Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift cho giếng 901 MSP9 Mỏ Bạch Hổ

Dầu khí là một ngành kinh tế mũi nhọn của Việt Nam, trong những năm qua, ngành dầu khí đã có nhiều đóng góp vào sự nghiệp công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước. mặc dù cũng phải đối mặt với một số khó khăn, nhưng ngành dầu khí đã, đang và sẽ tiếp tục đóng vai trò là ngành kinh tế then chốt, phát triển trong tương lai. Nhiệm vụ của chúng ta không những đẩy mạnh tốc độ khoan mà còn phải nghiên cứu tìm ra các phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu tại các mỏ dầu. 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 yêu cầu). Sản lượng khai thác giảm đáng kể, để hoàn thành kế hoạch khai thác hàng năm thì việc khai thác theo phương pháp tự phun sẽ không thực hiện được. 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 đáy giếng bằng các phương pháp khác nhau thì việc chuyển ngay các giếng này sang khai thác bằng phương pháp cơ học là cần thiết.Một trong những phương pháp khai thác thứ cấp quan trọng là phương pháp gaslift . Phương pháp này không chỉ áp dụng thành công đối với những mỏ trên thế giới mà đối với mỏ Bạch Hổ ở Việt Nam ta phương pháp này cho hiệu quả tốt nhất, đảm bảo được tính liên tục của quá trình khai thác. Việc lắp đặt và vận hành hệ thống khai thác gaslift đòi hỏi mức đầu tư ban đầu lớn do đó việc nghiên cứu kĩ các chỉ tiêu thiết kế lắp đặt cũng như các điều kiện vận hành là rất cần thiết và cấp bách. Đồ án tốt nghiệp với đề tài: “Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift cho giếng 901 MSP9 Mỏ Bạch Hổ ” của em sẽ đề cập cơ bản đến các công đoạn thiết kế một giếng khai thác bằng phương pháp gaslift cho giếng khoan thuộc vùng mỏ Bạch Hổ.

Hiện nay ở mỏ Bạch Hổ có nhiều giếng khai thác đã giảm áp suất (một số giếng đãngưng chế độ tự phun hoặc phun kém không theo lưu lượng yêu cầu) Sản lượng khai thácgiảm đáng kể, để hoàn thành kế hoạch khai thác hàng năm thì việc khai thác theo phươngpháp tự phun sẽ không thực hiện được Vậy với những giếng đã ngừng chế độ tự phun haycác giếng hoạt động tự phun theo chu kì với sản lượng nhỏ, thì ngoài việc xử lý vùng cậnđáy giếng bằng các phương pháp khác nhau thì việc chuyển ngay các giếng này sang khaithác bằng phương pháp cơ học là cần thiết Một trong những phương pháp khai thác thứ cấpquan trọng là phương pháp gaslift Phương pháp này không chỉ áp dụng thành công đối vớinhững mỏ trên thế giới mà đối với mỏ Bạch Hổ ở Việt Nam ta phương pháp này cho hiệuquả tốt nhất, đảm bảo được tính liên tục của quá trình khai thác Việc lắp đặt và vận hành hệthống khai thác gaslift đòi hỏi mức đầu tư ban đầu lớn do đó việc nghiên cứu kĩ các chỉ tiêuthiết kế lắp đặt cũng như các điều kiện vận hành là rất cần thiết và cấp bách.

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

cho giếng 901- MSP9 Mỏ Bạch Hổ ” của em sẽ đề cập cơ bản đến các công đoạn thiết kế

một giếng khai thác bằng phương pháp gaslift cho giếng khoan thuộc vùng mỏ Bạch Hổ

Để hoàn thành đồ án tốt nghiệp ,em xin chân thành cảm ơn sự hướng dẫn và giúp đỡ tận

tình của thầy hướng dẫn PGS.TS Lê Xuân Lân, cùng với các thầy giáo, cô giáo trong bộ

môn Khoan- Khai Thác và các anh,các chú làm việc trong XNLD Vietsovpetro đã giúp emhoàn thành đồ án này

Em xin chân thành cảm ơn !

Sinh viên thực hiện

Phạm Văn Độ

CHƯƠNG I

TỔNG QUAN VỀ MỎ BẠCH HỔ 1.1 Đặc điểm địa lý và khí hậu của vùng mỏ Bạch Hổ.

Mỏ Bạch Hổ nằm trong lô số 9 của thềm lục địa nam Việt Nam thuộc bồn trũng CửuLong Bồn trũng Cửu Long nằm trong toạ độ 80º30’ đến 11º00’ vĩ Bắc và 105º00’ đến110º00’ kinh Đông, phía Tây được bao phủ bởi đường từ Cà Nà – Phan Thiết – Vũng Tàuđến Bạc Liêu, Cà Mau phía Nam và Tây Nam được bao bởi bề Malay – Thổ Chu PhíaĐông và Nam được ngăn cách bởi bề nam Côn Sơn là đới tầng ngầm dọc theo các đảo HònKhoan – Hòn Chứng – Côn Sơn

Mỏ Bạch Hổ cách cảng dịch vụ của Liên doanh dầu khí Vietsovpetro khoảng120km, chiều sâu nước biển khoảng 50m, diện tích khoảng 10.000km² Toàn bộ cơ

sở dịch vụ trên bờ nằm ở thành phố Vũng Tàu Thành phố Vũng Tàu được nối vớiThành phố Hồ Chí Minh bằng đường bộ dài 120km và đường thuỷ dài 80km, cho phép tất

cả các tàu của Liên doanh Vietsovpetro đi lại một cách thuận tiện, sân bay Vũng Tàu đápứng đầy đủ cho việc đưa đón công nhân, cán bộ cũng như các thiết bị phục vụ cho việc khaithác dầu khi trên biển

Khí hậu của vùng mỏ Bạch Hổ là khí hậu nhiệt đới gió mùa, chịu sự ảnh hưởng sâusắc của biển với hai mùa rõ rệt: mùa mưa và mùa khô Mùa khô từ tháng 11 đến tháng 3năm sau có gió mùa Đông Bắc với sức gió mạnh nhất vào tháng 12 và tháng 1.Sóng cao tới

ít ở thời kỳ này, độ ẩm tương đối của không khí thấp là 65% Trong thời gian chuyển mùa(tháng 4-5) có sự di chuyển của khối không khí lạnh từ Bắc xuống Nam Dần dần hướnggió chủ yếu là Tây – Nam thổi từ đường xích đạo Gió Tây Nam làm tăng độ ẩm không khí,

đêm không đáng kể, mưa trở nên thường xuyên và to hơn kéo dài vài giờ Có kèm theogiông tố, vận tốc gió là 25m/s, kéo dài từ 10-30 phút, độ ẩm không khí thời kỳ này là 85-89% Vào tháng 10 trong thời kỳ chuyển mùa lần thứ hai gió Tây Nam yếu dần thay bằng

dòng chảy tuân theo gió mùa và thuỷ triều Nhiệt độ nước ở vùng thêm lục địa thay đổi

Hình 1.1 Vị trí địa lý của mỏ Bạch Hổ

1.2.Đặc điểm địa chất.

1.2.1.Đặc điểm kiến tạo.

Lát cắt mỏ Bạch Hổ bao gồm trầm tích cát sét đệ từ Neogen và Paleogen nằm trênmỏng kết tinh tuổi Mezozoi Chiều dày lớp phủ trầm tích ở vòm cấu tạo khoảng 3km và lêntới 5-7 km ở các cánh và các nếp uốn kế cận Trầm tích chứa sản phẩm là cát bột kếtMioxen dưới (điệp Bạch Hổ), với các thân dầu trong tầng 22,23,24 và Oligoxen trên (điệpTrà Tân) với các thân dầu trong tầng I, II, III, IV, V và Oligogen dưới (điệp Trà Cú) với cácthân dầu (VI, VII, VIII, IX, X)

Đá chắn của những thân dầu này là những tầng sét khu vực trong điệp Bạch Hổ trêntầng 22, 23 và những tầng sét trong Oligoxen trên nằm trên các thân cát Oligoxen dưới và

đá mỏng Đá chưa Oligoxen trên nằm giữa các lớp sét có dạng thấu kính và đặc trưng bởi dịthường áp suất cao, hệ số dị thường lên đến 1,7 Đá phun trào trong núi lửa, bazan phát triểnmạnh giữa những trầm tích sét thuộc Oligoxen trên và dưới Móng là đá granit có thànhphần khoáng vật khác nhau Chiều dày lớn nhất được mở vào đá mỏng là 877m

Thân dầu cho sản phẩm cao có dạng khối chứa trong đá mỏng hang hốc, nứt nẻ Cấutạo bạch Hổ là nếp lồi lớn có 3 vòm chạy theo hướng kính tuyến, được phức tạp hoá bởi hệthống đứt gãy có biến độ tắt dần về phía trên theo lát cắt Đối với nhiều đứt gãy có hướngchủ yếu là kinh tuyến và hướng Đông Bắc – Tây Nam Vòm trung tâm là vòm cao nhất củacấu tạo, nó cao hơn vòm Bắc và vòm Nam tương ứng là 250m và 950m Vòm Bắc là vòm

có cấu trúc phức tạp nhất của vòm nâng Cánh Tây của nó bị phức tạp hoá bởi địa hào hẹp,

xa hơn nữa là vòm nâng mái được vạch ra Cánh Đông và chính của vòm nâng bị chia cắtbởi hàng loạt đứt gẫy thuận có hướng chéo tạo thành hàng loạt các khối bậc thang

Vòm Nam là phần lún chìm nhất của cấu tạo, nó cũng bị hệ thống đứt gãy thuận chia

ra thành nhiều khối

Nói chung cấu tạo này không đối xứng, góc nghiêng ở cánh rìa phía Tây tăng theo

1.2.2.Đặc điểm địa tầng.

Mỏ Bạch Hổ là mỏ dầu ở biển, loại đá vỉa, các lớp trầm tích là đá lục nguyên chứa

13 tầng sản phẩm cho dòng dầu công nghiệp, phần dưới trong đá nứt nẻ của móng phát hiệnthân dầu dạng khối cho sản lượng cao chứa phần lớn sản lượng của mỏ

Dựa vào cấu trúc địa chất, tính chất và các đặc trưng nhiệt độ, áp suất vỉa trên đãchia làm 4 phức hệ chứa dầu được phân cách bởi các tệp sét chắn khu vực dày; ba phức hệ

đá trầm tích chứa dầu và phức hệ thứ tư nằm trong tầng móng

• Phức hệ thứ nhất:

Phức hệ đá chứa dầu đầu tiên bao gồm tầng 23,24 thuộc điệp Bạch Hổ (Mioxen).Trầm tích phức hệ này phân bổ trên khắp diện tích khu vực mỏ và trên các vùng lân cận.Chúng được liên kết một cách chắc chắc trong các lát cắt của tất cả các giếng khoan, cácthân dầu của vòm này thuộc dạng vòm vỉa, tầng này dưới tầng kia, bị chia cắt bởi các đứtgãy phá huỷ có ranh giới dầu nước và có đới chứa nước bao quanh phía ngoài Áp suất vỉatương ứng với áp suất thuỷ tĩnh Thành phần dầu của tầng trên khác với tầng dưới, khả năngchứa dầu phân bố cả vòm trung tâm và vòm Bắc của mỏ

• Phức hệ thứ hai:

Phức hệ chứa dầu thứ hai gồm các tầng sản phẩm I, II, III, IV, V của điệp Trà Tânthuộc (Oligoxen thượng) Trầm tích của các tầng này được phân biệt bởi sự thay đổi mạnhcủa hướng đá Đá chứa chủ yếu ở rìa phía Bắc và cánh phía Đông của vòm Bắc Ranh giớitiếp xúc dầu - nước chưa được phát hiện Đặc trưng của phức hệ này là áp suất vỉa cao

• Phức hệ thứ ba:

Phức hệ chứa dầu thứ ba gồm các tầng sản phẩm: VI, VII, VIII, IX, X của điệp Trà

Cú thuộc Oligoxen hạ Các tầng sản phẩm này là cát kết phát triển trên toàn vộ diện tích củavòm Bắc tạo thành thân dầu thống nhất dạng vòm vỉa khối các phân lớp sét giữa các tầng cóchiều dày nhỏ lẫn cát, có khả năng bị nứt nẻ và không thể làm màn chắn tin cậy

Phần lớp sét giữa tầng IX và X ổn định nhất Có áp suất vỉa khả đôi chút với áp suấtthuỷ tĩnh Hệ số dị thường không vượt quá 1,2 Ranh giới tiếp xúc dầu nước chưa phát hiệnthấy, tính chất dầu của các tầng khác nhau

• Phức hệ thứ tư:

Phức hệ chứa dầu thứ tư là đá nứt nẻ gồm granit và granodioxit Khả năng dị dưỡngcủa đá được hình thành do có độ nứt nẻ và hang hốc thông nhau bằng các khe nứt và sựgiãn cách Thân dầu có dạng khối, ranh giới tiếp xúc dầu nước chưa được xác định

Trong các công trình nghiên cứu cho thấy đá chứa trong khoảng địa tầng từ trên củaoligoxen hạ (tầng sản phẩm VI) Đến mặt móng chứa một loại dầu có cùng nguồn gốc và cóthể tạo thành một thân dầu thống nhất có dạng vỉa khối Mức độ lưu thông về thuỷ lực củatừng cùng, từng đới và khoảng cách các đá chứa sản phẩm của thân dầu như nhau:

+ Theo mặt đứt gãy kiến tạo với đá mỏng, các mặt đứt gãy này không làm màn chắn

mà ngược lại chúng làm tăng độ hang hốc của granit

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

+ Theo các “Cửa sổ” trầm tích là các cùng không có sét làm vách ngăn cách giữa các

đá chứa

Hình 1.2 Cột địa tầng tổng hợp của mỏ Bạch Hổ

1.3.Đặc điểm cơ bản của vỉa sản phẩm:

đó chiều dày hiệu dụng chứa dầu từ 0 22,4 trung bình là 11,3m với hệ số biến đổi là 0,03

Đá chứa của tầng bị phân chia ra 2 5 vỉa bởi lớp cát, sét mỏng, hệ số phân lớp trungbình là 3,6 với hệ số là 0,28, hệ số cát (phần chứa trong chiều dày chung của tầng là 0,45)với hệ số biến đổi là 0,24

Tầng 23 vòm trung tâm có chiều dày là 40,8m với hệ số biến đổi là 0,26 chiều dàyhiệu dụng trung bình là 14m với hệ số biến đổi là 0,41 còn chiều dày hiệu dụng trung bìnhchứa dầu khí chỉ có 8,4m hay nhỏ hơn vòm Bắc 25,6% So với vòm Bắc tầng 23 ở đây kémđồng nhất hơn, hệ số phân lớp 5,5, hệ số cát là 0,34 vói hệ số biến đổi là 0,58

Trầm tích Oligoxen hạ nói chung chỉ phát triển trên phạm vi vòm Bắc, chiều dàythay đổi từ 35 268,2m trung bình là 149, hệ số biến đổi là 0,41 Chiều dày hiệu dụng từ 1146,4m Mức phân lớp trung bình của tầng rất cao và ở một số vỉa giếng khoan được xácđịnh 18 20 vỉa cát Hệ số trung bình là 0,39, hệ số biến đổi 0,29 Các đứt gãy làm tăngmức độ không liên tục của vỉa

1.3.2.Độ chứa dầu:

Dầu chủ yếu tập trung trong tầng 23 thuộc Oligoxen và tầng VI, VII, VIII, IX, Xthuộc tầng Oligoxen hạ và trong tầng mỏng Độ chứa dầu trong tất cả các tầng còn lại thìtrữ lượng nhỏ hơn Việc khai thác tất cả các tầng 22, 23, 24 có thể khai thác cùng một lúc.Còn tầng I, II, III, IV, V thuộc Oligoxen được khai thác thực hiện bằng các tầng Oligoxen

hạ và đá mỏng

Độ chứa dầu và tầng mỏng có thân dầu lớn nhất và cho sản lượng cao nhất của mỏ

Đá mỏng là đá Granit và đá Granodionit có tính dị dưỡng được tạo từ quá trình địa chất nhưphong hoá những khoáng vật không bền Các dung dịch thuỷ nhiệt bị khử kiềm nứt nẻ kiến

tạo đứt gãy, chuyển dịch cùng với việc tạo thành các đới Mionit dọc theo các mặt trượt nứt

và co lại của đá khi đông đặc của mắcma Kết quả tạo thành đá chứa dạng hang hốc, nứt nẻ

mà thể tích chứa chủ yếu là các hang hốc, còn các kênh dẫn chủ yếu là các khe nứt

Đặc trưng của đá chứa bảo đảm lưu lượng cao phát triển trên vòm trung tâm theosườn tây của vòm Bắc, nhưng vòm Bắc lại đặc trưng bằng tính dị dưỡng kém, trong phạm

vi vòm Bắc ở phần trên của đá móng có phát hiện đá rắn chắc Đá này hầu như không chứadầu và không tham gia vào thể tích hiệu dụng của thân dầu tất cả các đá dị dưỡng từ mặtmóng cho tới ranh giới dưới của thân dầu bão hoà, thân dầu thuộc dạng khối chưa phát hiệnđược chiều sâu ranh giới dưới của thân dầu mặc dù chiều dày của thân dầu là dày liên tụcbao trùm vòm trung tâm cũng như vòm Bắc, ranh giới cả thân dầu cấp (C2) chạy qua độ sâutuyệt đối 4121m Theo số liệu giếng khoan Oligoxen hạ và điều này gắn liền với giá thiết kế

về thân dầu thống nhất của Oligoxen hạ và móng Đối với những thân dầu này sự thốngnhất còn thấy ở tính chất lý hoá của dầu và áp suất vỉa Tầng móng cho dòng dầu không lẫnnước đối với độ sâu tuyệt đối

Theo tài liệu đã xác định những khoáng có độ rỗng rất cao tới 18,5% còn độ rỗngtrung bình cho chiều dày hiệu dụng là 4,3% khi tích trữ lượng Độ rỗng được biện luận chochiều dày chung của móng với giá trị sau vòm Bắc từ 2,5 15% vòm trung tâm 2,3 3,8%

Không thể xác định trực tiếp độ bão hoà dầu của đá mỏng mà nó được đánh giá bằng cácphương pháp gián tiếp theo quan hệ với bề mặt riêng giữa chúng và được lấy bằng 85%.

1.3.4 Tính không đồng nhất.

Mỏ Bạch Hổ là mỏ có dạng đá vỉa 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 Hệ số cát của vòm Bắc là 0,45 và hệ số cát của vòm trungtâm là 0,34

Tài liệu nghiên cứu mẫu lõi và tài liệu đo đạc ở tầng Mioxen cho thấy lát cắt các tậpkhông đồng nhất

• Các thân dầu Oligoxen hạ:

Theo tài liệu địa chất và tài liệu mẫu lõi trong giếng khoan thuộc tầng Oligoxen hạcho thấy mặt cắt các tầng sản phẩm không đồng nhất được xen kẽ bởi các lớp cát kết, bộtkết chứa sản phẩm và sét mỏng không chứa sản phẩm

So sánh đặc tính của các đối tượng khai thác cho thấy rằng trong các đối tượng có đáchứa độ rỗng như Oligoxen hạ thường không đồng nhất Hệ số phân lớp và hệ số cát củatầng Oligoxen hạ lần lượt là 10,8 và 0,39

Nhìn chung khi đánh giá mức độ không đồng nhất của các tầng sản phẩm, thấy rằngtrầm tích sản phẩm Oligoxen hạ là kém đồng nhất hơn cả Mức độ phân lớp lớn nhất tới 20vỉa Hệ số phân lớp trung bình là 19,8%

1.4 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 chủyếu là các hydrocacbon, tồn tại ở thể lỏng Màu sắc của dầu thô biến đổi có thể là xanhđậm, 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

Sự khác biệt giữa dầu ở Mioxen hạ vòm Trung tâm và Oligoxen thượng trong nhóm

I được nhận biết bởi các thành phần khí hòa tan, khí tách từ dầu Oligoxen thượng có hàmlượng Nitơ dị thường ( 4,28% ÷ 14,81% mol) Còn khí tách từ Mioxen hạ vòm Trung tâmtrong thành phần chứa nhiều Propan, Butan, Pentan hơn

Dầu Oligoxen hạ so với dầu tầng móng ở nhóm III có độ bão hòa khí thấp hơn (160

hơn (0,46 ÷ 0,48 MPa.s so với 0,38 ÷ 0,46 MPa.s)

Theo các giá trị về áp suất bão hòa và tỷ trọng khí hòa tan, dầu trong nhóm II tương

tự như dầu trong Oligoxen hạ Dựa trên các mô hình thực nghiệm có thể khẳng định rằng:Đối với dầu đá móng thì thay đổi nhiệt độ ít gây ảnh hưởng đến áp suất bão hòa, giá trị ápsuất bão hòa được xác định bằng tỷ số khí dầu

Qua phân tích số liệu theo các vi phân ta thấy dầu được chia thành hai nhóm:

+ Dầu đá móng và dầu Oligoxen hạ

+ Dầu Oligoxen thượng và Mioxen

Về thành phần cấu trúc dầu vỉa, do hạn chế các số liệu trưng cất chân không nên sử

Tỷ suấtkhí dầu(m3/t)

Hệ sốthể tích

Độ nhớtdầu vỉa(MPa.s)

Tỷ trọngdầu vỉa

 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 là khí ở bất cứ nhiệt độ và áp suất nào mà không hòa tan trong cáchydrocacbon lỏng

 Khí hoà tan:

Khí hoà tan được chứa đồng đều trong dầu ở nhiệt độ và áp suất đã định Sự giảm ápsuất, tăng nhiệt độ có thể làm cho khí thoát khỏi dầu và những khí thoát ra đó có các tínhchất của khí tự do

Bảng 1.2 Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu.

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 của chúng lượng

(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 Oligoxentrên

 Nước:

Nước khai thác cùng dầu thô hoặc khí tự nhiên có thể tồn tại ở dạng lỏng hoặc ở dạnghơi tuỳ thuộc vào nhiệt độ và áp suất làm việc Nước lỏng có thể ở trạng thái tự do hoặcdạng nhũ tương Nước tự do tách ra từ các hydrocacbon lỏng Nước nhũ tương bị phân tántrong dạng những hạt nhỏ trong hydrocacbon lỏng.

 Các tạp chất và các chất khác:

hydrocacbon trong tự nhiên Chúng có thể có lợi hoặc có hại cho quá trình khai thác (giúpgiảm tỷ trọng của dòng sản phẩm, gây ăn mòn thiết bị…) dòng sản phẩm có thể chứa cáctạp chất lỏng hoặc sền sệt như nước và parafin Chúng có thể còn chứa các tạp chất rắn nhưmùn khoan, cát, bùn và muối

1.5 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 phủnày có hệ số dẫn nhiệt bé hơn so với hệ số dẫn nhiệt của đá móng Dòng nhiệt này sau khi

ra khỏi móng sẽ bị ứ ở các lớp phủ phía trên, 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 luậtnhư sau:

Cùng chiều sâu như nhau, giếng nào nằm ở vùng đá móng nâng cao thì nhiệt độ caohơn, ngược lại giếng nào nằm ở vùng đá móng hạ thấp thì có nhiệt độ thấp hơn

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

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 và vòm 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

1.6 Tình hình khai thác ở mỏ Bạch Hổ.

Mỏ Bạch Hổ được đưa vào khai thác công nghiệp từ năm 1986 Tầng khai thácMioxen dưới khai thác năm 1986, Oligoxen năm 1987 và tầng Móng Granit năm 1988.Tính đến tháng 01/2009 mỏ Bạch Hổ khai thác được hơn 169 triệu tấn dầu Tổng số giếng

là 315 trong đó số giếng khai thác 213, giếng bơm ép nước 59, giếng theo dõi quan sát 7,giếng đóng tạm thời 20 và giếng huỷ 16

Sản lượng khai thác của mỏ hiện nay trung bình 17 – 18 nghìn tấn/ ngày đêm Khối

1.6.1 Tình hình khai thác ở tầng Mioxen

Vỉa 23 tầng Mioxen dưới thuộc vòm trung tâm được đưa vào khai thác thử nghiệm côngnghiệp từ tháng 6 năm 1986 Hiện nay trong vỉa này có 55 giếng khoan, trong đó 32 giếngkhai thác, 8 giếng bơm ép, 4 giếng theo dõi và 1 giếng dừng tạm thời và 10 giếng huỷ Hiệntại chỉ có 3 giếng khai thác theo chế độ tự phun, 28 giếng khai thác theo chế độ gazlif Cácgiếng hiện nay phần lớn khai thác với sản phẩm có hệ số ngập nước khá cao Quá trình bơm

ép nước duy trì áp suất vỉa được tiến hành tốt và đem lại hiệu quả cao Lưu lượng khai tháctrung bình 648 tấn/ng.đ với độ ngập nước 67,6%

1.6.2 Tình hình khai thác ở tầng Oligoxen

Vỉa dầu tầng Oligoxen dưới được đưa vào khai thác thử công nghiệp tháng 5 năm 1987.Tính đến thời điểm 01.01.2009 vỉa này có 84 giếng, trong đó có 65 giếng khai thác (5 giếngkhai thác theo chế độ tự phun, 60 giếng gaslift), 12 giếng bơm ép và 5 giếng huỷ Lưulượng khai thác trung bình 1725 tấn/ng.đêm với độ ngập nước 11,8%

1.6.3 Tình hình khai thác ở tầng Móng

Vỉa dầu trong đá Móng nứt nẻ vòm Trung Tâm được đưa vào khai thác thử công nghiệptháng 9 năm 1988 Tính đến thời điểm 01.01.2009 tầng móng có 124 giếng, trong đó có 63giếng khai thác bằng chế độ tự phun với sản lượng cao, 22 giếng gaslift, 26 giếng bơm ép, 3giếng theo dõi, 10 giếng đóng tạm thời và 1 giếng huỷ Các giếng khai thác với lưu lượngcao trung bình khoảng 400 tấn/ngày đêm Lưu lượng khai thác trung bình 15134 tấn/ng.đêmvới độ ngậm nước 20,2%

CHƯƠNG II

CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC VÀ CƠ SỞ ĐỂ LỰA CHỌN KHAI

THÁC BẰNG GASLIFT TẠI MỎ BẠCH HỔ

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 Nếunăng 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 sẽkhai 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

Hình 2.1 - Các hệ thống của khai thác 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 cấpnăng lượng bổ sung này thường để giảm chiều cao mực chất lỏng trong giếng hoặc để giảm

Nhưng thực tế trong khai thác dầu trên thế giới, phương pháp tự phun thường kéo dàitrong vài năm đầu tiên của đời mỏ Do vậy cần phải có biện pháp kéo dài chế độ tự phuncủa giếng dầu càng lâu càng tốt Khi chế độ tự phun không thể thực hiện được, người taphải 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 loạitheo các nhóm sau: truyền lực bằng cần, truyền lực bằng thuỷ lực, truyền lực bằng điệnnăng và truyền lực bằng khí nén cao áp.

2.1 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm piston cần và máy bơm guồng xoắn 2.1.1 Bản chất của phương pháp

Loại máy bơm này hoạt động nhờ năng lượng của động cơ điện được chuyển thành cơnăng và được truyền xuống giếng qua hệ thống cần truyền lực Đối với máy bơm pistoncần thì chuyển động quay của động cơ điện thông qua cần truyền lực chuyển thành chuyểnđộng tịnh tiến để kéo thả piston trong giếng Trên piston có lắp van ngược, khi piston hạxuống thì dầu tràn qua van ngược đi lên phía trên, khi piston di chuyển lên phía trên thì vanngược sẽ đóng lại và nâng dầu lên mặt đất Cứ như vậy dầu được chuyển từ đáy giếng lênmặt đất

Đối với máy bơm guồng xoắn thì chuyển động quay của động cơ được chuyển thànhchuyển động xoay theo phương thẳng đứng để quay guồng xoắn trong giếng Nhờ vậy

mà dầu sẽ di chuyển lên mặt đất theo các rãnh xoắn của guồng

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 ápsuất thấp, nhiệt độ và độ nhớt cao

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

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

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 ởTrung Cân Đông và các mỏ ở Mỹ Các mỏ này có chung đặc điểm là vỉa sản phẩm có độsâu không lớn, đang trong giai đoạn khai thác giữa và cuối đời của mỏ, có áp suất đáy giếngthấp 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 phươngpháp khai tác cơ học khác Phương pháp này không được áp dụng ở mỏ Bạch Hổ

2.2 Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm

+ Bơm tia hoạt động nhờ vào sự biến đổi các dạng năng lượng từ áp suất sang vậntốc 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 ápsuất được biến thành năng lượng vận tốc Dòng chất lỏng có vận tốc lớn nhưng áp suất nhỏnày 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 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 chấtlỏng mang năng lượng

2.2.3 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 tương đối cao, khisửa chữa phải dùng hệ thống cơ học chuyên dụng

- 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 thường xuyên và không cho phépvượt quá giới hạn

2.2.4 Phạm vi ứng dụng:

Phương pháp cơ học này chủ yếu được áp dụng ở những vùng mỏ trên đất liền vàngoài biển , các vùng mỏ trên đất liền và thêm lục địa của Mỹ, ở vùng Biển Bắc Giếng khai

Các vùng mỏ kế cận có độ sâu tầng sản phẩm từ 1500  2500m Thân giếng có độ nghiêng

2.3 Phương pháp khai thác dầu bằng bơm ly tâm điện chìm

2.3.1 Bản chất của phương pháp :

Đây là loại máy bơm ly tâm nhiều cấp, hệ thống hoạt động nhờ năng lượng điệnđược cung cấp từ máy biến thế trên mặt đất theo cáp truyền xuống mô tơ điện đặt tronggiếng ở phần dưới của máy bơm Chuyển động quay của động cơ điện được truyền qua trụcdẫn làm quay các bánh công tác (Rôto) Chất lỏng trong bánh công tác sẽ bị đẩy theo cáchướng của cánh Rôto đập vào cánh tĩnh (Stato) có chiều ngược lại, tạo ra sự tăng áp đẩydầu chuyển động lên tầng trên Cứ như vậy dầu khi qua mỗi tầng bơm sẽ được tăng áp vàđược đẩy lên mặt đất theo cột ống khai thác

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 khíthấp, 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 ngoàikhơi

- Nguồn năng lượng điện cung cấp cho các máy bơm là nguồn điện cao thế hoặc được tạo ranhờ động cơ điện

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

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

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

2.3.3.Nhược điểm :

- 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

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

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

- Khó điều chỉnh được lưu lượng khai thác

2.3.4 Phạm vi ứng dụng :

Phương pháp này tương đối phổ biến vì cấu trúc thiết bị và hệ thống khai thác đơngiản, máy làm việc dễ dàng có khả năng thu được lượng dầu tương đối lớn đến hàng trămtấn/ngđ Loại máy bơm này rất thuận lợi khi khai thác dầu ở những vỉa có tỷ số dầu thấp,

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

khắc phục nhờ các vật liệu đặc biệt phủ bên ngoài Phương pháp này hiện đang được ápdụng tại một số giếng ở mỏ Bạch Hổ và Mỏ Rồng

2.4 Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift

2.4.2 Ưu điểm :

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

- 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 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 nhiễm 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 khai thác 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

2.4.3 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 với các phương phápkhác

- Không tạo được chênh áp lớn nhất để hút dầu ở trong vỉa ở giai đoạn cuối của quátrình 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 vậnhành và công nhân cơ khí lành nghề

2.4.4 Phạm vi ứng dụng :

Hiện nay giải pháp khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift đang được áp dụng rộngrãi trên cả đất liền và cả ngoài biển, đặc biệt đối với vùng xa dân cư và khó đi lại Giải phápnày thích hợp với những giếng có tỷ số khí dầu cao, có thể khai thác ở những giếng có độnghiêng lớn và độ sâu trung bình của vỉa sản phẩm trên 3000m Phương pháp này hiện đangđược áp dụng rộng rãi trên mỏ Bạch Hổ

2.4.5 Đặc điểm cụ thể của phương pháp gaslift.

- 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 ống bơm ép làmcho chất lỏng trong ống khai thác di chuyển xuống đế ống nâng Khi mực chất lỏng đến đế ốngnâng, áp suất nén khí đạt giá trị cựa đại, áp suất tại thời điểm này gọi là áp suất khởi động (Pkd).Khí nén tiếp tục đi vào ống nâng hoà trộn với chất lỏng, làm cho tỷ trọng cột chất lỏng giảmtrong ống nâng giảm, dẫn đến Pđ giảm , chênh áp p tăng, chất lỏng đi từ vỉa vào đáy giếng

và đi lên miệng giếng

Hình 2.2 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

+ Tính ăn mòn mạnh

+ Khảo sát và xử lý giếng thuận lợi (Không cần nâng cột ống khai 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 mà chia ra làm

2 phương pháp khai thác Gaslift

2.4.5.1 Phương pháp khai thác gaslift liên tục:

Phương pháp Gaslift liên tục là phương pháp khí nén đưa vào khoảng không vànhxuyến giữa ống chống khai thác và cột ống nâng, còn sản phẩm theo ống nâng lên mặt đấtliên tục

+ 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 lượng khí nén

lượng khai thác lớn)

2.4.5.2 Phương pháp khai thác Gaslift định kỳ:

Khai thác Gaslift định kỳ được tiến hành bằng cách ép khí vào khoảng không vànhxuyến 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 số địa chất kỹ thuật của đối tượng khaithác

+ Lưu lượng cực đại bị giới hạn

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

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

2.5 Cơ sở để áp dụng phương pháp gaslift ở mỏ Bạch Hổ

Điều kiện khai thác dầu 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 vìvậy bên cạnh việc đưa nhanh tốc độ khoan và đưa giếng mới vào khai thác, chúng ta cần ápdụng 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

Với điều kiện hiện tại ở mỏ Bạch Hổ ngoài đối tượng móng đang khai thác theo chế độ

tự phun cho sản lượng cao và áp suất giảm không đáng kể, thì hầu hết các giếng khai thác ởtầng Mioxen và Oligoxen ở thời kỳ cuối của quá trình tự phun hoặc ngừng phun và bị ngậpnước Do đó việc đưa các giếng này vào khai thác thứ cấp là rất cần thiết

Qua phân tích các ưu, nhược điểm của từng phương pháp khai thác cơ học ở phần trên,

ta nhận thấy rằng một số hạn chế của phương pháp này có thể khắc phục bằng cách sử dụngphương pháp khác Nhưng điều này không toàn diện vì bản thân ưu và nhược điểm của cácphương pháp trên không thể bù trừ nhau Để có cơ sở lựa chọn phương pháp khả thi và hiệuquả 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 áp dụng trên mỏ, công nghệ 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 trênthế giới, liên hệ với điều kiện thực tế tại mỏ Bạch Hổ, tác giả thấy rằng: Với các giếng khaithác tập trung trên giàn cố định hay giàn vệ tinh với diện tích sử dụng hạn chế, độ sâu vỉasản phẩm tương đối lớn từ (3000 ÷ 5000m), sản lượng khai thác lại lớn, nên giải pháp khaithác bằng máy bơm piston cần là không khả thi đối với mỏ Bạch Hổ

Năm 1989, viện nghiên cứu khoa học và thiết kế dầu khí biển của xí nghiệp liên doanhVietsovpetro đã tiến hành thử nghiệm với bộ máy bơm piston thuỷ lực và máy bơm ly tâmđiện chìm trên một số giàn cố định (MSP) Kết quả thử nghiệm cho thấy khả năng sử dụng

có độ ngậm 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 vàchóng hỏng.

Từ năm 1991 tại mỏ Bạch Hổ đã tiến hành thử nghiệm khai thác bằng máy bơm ly tâmđiện chìm với mục đích xác định phạm vi sử dụng của máy bơm đối với mỏ dầu có yếu tốkhí cao và nhiệt độ vỉa cao Kết quả thí nghiệm như sau:

+50% hỏng hóc của máy bơm ly tâm điện ngầm xảy ra ở phần điện trong đó 30% hỏng là

do đường dây điện bị xây xước trong khi thả máy xuống giếng nghiêng và sâu

+83% máy bơm ly tâm điện ngầm làm việc trong điều kiện có hệ số hiệu dụng tối ưu

+Chu kỳ giữa hai lần sửa chửa giếng khai thác bằng máy bơm ly tâm điện chìm tại mỏ Bạch

Hổ thay đổi trong phạm vi tương đối lớn, trung bình từ 6 ÷ 8 tháng

Kết quả thí nghiệm cho thấy nhiệt độ làm việc của động cơ trong thời gian làm việc luôngần giá trị tới hạn của động cơ, nhất là khi khai thác ở tầng móng có nhiệt độ cao Trongđiều 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, khoan ngang có độ nghiêng lớn, điều đó dẫntới khó khăn trong việc thả máy bơm Hệ thống bảo vệ dây cáp bị xây xát trong quá trìnhthả hoặc máy bơm có thể bị 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

máy bơm ly tâm điện ngầm, đối với các giếng có độ sâu 3500m và không thể sử dụng máybơm ly tâm điện ngầm để khai thác với sản lượng lớn hơn 300T/ngđ Vì đường kính ốngchống khai thác nhỏ (168mm)

Nếu dùng máy bơm ly tâm điện ngầm cho toàn bộ mỏ, đặc biệt với các giếng khaithác trên giàn vệ tinh thì vấn đề kéo thả máy bơm trong quá trình sửa chữa trở thành nangiải vì cần đến tàu khoan và điều kiện thời tiết cho phép giải pháp sử dụng máy bơm lytâm điện ngầm để khai thác chì có tính khả thi khi khai thác cục bộ ở từng giếng và cho mỏRồng

Từ những vấn đề thực tế nêu trên, việc sử dụng bơm ly tâm điện chìm gặp không ítkhó khăn do yếu tố khí lớn, độ sâu lớn, độ nghiêng và kích thước của giếng cũng như cấutrúc giàn BK

Ngày nay với lưu lượng khí đồng hành cao và áp suất lớn cho phép mỏ Bạch Hổ ápdụng phương pháp khai thác bằng gaslift trên toàn bộ mỏ Nó đã chứng tỏ ưu điểm hơn sovới các phương pháp khai thác cơ học khác, không những về mặt kỹ thuật, công nghệ màcòn 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 Do vậy việc

áp dụng phương pháp khai thác dầu bằng gaslift là hiệu quả và thích hợp đối với giếng màtác giả sẽ thiết kế

Bảng 2.1: So sánh điều kiện làm việc của các phương pháp khai thác cơ học

Thay đổi sản lượng linh hoạt và

CHƯƠNG III

CƠ SỞ LÝ THUYẾT KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT

3.1 Nguyên lý làm việc của giếng dầu và yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả khai thác

bằng phương pháp gaslift

3.1.1 Nguyên lý

Phương pháp khai thác gaslift là một phương pháp khai thác cơ học được áp dụng

khi không thể thực hiện được khai thác tự phun

Phần lớn các giếng sau thời kỳ khai thác bằng phương pháp tự phun, năng lượng vỉa

sẽ giảm không còn đủ để vận chuyển sản phẩm từ vỉa theo thân giếng đi lên mặt đất Để

tiếp tục khai thác người ta nén khí xuống vào trong cần hoặc vào ngoài cần khai thác với

mục đích làm nhẹ dầu để tiếp tục khai thác tương tự như phương pháp khai thác tự phun

nhân tạo

Hình 3.1 Nguyên lý hoạt động của phương pháp khai thác Gaslift

- Khi chưa bơm khí nén vào khoảng không vành xuyến giữa HKT và ống chống khai

thác thì mực chất lỏng bên trong và bên ngoài ống bằng nhau

- Bơm khí nén vào ống bơm ép là cho chất lỏng trong ống bơm ép di chuyển xuống

đế ống nâng Khi mực chất lỏng đến đế ống nâng, áp suất nén khí đạt giá trị cực đại, áp suất

tại thời điểm này gọi là áp suất khởi động (Pkđ) Khí nén tiếp tục đi vào ống nâng, hoà trộn

3.1.2 Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả của phương pháp Gaslift.

+ Lưu lượng khí nén : Để khai thác có hiệu quả ta phải đảm bảo đủ khí nén theo yêucầu Lưu lượng này được tính bằng tổng lưu lượng khí nén được bơm vào tất cả cácgiếng trong vùng khai thác Khai thác sẽ đạt hiệu quả khi khí bơm ép đạt được lưulượng tối ưu

+ Cấu trúc ống khai thác: Để khai thác ổn định, kích thước ống khai thác là một yếu tốquan trọng khi thiết kế Kích thước của ống khai thác quá nhỏ sẽ gây ra tổn thất ma sát.Tuy nhiên nếu quá lớn sẽ làm cho dòng chảy mất ổn định Để thiết kế được ống khaithác tối ưu cho dòng chảy hai pha trong giếng thẳng đứng cần phải có dữ liệu chính xác.+ Tính chất của chất lưu khai thác: Độ nhớt, độ ngậm nước, độ ngậm dầu, sức căngtrượt

+ Áp suất khí nén, chiều sâu nhúng chìm: Áp suất khí nén quá thấp sẽ không khai thácđược lưu lượng mong muốn Nếu chiều sâu nhúng chìm quá lớn thì áp suất khởi độngcũng rất lớn và ngược lại khí nén sẽ không nâng được dầu lên mặt đất

+ Chất lượng khí nén: thông thường trước khi nén khí vào giếng người ta phải xử lýchúng, bởi các tạp chất lẫn trong khí Hiệu quả của hệ thống khai thác bằng Gaslift phụthuộc vào áp suất cao của khí có sẵn

+ Máy nén khí : máy nén khí được lựa chọn phù hợp với giá trị áp suất, khả năng ápdụng, công suất, môi trường hoạt động và nguồn kinh phí

+ Ngoài ra hiệu quả của phương pháp khai thác bằng Gaslift còn phụ thuộc vào hệ sốsản phẩm, lượng khí tách ra khỏi dầu và áp suất trên nhánh xả

3.2 Sơ đồ cấu trúc Hệ thống cột ống khai thác bằng gaslift.

Cấu trúc hệ thống khai thác 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 khí lên mặt đất, đồng thời đảm bảo độ an toàn , cũng như hiệu quả của phương pháp khai thác dầu bằnggaslift

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

+ Cấu trúc 1 cột ống

+ Cấu trúc 2 cột ống

- Theo hướng đi của khí nén và dòng sản phẩm người ta chia ra hai chế độ khai thác : + Chế độ vành khuyên.

trang bị paker và van ngược trong hệ thống, mà chia ra 3 dạng cấu trúc cơ bản sau:

- Hệ thống ống khai thác dạng mở : (hình 3.3.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 3.3.b )

SP KN

SP KN

KN SP

KN

SP

Đặc điểm :

+ Trang bị paker, không trang bị van 1 chiều

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

- Hệ thống ống khai thác dạng đóng (hình 3.3.c )

Đặc điểm :

+ Trang bị paker và van 1 chiều

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

a b c

Hình 3.3 Các dạng cấu trúc giếng khai thác bằng gaslift 1 cột ống

- Cấu trúc 1 cột theo chế độ trung tâm :

+ Ưu điểm :

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

- 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)

vùng cận đáy giếng và tạo nút cát lấp ống lọc Để khắc phục nhược điểm này người ta lắpvan Gaslift khởi động và đặt paker

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

3.3.1 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 :

P H

L



)(

10  de





(3.1)Trong đó :

H: Chiều sâu của giếng (m)

Pd: Áp suất đáy giếng (at)

khí từ máy nén khí đến cột ống nâng là 4 at nên:

cl de d

cl cl cl

de

D Q

P

P G

Q

D Q

2

2 , 43 1

2 , 43

cl de d

cl cl cl

d

D Q

P

P G

2

2,431

2,43

Qcl = Qd = Q = K.P = K ; cl = d.

Q : Lưu lượng khai thác ( m³/ng.đ )

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

(3.4)

10

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

L

lg

1 077

: Hệ số hoà tan của khí (1/at)

3.3.2 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 ống nâng đến phầnlọc của giếng, tại đó Pđ = Pđế

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

Hình 3.4 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

3.4 Phương pháp tính toán chiều sâu đặt van gaslift.

Hiện nay có rất nhiều phương pháp xác định độ sâu đặt van Gaslift, tuỳ thuộc vào những

ưu, nhược điểm của từng phương pháp và đặc điểm vùng mỏ mà ta có thể sử dụng phươngpháp nào đơn giản và nhanh chóng nhất

Trong đồ án chỉ đề cập đến 2 phương pháp được sử dụng rộng rãi và phổ biến nhất đó

là phương pháp giải tích và phương pháp dùng đồ thị Camco

Trước hết ta hãy tìm hiểu phương pháp tính toán độ sâu đặt van Gaslift theo phương phápgiải tích

Khi bơm khí vào ống bơm ép, chất lỏng ở ống bơm ép đi ra ngoài qua ống nâng Mực chất

Khi lắp van Gaslift số 1 (đang mở) khí nén đi vào ống nâng qua van số 1 trộn với chất lỏngtrong ống nâng làm cho tỷ trọng cột chất lỏng từ van 1 đến miệng giếng giảm, tại thời điểm

Đế

P

này áp suất ở đế ống nâng giảm dẫn đến mực chất lỏng trong ống bơm ép tiếp tục giảm và

Cũng như trường hợp trên để khí nén đi vào ống nâng một cách dễ dàng người ta lắp vanGaslift số 2 ở độ sâu H2

H2 = h2 - 20m

Hình 3.5 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 làm cho áp suất bênngoài Png giảm nhanh Sự chênh áp suất tại van 1( P1 = Png1- Ptr1) giảm Khi  P1 đạt đếnmột giá trị nhất định (gọi là áp suất đóng van) thì van 1 đóng lại

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

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

- Xác định vị trí đặt van thứ hai:

Png2 = L gH2  H120P tlm

20

2 1

g

P P

g

P P H

H

L

n t ng n

Trong đó:

P (n-1)min : Áp suất cột chất lỏng trong ống nâng tạo ra tại độ sâu đặt van thứ n-1 khi khí nénđạt đến độ sâu của van khởi động thứ n

Pngn : Áp suất khí nén tại ống nâng tại độ sâu đặt van Gaslift

Trong thực tế: Png1 – Png2 = … = PMNK

Lg(H2 – H1 + 20) : Áp suất cột chất lỏng từ van 1 đến van 2, đến van n trong các công thứctrên là khoảng cách (m) cần thiết để tạo được chênh áp suất khi khí chảy vào van và khi khíhoá cột hỗn hợp sản phẩm khai thác trên van Giá trị này có thể thay đổi tuỳ thuộc vào từngđiều kiện khai thác cụ thể

Song song với phương pháp pháp thiết kế dựa vào các công thức giải tích còn có phươngpháp thiết kế bằng đồ thị trên hệ trục toạ độ “áp suất P – độ sâu H” được sử dụng rất rộngrãi và tiện lợi Gọi là phương pháp đồ thị Camco Phương pháp này sẽ được trình bày vàothiết kế giếng một cách tỷ mỉ ở chương tiếp theo

3.5 Phương pháp tính áp suất khởi động.

3.5.1 Tính toán áp suất khởi động đối với hệ vành xuyến hai cột ống.

Các đại lượng cần thiết khi xác định áp suất khởi động

- Đường kính ống chống khai thác: D(mm)

- Độ nhúng chìm của ống nâng: h(m)

Khi ép khí vào khoảng không vành xuyến, cột chất lỏng trong khoảng không vành xuyến bị

ép đến đế cột ống nâng Lúc đó mực chất lỏng trong ống nâng sẽ dâng cao hơn mức thuỷ

Thể tích chất lỏng bị ép xuống trong khoảng không vành xuyến giữa ống nâng và ống bơmép.

4

2 1

Khi ép khí vào khoảng không vành xuyến mực chất lỏng trong khoảng không vành xuyến

Hình 3.6 Sơ đồ tính toán áp suất khởi động hệ thống vành xuyến 2 cột ống

ứng với áp suất chất lỏng trong ống nâng

2 2 2

D g h d

d D

D g

h d D

3.6 Các phương pháp khác để làm giảm áp suất khởi động.

Việc khai thác dầu khí ở mỏ Bạch Hổ thường sử dụng cấu trúc một cột ống chế độ vành

Vì D và d là cấu trúc đã có sẵn nên muốn giảm áp suất khởi động thì ta phải tìm mọi cáchgiảm  và h

3.6.1 Các phương pháp làm giảm h.

a Phương pháp ép chất lỏng vào vỉa