Đồ án tốt nghiệp Thiết kế khai thác dầu bằng Gaslift cho giếng 817 MSP8

CHƯƠNG 2 CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC, CƠ SỞ ĐỂ LỰA CHỌN KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO MỎ BẠCH HỔ 2.1. Tổng quan. Trong quá trình khái thác dầu khí tuỳ thuộc vào chế độ năng lượng vỉa mà giếng sau khi đã khoan xong được chuyển sang khai thác theo những phương pháp khai thác khác nhau. Nếu năng lượng vỉa đủ thắng tổn hao năng lượng trong suốt quá trình dòng sản phẩm chảy (với một lưu lượng khai thác nhất định nào đó) từ vỉa vào đáy giếng, dọc theo cột ống khai thác nâng lên bề mặt và theo các đường ống vận chuyển đến hệ thống thu gom, xử lý thì giếng sẽ khai thác theo chế độ tự phun. Một khi điều kiện này không thảo mãn thì phải chuyển sang khai thác bằng phương pháp cơ học. Mục đích áp dụng phương pháp cơ học là nhằm bổ sung thêm năng lượng bên ngoài (nhân tạo) cùng với năng lượng vỉa (tự nhiên) để đảm bảo giếng hoạt động. Việc cung cấp năng lượng bổ sung này thường để giảm chiều cao mực chất lỏng trong giếng hoặc để giảm mật độ của dòng sản phẩm trong ống khai thác nhằm tăng chênh áp ( P = Pv¬– Pđ). Nhưng thực tế trong khai thác dầu trên thế giới, phương pháp tự phun thường áp dụng vào thời kỳ đầu của mỏ. Khi chế độ tự phun không thể thực hiện được, người ta phải nghiên cứu và tìm ra các giải pháp khai thác dầu bằng phương pháp cơ học. Tuy nhiên dựa theo nguyên lý truyền năng lượng mà các phương pháp khai thác cơ học được phân loại theo các nhóm sau: truyền lực bằng cần, truyền lực bằng thuỷ lực, truyền lực bằng điện năng và truyền lực bằng khí nén cao áp. 2.2. Các phương pháp khai thác cơ học. 2.2.1. Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm piston cần: 2.2.1.1. Bản chất của phương pháp: Loại máy bơm này hoạt động nhờ động cơ điện được chuyển trực tiếp xuống máy bơm ngầm thông qua hệ thống cần truyền lực. Đối với máy bơm piston cần thì chuyển động quay của động cơ điện thông qua cần truyền lực chuyển thành chuyển động tịnh tiến để kéo thả piston trong giếng. Trên piston có lắp van ngược, khi piston hạ xuống thì dầu tràn qua van ngược đi lên phía trên, khi piston di chuyển lên phía trên thì van ngược sẽ đóng lại và nâng dầu lên mặt đất. Cứ như vậy dầu được chuyển từ đáy giếng lên mặt đất.

MỤC LỤC

MỞ ĐẦU

Dầu khí là nguồn năng lượng và nguồn nguyên liệu chủ đạo trong nền kinh tếthế giới, mang tính chất chiến lược của mỗi quốc gia Ngành dầu khí nước ta tuycòn khá trẻ, nhưng đã có những đóng góp quan trọng vào sự phát triển của nền kinh

tế nước nhà Từ nhiều năm nay dầu khí luôn là mặt hàng xuất khẩu chủ lực của ViệtNam, chiếm tỷ lệ khoảng 30% tổng giá trị xuất khẩu của cả nước Đến nay ngànhdầu khí đã tự khẳng định mình là một ngành công nghiệp mũi nhọn trong công cuộccông nghiệp hóa và hiện đại hóa đất nước Trong những năm qua đã có những bước

đi vững chắc trong lĩnh vực công nghệ khoan, khai thác dầu khí cũng như xây dựngcác công trình dầu khí

Những cột mốc đáng ghi nhớ đó là sự ra đời của XNLD Vietsovpetro vàongày 19-11-1981 trên cơ sở Hiệp định của hai chính phủ Việt Nam và Liên Xô (cũ)

về việc thành lập XNLD Vietsovpetro đã ký kết ngày 19-06-1981 Sau 5 năm tìmkiếm và thăm dò những tấn dầu đầu tiên đã được khai thác tại mỏ Bạch Hổ vào năm

1986 và nhanh chóng đưa sản lượng dầu khai thác đạt 50 triệu tấn vào năm 1997lên 100 triệu tấn năm 2001 Cho đến nay tổng sản lượng khai thác dầu của XNLD

từ 2 mỏ Rồng và Bạch Hổ đạt trên 200 triệu tấn cũng như vận chuyển vào bờ hàng

tỷ mét khối khí đồng hành, chiếm đến 50% tổng sản lượng khai thác của toànngành XNLD Vietsovpetro đã trở thành con chim đầu đàn của Tập đoàn dầu khíViệt Nam

Tại mỏ Bạch Hổ của XNLD Vietsovpetro gồm các đối tượng khai thác như:Mioxen hạ, Oligoxen hạ và Móng đã lần lượt đưa vào khai thác Hầu hết trong thờigian đầu các giếng đều khai thác ở chế độ tự phun nhờ năng lượng tự nhiên của vỉa.Theo thời gian năng lượng vỉa giảm dần mặc dù đã áp dụng các biện pháp duy trì ápsuất vỉa như: Bơm ép nước vào vỉa; nhiều giếng đã ngừng tự phun và bị ngập nước

Vì vậy việc lựa chọn phương pháp khai thác cơ học tiếp theo là hết sức cần thiếtnhằm duy trì sản lượng khai thác ở mức cao và nâng cao hệ số thu hồi dầu của mỏ.Phương pháp khai thác bằng bơm điện ly tâm chìm đã được đưa vào áp dụng,nhưng hiệu quả kinh tế mang lại không cao Do đó phương pháp khai thác bằnggaslift đã và đang được đưa vào áp dụng tại mỏ Bạch Hổ mặc dù với chi phí xâydựng cơ bản ban đầu lớn, nhưng hiệu quả của nó mang lại lớn hơn nhiều so với cácphương pháp khai thác khác

Được sự đồng ý của Bộ môn Khoan - Khai thác – Khoa dầu khí, em đã tiến

hành thực hiện Đồ án tốt nghiệp với đề tài:“Thiết kế khai thác dầu bằng Gaslift

cho giếng 817 - MSP8” Nội dung chính là: các bước tính toán thiết kế khai thác

dầu bằng gaslift, các thiết bị dùng trong khai thác gaslift, vận hành hệ thống điềukhiển cung cấp khí nén cho các giếng khai thác dầu bằng gaslift trên giàn cố định số

8 mỏ Bạch Hổ, công tác an toàn và bảo vệ môi trường

Với kiến thức đã học kết hợp với thực tế, quá trình thực tập cùng với sự nỗlực của bản thân, sự cộng tác của bạn bè đồng nghiệp, sự giúp đỡ của XNLD

Vietsovpetro và đặc biệt là sự hướng dẫn tận tình của thầy giáo TS Lê Quang

Duyến cùng các thầy cô trong bộ môn Khoan - Khai thác, đồ án của em đã được

hoàn thành Mặc dù đã rất cố gắng, nỗ lực, song bản đồ án chắc chắn không tránhkhỏi những sai sót, vậy em rất mong nhận được sự đóng góp ý kiến, phê bình củacác thầy cô giáo và các bạn đồng nghiệp để bản đồ án được hoàn thiện hơn

Em xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới thầy giáo TS Lê Quang Duyến

-người trực tiếp hướng dẫn em trong suốt quá trình thực hiện đồ án, các thầy cô giáotrong bộ môn, XNLD Vietsovpetro và các bạn đồng nghiệp đã giúp đỡ em hoànthành bản đồ án này!

Một lần nữa em xin chân thành cảm ơn!

Hà Nội,tháng 06 năm 2016 Sinh viên

Trần Văn Tiến

CHƯƠNG 1 ĐẶC ĐIỂM CÁC TẦNG CHỨA SẢN PHẨM, TÍNH CHẤT CỦA CHẤT

LƯU VÀ TÌNH HÌNH KHAI THÁC TẠI MỎ “BẠCH HỔ”

1.1 Các tầng sản phẩm của mỏ Bạch Hổ.

Mỏ Bạch Hổ nằm ở lô 09 thuộc bồn trũng Cửu Long, trong vùng biển Đôngtrên thềm lục địa phía Nam Việt Nam, có tọa độ trong khoảng 9 – 10º vĩ độ Bắc và

cảng dịch vụ của xí nghiệp liên doanh VIETSOVPETRO khoảng 120km Ở phíaTây Nam của mỏ Bạch Hổ cách khoảng 35km là mỏ Rồng và xa hơn nữa là mỏ ĐạiHùng Toàn bộ cơ sở dịch vụ trên bờ nằm trong phạm vi thành phố Vũng Tàu baogồm xí nghiệp khoan biển, xí nghiệp vận tải, xí nghiệp khai thác, xí nghiệp dịch vụ

kỹ thuật, xí nghiệp xây lắp, viện dầu khí, trường kỹ thuật nghiệp vụ và bộ máy điềuhành Vietsovpetro

Hình 1.1: Vị trí địa lý của mỏ Bạch Hổ

Mỏ Bạch Hổ là một mỏ dầu khí lớn, loại đa vỉa có cấu trúc địa chất phức tạp

và dầu khí phân bố ở nhiều loại đá chứa khác nhau trong trầm tích Mioxen hạ, trầmtích Oligoxen và đá móng nứt nẻ Dựa vào cấu trúc địa chất, các dạng thân dầu, tínhchất dầu và các đặc trưng nhiệt độ, áp suất vỉa trên mỏ đã chia ra làm bốn phức hệchứa dầu được phân cách nhau bởi các tập sét chắn khu vực dày Trong trầm tíchchứa ba phức hệ đá chứa dầu và phức hệ thứ tư nằm trong tầng móng nứt nẻ

1.1.1 Tầng Mioxen hạ:

Từ trên xuống dưới, phức hệ đá chứa dầu đầu tiên bao gồm tầng 23 và 24thuộc điệp Bạch Hổ, phụ thống Mioxen hạ Trầm tích phức hệ này phân bố trênkhắp diện tích khu mỏ, và trên các vùng lân cận ngoài phạm vi mỏ nó được phủđều, chúng được liên kết một cách chắc chắn trong các lát cắt của tất cả các giếngkhoan Các thân dầu của tầng này thuộc dạng vòm vỉa, tầng này nằm dưới tầng kia,

bị chia cắt bởi các đứt gãy phá hủy có ranh giới dầu nước và có đới chứa nước baoquanh phía ngoài Áp suất vỉa tương ứng với áp suất thủy tĩnh Thành phần dầu củatầng này khác với thành phần dầu của tầng dưới, khả năng chứa dầu phân bố cả ởvòm Trung tâm và vòm Bắc của mỏ

1.1.2 Tầng Oligoxen thượng:

Phức hệ chứa dầu thứ hai gồm các tầng sản phẩm Ia, I, II, III, IV, V thuộcđiệp Trà Tân, phụ thống Oligoxen thượng Trầm tích của các tầng này được phânbiệt bởi sự thay đổi mạnh tướng đá Đá chứa phát triển chủ yếu ở rìa phía Bắc vàcánh phía Đông của vòm Bắc Đặc trưng của phức hệ này là áp suất vỉa cao dịthường là 1,6 at/100m

1.1.3 Tầng Oligoxen hạ:

Phức hệ chứa dầu thứ ba gồm các tầng sản phẩm VI, VII, VIII, IX, X thuộcđiệp Trà Cú, phụ thống Oligoxen hạ Các tầng sản phẩm này là cát kết phát triểntrên toàn bộ diện tích của vòm Bắc tạo thành thân dầu thống nhất dạng vòm vỉakhối Các phân lớp sét giữa các tầng có chiều dày nhỏ lẫn cát, có khả năng bị nứt nẻ

và không thể làm màn chắn tin cậy được

Phân lớp sét giữa tầng IX và tầng X là ổn định nhất Áp suất vỉa khác đôichút so với áp suất thủy tĩnh Hệ số dị thường không vượt quá 1,2 at/100m Tínhchất dầu của các tầng giống nhau Ranh giới tiếp xúc dầu nước chưa được phát hiện

1.1.4 Tầng đá móng nứt nẻ:

Phức hệ chứa dầu thứ tư là đá nứt nẻ trong móng bao gồm granit vàgranodiorit Khả năng di dưỡng của đá được hình thành do có độ nứt nẻ và hanghốc thông nhau bằng các khe nứt và sự giãn tách Thân dầu trong phức hệ này códạng khối

Qua các công trình nghiên cứu cho thấy rằng đá chứa trong khoảng địa tầng

từ phần trên của phụ thống Oligoxen hạ (tầng sản phẩm VI) đến mặt móng chứamột loại dầu có cùng nguồn gốc và có thể tạo thành một thân dầu thống nhất dạngvỉa khối Mức độ lưu thông về thủy lực của từng vùng, từng đới và các khoảng cách

đá chứa sản phẩm của thân dầu này như sau:

Hình 1.2:Cột địa tầng mỏ Bạch Hổ phần lát cắt chứa sản phẩm

 Theo mặt đứt gãy kiến tạo đối với đá móng, các mặt đứt gãy không là màn chắn

mà ngược lại chúng làm tăng độ hang hốc của đá granit

 Theo mạng lưới các khe nứt kiến tạo trong đá đặc sít

đá chứa

Khả năng chứa dầu của đá móng là do hang hốc nứt nẻ Đại đa số mẫu lõi chỉđại diện cho phần rắn chắc khung đá, và thường chỉ cho những giá trị độ rỗng trongkhoảng một vài phần trăm Tuy nhiên, địa vật lý giếng khoan nghiên cứu nhữngkhoảng lớn hơn rất nhiều, trong đó có các đới hang hốc và nứt nẻ không đượcnghiên cứu bằng mẫu lõi Theo tài liệu đã xác định được những khoảng với độ rỗngrất cao tới 18,5%; còn độ rỗng trung bình cho chiều dày hiệu dụng là 4,3% Khi tínhtrữ lượng, độ rỗng được biện luận cho chiều dày chung của móng với những giá trịsau: vòm Bắc 2,5 – 15% và vòm trung tâm 2,4 – 3,8%

1.2 Đặc điểm tầng chứa sản phẩm của mỏ Bạch Hổ.

1.2.1 Thành phần thạch học:

Tầng Oligoxen có thành phần chủ yếu là cát kết nên nó thường chứa cáckhoáng vật tha sinh là thạch anh, chiếm từ 75 – 90%, sét 10 – 20% Ngoài ra, còn cócác khoáng vật phụ khác như sắt, cacbonat…tạo thành những lớp sét mỏng xen giữacác lớp cát trong vỉa

1.2.2 Chiều dày:

Đá chứa sản phẩm tầng Oligoxen chỉ phát triển trên phạm vi vòm Bắc, bị vátmỏng ở cánh Tây của vòm, trên vòm Trung tâm Tại khu vòm Bắc, chiều dày đáchứa thay đổi từ 35 – 282m, trung bình 149m với hệ số biến đổi 0,41 Chiều dàyhiệu dụng trung bình là 7,5m với hệ số biến đổi 0,71 Mức phân lớp trung bình củatầng rất cao 10,8; hơn nữa một vài giếng khoan riêng biệt xác định được 18 – 20 vỉacát, hệ số cát trung bình là 0,39 với hệ số biến đổi tương đối nhỏ 0,29 Hệ số biếnđổi chiều dày của tầng chứa dầu là 0,71 Liên kết tỉ mỉ các lát cắt các giếng khoangặp khó khăn, các đứt gãy làm tăng mức độ không liên tục của vỉa

1.2.3 Độ chứa dầu:

Có năm thân dầu được phân ra trong tầng Oligoxen hạ, thân dầu dạng khối,vỉa Đá chứa chỉ có vòm Bắc và sườn Đông của vòm Trung tâm và vòm Nam.Riêng ở vòm Trung tâm cũng như cánh Tây của vòm Bắc đã phát hiện ra các tập cátkết có tính di dưỡng kém Những giếng khoan ở dưới này cho thấy rõ những dấuhiệu có dầu, nhưng cho dòng dầu không lớn, không có dòng dầu công nghiệp

Trữ lượng trầm tích Oligoxen hạ được phân tích thành hai đối tượng chínhlà: điệp Trà Cú trên (tầng VI, VII, VIII) và điệp Trà Cú dưới (tầng IX, X) Sự phân

chia này chỉ có tính ước lệ vì vách sét ngăn giữa tầng VIII – IX không phải trêntoàn diện tích của đá di dưỡng và thân dầu trên các tầng Oligoxen hạ Đá tầng chứaOligoxen hạ không có tính thống nhất về địa chất, chưa phát hiện ranh giới dầunước Theo số liệu địa vật lý giếng khoan, tại độ sâu tuyệt đối 4348m chiều dày lớnnhất nhận được dòng dầu lưu lượng cao là 4121m (giếng khoan 12) theo vạch ranhgiới trữ lượng cấp C1.

1.2.4 Tính di dưỡng:

Các tầng sản phẩm mỏ Bạch Hổ được đánh giá theo nghiên cứu mẫu lõitrong phòng thí nghiệm theo kết quả đo địa vật lý giếng khoan và nghiên cứu thủyđộng lực Nghiên cứu mẫu lõi trong phòng thí nghiệm để xác định độ rỗng, độthấm, độ bão hòa nước được tiến hành theo phương pháp chuẩn Xử lý số liệu củanghiên cứu thủy động lực để xác định độ thấm được thực hiện cùng với việc sửdụng những giá trị chiều dày hiệu dụng trong khoảng bắn vỉa của các giếng khoan

Cát kết chứa sản phẩm của tầng 23 vòm Bắc có độ rỗng nằm trong khoảng

14 – 24,7% theo số liệu phòng thí nghiệm mẫu lõi và khoảng 15 – 28% theo số liệuđịa vật lý giếng khoan Giá trị trung bình dùng để tính trữ lượng bằng 20% rất phùhợp với phân tích mẫu lõi cũng như số liệu địa vật lý giếng khoan Độ bão hòa dầutrung bình của đá chứa bằng 57% được biện luận theo kết quả thí nghiệm và đo địavật lý giếng khoan

Sản phẩm tầng 23 vòm Trung tâm thực tế có độ rỗng và độ bão hòa dầutrùng với vòm Bắc (độ rỗng 19% và độ bão hòa dầu 57%)

Trầm tích tầng chứa sản phẩm Oligoxen hạ có độ rỗng thấp, trung bình 12%theo mẫu lõi và 15% theo kết quả đo địa vật lý giếng khoan Nhưng có độ bão hòadầu cao hơn 68%

Bảng 1.1: Các thông số vật lý của vỉa

Chiều dày bão hòa dầu (B+C) (m)

Hệ số hòa tan của khí trong dầu

1.2.6 Gradien địa nhiệt và gradient áp suất của các vỉa sản phẩm mỏ Bạch Hổ 1.2.6.1 Gradient địa nhiệt (GDN):

Những đo đạc nhiệt độ trong các giếng mở vào thân dầu tuổi Mioxen hạ,Oligoxen có quy luật như sau: Cùng chiều sâu như nhau, giếng nào nằm ở vùng đámóng trồi lên thì nhiệt độ cao hơn, ngược lại giếng nào nằm ở vùng đá móng trụtxuống thì có nhiệt độ thấp hơn Nói cách khác, GDN của các tầng chứa Mioxen và

Oligoxen vòm Nam (nơi móng trồi lên – 3050m) cao hơn ở vòm Bắc (nơi móng trụtxuống – 3500m) Càng xuống sâu thì sự khác biệt của lớp phủ và đá móng càng bé.

Ở vòm Nam, các lớp phủ nằm ở độ sâu từ 2800m xuống gặp đá móng ở3100m, GDN có giá trị trong khoảng 5 – 4 ºC/100m Các lớp phủ gặp đá móng ởsâu hơn (3500m) thì từ 4 – 3,8 ºC/100m Tại vòm Bắc, các lớp phủ nằm ở độ sâu2800m xuống gặp đá móng ở độ sâu từ 3500 – 3700m, GDN thay đổi từ 5 – 3,5ºC/100m Còn các lớp phủ gặp đá móng ở sâu hơn (4000m) thì từ 4 – 3 ºC/100m

Đá móng là một khối thống nhất, cơ bản là đá granitoid, có thể xem rằngGDN có giá trị không đổi với toàn khối Do ảnh hưởng của lớp phủ Mioxen vàOligoxen, và do vị trí của mỗi vòm khác nhau cho nên nhiệt độ các vùng ở trên mặtmóng khác nhau Nhưng sau khi đi vào đá móng ở một độ sâu nào đó (có thể chọn4300m – đối với diện tích nghiên cứu) thì nhiệt độ ở vòm Bắc và Nam giống nhau.Giữa móng và lớp phủ Oligoxen có một đới nhỏ chuyển tiếp Độ dày của lớpchuyển tiếp này được xác định là khoảng 200m

Kết quả nghiên cứu cho phép xác định được giá trị GDN của đá móng làkhoảng 2,5 ºC/100m Nhiệt độ ở độ sâu 4300m là khoảng 157,5 ºC

1.2.6.2 Gradient áp suất:

Ở mỏ Bạch Hổ, áp suất của các tầng sản phẩm khác nhau thì khác nhau Điều

đó thể hiện qua sự thay đổi gradient áp suất ở các vị trí khác nhau trong bảng sau:

Bảng1.2: Gradient áp suất của các tầng ở mỏ Bạch Hổ

Từ bảng 1.2 ta thấy gradient áp suất ở tầng móng, tầng Oligoxen hạ và tầngMioxen hạ khá gần nhau Tuy nhiên, có sự chênh lệch khá lớn ở tầng Oligoxenthượng khoảng 0,5 at/100m

1.3 Tính chất của chất lưu trong điều kiện vỉa.

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

Theo các giá trị thông số cơ bản, các loại dầu mỏ Bạch Hổ có thể chia thành

3 nhóm Theo chiều từ nhóm I đến nhóm III các thông số gia tăng:

nhóm

bão hòa(Mpa.s)

Tỷ suấtkhí dầu(m3/t)

Hệ sốthể tíchB

Độ nhớtdầu vỉa(MPa.s)

Tỷ trọngdầu vỉa

1,41

0,88 ÷1,16

0,696 ÷0,710

dưới và móng

19,5 ÷24,7

1,59

0,38 ÷0,48

0,634 ÷0,668

Trong nhóm I sự khác biệt giữa dầu Mioxen dưới vòm Trung tâm Oligoxentrên được nhận biết bởi thành phần khí hòa tan Khi tách dầu từ Mioxen trên và hàmlượng nước dị thường (4,28 - 14,81 mol) còn khí tách dầu từ Mioxen dưới vòmTrung tâm chứa trong thành phần propan, butan, pentan và lớn hơn Trong nhóm IIIdầu Oligoxen so với đá móng có độ khí thấp hơn, có giá trị hệ số thể tích thấp hơn,

tỷ trọng thì lớn hơn, độ nhớt lớn hơn

Theo các giá trị áp suất bão hòa và tỷ trọng khí hòa tan, dầu trong nhóm IIItương tự như dầu Oligoxen dưới Trên cơ sở các mô hình thực nghiệm có thể khẳngđịnh rằng: đối với dầu đá móng, sự thay đổi nhiệt độ ít gây ảnh hưởng đến áp suấtbão hòa được xác định bằng tỷ suất khí dầu

Qua phân tích số liệu theo tách vi phân ta thấy được dầu được chia thành 2nhóm:

+ Dầu đá móng và dầu Oligoxen dưới

+ Dầu Oligoxen thượng và Mioxen

Về thành phần cấu tử dầu vỉa, vì lý do hạn chế các số liệu về chưng cất chân

để tính toán cho tầng đá móng và Mioxen hạ, còn sử dụng dầu có trọng lượng riêng

cho phép kể trên dựa trên cơ sở về sự giống nhau của các giá trị trọng lượng riêngdầu tách khí của các nhóm và đáp ứng với các đặc tính trung bình

1.3.2 Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu:

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

Khí hòa tan trong dầu thuộc loại khí béo và rất béo Trong thành phần của

giảm dần, đồng thời các giá trị của C2+ lớn hơn ở các tầng Oligoxen trên, dưới vàMioxen vòm Bắc rất nhiều (gần 39%) Khí thuộc loại không chứa Lưu huỳnh vàhàm lượng Cacbondioxit thấp (0,09 ÷ 0,61%), hàm lượng khí Nitơ từ 1,0 ÷ 2,8%với các giá trị dị thường là 9,85% ở Oligoxen trên

1.3.3 Đặc tính hóa lý của dầu tách khí:

Theo các số liệu về khoảng biến thiên và các giá trị trung bình của các thông

số dầu tách khí sau quá trình vi phân cho thân dầu thuộc loại đá nặng, nhiều parafin,

ít lưu huỳnh, ít nhựa cho đến nhiều nhựa, tỷ lệ thu hồi sản phẩm sáng màu thuộcloại trung bình Nhiệt độ đông đặc của các loại dầu 29 ÷ 340C

1.3.4 Các tính chất của nước vỉa:

Trong các trầm tích của tầng Mioxen dưới thường gặp 2 loại nước chính là:

loại nước NaHCO3 là có độ khoáng hóa thấp (6,64g/l) chỉ nhận biết trong vòm Bắc,

khoáng hóa gia tăng theo hướng Tây – Nam Nước thuộc trầm tích Oligoxen hạ

khoáng hóa thấp hơn (5,4g/l)

Thành phần khí hòa tan trong nước khác với thành phần khí hòa tan ở trong

tan trong nước là 1,54 ÷ 3,0% và lượng Nitơ là 1,29 ÷ 2,8%

1.3.5 Các đặc trưng vật lý thủy động học:

Các đặc trưng này bao gồm độ dính ướt, hệ số nén đặc trưng quá trình đẩydầu bằng tác nhân (nước) Đặc trưng quá trình đẩy dầu bao gồm: hệ số đẩy dầu,

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

140180130130130130160120130

hàm lượng nước dư, dầu dư, các giá trị của độ thấm pha tương đối của nước, dầutương ứng với các độ bão hòa trên và quan hệ của các hệ số trên với tính thấm của

đá

Để tính toán các thông số thủy động học trong quá trình khai thác vỉa dầu ta

sử dụng các hệ số nén của đất đá:

- Đối với đá móng: 10,8 x 10-4.Mpa-1

- Đối với đá Oligoxen: 1,20 x 10-4.Mpa-1

- Đối với đá Mioxen dưới: 2,11 x 10-4.Mpa-1

1.4 Hiện trạng khai thác tại mỏ Bạch Hổ.

Hiện mỏ Bạch Hổ được phân chia thành 4 đối tượng để tiến hành khai thác.Việc phân chia đối tượng khai thác là một phần của việc thiết kế tối ưu khai thác mỏdầu khí Mục tiêu của việc phân chia này là thu hồi từ vỉa nhiều nhất và tối ưu nhất.Việc phân chia các đối tượng khai thác cho phép thẩm định chính xác tính chất củacác đối tượng khai thác và sự thay đổi tính chất vật lý, hóa học cũng như thủy độnglực học Từ đó, đề ra đối sách khai thác đúng đắn cho từng đối tượng

Việc phân chia đối tượng khai thác phải được thực hiện đồng bộ trên cơ sởnghiên cứu các đặc thù địa chất của toàn khu mỏ, các tính toán thủy động lực học vàcác luận chứng kinh tế Để tìm ra các đối tượng có triển vọng cao hơn, đảm bảo hơntrong việc thu lại lợi nhuận từ các khoản đầu tư

Từ những đặc điểm đặc trưng của địa chất mỏ, các nhà thiết kế khai thác đãphân tích mỏ Bạch Hổ ra thành các đối tượng khai thác khác nhau, được đánh sốthứ tự theo thứ tự địa tầng từ trên xuống

1.4.1 Đối tượng 1:

Bao gồm các tầng sản phẩm 23, 24 thuộc điệp Bạch Hổ tuổi Mioxen hạ Cáctầng này phân bố trên toàn bộ diện tích mỏ Gồm các thân dầu cả ở vòm Bắc vàvòm Trung tâm của cấu tạo, chúng bị các đứt gãy chia cắt thành các khối riêng biệt.Các thân dầu dạng vỉa, vòm có ranh giới tiếp xúc dầu nước và đới chứa nước nằmngoài biên

Bề dày trung bình chứa dầu là 160m, tầng 23 là tầng chính, tầng 24 là tầngphụ Độ rỗng 19 – 22%, độ thấm 30 – 80mD, độ bão hòa dầu 57% Vỉa chia thànhnhiều lớp, hệ số cát trung bình 0,35 – 0,45; chiều dày hiệu dụng 8 – 11m Áp suấtban đầu tương đương áp suất thủy tĩnh Gradient địa nhiệt từ 3,3 – 4 ºC/100m

1.4.2 Đối tượng 2:

Đối tượng này bao gồm các tầng sản phẩm I, II, III, IV, V thuộc điệp Trà Tântuổi Oligoxen thượng, có thành phần là cát kết, bột kết Đặc điểm cơ bản của đáchứa trong đối tượng này là không phân bố đều trên khắp mỏ và thường xảy ra biến

tướng mạnh của đá chứa Các thân dầu có dạng thấu kính, có dị thường áp suất caonhưng dự trữ năng lượng vỉa không lớn Chiều dày trung bình tầng chứa dầu là700m.

1.4.3 Đối tượng 3:

Bao gồm tất cả các tầng sản phẩm VI, VII, VIII, IX, X, XI của Oligoxen hạ,thành phần là cát, bột kết tướng cửa sông, đầm lầy ven biển Phân bố chủ yếu ởvùng Bắc và Đông – Bắc mỏ Bạch Hổ Bị các đứt gãy kiến tạo (biên độ thẳng đứng

từ 200 – 300m) chia cắt thành các khối riêng biệt, tạo nên các thân dầu đóng kínriêng biệt Chiều dày trung bình tầng chứa là 1047m, ranh giới tiếp xúc dầu nướcchưa được phát hiện

Độ rỗng thấp 12 – 14%, độ thấm nhỏ 20 – 30mD, hệ số cát thấp 0,3 – 0,4; độbão hòa dầu 65%, chiều dày hiệu dụng bão hòa dầu 40 – 50m Áp suất vỉa tươngđương áp suất thủy tĩnh Gradient địa nhiệt 3,4 – 3,5 ºC/100m Đặc tính collectorthay đổi lớn, vát nhọn về phía Tây, Tây – Nam theo đới nâng cao của móng Vềphía Đông, Đông – Bắc tính chất collector kém dần và bị sét hóa

1.4.4 Đối tượng 4:

Thân dầu thuộc dạng khối trong đá móng bao gồm granit và granodiorit hanghốc, nứt nẻ Chiều dày tầng chứa dầu hơn 960m và tối đa là 1600m, chưa phát hiệnranh giới tiếp xúc dầu nước Chiều dày hiệu dụng bão hòa dầu là 300 – 400m, độbão hòa dầu 85%, độ rỗng 1 – 3%, độ thấm trung bình 100 – 150mD Gradient địanhiệt 2,25 – 2,5 ºC/100m Áp suất vỉa ban đầu đạt 41,7 MPa; tầng này không có dịthường áp suất

Hiện tại mỏ Bạch Hổ chủ yếu khai thác dầu từ tầng Móng và tầng Oligoxen

hạ, sắp tới đây ở khu vực vòm Bắc sẽ tiến hành đưa vào khai thác các đối tượng ởtầng Oligoxen thượng và Mioxen hạ Phương pháp khai thác cơ học được áp dụng

là phương pháp khai thác dầu bằng gaslift

CHƯƠNG 2 CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC, CƠ SỞ ĐỂ LỰA CHỌN KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO MỎ BẠCH

HỔ

2.1 Tổng quan.

Trong quá trình khái thác dầu khí tuỳ thuộc vào chế độ năng lượng vỉa màgiếng sau khi đã khoan xong được chuyển sang khai thác theo những phương phápkhai thác khác nhau Nếu năng lượng vỉa đủ thắng tổn hao năng lượng trong suốtquá trình dòng sản phẩm chảy (với một lưu lượng khai thác nhất định nào đó) từ vỉavào đáy giếng, dọc theo cột ống khai thác nâng lên bề mặt và theo các đường ốngvận chuyển đến hệ thống thu gom, xử lý thì giếng sẽ khai thác theo chế độ tự phun.Một khi điều kiện này không thảo mãn thì phải chuyển sang khai thác bằng phươngpháp cơ học

Mục đích áp dụng phương pháp cơ học là nhằm bổ sung thêm năng lượngbên ngoài (nhân tạo) cùng với năng lượng vỉa (tự nhiên) để đảm bảo giếng hoạtđộng Việc cung cấp năng lượng bổ sung này thường để giảm chiều cao mực chấtlỏng trong giếng hoặc để giảm mật độ của dòng sản phẩm trong ống khai thác nhằmtăng chênh áp ( P = Pv– Pđ)

Nhưng thực tế trong khai thác dầu trên thế giới, phương pháp tự phun thường

áp dụng vào thời kỳ đầu của mỏ Khi chế độ tự phun không thể thực hiện được,người ta phải nghiên cứu và tìm ra các giải pháp khai thác dầu bằng phương pháp

cơ học Tuy nhiên dựa theo nguyên lý truyền năng lượng mà các phương pháp khaithác cơ học được phân loại theo các nhóm sau: truyền lực bằng cần, truyền lực bằngthuỷ lực, truyền lực bằng điện năng và truyền lực bằng khí nén cao áp

2.2 Các phương pháp khai thác cơ học.

2.2.1 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm piston cần:

2.2.1.1 Bản chất của phương pháp:

Loại máy bơm này hoạt động nhờ động cơ điện được chuyển trực tiếp xuốngmáy bơm ngầm thông qua hệ thống cần truyền lực Đối với máy bơm piston cần thìchuyển động quay của động cơ điện thông qua cần truyền lực chuyển thành chuyểnđộng tịnh tiến để kéo thả piston trong giếng Trên piston có lắp van ngược, khipiston hạ xuống thì dầu tràn qua van ngược đi lên phía trên, khi piston di chuyển lênphía trên thì van ngược sẽ đóng lại và nâng dầu lên mặt đất Cứ như vậy dầu đượcchuyển từ đáy giếng lên mặt đất

2.2.1.2 Ưu điểm:

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

 Dễ dàng thay đổi tốc độ khai thác cho phù hợp

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

suất thấp, nhiệt độ và độ nhớt cao

2.2.1.3 Nhược điểm:

 Phải lắp đặt ở vị trí trung tâm của giếng

biển

2.2.1.4 Phạm vi ứng dụng:

Giải pháp này được áp dụng chủ yếu ở các mỏ thuộc các nước Liên Xô cũ,các mỏ ở Trung Cân Đông và các mỏ ở Mỹ Các mỏ này có chung đặc điểm là vỉasản phẩm có độ sâu không lớn, đang trong giai đoạn khai thác giữa và cuối đời của

mỏ, có áp suất đáy giếng thấp dao động trong khoảng 10 ÷ 15at Bơm piston cần chỉ

sử dụng có hiệu quả trong những giếng có lưu lượng khai thác < 70 tấn/ngđ Dođiều kiện khai thác trên biển bằng giàn cố định hay giàn tự nâng có diện tích sửdụng nhỏ nếu áp dụng phương pháp này sẽ có nhiều điểm hạn chế so với cácphương pháp khai tác cơ học khác Phương pháp này không được áp dụng ở mỏBạch Hổ

2.2.2 Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm.

2.2.2.1 Bản chất của phương pháp:

Hiện nay trong công nghiệp khai thác dầu người ta sử dụng hai loại máy bơmthuỷ lực ngầm chính: Bơm đẩy thuỷ lực ngầm và bơm phun tia

piston của bản thân máy bơm Dòng chất lỏng mang năng lượng (dầu hoặcnước) được bơm xuống từ mặt đất theo không gian giữa cột ống khai thác vàống chống khai thác cung cấp năng lượng cho máy bơm, sau đó dòng chất lỏngmang năng lượng cùng với dòng sản phẩm từ giếng được đẩy lên bề mặt

tốc và ngược lại Dòng chất lỏng mang năng lượng cao (áp suất cao) được bơmxuống giếng từ miệng giếng theo ống khai thác đến thiết bị chuyển hoá năng

lượng Ở đó năng lượng áp suất được biến thành năng lượng vận tốc Dòng chấtlỏng có vận tốc lớn nhưng áp suất nhỏ này tiếp tục đẩy dòng sản phẩm khai tháccùng đi vào bộ phận phân ly và sau đó cùng đi lên bề mặt theo khoảng khônggiữa ống chống khai thác và ống khai thác.

2.2.2.2 Ưu điểm:

 Không cần lắp đặt tại vị trí trung tâm giếng

 Có thể khai thác với áp suất tương đối thấp và độ nhớt của dầu tương đối cao Vìchất lỏng mang năng lượng có thể nung nóng sản phẩm khai thác

biển

chất lỏng mang năng lượng

2.2.2.3 Nhược điểm:

 Khả năng hư hỏng thiết bị khai thác trong quá trình hoạt động tương đối cao, khisửa chữa phải dùng hệ thống cơ học chuyên dụng

ngầm hay Gaslift vì vận tốc máy bơm cần hiệu chỉnh thường xuyên và khôngcho phép vượt quá giới hạn

2.2.2.4 Phạm vi ứng dụng:

Phương pháp cơ học này chủ yếu được áp dụng ở những vùng mỏ trên đấtliền và ngoài biển của Liên Xô cũ, các vùng mỏ trên đất liền và thêm lục địa của

Mỹ, ở vùng Biển Bắc Giếng khai thác bằng máy bơm thuỷ lực ngầm có sản phẩm

phẩm từ 1500 ÷ 2500m, thân giếng có độ nghiêng trung bình từ 20 ÷ 300 Phươngpháp này không được áp dụng ở mỏ Bạch Hổ

2.2.3 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm ly tâm điện ngầm.

2.2.3.1 Bản chất của phương pháp:

Đây là loại máy bơm ly tâm nhiều cấp, hệ thống hoạt động nhờ năng lượngđiện được cung cấp từ máy biến thế trên mặt đất theo cáp truyền xuống mô tơ điệnđặt trong giếng ở phần dưới của máy bơm Chuyển động quay của động cơ điện

được truyền qua trục dẫn làm quay các bánh công tác (Rôto) Chất lỏng trong bánhcông tác sẽ bị đẩy theo các hướng của cánh Rôto đập vào cánh tĩnh (Stato) có chiềungược lại, tạo ra sự tăng áp đẩy dầu chuyển động lên tầng trên Cứ như vậy dầu khiqua mỗi tầng bơm sẽ được tăng áp và được đẩy lên mặt đất theo cột ống khai thác.Đối với giếng khai thác có tỷ số khí lớn thì người ta lắp thêm bộ chìm bao gồm cácthành phần chính: Động cơ điện ba pha, thiết bị bảo vệ động cơ, thiết bị tách khíkiểu ly tâm, máy bơm, cáp tải điện năng và các thiết bị chuyên dùng trên bề mặtnhư đầu giếng, trạm điều khiển, trạm biến thế.

2.2.3.2 Ưu điểm:

 Có thể áp dụng cho các giếng khai thác đơn lẻ trong điều kiện chi phí hạn chế

tố khí thấp, nhất là trong giai đoạn khai thác thứ cấp

thác ngoài khơi

được tạo ra nhờ động cơ điện

 Áp dụng trong giai đoạn cuối của quá trình khai thác áp suất vỉa rất thấp để hútcạn dòng dầu (do tạo được chênh áp lớn)

 Là phương pháp khai thác an toàn, việc theo dõi và điều khiển dễ dàng

2.2.3.3 Nhược điểm:

độ vỉa cao, hàm lượng vật cứng và hàm lượng parafin cao

 Khó khăn trong việc lắp đặt các thiết bị an toàn sâu

 Đòi hỏi phải có thiết bị kiểm tra và điều khiển cho từng giếng

giếng sâu 2500m

giếng có sản lượng lớn hơn 700m3/ngđ ở độ sâu 2400m đối với máy bơm cótrục nhỏ và không lớn hơn 100m3/ngđ đối với máy bơm có đường kính lớn từcác giếng có đường kính ống chống khai thác 168mm

hơn 4000m

 Khó tiến hành khảo sát nghiên cứu giếng, đo địa vật lý ở các vùng nằm dướimáy bơm và khó xử lý vùng cận đáy giếng.

2.2.3.4 Phạm vi ứng dụng:

Phương pháp này tương đối phổ biến vì cấu trúc thiết bị và hệ thống khaithác đơn giản, máy làm việc dễ dàng có khả năng thu được lượng dầu tương đối lớnđến hàng trăm tấn/ngđ Loại máy bơm này rất thuận lợi khi khai thác dầu ở nhữngvỉa có tỷ số dầu thấp, nhiệt độ vỉa dưới 2500F Đặc biệt hiệu quả trong những giếngkhai thác dầu có độ ngậm nước cao và giếng dầu chưa bão hoà nước

Ngày nay với sự phát triển của kỹ thuật hệ thống bơm điện chìm được sửdụng trong những giếng có nhiệt độ lên tới 3500F, khắc phục những giếng có tỷ lệkhí dầu cao, bằng cách lắp đặt thiết bị tách khí đặc biệt Các chất ăn mòn gây hư

Phương pháp này hiện đang được áp dụng tại một số giếng ở mỏ Bạch Hổ và MỏRồng

2.2.4 Khai thác dầu bằng phương pháp gaslift.

2.2.4.1 Bản chất của phương pháp:

Khai thác dầu bằng phương pháp gaslift dựa trên nguyên tắc bơm khí néncao áp vào vùng không gian vành xuyến giữa ống khai thác và ống chống khai thác,nhằm đưa khí cao áp đi vào trong ống khai thác qua van gaslift với mục đích làmgiảm trọng lượng riêng của sản phẩm khai thác, dẫn đến giảm áp suất đáy và tạonên độ chênh áp cần thiết để sản phẩm chuyển động từ vỉa vào giếng Đồng thời do

sự thay đổi nhiệt độ và áp suất trong ống khai thác làm cho khí giản nở góp phầnđẩy dầu đi lên, nhờ đó mà dòng sản phẩm được nâng lên mặt đất và vận chuyển đến

hệ thống thu gom, xử lý

2.2.4.2 Ưu điểm:

 Khai thác với giếng có yếu tố khí lớn và áp suất bão hoà cao

 Khai thác lưu lượng lớn và điều chỉnh lưu lượng khai thác dễ dàng

 Có thể khai thác đồng thời các vỉa trong cùng một giếng.

thác khi dùng phương pháp gaslift

 Có thể sử dụng kỹ thuật tời trong dịch vụ sửa chữa thiết bị lòng giếng, điều nàykhông những tiết kiệm thời gian mà còn làm giảm chi phí sửa chữa

2.2.4.3 Nhược điểm:

pháp khác

cuối của quá trình khai thác

vận hành và công nhân cơ khí lành nghề

2.2.4.4 Phạm vi ứng dụng:

Hiện nay giải pháp khai thác dầu bằng phương pháp gaslift đang được ápdụng rộng rãi trên cả đất liền và ngoài biển, đặc biệt đối với vùng xa dân cư và khó

đi lại Giải pháp này thích ứng với những giếng có tỷ số khí dầu cao, có thể khaithác ở những giếng có độ sâu lớn và độ nghiêng trung bình của vỉa sản phẩm caotrên 3000m Phương pháp này hiện đang được áp dụng rộng rãi trên mỏ Bạch Hổ

2.2.4.5 Các phương pháp khai thác dầu bằng gaslift.

Trong khai thác dầu bằng phương pháp gaslift, có hai chế độ chính là:

 Khai thác bằng gaslift liên tục

 Phương pháp khai thác bằng gaslift liên tục:

khí cao, lưu lượng có thể nhỏ, nhiệt độ vỉa cao

thống

 Phương pháp khai thác bằng gaslift định kỳ:

Khi khai thác bằng phương pháp gaslift đến một giai đoạn nào đó khi mà ápsuất vỉa giảm, kéo theo mực chất lỏng trong giếng hạ thấp (tức là độ ngập chìmtương đối của cột OKT giảm) điều này dẫn đến lưu lượng của giếng giảm đáng kể,chi phí khí riêng tăng, do đó khi khai thác bằng phương pháp gaslift theo chế độ liêntục mang lại hiệu quả thấp Để đảm bảo khai thác giếng có hiệu quả hơn thì có thể

chuyển sang khai thác bằng phương pháp cơ học khác nhờ máy bơm hay chuyểnsang khai thác bằng phương pháp gaslift chu kỳ.

Khai thác bằng phương pháp gaslift chu kỳ được tiến hành bằng cách ép khívào khoảng không vành xuyến và hỗn hợp sản phẩm khai thác theo cột OKT đi lênmặt đất vào hệ thống thu gom - xử lý diễn ra không liên tục mà có chu kỳ được tínhtoán theo các thông số địa chất - kỹ thuật của đối tượng khai thác

2.3 Cơ sở khoa học để lựa chọn phương pháp khai thác dầu bằng gaslift cho

mỏ Bạch Hổ.

Từ đặc tính của những phương pháp đã nêu trên, cùng với bảng tổng kết khảnăng hiệu quả áp dụng các phương pháp khai thác cơ học theo bảng 2.1 ta có thểthấy rõ luận chứng khoa học lựa chọn phương pháp gaslift ở mỏ Bạch Hổ

Điều kiện khai thác ngoài biển phức tạp và khó khăn hơn rất nhiều so với đấtliền Do vậy thời gian khai thác và phát triển mỏ thường kéo dài trong khoảng 20 ÷

30 năm Vì vậy bên cạnh việc đưa nhanh tốc độ khoan và đưa giếng mới vào khaithác, chúng ta cần áp dụng các phương pháp khai thác khác nhau, nhằm gia tăng sảnlượng khai thác và tận dụng cơ chế năng lượng của vỉa sản phẩm

Qua phân tích các ưu nhược điểm của từng phương pháp khai thác cơ học ởtrên ta nhận thấy rằng một số hạn chế của phương pháp này có thể khắc phục bằngphương pháp khác Nhưng điều này không toàn diện vì bản thân ưu và nhược điểmcủa các phương pháp trên không thể bù trừ nhau Để có cơ sở lựa chọn phươngpháp khả thi và hiệu quả nhất đối với điều kiện mỏ Bạch Hổ cần phải xét đến cácyếu tố sau:

 Tính chất lưu thể của vỉa (dầu, khí, nước)

 Tình trạng kỹ thuật, công nghệ áp dụng trên mỏ và thiết bị hiện có

 Điều kiện thời tiết, khí hậu và kinh tế xã hội

Trên cơ sở phân tích ưu nhược điểm của các phương pháp khai thác dầu bằng

cơ học trên thế giới, liên hệ với điều kiện thực tế của mỏ Bạch Hổ, ta thấy rằng: Vớicác giếng khai thác tập trung trên giàn cố định hay giàn tự nâng với diện tích sử

dụng hạn chế, độ sâu vỉa sản phẩm tương đối lớn từ 3000 ÷ 5000m, sản lượng khaithác lại lớn, nên giải pháp khai thác bẳng máy bơm piston thuỷ lực là kém hiệu quảđối với mỏ Bạch Hổ.

Năm 1998 Viện nghiên cứu khoa học và thiết kế dầu khí biển của xí nghiệpliên doanh Vietsovpetro đã tiến hành thử nghiệm với bộ máy bơm piston thuỷ lực

và máy bơm ly tâm điện chìm trên một số giàn cố định Kết quả thử nghiệm cho

thử nghiệm máy bơm thuỷ lực đã chỉ ra hàng loạt nhược điểm về đặc tính kỹ thuậtcủa máy bơm, do vậy máy bơm không bền và chóng hỏng

Từ năm 2001 tại mỏ Bạch Hổ đã tiến hành thử nghiệm khai thác bằng máybơm ly tâm điện chìm với mục đích xác định phạm vi sử dụng của máy bơm đối vớidầu có yếu tố khí cao Kết quả thử nghiệm như sau :

35% hỏng là do đường dây điện bị trầy xước trong khi thả máy bơm xuốnggiếng nghiêng và sâu

ưu

tại mỏ Bạch hổ thay đổi trong phạm vi tương đối lớn, trung bình từ 6 ÷ 8 tháng Kết quả cho thấy nhiệt độ làm việc của động cơ trong thời gian làm việc luôngần giá trị tới hạn của động cơ, nhất là khi khai thác ở tầng móng có nhiệt độ cao.Trong điều kiện làm việc như vậy tuổi thọ và khả năng làm việc của máy bơm giảm.Mặt khác ở mỏ Bạch Hổ có nhiều giếng khoan nghiêng, điều đó dẫn tới khó khăntrong việc thả máy bơm Hệ thống bảo vệ dây cáp bị xây xát trong quá trình thảhoặc máy bơm có thể kẹt không quay được do độ nghiêng của giếng lớn

Bên cạnh đó phần lớn giếng ở mỏ Bạch Hổ có đường kính ống chống khai

có thể sử dụng máy bơm ly tâm điện ngầm, đối với các giếng có độ sâu 3500m vàkhông thể sử dụng máy bơm ly tâm điện ngầm để khai thác với sản lượng lớn hơn300T/ngđ Vì đường kính ống khai thác nhỏ

Từ những vấn đề thực tế trên: Với bơm piston không sử dụng do hàm lượngkhí trong dầu cao Bơm ly tâm điện chìm làm việc kém hiệu quả không phù hợp vớiđiều kiện tại mỏ Bạch Hổ Kết hợp với điều kiện cụ thể của các giếng dầu trên mỏBạch Hổ: hiện nay có khoảng 80% các giếng đã ngưng tự phun do ngập nước do áp

suất vỉa thấp Các giếng đều có profin xiên, song có 2 trạm nén khí đặt tại mỏ dùngcho việc khai thác bằng phương pháp gaslift và vận chuyển khí vào đất liền.

Như vậy, phương pháp khai thác bằng gaslift là phù hợp hơn cả Phươngpháp gaslift có thể khai thác kế tiếp phương pháp tự phun Nó có nhiều ưu điểm hơn

so với các phương pháp khai thác cơ học khác không những về mặt kỹ thuật côngnghệ mà còn về mặt kinh tế Với các trang thiết bị hiện đại rất phù hợp phươngpháp khai thác này đã hứa hẹn mang lại hiệu quả cao hơn các phương pháp khaithác cơ học khác Vậy việc lựa chọn phương pháp gaslift áp dụng cho toàn mỏ Bạch

Hổ nói chung và cho giếng đang thiết kế nói riêng là hoàn toàn đúng đắn

Đối với giếng thiết kế ta chọn phương pháp khai thác gaslift liên tục vì giếng

có lưu lượng khai thác cao, hệ số sản phẩm tương đối cao và giếng có mực nướcthủy động cao Vậy các điều kiện đó đảm bảo cho giếng có thể khai thác bằngphương pháp gaslift liên tục với hiệu quả cao

Bảng 2.1: Tổng kết khả năng và hiệu quả áp dụng cácphương pháp khai thác dầu

Loạiguồngxoắn

Pistonthuỷ lựcngầm

Loạiphuntia

Loạibơm lytâm

bìnhSản phẩm có độ ăn

mòn cao

Trungbình

Trungbình

bìnhSản phẩm có chứa

cát

Trungbình

Trungbình

Trungbình

bình

Trungbình

Xấu

Yếu tố khí dầu cao Trung

bình

Trungbình

Trungbình

bình

Khá

Thay đổi sản lượng

và chuyển sang khai

thác định kỳ

Trungbình

bình

Trungbình

Tốt

bình

Trungbình

Trungbình

bình

Trungbình

Tốt

CHƯƠNG 3

CƠ SỞ LÝ THUYẾT ĐỂ THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG

PHƯƠNG PHÁP GASLIFT

3.1 Nguyên lý hoạt động của phương pháp khai thác dầu bằng gaslift.

3.1.1 Bản chất của phương pháp:

Trong quá trình khai thác dầu, tuỳ thuộc vào chế độ năng lượng vỉa mà giếngsau khi khoan xong được chuyển sang khai thác theo các phương pháp khác nhau.Nếu năng lượng vỉa đủ thắng tổn hao năng lượng trong suốt quá trình dòng sảnphẩm chảy (với một lưu lượng khai thác nhất định nào đó) từ vỉa vào đáy giếng, dọctheo cột ống khai thác nâng lên bề mặt và theo các đường ống vận chuyển đến hệthống thu gom, xử lý thì giếng sẽ khai thác theo chế độ tự phun Một khi điều kiệnnày không đáp ứng hoặc hiệu quả khai thác tự phun kém thì phải chuyển sang khaithác bằng phương pháp cơ học

Mục đích áp dụng giải pháp cơ học là nhằm bổ sung thêm năng lượng bênngoài cùng với năng lượng vỉa (tự nhiên) để đảm bảo giếng hoạt động Việc cungcấp năng lượng bổ sung này thường để giảm chiều cao mực chất lỏng trong giếnghoặc để giảm mật độ của dòng sản phẩm trong ống khi thác nhằm tạo chênh áp ΔP

sự thay đổi nhiệt độ và áp suất trong ống khai thác làm cho khí giản nở góp phần

đẩy dầu đi lên, nhờ đó mà dòng sản phẩm được nâng lên mặt đất và vận chuyển đến

hệ thống thu gom, xử lý

3.1.2 Nguyên lý làm việc:

Hình 3.1: Sơ đồ nguyên lý làm việc của phương pháp khai thác bằng gaslift theo

cấu trúc hai dãy ống nâng - Hệ vành xuyến

Sau khi kết thúc thời kỳ khai thác tự phun mực chất lỏng cách miệng giếng ,khi tiến hành nén khí vào khoảng không vành xuyến giữa 2 dãy OKT, sản phẩm củagiếng đi lên theo trong dãy OKT thứ nhất (hình 3.1) Mực chất lỏng trong giếng

trong chất lỏng gọi là chiều sâu nhúng chìm (hình 3.1.a) Nén khí vào khoảngkhông vành xuyến giữa OKT thứ nhất và OKT thứ hai, áp suất khí tăng dần, mựcchất lỏng giữa 2 dãy OKT giảm dần Một phần chất lỏng dâng lên trong OKT thứnhất, phần nữa dâng lên theo khoảng không vành xuyến giữa OKT thứ hai và ốngchống khai thác, phần nữa đi ngược vào vỉa (hình 3.1.b) Cho đến khi khí bắt đầuxâm nhập vào trong OKT thứ nhất, tại thời điểm đó áp suất khí nén đạt giá trị lớnnhất Pk.max (giá trị đó gọi là áp suất khởi động) Chiều cao mực chất lỏng giữa ốngthứ hai và ống chống khai thác đạt giá trị cao nhất min Áp suất đáy tại thời điểm

này đạt giá trị lớn nhất Pđ.max Tiếp tục duy trì nén khí, khí sẽ xâm nhập vào trongOKT thứ nhất làm nhẹ cột chất lỏng dẫn đến áp suất khí (Pk) giảm dần, khi đó mựcchất lỏng ngoài ống thứ hai bắt đầu hạ xuống, đồng thời áp suất đáy giếng cũnggiảm dần theo và chất lỏng trong vỉa bắt đầu xâm nhập vào đáy giếng (hình 3.1.c).Quá trình nén khí vẫn được tiếp tục, chất lỏng từ vỉa tiếp tục xâm nhập vào giếng vàquá trình khai thác đã được thực hiện, chiều sâu từ miệng giếng đến mực chất lỏngngoài OKT thứ hai gọi là mực thủy động ()

3.2 Sơ đồ nguyên lý cấu trúc hệ thống ống khai thác bằng phương pháp gaslift.

Cấu trúc ống nâng bằng phương pháp gaslift bao gồm hệ thống các ống đặttrong giếng, để thực hiện dẫn dòng khí bơm ép có áp suất cao và đưa dòng sảnphẩm dầu khí lên mặt đất, đồng thời đảm bảo độ an toàn, cũng như hiệu quả củaphương pháp khai thác dầu bằng gaslift, người ta sử dụng nhiều cấu trúc ống khácnhau

Hình 3.2: Các dạng cấu trúc cột ống nâng

a - Cấu trúc vành xuyến 1 cột ống (hình 3.2a)

b - Cấu trúc vành xuyến 2 cột ống (hình 3.2b)

c - Cấu trúc trung tâm 1 cột ống (hình 3.2c)

d - Cấu trúc trung tâm 2 cột ống (hình 3.2d)

Hệ thống ống nâng có thể được phân loại như sau:

 Loại cấu trúc hai cột ống

 Theo hướng đi của dòng khí nén và dòng sản phẩm:

 Cấu trúc một cột ống theo chế độ vành xuyến (hình 3.2a)

Trong chế độ khai thác này, khí nén được ép vào vùng vành xuyến giữa cộtống nâng và cột ống chống khai thác, dầu đi lên theo ống nâng

Khi hệ thống ống nâng này làm việc thì mực chất lỏng trong ống bơm ép sẽnằm sát đáy ống nâng Hiện nay kiểu cấu trúc này được áp dụng phổ biến trên thếgiới và mỏ Bạch Hổ

 Ưu điểm:

 Đơn giản, gọn nhẹ, sử dụng triệt để cấu trúc của giếng

lắng đọng

 Nhược điểm:

vùng cận đáy giếng và tạo nút cát lấp ống lọc Để khắc phục nhược điểm nàynhười ta lắp đặt van gaslift khởi động và đặt paker

 Cấu trúc 2 cột ống: Chia làm 2 loại:

xuyến giữa ống bơm ép và ống nâng Sản phẩm khai thác sẽ theo ống nâng lênmặt đất

Phía dưới là ống có đường kính nhỏ, còn phần trên cột ống có đường kính lớn

 Ưu điểm:

 Nhược điểm:

 Không thể tăng thêm độ ngập sâu của ống nâng bằng cách thả ống nâng sâuthêm do đường kính ngoài của ống nâng lớn hơn đường kính ống bơm ép Đểgiải quyết vấn đề này bắt buộc phải kéo toàn bộ hai loại ống lên, sau đó tăng độdài của đoạn ống bơm ép có đường kính lớn, rồi lại thả vào giếng Quá trình tiếnhành như vậy mất nhiều thời gian, hiệu quả kinh tế sẽ giảm.

3.2.2 Cấu trúc hệ trung tâm:

Trong chế độ này khí nén được bơm ép vào ống nâng còn sản phẩm đi lên bềmặt theo khoảng không gian vành xuyến giữa ống nâng và ống chống khai thác đến

hệ thống thu gom và xử lý

 Ưu điểm:

 Nhược điểm:

nhiều cát, có thể dẩn tới tuột ren và ống

 Giảm đường kính cột ống chống khai thác do parafin hay muối tích đọng trên thànhống

 Áp suất đáy giếng giảm đột ngột khi khởi động và ngừng nén khí

chống khai thác và sửa chữa lại giếng vì không thể sử dụng các phương pháp cơ họcthông thường để nạo vét được

Trên cơ sở phân tích các ưu nhược điểm kể trên, trong thực tế người ta thường

sử dụng hệ thống ống nâng khai thác theo chế độ vành xuyến một cột ống Tuỳ theoviệc trang bị paker và van ngược trong hệ thống mà chia ra 3 trạng thái cấu trúc cơbản sau:

khi khai thác bằng phương pháp gaslift liên tục

khi khai thác bằng gaslift định kỳ

chiều Được áp dụng khi khai thác gaslift liên tục

3.3 Quá trình khởi động giếng:

3.3.1 Đối với giếng không lắp van gaslift khởi động:

Khi đưa khí nén vào khoảng không ngoài ống nâng thì cột chất lỏng ngoàiống nâng hạ xuống Phần lớn chất lỏng dâng lên ở trong cột ống nâng và khoảngkhông ngoài cần ống bơm ép, phần rất nhỏ đi ngược vào vỉa (lượng chất lỏng đi vào

vỉa phụ thuộc vào hệ số hấp phụ của vỉa và thời gian bơm ép) Áp suất bơm ép sẽtăng dần và khi khí nén xuống tới đế ống nâng thì áp suất đạt giá trị cực đại Giá trị

áp suất cực đại này gọi là áp suất khởi động

Hình 3.3: Đồ thị biểu diễn mối quan hệ giữa áp suất khí nén và thời gian khi khởi

động giếng

Khi khí đi vào cột ống nâng và hoà tan vào chất lỏng trong ống nâng Tỷtrọng chất lỏng trong ống nâng sẽ giảm xuống, do vậy mà chất lỏng trộn khí sẽđược nâng lên mặt đất và đưa đến hệ thống thu gom xử lý Tại thời điểm khí bắt đầuvào ống nâng áp suất nén khí sẽ giảm và khi đến gần miệng ống nâng, hổn hợp chấtlỏng khí có năng lượng lớn hơn sẽ đẩy cột chất lỏng trên nó ra khỏi ống nâng làmcho áp suất ở đế ống nâng giảm đột ngột xuống giá trị thấp nhất Sau đó áp suấttăng dần đến giá trị nhất định và không đổi trong suốt quá trình khai thác, áp suất tạithời điểm này gọi là áp suất làm việc

3.3.2 Đối với giếng có lắp van gaslift khởi động:

Giếng mới hoàn thiện, van gaslift và mandrel được lắp đặt sẵn trong giếng.Mực chất lỏng trong giếng cao ngang miệng giếng Tùy theo độ sâu thiết kế và ápsuất mở của van 1 mà van này có thể mở (khi áp suất thủy tĩnh tại van lớn hơn ápsuất đặt van) hoặc đóng (khi áp suất thủy tĩnh tại van nhỏ hơn áp suất đặt van) Cácvan còn lại hầu hết là mở dưới áp lực của áp suất thủy tĩnh

Đường thay đổi áp suất trong và ngoài vùng vành xuyến khai thác giốngnhau khi khí chưa được nén vào giếng Giếng đã sẵn sàng cho quá trình gọi dòng(hình 3.4)

Khi khí bắt đầu được nén vào giếng, tất cả các van đều mở Chất lỏng ngoàivùng vành xuyến được nén vào trong cần qua tất cả các van Do vậy tốc độ nén khí

phải nhỏ (3-7 bar/ phút) để bảo vệ van Gradient áp suất ngoài cần bắt đầu thay đổitrong khi gradient áp suất trong cần không thay đổi (hình 3.5) Tất cả các van đều

mở Khi mực chất lỏng ngoài vùng vành xuyến giảm xuống van 1 – van 1 lộ ra chophép khí đi vào trong cần và nâng cột chất lỏng từ van 1 lên miệng giếng Áp suấtmiệng giếng tăng lên và áp suất ngoài vùng vành xuyến giảm nhẹ (hình 3.5) Tất cảcác van đều mở

Hình 3.4: Giếng đã sẵn sàng cho quá trình gọi dòng

Hình 3.5: Quá trình bắt đầu nén khí vào giếng

Hình 3.6: Quá trình khí nén đi vào van gas lift khởi động số 1

Hình 3.7: Quá trình khí nén tiếp tục đẩy cột chất lỏng trong khoảng không vành

xuyến xuống phía dưới

Hình 3.8: Quá trình khí vào van gaslift khởi động số 2 và van số 1 đóng lại

Hình 3.9: Quá trình khí vào van gaslift khởi động số 2 và đẩy cột chất lỏng trong

khoảng không vành xuyến xuống phía dưới

Hình 3.10: Quá trình khí vào van gaslift khởi động số 3 và van gaslift khởi động số

2 sắp đóng lại

Hình 3.11: Quá trình khí vào van gaslift khởi động số 3 và van gaslift thứ 2 đóng

lại

Hình 3.12: Quá trình van gaslift làm việc sắp lộ ra và van gaslift khởi động cuối

cùng sắp đóng lại

Hình 3.13: Quá trình khí vào van gaslift làm việc và van gaslift khởi động cuối

cùng đóng lại

Hình 3.14: Biểu đồ áp suất trong cần (màu xanh) và ngoài cần khai thác (màu

hồng) trong quá trình khởi động giếng gaslift

Quá trình nén khí vẫn duy trì áp suất ngoài vùng vành xuyến Mực chất lỏngngoài vùng vành xuyến tiếp tục giảm xuống Tỷ trọng cột chất lỏng trong cần từ van

1 trở lên giảm đi đáng kể (hình 3.6)

Khi van thứ 2 lộ ra, khí nén ngoài vùng vành xuyến đi vào trong cần qua van

1 và 2 (hình 3.8) Áp suất ngoài vùng vành xuyến giảm đáng kể - nhỏ hơn áp suất

mở của van, do vậy van 1 đóng lại (hình 3.9) Các van còn lại tiếp tục mở

Khi mực chất lỏng thấp hơn van 3 (hình 3.11), tương tự như trên áp suấtngoài vùng vành xuyến giảm đi và nhỏ hơn áp suất mở của van 2 khi đó van 2 đónglại Các van 3 và 4 mở (hình 3.12) Mức chất lỏng ngoài vùng vành xuyến tiếp tục

hạ xuống đến độ sâu van thứ 4 (van làm việc), khi đó van thứ 3 đóng lại Từ thờiđiểm này trở đi khí gaslift được nén vào trong cần chỉ qua van làm việc Các vantrên (van khởi động đều đóng) Áp suất khí nén được điều chỉnh theo thiết kế đểgiếng làm việc hiệu quả

Sự thay đổi áp suất trong và ngoài cần khai thác trong quá trình khởi độnggiếng gaslift được thể hiện ở hình 3.14

3.4 Tính toán cột ống nâng.

Khi khai thác bằng khí nén nguồn năng lượng cần thiết để nâng chất lỏng từgiếng là nguồn năng lượng con người cung cấp từ mặt đất (năng lượng khí nén).Nhiệm vụ của tính toán khai thác gaslift là đảm bảo chi phí năng lượng nhỏ nhất,khai thác được lượng sản phẩm lớn nhất từ vỉa

được:

 Áp suất làm việc của trạm phân phối khí: Plv (at)

 Trọng lượng riêng của dầu: γ d(g/cm3)

Thực tế định luật chuyển động của chất lỏng theo cột ống nâng ở giếnggaslift cũng như giếng khai thác tự phun Vì vậy các phương pháp tính toán để xác

định các thông số cơ bản của cột ống nâng trong khai thác bằng phương pháp gasliftcũng tương tự như tính toán của cột ống nâng trong quá trình tự phun.

Ở điều kiện thực tế khi khai thác không khống chế lưu lượng hoặc do một sốnguyên nhân về địa chất và kỹ thuật mà phải khống chế lưu lượng nên các phươngpháp tính toán cho mỗi trường hợp cũng khác nhau

Đối với những giếng khai thác không khống chế được lưu lượng thì lượngkhai thác sẽ phụ thuộc vào lưu lượng khí ép cho phép

3.4.1 Tính toán cột ống nâng khi khống chế lưu lượng khai thác:

3.4.1.1 Xác định chiều dài cột ống nâng L

Chiều dài cột ống nâng được xác định theo công thức Krulov:

(3.1)Trong đó:

H: Chiều sâu của giếng (m).

P d : Áp suất đáy giếng (at).

P de : Áp suất ở đế cột ống nâng, nhận sự tiêu hao áp suất trong quá trình chuyển động của khí từ máy nén khí đến cột ống nâng là 4 at nên:

Pde= Plv – 4 : Trọng lượng riêng trung bình của hỗn hợp dầu khí giữa đáy giếng và đế cột ống nâng:

(3.2)Với:

(3.3)

(3.5)Sau khi tính toán chọn giá trị d gần với giá trị đường kính chuẩn nhất

Lưu lượng riêng toàn phần tối ưu của khí (kể cả khí có lẫn trong giếng) đượcxác định theo công thức:

Rtp = (3.6)Lưu lượng riêng của khí ép:

Roep = Rotp - (3.7)Lưu lượng khí ép:

V = Roep.Q(m3/ng.đ) (3.8)

G 0 : tỷ số khí của giếng

α: Hệ số hoà tan của khí

3.4.2 Tính toán cột ống nâng khi không khống chế lưu lượng khai thác.

Ngoài các số liệu đã biết ở trên trong trường hợp này còn có các số liệu sau:

 Lưu lượng riêng của khí ép: Roep (m3/T)

3.4.2.1 Xác định chiều dài cột ống nâng (L):

Để thu được lưu lượng lớn thì áp suất trên đáy phải nhỏ Ta thả cột ống nângđến phần lọc của giếng, tại đó Pđ = Pđế

Do vậy chiều dài cột ống nâng là:

Long = H – a (3.9)

3.4.2.2 Xác định đường kính cột ống nâng (d).

Ta có:

Rotp = Roep + Go (3.10)Nếu chúng ta biết Rotp và L thì ta có thể xác định được Pđể theo đồ thị sau:

Hình 3.15: Đồ thị xác định P đế theo L và R tối ưu

Khi đó lưu lượng khai thác sẽ là:

Q = K ∆P = K(Pv – Pđ) (m3/ng.đ) (3.11)

dtư = 0,235 (3.12)

ε = 10 (3.13)Lưu lượng khí ép:

V = Roep. Q (m3/ng.đ)

3.5 Tính toán độ sâu đặt van gaslift.

Hiện nay có rất nhiều phương pháp xác định độ sâu đặt van gaslift, tuỳ thuộcvào những ưu nhược điểm của từng phương pháp và đặc điểm vùng mỏ mà ta có thể

sử dụng phương pháp nào đơn giản và nhanh chóng nhất

Trong đồ án chỉ đề cập đến 2 phương pháp được sử dụng rộng rãi và phổbiến nhất đó là phương pháp giải tích và phương pháp dùng đồ thị Camco

3.5.1 Tính toán độ sâu đặt van gaslift theo phương pháp giải tích