Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8

MỤC LỤC MỞ ĐẦU 3 CHƯƠNG 1 5 ĐẶC ĐIỂM CÁC TẦNG CHỨA SẢN PHẨM, TÍNH CHẤT CỦA CHẤT LƯU VÀ TÌNH HÌNH KHAI THÁC TẠI MỎ “BẠCH HỔ” 5 1.1. Các tầng sản phẩm của mỏ Bạch Hổ. 5 1.2. Đặc điểm tầng chứa sản phẩm của mỏ Bạch Hổ. 8 1.3. Tính chất của chất lưu trong điều kiện vỉa. 12 1.4. Hiện trạng khai thác tại mỏ Bạch Hổ. 14 CHƯƠNG 2 16 CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC, CƠ SỞ ĐỂ LỰA CHỌN KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO MỎ BẠCH HỔ 16 2.1. Tổng quan. 16 2.2. Các phương pháp khai thác cơ học. 16 2.3. Cơ sở khoa học để lựa chọn phương pháp khai thác dầu bằng gaslift cho mỏ Bạch Hổ. 22 CHƯƠNG 3 26 CƠ SỞ LÝ THUYẾT ĐỂ THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT 26 3.1. Nguyên lý hoạt động của phương pháp khai thác dầu bằng gaslift. 26 3.2. Sơ đồ nguyên lý cấu trúc hệ thống ống khai thác bằng phương pháp gaslift. 28 3.3. Quá trình khởi động giếng: 30 3.4. Tính toán cột ống nâng. 37 3.5. Tính toán độ sâu đặt van gaslift. 41 3.6. Nghiên cứu giếng khai thác bằng gaslift: 47 CHƯƠNG 4 51 THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO GIẾNG 817 – MSP8 51 4.1. Số liệu thiết kế của giếng 817 – MSP8. 51 4.2. Lựa chọn ống nâng cho giếng thiết kế: 51 4.3. Tính toán cột ống nâng cho giếng thiết kế. 52 4.4. Xây dựng biểu đồ xác định độ sâu đặt van gaslift. 54 4.5. Xác định độ sâu đặt van gaslift và các đặc tính của van. 55 CHƯƠNG 5 70 CÁC THIẾT BỊ SỬ DỤNG TRONG KHAI THÁC DẦU BẰNG GASLIFT 70 5.1. Thiết bị miệng giếng. 70 5.2. Thiết bị lòng giếng: 74 CHƯƠNG 6 87 SỰ CỐ VÀ PHỨC TẠP TRONG KHAI THÁC DẦU 87 BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT 87 6.1. Sự hình thành nút cát ở đáy giếng khai thác. 87 6.2. Sự lắng đọng parafin trong ống khai thác. 88 6.3. Sự tạo thành những nút rỉ sắt trong đường ống khai thác. 89 6.4. Sự tạo thành muối trong ống nâng. 89 6.5. Hiện tượng trượt khí. 90 6.6. Giếng không khởi động được. 90 6.7. Các sự cố thiết bị. 91 6.8. Sự cố về công nghệ. 91 CHƯƠNG 7 93 CÔNG TÁC AN TOÀN TRONG PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC BẰNG GASLIFT VÀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG 93 7.1. An toàn lao động khi khai thác các giếng bằng gaslift 93 7.2. An toàn lao động khi vận hành các thiết bị gaslift 94 7.3. Bảo vệ môi trường trong hoạt động thăm dò và khai thác dầu – khí. 96 KẾT LUẬN 101 TÀI LIỆU THAM KHẢO 102 PHỤ LỤC 103 HỆ THỐNG ĐƠN VỊ ĐO LƯỜNG 103

MỤC LỤC MỤC LỤC 1

MỞ ĐẦU 6 CHƯƠNG 1 8 ĐẶC ĐIỂM CÁC TẦNG CHỨA SẢN PHẨM, TÍNH CHẤT CỦA CHẤT LƯU VÀ TÌNH HÌNH KHAI THÁC TẠI MỎ “BẠCH HỔ” 8 1.1 Các tầng sản phẩm của mỏ Bạch Hổ 8 1.1.2.Tầng Oligoxen thượng: 9 Phức hệ chứa dầu thứ hai gồm các tầng sản phẩm Ia, I, II, III, IV, V thuộc điệp Trà Tân, phụ thống Oligoxen thượng Trầm tích của các tầng này được phân biệt bởi sự thay đổi mạnh tướng đá Đá chứa phát triển chủ yếu ở rìa phía Bắc và cánh phía Đông của vòm Bắc Đặc

trưng của phức hệ này là áp suất vỉa cao dị thường là 1,6 at/100m 9 1.1.3.Tầng Oligoxen hạ: 9 Phức hệ chứa dầu thứ ba gồm các tầng sản phẩm VI, VII, VIII, IX, X thuộc điệp Trà Cú, phụ thống Oligoxen hạ Các tầng sản phẩm này là cát kết phát triển trên toàn bộ diện tích của vòm Bắc tạo thành thân dầu thống nhất dạng vòm vỉa khối 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 9 1.1.4.Tầng đá móng nứt nẻ: 9 Phức hệ chứa dầu thứ tư là đá nứt nẻ trong móng bao gồm granit và granodiorit Khả năng di dưỡng của đá được hình thành do có độ nứt

nẻ và hang hốc thông nhau bằng các khe nứt và sự giãn tách Thân dầu

trong phức hệ này có dạng khối 9

1.2 Đặc điểm tầng chứa sản phẩm của mỏ Bạch Hổ 12

1.2.6 Gradien địa nhiệt và gradient áp suất của các vỉa sản phẩm mỏ Bạch Hổ .15

1.2.6.1 Gradient địa nhiệt (GDN): 15

1.2.6.2 Gradient áp suất: 15

1.3 Tính chất của chất lưu trong điều kiện vỉa 16

1.4 Hiện trạng khai thác tại mỏ Bạch Hổ 18

1.4.1 Đối tượng 1: 18

1.4.2 Đối tượng 2: 19

1.4.3 Đối tượng 3: 19

1.4.4 Đối tượng 4: 19

CHƯƠNG 2 20

CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC, CƠ SỞ ĐỂ LỰA CHỌN KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO MỎ BẠCH HỔ 20

2.1 Tổng quan 20

2.2 Các phương pháp khai thác cơ học 20

2.3 Cơ sở khoa học để lựa chọn phương pháp khai thác dầu bằng gaslift cho mỏ Bạch Hổ 26

CHƯƠNG 3 30

CƠ SỞ LÝ THUYẾT ĐỂ THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU

BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT 30

3.1 Nguyên lý hoạt động của phương pháp khai thác dầu bằng gaslift .30

3.2 Sơ đồ nguyên lý cấu trúc hệ thống ống khai thác bằng phương pháp gaslift 32

3.3 Quá trình khởi động giếng: 34

3.4 Tính toán cột ống nâng 42

3.5 Tính toán độ sâu đặt van gaslift 45

3.6 Nghiên cứu giếng khai thác bằng gaslift: 51

CHƯƠNG 4 55

THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO GIẾNG 817 – MSP8 55

4.1 Số liệu thiết kế của giếng 817 – MSP8 55

4.2 Lựa chọn ống nâng cho giếng thiết kế: 55

4.3 Tính toán cột ống nâng cho giếng thiết kế 56

4.4 Xây dựng biểu đồ xác định độ sâu đặt van gaslift 57

4.5 Xác định độ sâu đặt van gaslift và các đặc tính của van 59

CHƯƠNG 5 74

CÁC THIẾT BỊ SỬ DỤNG TRONG KHAI THÁC DẦU BẰNG GASLIFT 74

5.1 Thiết bị miệng giếng 74

5.2 Thiết bị lòng giếng: 78

CHƯƠNG 6 98

SỰ CỐ VÀ PHỨC TẠP TRONG KHAI THÁC DẦU 98 BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT 98

6.1 Sự hình thành nút cát ở đáy giếng khai thác 98

6.2 Sự lắng đọng parafin trong ống khai thác 99

6.3 Sự tạo thành những nút rỉ sắt trong đường ống khai thác 100

6.4 Sự tạo thành muối trong ống nâng 100

6.5 Hiện tượng trượt khí 101

6.6 Giếng không khởi động được 101

6.7 Các sự cố thiết bị 102

6.8 Sự cố về công nghệ 102

CHƯƠNG 7 104

CÔNG TÁC AN TOÀN TRONG PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC BẰNG GASLIFT VÀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG 104

7.1 AN TOÀN LAO ĐỘNG KHI KHAI THÁC CÁC GIẾNG BẰNG GASLIFT 104

7.2 AN TOÀN LAO ĐỘNG KHI VẬN HÀNH CÁC THIẾT BỊ GASLIFT 105

7.3 BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG TRONG HOẠT ĐỘNG THĂM DÒ VÀ KHAI THÁC DẦU – KHÍ 108

KẾT LUẬN 112

TÀI LIỆU THAM KHẢO 113

PHỤ LỤC 114

HỆ THỐNG ĐƠN VỊ ĐO LƯỜNG 114

MỞ ĐẦU

Dầu khí là nguồn năng lượng và nguồn nguyên liệu chủ đạo trong nền kinh tế thế giới, mang tính chất chiến lược của mỗi quốc gia Ngành dầu khí nước ta tuy còn 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 Việt Nam, chiếm tỷ lệ khoảng 30% tổng giá trị xuất khẩu của cả nước Đến nay ngành dầu khí đã tự khẳng định mình là một ngành công nghiệp mũi nhọn trong công cuộc công 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 dựng các công trình dầu khí

Những cột mốc đáng ghi nhớ đó là sự ra đời của XNLD Vietsovpetro vào ngày 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 tìm kiếm 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 1997 lên 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 toàn ngành XNLD Vietsovpetro đã trở thành con chim đầu đàn của Tập đoàn dầu khí Việt 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 thời gian 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 áp suất 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 thiết nhằm 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 bằng gaslift đã và đang được đưa vào áp dụng tại mỏ Bạch Hổ mặc dù với chi phí xây dựng cơ bản ban đầu lớn, nhưng hiệu quả của nó mang lại lớn hơn nhiều so với các phương 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 điều khiển 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 nỗ lực 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 tránh khỏi những sai sót, vậy em rất mong nhận được sự đóng góp ý kiến, phê bình của các 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 giáo trong bộ môn, XNLD Vietsovpetro và các bạn đồng nghiệp đã giúp đỡ em hoàn thành 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”

kỹ thuật, xí nghiệp xây lắp, viện dầu khí, trường kỹ thuật nghiệp vụ và bộ máy điều hành 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, trầm tích Oligoxen và đá móng nứt nẻ Dựa vào cấu trúc địa chất, các dạng thân dầu, tính chất dầu và các đặc trưng nhiệt độ, áp suất vỉa trên mỏ đã chia ra làm bốn phức hệ

chứa dầu được phân cách nhau bởi các tập sét chắn khu vực dày Trong trầm tích chứa 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 24 thuộc điệp Bạch Hổ, phụ thống Mioxen hạ Trầm tích phức hệ này phân bố trên khắp diện tích khu mỏ, và trên các vùng lân cận ngoài phạm vi mỏ nó được phủ đều, chúng được liên kết một cách chắc chắn trong các lát cắt của tất cả các giếng khoan 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 bao quanh phía ngoài Áp suất vỉa tương ứng với áp suất thủy tĩnh Thành phần dầu của tầng này khác với thành phần dầu của tầng dưới, khả năng chứa dầu phân bố cả ở vòm 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 thuộc điệp Trà Tân, phụ thống Oligoxen thượng Trầm tích của các tầng này được phân biệt bởi sự thay đổi mạnh tướng đá Đá chứa phát triển chủ yếu ở rìa phía Bắc và cánh phía Đông của vòm Bắc Đặc trưng của phức hệ này là áp suất vỉa cao dị thường 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 thuộc điệp Trà Cú, phụ thống Oligoxen hạ Các tầng sản phẩm này là cát kết phát triển trên toàn bộ diện tích của vòm Bắc tạo thành thân dầu thống nhất dạng vòm vỉa khối 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 đôi chút so với áp suất thủy tĩnh Hệ số dị thường không vượt quá 1,2 at/100m Tính chất 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 và granodiorit Khả năng di dưỡng của đá được hình thành do có độ nứt nẻ và hang hốc thông nhau bằng các khe nứt và sự giãn tách Thân dầu trong phức hệ này có dạng 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 chứa một loại dầu có cùng nguồn gốc và có thể tạo thành một thân dầu thống nhất dạng

vỉa 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

 Theo các cửa sổ trầm tích là vùng không có sét làm vách ngăn cách giữa các vỉa

đá chứa

Khả năng chứa dầu của đá móng là do hang hốc nứt nẻ Đại đa số mẫu lõi chỉ đại diện cho phần rắn chắc khung đá, và thường chỉ cho những giá trị độ rỗng trong khoảng một vài phần trăm Tuy nhiên, địa vật lý giếng khoan nghiên cứu những khoảng lớn hơn rất nhiều, trong đó có các đới hang hốc và nứt nẻ không được nghiên cứu bằng mẫu lõi Theo tài liệu đã xác định được những khoảng với độ rỗng rất cao tới 18,5%; còn độ rỗng trung bình cho chiều dày hiệu dụng là 4,3% Khi tính trữ lượng, độ rỗng được biện luận cho chiều dày chung của móng với những giá trị sau: 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 các khoáng vật tha sinh là thạch anh, chiếm từ 75 – 90%, sét 10 – 20% Ngoài ra, còn có các khoáng vật phụ khác như sắt, cacbonat…tạo thành những lớp sét mỏng xen giữa các lớp cát trong vỉa

1.2.2 Chiều dày:

Đá chứa sản phẩm tầng Oligoxen chỉ phát triển trên phạm vi vòm Bắc, bị vát mỏng ở cánh Tây của vòm, trên vòm Trung tâm Tại khu vòm Bắc, chiều dày đá chứa thay đổi từ 35 – 282m, trung bình 149m với hệ số biến đổi 0,41 Chiều dày hiệu dụng trung bình là 7,5m với hệ số biến đổi 0,71 Mức phân lớp trung bình của tầng rất cao 10,8; hơn nữa một vài giếng khoan riêng biệt xác định được 18 – 20 vỉa cát, hệ số cát trung bình là 0,39 với hệ số biến đổi tương đối nhỏ 0,29 Hệ số biến đổi chiều dày của tầng chứa dầu là 0,71 Liên kết tỉ mỉ các lát cắt các giếng khoan gặp 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 cát kết có tính di dưỡng kém Những giếng khoan ở dưới này cho thấy rõ những dấu hiệu 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 chính là: 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 trên toàn diện tích của đá di dưỡng và thân dầu trên các tầng Oligoxen hạ Đá tầng chứa Oligoxen hạ không có tính thống nhất về địa chất, chưa phát hiện ranh giới dầu nước Theo số liệu địa vật lý giếng khoan, tại độ sâu tuyệt đối 4348m chiều dày lớn nhất nhận được dòng dầu lưu lượng cao là 4121m (giếng khoan 12) theo vạch ranh giới trữ lượng cấp C1.

1.2.4 Tính di dưỡng:

Các tầng sản phẩm mỏ Bạch Hổ được đánh giá theo nghiên cứu mẫu lõi trong phòng thí nghiệm theo kết quả đo địa vật lý giếng khoan và nghiên cứu thủy động lực Nghiên cứu mẫu lõi trong phòng thí nghiệm để xác định độ rỗng, độ thấm, độ bão hòa nước được tiến hành theo phương pháp chuẩn Xử lý số liệu của nghiên cứu thủy động lực để xác định độ thấm được thực hiện cùng với việc sử dụng 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 liệu địa vật lý giếng khoan Giá trị trung bình dùng để tính trữ lượng bằng 20% rất phù hợp với phân tích mẫu lõi cũng như số liệu địa vật lý giếng khoan Độ bão hòa dầu trung bình của đá chứa bằng 57% được biện luận theo kết quả thí nghiệm và đo địa vật lý giếng khoan

Sản phẩm tầng 23 vòm Trung tâm thực tế có độ rỗng và độ bão hòa dầu trùng 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 hòa dầu cao hơn 68%

Bảng 1.1: Các thông số vật lý của vỉa

So sánh đặc tính không đồng nhất (hệ số phân lớp, hệ số cát) của các đối tượng khai thác, thấy rằng trầm tích tầng chứa Oligoxen hạ thuộc đối tượng không đồng nhất hơn (có hệ số phân lớp 10,8 và hệ số cát 0,39)

Hệ số nén của dầu (10-4/MPa) 18.43 19.52 20.86 25.30

Hệ số hòa tan của khí trong dầu (10

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 đá móng trồi lên thì nhiệt độ cao hơn, ngược lại giếng nào nằm ở vùng đá móng trụt xuống 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 trụt xuống – 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 ở 3100m, GDN có giá trị trong khoảng 5 – 4 ºC/100m Các lớp phủ gặp đá móng ở sâu hơn (3500m) thì từ 4 – 3,8 ºC/100m Tại vòm Bắc, các lớp phủ nằm ở độ sâu 2800m xuống gặp đá móng ở độ sâu từ 3500 – 3700m, GDN thay đổi từ 5 – 3,5 ºC/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 rằng GDN có giá trị không đổi với toàn khối Do ảnh hưởng của lớp phủ Mioxen và Oligoxen, và do vị trí của mỗi vòm khác nhau cho nên nhiệt độ các vùng ở trên mặt móng khác nhau Nhưng sau khi đi vào đá móng ở một độ sâu nào đó (có thể chọn 4300m – 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 lớp chuyển tiếp này được xác định là khoảng 200m

Kết quả nghiên cứu cho phép xác định được giá trị GDN của đá móng là khoảng 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 tầng Mioxen hạ khá gần nhau Tuy nhiên, có sự chênh lệch khá lớn ở tầng Oligoxen thượng 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:

Bảng 1.3: Các nhóm dầu của mỏ Bạch Hổ

Trong nhóm I sự khác biệt giữa dầu Mioxen dưới vòm Trung tâm Oligoxen trên được nhận biết bởi thành phần khí hòa tan Khi tách dầu từ Mioxen trên và hàm lượng nước dị thường (4,28 - 14,81 mol) còn khí tách dầu từ Mioxen dưới vòm Trung tâm chứa trong thành phần propan, butan, pentan và lớn hơn Trong nhóm III dầu 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 III tương tự như dầu Oligoxen dưới Trên cơ sở các mô hình thực nghiệm có thể khẳng định rằng: đối với dầu đá móng, sự thay đổi nhiệt độ ít gây ảnh hưởng đến áp suất bão 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 2 nhóm:

Số Đối tượng

Các thông số

Áp suất bão hòa(Mpa.s)

Tỷ suấtkhí dầu(m3/t)

Hệ sốthể tíchB

Độ nhớt dầu vỉa (MPa.s)

Tỷ trọngdầu vỉa

134 ÷ 147 1,39 ÷

1,41

0,88 ÷ 1,16

0,696 ÷ 0,710III Oligoxen

dưới và móng

19,5 ÷ 24,7

160 ÷ 209 1,46 ÷

1,59

0,38 ÷ 0,48

0,634 ÷ 0,668

+ 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 không nên sử dụng dầu tách có tỷ trọng 833,6kg/m3 và phân tử lượng 251,15g/mol

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

là 865kg/m3 và phân tử lượng là 300g/mol cho Oligoxen trên và Mioxen dưới Sự cho phép kể trên dựa trên cơ sở về sự giống nhau của các giá trị trọng lượng riêng dầu 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 chúng lượng C2+ là 22,7 ÷ 39% Theo chiều từ Mioxen đến đá móng độ béo của khí giảm dần, đồng thời các giá trị của C2+ lớn hơn ở các tầng Oligoxen trên, dưới và Mioxen vòm Bắc rất nhiều (gần 39%) Khí thuộc loại không chứa Lưu huỳnh và hàm 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 thuộc loại 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: nước Canxiclorua (CaCl2) và nước Natrihydrocarbonat (NaHCO3) Đặc điểm của loại nước NaHCO3 là có độ khoáng hóa thấp (6,64g/l) chỉ nhận biết trong vòm Bắc,

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

140180130130130130160120130

nước vòm Nam thuộc loại CaCl2 có độ khoáng hóa cao hơn (16g/l), đồng thời độ khoáng hóa gia tăng theo hướng Tây – Nam Nước thuộc trầm tích Oligoxen hạ được lấy từ vỉa lăng kính nằm trên các tầng sản phẩm thuộc loại NaHCO3 có độ khoáng hóa thấp hơn (5,4g/l).

Thành phần khí hòa tan trong nước khác với thành phần khí hòa tan ở trong dầu ở chỗ có hàm lượng Metan (CH4) cao hơn Lượng cấu tử Carbon của khí hòa 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 đẩy dầu bằng tác nhân (nước) Đặc trưng quá trình đẩy dầu bao gồm: hệ số đẩy dầu, hàm lượng nước dư, dầu dư, các giá trị của độ thấm pha tương đối của nước, dầu tương 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 mỏ dầu 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 của các đối tượng khai thác và sự thay đổi tính chất vật lý, hóa học cũng như thủy động lực 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 sở nghiên cứu các đặc thù địa chất của toàn khu mỏ, các tính toán thủy động lực học và các luận chứng kinh tế Để tìm ra các đối tượng có triển vọng cao hơn, đảm bảo hơn trong 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 đã phân tích mỏ Bạch Hổ ra thành các đối tượng khai thác khác nhau, được đánh số thứ 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 Các tầng này phân bố trên toàn bộ diện tích mỏ Gồm các thân dầu cả ở vòm Bắc và vòm 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 nằm ngoài biên.

Bề dày trung bình chứa dầu là 160m, tầng 23 là tầng chính, tầng 24 là tầng phụ Độ rỗng 19 – 22%, độ thấm 30 – 80mD, độ bão hòa dầu 57% Vỉa chia thành nhiều lớp, hệ số cát trung bình 0,35 – 0,45; chiều dày hiệu dụng 8 – 11m Áp suất ban 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 Tân tuổi Oligoxen thượng, có thành phần là cát kết, bột kết Đặc điểm cơ bản của đá chứa 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 cao nhưng dự trữ năng lượng vỉa không lớn Chiều dày trung bình tầng chứa dầu là 700m

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 ở vùng 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 kín riêng biệt Chiều dày trung bình tầng chứa là 1047m, ranh giới tiếp xúc dầu nước chưa được phát hiện

Độ rỗng thấp 12 – 14%, độ thấm nhỏ 20 – 30mD, hệ số cát thấp 0,3 – 0,4; độ bão hòa dầu 65%, chiều dày hiệu dụng bão hòa dầu 40 – 50m Áp suất vỉa tương đương áp suất thủy tĩnh Gradient địa nhiệt 3,4 – 3,5 ºC/100m Đặc tính collector thay đổi lớn, vát nhọn về phía Tây, Tây – Nam theo đới nâng cao của móng Về phía 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 hang hốc, nứt nẻ Chiều dày tầng chứa dầu hơn 960m và tối đa là 1600m, chưa phát hiện ranh giới tiếp xúc dầu nước Chiều dày hiệu dụng bão hòa dầu là 300 – 400m, độ bão hòa dầu 85%, độ rỗng 1 – 3%, độ thấm trung bình 100 – 150mD Gradient địa nhiệt 2,25 – 2,5 ºC/100m Áp suất vỉa ban đầu đạt 41,7 MPa; tầng này không có dị thường 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 ở tầng 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 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.

2.2.1.2 Ưu điểm:

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

 Hệ thống cấu tạo cơ học tương đối đơn giản

 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

 Quá trình vận hành đơn giản hiệu quả

 Ứng dụng với giếng có lưu lượng nhỏ và khai thác ở nhiều tầng sản phẩm, ở áp suất thấp, nhiệt độ và độ nhớt cao

2.2.1.3 Nhược điểm:

 Phải lắp đặt ở vị trí trung tâm của giếng

 Hệ thống bơm piston cần nặng cồng kềnh đối với việc khai thác dầu khí trên biển

 Rất nhạy cảm với trường hợp có parafin

 Không thể sơn phủ bên trong ống khai thác một lớp chống ăn mòn

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 vỉa sản 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 Do điều kiện khai thác trên biển bằng giàn cố định hay giàn tự nâng có diện tích sử dụng nhỏ nếu áp dụng phương pháp này sẽ có nhiều điểm hạn chế so với các phương pháp khai tác cơ học khác Phương pháp này không được áp dụng ở mỏ Bạch 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 bơm thuỷ lực ngầm chính: Bơm đẩy thuỷ lực ngầm và bơm phun tia

 Bơm đẩy thuỷ lực ngầm làm việc bằng động cơ piston thuỷ lực được nối với piston của bản thân máy bơm Dòng chất lỏng mang năng lượng (dầu hoặc nước) được bơm xuống từ mặt đất theo không gian giữa cột ống khai thác và ống chống khai thác cung cấp năng lượng cho máy bơm, sau đó dòng chất lỏng mang năng lượng cùng với dòng sản phẩm từ giếng được đẩy lên bề mặt

 Bơm tia hoạt động nhờ vào sự biến đổi các dạng năng lượng từ áp suất sang vận tốc và ngược lại Dòng chất lỏng mang năng lượng cao (áp suất cao) được bơm xuống 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 chất lỏng có vận tốc lớn nhưng áp suất nhỏ này tiếp tục đẩy dòng sản phẩm khai thác cùng đi vào bộ phận phân ly và sau đó cùng đi lên bề mặt theo khoảng không giữa ống chống khai thác và ống khai thác.

2.2.2.2 Ưu điểm:

 Không cần lắp đặt tại vị trí trung tâm giếng

 Không bị ảnh hưởng do giếng khoan bị lệch

 Dễ dàng thay đổi vận tốc cho phù hợp với lưu lượng giếng

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

 Có thể khai thác nhiều tầng sản phẩm cùng một lúc và áp dụng khai thác trên biển

 Hệ thống khép kín đã hạn chế được sự ăn mòn

 Dễ dàng chọn chế độ bơm theo chu kỳ với thời gian định sẵn

 Các hoá phẩm chống lắng đọng hay chống ăn mòn có thể bơm xuống cùng với 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, khi sửa chữa phải dùng hệ thống cơ học chuyên dụng

 Giá thành vận hành thường cao hơn dự tính

 Mất an toàn do áp suất vận hành trên bề mặt cao

 Đòi hỏi đội ngũ công nhân vận hành lành nghề hơn so với máy bơm ly tâm ngầm hay Gaslift vì vận tốc máy bơm cần hiệu chỉnh thường xuyên và không cho 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 đất liền 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 vừa và trung bình, thường đạt 100 m3/ngđ Các vùng mỏ kế cận có độ sâu tầng sản phẩm từ 1500 ÷ 2500m, thân giếng có độ nghiêng trung bình từ 20 ÷ 300 Phương pháp 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 lượng điện được cung cấp từ máy biến thế trên mặt đất theo cáp truyền xuống mô tơ điện đặt 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 bánh công tác sẽ bị đẩy theo các hướng của cánh Rôto đập vào cánh tĩnh (Stato) có chiều ngược lại, tạo ra sự tăng áp đẩy dầu chuyển động lên tầng trên Cứ như vậy dầu khi qua 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 các thành phần chính: Động cơ điện ba pha, thiết bị bảo vệ động cơ, thiết bị tách khí kiểu ly tâm, máy bơm, cáp tải điện năng và các thiết bị chuyên dùng trên bề mặt như đầu giếng, trạm điều khiển, trạm biến thế.

2.2.3.2 Ưu điểm:

 Có thể khai thác với lưu lượng lớn

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

 Chi phí đầu tư ban đầu thấp hơn phương pháp Gaslift

 Thuận lợi trong khai thác các giếng có độ ngậm nước cao (lớn hơn 80%) và yếu tố khí thấp, nhất là trong giai đoạn khai thác thứ cấp

 Không gian dành cho thiết bị ít hơn so với các phương pháp khác, phù hợp khai thác ngoài khơi

 Nguồn năng lượng điện cung cấp cho các máy bơm là nguồn điện cao thế hoặc được tạo ra nhờ động cơ điện

 Áp dụng trong giai đoạn cuối của quá trình khai thác áp suất vỉa rất thấp để hút cạn 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:

 Không tận dụng được nguồn năng lượng tự nhiên (khí đồng hành)

 Hàm lượng tạp chất ảnh hưởng lớn đến hoạt động của máy bơm

 Kém hiệu quả trong những giếng có yếu tố khí cao hệ số sản phẩm thấp, nhiệt 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

 Thực tế không khai thác được giếng có lưu lượng thấp hơn 21m3/ngđ đối với giếng sâu 2500m

 Do bị giới hạn bởi đường kính ống chống khai thác nên không thể khai thác các giếng có sản lượng lớn hơn 700m3/ngđ ở độ sâu 2400m đối với máy bơm có

trục nhỏ và không lớn hơn 100m3/ngđ đối với máy bơm có đường kính lớn từ các giếng có đường kính ống chống khai thác 168mm.

 Lưu lượng giảm nhanh theo chiều sâu lắp đặt, thường khai thác ở độ sâu nhỏ hơn 4000m

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

 Khó điều chỉnh được lưu lượng khai thác

2.2.3.4 Phạm vi ứng dụng:

Phương pháp này tương đối phổ biến vì cấu trúc thiết bị và hệ thống khai thác đơn giản, máy làm việc dễ dàng có khả năng thu được lượng dầu tương đối lớn đến hàng trăm tấn/ngđ Loại máy bơm này rất thuận lợi khi khai thác dầu ở những vỉa có tỷ số dầu thấp, nhiệt độ vỉa dưới 2500F Đặc biệt hiệu quả trong những giếng khai 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 sử dụng trong những giếng có nhiệt độ lên tới 3500F, khắc phục những giếng có tỷ lệ khí dầu cao, bằng cách lắp đặt thiết bị tách khí đặc biệt Các chất ăn mòn gây hư hỏng như H2O, CO2 có thể khắc phục nhờ các vật liệu đặc biệt phủ bên ngoài Phương pháp này hiện đang được áp dụng tại một số giếng ở mỏ Bạch Hổ và Mỏ Rồng

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 nén cao 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 làm giảm trọng lượng riêng của sản phẩm khai thác, dẫn đến giảm áp suất đáy và tạo nên 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 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

2.2.4.2 Ưu điểm:

 Có thể đưa ngay giếng vào khai thác khi giai đoạn tự phun hiệu quả thấp

 Phương pháp này có thể áp dụng với giếng có độ sâu và độ nghiêng lớn

 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 ở những giếng có nhiệt độ cao và hàm lượng parafin lớn, giếng

có cát và có tính ăn mòn cao

 Khảo sát và xử lý giếng thuận lợi, không cần kéo cột ống nâng lên và có thể đưa dụng cụ qua nó để khảo sát.

 Sử dụng triệt để khí đồng hành

 Ít gây ô nhiểm môi trường

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

 Giới hạn đường kính ống chống khai thác không ảnh hưởng đến sản lượng khai thác khi dùng phương pháp gaslift

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

2.2.4.3 Nhược điểm:

 Đầu tư cơ bản ban đầu rất cao so với phương pháp khác

 Năng lượng sử dụng để khai thác một tấn sản phẩm cao hơn so với các phương pháp khác

 Không tạo được chênh áp lớn nhất để hút cạn dòng dầu trong vỉa ở giai đoạn cuối của quá trình khai thác

 Nguồn cung cấp năng lượng khí phải lớn đủ cho toàn bộ đời mỏ

 Chi phí vận hành và bảo dưỡng trạm khí nén cao Đòi hỏi đội ngũ công nhân vận hành và công nhân cơ khí lành nghề

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

 Khai thác bằng gaslift định kỳ

 Phương pháp khai thác bằng gaslift liên tục:

 Gaslift liên tục được áp dụng cho những giếng có khả năng khai thác lớn, tỷ số khí cao, lưu lượng có thể nhỏ, nhiệt độ vỉa cao

 Khí nén ép vào giếng với lưu lượng ổn định, hạn chế các phức tạp cho toàn hệ thống

 Phương pháp khai thác bằng gaslift định kỳ:

Khi khai thác bằng phương pháp gaslift đến một giai đoạn nào đó khi mà áp suất vỉa giảm, kéo theo mực chất lỏng trong giếng hạ thấp (tức là độ ngập chìm

tương 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 liên tục 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 chuyển sang khai thác bằng phương pháp gaslift chu kỳ.

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

 Khả năng áp dụng của phương pháp khai thác gaslift chu kỳ:

 Đối với giếng có hệ số sản phẩm thấp

 Đối với giếng sâu và mực chất lỏng thấp

 Đối với giếng có lưu lượng khai thác nhỏ

 Đối với giếng có áp suất đáy thấp nhưng hệ số sản phẩm cao

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 khả năng hiệu quả áp dụng các phương pháp khai thác cơ học theo bảng 2.1 ta có thể thấy 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 đất liền 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 khai thác, chúng ta cần áp dụng các phương pháp khai thác khác nhau, nhằm gia tăng sản lượng 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 ở trên ta nhận thấy rằng một số hạn chế của phương pháp này có thể khắc phục bằng phương pháp khác Nhưng điều này không toàn diện vì bản thân ưu và nhược điểm của các phương pháp trên không thể bù trừ nhau Để có cơ sở lựa chọn phương pháp khả thi và hiệu quả nhất đối với điều kiện mỏ Bạch Hổ cần phải xét đến các yếu tố sau:

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

 Tính chất colectơ của đá chứa

 Điều kiện địa chất của mỏ tiến hành khai thác

 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

 Đánh giá hiệu quả kinh tế kỹ thuật thông qua các thí nghiệm trên mỏ

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: Với các 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 khai thác lại lớn, nên giải pháp khai thác bẳng máy bơm piston thuỷ lực là kém hiệu quả đối với mỏ Bạch Hổ

Năm 1998 Viện nghiên cứu khoa học và thiết kế dầu khí biển của xí nghiệp liên 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 thấy khả năng sử dụng máy bơm thuỷ lực khi khai thác giếng có lưu lượng 30 ÷

50m3/ngđ và sản phẩm khai thác có độ ngâm nước cao là không hiệu quả Các lần thử nghiệm máy bơm thuỷ lực đã chỉ ra hàng loạt nhược điểm về đặc tính kỹ thuật của 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 máy bơm ly tâm điện chìm với mục đích xác định phạm vi sử dụng của máy bơm đối với dầu có yếu tố khí cao Kết quả thử nghiệm như sau :

 55% hỏng hóc của máy bơm ly tâm điện ngầm xảy ra ở phần điện trong đó có 35% hỏng là do đường dây điện bị trầy xước trong khi thả máy bơm xuống giếng nghiêng và sâu

 75% máy bơm ly tâm điện ngầm làm việc trong điều kiện có hệ số làm việc tối ưu

 Chu kỳ giữa hai lần sửa chữa giếng khai thác bằng máy bơm ly tâm điên ngầm 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 luôn gần 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 khăn trong việc thả máy bơm Hệ thống bảo vệ dây cáp bị xây xát trong quá trình thả hoặc 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 thác là 168mm Với đường kính đó nếu lưu lượng khai thác nhỏ hơn 200m3/ngđ thì có thể sử dụng máy bơm ly tâm điện ngầm, đối với các giếng có độ sâu 3500m và không thể sử dụng máy bơm ly tâm điện ngầm để khai thác với sản lượng lớn hơn 300T/ngđ Vì đường kính ống khai thác nhỏ

Từ những vấn đề thực tế trên: Với bơm piston không sử dụng do hàm lượng khí trong dầu cao Bơm ly tâm điện chìm làm việc kém hiệu quả không phù hợp với điều kiện tại mỏ Bạch Hổ Kết hợp với điều kiện cụ thể của các giếng dầu trên mỏ Bạch 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 dùng cho 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 Phương pháp 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 công nghệ mà còn về mặt kinh tế Với các trang thiết bị hiện đại rất phù hợp phương pháp khai thác này đã hứa hẹn mang lại hiệu quả cao hơn các phương pháp khai thác 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 nước thủy động cao Vậy các điều kiện đó đảm bảo cho giếng có thể khai thác bằng phương 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

bằng cơ học

Điều kiện khai thác Nguyên lý truyền động

Bằng cần Bằng thuỷ

lực

Bằng điện Bằng khí

MB cần kéo

Loại guồng xoắn

Piston thuỷ lực ngầm

Loại phun tia

Loại bơm ly tâm

Loại xoắn GasliftNgoài khơi Trung

bình

Trung bình Tốt Tốt Khá Khá Khá

Một nhóm giếng Trung

bình

Độ sâu giếng lớn T bình Trung

bình

Áp suất vỉa thấp Tốt Khá Tốt T bình Khá Khá T bìnhNhiệt độ vỉa cao Khá Xấu Khá Tốt Xấu Xấu TốtSản phẩm có độ nhớt

cao

Trung bình

bìnhSản phẩm có độ ăn

mòn cao

Trung bình

Trung bình

Tốt Tốt Xấu Tốt Trung

bìnhSản phẩm có chứa

cát

Trung bình

Trung bình

Tốt Tốt Xấu Trung

Trung bình

Khá Khá Trung

bình

Trung bình

Xấu

Yếu tố khí dầu cao Trung

bình

Trung bình

Trung bình

Khá Xấu Trung

bình

Khá

Thay đổi sản lượng

và chuyển sang khai

thác định kỳ

Trung bình

Khá Tốt Xấu Trung

Tốt Trung

bình

Trung bình

Trung bình

Tốt Trung

bình

Trung bình

Tốt

Mục đích áp dụng giải pháp cơ học là nhằm bổ sung thêm năng lượng bên ngoài 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 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 của giếng đi lên theo trong dãy OKT thứ nhất (hình 3.1) Mực chất lỏng trong giếng cách miệng giếng một khoảng h0 gọi là mực tĩnh Chiều sâu mà OKT nhúng chìm trong chất lỏng gọi là chiều sâu nhúng chìm (hình 3.1.a) Nén khí vào khoảng không vành xuyến giữa OKT thứ nhất và OKT thứ hai, áp suất khí tăng dần, mực chất lỏng giữa 2 dãy OKT giảm dần Một phần chất lỏng dâng lên trong OKT thứ nhất, phần nữa dâng lên theo khoảng không vành xuyến giữa OKT thứ hai và ống chống khai thác, phần nữa đi ngược vào vỉa (hình 3.1.b) Cho đến khi khí bắt đầu xâm nhập vào trong OKT thứ nhất, tại thời điểm đó áp suất khí nén đạt giá trị lớn

nhất Pk.max (giá trị đó gọi là áp suất khởi động) Chiều cao mực chất lỏng giữa ống thứ 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 trong OKT thứ nhất làm nhẹ cột chất lỏng dẫn đến áp suất khí (Pk) giảm dần, khi đó mực chất lỏng ngoài ống thứ hai bắt đầu hạ xuống, đồng thời áp suất đáy giếng cũng giảm 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 và quá trình khai thác đã được thực hiện, chiều sâu từ miệng giếng đến mực chất lỏng ngoài 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 đặt trong giếng, để thực hiện dẫn dòng khí bơm ép có áp suất cao và đưa dòng sản phẩm dầu khí lên mặt đất, đồng thời đảm bảo độ an toàn, cũng như hiệu quả của phương pháp khai thác dầu bằng gaslift, người ta sử dụng nhiều cấu trúc ống khác nhau

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:

 Theo số lượng cột ống thả vào giếng:

 Loại cấu trúc một cột ống

 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 cột ống 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 sẽ nằm sát đáy ống nâng Hiện nay kiểu cấu trúc này được áp dụng phổ biến trên thế giới và mỏ Bạch Hổ

 Ưu điểm:

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

 Tiết kiệm chi phí

 Dễ dàng nâng cát và vật cứng ở đáy giếng lên mặt đất, dễ xử lý khi có parafin lắng đọng

 Nhược điểm:

 Áp suất khởi động lớn (so với chế độ trung tâm)

 Áp suất đáy giếng Pđ giảm đột ngột khi khởi động và dừng nén khí, làm hư vùng cận đáy giếng và tạo nút cát lấp ống lọc Để khắc phục nhược điểm này nhười ta lắp đặt van gaslift khởi động và đặt paker

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

 Cấu trúc 2 cột ống thông thường: Khí nén được bơm vào vùng không gian vành xuyến giữa ống bơm ép và ống nâng Sản phẩm khai thác sẽ theo ống nâng lên mặt đất

 Cấu trúc 2 ống đặc biệt: Trong hệ thống này, cột ống bơm ép được phân bậc Phía dưới là ống có đường kính nhỏ, còn phần trên cột ống có đường kính lớn

 Ưu điểm:

 Giá thành rẻ

 Khả năng vét cát từ đáy giếng lên miệng giếng tốt hơn

 Giảm được sự tiêu hao năng lượng.

 Nhược điểm:

 Không thể tăng thêm độ ngập sâu của ống nâng bằng cách thả ống nâng sâu thêm do đường kính ngoài của ống nâng lớn hơn đường kính ống bơm ép Để giải quyết vấn đề này bắt buộc phải kéo toàn bộ hai loại ống lên, sau đó tăng độ dài của đoạn ống bơm ép có đường kính lớn, rồi lại thả vào giếng Quá trình tiến hành 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 bề mặt theo khoảng không gian vành xuyến giữa ống nâng và ống chống khai thác đến

hệ thống thu gom và xử lý

 Ưu điểm:

 Giảm được áp suất khởi động

 Nhược điểm:

 Giảm độ bền của ống chống và ống khai thác

 Do sản phẩm đi lên theo khoảng không vành xuyến sẽ làm mòn các đầu nối có chứa 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 thành ống

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

 Khi sản phẩm khai thác có chứa nhiều parafin, parafin sẽ bám dần lên thành ống chống khai thác và sửa chữa lại giếng vì không thể sử dụng các phương pháp cơ học thông 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 theo việc trang bị paker và van ngược trong hệ thống mà chia ra 3 trạng thái cấu trúc cơ bản sau:

 Hệ thống khai thác dạng mở: Không trang bị paker và van một chiều Được áp dụng khi khai thác bằng phương pháp gaslift liên tục

 Hệ thống ống khai thác dạng đóng: Trang bị paker và van một chiều Được áp dụng khi khai thác bằng gaslift định kỳ

 Hệ thống ống khai thác dạng bán đóng: Trang bị paker và không trang bị van một 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 ngoài ống nâng hạ xuống Phần lớn chất lỏng dâng lên ở trong cột ống nâng và khoảng không 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 sẽ tăng 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 Tỷ trọng chất lỏng trong ống nâng sẽ giảm xuống, do vậy mà chất lỏng trộn khí sẽ được nâng lên mặt đất và đưa đến hệ thống thu gom xử lý Tại thời điểm khí bắt đầu vào ống nâng áp suất nén khí sẽ giảm và khi đến gần miệng ống nâng, hổn hợp chất lỏng khí có năng lượng lớn hơn sẽ đẩy cột chất lỏng trên nó ra khỏi ống nâng làm cho áp suất ở đế ống nâng giảm đột ngột xuống giá trị thấp nhất Sau đó áp suất tăng dần đến giá trị nhất định và không đổi trong suốt quá trình khai thác, áp suất tại thời 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 áp suất mở của van 1 mà van này có thể mở (khi áp suất thủy tĩnh tại van lớn hơn áp suất đặt van) hoặc đóng (khi áp suất thủy tĩnh tại van nhỏ hơn áp suất đặt van) Các van 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 giống nhau 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 ngoài vùng 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 đổi trong 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 cho phép khí đi vào trong cần và nâng cột chất lỏng từ van 1 lên miệng giếng Áp suất miệng giếng tăng lên và áp suất ngoài vùng vành xuyến giảm nhẹ (hình 3.5) Tất cả các 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