giới thiệu gaslift liên tục cụm mỏ y lô 15-x phân tích những sự cố phát sinh trong quá trình vận hành và đề xuất giải pháp khắc phục

Nhưng đối với đá móng nứt nẻ do đặc tính phức tạp của chúng, rất khó có thể lấy được mẫu lõi đại diện cho vỉa, tuy nhiên, giá trị trung bình hệ số nén của đá móng đã được tính dựa vào sự

Trang 1

KHOA KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT & DẦU KHÍ

BỘ MÔN KHOAN VÀ KHAI THÁC DẦU KHÍ

-oOo -

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP

KHAI THÁC GASLIFT LIÊN TỤC CỤM MỎ Y LÔ 15-X PHÂN TÍCH NHỮNG SỰ CỐ PHÁT SINH TRONG QUÁ TRÌNH VẬN HÀNH VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP KHẮC PHỤC

SVTH: LƯƠNG MINH NHỰT MSSV: 31002313

CBHD 1: TS MAI CAO LÂN CBHD 2: KS LÊ XUÂN ĐÔNG

Tp.Hồ Chí Minh, tháng 1 năm 2015

Trang 2

MỤC LỤC

LỜI CẢM ƠN i

TÓM TẮT LUẬN VĂN ii

MỤC LỤC iv

DANH SÁCH BẢNG BIỂU vii

DANH SÁCH HÌNH VẼ viii

CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU CHUNG VỀ LÔ 15-X VÀ VÙNG MỎ Y 1

1.1 GIỚI THIỆU VỀ VÙNG MỎ Y THUỘC LÔ 15-X 1

1.2 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT, ĐẶC TÍNH VỈA CỦA VÙNG MỎ Y 2

1.2.1 Tóm tắt đặc tính địa chất 2

1.2.2 Tóm tắt đặc tính vỉa 4

1.2.3 Tóm tắt kết quả thử vỉa 5

1.2.4 Trữ lượng dầu khí tại chỗ và thu hồi 6

1.3 Sơ đồ phát triển mỏ và thiết bị trên giàn khai thác 6

1.3.1 Sơ đồ phát triển cụm mỏ Y 6

1.3.2 Thông số, thiết bị thiết kế cho các giàn khai thác ở cụm mỏ Y 7

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT CỦA PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC GASLIFT LIÊN TỤC 9

2.1 Tổng quan về phương pháp khai thác gaslift 9

2.1.1 Phương pháp khai thác gaslift 9

2.1.2 Các kiểu cấu hình hoàn thiện giếng đặc trưng cho giếng gaslift 10

2.1.3 Hệ thống khai thác gaslift 11

2.1.4 Cấu tạo của túi hông chứa van (SPM) 12

2.1.5 Quy trình tháo lắp van gaslift 13

2.1.6 Ưu điểm, nhược điểm của phương pháp khai thác gaslift 14

2.2 Cở sở lý thuyết trong phương pháp khai thác gaslift 14

2.2.1 Phương pháp phân tích điểm nút 14

2.2.2 Đặc tính dòng chảy trong ống khai thác 16

2.2.3 Hệ số lệch khí Z 20

2.2.4 Nhiệt độ dòng chảy trong giếng 22

2.3 Quá trình dở tải của phương pháp gaslift liên tục 23

2.4 Các quy luật của khí tự nhiên được áp dụng trong gaslift 29

Trang 3

2.4.1 Đặc tính của khí bơm ép 29

2.4.2 Đặc tính của khí Nitơ 33

2.5 Van Gaslift 36

2.5.1 Chức năng: 36

2.5.2 Phân loại van Gaslift: 36

2.6 Phân tích cấu tạo, nguyên lý hoạt động của van gaslift IPO 38

2.6.1 Cấu tạo của van gaslift loại IPO 38

2.6.2 Nguyên lý hoạt động và phân tích các lực tác dụng lên van 39

2.6.3 Hệ thống thử áp suất khí nén Nitơ (Test rack) 40

2.6.4 Hệ số ảnh hưởng của áp suất khai thác 41

2.7 Thiết kế phương pháp gaslift liên tục bằng phương pháp đồ thị - van IPO 43

2.7.1 Các bước tiến hành thiết kế gaslift liên tục bằng phương pháp đồ thị - van IPO 44

2.7.2 Xác định áp suất mở van ở Test Rack 49

2.7.3 Xác định van làm việc 49

2.7.4 Những lưu ý trong design gaslift và các hệ số an toàn cần thiết 49

2.7.5 Cách tính độ giảm áp suất bơm ép giữa hai van 51

CHƯƠNG 3: PHÂN TÍCH SỰ CỐ PHÁT SINH TRONG QUÁ TRÌNH VẬN HÀNH GASLIFT Ở CỤM MỎ Y LÔ 15-X VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP KHẮC PHỤC 53

3.1 Tình hình khai thác và sự cố bơm ép khí gaslift ở cụm mỏ Y 53

3.1.1 Tổng quan thông tin về cụm mỏ Y1, Y2, Y3 53

3.1.2 Số liệu thống kê về sự cố gaslift trong quá trình khai thác 54

3.1.3 Tóm tắt quá trình khắc phục sự cố bơm ép gaslift từ phía nhà thầu 59

3.2 Phân tích nguyên nhân sự cố 63

3.2.1 Áp suất khởi động quá trình dỡ tải 64

3.2.2 Áp suất đầu giếng trong quá trình dỡ tải 65

3.2.3 Dự đoán nhiệt độ van gaslift trong quá trình dỡ tải 68

3.2.4 Độ chính xác trong tính toán của phần mềm PIPESIM 71

3.3 Đề xuất giải pháp khắc phục 75

3.3.1 Sử dụng van dỡ tải đường kính lớn hơn 76

3.3.2 Tính toán áp suất buồng van dỡ tải theo công thức Winkler-Eads 77

3.3.3 Nghiên cứu đưa vào sử dụng van làm việc công nghệ mới 78

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 80

Kết luận: 80

Trang 4

Kiến Nghị 81 TÀI LIỆU THAM KHẢO 82

Trang 5

DANH SÁCH BẢNG BIỂU

Bảng 1 1: Tóm tắt tính chất và điều kiện ban đầu của vỉa 4

Bảng 1 2: Kết quả thử vỉa móng nứt nẻ Y-1 và Y-3 5

Bảng 1 3: Kết quả thử vỉa móng nứt nẻ Y-2 5

Bảng 1 4 Trữ lượng dầu thu hồi tại chỗ ở cụm mỏ Y 6

Bảng 1 5: Thông số thiết kế trên giàn WHP 1 mỏ Y-1 7

Bảng 2 1: Các tương quan dòng chảy đa pha phổ biến và điều kiện sử dụng 19

Bảng 2 2: Các hệ số C trong tương quan Shiu-Beggs 23

Bảng 2 3: Bảng tra hệ số C, để tính lưu lượng qua van 32

Bảng 2 4: Bảng tra hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ Ct, đơn vị oF 34

Bảng 2 5: Bảng tra hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ Ct, đơn vị oC 35

Bảng 2 6: Bảng tra các thông số van gaslift của nhà sản xuất CAMCO (Schlumberger) 42

Bảng 3 1: Số liệu thống kê mỏ Y-1 55

Bảng 3 4: Số liệu lịch sử welltest giếng Y1-24P 64

Bảng 3 5: Thông số đầu vào thiết kế gaslift giếng Y1-24P 64

Bảng 3 7: Thông số đầu vào cho thiết kế gaslift giếng Y1-24P 65

Trang 6

DANH SÁCH HÌNH VẼ

Hình 1 1: Vị trí bồn trũng Cửu Long và Lô 15-X 1

Hình 1 2: Các mỏ đang khai thác ở lô 15-X 2

Hình 1 3: Cột địa tầng ở bồn trũng Cửu Long 3

Hình 1 4 Sơ đồ phát triển mỏ ở cụm mỏ Y lô 15-X 7

Hình 2 1: Sơ đồ thiết bị lòng giếng của giếng đang khai thác gaslift 9

Hình 2 2: Các kiểu hoàn thiện giếng đặc trưng cho giếng khai thác gaslift 10

Hình 2 3: Sơ đồ hệ thống phân phối gaslift cho nhiều giếng 11

Hình 2 4: Sơ đồ hoàn chỉnh của hệ thống gaslift trong một giếng 12

Hình 2 5: Cấu tạo bên trong của túi hông (SPM) 12

Hình 2 6: Quy trình tháo lắp van gaslift bằng kick-over tool 13

Hình 2 7: Đồ thị minh hoạt phương pháp phân tích điểm nút 15

Hình 2 8: Phân tích ảnh hướng của các thông số bằng phương pháp phân tích điểm nút 15

Hình 2 9: Đồ thị các đường Pressure Tranveser ứng với đường kính trong ống khai thác 1.995 inch, lưu lượng khai thác 500 thùng/ngày, hàm lượng nước 0% 16

Hình 2 10: Ví dụ minh họa đường Pressure Tranverse trong giếng gaslift 17

Hình 2 11: Ảnh hưởng của lưu lượng khí bơm ép đến lưu lượng khai thác 18

Hình 2 12: Đồ thị tra hệ số lệch khí Z – Standing & Katz 22

Hình 2 13: Quá trình dở tải 1 24

Hình 2 18:Quá trình dở tải 6 27

Hình 2 21: Đồ thị xác định hệ số K, để tính lưu lượng qua van 32

Hình 2 22: Các loại van gaslift 37

Hình 2 23: Cấu tạo van IPO 38

Hình 2 24: Van gaslift IPO đặt trong túi hông SPM 39

Hình 2 25: Nguyên lý hoạt động của van gaslift IPO 39

Hình 2 26: Hệ thống thử áp suất mở van Test rack 40

Hình 2 27: Bước 1 thiết kế gaslift cho van IPO 44

Hình 2 33: Bước 7, bước 8 thiết kế gaslift cho van IPO 48

Trang 7

Hình 2 34: Bước 9, 10, 11 thiết kế gaslift cho van IPO 48

Hình 2 35: Xác định van làm việc trong thiết kế gaslift 49

Hình 2 36: Các hệ số an toàn trong thiết kế gaslift cho van IPO 50

Hình 2 37: Độ giảm áp suất bơm ép giữa 2 van theo phương pháp Ppmax-Ppmin 52

Hình 3 1: Vị trí 3 mỏ Y-1, Y-2 và Y-3 ở lô 15-X 53

Hình 3 2: Đồ thị thống kê chiều sâu đặt van của cụm mỏ Y 58

Hình 3 3: Đồ thị khảo sát giếng Y1-24P 60

Hình 3 6: Đồ thị kết quả thiết kế gaslift giếng Y1-24P 66

Hình 3 7: Lý thuyết về dòng chảy tới hạn 67

Hình 3 8: Điều kiện đạt dòng dòng chảy tới hạn 67

Hình 3 10: Đồ thị kết quả khảo sát thực tế giếng Y1-24P 69

Hình 3 12: Cách chọn phương pháp hiệu chỉnh áp suất theo nhiệt độ trong hướng dẫn của phần mềm WellFlo 71

Hình 3 13: Cách chọn phương pháp hiệu chỉnh áp suất theo nhiệt độ trong hướng dẫn của phần mềm IPM PROSPER 71

Hình 3 14: Đồ thị biểu diễn phạm vi sử dụng của phương trình Winkler 1960 72

Hình 3 15: Đồ thị biểu diễn phạm vi sử dụng của phương trình Winkler-Eads 73

Hình 3 17: Hình minh họa ti van và lỗ van 77

Hình 3 18: Đồ thị biểu diễn khả năng bơm ép khí qua van công nghệ cũ RDO-5 (32/62 inch) 78

Hình 3 19: Cấu tạo của van gaslift NOVA (công nghệ mởi) 79

Hình 3 20: Đồ thị so sánh khả năng cho lưu lượng khí đi qua giữa van loại truyền thống và van NOVA 79

Trang 8

CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU CHUNG VỀ LÔ 15-X VÀ VÙNG MỎ

Y

1.1 GIỚI THIỆU VỀ VÙNG MỎ Y THUỘC LÔ 15-X

Lô 15-X nằm trong bồn trũng Cửu Long thuộc phần lục địa phía Nam Việt Nam, cách thành phố Hồ Chí Minh 180 km về phía Đông Nam với diện tích ban đầu là 4634

km2

Bồn trũng Cửu Long với diện tích khỏang 150000 km2 thuộc vùng biển Đông - Nam Việt Nam là một bồn tách giãn được hình thành trong gian đọan sớm kỷ Đệ Tam Lô 15-X nằm trong một bồn trũng thứ cấp (sub-basin) thuộc phần phía Bắc của bồn Cửu Long cách Vũng tàu khoảng 20 km với độ sâu nước biển khoảng 20 – 55 m

Hình 1 1: Vị trí bồn trũng Cửu Long và Lô 15-X

Trang 9

1.2 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT, ĐẶC TÍNH VỈA CỦA VÙNG MỎ Y

1.2.1 Tóm tắt đặc tính địa chất

Hình 1 2: Các mỏ đang khai thác ở lô 15-X

Các mỏ Y-1, Y-2 và Y-3 nằm ở phần Đông-Bắc lô 15-1 là các cấu trúc lớn nhất trong lô 15-X Đây là một chuỗi móng cổ nhô cao dạng bậc thang, hoặc có thể coi như các “đồi chôn vùi” được thành tạo trong thời kì tách giãn của bồn trũng trước Oligoxen-Sớm, với các khép kín trong các trầm tích lục nguyên bao phủ Oligoxen–Trên, Oligoxen-Dưới và Mioxen-Giữa, điều này thể hiện rõ ở cấu trúc Y-2 Bồn trũng Cửu Long và cấu trúc chính của nó có hướng Đông Bắc-Tây Nam ,các cấu trúc Y-1 và Y-2 cũng có hướng tương tự, được tạo nên bởi các các đứt gãy thuận (trượt theo hướng đổ của đứt gãy) Hầu hết các đứt gãy đổ về hướng Đông-Tây tạo ra các bán địa hào với sự phát triển các nhịp địa tầng thuộc Oligoxen-Trên, E, D và một phần C có liên quan tới

sự dịch chuyển xoay các khối đứt gãy Có các dấu hiệu cho thấy có họat động đứt gãy theo hướng đông-tây vào thời gian sau ở bể thứ cấp này tuy nhiên không mạnh mẽ Hầu hết các đứt gãy xác định cấu trúc đều kết thúc hoạt động trong thời gian Oligoxen-Sớm (top of Oligoxen), trong khi các cấu trúc Y-1 và Y-2 được hình thành sớm hơn quá trình lắng đọng trầm tích tạo nên tập sét D tuổi Oligoxen Tuy nhiên vẫn có các hoạt động đứt gãy yếu trong thời kì Mioxen Muộn

Trong cụm mỏ Y-1 và Y-2 có 3 loại vỉa chứa chính bao gồm đá móng nứt nẻ trước kỷ Đệ Tam, và vỉa trầm tích Mioxen hạ B10 và Oligoxen trên C30 chỉ phát triển trong phạm vi khu vực Y-2 Đới nâng trong phần móng của cụm mỏ Y-1 và Y-2 có chiều cao lớn nhất khoảng 1500m, có điểm tràn của cấu tạo ở chiều sâu khoảng 4000m

Trang 10

TVDss với tổng thể tích khối nâng khoảng 82 triệu acre-ft trong phạm vi 150km2 Thành phần thạch học của đá móng trong Y-1 và Y-2 chủ yếu là granit, thành phần thạch học thứ yếu là quartz monzonite, quartz monzodiorite, monzodiorite, diorite và các thể xâm nhập Hiện nay, dầu tại khu vực Y-1 và Y-2 chủ yếu được khai thác trong đá móng nứt

nẻ cũng như các mỏ lân cận như mỏ Bạch Hổ, Ruby và Rạng Đông

Hình 1 3: Cột địa tầng ở bồn trũng Cửu Long

Móng nứt nẻ được coi như hình thành bởi phần khung đá và phần đá nứt nẻ, nói chung độ rỗng của phần khung đá rất nhỏ, phần nứt nẻ chiếm gần 100% độ rỗng và độ thấm của đá móng Kết quả địa vật lý giếng khoan cũng như nghiên cứu các điểm lộ cho thấy tính chất thấm chứa của đá móng nứt nẻ giảm theo chiều sâu tính từ nóc móng

Những nhân tố quan trọng cho sự hình thành và phát triển của phần móng Y-1 và Y-2 bao gồm:

Trang 11

 Quá trình hình thành các hệ thống nứt nẻ ban đầu theo 3 hướng chính là Tây Bắc – Đông Nam, Đông Bắc – Tây Nam và Đông-Tây

 Quá trình nén ép sau đó làm tái hoạt động và tạo ra mạng lưới nứt nẻ

 Quá trình kết nối và thay đổi hệ thống các đới nứt nẻ bởi quá trình biến đổi thứ sinh

Các tầng chứa trầm tích Mioxen Hạ B10 và Oligoxen C30 phủ trùm lên các đỉnh của cấu tạo Y-2 Các cấu tạo có dạng đóng 3 chiều bị chặn bởi đứt gãy

Tập sét D là đá nguồn chủ đạo cho toàn bể trầm tích và cụm các mỏ Y Sét Oligoxen được xác định là giàu thành phần hữu cơ là tiềm năng xuất sắc cho việc thành tạo của hydrocarbon Khu vực bể chứa đá mẹ nằm ở trung tâm bể trầm tích về phía Đông Nam cụm mỏ Y Thời gian thành tạo dầu rơi vào khoảng Mioxen Giữa đến Muộn Các cấu tạo móng Y-1 và Y-2 chủ yếu được hình thành trước kỷ Oligoxen kịp thời để các hydrocarbon di cư và tích tụ Các cấu tạo lớp phủ Oligoxen và Mioxen Hạ được hình thành trong thời kỳ chín của hydrocarbon

Tầng đá móng được bao bởi tập sét D dày cả chiều đứng lẫn phương ngang, với

từ 340-600m sét nằm trực tiếp ngay trên mặt đá móng nút nẻ và phong hóa

Lớp sét Rotalia của Mioxen Hạ là lớp phủ xuất sắc cho các tầng cát mỏng B9, B10 và cung cấp các lớp ngăn đứt gãy với bề dày khoảng 20m Ở phần thấp hơn của Mioxen Hạ và trong tầng Oligoxen, lớp bao bằng các tầng sét đan xen có khả năng giữ kém hơn và vì vậy có nhiều rủi ro hơn về khả năng các tầng chứa này được bao bọc tốt bằng các đứt gãy

1.2.2 Tóm tắt đặc tính vỉa

Tính chất PVT của dầu trong các vỉa được xác định thông qua phân tích các mẫu dầu thu thập được trong quá thử vỉa của các giếng thăm dò và thẩm lượng Các tính chất

cơ bản của dầu này được thống kê trong Bảng 1 1 Dựa vào kết quả phân tích PVT và

số liệu áp suất thu thập được trong thời gian qua cho thấy trong móng Y-1 và Y-2 dầu

có tính tương đối đồng nhất Trong khi đó tính chất dầu của khu vực Y-3 có sự thay đổi rất lớn, độ bão hòa khí và áp bão hòa của dầu cao hơn hẳn so với khu vực Y-1 và Y-2

Bảng 1 1: Tóm tắt tính chất và điều kiện ban đầu của vỉa

Trang 12

Hệ số nén của đất đá cho tầng trầm tích Mioxen Hạ được xác định nhờ phân tích mẫu lõi thu được từ giếng khoan thẩm lượng Nhưng đối với đá móng nứt nẻ do đặc tính phức tạp của chúng, rất khó có thể lấy được mẫu lõi đại diện cho vỉa, tuy nhiên, giá trị trung bình hệ số nén của đá móng đã được tính dựa vào sự thay đổi của áp suất vỉa theo thủy triều đã thu thập được trước khi đưa mỏ vào khai thác Số liệu cho Mioxen Hạ được lấy từ kết quả phân tích mẫu lõi Đối với tầng Oligoxen, các giá trị của Mioxen Hạ được

sử dụng cho mục đích tính toán công nghệ mỏ

Điều kiện nhiệt độ và áp suất ban đầu của các vỉa, cũng được tóm lược trong

Bảng 1 1 , là kết quả thu được từ phân tích thử vỉa cho các giếng thăm dò, thẩm lượng

và khai thác ban đầu trong khu vực khai thác sớm Ngoài ra độ bão hòa nước ban đầu

và độ bão hòa dầu tàn dư của các vỉa dầu cũng được liệt kê trong bảng này

Do nguồn năng lượng tự nhiên của vỉa tương đối nhỏ do năng lượng chủ yếu chỉ

từ độ giãn nở của đất đá và lưu chất Để duy trì áp suất vỉa và nâng cao hệ số thu hồi dầu, bơm ép nước đang được thực hiện trong khai thác tại khu vực Y-2 giai đoạn 1 Năng lượng vỉa của các tầng Mioxen Hạ và Oligoxen cũng sẽ được bổ sung bằng bơm

những thử vỉa này được liệt kê trong Bảng 1 2 và Bảng 1 3

Bảng 1 2: Kết quả thử vỉa móng nứt nẻ Y-1 và Y-3

Bảng 1 3: Kết quả thử vỉa móng nứt nẻ Y-2

Trang 13

1.2.4 Trữ lượng dầu khí tại chỗ và thu hồi

Trữ lượng dầu khí tại chỗ được xác định bằng phương pháp thể tích có đối chiếu

và so sánh với kết quả tính bằng phương trình cân bằng vật chất Giá trị trữ lượng dầu

khí tại chỗ tóm lược trong Bảng 1 4 lấy từ báo cáo “Đánh Giá Trữ Lượng Dầu Khí Cụm

mỏ Y năm 31/7/2005” đã được hội đồng trữ lượng cấp nhà nước thông qua và đã trình chính phủ phê duyệt

Bảng 1 4 Trữ lượng dầu thu hồi tại chỗ ở cụm mỏ Y

1.3 Sơ đồ phát triển mỏ và thiết bị trên giàn khai thác

1.3.1 Sơ đồ phát triển cụm mỏ Y

Ở mỗi một vùng mỏ được đặt một platform khai thác, lần lượt là WHP 1 cho mỏ Y-1, WHP 2 cho mỏ Y-2, WHP 3 cho mỏ Y-3 Trong đó platform WHP 2 sẽ là giàn công nghệ trung tâm được trang bị thiết bị tách và ổn định dầu, bơm nước, khí nâng và các hệ thống phụ trợ khác Các hệ thống khí nâng và bơm ép nước được thiết kế để đảm bảo công suất cho toàn cụm mỏ Y

Trang 14

Hình 1 4 Sơ đồ phát triển mỏ ở cụm mỏ Y lô 15-X

1.3.2 Thông số, thiết bị thiết kế cho các giàn khai thác ở cụm mỏ Y

Mỏ Y-1 được phát hiện vào tháng 10 năm 2000, được phát triển và đưa vào khai thác tháng 10 năm 2003 Y-2 đưa vào khai thác tháng 10 năm 2008, Y-3 đưa vào khai thác tháng 4 năm 2010 Với các thông số thiết kế trên giàn khai thác được trình bày ở các bảng sau

Bảng 1 5: Thông số thiết kế trên giàn WHP 1 mỏ Y-1

Trang 15

Trang 16

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT CỦA PHƯƠNG PHÁP KHAI

THÁC GASLIFT LIÊN TỤC

2.1 Tổng quan về phương pháp khai thác gaslift

2.1.1 Phương pháp khai thác gaslift

Như chúng ta đã biết, các giếng khai thác dầu khí ban đầu đều được khai thác ở chế độ tự phun Nhưng sau một thời gian khai thác đủ lâu, áp suất vỉa suy giảm, không còn đủ khả năng nâng dòng dầu lên bề mặt Chính vì thế, để tiếp tục khai thác được dầu, người ta áp dụng một số phương pháp nâng nhân tạo, để hỗ trợ áp suất vỉa nâng dầu lên

bề mặt

Có nhiều phương pháp nâng nhân tạo như: bơm thủy lực, bơm điện chìm, gaslift… Mỗi phương pháp điều có những ưu nhược điểm riêng Trong luận văn sẽ trình bày nhiều khía cạnh về phương pháp khai thác gaslift liên tục

Sơ đồ lòng giếng khai thác gaslift được mô tả qua hình sau

Hình 2 1: Sơ đồ thiết bị lòng giếng của giếng đang khai thác gaslift

Trang 17

Khí nén được kiểm soát về thể tích và áp suất ở bề mặt, sau đó được bơm ép vào giếng qua vành xuyến hay ống khai thác, tùy vào kiểu hoàn thiện giếng và phương pháp bơm Trong ống khai thác đã được lắp đặt sẵn những vị trí đặt van gaslift Khí nén bơm xuống sẽ đi qua van gaslift hòa vào dòng chất lưu bên trong ống khai thác làm giảm tỷ trọng chất lưu, tăng khả năng nâng chất lưu lên đến bề mặt

Công việc thiết kế gaslift có thể chia làm hai phần chính:

 Lựa chọn chiều sâu đặt van, loại và kích cỡ van

 Lựa chọn lượng khí bơm ép tối ưu Về căn bản thì giếng khai thác gaslift hoạt động cũng tương tự giếng tự phun ban đầu, ngoại trừ giá tỷ số khí lỏng (GLR) thay đổi từ điểm đặt van làm việc trở lên bề mặt

2.1.2 Các kiểu cấu hình hoàn thiện giếng đặc trưng cho giếng gaslift

Có 3 kiểu hoàn thiện giếng đặc trưng cho giếng khai thác bằng phương pháp

gaslift

Hình 2 2: Các kiểu hoàn thiện giếng đặc trưng cho giếng khai thác gaslift

A Khí nén được bơm ép từ vành xuyến qua van gaslift vào ống khai thác

B Khí nén được bơm vào ống khai thác, chất lưu được khai thác ngoài vành xuyến Kiểu hoàn thiện giếng này có thể thấy ở các nước Trung Đông Cho lưu lượng khai thác cao, do tổn thất áp suất thấp nhờ tiết diện khai thác lớn Nhưng nhược điểm là gây ăn mòn ống chống

C Kiểu hoàn thiện giếng với 2 ống khai thác riêng biệt Khí được bơm ép vào vành xuyến mà vào cả hai ống khai thác Mỗi cột ống khai thác một tầng sản phẩm riêng biệt nhau

Trang 18

2.1.3 Hệ thống khai thác gaslift

Theo lý thuyết thì phương pháp khai thác gaslift là một phương pháp nâng cao khả năng khai thác của giếng có chi phí thấp hơn so với các phương pháp còn lại Nhưng thật sự chi phí lắp đặt hệ thống vận hành gaslift thì không nhỏ Người ta thường sử dụng chung một hệ thống vận hành gaslift cho nhiều giếng cùng lúc Hệ thống phân phối khí gaslift cho nhiều giếng được minh họa theo hình sau

Hình 2 3: Sơ đồ hệ thống phân phối gaslift cho nhiều giếng

Trang 19

Hình 2 4: Sơ đồ hoàn chỉnh của hệ thống gaslift trong một giếng

2.1.4 Cấu tạo của túi hông chứa van (SPM)

Hình 2 5: Cấu tạo bên trong của túi hông (SPM)

Trang 20

2.1.5 Quy trình tháo lắp van gaslift

Hiện nay, van gaslift có thể tháo lắp bằng dịch vụ slickline, cho phép can thiệp vào giếng kể cả trong lúc giếng đang hoạt động Đây là một ưu điểm lớn của phương pháp khai thác bằng gaslift so với các phương pháp nâng nhân tạo khác Thiết bị dùng

để tháo lắp van gaslift được gọi là kick-over tool Quy trình tháo lắp van gaslift bằng thiết bị kick-over tool được trình bày qua hình sau

Hình 2 6: Quy trình tháo lắp van gaslift bằng kick-over tool

a Van gaslift được thả vào giếng bằng chuỗi thiết bị slickline

b Kick-over tool đặt van vào chỗ trống chứa van của túi hông (SPM)

c Chuỗi thiết bị slickline được kéo lên sau khi van đã được đặt đúng vị trí

d Chuỗi thiết bị slickline được thả xuống dưới rãnh định hướng trong túi hông

e Chuỗi thiết bị slickline được kéo lên, để kick-over tool ăn khớp vào rãnh định hướng của túi hông

f Kick-over được kích hoạt, hướng về phía vị trí đặt van

g Chuỗi thiết bị slickline lại được thả xuống tới đầu van, các khấc trên thiết bị slickline sẽ bám chặt vào đầu khấc trên đâu van

h Van gaslift được kéo lên theo chuỗi slickline

Trang 21

2.1.6 Ưu điểm, nhược điểm của phương pháp khai thác gaslift

Ưu điểm:

 Chi phí lắp đặt, vận hành, bảo trì thấp

 Chỉ cần một vài thông tin của giếng đã có thể thiết kế gaslift

 Cấu hình hoàn thiện giếng đơn giản

 Không làm thu hẹp đường kính trong của chuỗi ống khai thác, thuận tiện cho các thiết bị can thiệp giếng đi vào sau này

 Không bị ảnh hưởng của cát trong quá trình khai thác

 Khai thác tốt ở điều kiện dầu có tỷ số khí dầu cao

 Van gaslift có thể thay thế dễ dàng bằng slickline, không cần phải ngừng khai thác và kéo chuỗi ống khai thác lên

Nhược điểm:

 Đòi hỏi lượng khí nén có sẵn

 Giàn phải có diện tích đủ lớn để lắp đặt máy nén và hệ thống phân phối khí

 Thường sử dụng cho một cụm giếng, chứ không sử dụng riêng rẻ từng giếng

 Đòi hỏi quản lý tốt dữ liệu khai thác, tính toán phân phối khí hợp lý

 Áp suất trong vành xuyến luôn ở mức cao, có thể dẫn đến nguy hiểm

 Không hiệu quả khi sử dụng cho dầu nhẹ (API < 15)

2.2 Cở sở lý thuyết trong phương pháp khai thác gaslift

2.2.1 Phương pháp phân tích điểm nút

Để khảo sát khả năng khai thác của giếng, ta sử dụng phương pháp phân tích điểm nút, thông thường điểm nút được chọn tại đáy giếng Ta có:

Pwf = áp suất đáy giếng

Pwh = áp suất đầu giếng

Trang 22

Hai nguyên tắc cơ bản trong phương pháp phân tích điểm nút:

 Chỉ có một giá trị áp suất tại điểm nút

 Lưu lượng đi vào điểm nút bằng lưu lượng đi ra khỏi điểm nút

Hình 2 7: Đồ thị minh hoạt phương pháp phân tích điểm nút

Hình 2 8: Phân tích ảnh hướng của các thông số bằng phương pháp phân tích điểm nút

Trang 23

2.2.2 Đặc tính dòng chảy trong ống khai thác

2.2.2.1 Thành phần áp suất tổn thất trong ống khai thác

2sin

2

m m m m m m m

tỷ số khí dầu (GLR) khác nhau Ở đoạn dưới điểm bơm ép, GLR chỉ bao gồm khí có sẵn trong vỉa Ở đoạn trên điểm bơm ép, GLR bao gồm luôn cả lượng khí bơm ép

Hình 2 9: Đồ thị các đường Pressure Tranveser ứng với đường kính trong ống khai thác

1.995 inch, lưu lượng khai thác 500 thùng/ngày, hàm lượng nước 0%

Trang 24

Để hiểu rõ hơn ta cũng khảo sát ví dụ sau:

Khí được bơm ép từ bề mặt với áp suất 1000 psia, gradient tăng áp theo chiều sâu

là 30 psia/1000ft Ban đầu khí được bơm ép ở van thứ 4 tại 3800 ft Giếng khai thác với

500 psia drawdown Gradient áp suất trong ống khai thác dưới điểm bơm ép 0.44 psia/ft

Áp suất tổn thất qua van 4 là 250 psia Gradient áp suất trong ống khai thác trên điểm bơm ép là 0.27 psia/ft Trong ví dụ cũng minh hoạt cho trường hợp bơm ép ở van thứ 7 tai 5000 ft, với tổn thất áp suất qua van là 50psia, drawdown 850 psia

Hình 2 10: Ví dụ minh họa đường Pressure Tranverse trong giếng gaslift

Nhận xét:

 Độ sâu bơm ép tối đa phụ thuộc vào áp suất máy nén khí ở bề mặt

 Điểm bơm ép càng sâu sẽ tạo drawdown càng lớn, tức là cho lưu lượng khai thác càng cao

 Gradient tổn thất áp suất trong ống khai thác trên và dưới điểm bơm ép sẽ khác nhau do sự khác nhau về tỷ số khí dầu (GLR)

Khi ta tăng lưu lượng khí bơm ép thì lưu lượng chất lưu khai thác được cũng sẽ tăng theo, nhưng chỉ đến một giá trị tối đa Nếu lưu lượng khai thác đã đạt giá trị tối đa,

Trang 25

mà ta tiếp tục tăng lưu lượng khí bơm ép sẽ làm giảm lưu lượng khai thác Lưu lượng bơm ép khí mà cho lưu lượng khai thác đạt tối đa, được gọi là lưu lượng bơm ép khí tối

ưu

Hình 2 11: Ảnh hưởng của lưu lượng khí bơm ép đến lưu lượng khai thác

Hình trên cũng cho thấy gaslift có thể áp dụng để hỗ trợ cho giếng đang khai thác

tự phun hoặc để phục hồi khả năng cho dòng của giết đã chết Đối với giếng đã chết, ta cần sử dụng một giá trị áp suất “Kick off pressure” để kích hoạt giếng cho dòng trở lại

2.2.2.3 Các tương quan dòng chảy đa pha

Ứng với từng tương quan khác nhau, các thông số dùng để tính toán các tổn thất

là khác nhau Có rất nhiều tương quan khác nhau để tính toán tổn thất áp lực của dòng chảy trong ống, nhưng về bản chất được chia làm 3 nhóm chính:

 Nhóm 1: nhóm tương quan không quan tâm đến chế độ trượt pha (no–slip) và không quan tâm đến chế độ dòng chảy gồm các tương quan: Poett mann

& Carpenter, Baxedell & Thomas, Facher & Brown

 Nhóm 2: quan tâm đến hiện tượng trượt pha nhưng không quan tâm đến chế độ dòng chảy, gồm các tương quan: Hagedorn & Brown, Gray, Ashiem

 Nhóm 3: quan tâm đến dòng chảy và chế độ trượt pha gồm các tương quan: Duns

& Ros, Orkiszewski, Aziz, Beggs & Brill, Mukherjee & Brill

Trong các tương trên thì tương quan Hagedorn & Brown, Gray và tương quan Beggs & Brill đang được sử dụng rộng rãi trong các phần mềm thương mại trong ngành công nghiệp dầu khí Mỗi tương quan được áp dụng tốt cho từng điều kiện giếng riêng biệt Tùy thuộc vào chất lưu khai thác (dầu, khí hay condersate), góc nghiêng của giếng (giếng đứng hay giếng ngang) mà chọn tương quan cho phù hợp

Trang 26

Bảng 2 1: Các tương quan dòng chảy đa pha phổ biến và điều kiện sử dụng

Hagedorn & Brown Giếng dầu (giếng đứng)

2.2.2.4 Tương quan Hagedorn & Brown

Tương quan Hagedorn & Brown tính toán áp suất tổn thất trong ổng đứng cho chất lưu đa pha theo phương trình:

2 2

5 5

144

27.413 10

M : tổng khối lượng chất lưu khai, lbm/d

: khối lượng riêng trung bình, lbm/ft3 H LL (1 H L)g

Trang 28

2.2.3.1 Phương pháp tính hệ số lệch khí bằng đồ thị Standing & Katz (1942):

Bước 1: Tính áp suất giả tới hạn (Ppc) và nhiệt độ giả tới hạn (Tpc)

T y T



Với yi là phần mol của thành phần khí thứ i

Bước 2: Tính áp suất giả giảm (Ppr ) và nhiệt độ giả giảm (T pr )

pr

pc

P P

P

pc

T T T



Bước 3: Dùng Ppr, Tpr để tra đồ thị Standing & Katz  hệ số lệch khí Z

Trang 29

Hình 2 12: Đồ thị tra hệ số lệch khí Z – Standing & Katz

2.2.4 Nhiệt độ dòng chảy trong giếng

Tương quan Shiu-Beggs được phát triển từ mô hình tính toán của Ramey, kết hợp với một số phương trình thực nghiệm Shiu-Beggs đã thực nghiệm trên 270 giếng ở 3 vùng khác nhau Sau khi thực hiện nhiều phép hồi quy đã cho ra phương trình và các hệ

số C dùng để tính toán nhiệt độ dòng chảy trong giếng Phương trình của Shiu-Beggs có

ưu thế ở chổ đơn giản và dễ dàng thực hiện trên máy tính

 : khối lượng riêng của chất lưu, lb/ft3

d: đường kính trong ống khai thác, inch

Pwh: áp suất đầu giếng

Trang 30

API: độ API của dầu

Bảng 2 2: Các hệ số C trong tương quan Shiu-Beggs

2.3 Quá trình dở tải của phương pháp gaslift liên tục

Giếng sau khi được hoàn thiện, mực dung dịch hoàn thiện giếng trong ống chống

và ống khai thác thông thường dâng rất cao, có khi đến gần đầu giếng Mực chất lỏng nhằm tạo ra một cột áp thủy tĩnh ngăn không cho dòng dầu, khí chảy từ vỉa lên bề mặt trong quá trình hoàn thiện Áp suất của khí nén sẵn có trên giàn thường không đủ để dở tải quá sâu - ở vị trí mong muốn, vì áp suất thủy tĩnh cho cột dung dịch bên trong giếng tại vị trí mong muốn để bơm ép khí rất lớn hơn so với áp suất tối đa của máy nén Chính

vì lẽ đó, ta cần phải thiết kế nhiều van dỡ tải bên trên van làm việc, để dỡ tải dần dần cột dung dịch cho đến khi đạt đến vị trí của van làm việc Quá trình dỡ tải của của phương pháp khai thác gaslift liên tục được mô tả qua các hình ảnh và đồ thị sau:

Trang 31

Hình 2 13: Quá trình dở tải 1.

Ban đầu, mực dung dịch trong ống chống và ống khai thác ở vị trí tại đầu giếng

Áp suất bên trong ống chống và ống khai thác chính là áp suất thủy tĩnh của cột dung dịch và tăng dần theo độ sâu Không có khí bơm ép và không có chất lưu được khai thác

từ vỉa Tất cả các van đều mở do áp suất thủy tĩnh của cột dung dịch thắng được áp suất đóng van do buồng Nitơ tạo ra

Hình 2 14: Quá trình dở tải 2

Trang 32

Khí bắt đầu được bơm ép vào vành xuyến Áp suất bơm ép thắng áp suất của dung dịch sẽ đẩy dung dịch chảy từ vành xuyến qua van gaslift vào ống khai thác và đi lên bề mặt Lúc này vẫn chưa có dòng chất lưu chảy từ vỉa vào giếng, vì áp suất đáy giếng vẫn còn cao hơn áp suất vỉa Áp suất thủy tĩnh trong vành xuyến dần dần được thay bằng áp suất của cột khí bơm ép

Khí bơm ép đã đạt đến độ sâu của van thứ nhất và bắt đầu đi vào bên trong ống khai thác qua van thứ nhất Khí bơm ép hòa vào cột dung dịch bên trong ống khai thác làm giảm tỷ trọng của cột dung dịch và từ đó làm giảm áp suất thủy tĩnh bên trên van thứ nhất Lượng áp suất giảm bên trong ống khai thác này cho phép khí bơm ép ngoài vành xuyến tiếp tục đẩy dung dịch vào bên trong ống khai thác và đi xuống độ sâu sâu hơn Nếu lượng giảm áp suất này đủ lớn, có thể sẽ tạo ra drawdown tại đáy giếng, tạo điều kiện cho chất lưu từ vỉa chảy vào giếng

Trang 33

Khi bơm ép một phần tiếp tục đi qua van thứ nhất dỡ tải cho cột chất lỏng bên trên, một phần tiếp tục đẩy mực chất lỏng đi xuống cho đến khi đạt, lượng drawdown tăng dần

Trang 34

Khí bơm ép đã đạt đến độ sâu của van thứ 2 và đi vào bên trong ống khai thác, cùng với van thứ nhất tham gia dỡ tải cho cốt chất lỏng bên trên Cột chất lỏng bên trong ống khai thác được dỡ tải nhiều hơn, làm cho lượng drawdown ở đáy giếng tăng đáng

kể, làm tăng lượng chất lưu chảy từ vỉa vào giếng

Trang 35

Mực dung dịch đã hạ xuống độ sâu của van 3 Khí bơm ép đi vào van 3, cùng với van 2 tham gia vào quá trình dỡ tải cho cột chất lỏng bên trên Khí bơm ép ở độ sâu càng lớn thì lượng drawdown càng lớn, lượng chất lưu lượng chảy từ vỉa vào giếng càng nhiều

Trang 36

Lượng khí bơm ép vào van 3 càng nhiều, làm giảm áp suất bên trên vành xuyến, đến giá trị bé hơn áp suất khí nén trong van 2, van 2 sẽ đóng lại Toàn bộ lượng khí bơm

ép sẽ tiếp tục đi vào van 3 Lúc này van 3 sẽ là van làm việc, do khả năng đưa dòng chảy vào ống khai thác đã trùng với khả năng nâng cột chất lỏng của ống khai thác (Inflow Performance matched with Outflow performance) Van thứ 4 vẫn còn chìm trong cột dung dịch còn lại, có thể sẽ được sử dụng khi điều kiện làm việc hoặc điều kiện vỉa thay đổi trong tương lai

2.4 Các quy luật của khí tự nhiên được áp dụng trong gaslift

Ứng dụng phương pháp gaslift đòi hỏi sự hiểu biết về ứng xử của khí bơm ép Mặc

dù các loại khí khác nhau điều có nhưng quy luật ứng xử chung với áp suất và nhiệt độ, nhưng mức độ ứng xử của chúng còn tùy thuộc vào thành phần hỗn hợp khí Thiết kế gaslift bao gồm việc xác định áp suất khí bơm ép trong ống chống và ống khai thác tại một độ sâu xác định của van khi áp suất bơm ép ở bề mặt đã biết Kỹ sư thiết kế cũng phải có khả năng xác định lượng khí đi qua từng van để từ đó xác định lượng tỷ số khí lỏng GLR (gas liquid ratio) cần thiết để nâng chất lưu lên bề mặt Với cùng một áp suất bơm ép tại điều kiện nhiệt độ bề mặt, áp suất tại mỗi độ sâu lắp đặt van cần được tính toán lại theo nhiệt độ tại độ sâu đó

2.4.1 Đặc tính của khí bơm ép

Khí bơm ép vào giếng thường là sử dụng khí đồng hành hoặc khí hòa tan có sẵn trong vỉa nên có cùng tính chất với khí ở vỉa Khí có sự khác biệt với chất lỏng ở độ linh động và khả năng giãn nở Khí được biết như một loại chất lưu có khả năng chiếm toàn

bộ không gian chứa nó

Khí giãn nở khi nhiệt độ tăng và co rút lại khi nhiệt độ giảm Ngược lại với áp suất, khi áp suất tăng thể tích khí giảm, áp suất giảm thể tích khí sẽ tăng Thể tích khí thường đường đo bằng feet khối (scf) ở đơn vị Anh Mỹ hay mét khối (m3) ở đơn vị SI Một feet khối khí chuẩn đượng xác định tại áp suất 14.7 psia, nhiệt độ 60oF và một mét khối khí đượng xác định tại áp suất 1 atm, nhiệt độ 20oC

Khí cũng có khối lượng riêng và tỷ trọng Khối lượng riêng của khí thường được

so sánh với khối lượng riêng của không khí để tính tỷ trọng

2.4.1.1 Xác định áp suất khí ở độ sâu bất kỳ

Một trong số các tính toán quan trọng nhất đối với khí là xác định áp suất khí ở

độ sâu cho trước Công thức tính áp suất khí ở một độ sâu xác định như sau:

D g

Trang 37

PiS: áp suất tại bề mặt, psia

2.4.1.2 Lưu lượng khí qua van

Trong quá trình lắp đặt gaslift, nếu một lượng đáng kể khí bơm ép không thể đi qua một van nhất định, thì giá trị GLR (gas liquid ratio) yêu cầu để nâng cột chất lưu không thể đạt được Lưu lượng khí nâng phụ thuộc vào kích cỡ lỗ vào của van gaslift, kích cỡ lỗ van càng lớn, khả năng cho lưu lượng khí nâng đi qua càng nhiều

Hầu hết việc tính toán lưu lượng khí đi qua một van dựa trên phương trình

Thorhill-Craver Phương trình như sau:

(2/ ) (( 1)/ ) 1

1

k k k d

g

k

k Q

P1: áp suất đầu vào, psia

P2: áp suất đầu ra, psia

G: gia tốc trọng trường, 32.2 ft/giây2

k k k

T: nhiệt độ đầu vào, oR

Bởi tính phức tạp của phương trình trên Ta còn có phương pháp sử dụng đồ thị

để lấy được giá trị lưu lượng có thể qua van gần đúng khi biết kích thước lỗ van Khi sử

Trang 38

dụng đồ thị, ta cần thêm vào hệ số hiệu chỉnh Vì lưu lượng khí đi qua được tính toán cho van nằm trong giếng, đồ thị cần phải được hiệu chỉnh theo tỷ trọng và nhiệt độ tại

Bước 3: Dùng đồ thị Hình 2 21, từ giá trị r đã tính ở trục thằng đứng  giống sang

đường cong  giống sang trục nằm ngang, xác định được giá trị K

Bước 4: Đọc hệ số hiệu chỉnh trên

Bảng 2 3 tương ứng với kích thước lỗ van.Hay sử dụng công thức sau:

2

46.08

C d (với đường kính theo đơn vị in2)

Bước 5: Tính lưu lượng khí qua van theo công thức:

Q Q

SG T



Trang 39

Hình 2 21: Đồ thị xác định hệ số K, để tính lưu lượng qua van

Bảng 2 3: Bảng tra hệ số C, để tính lưu lượng qua van

Trang 40

2.4.2 Đặc tính của khí Nitơ

Hầu hết các van gaslift hiện nay sử dụng khí Nitơ để bơm nén vào buồng khí của van Chính vì thế, cần quan tâm đặc biệt đến tính chất của khí Nitơ Khí Nitơ có nhiều tính chất thuận lợi để bơm vào buồng khí như sau: sẵn có một lượng lớn trong tự nhiên, không gây ăn mòn van, không độc hại Hơn thế nữa, khả năng nén cũng như sự thay đổi theo nhiệt độ của Nitơ có thể dự đoán được

Cũng như các loại khí khác, khi nhiệt độ của khí Nitơ tăng, thể tích buồng khí không đổi  áp suất trong buồng khí sẽ tăng Sự tăng áp suất theo nhiệt độ này cần được chú ý và xem xét kỹ lưỡng trong quá trình thiết kế cũng như cài đặt van gaslift Nó gây ảnh hưởng lớn đến khả năng đóng mở van, khi nhiệt độ tại điểm đặt van được dự đoán không chính xác Lượng tăng áp suất theo chiều tăng nhiệt độ có thể ước lượng qua phương trình:

P  P T

Trong đó:

P1: áp suất ở nhiệt độ ban đầu

P2: áp suất ở nhiệt độ sau

Tc : hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ

2 1

1 0.00215 ( 60)

c

T T

T



Khi van được bơm khí ở cùng một nhiệt độ chuẩn 60oF (15oC), một bảng tra cho

hệ số hiệu chỉnh nhiệt độ có thể được thiết lập dựa trên phương trình sau:

Pb: áp suất trong buồng khí tại nhiệt độ 60oF (15oC)

Pbt: áp suất trong buồng khí tại nhiệt độ đặt van

Ct: hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ

Dưới đây là bảng tra hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ Ct cho cả hai hệ đơn vị Anh

Mỹ và SI

Định dạng
Số trang	89
Dung lượng	4,65 MB