THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU KHÍ BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT LIÊN TỤC CHO GIẾNG BH22 MỎ BẠCH HỔ

Mục Lục Mục Lục Danh mục các hình vẽ trong đồ án Danh mục các bảng biểu trong đồ án Lời nói đầu 9 CHƯƠNG 1: KHÁI QUÁT ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ. 10 1.1. Đặc điểm địa lý tự nhiên: 10 1.2. Đặc điểm địa chất : 11 1.3. Đặc điểm cơ bản của vỉa sản phẩm và các chất lưu. 14 1.3.1. Đặc điểm cơ bản của vỉa sản phẩm : 14 1.3.2. Đặc điểm cơ bản của các chất lưu. 17 1.3.3. Nhiệt độ và gradient địa nhiệt. 20 CHƯƠNG 2: SƠ LƯỢC VỀ CÁC PHƯƠNG PHÁPCƠ HỌC KHAI THÁC DẦU 21 2.1. Các phương pháp khai thác cơ học phổ biến. 21 2.2. Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm piston cần và máy bơm guồng xoắn: 21 2.3. Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm : 22 2.4. Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm điện ly tâm điện ngầm: 24 2.5. Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift : 25 CHƯƠNG 3: CƠ SỞ LÝ THUYẾT KHAI THÁC DẦU BẰNG GASLIFT 33 3.1. Sơ đồ nguyên lý cấu trúc hệ thống cột ống khai thác bằng gaslift. 33 3.2. Tính toán đường kính và chiều dài cột ống khai thác cho giếng thiết kế. 35 3.2.1. Tính toán cột ống nâng khi khống chế lưu lượng khai thác: 35 3.2.2. Tính toán cột ống nâng khi không khống chế lưu lượng khai thác: 36 3.3. Phương pháp tính toán chiều sâu đặt van gaslift. 37 3.4. Phương pháp tính áp suất khởi động. 39 4.5. Các phương pháp làm giảm áp suất khởi động. 42 3.6. Trình tự khởi động giếng khai thác bằng gaslift. 44 CHƯƠNG 4 : HỆ THỐNG THIẾT BỊ VÀ NGUYÊN LÝ VẬN HÀNH KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT LIÊN TỤC. 46 4.1. Thiết bị lòng giếng. 46 4.1.1. Phễu định hướng. 46 4.1.2. Nhippen. 46 4.1.3. Ống đục lỗ. 46 4.1.4. Van cắt. 47 4.1.5. Paker. 47 4.1.6. Thiết bị bù trừ nhiệt. 49 4.1.7. Van tuần hoàn. 50 4.1.8. Mandrel. 51 4.1.9. Van an toàn sâu. 51 4.1.10. Van gaslift. 52 4.2. Thiết bị miệng giếng. 59 4.3. Hệ thống thu gom xử lý. 63 4.3.1. Chức năng nhiệm vụ. 63 4.3.2. Nguyên lý làm việc của hệ thống thu gom và xử lý dầu………..…63 4.3.3. Các loại bình tách ………………………………………………....64 4.4. Quá trình khởi động giếng gaslift 66 4.5. Khảo sát giếng khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift 71 4.5.1. Phương pháp thay đổi áp suất. 71 4.5.2. Phương pháp thay đổi lưu lượng khí. 72 CHƯƠNG 5: TÍNH TOÁN THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO GIẾNG BH22 Ở MỎ BẠCH HỔ 73 5.1. Các thông số của giếng thiết kế. 73 5.2. Tính toán cột ống nâng cho giếng thiết kế. 74 5.2.1. Xác định chiều dài cột ống nâng L. 74 5.2.2. Xác định đường kính cột ống nâng. 75 5.3. Xây dựng biểu đồ xác định độ sâu đặt van gaslift. 75 5.3.1. Xây dựng đường cong phân bố áp suất lỏng khí (GLR) trong cột ống nâng (đường số 1). 76 5.3.2. Xây dựng đường phân bố áp suất thuỷ tĩnh (đường số 2). 76 5.3.3. Xây dựng đường phân bố áp suất khí nén ngoài cần (đường số 3). 77 5.3.4. Xây dựng đường gradient nhiệt độ của khí nén ngoài cần (đường số 4). 78 5.3.5. Xây dựng đường gradient nhiệt độ chất lỏng trong cần (đường số 5). 78 5.3.6. Các thông số cần thiết cho việc thiết kế lắp đặt van: 78 5.4. Xác định độ sâu đặt van gaslift và các đặc tính của van. 78 5.4.1. Van số 1: 78 5.4.2. Van số 2. 81 5.4.3. Van số 3: 83 5.4.4. Van số 4. 84 5.4.5. Van số 5. 84 5.4.6. Van số 6 85 5.4.7. Van số 7 86 5.4.8. Van số 8 87 CHƯƠNG 6: SỰ CỐ VÀ PHỨC TẠP TRONG KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT. 99 6.1. Sự hình thành nút cát ở đáy giếng khai thác. 99 6.2. Sự lắng đọng parafin trong ống khai thác và đường ống. 100 6.3. Sự tạo thành những nút rỉ sắt trong khoảng không gian vành xuyến 101 6.4. Sự lắng tụ muối trong ống nâng. 102 6.5. Sự tạo thành nhũ tương trong giếng. 102 6.6. Sự cố về thiết bị. 103 6.7. Sự cố về công nghệ. 103 KẾT LUẬN 105 TÀI LIỆU THAM KHẢO

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

PHẠM ĐỨC NHUẬNLỚP: KHOAN – KHAI THÁC K57(VT)

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP

ĐỀ TÀI:

THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU KHÍ BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT

LIÊN TỤC CHO GIẾNG BH-22 MỎ BẠCH HỔ

HÀ NỘI, 6-2017

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

PHẠM ĐỨC NHUẬNLỚP: KHOAN - KHAI THÁC K57 (VT)

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP

ĐỀ TÀI:

THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU KHÍ BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT

LIÊN TỤC CHO GIẾNG BH-22 MỎ BẠCH HỔ

GIÁO VIÊN HƯỚNG DẪN

Th.S DOÃN THỊ TRÂM

GIÁO VIÊN CHẤM

HÀ NỘI, 6-2017

Mục Lục

Mục Lục

Danh mục các hình vẽ trong đồ án

Danh mục các bảng biểu trong đồ án

Lời nói đầu 9

CHƯƠNG 1: KHÁI QUÁT ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ- ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ 10

1.1 Đặc điểm địa lý tự nhiên: 10

1.2 Đặc điểm địa chất : 11

1.3 Đặc điểm cơ bản của vỉa sản phẩm và các chất lưu 14

1.3.1 Đặc điểm cơ bản của vỉa sản phẩm : 14

1.3.2 Đặc điểm cơ bản của các chất lưu 17

1.3.3 Nhiệt độ và gradient địa nhiệt 20

CHƯƠNG 2: SƠ LƯỢC VỀ CÁC PHƯƠNG PHÁP CƠ HỌC KHAI THÁC DẦU 21

2.1 Các phương pháp khai thác cơ học phổ biến 21

2.2 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm piston cần và máy bơm guồng xoắn: 21

2.3 Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm : 22

2.4 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm điện ly tâm điện ngầm: 24

2.5 Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift : 25

CHƯƠNG 3: CƠ SỞ LÝ THUYẾT KHAI THÁC DẦU

BẰNG GASLIFT 33

3.1 Sơ đồ nguyên lý cấu trúc hệ thống cột ống khai thác bằng gaslift 33

3.2 Tính toán đường kính và chiều dài cột ống khai thác cho giếng thiết kế 35

3.2.1 Tính toán cột ống nâng khi khống chế lưu lượng khai thác: 35

3.2.2 Tính toán cột ống nâng khi không khống chế lưu lượng khai thác: 36

3.3 Phương pháp tính toán chiều sâu đặt van gaslift 37

3.4 Phương pháp tính áp suất khởi động 39

4.5 Các phương pháp làm giảm áp suất khởi động 42

3.6 Trình tự khởi động giếng khai thác bằng gaslift 44

CHƯƠNG 4 : HỆ THỐNG THIẾT BỊ VÀ NGUYÊN LÝ VẬN HÀNH KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT LIÊN TỤC 46

4.1 Thiết bị lòng giếng 46

4.1.1 Phễu định hướng 46

4.1.2 Nhippen 46

4.1.3 Ống đục lỗ 46

4.1.4 Van cắt 47

4.1.5 Paker 47

4.1.6 Thiết bị bù trừ nhiệt 49

4.1.7 Van tuần hoàn 50

4.1.8 Mandrel 51

4.1.9 Van an toàn sâu 51

4.1.10 Van gaslift 52

4.2 Thiết bị miệng giếng 59

4.3 Hệ thống thu gom xử lý 63

4.3.1 Chức năng nhiệm vụ 63

4.3.2 Nguyên lý làm việc của hệ thống thu gom và xử lý dầu……… …63

4.3.3 Các loại bình tách ……… 64

4.4 Quá trình khởi động giếng gaslift 66

4.5 Khảo sát giếng khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift 71

4.5.1 Phương pháp thay đổi áp suất 71

4.5.2 Phương pháp thay đổi lưu lượng khí 72

CHƯƠNG 5: TÍNH TOÁN THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO GIẾNG BH-22 Ở MỎ BẠCH HỔ 73

5.1 Các thông số của giếng thiết kế 73

5.2 Tính toán cột ống nâng cho giếng thiết kế 74

5.2.1 Xác định chiều dài cột ống nâng L 74

5.2.2 Xác định đường kính cột ống nâng 75

5.3 Xây dựng biểu đồ xác định độ sâu đặt van gaslift 75

5.3.1 Xây dựng đường cong phân bố áp suất lỏng khí (GLR) trong cột ống nâng (đường số 1) 76

5.3.2 Xây dựng đường phân bố áp suất thuỷ tĩnh (đường số 2) 76

5.3.3 Xây dựng đường phân bố áp suất khí nén ngoài cần (đường số 3) 77

5.3.4 Xây dựng đường gradient nhiệt độ của khí nén ngoài cần (đường số 4) 78

5.3.5 Xây dựng đường gradient nhiệt độ chất lỏng trong cần (đường số 5) 78

5.3.6 Các thông số cần thiết cho việc thiết kế lắp đặt van: 78

5.4 Xác định độ sâu đặt van gaslift và các đặc tính của van 78

5.4.1 Van số 1: 78

5.4.2 Van số 2 81

5.4.3 Van số 3: 83

5.4.4 Van số 4 84

5.4.5 Van số 5 84

5.4.6 Van số 6 85

5.4.7 Van số 7 86

5.4.8 Van số 8 87

CHƯƠNG 6: SỰ CỐ VÀ PHỨC TẠP TRONG KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT 99

6.1 Sự hình thành nút cát ở đáy giếng khai thác 99

6.2 Sự lắng đọng parafin trong ống khai thác và đường ống 100

6.3 Sự tạo thành những nút rỉ sắt trong khoảng không gian vành xuyến 101

6.4 Sự lắng tụ muối trong ống nâng 102

6.5 Sự tạo thành nhũ tương trong giếng 102

6.6 Sự cố về thiết bị 103

6.7 Sự cố về công nghệ 103

KẾT LUẬN 105

TÀI LIỆU THAM KHẢO

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ TRONG ĐỒ ÁN

3 Hình 2.1 Sơ đồ khai thác dầu bằng gaslift 27

6 Hình 3.3 Đồ thị xác định Pđế theo L và Rtối ưu 37

7 Hình 3.4 Sơ đồ nguyên tắc tính toán chiều sâu

15 Hình 4.5 Sơ đồ nguyên lý cấu tạo của van gaslift 54

16 Hình 4.6 Sơ đồ nguyên lý quá trình đóng mở van

gaslift kiểu buồng khí bằng áp suất khí nén

56

17 Hình 4.7 đồ nguyên lý cấu tạo của trạm nạp khí

và thử van gaslift

57

18 Hình 4.8 Sơ đồ mô tả thiết bị lòng giếng 58

22 Hình 4.12.a Quá trình khởi động giếng gaslift: trước

khi đưa khí nén vào giếng

66

23 Hình 4.12.b Quá trình khởi động giếng gaslift: bắt

đầu nén khí vào giếng

67

24 Hình 4.12.c Quá trình khởi động giếng gaslift: khí

nén đi vào van gaslift khởi động van 1

67

Hình 4.12.d Quá trình khởi động giếng gaslift: khí

nén tiếp tục đẩy chất lỏng trong khoảngkhông vành xuyến xuống phía dưới

68

26 Hình 4.12.e Quá trình khởi động giếng gaslift: van gaslift khởi động số 2 lộ ra 68

27 Hình 4.12.f Quá trình khởi động giếng gaslift: van số 3 lộ ra và van số 2 sắp đóng lại 69

28 Hình 4.12.g Quá trình khởi động giếng gaslift: van số 3 lộ ra và van số 2 sắp đóng lại 6929

Hình 4.12.h Quá trình khởi động giếng gaslift: van

làm việc sắp lộ ra và các van khởi độngcuối cùng sắp đóng lại

70

30

Hình 4.12.k Động thái áp suất trong và ngoài cần

khai thác trong quá trình khởi động giếng gaslift

70

31 Hình 4.13 Đồ thị biểu diễn mối quan hệ q= f(v) 72

32 Hình 5.1 Đường cong phân bố áp suất của hỗn

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU TRONG ĐỒ ÁN

1 Bảng 1.1 Đặc trưng các thân dầu trong đá trầm tích 15

4 Bảng 1.4 Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu 19

5

Bảng 2.1 Tổng kết khả năng và hiệu quả áp

dụng các phương pháp khai thác dầu bằng cơ học

32

7 Bảng 5.2 Kết quả tính toán cho các van Gaslift 89

8 Bảng 5.3 Bảng hệ số áp suất cột khí – tỷ trọng 0.65 93

9 Bảng 5.4 Hệ số hiệu chỉnh áp suất và đườngkính tối đa của van 94

10 Bảng 5.5 Đặc tính của một số van gaslift liên tục 94

11 Bảng 5.6a Bảng hệ số hiệu chỉnh áp suất mở van 95

12 Bảng 5.6b Bảng hệ số hiệu chỉnh áp suất mở van 96

13 Bảng 5.6c Bảng hệ số hiệu chỉnh áp suất mở van 97

2 Qui đổi hệ Anh sang hệ SI:

5 141

2 

cm G

Lời nói đầu

Ngành dầu khí Việt Nam nói riêng và ngành dầu khí trên thế giới nóichung đóng vai trò rất quan trọng trong ngành kinh tế,an ninh năng lượng vàmột số ngành liên quan khác.Với vai trò quan trọng đó ngành dầu khí ViệtNam đã nhanh chóng triển khai các công tác thăm dò khảo sát và khai thácdầu khí để góp phần vào mục tiêu chung phát triển kinh tế của nước nhà.Mặcdù vậy trong quá trình khai thác chúng ta đang còn gặp rất nhiều khó khăn Hiện nay ở mỏ Bạch Hổ có nhiều giếng khai thác đã giảm áp suất (một

số giếng đã ngưng chế độ tự phun hoặc phun kém không theo lưu lượng yêucầu) Sản lượng khai thác giảm đáng kể, để hoàn thành kế hoạch khai tháchàng năm thì việc khai thác theo phương pháp tự phun sẽ không thực hiệnđược Vậy với những giếng đã ngừng chế độ tự phun hay các giếng hoạt động

tự phun theo chu kì với sản lượng nhỏ, thì ngoài việc xử lý vùng cận đáygiếng bằng các phương pháp khác nhau thì việc chuyển ngay các giếng nàysang khai thác bằng phương pháp cơ học là cần thiết Hiện nay mỏ Bạch Hổ

đã đưa hai giàn máy nén khí đồng hành với áp suất P = 125 at, lưu lượng

Q = 51 triệu m3/ ngày đêm vào hoạt động với hệ thống đường ống dẫn đến tất

cả các giàn MSP thì việc khai thác bằng phương pháp Gaslift sẽ rất thuận tiện

và hiệu quả, nó trở thành phương pháp khai thác cơ học chính của mỏ

Đồ án tốt nghiệp với đề tài: “Thiết kế khai thác dầu khí bằng phương

pháp gaslift liên tục cho giếng BH-22 Mỏ Bạch Hổ ” của em sẽ đề cập cơ

bản đến các công đoạn thiết kế một giếng khai thác bằng phương pháp gasliftcho giếng khoan thuộc vùng mỏ Bạch Hổ

Để lập kế hoạch khai thác và phát triển mỏ tối ưu trong phương pháp khaithác bằng gaslift mang lại hiệu quả cao nhất thì việc thiết kế lựa chọn côngnghệ gaslift là hết sức quan trọng và cần thiết

Em xin chân thành cảm ơn sự hướng dẫn và giúp đỡ tận tình của

Cô Doãn Thị Trâm cùng các thầy cô và các anh,các chú làm việc trong

XNLD Vietsovpetro đã giúp em hoàn thành đồ án này

Sinh viên thực hiện:

Phạm Đức Nhuận

CHƯƠNG 1 KHÁI QUÁT ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ- ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ

BẠCH HỔ

1.1 Đặc điểm địa lý tự nhiên:

Mỏ Bạch Hổ là vùng mỏ dầu khí lớn nằm trong lô 09 thềm lục địa ViệtNam thuộc bồn trũng Cửu Long trong vùng biển Nam Trung Hoa cách bờ 100

km và cách TP Vũng Tàu 130 km về hướng Đông Nam, nơi có căn cứ sảnxuất VIETSOVPETRO Vị trí của mỏ nằm trong khoảng từ 80,30’ đến 110,00’

vĩ tuyến Bắc và từ 106o40’ đến 108o 40’ kinh độ Đông, phía Đông- Nam là mỏĐại Hùng, phía Tây- Nam cách Mỏ Rồng 35 km

Vũng tàu được nối với thành phố Hồ Chí Minh một trung tâm côngnghiệp, dịch vụ lớn Đường bộ dài 125 km và đường thủy dài 80 km

Hình 1.1 Vị trí địa lí mỏ Bạch Hổ

Chiều sâu mực nước biển trên mỏ là 50 m, mức độ chấn động ở khu vựcmỏ và khu vực đất liền lân cận và thềm lục địa không vượt quá 6 độ Richter

Khí hậu trong vùng mỏ là khí hậu nhiệt đới gió mùa gồm:

- Mùa đông khô ( từ tháng 11 đến tháng 3) có nhiệt độ ( 24 - 30o C), chủyếu là gió mùa Đông- Bắc với những trận gió lớn tới 20 km/h tạo nên sóng cao

5 - 8 m và nhiều khi có bão với vận tốc gió tới 60km/ giờ và sóng cao tới 10m

- Mùa hè (từ tháng 6 đến tháng 9) có nhiệt độ (25 - 32oC), chủ yếu là gióTây- Nam, hay có mưa to trong thời gian ngắn, có gió giật với tốc độ 25m/s

Độ ẩm không khí 87 - 89% Thời tiết thuận lợi cho tiến hành công việc trênbiển là mùa gió Tây - Nam ( từ tháng 6 đến tháng 9) cùng với giai đoạnchuyển tiếp giữa hai mùa (tháng 4, 5, 11)

Vận tốc dòng chảy đo ở độ sâu 15-20 m đạt 80 cm/s còn ở lớp nước đáythay đổi từ 20 -30 cm/s

Nhiệt độ nước trong năm thay đổi từ 20 -30oC

Độ mặn nước biển thay đổi từ 33- 35g/dm3

1.2 Đặc điểm địa chất:

Mỏ Bạch Hổ là một nếp uốn gồm 3 vòm nhỏ, kéo dài theo phương kinhtuyến bị phức tạp bởi hệ thống đứt gãy, biên độ và độ kéo dài giảm dần vềphía trên theo mặt cắt Cấu trúc tương phản nhất được thể hiện trên mặt tầngmóng bằng các trầm tích Oligoxen dưới Đặc tính địa lũy thấy rất rõ ở phíadưới của mặt cắt Nếp lồi có cấu trúc bất đối xứng nhất là phần vòm Góc dốccủa vỉa tăng theo độ sâu từ 80 đến 28˚ ở cánh Tây, từ 60 đến 210˚ ở cánhĐông Trục nếp uốn ở phần kề vòm thấp dần về phía Bắc với góc dốc 2100

(đo ở giếng 604) và tăng

Hướng phá hủy kiến tạo chủ yếu theo hai hướng á kinh tuyến vàđường chéo Đứt gãy á kinh tuyến I, II có dạng hình phức tạp và kéo dài trongphạm vi vòm trung tâm Độ nghiêng của bề mặt đứt gãy không phản ảnh rõtrong các tài liệu do địa chấn nên tạm lấy bằng 600

- Đứt gãy số I chạy dọc theo hướng á kinh tuyến ở cánh Tây của lớpuốn theo móng và tầng địa chấn CG2 lên vòm Bắc thì chạy sang hướng ĐôngBắc, độ dịch chuyển ngang ở phía lên đến 40 - 9˚, mức nghiêng của đá là 70 -400m/km Trục uốn phía Nam thụt xuống thoải hơn ( <60 ) với mức nghiêngcủa đá từ 500 đến 200m/km.Nam khoảng 500km, vòm trung tâm khoảng400m, vòm Bắc khoảng 200m Độ nghiêng xoay của mặt trượt khoảng 600,trong phạm vi vòm Bắc nó kéo theo hai đứt gãy thuận gần như song song là Ia

và Ib với biên độ từ 100 đến 200m

- Đứt gãy số II chạy theo sườn Đông vòm trung tâm ở rìa Bắc quay theohướng Đông Bắc độ dịch chuyển ngang tới 900m Sự dịch chuyển ngang bề mặtđứt gãy cũng được xác định bằng các đứt gãy cắt III, V, VI,VIII Hiện tượnglượn sóng giữ vai trò quan trọng trong việc hình thành cấu trúc mỏ hiện nay.Đây là hai đứt gãy thuận tạo thành cấu trúc địa hào đặc trưng của mỏ Ngoài hai đứt gãy trên có rất nhiều đứt gãy phát triển trong phạm vicủa từng vòm với độ dịch chuyển ngang từ vài chục đến 200m, dài từ 1 đến2km theo hướng chéo Sự lượn sóng của nếp uốn và các đứt gãy đã phá hủykhối nâng thành hàng loạt cấu trúc kiến tạo

- Vòm Trung Tâm: là phần cao nhất của kiến tạo đó là những địa lũycủa phần móng Trên cớ sở hiện nay nó được nâng cao hơn so với vòm Bắc

và vòm Nam của móng tương ứng là 250m và 950m Phía Bắc ngăn cáchbằng đứt gãy thuận IV, có kinh tuyến và hướng đổ bề mặt nghiêng về phíaTây Bắc Phía Nam được giới hạn bằng đứt gãy số IV có phương vĩ tuyến vớihướng đổ bề mặt về phía Nam Các đứt gãy phá hủy chéo II, VI, VII, loại trừđứt gãy V vắng mặt ở vòm Trung Tâm làm cho cánh Đông của vòm bị pháhủy thành một khối dạng bậc thang lún ở phía Nam, biên độ phá huỷ tăng dần

về phía Đông và đạt tới 900km Phần vòm bị phá hủy yếu của khối bị chia cắtbời hàng loạt đứt gãy a, b, c, d, e có biên độ nhỏ từ 0 đến 200m kéo dài trongkhoảng ngắn từ 1,5 đến 2km

- Vòm Bắc: là phần phức tạp nhất của khối nâng Đứt gãy thuận số I vàcác nhánh của nó chia vòm thành hai khối có cấu trúc riêng biệt Ở phía Tâynếp uốn dạng lưỡi trai tiếp nối với phần lún chìm của cấu tạo Cánh Đông vàvòm Bắc của nếp uốn bị chia cắt thành nhiều khối bởi một loạt các đứt gãythuận V, VI có phương chéo đổ về phía Đông Nam tạo thành dạng địa hào,dạng bậc thang, trong đó khối phía Nam lún thấp hơn khối phía Bắc kế cận.Theo mặt móng, bẫy cấu tạo vòm Bắc được khép kín bằng đường thẳng sâu4300m, lát cắt Oligoxen – Đệ Tứ của phần này có cấu tạo đặc trưng với đầy

đủ các thành phần

- Vòm Nam: Đây là phần lún chìm sâu nhất của cấu tạo Phía Bắc đượcgiới hạn bởi đứt gãy thuận á vĩ tuyến số IV, các phía khác được giới hạn bởiđường đồng mức 4300 mét theo mặt móng Phần nghiêng xoay của cấu tạo bịphân chia ra nhiều khối riêng biệt Tại đây phát hiện được một vòm nâng,đỉnh vòm nâng thấp hơn vòm trung tâm 950m

Như vậy, hệ thống phá hủy kiến tạo mỏ Bạch Hổ thể hiện khá rõ trênmặt móng và Oligoxen dưới Số lượng đứt gãy, biên độ và mức độ liên tụccủa chúng giảm dần từ dưới lên và hầu như mất đi ở Oligoxen thượng

Hình 1.2 Cột địa tầng mỏ Bạch Hổ

1.3 Đặc điểm cơ bản của vỉa sản phẩm và các chất lưu.

1.3.1 Đặc điểm cơ bản của vỉa sản phẩm:

a Đặc trưng về độ chứa dầu.

Trữ lượng dầu cơ bản tập trung ở tầng 23 thuộc Mioxen dưới, tầng VIđến tầng X thuộc Oligoxen dưới và đá móng

- Tầng 23 bao gồm cát và bột kết phát triển hầu như trên toàn bộ diện tích

mở Ở một vài khu vực, đá chứa bị sét hóa đáng kể, mất tính dị dưỡng.Các thân dầu dạng vỉa, vòm ranh giới dầu – nước, nhưng vai trò quantrọng trong việc phân bố độ chứa dầu là đứt gãy kiến tạo và màng chắnthạch học Đã phát hiện thấy 6 thân dầu riêng biệt, trong đó 3 ở vòmBắc, 2 ở vòm trung tâm và 1 ở vòm nam ( hình 1.1)

- Móng chứa thân dầu lớn nhất và thân dầu cho sản lượng lớn nhất của mỏ

Đá móng granit và granitoit Tính dị dưỡng của chúng được tạo bởi nhữngquá trình địa chất như phong hóa, khử kiềm những khoáng vật không bềnbằng các dung dịch thủy nhiệt, nứt nẻ kiến tạo, đứt gãy chuyển dịch cùng vớiviệc tạo thành các đới Mionit (đới phá huỷ kiến tạo) hạ theo các mặt trượt, nứt

và co lại trong quá trình đông đặc hỗn hợp macma Kết quả thành tạo đá chứadạng hang hốc, còn kênh dẫn chủ yếu là cá khe nứt Cần chú ý rằng rất nhiều

đá móng không tạo thành màng chắn ngược lại chúng làm tăng khả năng thủydẫn của đá Đặc trưng chứa tốt đảm bảo cho sản lượng cao, phát triển ở phạm

vi vòm Trung Tâm và dọc theo sườn tây của vòm Bắc Ngược lại, vòm Bắc cótính dị hướng kém khả năng cho sản phẩm thấp ở các giếng khoan Ngoài ra,trong phạm vi vòm Bắc ở phần trên đá móng phát hiện thấy đới đá rắn chắc,đới “tôi cứng” của móng, đới này hầu như không chứa dầu và không tham giavào thể tích hiệu dụng của thân dầu

Thân dầu dạng khối, tất cả đá dị dưỡng từ mặt móng đến ranh giời củathân dầu đều bão hòa dầu, chưa phát hiện được chiều sâu ranh giới dưới củathân dầu dù chiều cao thân dầu đã được chứng minh tới 1000m Bản chất củaranh giới cũng chưa được xác định rõ ràng, liệu có tương ứng ranh giới dầu –nước thực tế hay không? Hay do đá chứa chuyển thành đá không chứa? Dầutrong móng lún chìm ở vòm Nam chưa được phát hiện

Ranh giới thân dầu (ranh giới cấp 2 – C2) chạy qua độ sâu tuyệt đối –4121m, với giả thiết về thân dầu đồng nhất của Oligoxen dưới và móng Đốivới những thân dầu này sự thống nhất còn thấy tính lý hóa của dầu và áp suấtvỉa Móng đã cho dòng dầu không lẫn nước tới độ sâu – 4046m

Bảng 1.1 : Đặc trưng các thân dầu trong đá trầm tích.

Độ sâuranhgiớidầunước(m)

Kíchthước(km)

Chiềudày(m)

Chiềudày hiệudụng(m)

Độrỗng(%)

Độbãohòadầu(%)

-2913-3816-2835

7x121,1x0,43,6x1,4

1343766

11,3

202020

575757Trun

gTâm

1TT2TT

-2879-2829

4,6x1,08,2x2,0

17393

19

5757

21,4

1614

6665Phía Đông

vòm TrungTâm +vòm Nam

Bắc Tốt

Xấu

3,0x9,02,0x7,0

27,218,3

1412

1967Phía Đông

vòm TrungTâm +vòm Nam

Bảng 1.2: Đặc trưng của dầu trong đá móng.

Vòm Cấp trữlượng

Độ sâuranh giới(m)

Kíchthước(km)

Chiềudày(m)

Chiềudày trungbình(m)

Độrỗng(%)

Độ bãohòa dầu(%)Bắc C1

nước Xử lý số liệu của nghiên cứu cùng với việc sử dụng các giá trị chiều dàyhiệu dụng trong khoảng bộ lọc (khoảng bắn mở vỉa) của giếng khoan.

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

14 ÷ 28% theo số liệu Karota Giá trị trung bình để tính trữ lượng bằng 20%rất phù hợp với kết quả phân tích mẫu lõi cũng như số liệu địa vật lý giếngkhoan Độ bão hòa dầu trong đá chứa 57% được kết luận theo kết quả Karota

Độ rỗng và độ bão hòa dầu tầng 23 vòm trung tâm thực tế có giá trị trùng vớivòm Bắc (độ rỗng 19% và độ bão hòa dầu 57%)

So với trầm tích Mioxen, trầm tích chứa sản phẩm Oligoxen dưới đặctrưng bằng độ rỗng thấp hơn đáng kể (trung bình 12% theo mẫu lõi và 15% theođịa vật lý giếng khoan) nhưng độ bão hòa dầu cao hơn trung bình khoảng 68%

Đa số mẫu lõi chỉ đại diện cho phần rắn chắc khung đá, thường cho giátrị độ rỗng trong khoảng một vài % Địa vật lý giếng khoan nghiên cứu nhữngkhoảng lớn hơn rất nhiều trong đó các đới hang hốc và nứt nẻ không đượcnghiên cứu bằng mẫu lõi Theo tài liệu địa vật lý giếng khoan đã xác địnhđược những khoảng độ rỗng rất cao tới 8,5% , còn độ rỗng trung bình cóchiều dày hiệu dụng khoảng 4,3% Khi tính trữ lượng, độ rỗng được biện luậncho chiều dày chung của đá móng với giá trị sau: vòm Bắc 2,5 ÷ 11,5%, vòmTrung Tâm 2,4 ÷ 3,8%, đá móng ( được đánh giá bằng phương pháp giántiếp) vào khoảng 85%

c.Tính không đồng nhất:

Mỏ Bạch Hổ là mỏ có dạng đa vỉa, đặc trưng bằng mức độ khác nhau vềtính không đồng nhất của các đối tượng khai thác

* Các thân dầu Mioxen dưới:

Đồng chất hơn cả là tầng 23 của vòm bắc, tính không đồng nhất của cácMioxen cao nhất trong số các vỉa của mỏ

Tầng Mioxen được phân làm nhiều lớp mỏng, hệ số phân lớp trung bình

ở vòm Bắc là 3,6, ở vòm Trung tâm là 5,5, tương ứng với hệ số cát của vòm

là 0,45 cho vòm Bắc và 0,34 cho vòm Trung tâm

Tài liệu nghiên cứu địa vật lý giếng khoan và tài liệu phân tích mẫu lõitrong phòng thí nghiệm lấy được ở tầng 3 tầng Mioxen dưới cho thấy lát cắtcác tập không đồng nhất

* Các thân dầu Oligoxen hạ:

Theo tài liệu địa vật lý và tài liệu mẫu lõi trong giếng khoan thuộc tầngOligoxen hạ cho thấy mặt cắt các tầng sản phẩm rất không đồng nhất đượcxen kẽ bởi các lớp cát kết, bột kết chứa sản phẩm và sét mỏng không chứa sảnphẩm So sánh các đặc tính không đồng nhất của các đối tượng khai thác chothấy rằng trong các đối tượng đá có chứa độ rỗng như Oligoxen hạ thườngkhông đồng nhất Hệ số phân lớp và hệ số cát của tầng Oligoxen hạ lần lượt là10,8 và 0,39

Nói chung khi đánh giá mức độ không đồng nhất của các tầng sản phẩm

có thể nói rằng trầm tích sản phẩm Oligoxen là kém đồng nhất hơn cả Mức

độ phân lớp lớn nhất tới 20 vỉa Hệ số phân lớp trung bình là 19,8%

1.3 2 Đặc điểm cơ bản của các chất lưu.

¿ Dầu thô

Dầu thô là hỗn hợp phức tạp của các hydrocacbon và các hợp chất khác,nhưng phần chủ yếu là các hydrocacbon, tồn tại ở thể lỏng Màu sắc của dầuthô biến đổi có thể là xanh đậm, vàng, nâu và đen

Dầu ở tất cả các vỉa trong mỏ Bạch Hổ đều chưa bão hòa, hệ số ép (tỷ số giữa

áp suất vỉa và áp suất bão hòa) :

1,43 cho Mioxen hạ dưới vòm Bắc

1,9 cho Mioxen dưới vòm Trung tâm

3,54 cho Oligoxen thượng

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 nhómIII tương tự như dầu Oligoxen dưới Trên cơ sở các mô hình thực nghiệm cóthể khẳng định rằng: đối với dầu đá móng, sự thay đổi nhiệt độ ít gây ảnhhưởng 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 chiathành 2 nhóm:

+ 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 cấtchân không nên sử dụng dầu tách có tỷ trọng 833,6 và phân tử lượng 251,15g/mol để tính toán cho tầng đá móng và Mioxen hạ, còn sử dụng dầu có trọnglượng riêng là 865kg/m3 và phân tử lượng là 300g/mol cho Oligoxen trên vàMioxen 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

Tỷ suấtkhí dầu(m3/t)

Hệ sốthể tích

Độ nhớtdầu vỉa(MPa.s)

Tỷ trọngdầu vỉaI

Condensate là hỗn hợp của các hydrocacbon mà chúng có thể tồn tại trong

thành hệ khai thác ở dạng lỏng hoặc dạng hơi ngưng tụ Sự hoá lỏng của

thành phần pha khí của condensate thường xảy ra khi nhiệt độ của dòng sản

phẩm hạ xuống khi di chuyển từ vỉa lên trên mặt Trong pha hơi chúng có các

tính chất thông thường của khí Hơi ngưng tụ có tỷ trọng biến đổi từ: 0,55 ¿

4,49 và độ nhớt từ: 0,006 ¿ 0,011 CP ở điều kiện tiêu chuẩn Màu sắc của

Condensate có thể là màu trắng, vàng nhạt hoặc xanh nhạt

¿ Khí tự nhiên:

Chất khí là chất không có hình dạng hoặc thể tích xác định Nó sẽ lấp kín

hoàn toàn vật chứa và sẽ lấy hình dạng của vật chứa Khí hydrocacbon đi

cùng với dầu thô được gọi là khí tự nhiên và có thể thấy ở dạng khí tự nhiên

hoặc khí hòa tan Tỷ trọng của khí tự nhiên biến đổi từ: 0,55 ¿ 0,90 và độnhớt từ: 0.011 ¿ 0,024 CP ở điều kiện tiêu chuẩn

¿ Khí tự do:

Khí tự do là một hydrocacbon mà nó tồn tại ở thể khí tại áp suất và nhiệt

độ vận hành Khí tự do có thể hiểu như bất kỳ loại khí nào ở bất cứ áp suấtnào mà không hoà tan trong các hydrocacbon lỏng

¿ Khí hoà tan:

Khí hoà tan được chứa đồng đều trong dầu ở nhiệt độ và áp suất đã định

Sự giảm áp suất, tăng nhiệt độ có thể làm cho khí thoát khỏi dầu và những khíthoát ra đó có các tính chất của khí tự do

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

Độ sâu (m) % CO2 Tỷ trọng Yếu tố khí (m3/m3)

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

140180130130130130160120130

Khí hòa tan trong dầu thuộc loại khí béo và rất béo Trong thành phần củachúng lượng C2+ là 22,7 ÷ 39% Theo chiều từ Mioxen đến đá móng độ béocủa khí giảm dần, đồng thời các giá trị của C2+ lớn hơn ở các tầng Oligoxentrên, dưới và Mioxen vòm Bắc rất nhiều (gần 39%) Khí thuộc loại khôngchứa Lưu huỳnh và hàm lượng Cacbondioxit thấp (0,09 ÷ 0,61%), hàm lượngkhí Nitơ từ 1,0 ÷ 2,8% với các giá trị dị thường là 9,85% ở Oligoxen trên

¿ Các tạp chất và các chất khác:

Các dòng sản phẩm khai thác từ các vỉa có thể chứa các tạp chất ở thể khínhư Nitơ (N2), cacbon đioxit (CO2), hyđro sunfua (H2S) và các loại khí khác,chúng không phải là các hydrocacbon trong tự nhiên Chúng có thể có lợihoặc có hại cho quá trình khai thác (giúp giảm tỷ trọng của dòng sản phẩm,

gây ăn mòn thiết bị…) dòng sản phẩm có thể chứa các tạp chất lỏng hoặc sềnsệt như nước và parafin Chúng có thể còn chứa các tạp chất rắn như mùnkhoan, cát, bùn và muối.

1.3.3 Nhiệt độ và gradient địa nhiệt.

a Gradient địa nhiệt (GDN) các đá phủ trên móng

Móng được phủ bởi các thành phần tạo trầm tích sét tuổi Mioxen và

Oligoxen, các lớp phủ này có hệ số dẫn nhiệt bé hơn so với hệ số dẫn nhiệtcủa đá móng Dòng nhiệt này sau khi ra khỏi móng sẽ bị ứ ở các lớp phủ phíatrên, GDN của các lớp đá này lớn hơn đá ở móng

Những đo đạc 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 nâng cao thìnhiệt độ cao hơn, ngược lại giếng nào nằm ở vùng đá móng hạ thấp thì cónhiệt độ thấp hơn

Tại Vòm Nam các lớp phủ nằm ở độ sâu từ 2800m xuống gặp đá móng ở

độ sâu 3100m, GDN có giá trị trong khoảng 4 ÷ 50C.Các lớp phủ này gặp đámóng ở sâu hơn (3300m) thì GDN từ 3,8 ÷ 40C Tại Vòm Bắc các lớp nằm ở

độ sâu 2800m trở xuống gặp đá móng ở 3500 ÷ 3700m, GDN thay đổi từ 3,5

÷ 50C Các lớp phủ gặp móng sâu hơn (4000m) thì GDN từ 3 ÷ 40C

b Gradient địa nhiệt đá móng

Do ảnh hưởng của lớp phủ Mioxen và Oligoxen và do vị trí mỗi vòm khác

nhau cho nên nhiệt độ các vùng trên mặt đá móng khác nhau Nhưng sau khi

đi vào móng ở độ sâu nào đó (có thể chọn là 4300m) thì nhiệt độ vòm nam vàvòm bắc tương đương nhau

Kết quả nghiên cứu cho phép xác định được giá tri GDN của đá móng là

2,50C Ở độ sâu 4300m có nhiệt độ là 157,50C

CHƯƠNG 2

SƠ LƯỢC VỀ CÁC PHƯƠNG PHÁP CƠ HỌC

KHAI THÁC DẦU

2.1 Các phương pháp khai thác cơ học phổ biến.

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 nhữngphương pháp khai thác khác nhau Nếu năng lượng vỉa đủ thắng tổn hao nănglượng trong suốt quá trình dòng sản phẩm chảy (với một lưu lượng khai thácnhất định nào đó) từ vỉa vào đáy giếng, dọc theo cột ống khai thác nâng lên bềmặt 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 thìphải chuyển sang khai thác bằng phương pháp cơ học

Mục đích áp dụng phương pháp cơ học là nhằm bổ sung thêm nănglượng bên ngoài (nhân tạo) cùng với năng lượng vỉa (tự nhiên) để đảm bảogiếng hoạt động Việc cung cấp năng lượng bổ sung này thường để giảmchiều cao mực chất lỏng trong giếng hoặc để giảm mật độ của dòng sản phẩmtrong ống khai thác nhằm tăng chênh áp (P = Pv– Pđ)

Nhưng thực tế trong khai thác dầu trên thế giới, phương pháp tự phunthường kéo dài trong vài năm đầu tiên của đời mỏ Do vậy cần phải có biệnpháp kéo dài chế độ tự phun của giếng dầu càng lâu càng tốt Khi chế độ tựphun không thể thực hiện được, người ta phải nghiên cứu và tìm ra các giảipháp khai thác dầu bằng phương pháp cơ học Tuy nhiên dựa theo nguyên lýtruyền năng lượng mà các phương pháp khai thác cơ học được phân loại theocác nhóm sau: truyền lực bằng cần, truyền lực bằng thuỷ lực, truyền lực bằngđiện năng và truyền lực bằng khí nén cao áp

2.2 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm piston cần và máy bơm guồng xoắn:

a Bản chất của phương pháp :

Loại máy bơm này hoạt động nhờ động cơ điện được chuyển trực tiếpxuống máy bơm ngầm thông qua hệ thống cần truyền lực Đối với máy bơmpiston cần thì chuyển động quay của động cơ điện thông qua cần truyền lựcchuyển 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 phíatrên, khi piston di chuyển lên phía trên thì van ngược sẽ đóng lại và nâng dầulên mặt đất Cứ như vậy dầu được chuyển từ đáy giếng lên mặt đất

Đối với máy bơm guồng xoắn thì chuyển động quay của động cơ đượcchuyển thành chuyển động xoay theo phương thẳng đứng để quay guồngxoắn trong giếng Nhờ vậy mà dầu sẽ di chuyển lên mặt đất theo các rãnhxoắn của guồng.

b 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 phíthấp

- Quá trình vận hành đơn giản hiệu quả

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

- Dễ dàng xác định hư hỏng của máy bơm và xử lý khi bị ăn mòn

c 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 dầukhí trên biển

- Rất nhạy cảm với trường hợp có parafin

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

- Độ sâu để bơm bị hạn chế bởi nồng độ H2S

d 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 đặcđiểm là vỉa sản phẩm có độ sâu không lớn, đang trong giai đoạn khai thácgiữa 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 lưulượng khai thác < 70 tấn/ngđ Do điều kiện khai thác trên biển bằng giàn cốđịnh 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 thác cơ học khác.Phương pháp này không được áp dụng ở mỏ Bạch Hổ

2.3 Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm :

lượng (dầu hoặc nước) được bơm xuống từ mặt đất theo không gian giữacột ống khai thác và ống chống khai thác cung cấp năng lượng cho máybơm, sau đó dòng chất lỏng mang năng lượng cùng với dòng sản phẩm từgiếng được đẩy lên bề mặt.

+ Bơm tia hoạt động nhờ vào sự biến đổi các dạng năng lượng từ ápsuất sang vận tốc và ngược lại Dòng chất lỏng mang năng lượng cao (áp suấtcao) được bơm xuống giếng từ miệng giếng theo ống khai thác đến thiết bịchuyển hoá năng lượng Ở đó năng lượng áp suất được biến thành năng lượngvận tốc Dòng chất lỏng có vận tốc lớn nhưng áp suất nhỏ này tiếp tục đẩydòng 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

b 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 tươngđối cao Vì chất lỏng mang năng lượng có thể nung nóng sản phẩmkhai thác

- Có thể khai thác nhiều tầng sản phẩm cùng một lúc và áp dụng khaithác 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 xuốngcùng với chất lỏng mang năng lượng

c Nhược điểm :

- Lưu lượng khai thác của giếng phải tương đối lớn

- Khả năng hư hỏng thiết bị khai thác trong quá trình hoạt động tươngđối cao, khi sửa chữa phải dùng hệ thống cơ học chuyên dụng

- Không áp dụng được trong trường hợp dòng sản phẩm có chất lượngcao

- Giá thành vận hành thường cao hơn dự tính

- Việc xử lý phần rỉ sắt bên dưới Paker rất khó

- 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 thườngxuyên và không cho phép vượt quá giới hạn

d Phạm vi ứng dụng:

Phương pháp cơ học này chủ yếu được áp dụng ở những vùng mỏ trênđất liền và ngoài biển của Liên Xô cũ, các vùng mỏ trên đất liền và thêm lụcđịa 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 trungbình từ 20  300 Phương pháp này không được áp dụng ở mở Bạch Hổ

2.4 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm điện ly tâm điện ngầm:

b 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 phíhạn 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 hơn80%) 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, phùhợp khai thác ngoài khơi

- Nguồn năng lượng điện cung cấp cho các máy bơm là nguồn điện caothế hoặc được tạo ra nhờ động cơ điện

- Áp dụng trong giai đoạn cuối của quá trình khai thác áp suất vỉa rấtthấp để hút cạn dòng dầu (do tạo được chênh áp lớn)

- Là phương pháp khai thác an toàn, việc theo dõi và điều khiển dễdàng

- Cho phép đưa giếng vào khai thác sau khi khoan xong

c 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 phẩmthấp, 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/ngđđối với giếng sâu 2500m

- Do bị giới hạn bởi đường kính ống chống khai thác nên không thểkhai thác các giếng có sản lượng lớn hơn 700m3/ngđ ở độ sâu 2400mđối với máy bơm có trục nhỏ và không lớn hơn 100m3/ngđ đối vớimáy bơm có đường kính lớn từ các giếng có đường kính ống chốngkhai thác 168mm

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

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

- Khó điều chỉnh được lưu lượng khai thác

d Phạm vi ứng dụng :

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

Ngày nay với sự phát triển của kỹ thuật hệ thống bơm điện chìm đượcsử 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 ănmòn gây hư hỏng như H2O, CO2 có thể khắc phục nhờ các vật liệu đặc biệtphủ bên ngoài Phương pháp này hiện đang được áp dụng tại một số giếng ởmỏ Bạch Hổ và Mỏ Rồng

2.5 Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift :

a Giới thiệu chung về phương pháp:

Bản chất của phương pháp :

Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift dựa trên nguyên tắc bơm khínén cao áp vào vùng không gian vành xuyến giữa ống khai thác và ống chốngkhai thác, nhằm đưa khí cao áp đi vào trong ống khai thác qua van Gaslift vớimục đích làm giảm tỷ trọng của sản phẩm khai thác trong cột ống nâng, dẫnđến giảm áp suất đáy và tạo nên độ chênh áp cần thiết để sản phẩm chuyểnđộng từ vỉa vào giếng Đồng thời do sự thay đổi nhiệt độ và áp suất trong ốngkhai thác làm cho khí giãn nở góp phần đẩy dầu đi lên, nhờ đó mà dòng sảnphẩm được nâng lên mặt đất và vận chuyển đến hệ thống thu gom và xử lý

Ưu điểm :

- Có thể đưa ngay giếng vào khai thác khi giai đoạn tự phun kém hiệuquả

- Cấu trúc cột của ống nâng đơn giản không có chi tiết chóng hỏng

- Phương pháp này có thể áp dụng với giếng có độ sâu, độ nghiêng lớn

- Khai thác với giếng có yếu tố khí lớn và áp suất bão hòa 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 Parafinlớn, 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 nhiễm môi trường

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

- Thiết bị lòng giếng tương đối rẻ tiền và chi phí bảo dưỡng thấp hơn sovới phương pháp khai thác cơ học khác

- Giới hạn đường kính ống chống khai thác không ảnh hưởng đến sảnlượng khai thác khi dùng khai thác Gaslift

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

Nhược điểm :

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

- Năng lượng sử dụng để khai thác một tấn sản phẩm cao hơn so vớicác phương pháp khác

- Không tạo được chênh áp lớn nhất để hút dầu ở trong vỉa ở giai đoạncuối 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 ngũcông nhân vận hành và công nhân cơ khí lành nghề

Phạm vi ứng dụng :

Hiện nay giải pháp khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift đang được

áp dụng rộng rãi trên cả đất liền và cả ngoài biển, đặc biệt đối với vùng xadân cư và khó đi lại Giải pháp này thích hợp với những giếng có tỷ số khídầu cao, có thể khai thác ở những giếng có độ nghiêng lớn và độ sâu trungbình của vỉa sản phẩm trên 3000m Phương pháp này hiện đang được áp dụngrộng rãi trên mỏ Bạch Hổ

b Đặc điểm cụ thể của phương pháp gaslift.

- Phương pháp Gaslift là phương pháp khai thác cơ học

- Phương pháp áp dụng khi giếng không thực hiện được quá trình tự phun

- Bản chất của phương pháp như sau: (xem hình vẽ) Bơm khí nén vào ốngbơm ép làm cho chất lỏng trong ống bơm ép di chuyển xuống đế ống nâng Khimực chất lỏng đến đế ống nâng, áp suất nén khí đạt giá trị cựa đại, áp suất tạithời điểm này gọi là áp suất khởi động (Pkd) Khí nén tiếp tục đi vào ống nânghoà trộn với chất lỏng, làm cho tỷ trọng cột chất lỏng giảm trong ống nânggiảm, dẫn đến Pđ giảm  chênh áp p tăng,  chất lỏng đi từ vỉa vào đáygiếng và đi lên miệng giếng

Hình 2.1 Sơ đồ khai thác dầu bằng gaslift

- Hiệu quả của phương pháp Gaslift phụ thuộc vào:

+ Độ sâu dẫn khí ( Chiều sâu nhúng chìm ống nâng)

+ Lưu lượng khí (Qhd)

+ Áp suất trên nhánh xả

+ Hệ số sản phẩm ( Độ cho dầu của vỉa)

+ Lượng khí tách ra khỏi dầu (Ghd )

+ Tính chất dầu ( , …)+ Cấu trúc ống khai thác

* Ưu điểm của phương pháp Gaslift:

+ Cấu trúc ống nâng đơn giản, không có chi tiết dễ hư hỏng.+ Sử dụng ở giếng có độ sâu và nghiêng lớn

+ Khai thác được lưu lượng lớn, dễ điều chỉnh Qkt.

+ Khai thác giếng có yếu tố khí Giếng lớn và Pbh cao



 

+ Khai thác giếng có t0 cao, hàm lượng parafin lớn, có cát, tính

ăn mòn mạnh

+ Khảo sát và xử lý giếng thuận lợi (Không cần nâng cột ốngkhai thác)

+ Sử dụng triệt để khí đồng hành

+ Ít gây ô nhiễm môi trường

+ Có thể khai thác đồng thời từng vỉa trong cùng một giếng

* Nhược điểm :

+ Đầu tư ban đầu lớn

+ Năng lượng chi phí cho 1 tấn sản phẩm lớn

+ Hệ số hiệu dụng của cột ống nâng và cả hệ thống thấp

Tùy thuộc vào phương pháp bơm ép khí nén và lưu lượng khai thác màchia ra làm 2 phương pháp khai thác Gaslift

Phương pháp khai thác gaslift liên tục:

Phương pháp Gaslift liên tục là phương pháp khí nén đưa vào khoảng

không vành xuyến giữa ống chống khai thác và cột ống nâng, còn sản phẩmtheo ống nâng lên mặt đất liên tục

* Phạm vi ứng dụng : khai thác Gaslift liên tục được áp dụng tốt nhất đối với

các giếng:

+ Có lưu lượng khai thác lớn

+ Sản phẩm cát hay bị ngập nước

+ Sản phẩm có độ nhớt cao, dòng chảy có nhiệt độ lớn

+ Có tỷ suất khí cao mặc dù sản lượng giếng có thể nhỏ

+ Điều chỉnh lưu lượng khí nén thuận lợi bằng côn điều khiển

+ Có thể điều chỉnh lưu lượng khai thác bằng việc điều chỉnh lưu lượngkhí nén

* Nhược điểm : Không hiệu quả đối với giếng có mực nước động thấp (mặc dù

lưu lượng khai thác lớn)

Phương pháp khai thác Gaslift định kỳ:

Khai thác Gaslift định kỳ được tiến hành bằng cách ép khí vào khoảngkhông vành xuyến và hỗn hợp sản phẩm khai thác theo ống khai thác lên mặt

đất diễn ra không liên tục mà có định kỳ được tính toán dựa theo các thông sốđịa chất kỹ thuật của đối tượng khai thác

* Phạm vi áp dụng:

+ Có áp suất đáy thấp nhưng hệ số sản phẩm cao

+ Có hệ số sản phẩm thấp

+ Giếng sâu và mực chất lỏng thấp

+ Có lưu lượng khai thác nhỏ

* Ưu điểm:

+ Kinh tế và linh hoạt (giá thành khai thác và thiết bị cho các giếng sâuvới mực chất lỏng thấp, thấp hơn so với các phương pháp cơ học khác)

* Nhược điểm :

+ Lưu lượng cực đại bị giới hạn

+ Không thích hợp với các giếng sâu, ống nâng nhỏ đặc biệt là ốngdạng mì ống do khả năng tải của ống bị giới hạn

+ Áp suất dao động mạnh vùng cận đáy giếng có thể dẫn đến sự pháhuỷ đáy giếng

+ Khó điều khiển trong hệ thống Gaslift khép kín và nhỏ

Ngoài ra còn có phương pháp khai thác Gaslift không cần máy nén khí

c Cơ sở lý luận chọn phương pháp khai thác gaslift liên tục cho giếng thiết kế.

Từ đặc tính của những phương pháp đã nêu trên, cùng với bảng tổngkết khả năng hiệu quả áp dụng các phương pháp khai thác cơ học theo bảng2.1, ta có thể thấy rõ luận chứng khoa học lựa chọn phương pháp Gaslift ở mỏBạch Hổ

Điều kiện khai thác ngoài biển phức tạp và khó khăn hớn rất nhiều sovới đất liền Do vậy thời gian khai thác và phát triển mỏ thường kéo dài trongkhoảng 20  30 năm Vì vậy bên cạnh việc đưa nhanh tốc độ khoan và đưagiếng mới vào khai thác, chúng ta cần áp dụng các phương pháp khai tháckhác nhau, nhằm gia tăng sản lượng khai thác và tận dụng cơ chế năng lượngcủa vỉa sản phẩm

Với điều kiện hiện tại ở mỏ Bạch Hổ ngoài đối tượng móng đang khaithác theo chế độ tự phun cho sản lượng cao và áp suất giảm không đáng kể thìhầu hết các giếng khai thác ở tầng Mioxen và Oligoxen đã ờ thời kỳ cuối củaquá trình tự phun hoặc ngừng phun và bị ngập nước Do đó việc đưa cácgiếng này vào giai đoạn khai thác cơ học là rất cần thiết

Qua phân tích các ưu nhược điểm của từng phương pháp khai thác cơhọc ở trên ta nhận thấy rằng một số hạn chế của phương pháp này có thể khắcphục 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 dầubằng cơ học trên thế giới, liên hệ với điều kiện thực tế của mỏ Bạch Hổ, emthấy rằng : với các giếng khai thác tập trung trên giàn cố định hay giàn tựnâng 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 bằng máybơm 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 xínghiệp liên doanh Vietsovpetro đã tiến hành thử nghiệm với bộ máy bơmpiston thuỷ lực và máy bơm ly tâm điện chìm trên một số giàn cố định Kếtquả thử nghiệm cho thấy khả năng sử dụng máy bơm thuỷ lực khi khai thácgiếng có lưu lượng 30  50m3/ngđ và sản phẩm khai thác có độ ngậm nướccao là không hiệu quả Các lần thử nghiệm máy bơm thuỷ lực đã chỉ ra hàngloạt nhược điểm về đặc tính kỹ thuật của máy bơm, do vậy máy bơm khôngbền và chóng hỏng

Từ năm 1991 tại mỏ Bạch Hổ đã tiến hành thử nghiệm khai thác bằngmáy bơm ly tâm điện chìm với mục đích xác định phạm vi sử dụng của máybơm đối với dầu có yếu tố khí cao Kết quả thử nghiệm như sau :

- 50% hỏng hóc của máy bơm ly tâm điện ngầm xảy ra ở phần điện trong

đó có 30% hỏng là do đường dây điện bị chầy xước trong khi thả máy bơmxuống giếng nghiêng và sâu

- 83% máy bơm ly tâm điện ngầm làm việc trong điều kiện có hệ số làmviệc tối ưu

- Chu kỳ giữa hai lần sửa chữa giếng khai thác bằng máy bơm ly tâmđiện 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 việcluôn gần giá trị tới hạn của động cơ, nhất là khi khai thác ở tầng móng cónhiệt độ cao Trong điều kiện làm việc như vậy tuổi thọ và khả năng làm việccủa 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 bịxây xát trong quá trình thả hoặc máy bơm có thể kẹt không quay được do độnghiêng của giếng lớn

Bên cạnh đó phần lớn giếng ở mỏ Bạch Hổ có đường kính ống chốngkhai thác là 168mm Với đường kính đó nếu lưu lượng khai thác nhỏ hơn200m3/ng.đ 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 khaithác với sản lượng lớn hơn 300T/ng.đ Vì đường kính ống khai thác nhỏ.Nếu dùng máy bơm ly tâm điện ngầm cho toàn bộ mỏ thì vấn đề kéo thảmáy bơm trong quá trình sản xuất trở thành nan giải và cần đến tầu khoan kếthợp điều kiện thời tiết cho phép Giải pháp sử dụng máy bơm ly tâm điệnngầm chỉ có tính khả thi, khi khai thác cục bộ ở từng giếng

Từ những vấn đề thực tế trên : với bơm piston không sử dụng do hàmlượng khí trong dầu cao Bơm ly tâm điện chìm làm việc kém hiệu quả khôngphù hợp với điều kiện tại mỏ Bạch Hổ Kết hợp với điều kiện cụ thể của cácgiếng dầu trên mỏ Bạch Hổ: hiện nay có khoảng 60% các giếng đã ngưng tựphun do ngập nước do áp suất vỉa thấp Các giếng đều có profile xiên, song có

2 trạm nén khí đặt tại mỏ, có công suất 2 triệu m3/ngđ và 8,1 triệu m3/ngđdùng cho việc khai thác 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 ưuđiểm 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 rấtphù hợp phương pháp khai thác này đã hứa hẹn mang lại hiệu quả cao hơncác phương pháp khai thác cơ học khác Vậy việc lựa chọn phương phápGaslift áp dụng cho toàn mỏ Bạch Hổ nói chung và cho giếng đang thiết kếnói riêng là hoàn toàn đúng đắn

Đối với giếng thiết kế em chọn phương pháp khai thác gaslift liên tục vìgiếng có lưu lượng khai thác cao, hệ số sản phẩm tương đối cao và giếng cómực nước thủy động cao Vậy các điều kiện đó đảm bảo cho giếng có thể khaithác bằng phương pháp gaslift liên tục với hiệu quả cao.

Bảng 2.1 Tổng kết khả năng và hiệu quả áp dụng các

phương pháp khai thác dầu bằng cơ học.

Điều kiện khai thác

Nguyên lý truyền động

MB cần kéo

Loại guồng xoắn

Piston thuỷ lực ngầm

Loại phun tia

Loại bơm ly tâm

Loại xoắn Gaslift

Một giếng riêng lẻ Tốt Trung bình Tốt Tốt Trung

bình

Trung bình

Sản phẩm có độ nhớt cao Trung

bình

bình Sản phẩm có độ ăn mòn

cao

Trung bình

Trung bình

bình Sản phẩm có chứa cát Trung

bình

Trung bình

Trung bình

bình

Trung bình

Trung bình

bình

Khá

Thay đổi sản lượng và

chuyển sang khai thác

định kỳ

Trung bình

bình

Tốt

Giếng khoan nghiêng và

ngang

bình

Trung bình

Tốt Trung

bình

Trung bình

Tốt

KN SP KN KN SP KN SP

CHƯƠNG 3

CƠ SỞ LÝ THUYẾT KHAI THÁC DẦU BẰNG GASLIFT

3.1 Sơ đồ nguyên lý cấu trúc Hệ thống cột ống khai thác bằng gaslift.

Hệ thống ống khai thác bằng Gaslift có thể phân loại như sau :

- Theo số lượng cột ống thả vào giếng người ta chia ra :

+ Cấu trúc : chế độ trung tâm 1 cột ống (hình 3.1.c )

+ Cấu trúc : chế độ trung tâm 2 cột ống (hình 3.1.d )

Hình 3.1.a Hình 3.1.b Hình 3.1.c Hình 3.1.d



SP

Pv Pv

Hình 3.1 Các dạng cấu trúc cột ống khai thác gaslift

Trong thực tế, thường sử dụng cấu trúc chế độ vành khuyên 1 cột ống.Tuỳ theo việc trang bị paker và van ngược trong hệ thống, mà chia ra 3 dạngcấu trúc cơ bản sau:

- Hệ thống ống khai thác dạng mở : (hình 3.2.a )

Đặc điểm :

+ Không trang bị paker và van 1 chiều

+ Áp dụng khi Pd lớn hơn áp suất khí ép

+ Áp dụng khi thực hiện phương pháp Gaslift liên tục

- Hệ thống khi khai thác dạng bán đóng (hình 3.2.b )

Đặc điểm :

+ Trang bị paker, không trang bị van 1 chiều

+ Áp dụng khi thực hiện phương pháp khai thác Gasilrt liên tục

- Hệ thống ống khai thác dạng đóng (hình 3.2.c )

Đặc điểm :

+ Trang bị paker và van 1 chiều

+ Áp dụng khi thực hiện phương pháp khai thác Gaslift định kỳ

Hình a Hình b Hình c

Hình 3.2 Các dạng cấu trúc giếng khai thác bằng gaslift 1 cột ống



Ưu nhược điểm của cấu trúc 1 cột ống :

- Cấu trúc 1 cột theo chế độ trung tâm :

+ Ưu điểm :

Giảm áp suất khởi động PKd (so với chế độ vành khuyên)

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

+ Nhược điểm :

Giảm độ bền của ống chống khai thác

Giảm độ bền của ống HKT (do vật cứng mài mòn đầu nối ống)

Khó nâng cát và vật cứng ở đáy giếng lên mặt đất (do tiết diện KGVX lớn) Khó xử lý khi có parafin lắng đọng

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

- Cấu trúc 1 cột ống theo chế độ vành khuyên :

+ Ưu điểm :

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

Tăng độ bền của ống khai thác

Dễ nâng cát và vật cứng ở đáy giếng lên mặt đất (F nhỏ)

Dễ xử lý khi có parafin lắng đọng

Thuận lợi khi trang bị van Gaslift khởi động

+ Nhược điểm :

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

Áp suất đáy giếng Pd giảm đột ngột khi khởi động và ngừng nén khí,làm hư hỏng vùng cận đáy giếng và tạo nút cát lấp ống lọc Để khắc phụcnhược điểm này người ta lắp van Gaslift khởi động và đặt paker

3.2 Tính toán đường kính và chiều dài cột ống khai thác cho giếng thiết kế.

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

a Xác định chiều dài cột ống nâng L(m)

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

d P P H

L



)(

10  de





(3.1)Trong đó :

H: Chiều sâu của giếng (m).

P d : Áp suất đáy giếng (at).



cl cl

cl d

e

cl d e d

cl cl cl

d e

DQ

(P

P(GQ

D(Q

2

2,431)

2,43

d d

cl d e d

cl cl cl

d

DQ

(P

P(GQ

D(Q

2

2,431)

2,4

Q : Lưu lượng khai thác.

b Xác định đường kính cột ống nâng khi làm việc ở chế độ tối ưu:

3

1

1235,0

cl

cl tu

Q d

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

L

lg

1 077 , 0

5 , 0







(3.6)Lưu lượng riêng của khí ép:

m

de P P

G 

(3.7)Lưu lượng khí ép:

V = Roep.Q(m3/ng.đ) (3.8)

G 0 : tỷ số khí của giếng ; : Hệ số hoà tan của khí

3.2.2 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:

- Độ dầy của vỉa: a(m)

- Lưu lượng riêng của khí ép: Rcep (m3/T)

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

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

Do vậy chiều dài cột ống nâng là : Lon = H – a (3.9)

Hình 3.3 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)

dtưa = 0,235

3

) 1 ( 3

1

cl cl

Q





 (3.12)

 = 10 cl

m de

L

P P



 (3.13)Lưu lượng khí ép: V = Roep. Q (m3/ng.đ)

3.3 Phương pháp tính toán chiều sâu đặt van gaslift.

Hiện nay có rất nhiều phương pháp xác định độ sâu đặt van Gaslift, tuỳthuộc vào 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 vàphổ biến nhất đó là phương pháp giải tích và phương pháp dùng đồ thịCamco

Trước hết ta hãy tìm hiểu phương pháp tính toán độ sâu đặt van Gaslifttheo phương pháp giải tích

Khi bơm khí vào ống bơm ép, chất lỏng ở ống bơm ép đi ra ngoài quaống nâng Mực chất lỏng trong ống bơm ép dừng lại ở chiều sâu h1(ứng vớicông suất lớn nhất của máy nén khí) Để khí nén đi vào ống nâng một cách dễdàng người ta lắp van Gaslift số 1 ở độ sâu H1

Khi lắp van Gaslift số 1 (đang mở) khí nén đi vào ống nâng qua van số

1 trộn với chất lỏng trong ống nâng làm cho tỷ trọng cột chất lỏng từ van 1đến miệng giếng giảm, tại thời điểm này áp suất ở đế ống nâng giảm dẫn đếnmực chất lỏng trong ống bơm ép tiếp tục giảm và dừng lại ở độ sâu h2 (ứngvới công suất lớn nhất của máy nén khí)

Cũng như trường hợp trên để khí nén đi vào ống nâng một cách dễdàng người ta lắp van Gaslift số 2 ở độ sâu H2

H2 = h2 - 20m

h 1

h 2

Hình 3.4 Sơ đồ nguyên tắc tính toán chiều sâu đặt van

Khi lắp van Gaslift số 2 khí nén đi vào ống nâng qua cả van 1 và 2 làmcho áp suất bên ngoài Png giảm nhanh Sự chênh áp suất tại van 1( P1 = Png1-

Ptr1) giảm Khi  P1 đạt đến một giá trị nhất định (gọi là áp suất đóng van) thìvan 1 đóng lại

Quá trình trên lặp lại với van 3, 4 cho tới khi mực chất lỏng đạt đến vanlàm việc Cuối cùng chỉ có van làm việc mở còn các van khởi động đều đóng lại

* Công thức xác định chiều sâu đặt van Gaslift như sau:

H

L

m ng

g

P P H H

g

P P H

H

L

n t ng n

n