Trong đó ED: hệ số đẩy dầu
EV : hệ số quét chiều dày
EP : hệ số quét diện tích – phụ thuộc vào mạng lưới giếng.
EVEP : hệ số quét thể tích 3.1.2 Hệ số đẩy dầu ER
Figure 1: thí nghiệm đẩy dầu
L : Chiều dài băng.
B, h : Chiều rộng và chiều dày băng.
L’ : Chiều dài vùng chuyển tiếp dầu nước. Lot : Chiều dài vùng chảy có dầu.
Kw, Ko, �w, �o : Độ thấm hữu hiệu đối với nước, dầu và độ nhớt tương ứng.
P’, P” : Áp suất vào và ra của vùng chuyển tiếp.
Hệ số đẩy dầu ED được xác định trong phòng thí nghiệm bằng mô hình tuy nhiên do mô hình nhỏ nên không phản ánh được hết tính phức tạp của đối tượng khai thác
Công thức đơn giản tính ED : ED =
3.1.3 Hệ số quét diện tích EP
Hệ số quét diện tích EP phụ thuộc vào các yếu tố : • Mạng lưới giếng bơm ép.
• Độ bất đẳng hướng của độ thấm bên trong. • Tính linh động M
• Độ ngập của giếng khai thác fw.
Mạng lưới giếng bơm ép:
Trường hợp lý tưởng: vỉa đồng nhất, đẳng hướng và liên tục người ta phân chia thành nhiều mạng lưới. Mỗi mạng lưới được áp dụng cho 1 mô hình cụ thể của vỉa nhằm thu được EP cao nhất.
Đối với vỉa có cấu trúc phức tạp phải chọn mạng thay đổi cho phù hợp không nhất thiết phải dạng hình học đều đặn. Thực tế cho thấy trường hợp cấu trúc phức tạp thường bơm ép theo mạng hỗn hợp. Theo nghiên cứu mô hình mạng 5 điểm EP có thể đạt 78,6%, mạng 4 điểm đều đạt 98,6%, mạng 7 điểm đạt 60%, mạng thẳng đạt 60%.
Độ bất đẳng hướng của độ thấm bên trong.
Độ bất đẳng hướng của độ thấm được biểu diễn dưới tỷ số độ thấm theo 2 chiều vuông góc và chiều song song. Ngoài ra giá trị EP còn phụ thuộc mạng lưới bơm ép.
Tính linh động M.
Trong tính toán nước thay thế dầu và bơm ép nước t thường dùng M - tính linh động của nước dầu có công thức sau:
M=
Độ ngập của giếng khai thác.
Để thể hiện độ ngập của giếng ta dùng thông số fw
hoặc fw =
Với qo, qw: lưu lượng dầu, nước 3.1.4 Hệ số quét chiều dày EV
Hệ số quét chiều dày phụ thuộc chủ yểu vào độ thấm và biến thiên của nó theo mặt cắt. biến thiên độ thấm được thể hiện qua hệ số VDP
– đó là hệ dố Dykstra – Paron: VDP = (K + K0) / K
Với K: là độ thấm trung bình , (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
K0 : độ thấm ứng với độ lệch tiêu chuẩn trên độ thấm trung bình
Phần trăm mẫu có độ thấm lớn x 100%
Trong đó N : tổng số mẫu
i : số lượng mẫu xếp theo khoảng từ độ thấm nhỏ nhất tới lớn nhất
xác định VDP theo đồ thị
3.2 Mô hình KGD
• Mô hình KGD được Khristianovitch và Zheltov (1955) dựa trên các giả định về điều kiện ứng suất bề mặt trong mặt phẳng ngang phát triển mô hình đầu tiên
• Sau này được phát triển them bởi Geertsma và De Klerk (1969)
• Tiết diện ngang có hình dạng elip còn tiết diện thảng có hình chữ nhật:
• W(0,t) ~ • P ~ •
• q: cường độ bơm ép 3.3 Mô hình PKN
• Năm 1961 Pwrkins và Kern dựa trên điều kiện ứng suất bề mặt phát triển mô hình thứ 2 mang tên PKN
• Điều kiện trên tồn tại khi có hạn chế lớn, các khe nứt được giới hạn trong 1 khu vực nhất định
• Tiết diện ngang của khe nứt trong mặt phẳng thẳng đứng vuông góc với trục dọc của khe nứt chủ yếu giữ được hình dạng elip có chiều cao không thay đổi nhưng cạnh khe nứt ở sâu trong vỉa uốn tròn lại vào trong
• W(0,t)~ • P~
• W: bề rộng của khe nứt • X: chiều dài của khe nứt • H: chiều cao
3.4 Mô hình PKN với Leak-of
• Carter xây dựng hệ thống cân bằng về tốc độ dòng chảy. Tại thời điểm bất kì, tỷ lệ bơm ép vào 1 bên của đứt gãy bằng tổng các tổn thất khác nhau cộng với tốc độ phát triển của các đứt gãy
• =2() d + (w + 2Sp) +A
• qi : tổng tỷ lệ bơm ép, • CL là hệ số tổn thất • Sp là spurt loss
• Giải phương trình cân bàng sau ta có thể thu thập được diện tích bề mặt đứt gãy A theo thời gian t và chiều rộng của đứt gãy w, khi chiều rộng được coi là hằng số nó có thể dùng để phát triển chiều rộng vào cuối giai đoạn bơm ép
• A(t) = (2) erfc() + -1] =
3.5 Mô hình nứt vỉa PKN-C
• Valko và Ecobomides (1995) cho rằng mối quan hệ giữa các tính chất đất đá, chiều rộng của các vết nứt tại các giếng khoan không rò rỉ là không chính xác => học cải tiến công thức với chất lỏng phi Newton đc xác định như sau
• wf= x x
• Trong đó n là số mũ không thứ nguyên K là chỉ số đồng nhất 3.6 Penny-Shaped or Radial Model
• Trong mô hình này, các đứt gãy được giả định lan truyền trong mặt phẳng và hình dạng đối xứng với điểm được bơm ép
• Các nghiên cứu về mô hình này được thực hiện trong khối đá nhô bởi Abe et al. ( Abe et al. 1976) trong đó chỉ ra chất lỏng phân bố đều và tỉ lệ bơm ép không đổi
3.7 Mô hình 3D
• Mô hình 3D mô tả các đứt gãy trong không gian, (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
• Các mô hình này phát triển trên lý thuyết cơ bản của cơ chết đứt gãy đàn hồi tuyến tính cùng với các tác động hỗn hợp của các dòng chảy
• Các vết nứt ban đầu lan truyền theo chiều ngang và theo chiều dọc sau đó thay đổi tùy thuộc vào các đưt gãy tự nhiên
3.8 Mô hình P-3D
• Khi chính xác hóa các quá trình nứt vỉa thành nhiều lớp mô hình 3D được coi là không chính xác từ đó Settarri và Cleary đã giới thiệu mô hình P-3D các vấn đề về lan truyền dọc đã được giải quyết bằng phương trình tích trên 1 tập hợp điểm Chebyshev
4 Shale gas và nứt vỉa thủy lực tại US 4.1 Giới thiệu
Shale gas, ngợi ca như một số một thay đổi ngoạn mục và thậm chí là một "cuộc cách mạng thầm lặng 'ở Mỹ, đang quyết liệt thay đổi cảnh quan năng lượng trong nước với những tác động của thị trường quốc tế. Các cơ sở dự trữ đáng kể và dốc tăng sản xuất trong nước đã thay đổi thị trường khí đốt thiên nhiên quốc tế, giải phóng khí tự nhiên hoá lỏng (LNG) về năng suất và hạ giá hợp đồng trong khu vực như châu Âu và Nga. Trong khi khí tự nhiên đã là xương sống của một loạt các ngành công nghiệp, từ các sản phẩm hóa dầu và nhựa để phân bón, triển vọng sử dụng lớn hơn trong sản xuất điện và giao thông vận tải có thể đảm bảo phát triển lâu dài của nó. Sự gia tăng của hoạt động vào lượt shale mới đã tăng sản lượng shale gas ở Mỹ từ 0.390 (tcf) trong 2000-4,87 tcf trong năm 2010, hoặc 23% của Mỹ sản xuất khí khô. Các ước tính của Mỹ đã chứng minh trữ lượng shale gas sét bởi những thông tin năng lượng Mỹ (EIA) đã tăng vọt từ 34 tcf trong 2008-84 tcf trong năm 2011 với tổng số 862 tcf nguồn lực chứng minh và chứng minh. Sản xuất được dự báo sẽ đạt 12,6 tcf năm 2020.
Tuy nhiên, đối với các nhà đầu tư, các lợi ích kinh tế tiềm năng từ việc sản xuất shale gas vẫn còn rất bất ổn. Ngoài yêu cầu về kích thước thực tế và giá trị các khoản dự phòng phục hồi, chống cộng, phương tiện truyền thông tiêu cực ý đến tiềm năng nguy cơ về môi trường, cơ sở hoạt động đối lập, và kiểm soát kỹ lưỡng lý cạnh tranh đã đặt ra câu hỏi khả năng để hoạt động một cách an toàn với môi trường của công ty và vẫn đáp ứng được kỳ vọng cao của lợi nhuận tài chính. Tuy nhiên, do giá dầu tiếp tục tăng cao, và các tiềm năng khách hàng của khí tự nhiên, chúng tôi tin rằng các lĩnh vực dầu mỏ và khí đốt sẽ tiếp tục theo đuổi shale gas là một phần quan trọng trong chiến lược phát triển của họ trong khai thác năng lượng độc đáo. Nhưng chúng tôi đặt câu hỏi về định giá dài hạn của công ty mà không được chuẩn bị để xử lý các tương tác phức tạp của rủi ro môi trường và xã hội trong không gian này.
Trong khi hầu hết các công ty dầu khí có mặt trong nhiều lưu vực shale, các hình thái khác nhau về môi trường và xã hội của các lưu vực khác nhau có nghĩa là khoan ở một số lưu vực đòi hỏi chi phí hoạt động có khả năng cao hơn và nợ phải trả trong tương lai. (Đối
với một bản tóm tắt của các quá trình quan trọng trong việc phục hồi shale gas sét, xin xem Phụ lục I:? Shale Gas và nút vỉa thủy lực là gì). Cụ thể, nơi mà các công ty đang khoan xác định tiếp xúc với một số cấu hình cao nhất và các yếu tố gây tranh cãi của khe nứt thủy lực, bao gồm cả các vấn đề căng thẳng về nước, quản lý nước thải, và phe đối lập trong cộng đồng để thay đổi đất sử dụng.
4.2 Độ tin cậy của trữ lượng shale gas
Trong số các công ty trong chỉ số MSCI World Index, chúng tôi ước tính rằng 54 công ty hiện đang tham gia thăm dò shale gas sét và sản xuất trên toàn cầu.
Trong khi dự trữ shale lớn được đặt tại nhiều nước như ước tính của EIA Hoa Kỳ (như Trung Quốc, Argentina, Mexico và Canada), chúng tôi tập trung vào thị trường Mỹ, chiếm 13% nguồn tài nguyên (kỹ thuật thu hồi, dự trữ chưa được chứng minh) và nơi thăm dò và sản xuất hiện nay là tích cực nhất. (Đối với một sự cố của các quốc gia có trữ lượng shale gas lớn, vui lòng xem Phụ lục II: Phân bố toàn cầu chưa được chứng minh Shale Gas trữ). Chúng tôi đã phân tích 25 công ty hàng đầu ở Mỹ, khi thị trường này hiện đang nhìn thấy sự tăng trưởng đầu tư nhanh nhất. Tất cả các công ty phải đối mặt với rủi ro mất giá nếu thất bại hoặc sự an toàn môi trường gây ra thêm chi phí hoạt động, thiệt hại về danh tiếng, hoặc giới hạn khai thác tài nguyên. Trong khi việc sản xuất càng lớn shale gas lớn hơn các nguy cơ rủi ro với những rủi ro môi trường và xã hội, các công ty có sản xuất shale gas lớn nhất không nhất thiết phải tiếp xúc nhiều nhất với rủi ro định giá. Các công ty đa dạng ít có dầu và cơ sở tài nguyên khí phụ thuộc nhiều vào khe nứt thủy lực như Chesapeake Energy, Encana, Ultra Petroleum, Range Resources, và Southwestern Energy (hình 2), đối mặt với những nguy cơ rủi ro cao nhất. Tuy nhiên, chúng tôi lưu ý rằng các công ty dầu tích hợp đa quốc gia kExxon Mobil, BP, ConocoPhillips, Chevron, và Shell, với dự trữ khí đốt tự nhiên lớn với tổng giá trị khoảng 57 tcf, phần lớn được tạo thành từ shale gas sét, đa dạng hơn và do đó ít phụ thuộc vào shale gas sét, nhưng vẫn còn phải đối mặt với một số rủi ro định giá và thiệt hại tiềm năng về đầu tư.
Quote
Symbol Company Name
Estimate d US Natural Gas Reserves (Bcf) Estimate d US Natural Gas Reserves (Bcf) Estimated Shale Gas Share in Overall O&G Production
XOM Exxon (XTO)
26,100 3,873 0 to 20 % CHK‐N Chesapeake Energy
Corporation
15,455 2,639 75 to 100% APC‐N Anadarko Petroleum
Corporation 8,100 2,369 0 to 20 % DVN‐N Devon Energy Corporation 9,000 1,997 50 to 75 % BP_GB British Petroleum (BP) 13,700 1,869 0 to 20 % ECA‐N EnCana Corporation
7,500 1,833 75 to 100% COP ConocoPhillips 10,500 1,621 0 to 20 % SWN‐N Southwestern Energy Company 4,345 1,312 75 to 100% CVX Chevron (Atlas) 2,500 1,284 0 to 20 % EOG‐N EOG Resources, Inc.
6,861 1,124 50 to 75 % RDSA_G
B Royal Dutch Shell (East) 4,502 953 0 to 20 % APA‐N Apache Corporation
4,340 869 0 to 20 %
HK‐N Petrohawk Energy (BHP Billiton)
3,392 792 75 to 100%
OXY Occidental Not
Reported 748 0 to 20 % QEP‐N QEP Resources Inc. (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
2,612 641 50 to 75 % UPL‐N Ultra Petroleum Corp.
NFX‐N Newfield Exploration Company
2,490 510 20 to 50 % EQT‐N EQT Corporation
5,200 464 50 to 75 % COG‐N Cabot Oil & Gas
Corporation 2,644 439 75 to 100% RRC‐N Range Resources Corporation 4,442 346 75 to 100% PXD‐N Pioneer Natural Resources Company 2,594 331 75 to 100% XEC‐N Cimarex Energy
Company
1,254 326 20 to 50 % TLM‐T Talisman Energy Inc
5,240 315 20 to 50 % PXP‐N Plains Exploration &
Production Company
1,157 285 20 to 50 % HES Hess Corporation
568 103 0 to 20 %
FIGURE 4. 1 Top 25 Shale Gas Players in US** – Estimates of Shale Gas Reserves and Production
Bcf = billion cubic feet; mmcf/d = million cubic feet per day
*Daily Shale Gas Production values represent statistics in first half 2011, source: Natural Gas Supply Association (NGSA)
** Williams Energy, El Paso Energy, and Marathon are also major players in US shale gas but are excluded from this analysis
4.3 Yếu tố môi trường và các trở ngại xã hội
Các khía cạnh gây tranh cãi nhất của nứt vỉa thủy lực (fracking) xoay quanh các vấn đề về nước. Một lượng lớn nước cần thiết cho công việc fracking, mà có thể làm tăng áp lực về vấn đề sử dụng nước của nước trong khu vực và tạo ra những thách thức với việc quản lý nước thải sau fracking. Các nguy cơ cao bị nhiễm nước và ứng suất về nước trong khu vực trong fracking và sản xuất đang khiến cộng đồng phản đối mạnh mẽ để phát triển shale gas. Methane, chiếm 70-90% lượng khí tự nhiên, có thể bị rò rỉ và làm ô nhiễm nguồn nước uống. Việc phát hành của khí tự nhiên bị rò rỉ trong không khí cũng có những tác động biến đổi khí hậu từ methane là một loại khí nhà kính rất mạnh.
Risk Specific to Hydraulic Fracturing
Điều hành ● Xử lý nước thải hoặc 'flowback' nước nhắc tới như những
thách thức đáng kể onal opera (nước thải bao gồm 'dịch fracking' + chất nhặt ngầm như hydrocarbon và các kim loại nặng)
● Nhiều giếng cần thiết đối với sản xuất trên hơn sản phẩm dầu tương đương trên - nhiều i rủi ro và sự xáo trộn thành hệ cao hơn
●Fracking sẽ tiêu tốn khoảng 9000 pounds trên 1 đơn vị diện tích áp suất hoặc có thể lớn hơn
● Lớp vỏ ống chống sản phẩm kém chất lượng sẽ tạo những dòng di cư của khí từ dưới môi trường ngầm lên trên nước ngầm.
●Dấu vết của các tia HC có mặt trong đá sét được phát hiện trong nước thái
Pháp lý ● Sự gia tăng những quy định nhà nước và liên bang trong
hai năm tiếp theo do cấp phát nghiên cứu của Cơ quan Bảo vệ Môi trường (EPA)
Uy tín ● Phản đối công khai tới nứt vỡ thủy lực (lệnh cấm tạm thời (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
ở trạng thái NY) do những lo ngại về ô nhiễm nước
Môi
trường ● Mức độ nước thải và hóa chất cao làm tăng nguy cơ củamặt tràn
● mức độ sự thiếu hiệu quả cao trong sản phẩm trên và quá trình di chuyển (lượng tổn thất methane ước tính là cao như 8% sản lượng tiềm năng, ngành công nghiệp thừa nhận tổn thất của 1-3%), dẫn tới lượng khí thải cao khí nhà kính mạnh ●35,000 gallons dung dịch nứt vỉa được bơm vào trong môi trường ngầm
Sử dụng đất và tài
nguyên
● Trung bình khoảng 7 tỉ gallons nước cần để cho quá trình khoan 1 giếng
● Trong quá trình bơm nước vào giếng 1 lượn lớn đất đá đã bị xáo trộn,vỉa chứa, và các hoạt động bề mặt khác như đường ống, lưu trữ và cấu trúc wellpad, dẫn đến thiệt hại về giá trị tự nhiên (cây xanh, thảm thực vật, đa dạng sinh học) ảnh hưởng xấu đến hệ sinh thái cũng như cho phép di cư cao hơn khí thải, chất gây ô nhiễm, và trầm tích
FIGURE 2 Major Risks Associated with Hydraulic Fracturing (fracking)
4.3.1 Nước thiết yếu và áp lực liên quan tới vấn đề nước
12 lưu vực shale lớn ở Mỹ phải đối mặt với mức độ khác nhau và các loại rủi ro liên quan đến nước, phải đối mặt với một số vấn đề cấp