Xây dựng mô hình ứng xử pha cho mỏ khí condensat – ứng dụng dự báo khai thác cho mỏ khí hừng đông, bồn trũng cửu long

Xây dựng mô hình ứng xử pha cho mỏ khí condensat – ứng dụng dự báo khai thác cho mỏ khí hừng đông, bồn trũng cửu long

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HCM

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

-

NGUYỄN THẾ DUY

XÂY DỰNG MÔ HÌNH ỨNG XỬ PHA CHO MỎ KHÍ CONDENSAT–ỨNG DỤNG DỰ BÁO KHAI THÁC CHO MỎ

KHÍ HỪNG ĐÔNG, BỒN TRŨNG CỬU LONG

Chuyên ngành: Địa chất dầu khí ứng dụng

Mã số học viên: 09360599

LUẬN VĂN THẠC SĨ

TP Hồ Chí Minh, tháng 07 năm 2012

Công trình được hoàn thành tại: Trường Đại học Bách Khoa-ĐHQG-HCM

Cán bộ hướng dẫn khoa học :

Cán bộ chấm nhận xét 1 :

Cán bộ chấm nhận xét 2 :

Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp HCM ngày tháng năm

Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm: (Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị của Hội đồng chấm bảo vệ luận văn thạc sĩ) 1

2

3

4

5

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV và Trưởng Khoa quản lý chuyên ngành sau khi luận văn đã được sửa chữa (nếu có) CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG TRƯỞNG KHOA

i

LỜI CẢM ƠN

Sau một thời gian học tập, nghiên cứu và làm việc một cách nghiêm túc, luận văn

cao học chuyên ngành Điạ Chất Dầu Khí Ứng Dụng với đề tài nghiên cứu “XÂY

DỰNG MƠ HÌNH ỨNG XỬ PHA CHO MỎ KHÍ CONDENSAT-ỨNG DỤNG DỰ BÁO KHAI THÁC CHO MỎ KHÍ HỪNG ĐƠNG, BỒN TRŨNG CỬU LONG” của

học viên Nguyễn Thế Duy đã hồn tất Để cĩ được thành quả này, tác giả đã nhận được rất nhiều sự giúp đỡ trong việc truyền đạt kiến thức, kinh nghiệm và tận tình chỉ bảo của các thầy cơ giáo trong khoa Kỹ thuật Địa chất và Dầu khí - Đại học Bách Khoa TPHCM, các thầy hướng dẫn, cán bộ phản biện, lãnh đạo phịng và bạn bè đồng nghiệp trong cơng ty

Tác giả xin bày tỏ lịng biết ơn chân thành đối với sự giảng dạy đầy nhiệt huyết của các thầy cơ giảng viên khoa Kỹ thuật Địa Chất & Dầu Khí trường Đại học Bách Khoa thành phố Hồ Chí Minh trong suốt quá trình hồn thành khĩa cao học tại trường

Đặc biệt xin chân thành cảm ơn sự giúp đỡ và hướng dẫn nhiệt tình, tận tâm của

cán bộ hướng dẫn: TS Mai Cao Lân đã hướng dẫn tác giả từ lúc lập đề cương và hồn thành bản luận văn này

Thành phố Hồ Chí Minh, tháng 07/2012 Nguyễn Thế Duy

ii

TÓM TẮT LUẬN VĂN

Trước khi có thể sử dụng mô hình thủy động lực để dự báo khai thác và đánh giá các yếu tố có thể tác động đến quá trình khai thác của một mỏ mới, các nghiên cứu chi tiết về các mặt đặc tính đá chứa và đặc tính của chất lưu trong đá chứa, phải được tiến hành một cách cẩn thận Trong đó việc nghiên cứu các đặc tính chất lưu sẽ cho cái nhìn tổng quan về sự biến đổi giữa các pha hay còn gọi là ứng xử pha trong cùng một chất lưu, là yếu tố đầu vào rất quan trọng đặc biệt là trong các vỉa khí condensat Nếu không nghiên cứu đầy đủ và cẩn thận cũng như không mô phỏng lại được các ứng xử pha theo

sự biến đổi áp suất và nhiệt độ thì sẽ không đánh giá được hết các rủi ro do sự tách pha lỏng cũng như động thái của mỏ khí condensat do sự suy giảm áp suất trong quá trình khai khác

Vì thế luận văn này được thực hiện với mục đích tìm hiểu cơ sở lý thuyết, từ đó

ứng dụng vào thực tiễn xây dựng mô hình ứng xử pha bằng phương trình trạng thái phù

hợp cho đối tượng khí condensat cụ thể Trong đó quy trình xây dựng mô hình ứng xử pha tổng quát được trình bày tại Chương 2 của luận văn Quy trình cụ thể được áp dụng

có chọn lọc và nêu lên quan điểm cá nhân được nêu lên trong Chương 3, khi áp dụng vào thực tiễn để xây dựng mô hình ứng xử pha cho mỏ khí condensat Hừng Đông Kết quả mô phỏng các ứng xử pha bằng phương trình trạng thái sau khi đã được hiểu chỉnh

và đạt độ tin cậy sẽ được ứng dụng vào mô hình thủy động lực đặc tính dầu cải tiến để

dự báo khai thác và đánh giá các yếu tố có thể ảnh hưởng đến quá trình khai thác được nêu lên trong Chương 4 của luận văn

Ý nghĩa thực tiễn của luận văn là đã nêu lên được quy trình xây dựng mô hình

ứng xử pha áp dụng cho khí condensat (có sự hỗ trợ của phần mềm thương mại PVTi

của Schlumberger), từ cách kiểm tra thông số đầu vào, lựa chọn các thông số hiệu chỉnh, cách đánh giá trọng số các thông số hiệu chỉnh, thứ tự hiệu chỉnh… Đồng thời khi ứng dụng kết quả mô phỏng các ứng xử pha vào mô hình thủy động lực tập F mỏ khí condensat Hừng Đông, sau khi đã hiệu chỉnh phù hợp với số liệu thử vỉa DST, để

dự báo khai thác cho mỏ đã đưa ra được một số nhận định về số lượng giếng khai thác tối ưu, chế độ khai thác phù hợp với mức độ tin cậy của số liệu hiện tại, đánh giá mức

độ ảnh hưởng của các yếu tố không chắc chắn đến hệ số thu hồi…

iii

Tuy nhiên, luận văn vẫn còn một số hạn chế do nguyên nhân khách quan: thiếu thông tin dự báo về nhu cầu sử dụng khí trong suốt quá trình dự báo khai thác (đóng vai trò là yếu tố kiểm soát về mặt kinh tế); chưa đánh giá được các yếu tố không chắc chắn ảnh hưởng đến hệ số thu hồi trên biên độ khảo sát rộng (do giới hạn về thời gian thực hiện đề tài); về mặt thực tiễn của mô hình còn thiếu sự đóng góp của tập E mỏ khí Hừng Đông (không được khảo sát trong luận văn này), tuy vai trò của tập E trong mỏ khí Hùng Đông chỉ chiếm một phần ba về mặt trữ lượng khí tại chỗ, nhưng trong quá trình khai thác nếu có thể đánh giá thêm tác động của tập E thì mức độ thực tiễn đóng góp sẽ cao hơn mức độ dự báo hiện tại

Cuối cùng, luận văn đã đạt được một số ý nghĩa thực tiễn nhất định có thể được tham khảo ứng dụng cho các nghiên cứu tương tự hoặc làm tài liệu tham khảo cho những nghiên cứu có liên quan

iv

MỤC LỤC

MỞ ĐẦU xiv

CHƯƠNG 1: CƠ SỞ LÝ THUYẾT 1

1.1 Lý thuyết về ứng xử pha 1

1.1.1 Khái niệm cơ bản 1

1.1.2 Ứng xử pha của các hệ hydrocacbon 1

1.1.2.1 Hệ đơn cấu tử 1

1.1.2.2 Hệ hai cấu tử 3

1.1.2.3 Hệ đa cấu tử 5

1.2 Đặc trưng cơ bản của khí condensat 8

1.2.1 Tính chất cơ bản của khí condensat 8

1.2.2 Đặc trưng dòng chảy của khí condensat 10

1.2.2.1 Ứng xử và trạng thái cân bằng pha 10

1.2.2.2 Sự thay đổi ứng xử pha trong quá trình khai thác 11

1.2.2.3 Ứng xử dòng chảy khí condensat lân cận giếng khoan 12

1.2.2.4 Hiện tượng tích tụ condensat vùng cận đáy giếng 14

1.3 Các phương pháp lấy mẫu và các thí nghiệm phân tích PVT 15

1.3.1 Các phương pháp lấy mẫu chất lưu 15

1.3.1.1 Phương pháp lấy mẫu đáy giếng 16

1.3.1.2 Phương pháp lấy mẫu bề mặt 17

1.3.2 Các thí nghiệm phân tích PVT của khí condensat 18

1.3.2.1 Thí nghiệm CCE 18

1.3.2.2 Thí nghiệm CVD 20

v

1.4 Tính toán cân bằng pha và phương trình trạng thái 21

1.4.1 Tính toán cân bằng pha 21

1.4.1.1 Tỷ số cân bằng pha Ki 21

1.4.1.2 Tính toán cân bằng hai pha 22

1.4.1.3 Tính toán tỷ số cân bằng pha cho các thành phần nặng 24

1.4.2 Phương trình trạng thái 25

1.4.2.1 Phương trình trạng thái Van der Waals 26

1.4.2.2 Phương trình trạng thái Redlich-Kwong (RK): 30

1.4.2.3 Phương trình trạng thái Soave-Redlich-Kwong (SRK) 31

1.4.2.4 Phương trình trạng thái Peng-Robinson (PR) 35

1.4.3 Ứng dụng của phương trình trạng thái 38

1.4.3.1 Tính hệ số cân bằng pha Ki 38

1.4.3.2 Tính áp suất điểm sương P d 39

1.4.3.3 Tính áp suất pha khí p v 41

1.5 Mô tả thành phần Hydrocacbon nặng 42

1.5.1 Phân loại thành phần Hydrocacbon 42

1.5.2 Tính toán các giá trị tới hạn và hệ số lệch tâm ω 42

1.5.2.1 Phương pháp của Pederson 43

1.5.2.2 Phương pháp của Kesler và Lee 43

1.5.3 Hệ số tương tác nhị phân 44

1.5.4 Nguyên tắc nhóm các thành phần nặng (lumping) 44

2.1 Kiểm tra dữ liệu đầu vào 46

2.1.1 Phương pháp kiểm tra bằng đồ thị 47

vi

2.1.1 Phương pháp loại trừ 48

2.2 Mô phỏng các thí nghiệm PVT bằng phương trình trạng thái 48

2.2.1 Mô phỏng thí nghiệm CCE 49

2.2.2 Mô phỏng thí nghiệm CVD 50

2.3 Hiệu chỉnh phương trình trạng thái để phù hợp với số liệu thực nghiệm 53

2.3.1 Lựa chọn các thông số hiệu chỉnh trong phương trình trạng thái 54

2.3.2 Các bước hiệu chỉnh thông số trong phương trình trạng thái 54

CHƯƠNG 3: XÂY DỰNG MÔ HÌNH ỨNG XỬ PHA CHO MỎ KHÍ CONDENSAT HỪNG ĐÔNG 57

3.1 Kiểm tra và xây dựng dữ liệu đầu vào 57

3.1.1 Kiểm tra dữ liệu đầu vào 57

3.1.2 Xây dựng dữ liệu đầu vào 58

3.1.2.1 Dữ liệu thành phần chất lưu 58

3.1.2.2 Dữ liệu thực nghiệm từ các thí nghiệm PVT 59

3.2 Lựa chọn phương trình trạng thái 61

3.3 Mô phỏng thí nghiệm bằng phương trình trạng thái 62

3.3.1 Kết quả mô phỏng trước khi hiệu chỉnh 63

3.3.2 Kết quả mô phỏng sau khi hiệu chỉnh 67

3.3.2.1 Lựa chọn các thông số hiệu chỉnh trong phương trình trạng thái 67

3.3.2.2 Các bước hiệu chỉnh thông số trong phương trình trạng thái 68

3.3.2.3 Kết quả quá trình mô phỏng thí nghiệm PVT bằng phương trình trạng thái sau khi đã hiệu chỉnh 70

3.3.3 Đánh giá kết quả mô phỏng 74

vii

CHƯƠNG 4: ỨNG DỤNG MÔ HÌNH ỨNG XỬ PHA ĐỂ DỰ BÁO KHAI THÁC

CHO MỎ KHÍ CONDENSAT HỪNG ĐÔNG 77

4.1 Tổng quan về đối tượng nghiên cứu 77

4.1.1 Lịch sử thăm dò và thẩm lượng 77

4.1.1.1 Vị trí mỏ khí condensat Hừng Đông 77

4.1.1.2 Lịch sử thăm dò và thẩm lượng 78

4.1.2 Sơ lược đặc điểm địa tầng khu vực mỏ khí condensat Hừng Đông 79

4.1.3 Trữ lượng khí tại chỗ tập F mỏ khí Hừng Đông 82

4.2 Mô hình thủy động lực mỏ khí Hừng Đông 83

4.2.1 Tính chất đá chứa và chất lưu vỉa 83

4.2.1.1 Tính chất đá chứa 83

4.2.1.2 Tính chất chất lưu vỉa 86

4.2.2 Mô hình thủy động lực 91

4.2.2.1 Mô hình địa chất 91

4.2.2.2 Mô hình thủy động lực 94

4.2.3 Kết quả bài toán mô phỏng 97

4.2.3.1 Hiệu chỉnh giá trị trữ lượng khí tại chỗ ban đầu 97

4.2.3.2 Hiệu chỉnh mô hình phù hợp với dữ liệu thử vỉa tại giếng HD-1X (DST#2) và giếng HD-3X (DST#1) 97

4.2.3.3 Dự báo khai thác 102

Kết luận kiến nghị 110

viii

DANH SÁCH HÌNH VẼ

Hình 1.1 Biểu đồ Áp suất – Thể tích của hệ đơn cấu tử 2

Hình 1.2 Biểu đồ Áp suất – Nhiệt độ của hệ đơn cấu tử 3

Hình 1.3 Biểu đồ Áp suất – Thể tích của hệ hai cấu tử 4

Hình 1.4 Biểu đồ Áp suất – Nhiệt độ của hệ hai cấu tử 4

Hình 1.5 Biểu đồ Áp suất – Nhiệt độ của hệ đa cấu tử 5

Hình 1.6 Biểu đồ pha Áp suất-Nhiệt độ của khí khô 6

Hình 1.7 Biểu đồ pha Áp suất-Nhiệt độ của khí ướt 6

Hình 1.8 Biểu đồ pha Áp suất-Nhiệt độ của khí ngưng tụ ngược 7

Hình 1.9 Biểu đồ pha Áp suất-Nhiệt độ của dầu thô 8

Hình 1.10 Biểu đồ tam giác phân loại chất lưu Dầu-Khí dựa vào thành phần 9

Hình 1.11 Biểu đồ pha Áp suất-Nhiệt độ của vỉa khí condensat 10

Hình 1.12 Ảnh hưởng của thành phần đến đường bao pha trong quá trình giảm áp 11

Hình 1.13 Mô hình thay đổi thành phần khí condensat trong quá trình khai thác 12

Hình 1.14 Biểu đồ phân chia 3 vùng ứng xử khác nhau của dòng chảy khí condensat 13 Hình 1.15 Biểu đồ minh họa sự thay đổi độ bão hòa Dầu và độ linh động của từng pha theo vùng 14

Hình 1.16 Biểu đồ mô tả sự hình thành condensat tích tụ vùng cận đáy giếng 15

Hình 1.17 Biểu đồ phân bố áp suất theo độ sâu mô tả ranh giới Khí-Dầu và Dầu-Nước 17

Hình 1.18 Sơ đồ thiết bị bề mặt trong phương pháp lấy mẫu bề mặt 18

Hình 1.19 Biểu đồ minh họa thí nghiệm CCE đối với khí Condensat 19

Hình 1.20 Biểu đồ minh họa thí nghiệm CVD đối với khí Condensat 20

Hình 1.21 Biểu đồ minh họa giá trị hiệu chỉnh hệ số 25

ix

Hình 1.22 Biểu đồ pha hệ đơn cấu tử trong mối tương quan Áp suất-Thể tích 28

Hình 1.23 Sơ đồ quy trình tính tỷ số cân bằng pha Ki 38

Hình 2.1 Quy trình xây dựng mô hình ứng xử pha 46

Hình 2.2 biểu đồ Đề-cát-Logarit giữa tỷ lệ thành phần với khối lượng phân tử 48

Hình 2-3 Biểu đồ thực hiện mô phỏng thí nghiệm CVD bằng phương trình trạng thái 51 Hình 3.1 biểu đồ Đề-cát-Logarit giữa tỷ lệ thành phần nặng với khối lượng phân tử 57

Hình 3.2 Cơ sở dữ liệu về tổng thành phần của khí condensat tại giếng HD-3X 59

Hình 3.3 Cơ sở dữ liệu về thí nghiệm CVD mẫu chất lưu đáy giếng HD-3X 60

Hình 3.4 Cơ sở dữ liệu về thí nghiệm CCE mẫu chất lưu đáy giếng HD-3X 60

Hình 3.5 Cơ sở dữ liệu về thí nghiệm xác định áp suất điểm sương 61

Hình 3.6 Lựa chọn phương trình trạng thái và phương pháp hiệu chỉnh độ nhớt 62

Hình 3.7 Độ bão hòa pha lỏng trong thí nghiệm CCE chưa hiệu chỉnh 63

Hình 3.8 Thể tích tương đối trong thí nghiệm CCE chưa hiệu chỉnh 63

Hình 3.9 Giá trị hệ số nén pha khí trong thí nghiệm CCE chưa hiệu chỉnh 64

Hình 3.10 Khối lượng riêng pha khí trong thí nghiệm CCE chưa hiệu chỉnh 64

Hình 3.11 Độ bão hòa pha lỏng trong thí nghiệm CVD chưa hiệu chỉnh 64

Hình 3.12 Giá trị hệ số nén pha khí trong thí nghiệm CVD chưa hiệu chỉnh 65

Hình 3.13 Giá trị hệ số nén hai pha trong thí nghiệm CVD chưa hiệu chỉnh 65

Hình 3.14 Khối lượng riêng pha khí trong thí nghiệm CVD chưa hiệu chỉnh 65

Hình 3.15 Lựa chọn các thông số hồi quy trong phần mềm PVTi 67

Hình 3.16 Định nghĩa các thành phần nặng bằng phương pháp nhóm 68

Hình 3.17 Bảng phân tích độ nhạy từng thông số theo ma trận Hessian 69

Hình 3.18 Các thông số được lựa chọn để tiến hành hồi quy 70

x

Hình 3.19 Độ bão hòa pha lỏng trong thí nghiệm CCE đã hiệu chỉnh 71

Hình 3.20 Thể tích tương đối trong thí nghiệm CCE đã hiệu chỉnh 71

Hình 3.21 Giá trị hệ số nén pha khí trong thí nghiệm CCE đã hiệu chỉnh 72

Hình 3.22 Giá trị độ nhớt pha khí trong thí nghiệm CCE đã hiệu chỉnh 72

Hình 3.23 Khối lượng riêng pha khí trong thí nghiệm CCE đã hiệu chỉnh 72

Hình 3.24 Độ bão hòa pha lỏng trong thí nghiệm CVD đã hiệu chỉnh 73

Hình 3.25 Giá trị hệ số nén pha khí trong thí nghiệm CVD đã hiệu chỉnh 73

Hình 3.26 Giá trị hệ số nén hai pha trong thí nghiệm CVD đã hiệu chỉnh 73

Hình 3.27 Khối lượng riêng pha khí trong thí nghiệm CVD đã hiệu chỉnh 74

Hình 3.28 Giá trị độ nhớt pha khí trong thí nghiệm CVD đã hiệu chỉnh 74

Hình 4.1 Vị trí mỏ khí condensat Hừng Đông trong bồn trũng Cửu Long 77

Hình 4.2 Vị trí các giếng thăm dò và thẩm lượng mỏ khí condensat Hừng Đông 79

Hình 4.3 Mặt cắt địa chấn qua các giếng khoan trong mỏ khí Hừng Đông 80

Hình 4.5 Quan hệ rỗng – thấm từ số liệu mẫu lõi HD-2X, HD-3X 84

Hình 4.6 Kết quả đo độ thấm pha khí-dầu các giếng HD-2X, HD-3X và HD-4X 85

Hình 4.7 Độ thấm pha khí-dầu các giếng HD-2X, HD-3X và HD-4X sau khi hiệu chỉnh 85

Hình 4.8 Thành phần mẫu chất lưu tập F tại giếng HD-1X và HD-3X tương đồng nhau 90

Hình 4.9 Quy trình xây dựng mô hình địa chất 91

Hình 4.10 Dữ liệu đo địa vật lý giếng khoan tại đoạn lấy mẫu lõi 92

Hình 4.11 Quan hệ độ rỗng - độ thấm từ kết quả phân tích mẫu lõi thông thường 93

Hình 4.12 Bản đồ phân bố độ thấm tập F mỏ khí Hừng Đông 93

Hình 4.13 Giá trị độ thấm pha dầu-khí cho từng bảng 95

xi

Hình 4.14 Giá trị áp suất mao dẫn cho từng bảng 95

Hình 4.15 Bản đồ phân bố độ bão hòa khí theo tướng đá 96

Hình 4.16 Lựa chọn thông số PVT cho mô hình thủy động 96

Hình 4.17 Bản đồ phân chia các khu vực chính của mỏ khí Hừng Đông 97

Hình 4.18 Mô hình thủy động cục bộ khu vực giếng HD-1X 98

Hình 4.19 Kết quả phù hợp giá trị lịch sử trước khi hiệu chỉnh mô hình 99

Hình 4.20 Kết quả phù hợp giá trị lịch sử cuối cùng sau khi hiệu chỉnh mô hình 100

Hình 4.21 Mô hình thủy động cục bộ khu vực giếng HD-3X 100

Hình 4.22 Kết quả phù hợp giá trị lịch sử trước khi hiệu chỉnh mô hình 101

Hình 4.23 Kết quả phù hợp giá trị lịch sử cuối cùng sau khi hiệu chỉnh mô hình 102

Hình 4.24 So sánh kết quả mô hình toàn cục và mô hình cục bộ 103

Hình 4.25 Bản đồ phân bố giếng khai thác trong trường hợp có 30 giếng khai thác 104

Hình 4.26 So sánh kết quả dự báo các mô hình 30, 23 và 20 giếng khai thác 104

Hình 4.27 Bản đồ phân bố giếng khai thác trong trường hợp có 23 giếng khai thác 105

Hình 4.28 kết quả so sánh hai chế độ khai thác cùng thời điểm và từng giai đoạn 106

Hình 4.29 Kết quả các phương án khai thác có tính tới yếu tố không chắc chắn về độ thấm 107

Hình 4.30 Kết quả các phương án khai thác có tính tới yếu tố không chắc chắn về độ liên thông 108

xii

DANH SÁCH BẢNG BIỂU

Bảng 1.1 Thành phần và tính chất vật lý cơ bản của các chất lưu Dầu-Khí (Wall, 1982)

9

Bảng 2.1 Thành phần hỗn hợp sau khi nhóm các thành phần nặng 55

Bảng 2.2 Ví dụ về quy trình nhóm và hồi quy theo Whitson và Brule 55

Bảng 2.3 Các thông số hồi quy của từng thành phần 56

Bảng 3.1 So sánh kết quả thí nghiệm CCE chưa hiệu chỉnh với số liệu thực nghiệm 66

Bảng 3.2 So sánh kết quả thí nghiệm CVD chưa hiệu chỉnh với số liệu thực nghiệm 66

Bảng 3.3 Bảng tiêu chuẩn đánh giá chất lượng hiệu chỉnh của ConocoPhillips 70

Bảng 3.4 So sánh kết quả thí nghiệm CVD đã hiệu chỉnh với số liệu thực nghiệm 74

Bảng 3.5 So sánh kết quả thí nghiệm CCE đã hiệu chỉnh với số liệu thực nghiệm 75

Bảng 4.1 Trữ lượng Khí tại chỗ và Khí đồng hành theo phương pháp Monte-Carlo 83

Bảng 4.2 Số lượng mẫu lõi cho các mục đích phân tích RCAL 84

Bảng 4.3 các thông số cơ bản của quá trình thử vỉa mỏ khí Hừng Đông 86

Bảng 4.4 Thông số vỉa được sử dụng cho phân tích tài liệu thử vỉa giếng 1X, tập F 88

Bảng 4.5 Thông số vỉa được sử dụng cho phân tích tài liệu thử vỉa giếng 3X, tập F 88

Bảng 4.6 Các loại mẫu chất lưu thu thập được trong tập F 88

Bảng 4.7 Sản lượng khai thác khí và condensat trong các phương án có tính tới yếu tố ảnh hưởng của độ thấm 108

Bảng 4.8 Sản lượng khai thác khí và condensat trong các phương án có tính tới yếu tố ảnh hưởng của độ liên thông 109

c = hệ số thứ ba trong phương trình trạng thái ba biến

C = hệ số nén đẳng nhiệt của chất lưu đơn pha

f = độ dễ bay hơi của thành phần thứ i trong pha khí

kij = hệ số tương quan nhị phân

Ki = tỷ số cân bằng pha

Kw = hệ số Watson

M = khối lượng phân tử

n = số mol của hỗn hợp

nL = số mol của pha lỏng

nv = số mol của pha khí

Vrel = thể tích tương đối

Vsat = thể tích tại áp suất bão hòa

xi = tỷ lệ mol của thành phần thứ i trong pha lỏng

yi = tỷ lệ mol của thành phần thứ i trong pha khí

zi = tỷ số mol của thành phần thứ i trong hỗn hợp

Z = hệ số nén khí

ZL = hệ số nén của pha lỏng

Zv = hệ số nén của pha khí

Các từ viết tắt

EOS = Equation of state

CCE = Constant composition expansion

CVD = Constant volume depletion

SCN = Single carbon number

MCN = Multiple carbon number

PVT = Pressure volume temperature

NTG= Net to Gross

MBO= Modified black oil

xiv

MỞ ĐẦU

1 Tính cấp thiết của đề tài:

Mỏ khí condensat Hừng Đông là một trong những phát hiện quan trọng trong bồn trũng Cửu Long trong năm 2003 Việc khoan thăm dò và thẩm lượng đã được tiến hành tại cấu tạo Hừng Đông với các giếng khoan HD-1X, HD-2X, HD-3, HD-4X vào các năm 2003, 2005 và 2006 Từ các thông số thu được trong quá trình thăm dò và thẩm lượng, việc nghiên cứu các thông số vỉa để xây dựng các mô hình địa chất và mô hình thủy động được thực hiện nhằm đưa ra chiến lược khai thác thích hợp trong tương lai Thông số về PVT là một trong những thông số quan trọng để xây dựng mô hình thủy

động, đặc biệt với đối tượng là mỏ khí condensat Do đó, thông số thí nghiệm PVT được thu thập sẽ được phân tích, kiểm tra và mô hình hóa bằng các phương trình trạng

thái thích hợp (được hiệu chỉnh để phù hợp với các số liệu thí nghiệm), các phương trình trạng thái càng chính xác càng thể hiện đúng bản chất của chất lưu trong môi trường vỉa Vì vậy quy trình xây dựng mô hình ứng xử pha và ứng dụng của nó trong

mô hình thủy động lực để dự báo khai thác được chọn làm đối tượng nghiên cứu chính

2 Mục đích và nhiệm vụ của luận văn:

Mục đích nghiên cứu của luận văn: nghiên cứu lý thuyết về các phương trình trạng thái Ứng dụng phần mềm PVTi cùng dữ liệu thí nghiệm chất lưu PVT để xây dựng mô hình ứng xử pha cho mỏ khí condensat Hừng Đông Ứng dụng kết quả làm

dữ liệu đầu vào để xây dựng mô hình thủy động lực cho mỏ khí condensat Hừng Đông,

từ đó tiến hành dự báo khai thác

Luận văn giải quyết các nhiệm vụ sau:

Xây dựng cơ sở lý thuyết về ứng xử pha, lựa chọn phương trình trạng thái EOS thích hợp để xây dựng mô hình ứng xử pha thích hợp cho đối tượng nghiên cứu

Ứng dụng xây dựng mô hình ứng xử pha bằng phần mềm PVTi

Ứng dụng kết quả xây dựng mô hình ứng xử pha vào mô hình thủy động lực đặc

tính dầu cải tiến cho đối tượng nghiên cứu là mỏ khí Condensat Hừng Đông, bồn trũng Cửu Long

Dự báo sản lượng khai thác cho cả đời mỏ

xv

3 Tình hình nghiên cứu:

Trong các mô hình thủy động lực ngoài tính chất của đá chứa thì tính chất của chất lưu mà đại diện là các thông số về PVT đóng một vai trò rất quan trọng đến độ chính xác của mô hình Các thông số PVT này mô tả các ứng xử pha ở điều kiện vỉa, trong giếng và tại điều kiện bề mặt cùng với quá trình thay đổi các điều kiện ban đầu của mỏ (sự thay đổi về áp suất và nhiệt độ vỉa) Đối với mô hình thủy động lực đặc tính chất lưu đa thành phần (compositional model) thì số liệu PVT càng phải được xây dựng và mô phỏng bằng các phương trình trạng thái (đã được phù hợp với các số liệu thực nghiệm) một cách chi tiết hơn để thể hiện đầy đủ sự thay đổi của các thành phần trong quá trình khai thác Việc nghiên cứu các công cụ để xây dựng thông số PVT thông qua các phương trình trạng thái và tương quan thực nghiệm đã được thực hiện

cả trong và ngoài nước với các bài báo và báo cáo cụ thể sau:

3.1 Nguyễn Vi Hùng, Hoàng Mạnh Tấn, Dự đoán tính chất vật lý Dầu mỏ bằng các tương quan thực nghiệm PVT, Tuyển tập báo cáo hội nghị khoa học công nghệ “ Viện Dầu Khí Việt Nam: 25 năm xây dựng và trưởng thành”

Các tác giả đã xây dựng các tương quan phù hợp (phương trình thực nghiệm) cho việc dự đoán tính chất PVT của dầu mỏ thềm lục địa Việt Nam qua việc phân tích hàng trăm mẫu dầu từ hai bể Cửu Long và Nam Côn Sơn (được phân tích tại phòng thí nghiệm PVT của Viện Dầu Khí-VPI và Viện NCKH-TK Vietsovpetro) Đồng thời thông qua các thực nghiệm được xây dựng bằng cách sử dụng phân tích hồi quy tuyến tính để dự báo áp suất bảo hòa, tỷ suất dầu-khí, hệ số thể tích, tỷ trọng, hệ số nén và độ nhớt của mỏ dầu… với sai số nhỏ so với số liệu thực nghiệm tác giả cho rằng đã khắc phục được những nhược điểm của các nghiên cứu trước đây khi sử dụng các tương quan thông dụng như Standing, Glaso hay Vasquez và Beggs Cuối cùng các tác giả còn đưa ra nhận định có thể sử dụng các phương trình thực nghiệm mới trong việc tính toán các thông số PVT của chất lưu (như tính toán áp suất bảo hòa của dầu mỏ trong trường hợp không lấy được mẫu…) cho các khu vực khác trên thềm lục địa Việt Nam

3.2 Nguyễn Minh Viễn, Hiện tượng tích tụ condensat vùng cận đáy giếng và chiến lượt nâng cao khả năng khai thác mỏ khí-condensat

Tác giả đã nêu được nguyên nhân hình thành condensat trong khu vực lân cận giếng khoan do suy giảm áp suất dưới áp suất điểm sương trong quá trình khai thác và hậu quả của nó tác động như thế nào đến hệ số thu hồi của mỏ khí-condensat Đồng

xvi

thời tác giả đề xuất sử dụng mô hình số học của Wheaton và Zang (2000) để mô phỏng

sự hình thành condensat trong mỏ chứa, trong mô hình này cho biết sự hình thành condensat hay sự thay đổi của tổng phần mole của thành phần i do áp suất thay đổi là hàm số của thời gian t và không gian r Từ những biện luận của mình tác giả đi tới việc xác lập mô hình thủy động lực cho mỏ khí Bạch Kim với kết luận “Việc duy trì chế độ khai thác với áp suất đáy giếng cao hay với chế độ kéo dài thời gian suy giảm áp suất

mỏ sẽ làm nhẹ bớt những ảnh hưởng của tích tụ condensat đến quá trình khai thác cũng như giảm đi một lượng đáng kể thành phần nặng tích tụ nằm lại trong thành hệ Mặc

dù, sản lượng khai thác có giảm nhưng chỉ số khai thác của các giếng được duy trì tốt cho đến cuối khoảng thời gian khai thác, góp phần làm duy trì sản lượng ổn định và kéo dài”

3.3 Nguyễn Hoàng Long, Xây dựng mô hình ứng xử pha cho các ứng dụng

mô phỏng mỏ dầu khí đa thành phần

Tác giả nhấn mạnh ý nghĩa của phương trình trạng thái trong việc mô phỏng sự thay đổi của các thành phần pha khi áp suất và nhiệt độ thay đổi sẽ dẫn tới các chất lưu như khí ngưng tụ, dầu mất dần các thành phần nhẹ… khi đó tỷ lệ mol của từng thành phần trong mỗi pha biến động rất lớn, dẫn đến làm thay đổi tỷ lệ cân bằng pha khí-lỏng

và ứng xử pha Tuy nhiên việc xây dựng phương trình trạng thái tốn rất nhiều thời gian

và theo tác giả cần phải hiểu rõ các thông số có độ tin cậy không cao ảnh hưởng nhiều

đến quá trình hồi qui để hiệu chỉnh, giúp cải thiện sự phù hợp giữa các dữ liệu thực

nghiệm và dữ liệu tính toán từ phương trình trạng thái bằng phần mềm PVTi Bằng cách đưa ra ví dụ cụ thể tác giả đã đưa ra được nhận định một cách tổng quát về mức

độ ảnh hưởng của từng thông số có độ tin cậy không cao, từ đó đưa ra các đề xuất về

các bước hiệu chỉnh cũng như gợi ý về các lựa chọn tối ưu cho các nhóm biến hồi quy

và quy trình hiệu chỉnh cho từng biến Mặc dù đạt được những kết quả khả quan nhưng tác giả cũng kiến nghị nên phân tích thêm ảnh hưởng của các mô hình nhóm thành phần hydrocacbon đến quá trình hiệu chỉnh mô hình ứng xử pha khi có thêm điều kiện

về thời gian

3.4 D.l.O’Reilly, University of Adelaide, Comparative PVT Simulation: An

application to Australasian Fluid Samples, SPE-129517

Bài báo nêu lên kết quả so sánh độ chính xác của các phương trình trạng thái (EOS) trong các thí nghiệm PVT, về mô phỏng các ứng xử pha và thể tích pha của các mẫu chất lưu khác nhau được thu thập tại các khu vực của nước Úc Các phương trình

xvii

trạng thái được sử dụng để so sánh bao gồm 9 phương trình trạng thái: Kwong (SRK), Peng-Robinson (PR), Adachi-Lu (AL), Patel-Teja (PT), Schmidt-Wenzel (SW), Esmaeilzadeh-Roshanfekr (ER), ngoài 6 phương trình trạng thái thông dụng trên 3 phương trình SPR, PR và ER cải tiến được hiệu chỉnh bằng phần mềm MATLAB được sử dụng trong mô phỏng Kết quả so sánh độ chính xác của từng phương trình trạng thái khi mô phỏng các trạng thái và thể tích pha của các mẫu chất lưu khác nhau được kết luận:

Redlich Đối với khí condensat các phương trình trạng thái PengRedlich Robinson (PR), SoaveRedlich Redlich-Kwong (SRK), Esmaeilzadeh-Roshanfekr (ER), Patel-Teja (PT)… cho kết quả tương đồng với kết quả thực nghiệm Trong đó phương trình trạng thái Esmaeilzadeh-Roshanfekr (ER) với 4 biến có hiệu chỉnh cho kết quả gần với kết quả thực nghiệm nhất

Soave Đối với dầu thông thường các phương trình trạng thái 3 biến mang tính đại diện nhất là các phương trình Patel-Teja (PT), Schmidt-Wenzel (SW) và Esmaeilzadeh-Roshanfekr (ER)

- Đối với dầu có áp suất bảo hòa thấp với thành phần chủ yếu là các thành phần trung bình thì kết quả mô phỏng bằng các phương trình trạng thái đều cho kết quả gần giống với kết quả thực nghiệm và sai khác ở các phương trình trạng thái khác nhau là không nhiều

- Đối với dầu nhẹ có tính chất vừa của pha lỏng vừa của pha khí nên trạng thái pha của nó được mô phỏng qua các phương trình trạng thái khác nhau cho những kết quả khác nhau như: Esmaeilzadeh-Roshanfekr (ER) 4 biến cho kết quả matching tốt nhất với thông số thể tích trong thí nghiệm CVD trong khi đó phương trình Peng-Robinson cải tiến lại cho kết quả hệ số nén khí Z với sai số nhỏ nhất…

3.5 A.H El-Banbi, K.A Fattah and M.H Sayyouh: New Modified Black-Oil Correlations for Gas Condensat and Volatile Oil Fluids, SPE 102240

Bài báo nêu lên việc phát triển các công thức tương quan mới từ mô hình đặc tính dầu cải tiến (MBO-modified black oil) và ứng dụng của nó cho các mô hình mỏ khí condensat và dầu nhẹ (ban đầu phương pháp MBO được sử dụng để mô phỏng mỏ chứa với 3 thành phần chủ yếu là: khí khô, dầu và nước) Trong báo cáo có 4 thông số PVT được quan tâm khảo sát chính là tỷ số dầu-khí (Rv), tỷ số khí hòa tan-dầu (Rs), hệ

số thành hệ thể tích của Dầu (Bo) và hệ số thành hệ thể tích của khí (Bg), trong đó hệ

xviii

số dầu-khí, thông số quan trọng trong các tính toán cân bằng vật chất và mô hình thủy

động lực đa thành phần E300, không thể tính toán bằng các tương quan thông thường

trong mô hình đặc tính dầu mà phải được tính thông qua các thí nghiệm trong phòng lab kết hợp với các phương trình trạng thái được tính toán tỉ mỉ Để xây dựng được các tương quan mới (công thức thực nghiệm) các tác giả đã sử dụng phương pháp Whitson

& Torp kết hợp với 1850 giá trị từ kết quả phân tích PVT của 8 mẫu khí condensat,

1180 giá trị từ kết quả phân tích 6 mẫu dầu nhẹ) để xây dựng các thông số PVT (các thông số này phải phù hợp với kết quả thực nghiệm và phương trình trạng thái của chất lưu) Kết quả các tương quan mới giúp cho việc tính toán 4 thông số PVT tỷ số dầu-khí (Rv), tỷ số khí hòa tan-dầu (Rs), hệ số thành hệ thể tích của Dầu (Bo) và hệ số thành hệ thể tích của khí (Bg), trở nên chính xác hơn trong các mô hình mỏ khí-condensat và dầu nhẹ

4 Phương pháp nghiên cứu:

Phương pháp nghiên cứu của đề tài là dựa trên cơ sở lý thuyết về tính chất của chất lưu, các thí nghiệm PVT và các phương trình trạng thái EOS để xây dựng mô hình

ứng xử pha, ứng dụng cho đối tượng nghiên cứu là mỏ khí Condensat Hừng Đông

Ngoài ra, các công cụ có thể hỗ trợ cho việc xây dựng mô hình ứng xử pha là công cụ PVTi Trong thời gian nghiên cứu đề tài, phần mềm ECLIPSE được sử dụng để phục

vụ cho quá trình xây dựng mô hình thủy động lực đặc tính dầu cải tiến và hiệu chỉnh lại

mô hình cho phù hợp với số liệu thực nghiệm

5 Ý Nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài:

Phân tích, kiểm tra dữ liệu đầu vào, nêu lên quy trình cụ thể để xây dựng mô hình

ứng xử pha cho khí condensat với đối tượng nghiên cứu là chất lưu thu thập từ mỏ khí

condensat Hừng Đông Đay là một trong những thông tin đầu vào quan trọng trong quy trình xây dựng mô hình thủy động lực, đặc biệt với mô hình mô hình thủy động đặc tính dầu cải tiến

Ứng dụng kết quả xây dựng mô hình ứng xử pha làm đầu vào xây dựng mô hình

thủy động lực đặc tính dầu cải tiến (MBO) cho mỏ khí condensat Hừng Đông, là một

mỏ hoàn toàn mới chưa có các thông số khai thác thực tế để đánh giá được tất cả các rủi ro có thể gặp trong quá trình khai thác Kết quả mô phỏng bằng mô hình thủy dộng lực khi sử dụng thông số đầu vào đặc tính PVT của chất lưu được xây dựng ở trên sẽ là

cơ sở để dự báo khai thác từ đó đưa ra phương án khai thác sơ bộ hợp lý, đánh giá tiềm

xix

năng khai thác của mỏ (ảnh hưởng của số lượng giếng khoan, và ảnh hưởng của các thông số không chắc chắn đến hệ số thu hồi)

6 Cấu trúc của luận văn:

Luận văn bao gồm mở đầu, kết luận và kiến nghị, nội dung chính gồm 4 chương

và phần kết luận kiến nghị sau đây:

Chương 1: là chương cơ sở lý thuyết cho luận văn Trong chương trình sẽ trình bày

các ứng xử pha của các hệ Hydrocacbon từ đơn giản đến phức tạp, tập trung vào ứng

xử pha của khí ngưng tụ ngược và các đặc trưng của nó Ngoài ra còn đề cập đến quy trình lấy mẫu chất lưu, các thí nghiệm PVT áp dụng cho khí condensat, các tính toán cân bằng pha, giới thiệu các phương trình trạng thái (EOS) thông dụng và các ứng dụng của nó

Chương 2: nêu lên quy trình xây dựng mô hình ứng xử pha một cách tổng quát

Chương 3: ứng dụng quy trình xây dựng mô hình ứng xử pha ở Chương 2 để áp dụng

cho 1 đối tượng cụ thể là chất lưu mỏ khí condensat Hừng Đông, bồn trũng Cửu Long

Chương 4: ứng dụng mô hình ứng xử pha từ chương 3 làm cơ sở dữ liệu đầu vào cho

mô hình thủy động lực đặc tính dầu cải tiến (MBO) để dự báo khai thác mỏ khí condensat Hừng Đông

Phần Kết luận và kiến nghị:

1

CHƯƠNG 1: CƠ SỞ LÝ THUYẾT

Chương 1 sẽ trình bày các ứng xử pha của các hệ Hydrocacbon từ đơn giản đến phức tạp, tập trung vào ứng xử pha của khí ngưng tụ ngược và các đặc trưng của nó, là

đối tượng nghiên cứu chính của luận văn này Ngoài ra còn đề cập đến quy trình lấy

mẫu chất lưu, các thí nghiệm PVT áp dụng cho khí condensat, các tính toán cân bằng pha, giới thiệu các phương trình trạng thái (EOS) thông dụng và các ứng dụng của nó

1.1 Lý thuyết về ứng xử pha

1.1.1 Khái niệm cơ bản

Pha là các phần có cùng cấu trúc, cùng trạng thái, có tính chất cơ – lý – hóa xác

định và các pha phân cách nhau bởi các ranh giới phân chia

Ứng xử pha là sự thay đổi pha (pha rắn – lỏng – khí) dưới tác động của điều kiện

nhiệt độ và áp suất nhất định, như tinh thể đá (pha rắn) sẽ chuyển thành nước (pha lỏng) khi nhiệt độ tăng, nếu tiếp tục gia tăng về áp suất thì nước sẽ chuyển thành hơi (pha khí)

Những biểu đồ toán học hay thực nghiệm thể hiện các điều kiện vật lý liên quan

đến sự biến đổi của các pha được gọi là biểu đồ pha

1.1.2 Ứng xử pha của các hệ hydrocacbon

Dầu-khí thông thường là hỗn hợp của nhiều cấu tử, để hiểu được ứng xử pha của hỗn hợp này ta khảo sát lần lượt ứng xử pha các hệ cấu tử từ đơn giản đến phức tạp:

1.1.2.1 Hệ đơn cấu tử

Hệ đơn cấu tử là hệ hydrocacbon đơn giản nhất, chỉ chứa một loại nguyên tử hay phân tử (hệ sạch) Hiểu rõ mối quan hệ giữa áp suất, nhiệt độ và thể tích của hệ đơn cấu tử là nền tảng để nghiên cứu ứng xử pha các hệ hydrocacbon phức tạp

Theo quy tắc pha, đối với hệ đơn cấu tử, hai pha chỉ cần sử dụng một thông số nhiệt độ hay áp suất để mô tả trạng thái nhiệt động học của hệ thống Khảo sát ảnh hưởng của áp suất và thể tích đến ứng xử pha của hệ đơn cấu tử được biểu diễn ở biểu

đồ pha, hình 1.1:

Với: p c, áp suất tới hạn

đọng sương, đại diện thành phần hơi bão hòa) là vùng hai pha Lỏng + Khí Vùng bên

trái của biểu đồ là pha lỏng và bên phải là pha khí Điểm C là điểm tới hạn, tại đây tính chất vật lý của pha lỏng và pha khí giống nhau, với áp suất và nhiệt độ tương ứng là áp suất tới hạn p cvà thể tích tới hạn V c

Khảo sát hệ đơn cấu tử trên biểu đồ Áp suất – Nhiệt độ ( p T/ ), ta có biểu đồ pha,

hình 1.2:

3

Hình 1.2 Biểu đồ Áp suất – Nhiệt độ của hệ đơn cấu tử Biểu đồ p T/ đặc trưng cho hệ đơn cấu tử với đường liền nét thể hiện ranh giới giữa các pha riêng biệt: đường liền nét BA chỉ sự cùng tồn tại hai pha Rắn + Khí ở trạng thái cân bằng, tương tự AD chỉ sự cùng tồn tại hai pha Rắn + Lỏng, AC (đường cong áp suất hóa hơi hay đường công điểm sôi) tồn tại hai pha Khí + Lỏng và kết thúc tại điểm tới hạn C Ứng với điểm tới hạn C, nhiệt độ tới hạn T C là nhiệt độ mà trên giá trị này, hỗn hợp Lỏng - Khí không thể tồn tại cùng nhau bất kể giá trị áp suất Tương

tự, áp suất tới hạn P C là áp suất mà trên giá trị này, hai pha Lỏng - Khí cũng không thể tồn tại cùng nhau bất kể nhiệt độ nào

1.1.2.2 Hệ hai cấu tử

Đặc trưng cơ bản của hệ hai cấu tử là đồng thời với sự thay đổi thành phần cấu tử

thì các tính chất nhiệt động lực và tính chất vật lý sẽ có sự thay đổi tương ứng Vì thế

đối với hệ hai cấu tử cần thiết phải xác định tỷ phần mol và khối lượng từng thành

phần trong hệ Thí nghiệm nén đẳng nhiệt, sử dụng piston nén một lượng xác định chất lưu chứa hai thành phần (hai cấu tử) trong xylanh với tổn thất ma sát không đáng kể

như trên ta có biểu đồ Áp suất-Thể tích, hình 1.3:

4

Hình 1.3 Biểu đồ Áp suất – Thể tích của hệ hai cấu tử Tiếp tục khảo sát hệ hai cấu tử trên biểu đồ Áp suất – Nhiệt độ (p T/ ), ta có biểu

đồ pha, hình 1.4:

Hình 1.4 Biểu đồ Áp suất – Nhiệt độ của hệ hai cấu tử

Hình 1.4 mô phỏng biểu đồ gồm hai đường cong: đường áp suất điểm bọt khí và

đường áp suất điểm đọng sương Hai đường này cắt nhau tại điểm tới hạn C Tại điểm

5

này thì tính chất vật lý của hai pha lỏng và khí giống nhau Khác với hệ đơn cấu tử, hai pha có thể cùng tồn tại ở áp suất và nhiệt độ lớn hơn áp suất và nhiệt độ tới hạn Áp suất cao nhất mà hai pha có thể cùng tồn tại là áp suất ngưng tới hạn,

cb

p (cricondenbar-trên giá trị áp suất này thể khí không thể tồn tại ở bất kỳ nhiệt độ nào) Nhiệt độ cao nhất mà hai pha có thể cùng tồn tại gọi là nhiệt độ ngưng tới hạn,T ct(cricondentherm-trên giá trị nhiệt độ này thể lỏng không thể tồn tại ở bất kỳ áp suất nào) Như vậy điểm khác biệt chính giữa hệ đơn cấu tử và hệ hai cấu tử là điểm tới hạn không xác định sự mở rộng của vùng hai pha

Hình 1.5 Biểu đồ Áp suất – Nhiệt độ của hệ đa cấu tử

6

Hệ đa cấu tử với các thành phần khác nhau sẽ có các biểu đồ pha tương ứng khác nhau, do đó biểu đồ pha của hệ đa cấu tử được sử dụng để phân loại các chất lưu Dầu-Khí Khảo sát một vài biểu đồ pha đặc trưng cho từng loại chất lưu Dầu-Khí cơ bản

như (hình 1.6) sau:

Hình 1.6 Biểu đồ pha Áp suất-Nhiệt độ của khí khô Khí khô tồn tại trong điều kiện nhiệt độ vỉa lớn hơn nhiệt độ ngưng tới hạn ,T ct(cricondentherm) và điều kiện áp suất, nhiệt độ bình tách nằm ngoài vùng hai pha Trong quá trình giảm áp từ điểm A đến điều kiện bình tách, khí khô chỉ tồn tại ở trạng

thái một pha khí, như hình 1.7:

Hình 1.7 Biểu đồ pha Áp suất-Nhiệt độ của khí ướt

7

Khí ướt tồn tại trong điều kiện nhiệt độ vỉa lớn hơn nhiệt độ ngưng tới hạn ,T ct(cricondentherm), nhưng ở điều kiện áp suất, nhiệt độ bình tách, khí ướt tồn tại ở trạng thái hai pha (ở điều kiện vỉa khí ướt tồn tại dưới dạng pha khí, ở điều kiện bình

tách một phần pha khí ngưng tụ thành pha lỏng), hình 1.8:

Hình 1.8 Biểu đồ pha Áp suất-Nhiệt độ của khí ngưng tụ ngược Tại áp suất vỉa ban đầu (1) khí ngưng tụ ngược chỉ tồn tại ở trạng thái pha khí Trong quá trình khai thác, áp suất vỉa giảm đẳng nhiệt từ điểm (1) đến điểm (2), điểm

đọng sương, pha lỏng bắt đầu xuất hiện, khí ngưng tụ ở trạng thái hai pha lỏng-khí Khi

áp suất vỉa tiếp tục giảm, tỷ lệ phần trăm pha lỏng tăng lên và đạt cực đại tại điểm (3) Tuy nhiên, khi áp suất tiếp tục giảm thành phần lỏng hóa hơi ngược trở lại làm phần trăm pha lỏng trong khí ngưng tụ giảm dần đến (4), quá trình này gọi là quá trình ngưng tụ ngược Cuối cùng, tại điều kiện bình tách, khí ngưng tụ ngược tồn tại ở trạng

thái hai pha lỏng và khí, như hình 1.9:

1.2 Đặc trưng cơ bản của khí condensat

Đối tượng nghiên cứu của luận văn này là khí condensat, hệ chất lưu Dầu-Khí có ứng xử pha và đặc trưng dòng chảy biến đổi phức tạp theo sự suy giảm của áp suất, do

đó cần thiết phải nghiên cứu, đánh giá các tính chất vật lý của nó một cách cẩn thận

1.2.1 Tính chất cơ bản của khí condensat

Chất lưu Dầu-Khí tồn tại đa dạng trong các thể chứa, nó có thể là khí khô (không chứa bất kỳ thành phần lỏng nào) cho đến chất lỏng, chất rắn (nhựa đường, bitum…) Chất lưu Dầu-Khí được phân loại dựa trên màu sắc, tỷ trọng, tỷ số Khí-Dầu GOR… và

thành phần của nó (hình 1.10), tại điều kiện và nhiệt độ xác định:

64.36 7.52 4.74 4.12 2.97 1.38 14.91

87.07 4.39 2.29 1.74 0.83 0.60 3.80

95.85 2.67 0.34 0.52 0.08 0.12 0.42 Khối lượng phân tử C7+

<34.3 Xanh/đen

181 2,000

500

50.1 Nâu/phớt đỏ

112 182,000

55

60.8 Vàng nhạt

157 105,000 9.5 54.7 Không màu

10

Khí condensat đặc trưng bởi tỷ số condensat-khí (CGR) từ 30 đến 300 thùng pha lỏng (condensat ngưng tụ) trên một triệu bộ khối khí tại điều kiện chuẩn Độ sâu hầu hết của các vỉa khí condensat vào khoảng 5,000-10,000ft, áp suất vỉa từ 3,000-8,000 psi và nhiệt độ vỉa khoảng 200-400oF

1.2.2 Đặc trưng dòng chảy của khí condensat

1.2.2.1 Ứng xử và trạng thái cân bằng pha

Ứng xử pha của hệ đa cấu tử khí condensat phụ thuộc vào biểu đồ pha và điều

kiện vỉa chứa Khảo sát biểu đồ pha Áp suất-Nhiệt độ tiêu biểu của vỉa khí condensat ,

áp suất ban đầu của vỉa có thể phân chia:

Vỉa chỉ tồn tại pha khí: tại điểm A (hình 1.11) áp suất vỉa giảm đẳng nhiệt theo

đường A-A’, nhiệt độ vỉa lớn hơn nhiệt độ ngưng tới hạn (cricondentherm) nên vỉa

không tồn tại hai pha với bất kỳ áp suất nào (pha khí không ngưng tụ thành pha lỏng)

11

Vỉa tồn tại hai pha (khí ngưng tụ ngược): tại điểm B, áp suất vỉa giảm đẳng nhiệt theo đường B-B1-B2-B3, nhiệt độ vỉa nhỏ hơn nhiệt độ ngưng tới hạn, áp suất vỉa gần với đường đọng sương Trong quá trình giảm áp, B-B1 chỉ tồn tại 1 pha khí, tại B1 khí bắt đầu ngưng đọng thành pha lỏng Quá trình giảm áp tiếp tục dưới giá trị áp suất

điểm đọng sương (B1) tỷ lệ pha lỏng tăng dần tới (B2), tại đây tỷ lệ pha lỏng đạt cực đại Áp suất tiếp tục giảm từ B2 đến B3, pha lỏng hóa hơi ngược trở lại thành pha khí

(tỷ lệ pha lỏng giảm), đây chính là đặc trưng cơ bản của khí ngưng tụ ngược

1.2.2.2 Sự thay đổi ứng xử pha trong quá trình khai thác

Thực tế tại môi trường vỉa, quá trình giảm áp khi khí condensat được khai thác (thay đổi từ trạng thái tĩnh sang trạng thái động) đã dẫn đến sự thay đổi về thành phần

và các tính chất vật lý của hệ từ đó ảnh hưởng đến đường bao pha như trong hình 1.12:

Hình 1.12 Ảnh hưởng của thành phần đến đường bao pha trong quá trình giảm áp Nguyên nhân sự thay đổi thành phần hệ (dẫn tới sự thay đổi các tính chất vật lý)

của khí condensat có thể được minh họa bởi hình 1.13:

12

Hình 1.13 Mô hình thay đổi thành phần khí condensat trong quá trình khai thác

Mô hình diễn tả sự thay đổi trong quá trình khí condensat di chuyển từ vị trí ô 1 sang vị trí ô 2 cạnh nhau (mô phỏng quá trình khai thác trong môi trường vỉa) Phần trên của mô hình thể hiện giá trị độ bão hòa dầu và khí, phần dưới thể hiện tổng thành phần của hệ (C1, C4, C10) Trong quá trình mô phỏng dòng chảy khí condensat từ vị trí ô 1 sang vị trí ô 2 chỉ phần lớn pha khí thay đổi hay bị khai thác (vì tính linh động của pha khí lớn hơn nhiều lần độ linh động của pha lỏng) Tuy nhiên, giá trị tĩnh ô 2 có

tỷ lệ của pha lỏng và thành phần nặng (C4, C10) tăng so với giá trị tĩnh ban đầu nguyên nhân chính là do sự suy giảm áp suất nhiều hơn ô 1 (điều kiện cần có để hỗn hợp di chuyển từ ô 1 sang ô 2) Chính sự thay đổi về độ bão hòa và thành phần này dẫn tới sự thay đồi về tỷ trọng, độ nhớt, GOR,… của hệ

1.2.2.3 Ứng xử dòng chảy khí condensat lân cận giếng khoan

Theo Fevang (1995), có thể chia dòng chảy của khí condensat từ vỉa vào giếng khoan thành 3 vùng cơ bản:

13

Hình 1.14 Biểu đồ phân chia 3 vùng ứng xử khác nhau của dòng chảy khí condensat

- Vùng 3(khu vực đơn pha) khu vực chỉ tồn tại pha khí (áp suất lớn hơn áp suất

dòng chảy khai thác làm suy giảm tỷ phần dòng chảy của pha khí (hình 1.15) Trong

khu vực này cả pha khí và pha lỏng cùng tham gia vào dòng sản phầm

Trong từng khu vực sự thay đổi về áp suất vỉa cũng như thành phần của hệ trong quá trình khai thác dẫn tới sự thay đổi về độ bão hòa dầu và độ linh động của các pha Khí – Lỏng như minh họa theo biểu đồ sau:

14

Hình 1.15 Biểu đồ minh họa sự thay đổi độ bão hòa Dầu và độ linh động của từng

pha theo vùng Biểu đồ minh họa một cách định lượng bán kính ảnh hưởng của từng vùng 1,2,3

ứng với sự thay đổi về độ bão hòa pha lỏng do sự suy giảm của áp suất xung quanh

vùng cận đáy giếng Sự hình thành của pha lỏng ngày càng nhiều dẫn tới sự thay đổi thành phần hệ, từ đó thay đổi giá trị độ linh động của từng pha Độ linh động của pha dầu tăng dần, pha khí giảm dần khi dòng chảy đến gần giếng khoan

1.2.2.4 Hiện tượng tích tụ condensat vùng cận đáy giếng

Trong vùng cận giếng khoan (vùng 1) độ suy giảm nhanh của áp suất dẫn tới sự ngưng tụ pha lỏng (sự tích tụ của các thành phần nặng) ngày càng nhiều của khí condensat trong các không gian lỗ rỗng của thành hệ Sự tích tụ này (có thể chiếm một phần hay hoàn toàn không gian rỗng) gây nên sự cản trở dòng chảy đối với các thành

phần nhẹ (pha khí), làm giảm độ linh động của pha khí (hình 1.15) ảnh hưởng đến hệ

số thu hồi sản phẩm của vỉa, hiện tượng này được gọi là hiện tượng tích tụ condenate tại vùng lân cận đáy giếng khoan

15

Hình 1.16 Biểu đồ mô tả sự hình thành condensat tích tụ vùng cận đáy giếng

Sự hiểu biết về quá trình tích tụ condensat trong các vỉa khí condensat, đặc biệt là các vỉa có hệ thống độ thấm trung bình kém, giá trị áp suất điểm sương gần với áp suất vỉa… sẽ giúp nhà quản lý có thể đưa ra được các kế hoạch khai thác phù hợp nhằm hạn chế sự suy giảm hệ số thu hồi sản phẩm do hiện tượng này gây ra

Như vậy, sự hiểu biết một cách cơ bản các ứng xử pha trong cùng 1 chất lưu, đặc biệt tại khu vực lân cận giếng khoan và các rủi ro của nó là điều rất quan trọng cần lưu

ý, trước khi tìm hiểu sâu thêm về những biến đổi này bằng các thí nghiệm PVT

1.3 Các phương pháp lấy mẫu và các thí nghiệm phân tích PVT

1.3.1 Các phương pháp lấy mẫu chất lưu

Mẫu chất lưu (được xem là đại diện của chất lưu vỉa) là dữ liệu đầu vào quan trọng nhất của các thí nghiệm phân tích PVT và phân tích thành phần Do đó quy trình

và kế hoạch lấy mẫu hợp lý cho từng loại chất lưu, cùng với điều kiện thiết bị phù hợp

sẽ mang lại thông tin chính xác và đáng tin cậy hơn

Có hai phương pháp lấy mẫu chất lưu cơ bản: phương pháp lấy mẫu đáy giếng và phương pháp lấy mẫu bề mặt Việc lựa chọn phương pháp lấy mẫu phù hợp sẽ phụ thuộc vào các yếu tố sau:

- Dung tích mẫu cần lấy

- Loại chất lưu vỉa cần lấy mẫu

- Mức độ suy giảm áp suất vỉa

16

- Thiết bị bề mặt và thiết bị lòng giếng

1.3.1.1 Phương pháp lấy mẫu đáy giếng

Phương pháp lấy mẫu đáy giếng thường được áp dụng trong trường hợp dung tích mẫu cần lấy nhỏ (khoảng 600cm3), độ nhớt chất lưu không quá lớn có thể gây ảnh hưởng đến thiết bị lấy mẫu, áp suất đáy giếng được xác định lớn hơn áp suất bão hòa của chất lưu, thiết bị lòng giếng phù hợp không gây khó khăn cho việc vận hành đưa thiết bị lấy mẫu lên và xuống độ sâu cần lấy mẫu Ưu điểm của phương pháp này là mẫu chất lưu đại diện cho thành hệ Nhược điểm là chi phí lấy mẫu cao, rủi ro cao trong quá trình lấy mẫu

Quy trình lấy mẫu cơ bản tuân theo các bước và điều kiện sau:

- Thiết lập điều kiện vỉa ổn định, trong trường hợp vỉa chưa bão hòa phải

đảm bảo áp suất của dòng chảy đáy giếng lớn hơn áp suất bão hòa để tránh hiện

tượng tách pha và hàm lượng khí hòa tan trong các mẫu dầu không đổi, giúp đo

được chú ý hơn do áp suất của vỉa nhỏ hơn áp suất bão hòa

- Khảo sát giá trị nhiệt độ và áp suất dọc thành hệ giếng khoan tại điều kiện tĩnh (đóng giếng) để xác định các ranh giới Khí-Dầu, Dầu-Nước… bằng biểu đồ

áp suất theo độ sâu, (hình 1.17)

- Xác định độ sâu điểm cần lấy mẫu (mẫu chất lưu được lấy từ khoảng cho dòng chính để đảm bảo tính đại điện cho chất lưu vỉa)

- Đưa thiết bị đến độ sâu cần lấy mẫu, kích hoạt thiết bị và tiến hành thu thập mẫu, thông thường nên lấy khoảng 3 mẫu, kiểm tra độ nhất quán giữa các mẫu bằng cách đo áp suất điểm bọt khí ở nhiệt độ bề mặt Các mẫu có áp suất bọt khí không sai lệch nhau quá 2% được lấy làm mẫu chất lưu đại diện cho vỉa và gửi tới phòng thí nghiệm phân tích các tính chất PVT

17

Hình 1.17 Biểu đồ phân bố áp suất theo độ sâu mô tả ranh giới Khí-Dầu và Dầu-Nước

1.3.1.2 Phương pháp lấy mẫu bề mặt

Phương pháp lấy mẫu dầu và khí tại bình tách với nhiệt độ, áp suất và lưu lượng dòng chảy được ghi nhận đầy đủ giúp tính toán các tỉ lệ kết hợp các mẫu dầu và khí phù hợp Phòng thí nghiệm sẽ tái tạo lại các mẫu dầu và khí để đạt được mẫu chất lưu

đại diện cho vỉa trước khi phân tích thí nghiệm PVT

Phương pháp thường được áp dụng trong các trường hợp: dung tích mẫu cần lấy lớn (thông thường áp dụng cho các vỉa khí condensat), các thiết bị đo đạc tại bình tách

có độ chính xác đáng tin cậy, khi mẫu chất lưu lấy tại đáy giếng không đại diện cho chất lưu vỉa (như mẫu đáy giếng bị lẫn nhiều nước)…

Ưu điểm của phương pháp này là có thể thu thập được nhiều mẫu, chi phí lấy

mẫu rẻ, có thể ghi nhận được giá trị GOR đáng tin cậy Nhược điểm: mẫu lấy chưa hoàn toàn đại diện cho chất lưu trong vỉa

Quy trình lấy mẫu cơ bản tuân theo các bước và điều kiện sau:

- Thiết lập điều kiện vỉa ổn định: ổn định lưu lượng dầu khí trên bề mặt, ổn định

áp suất đầu giếng, ổn định áp suất dòng chảy tại đáy giếng, bảo đảm không có sự tách pha trong quá trình chất lưu chảy vào lòng giếng

18

- Duy trì sự ổn định của dòng chảy (lưu lượng khai thác được điều chỉnh thấp nhất có thể), tính toán và ghi nhận chính xác giá trị GOR của dòng chảy

- Lấy mẫu dầu và khí tại bình tách sơ cấp hay bình tách đầu tiên (hình 1.18) với

giá trị áp suất bình tách được ghi nhận để kiểm tra chất lượng mẫu (áp suất điểm bọt khí của mẫu được tái kết hợp tại nhiệt độ bình tách phải bằng với áp suất của bình tách) Ghi nhận chính xác các dữ liệu của mẫu lấy được và gởi về phòng thí nghiệm PVT

Hình 1.18 Sơ đồ thiết bị bề mặt trong phương pháp lấy mẫu bề mặt

1.3.2 Các thí nghiệm phân tích PVT của khí condensat

Đối tượng nghiên cứu của luận văn này là vỉa khí condensat, do đó chỉ có các thí

nghiệm phân tích PVT cụ thể cho đối tượng khí condensat sẽ được trình bày

1.3.2.1 Thí nghiệm CCE

Nơi chứa mẫu chất lưu dầu và khí