất lưu qua hệ thống khai thác. Lượng chất lưu thuộc vào sự giảm áp trong hệ thống ống khai thác
hệ thống ống lại phụ thuộc vào lượng chất lưu chảy gây ra. Thực tế cho thấy thì lưu lượng khai i độ giảm áp suất qua thành phần của hệ thống kh
Q = f(Δp) (4.1
bằng trong hệ thống xảy ra khi tổn hao áp suất ng tổn hao áp suất ở các thành phần trong hệ thống
r
P –Pbình tách= ΣΔPc(q) (4.2
là sự tổn hao áp suất tại các thành phần trong hệ t suất trong hệ thống khai thác có thể được mô tả
giếng, từ đáy giếng lên bề mặt thông qua ống ặt (xem hình 4.3).
Hình 4.3 Sựtổn hao ápsuất trong hệ thống khai thác [ nút trong hệ thống khai thác được hiểu là ng khoảng từ vỉa cho tới bình tách và hệ thống
Khi dòng chảy qua tất cả thành phần phía tr
nhân chính gây ra lực chất lưu chảy vào trong
khai thác, và ngược lại chất lưu chảy qua nó bởi ng khai thác q là một hệ thống khai thác. 4.1) p suất của toàn bộ hệ ng hệ thống. (4.2) ong hệ thống mô tả bao gồm các bộ qua ống khai thác và các g khai thác [6] hiểu là một vị trí bất kỳ ệ thống sẽ được phân phía trước (upstream)
của hệ thống so điểm nút thì đó được coi là dòng chảy vào. Dòng chảy qua các thành phần phía sau (dowstream) của hệ thống so điểm nút gọi là dòng chảy ra. Khái niệm về dòng chảy vào và dòng chảy ra so điểm nút có thể diễn tả trong 2 phương trình sau: (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
Dòng chảy vào (upstream) so điểm nút : Pr P(uptream) Pnút (4.3)
Dòng chảy ra (downstream) so điểm nút : Pbình tách P( owd nstream) Pnút (4.4) Mối quan hệ giữa lưu lượng và áp suất trong từng bộ phận của hệ thống khai thác được xác định tại vị trí điểm nút đã chọn.
Lưu lượng chất lưu đi qua một nút trong hệ thống được xác định khi mà thỏa mãn haiđiều kiện :
- Lưu lượng dòng chảy vào phải bằng lưu lượng dòng chảy ra . - Chỉtồn tại một giá trị áp suất duy nhất tại điểm nút .
4.1.2 Khái quát về hiệu suất dòng chảy vào IPR (Inflow PerformanceRelationship). Relationship).
Dòng chảy vào IPR thể hiện mối quan hệ giữa lưu lượng với sự giảm áp của dòng chảy vào tại điểm nút. Nhưng thông thường trên thực tế để đơn giản hóa khi nghiên cứu thì nhiều nhà khoa học coi vị trí điểm nút trùng với vị trí đáy giếng, do đó dòng IPR ta xét ở đây thể hiện mối quan hệ giữa lưu lượng dòng vào với áp suất của đáy giếng.
4.1.2.1 Nghiên cứu dòng chảy trong vỉa
a. Định luật Darcy
Định luật Darcy là phương trình đầu tiên của dòng chảy thể hiện mối tương quan định lượng giữa lưu lượng với áp suất và tính chất của đá và chất lưu, định luật này được áp dụng cho dòng chảy 1 pha, chảy tầng (chảy phẳng). Tuy nhiên cũng mở rộng được dòng chảy nhiều pha. Dòng chảy rối không tuân theo định luật Darcy.
Phương trìnhđịnh luật Darcy có thể được biểu diễn như sau:
( )
q k dp v
A µ dr (4.5)
k A d p q
d r
µ (4.6)
Trong đó: q là lưu lượng chất lưu (cm3/s) trong bán kính r, A (A = 2πrh) là diện tích thiết diện cho dòng chảy có bán kính r, (dp/dr) là gradient áp suất trong bán kính r, v là vận tốc biểu kiến, (cm/s), µ là độ nhớt chất lưu (cP). Công thức trên được tính cho đơn vị Daxi.
Định luật Daxi được áp dụng với các điều kiện : Dòng chảy tầng (laminar flow)
Chế độchảyổn định. Chất lưu không chịu nén. Vỉa đồng nhất.
Tách biến và lấy vi phân phương trình (4.6) , với A = 2πrh ta được
w 2 w e e f P r p r q dr dp kh r µ π (4.7) Suy ra w w 2 ( ) ln ( / ) f k h P P q B r r π µ (4.8) Trong đó:
Pe, Pwf: Áp suất miền cấp và áp suất đáy giếng (at).
w
,
r r : bán kính miền cấp và bán kính lòng giếng (cm).
B (rb/stb) là hệ số thể tích của chất lưu
Trong khai thác mô hình dòng chảy của chất lưu trong vỉa tới đáy giếng được mô tả là dòng chảy tia hướng tâm theo phương ngang, mô hình hình trụ (hình 4.4).
Thông thường trong điều kiện dòng chảy ổn định (steady flow) trong vỉa, ta toán sự suy giảm áp suất từ vị trí miền cấp có áp suất pe(hay Pr áp suất trung bình của khoảnh cấp bởi việc tính toán Pe rất khó) tới đáy giếng khai thác có suất pwf, mà tương ứng với nó ta có bán kính miền cấp revà bán kính lòng giếng rw nên phương trình (4.8) có thể viết :
2
q (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
Trong khai thác thì ph trường để tính toán như phư
0, q Hình 4.4 Do thực tế mô hình khoảnh hình tròn, dođó Dietz gọi đó là hệ số hình dạng Dietz đưa ra thời gian không thứ khai thác trong trạng thái trong hình 4.5 đối với mỗ trạng thái bánổn định. w w 2 ( ) ln( / ) r f e kh P P B r r π µ (
thì phương trình (4.9) thường được chuyển sang h toán như phương trình (4.10).
w w 0, 00708 ( P ) ln( / ) r f e kh P Bµ r r (4.10
Hình 4.4 Mô hình dòng chảy hình trụ trong vỉa [ ô hình dòng chảy tới giếng không còn là trung
đó Dietz đãđưa ra hệ số hiệu chỉnh hình dạng ạng Dietz kí hiệu là CA (xem hình 4.5). Trong
g thứ nguyên tDA(tDA kt c A
φ µ ) đó là thời gian ạng thái chuyển tiếp, cho tới khi mà giá trị tDA
với mỗi dạng hình học thì khi đó giếng không nh.
(4.9)
yển sang đơn vị công
(4.10)
ng vỉa [6]
trung tâm miền cấp ạng miền cấp mà ta Trong hình này cũng i gian hợp lý mà giếng ị tDA vượt qua giá trị không khai t hác dưới
Ngoài ra khi khoan hoặc hoàn thiện giếng những đới xung quanh giếng khoan sẽ bị ảnh hưởng bởi dung dịch khoan hoặc xi măng làm cho đới này giảm về độ thấm hơn so với vỉa và hiện tượng đó gọi là hiện tượng skin. Chúng được mô tả nhưhình 4.6.
Hình 4.6 Mô tả hiện tượng skin trong vỉa [3] Phươngtrình Darcy mở rộng trong trường hợp này có dạng
w w 0, 0 0 7 0 8 ( ) 2, 6 5 7 ln ln r f e A kh P P q r B S r C µ (4.11)
Phươngtrình (4.10) và (4.11) được tính theo đơn vị công trường. Trong đó:
q = Lưu lượng chất lưu (bpd) k = Độ thấm (mD)
h = Chiều dày tầng chứa (ft)
w ,
r f
P P = Áp suất trung bình của vỉa và áp suất đáy giếng (psi)
B = Hệ số thể tích của chất lưu (rb/stb) µ = Độ nhớt chất lưu (cP)
revà rw= Bán kính miền cấp và bán kính lòng giếng (ft), CA= Hệ số hình dạng Dietz
S = Hệ số skin.
Đới ảnh hưởng của hiệu ứng skin gây ảnh hưởng tới thay đổi áp suất trong lòng giếng. Trong những trường hợp lòng giếng bị nhiễm bẩn, hiệu ứng skin cũng làm tổn haosuy giảm của áp suất vỉa.
Tổn hao áp suất vùng cận đáy giếng do hiện tượng skin là:
2 skin q P S kh µ π (4.12) b. Phương trình khuếch tán.
Phương trình khuếch tán là những phương trình vi phân riêng làm cơ sở để nghiên cứu dòng chảy của chất lưu trong đá. Nghiệm của phương trình này với các điều kiện biên khác nhau giúp ta phân tích chế độ chảy tương ứng với áp suất chuyển tiếp. Để giải phương trình này, cần chấp nhận các giả thiết sau: (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
1.Chế độdòng chảy tầng (dùng định luật Daxi)
2. Dòng chảy một chất lưu (không có ảnh hưởng của độ thấm tương đối). 3. Vỉa nằm ngang (không có thành phần trọng lực trong định luật Daxi). 4. Dòng chảy tia (hướng tâm).
5. Độ co giãn thể tích -độ nén không đổi.
6. Độ nhớt, độ thấm, độ rỗng không thay đổi theo áp suất, thời gian và phương hướng.
7. Gradien áp suất -độ nén nhỏ.
Tuy nhiều giả thiết như vậy nhưng phương trình khuếch tán được áp dụng đối với dòng chảy của chất lưu thực trong vỉa, nó xác định mối quan hệ giữa áp suất và thời gian đối với các chế độ chảy khác nhau.
Hạn chế lớn nhất của phương trình khuếch tán là giả thiết (5) vì khiđộ bão hòa khí trong hệ có giá trị đáng kể thì dòng chảy không tuân theo giá trị này nữa.
Khi đưa vào khai thác, áp suất giếng bị tác động bởi dung dịch khoan (quanh lòng giếng) và vỉa bao quanh nó. Khi hiệu ứng lòng giếng giảm, dòng chảy vào giếng ở trạng thái chảy chuyển tiếp. Muộn hơn, hiệu ứng của biên được quan sát ở giếng. Có một giai đoạn chuyển tiếp cho đến khi tất cả hiệu ứng biên tác động lên quan hệ áp suất – thời gian ở giếng khai thác rồi sau đó giếng bắt đầu có dòng ổn
định. Phương trình cơ bản dòng chảy tia của chất lưu trong môi trường xốp đồng nhất có dạng : 1 k p p r C r r r t ρ φ ρ µ x (4.13)
Hiện nay có rất nhiều phương pháp giải phương trình (4.13) phụ thuộc vào điều kiện ban đầu và điều kiện biên đặt ra. Phương pháp thông dụng nhất gọi là phương pháp lưu lượng ổn định coi điều kiện ban đầu trong một khoảng thời gian xác định vỉa ở trạng thái áp suất cân bằng pivà giếng khai thác dầu với lưu lượng q không đổi ở lòng giếng r = rw.
Ba điều kiện áp dụng trong việc giải phương trình trên: 1) Trạng thái chảy tức thời.
2) Trạng thái bán ổn định.
3) Trạng thái ổn định được áp dụng vào các khoảng thời gian khác nhau sau khi bắt đầu khai thác với các điều kiện biên khác nhau.
Điều kiện dòng chảy chuyển tiếp (chảy ngắn, transient flow)
Điều kiện này chỉ áp dụng trong giai đoạn ngắn sau khi nhiễu áp đãđược tạo ra trong vỉa. Đối với dòng chảy tia hướng tâm nhiễu áp này gây bởi thay đổi lưu lượng giếng ở r = rw. Khi điều kiện chảy này được áp dụng ta giả thiết rằng phản hồi áp suất trong vỉa không bị chi phối bởi sự có mặt của nước ở biên ngoài do đó vỉa được coi như có biên vô tận. Điều kiện này được áp dụng chủ yếu để khảo sát giếng khi lưu lượng của nó được thay đổi một cách chủ ý và kết quả phản hồi áp suất ở lòng giếng được đo và phân tích trong khoảng thời gian ngắn cỡ ít giờ sau khi việc thay đổi lưu lượng xảy ra. Do vậy trừ khi vỉa rất nhỏ không cảm thấy hiệu ứng biên và về mặt toán học vỉa được coi là vô tận.
Điều kiện bán ổn định
Điều kiện này được áp dụng đối với vỉa đã khai thácđược một thời gian đủ dài nên cảm nhận được ảnh hưởng của biên ngoài (vỉa biên hữu hạn).
Điều kiện ổn định
Điều kiện ổn định bắt buộc, sau giai đoạn chảy ngắn (chảy chuyển tiếp) đối với giếng khai thác một khoảnh hoàn toàn mở ở bên ngoài. Giả thiết rằng đối với lưu lượng khai thác không đổi dầu được hút trong khoảnh cân bằng với lượng chất lưu xâm nhập vào biên hở của khoảnh, do đó:
P = Pe= constở r = re (4.14)
Và p 0
t cho tất cả r và t (4.15)
Điều kiện này xấp xỉ với điều kiện khi áp suất vỉa được giữ bằng năng lượng nước tự nhiên xâm nhập hoặc bằng bơm ép nước. Thực tế điều kiện của trạng thái bánổn định vàổn định không bao giờ đáp ứng được trong vỉa.
4.1.2.2 Đặc tính dòng IPR.
4.1.2.2.1 Dòng chảy đơn pha (single phase).
Dòng chảy đơn pha từ vỉa chảy vào đáy giếng ở đây ta chỉ xét cho chất lưu không chịu nén (chất lỏng). Trong trường hợp một vỉa, dòng đơn pha chỉ xảy ra khi mà áp suất trung bình của khoảnh cấp (P) là lớn hơn áp suất bão hòa (Pb). Định luật Darcy tổng quát được miêu tả theo phương trình 4.11. Phương trình này có thể rút gọn thành w ( f ) q J p p (4.15) Trong đó : w 0, 00708 2, 657 ln e ln A kh J r B S r C µ
được gọi là chỉ số sản phẩm (stb/psi.d).
Khi đó phương trình 4.11 có thể biểu diễn trên đồ thị có dạng là một đường thẳng với J là hệ số góc của đường thẳng (xem hình 4.7).
Dòng chảy mở tuyệt đối (absolute open flow - AOF) được định nghĩa như là lưu lượng khai thác từ vỉa sẽ đạt cực đại khi mà áp suất đáy giếng bằng 0 (Trên thực tế điều này không thể xảy ra).
Hình 4. (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
4.1.2.2.2 Dòng chảy đa
Trong quá trình khai không có sự can thiệp để trị áp suất bão hòa (Pb) quan trọng là định luật Darc chúng ta thay thế độ thấm của chất lưu kef (phụ thuộ
chất lưu đó). Để so sánh t thông thường người ta tính giữa độ thấm hữu hiệu k
công thức 4.16)
Mối quan hệ giữa độ hoặc nước) được biểu diễn tr
Hình 4.7Đường IPR đối dòng chảy đơn pha [6
ảy đa pha
khai thác thì áp suất vỉa có xu thế giảm xuống