Thiết kế khai thác tối ưu dầu bằng phương pháp Gaslift cho giếng 709 RC7

Dầu khí là nguồn năng lượng và nguồn nguyên liệu chủ đạo trong nền kinh tế thế giới, cũng như mang tính chất chiến lược của mỗi quốc gia. Ngành Dầu khí nước ta tuy còn khá trẻ nhưng đã có những đóng góp quan trọng vào sự phát triển của nền kinh tế nước nhà. Đến nay ngành Dầu khí đã tự khẳng định mình là một ngành công nghiệp mũi nhọn trong công cuộc công nghiệp hóa và hiện đại hóa đất nước. Với những lợi thế từ nguồn tài nguyên sẵn có, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam không ngừng xây dựng và vững mạnh, ngày càng phát triển không chỉ ở trong nước mà còn vươn xa tới thị trường quốc tế. Mỏ Rồng được biết đến là mỏ có trữ lượng lớn. Nhưng hiện nay ở mỏ Rồng 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. Theo thời gian năng lượng vỉa giảm dần mặc dù đã áp dụng các biện pháp duy trì áp suất vỉa. Việc lựa chọn phương pháp khai thác là rất cần thiết nhằm duy trì sản lượng khai thác ở mức cao và nâng cao hệ số thu hồi dầu của mỏ. Nhiều vấn đề thực tế đặt ra đòi hỏi phải có những nghiên cứu, khảo sát nhằm nâng cao hiệu quả của phương pháp khai thác. Việc phân tích và khảo sát nhằm đưa ra chế độ làm việc tối ưu của giếng là việc hết sức cần thiết. Vì vậy em đã mạnh dạn chọn đề tài tốt nghiệp của mình là “ Thiết kế khai thác tối ưu dầu bằng phương pháp Gaslift cho giếng 709 RC7 ” để tìm hiểu về vấn đề này.

LỜI NÓI ĐẦU Dầu khí là nguồn năng lượng và nguồn nguyên liệu chủ đạo trong nền kinh tế thế

giới, cũng như mang tính chất chiến lược của mỗi quốc gia Ngành Dầu khí nước tatuy còn khá trẻ nhưng đã có những đóng góp quan trọng vào sự phát triển của nềnkinh tế nước nhà Đến nay ngành Dầu khí đã tự khẳng định mình là một ngành côngnghiệp mũi nhọn trong công cuộc công nghiệp hóa và hiện đại hóa đất nước Vớinhững lợi thế từ nguồn tài nguyên sẵn có, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam không ngừngxây dựng và vững mạnh, ngày càng phát triển không chỉ ở trong nước mà còn vươn xatới thị trường quốc tế

Mỏ Rồng được biết đến là mỏ có trữ lượng lớn Nhưng hiện nay ở mỏ Rồng nhiềugiếng khai thác đã giảm áp suất (một số giếng đã ngưng chế độ tự phun hoặc phunkém không theo lưu lượng yêu cầu), sản lượng khai thác giảm đáng kể Theo thời giannăng lượng vỉa giảm dần mặc dù đã áp dụng các biện pháp duy trì áp suất vỉa Việclựa chọn phương pháp khai thác là rất cần thiết nhằm duy trì sản lượng khai thác ởmức cao và nâng cao hệ số thu hồi dầu của mỏ

Nhiều vấn đề thực tế đặt ra đòi hỏi phải có những nghiên cứu, khảo sát nhằm nângcao hiệu quả của phương pháp khai thác Việc phân tích và khảo sát nhằm đưa ra chế

độ làm việc tối ưu của giếng là việc hết sức cần thiết Vì vậy em đã mạnh dạn chọn đề

tài tốt nghiệp của mình là “ Thiết kế khai thác tối ưu dầu bằng phương pháp Gaslift cho giếng 709 RC7 ” để tìm hiểu về vấn đề này.

Do kiến thức chuyên sâu về nghiên cứu có hạn nên chắc chắn không tránh khỏinhững thiếu sót Vì vậy rất mong nhận được được nhiều ý kiến bổ sung và xây dựng

từ quý thầy cô để đề tài hoàn thiện hơn

Để hoàn thành đề tài này em xin gửi lời cảm ơn chân thành tới thầy Th.S Nguyễn Văn Thành cùng các thầy cô trong Bộ môn đã tạo điều kiện giúp đỡ và chỉ dạy em

trong thời gian qua để em hoàn thành đề tài này

Hà Nội, tháng 06 năm 2017Sinh viên thực hiện

Đào Văn Thịnh

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ VÙNG MỎ RỒNG 1.1 Khái quát chung về mỏ Rồng

Mỏ Rồng trên thực tế là một vùng mỏ bao gồm 4 mỏ : Rồng (khu vực giếngkhoan R1, R2, RP-1, R3), Đông Rồng (khu vực RP-2), Đông Nam Rồng (khu vựcRC-2) và một phần cấu tạo Nam Rồng chưa khoan, phân bố trên một diện tích rộngkhoảng 400 km2

Hình 1.1 : Vị trí địa lý của mỏ Rồng

Chiều sâu mực nước biển ở khu vực mỏ Rồng vào khoảng 25 ÷ 50 m Nước biển

có nhiệt độ trong khoảng từ 24.9 °C ÷ 29.6 °C, nồng độ muối từ 33 ÷ 35 g/l Khí hậu ởvùng mỏ là nhiệt đới gió mùa, nhiệt độ trung bình của không khí là 27 °C

1.1.2 Lịch sử tìm kiếm thăm dò

Mỏ Rồng được phát hiện năm 1985 bằng giếng khoan tìm kiếm R1 đầu tiênkhoan trên đỉnh vòm dựa theo “Phương án tìm kiếm thăm dò trên cấu tạo Rồng” dogiám đốc Vietsovpetro phê duyệt Cho đến 1/5/1997 đã có 14 giếng tìm kiếm thăm dò,

12 giếng khai thác với tổng số mét đã khoan là 48814m và 33059m

Năm 1985-1989 đã tiến hành khoan các giếng R1, R2, R3, R4 Trong đó pháthiện dầu trong Mioxen dưới ở R1, R2 Trong Oligoxen ở R2, R3, Khí và condensat ởR3 Giếng R4 thì khô không thấy sản phẩm Khu vực trung tâm có giếng khoan R9,R101, R16 Khu vực Đông Bắc có giếng khoan R3, R6, R7, R8

Dựa vào dữ liệu khoan, địa chấn bổ sung để hiệu chỉnh các giếng khác tiếp theonhằm nâng cao hiệu quả công tác Năm 1992 gần khu vực giếng R9 đã xây dựng giànkhai thác cố định RP-1, từ giàn khoan đã khoan giếng thăm dò R101 và giếng khaithác R11 Trong đó 2 giếng R116 và R109 có nhiệm vụ thăm dò chi tiết Chúng đãkhoan vào móng và xác định được là đá móng có chứa nước Trên kết quả của R3 vàR6 đã xây dựng giàn nhẹ RC-1 trên khu vực Đông Bắc nhằm thằm dò chi tiết khaithác thử công nghiệp vỉa dầu trong Mioxen và Oligoxen

Năm 1993 được đánh dấu bằng việc mở thêm 2 mỏ mới là Đông Rồng (1993)

và Đông Nam Rồng (1995) với giếng mỏ tương ứng là R11 và R14 Tại Đông NamRồng khi triển khai “Đề án thăm dò chi tiết và khai thác thử công nghiệp khu giếngkhoan R14” thì đã xây dựng giàn nhẹ RC-2 năm 1995 Từ RC-2 khoan thêm giếngkhoan thăm dò R21 và giếng khoan khai thác RC-2-01 Kết quả của 2 giếng này đãkhẳng định giá trị công nghiệp của mỏ

Năm 1997 từ khối chân đế RP-2 đã kết thúc khoan giếng thăm dò R18 trên mỏĐông Rồng, thử vỉa đã nhận được dòng dầu công nghiệp từ Oligoxen hạ còn móng thìhầu như khô

Sản lượng:

 Hầu hết các giếng khoan ở đây cho lưu lượng nhỏ trong khoảng 100÷300thùng/ngày Đông Nam Rồng có giếng khoan (giếng R145) có lưu lượng rấtlớn (700÷1500 thùng/ngày).

 Đông Bắc Rồng phát hiện các biểu hiện dầu khí trong móng Đông Rồng móngđược bao phủ bởi trầm tích Oligoxen dưới hoặc Mioxen dưới với thành phầnchủ yếu là sét, bột và cát với độ dày thay đổi trong khoảng 5÷40 m

 Các tích tụ dầu khí cũng chủ yếu nằm trong đá trước Kainozoi, mức sản lượngcao nhất dự kiến sẽ đạt là 12000÷18000 thùng/ngày

1.2 Sơ lược về cấu trúc địa chất vùng mỏ

1.2.1 Đặc điểm địa tầng mỏ Rồng

Mỏ Rồng được phân bố trên đới trung tâm của bồn trũng Cửu Long, có cấu tạo hết

sức phức tạp, bị chia cắt thành nhiều khối riêng biệt bởi hệ thống đứt gãy theo nhiềuphương và biên độ khác nhau Mỏ Rồng được phân chia ra hai tầng cấu trúc rõ rệt:

 Tầng móng có tuổi trước Đệ Tam

 Tầng trầm tích phủ có tuổi từ Oligoxen cho đến nay

 Cả hai tầng đều có tính không đồng nhất rất cao theo mặt cắt và diện tích

Hình 1.2 : Bản đồ cấu tạo mỏ Rồng

Trầm tích Kainozoi phủ bất chỉnh hợp trên đá móng kết tinh Đó là các trầm tíchven biển, đầm hồ, châu thổ, ven châu thổ và tiền châu thổ lẫn vật liệu núi lửa Trên cơ

sở nghiên cứu các vi hóa thạch và bào tử phấn, kết hợp nghiên cứu mẫu lõi, mẫu bùn,tài liệu địa chấn, biểu đồ carota, các thành tạo trầm tích mỏ Rồng chia thành:Paleogen, Neogen và Plioxen-các thành tạo Đệ Tứ

Chiều dày lớp phủ dày từ 2500 m ở vòm cấu tạo đến phần lún chìm Chiều sâu thếnằm của các đơn vị địa tầng theo giếng khoan mỏ Rồng

 Thành hệ Biển Đông:

 Gồm Pliocence trên + Đệ tứ ( N2 + Q1) nóc thành hệ có độ sâu 100m (Đáybiển), đáy thành hệ có sâu từ 670÷690 m tổng chiều dày 570÷590 m

+ Thành phần thạch học: chủ yếu là cát thạch anh bở rời hạt thô đến rất thô,

sạn, sỏi cuội hạt trung đến thô, sét mềm lẫn bột màu xám, xanh, đỏ, vàng, bùnđáy biển

+ Môi trường lắng đọng trầm tích: biển nông.

 Các thành hệ Miocence gồm:

 Miocence thượng (Đồng Nai): nóc thành hệ có độ sâu từ 670÷690m đáy có độ

sâu từ 1097÷1102m có tổng chiều dày 412÷427 m

+ Thành phần thạch học: Cát sáng màu hạt thô tới rất thô, lẫn ít sạn, sỏi, cuội

hạt nhỏ, sét bột, đôi chỗ dẻo quánh, màu xanh, đỏ bột màu nâu, xanh sẫm

+ Môi trường lắng đọng trầm tích: biển nông ven bờ.

 Miocence trung - điệp Côn Sơn: được phân định giữa hai tầng phản xạ SH-2

và SH-1 Nóc thành hệ có độ sâu từ 1097÷1102m đáy có độ sâu từ

1670÷1697m có tổng chiều dày 573÷595 m Không có vỉa dầu khí trong phầnlát cắt này

+ Thành phần thạch học: Phần trên của Miocence trung - Cát thạch anh từ xám

đến xám sáng, hạt trung đến thô, sét màu xám xanh, nâu đỏ, nâu vàng, bột màuxanh sẫm tới nâu sáng Phần giữa và dưới của Miocence trung - Cát kết thạchanh sáng màu, hạt trung gắn kết yếu, sét kết màu xám sẫm, xám nâu gắn kếtyếu, bột kết màu nâu, nâu nhạt gắn kết yếu Tầng chắn khu vực Rotalit sét kếtmàu xanh, đỏ, nâu có chứa hoá thạch cổ sinh Rotalia thuộc nhóm trùng

lỗ Foramonifera

+ Môi trường lắng đọng trầm tích: Biển nông, ven bờ, lục địa bị xâm lấn.

 Miocence hạ - điệp Bạch Hổ: Được phân định bởi hai tầng phản xạ SH-3 và

SH-7 Ở các giếng khoan R1, R9, R106, R116 phần trên điệp Trà Tân bị bàomòn, ranh giới dưới của điệp Bạch Hổ trùng với mặt bào mòn.Nóc thành hệ có

độ sâu từ 1670÷1697m đáy có độ sâu từ 2030÷2049m có tổng chiều dày352÷360 m Các thân cát ở đây có chiều dày biến đổi mạnh và diện tích pháttriển không lớn

+ Thành phần thạch học: Cát kết thạch anh màu từ trong đục đến trong mờ,

xám sáng, xám vàng hạt từ trung đến thô, độ chọn lọc từ trung bình tới tốt, gắnkết từ trung bình tới tốt, sét kết màu xám xanh, xám tối, xám nâu, nâu tối: Ranhgiới chuyển tiếp sang Oligocence hạ- Sét kết chuyển dần từ màu nâu -sangnâu đỏ nhạt -nâu đỏ -nâu đỏ sẫm -nâu đỏ hơi đen -nâu đen -đen nâu: Là đãchuyển sang nóc của Oligocence thượng

+ Môi trường lắng đọng trầm tích: vũng, châu thổ, biển nông ven bờ.

 Thành hệ Oligocence gồm:

 Oligocence thượng - điệp Trà Tân: Trên phần lớn diện tích kẹp giữa hai tầng

phản xạ SH11 và SH-7 Tại khu vực trung tâm, Nam cấu tạo Rồng (R1, R2,R9, R16, R116, R119) và phần đỉnh cấu tạo Đông Nam Rồng (R14, R21) trung

tâm của điệp nằm trực tiếp trên móng Nóc thành hệ có độ sâu từ 2030÷2049m

đáy có độ sâu từ 2629÷2656 m có tổng chiều dày 599÷607 m

+ Thành phần thạch học: Cát kết thạch anh màu từ trong đục đến trong mờ,

xám sáng, hạt từ trung đến thô, rất thô, độ chọn lọc từ trung bình tới kém, gắnkết tốt phần dưới thấy dấu hiệu bị Quắc zít hoá Sét kết màu xáng sáng, xámxanh, xám tối, nâu đỏ, nâu vàng, gắn kết tốt phần dưới thấy có dấu hiệu sét bịphân phiến thành phiến sét

+Môi trường lắng đọng trầm tích: sông ngòi và đầm lầy đôi khi biển nông ven

bờ

 Oligocence hạ - điệp Trà Cú: Được mở tại 7 giếng khoan tìm kiếm thăm dò

(R3, R4, R6, R7, R8, R11, R18) và trên mặt cắt địa chấn chúng nằm ở mặtphản xạ móng SH-B Nóc thành hệ có độ sâu từ 2629÷2656 m đáy có độ sâu từ2985÷2996 m có tổng chiều dày 340÷356 m

+ Thành phần thạch học: Sét kết, bột kết, cát kết xen kẽ đôi khi gặp lớp sạn kết

và đá núi lửa với thành phần trung tính Ở một số giếng khoan chiều dày đá núilửa đạt đến hàng chục mét Tại phần đỉnh vòm cấu tạo Rồng (R1, R2, R9, R16,R109, R116) và Đông Nam Rồng (R14, R21, RC-201) đều vắng mặt các trầmtích điệp này

+ Môi trường lắng đọng trầm tích: lục địa, đầm hồ và sông.

Hình 1.3 Cột địa tầng tổng hợp khu vực Rồng

1.2.2 Đặc điểm cấu trúc mỏ Rồng

Mỏ Rồng nằm trong đới nâng trung tâm của bồn trũng Cửu Long Các đứt gãykiến tạo chính là thành phần của hệ thống đứt gãy kiến tạo trong bồn trũng Cửu Longđược hình thành chủ yếu trong giai đoạn từ Oligoxen muộn tới Mioxen sớm, phânchia bồn thành nhiều đơn vị cấu trúc khác nhau Trên cơ sở kiến tạo và phân bố cáctích tụ dầu khí mỏ Rồng được phân chia ra các khu vực sau:

 Khu vực đới nâng trung tâm

 Khu vực đới nâng Đông Bắc bao gồm khối nâng cấu tạo bậc III và các đơnnghiêng

 Khu vực đới nâng Đông Nam bao gồm khối nâng bậc III và mũi cấu tạo cùngbậc

 Khu vực Tây Bắc bao gồm cánh sụt nghiêng Tây Bắc và mũi cấu tạo

Các kết quả nghiên cứu và phân tích địa tầng mỏ Rồng cho chúng ta biết: Khuvực này chịu ảnh hưởng của các pha kiến tạo trong các thời kỳ khác nhau:

1 Thời kỳ tạo móng trước Kainozoi

2 Thời kỳ Oligocence

3 Thời kỳ Pleistocence

Thời kỳ tạo móng trước Kainozoi là thời kỳ hoạt động kiến tạo mạnh nhất, các hệthống đứt gãy kiến tạo được hình thành chủ yếu trong giai đoạn này, thời kỳ sau

là Oligocence tuy yếu hơn giai đoạn trước song cũng tạo ra một loạt các pha phuntrào Thời kỳ Pleistocen + Đệ Tứ ít có ảnh hưởng đến vùng này với các đặc điểm sauđây:

 Bề dày trầm tích Oligoxen thay đổi nhanh, chúng thường vát nhọn về các đớinâng thậm chí mất hẳn trên khối nâng (khối trung tâm) chúng tỏ mức độ sụplún của các khối hoàn toàn khác nhau

 Bề dày trầm tích ở hai cánh đứt gãy thường thay đổi đột ngột chứng tỏ đây làcác đứt gãy đồng trầm tích

 Có nhiều ranh giới bào mòn địa phương, khu vực chứng tỏ có sự thay đổihướng chuyển động của các khối trong quá trình trầm tích Do khối sụt lúnchậm hơn hoặc nâng tương đối do mực nước biển khu vực theo quan niệm địachấn địa tầng hạ thấp xuống, đường bờ tiến ra phía biển

 Có hoạt động magma phun trào trong Oligoxen, giai đoạn tách giãn chínhchứng tỏ các yếu tố cấu trúc và vật chất sau cũng như địa nhiệt đã tác động trựctiếp vào việc hình thành hệ thống dầu khí ở khu vực mỏ Rồng.

 Có các đứt gãy hình họa chứng tỏ có các chuyển động ngang tương đối giữacác khối

Những đặc điểm nêu trên không phải lúc nào cũng thể hiện ở các khối, đới Ở khốinày bào mòn thể hiện rất rõ, trong khi đới khác chỉ là gián đoạn trầm tích hoặc núi lửahoạt động rõ rệt ở khối này trong lúc khối bên cạnh trầm tích trong điều kiện tĩnh Vìvậy đặc điểm địa chất của cấu trúc cũng khác nhau

1.2.3 Đặc điểm khối Móng

Đá móng sâu ở mỏ Rồng phân bố khá phức tạp Các đá móng trong nhiều trườnghợp không tạo thành các thể khối thuần nhất, mà đan xen vào các khối đá chính còn cócác thể mạch, đai mạch, minh chứng cho các hoạt giai đoạn hoạt động magma ởnhững thời kỳ khác nhau trong phạm vi của mỏ Rồng nói riêng và toàn bộ bồn trũngCửu Long nói chung Phân tích một cách tổng thể có thể chia khối móng của mỏ Rồngthành ba khối chính là: Khối Tây-Bắc, khối Giữa và khối Đông- Nam Khối Tây-Bắc được nghiên cứu qua các mẫu lõi ở các giếng khoan R-1, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10,

109, 116 Khối Giữa: R-2, 16 và R-18 Khối Đông-Nam: Nghiên cứu mẫu lõi của 6giếng khoan: R-14, 21, 201, 203, 206, 305

Phần móng nứt nẻ được cấu tạo bởi các đá xâm nhập bao gồm granit, granodiorit,tonalit, granosyenit, diorit và gabbrodiorit Các loại đá phun trào cũng có mặt trongthành phần không chỉ của đá móng mà cả trầm tích biến chất

Thành phần thạch học khối móng: gồm nhiều đơn vị phức hệ magma:

 Nơi có thành phần xâm nhập sâu axit sáng màu Granit, granit biotit phức hệ Cà

Ná (Cách nay trên dưới 80 triệu năm)

 Nơi có nhóm xâm nhập sâu axit vừa gồm Granodioroit, adamelit, tonalit,monzolit, monzolit thạch anh và sienit thạch anh (Phức hệ Định Quán, Đèo

Cả Cách nay trên dưới 150 triệu năm)

 Nhóm đá trung tính gồm có Diorit, Diorit thạch anh, gabrodiorit, monzogabro(Thuộc phức hệ Ba Vì cách nay 40 -60 triệu năm)

Hình 1.4 : Kết quả minh giải địa vật lý giếng khoan tầng Móng mỏ Rồng

Nói chung thành phần thạch học của đá móng mỏ Rồng rất phức tạp, đa dạng ngoàicác thành phần các đá chính nêu trên còn có: Diorite, diorite thạch anh phân bố ởphần Đông Nam, đôi khi xen kẹp các mạch tonalite (R-201), granodiorit hoặcmonzodiorite, monzonit, gabrodiorit và cả đá gơnai Phía Tây và Bắc thành phần chủyếu của móng là Granite, granit biotit, xen kẹp là các thể mạch granodiorit (R-7),adamelit (R-5), monzonit, monzodiorit thạch anh, sienit thạch anh, gabro (R-4) vàmicrodiorit (R-10)

Bảng 1.1 : Thành phần hóa học của đá móng ở một số giếng khoan

1 Granit biotit Giếng khoan R203 (2785-2790 m)

2 Granodiorit Giếng khoan R116 (2730-2734.5 m)

3 Granit biotit Giếng khoan R201 (3023-3025.5 m)

4 Tonalit Giếng khoan R16 (2930-2932 m)

5 Diotit Giếng khoan R14 (2842.5-2844 m)

1.2.4 Tính chất vỉa mỏ Rồng

Dầu ở mỏ Rồng chưa bão hoà khí, đặc tính hoá lý của dầu tách khí: Thuộc loạidầu nặng; Độ nhựa: 3.6 - 4.96%; Nhiệt độ đông đặc: 30 - 310C, Các tính chất của nướcvỉa: Loại nước Cacl2 ; Độ khoáng hoá: 12 - 23g/l; áp suất bão hoà (RP-2: 13.55; RC-2:7.66); Yếu tố khí (M3/gr): RP-2=101.1; RC-2=58; Hệ số thể tích: RP-2=1.347; RC-2=1.183; Độ nhớt điều kiện vỉa (MPa*C): RP-2=0.847; RC-2=1.84; Độ nhớt điều kiệnvỉa (g/cm3): RP-2=0.7099; RC-2=0.7673; Độ nhớt điều kiện chuẩn (g/cm3): RP-2=0.8505; RC-2=0.8533

Bảng 1.2 : So sánh giữa Rồng và Bạch Hổ

Tổng bề dày trầm tích mỏng hơn

(~2600-2700m) Tổng bề dày trầm tích dày hơn (~3700-3900m)Khuyết tầng Oligocence hạ (Trà Cú) Có Oligocence hạ

Không có tầng áp suất cao (Trà Tân là

thành hệ BT) Có tầng áp suất cao (Trà Tân là thànhhệ dị thường áp suất)

Trong trầm tích không có vỉa sản

phẩm Trong trầm tích có vỉa sản phẩm(Miocence, Oligocence)

Có ranh giới Dầu - Nước Không có ranh giới Dầu - Nước (Chỉ có

ranh giới bơm ép)

Có nhiều đơn vị phức hệ Macma hơn Có ít đơn vị phức hệ Macma hơn

Tính thấm chứa của móng nhỏ hơn

Tính không đồng nhất của móng cao

hơn

Tính không đồng nhất của móng thấphơn

Độ rỗng hở trung bình nhỏ hơn:

0.93%

Độ rỗng hở trung bình lớn hơn hơn:1.87%

1.3 Giới thiệu về giếng 709RC7

Giếng 709RC7- mỏ Rồng bắt đầu khoan vào ngày 10/04/2012, kết thúc công táckhoan và thả ống chống 245 × 194mm vào ngày 27/04/2012, với chiều sâu đáy giếng

Sau đó tiến hành công việc mainfrac với 115,2 m3 dung dịch và 35,117 tấn hạnchèn trong thời gian 45 phút Áp suất bơm tối đa 301 atm, lưu lượng bơm trung bình2,86 m3/phút.

Ngày 17/05/2012 tiến hành gọi dòng giếng với lưu lượng khí gaslift 15000 m3/day,Qct = 60m3/day Qd = 0, Pm = 15,6 ÷ 18 atm, Pnc = 58 atm, %nước = 100%

Hình 1.5 : Sơ đồ cấu trúc thiết bị miệng giếng 709RC7

CHƯƠNG 2: TỔNG QUAN VỀ CÔNG NGHỆ KHAI THÁC GASLIFT 2.1 Khái niệm, nguyên lý hoạt động của phương pháp

2.1.1 Khái niệm, bản chất của phương pháp

Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift là phương pháp khai thác cơ họcthường được áp dụng sau thời kỳ khai thác bằng phương pháp tự phun Trong quátrình khai thác dầu, tuỳ thuộc vào chế độ năng lượng vỉa mà giếng sau khi khoan xongđược chuyển sang khai thác theo các phương pháp khác nhau Nếu năng lượng vỉa đủthắng tổn hao năng lượng trong suốt quá trình dòng sản phẩm chảy (với một lưu lượngkhai 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 đáp ứng hoặc hiệu quảkhai thác tự phun kém thì phải chuyển sang khai thác bằng phương pháp cơ học

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

ΔP = PP = P v – Pđ

Nhưng thực tế trong khai thác dầu trên thế giới, phương pháp tự phun thườngkéo dài trong những năm đầu của mỏ Do vậy cần phải có biện pháp kéo dài chế độ tựphun của giếng dầu càng lâu càng tốt Khi chế độ tự phun không thực hiện được,người ta phải nghiên cứu và tìm ra các giải pháp khai thác dầu bằng phương pháp cơhọc Tuy nhiên dựa theo nguyên lý truyền năng lượng mà các phương pháp khai thác

cơ học được phân loại theo các nhóm sau:

 Truyền lực bằng cần

 Truyền lực bằng thuỷ lực

 Truyền lực bằng điện năng

 Truyền lực bằng khí nén cao áp

Khai thác dầu bằng phương pháp gaslift dựa trên nguyên tắc bơm khí nén cao

áp vào vùng không gian vành xuyến giữa ống khai thác và ống chống khai thác, nhằmđưa khí cao áp đi vào trong ống khai thác qua van gaslift với mục đích làm giảm tỷtrọng của sản phẩm trong ống khai thác, dẫn đến giảm áp suất đáy và tạo nên độ chênh

áp cần thiết để sản phẩm chuyển động từ vỉa vào giếng Đồng thời do sự thay đổi nhiệt

độ và áp suất trong ống khai thác làm cho khí giản nở góp phần đẩy dầu đi lên, nhờ đó

mà dòng sản phẩm được nâng lên mặt đất và vận chuyển đến hệ thống thu gom, xử lý

Hình 2.1 : Sơ đồ tổng quan hệ thống khai thác dầu bằng gaslift

2.1.2 Ưu nhược điểm, phạm vi ứng dụng của phương pháp

 Cấu trúc đơn giản, có thể áp dụng cho giếng có độ sâu, độ nghiêng lớn

 Khai thác với lưu lượng lớn, dễ dàng điều chỉnh lưu lượng khai thác, có thểchuyển đổi linh hoạt giữa các chế độ khai thác khi áp suất vỉa và lưu lượngkhai thác giảm

 Khai thác với giếng có yếu tố khí lớn, áp suất bão hòa cao

 Có độ tin cậy lớn, có khả năng tự động hóa dây chuyền sản xuất chung củatoàn mỏ và khả năng khai thác lượng sản phẩm lớn từ giếng, chiều cao nângchất lỏng lớn.

 Có thể khai thác ở những giếng có nhiệt độ cao, hàm lượng parafin lớn,giếng có cát, có tính ăn mòn cao

 Khảo sát và sửa chữa giếng dễ dàng, ít gây tốn kém, có thể tiến hành đồng

bộ quá trình khảo sát, nghiên cứu giếng, đo địa vật lý giếng và làm sạch lắngđọng parafin

 Sử dụng triệt để khí đồng hành, không đòi hỏi thêm nguồn năng lượng bổsung (điện), ít gây ô nhiễm môi trường

 Có thể khai thác đồng thời nhiều vỉa trong cùng 1 giếng

 Giới hạn đường kính ống chống khai thác không ảnh hưởng đến sản lượngkhai thác

 Chi phí thời gian dừng giếng để sửa chữa trong quá trình khai thác ngắn,giếng Gaslift có chu kỳ giữa 2 lần sửa chữa lớn, việc sửa chữa các thiết bị bềmặt tương đối dễ dàng, các thiết bị lòng giếng có thể tháo và đưa lên sửachữa mà không cần thiết phải kéo toàn bộ OKT lên

 Hiện tượng áp suất ngược (do cột thủy động tác dụng lên đáy giếng) cóthể làm giảm lưu lượng khai thác nếu chiều sâu quá lớn và áp suất vỉagiảm mạnh

 Yêu cầu lượng khí cung cấp lớn

 Mức nguy hiểm cao do sử dụng nguồn năng lượng khí bơm nén cao áp,đòi hỏi độ kín và độ bền của đường ống cao

 Chi phí bảo dưỡng, vận hành trạm khí nén cao

 Hiệu quả thấp với vỉa có trữ lượng nhỏ, hệ số sản phẩm thấp, giếng đơn

lẻ, dầu có độ nhớt cao

Phạm vi ứng dụng:

Hiện nay giải pháp khai thác dầu bằng phương pháp gaslift đang được áp dụngrộng rãi trên cả đất liền và ngoài biển, đặc biệt đối với vùng xa dân cư và khó đi lại.Giải pháp này thích ứng với những giếng có tỷ số khí dầu cao, có thể khai thác ởnhững giếng có độ sâu lớn và độ nghiêng trung bình của vỉa sản phẩm cao trên3000m Phương pháp này hiện đang được áp dụng rộng rãi tại Việt Nam

2.1.3 Nguyên lý làm việc của phương pháp khai thác dầu bằng gaslift

lại) nhằm đưa khí cao áp vào ống khai thác qua van gaslift với mục đích làm giảmmật độ cột chất lỏng trên van (tăng yếu tố khí, giảm áp suất đáy)

Hình 2.2 : Sơ đồ nguyên lý làm việc của phương pháp khai thác bằng gaslift theo cấu

trúc hai dãy OKT - Hệ vành xuyếnSau khi kết thúc thời kỳ khai thác tự phun mực chất lỏng cách miệng giếng h0,khi tiến hành nén khí vào khoảng không vành xuyến giữa 2 dãy OKT, sản phẩm củagiếng đi lên theo trong dãy OKT thứ nhất (hình 2.2) Mực chất lỏng trong giếng cáchmiệng giếng một khoảng h0 gọi là mực tĩnh Chiều sâu mà OKT nhúng chìm trongchất lỏng gọi là chiều sâu nhúng chìm h1 (hình 2.2.a) Nén khí vào khoảng không vànhxuyến giữa OKT thứ nhất và OKT thứ hai, áp suất khí tăng dần, mực chất lỏng giữa 2dãy OKT giảm dần Một phần chất lỏng dâng lên trong OKT thứ nhất, phần nữa dâng

lên theo khoảng không vành xuyến giữa OKT thứ hai và ống chống khai thác, phầnnữa đi ngược vào vỉa (hình 2.2.b) Cho đến khi khí bắt đầu xâm nhập vào trong OKTthứ nhất,chất lỏng trong ống bơm ép di chuyển xuống đế ống nâng Khi mực chất lỏngđến đế ống nâng, tại thời điểm này áp suất khí nén đạt giá trị lớn nhất Pk.max (giá trị đógọi là áp suất khởi động) Chiều cao mực chất lỏng giữa ống thứ hai và ống chốngkhai thác đạt giá trị cao nhất h '0.min Áp suất đáy tại thời điểm này đạt giá trị lớn nhấtPđ.max Tiếp tục duy trì nén khí, khí sẽ xâm nhập vào trong OKT thứ nhất làm nhẹ cộtchất lỏng dẫn đến áp suất khí (Pk) giảm dần, khi đó mực chất lỏng ngoài ống thứ haibắt đầu hạ xuống, đồng thời áp suất đáy giếng cũng giảm dần theo và chất lỏng trongvỉa bắt đầu xâm nhập vào đáy giếng (hình 2.2.c) Quá trình nén khí vẫn được tiếp tục,chất lỏng từ vỉa tiếp tục xâm nhập vào giếng và quá trình khai thác đã được thực hiện,chiều sâu từ miệng giếng đến mực chất lỏng ngoài OKT thứ hai gọi là mực thủy động(h2)

2.1.4 Cơ sở lựa chọn phương pháp khai thác bằng gaslift tại mỏ Rồng

Bảng 2.1: So sánh hiệu quả áp dụng các phương pháp khai thác cơ học

Điều kiện khai thác

Nguyên lý truyền độngĐiện ESP

Xuất hiện lắng đọng muối Trung bình Trung bình Xấu

Thay đổi sản lượng linh hoạt và

chuyển sang khai thác định kỳ

Bảng 2.2 : Tổng quan áp dụng phương pháp khai thác dầu bằng gaslift các mỏ ngoài

khơi Việt Nam

Qũy giếng khaithác

Qũy giếnggaslift

Bơm điện chìm % quỹ giếng

 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

Từ năm 2000 đã tiến hành thử nghiệm các phương pháp bơm cơ học, do các giếng mỏRồng có đường kính ống chống lớn và khai thác ở độ sâu hơn 3000m với lưu lượngkhai thác lớn dẫn đến máy bơm ly tâm điện ngầm không đạt hiệu quả cao, cộng vớiđộng cơ làm việc ở tầng có nhiệt độ vỉa cao làm giảm tuổi thọ động cơ Từ những đặcđiểm thực tế trên, nhận thấy khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift là phù hợp hơn

cả, không những ưu điểm hơn về mặt kỹ thuật công nghệ mà còn về cả mặt kinh tế,khai thác bằng phương pháp cơ học khác không đạt hiệu quả cao

2.2 Các thiết bị chính trong công nghệ khai thác bằng gaslift

Trong thực tế khai thác dầu bằng Gaslift thường sử dụng hệ thống gaslift khép kín,

hệ thống này bao gồm hai thành phần thiết bị chính là phần thiết bị trên mặt đất vàphần thiết bị trong lòng giếng

 Hệ thống van điều khiển và đo lưu lượng khí nén

 Thiết bị miệng giếng

 Hệ thống đường ống thu gom sản phẩm khai thác

Toàn bộ hệ thống thiết bị này tạo thành một hệ thống khép kín: Hỗn hợp sản phẩmdầu khí khai thác được từ các giếng, sau khi đi qua các bình tách, khí được tách ratheo hệ thống đường ống thu gom chuyển đến trạm nén khí Trước khi vào máy nén,khí được sấy khô tách pha lỏng và được nén đạt đến áp suất (tùy theo quy trình côngnghệ) để tiếp tục chu trình của mình trong vòng khép kín khai thác bằng gaslift Khícao áp theo hệ thống đường ống dẫn cao áp đến hệ thống phối khí, trước khi vào hệthống phân phối, khí được đi qua bình tách chất lỏng ngưng tụ (condensat) một lầnnữa Từ hệ thống phân phối khí lưu lượng khí nén được điều chỉnh tùy theo chế độcông nghệ của từng giếng

2.2.1.1 Chức năng, nhiệm vụ của thiết bị miệng giếng:

Thiết bị miệng giếng là một trong những bộ phận quan trọng của giếng khaithác, là bộ phận trên đầu các cột ống chống của giếng, chúng được sử dụng để:

 Treo và giữ các cột ống khai thác trên miệng giếng để dòng chất lỏng và khí theocột ống nâng lên mặt đất

 Hướng sản phẩm khai thác của giếng vào hệ thống thu gom xử lý

 Tạo đối áp trên miệng giếng (thay đổi chế độ làm việc của giếng)

 Đo áp suất trong khoảng không vành xuyến giữa cột OKT và cột ống chống khaithác, đồng thời để đo áp suất tại các ống xả; thực hiện các thao tác kỹ thuật khi gọidòng, khai thác, khảo sát và sửa chữa giếng.

2.2.1.2 Các thành phần chính và chức năng của thiết bị miệng giếng

Thiết bị miệng giếng khai thác bằng Gaslift được chuyển nhận từ đầu miệnggiếng khai thác tự phun, được tạo thành từ 3 thành phần chính:

 Tổ hợp đầu ống chống

 Bộ đầu treo cần ống khai thác (HKT)

 Cây thông khai thác

Hình 2.3 : Thiết bị miệng giếng và cây thông khai thác

 Gioăng và vành làm kín.

 Van cửa, van cho áp kế và áp kế

Đầu ống chống chỉ có một dạng và chúng được phân biệt bởi kích thước mặtbích nối

Tổ hợp đầu ống chống tồn tại trên miệng giếng trong suốt quá trình khai thác do đóphải có những yêu cầu rất cao trong cấu trúc cũng như trong lắp ráp

Những yêu cầu trong cấu trúc bộ đầu ống chống:

 Bảo đảm độ kín khoảng không giữa các ống chống

 Kiểm tra được áp suất tất cả các khoảng không ngoài ống chống

 Có khả năng treo được nhiều loại ống chống khác nhau đối với một loạiđầu ống chống

Bộ đầu treo ống khai thác:

Bộ đầu treo ống khai thác nằm ngay bên dưới cây thông khai thác và được nốivới đường dập giếng và đường tuần hoàn nghịch

Bộ đầu treo ống khai thác bao gồm:

 Đầu treo cần OKT

 Đầu bao cần OKT

 Các van cửa, van cho áp kế và áp kế

Bộ đầu treo có nhiệm vụ:

 Treo và giữ cần OKT

 Bịt kín khoảng không vành xuyến giữa cần OKT và ống chống khai thác

 Thông qua đường dập giếng nối với hệ thống máy bơm cao áp có công suất lớn đểthực hiện công nghệ dập giếng, bơm ép khi cần thiết

 Thông qua đường tuần hoàn nghịch để xả áp suất ngoài cần, bơm rửa, tuần hoàngiếng…

 Thông qua các đồng hồ và van để kiểm tra áp suất ngoài cần OKT khi thực hiệncác giải pháp công nghệ khai thác

Cây thông khai thác:

Là phần trên của thiết bị miệng giếng được nối trên bộ đầu treo ống khai thác.Thông thường cây thông khai thác gồm hai nhánh làm việc:

 Nhánh làm việc chính

 Nhánh dự phòng

Trên đầu cây thông khai thác có thiết kế đầu chụp để lắp đặt thiết bị gọi làlubricacter cho phép dùng các phương pháp cơ học để nạo vét parafin lắng đọng hoặcdùng để thả các thiết bị đo đạc kiểm tra trong giếng đang hoạt động mà không cầnphải đóng giếng.Trên cây thông khai thác người ta còn lắp đặt các bộ phận như: đồng

hồ chỉ áp suất trong cần OKT, van chặn trên nhánh làm việc, van an toàn thủy lực, vantiết lưu.

Nhiệm vụ của cây thông khai thác:

 Hướng cho dòng sản phẩm từ giếng đi vào hệ thống thu gom xử lý

 Cho phép điều chỉnh lưu lượng khai thác một cách thuận lợi, dễ dàng nhờ van điềutiết

 Tạo đối áp trên miệng giếng để sử dụng năng lượng vỉa hợp lý

 Đảm bảo an toàn khi có sự cố (đóng van an toàn trung tâm)

 Cho phép đo áp suất trên đường nén, đường xả

Ưu điểm:

 Khi chạc 3 bị sự cố thì có thể sữa chữa hoặc thay thế mà không cần phải đónggiếng

 Dùng cho giếng mà sản phẩm có nhiều cát, parafin, tạp chất…

Nhược điểm: Kích thước cao, cồng kềnh, vừa chiếm không gian, vừa yếu, sàn công

tác cao khó vận hành

Hình 2.4: Sơ đồ thiết bị miệng giếng với cây thông kiểu chạc 3

Ưu điểm: Đỡ cồng kềnh, dễ vận hành, kết cầu vững chắc, độ chịu mài mòn cao

Nhược điểm: Không có nhánh dự phòng nên khi có sự cố hư hỏng ở nhánh làm việc

chính và chạc 4 thì phải ngừng làm việc để sửa chữa, thay thế.Thường dùng cho giếng

có sản phẩm ít cát

Hình 2.5: Sơ đồ thiết bị miệng giếng với cây thông kiểu chạc 4

2.2.2 Các thiết bị trong lòng giếng

Trong thực tế sản xuất có rất nhiều cấu trúc thiết bị lòng giếng khác nhau, mỗiphương pháp khai thác thì có một cấu trúc thiết bị lòng giếng phù hợp Hiện nay vớitrình độ phát triển cao về mặt công nghệ và thiết bị nên với một cấu trúc thiết bị lònggiếng nhưng có thể đảm bảo cho hai phương pháp khai thác khác nhau (phương phápkhai thác tự phun và phương pháp khai thác bằng gaslift)

Thiết bị lòng giếng được trang bị cho hầu hết các giếng dầu khai thác bằng phươngpháp tự phun cũng như khai thác gaslift nhằm mục đích tiến hành các quy trình côngnghệ kỹ thuật cần thiết như điều khiển dòng trong suốt quá trình khai thác, sửa chữa,nghiên cứu giếng nhờ kỹ thuật cáp tời mà không cần phải đóng giếng, dập giếng haynâng thả cột ống khai thác

Hình 2.6 : Sơ đồ thiết bị lòng giếng dùng cho giếng gaslift

Thiết bị lòng giếng cần thỏa mãn các yêu cầu công nghệ kỹ thuật chính sau:

 Cách ly được thân giếng tốt trong trường hợp thiết bị miệng giếng bị hở hay bịphá hủy

 Có khả năng điều khiển các thông số làm việc của giếng theo chế độ tự động vàbán tự động

 Tiến hành nghiên cứu giếng và đo các thông số làm việc của giếng trong khigiếng vẫn khai thác và cho sản phẩm

 Bảo đảm sửa chữa giếng bằng kỹ thuật cáp tời

 Có thể kéo toàn bộ thiết bị lòng giếng cũng OKT (trừ packer và phần dướipacker) khi tiến hành công việc sửa chữa giếng mà không cần dập giếng

Nhiệm vụ và chức năng của thiết bị lòng giếng:

 Cách ly và điều khiển dòng chảy từ đáy giếng đến miệng giếng trong quá trìnhkhai thác

 Bảo vệ cột ống chống, thiết bị miệng giếng và bảo toàn năng lượng vỉa

 Bảo đảm an toàn, chống hiện tượng phun trào trong quá trình khai thác (bằngvan an toàn)

 Thực hiện tuần hoàn nghịch để rửa giếng và dập giếng (bằng van tuần hoàn)

 Cho phép lắp đặt các thiết bị chuyên dụng để nghiên cứu (đo nhiệt độ, ápsuất…)

 Cho phép chuyển phương pháp khai thác tự phun sang gaslift nhờ các mandrel

1 Phễu định hướng

Được lắp ở phần cuối cùng của cột OKT, có nhiệm vụ hướng các thiết bị đi quađáy cột OKT khi tiến hành kéo hay thả dụng cụ thiết bị trong công việc khảo sát haysửa chữa giếng một cách dễ dàng, ngăn ngừa hiện tượng vướng mắc

4 Van cắt

Van cắt có nhiệm vụ đóng vai trò là một nút chẹn tạm thời để giữ áp suất trongOKT nhằm mục đích thử độ kín của OKT, mở packer và đưa thiết bị bù trừ dãn nởnhiệt vào làm việc

5 Thiết bị cách ly (Packer)

Là thiết bị chuyên dụng dùng để cách ly cùng không gian giữa cột OKT và ốngchống khai thác hay cách ly các tầng sản phẩm khi đồng thời khai thác trong cùng mộtgiếng Khi tiến hành công việc xử lý vùng cận đáy giếng nhằm mục đích bảo vệ ốngchống khai thác khỏi chịu tác động áp suất cao hay môi trường ăn mòn mạnh, có tácdụng chống phun khi có sự cố xảy ra (thiết bị miệng giếng bị phá hủy) đối với nhữnggiếng có lắp đặt van bảo hiểm sâu

6 Thiết bị bù trừ nhiệt

Có chức năng cân bằng sự thay đổi độ dài của cột ống khai thác khi thay đổi ápsuất và nhiệt độ trong giếng trong suốt quá trình giếng khai thác

7 Van tuần hoàn

Dùng để tạo mối liên hệ tuần hoàn tạm thời giữa vùng khoảng không vành xuyến

và bên trong cột OKT khi tiến hành các công việc như dập giếng, bơm rửa giếng, bơmhóa chất

8 Túi đựng chuyên dụng (Mandrel)

Là một dạng đặc biệt của thiết bị định vị, dùng để lắp đặt và định vị các loại vangaslift, van tuần hoàn, van tiết lưu, van dập giếng mà không làm ảnh hưởng đến tiếtdiện của cột OKT

9 Van bảo hiểm sâu

Van bảo hiểm sâu đóng vai trò rất quan trọng trong quá trình ngăn dòng sản phẩmkhai thác phun trào lên mặt đất khi có sự cố hở miệng giếng, lúc đó phần khoảngkhông vành xuyến đã có packer làm kín còn trong cột OKT có van bảo hiểm sâu, vanbảo hiểm sâu có thể điều khiển tự động hoặc bằng tay từ tủ điều khiển, phòng điềukhiển hay từ xa

Đường kính trong (mm)

Bảng 2.4: Ống OKT sản xuất theo tiêu chuẩn GOST 633 - 80

Đường kính quy

ước OKT (mm)

Đường kính ngoài (mm) Bề dày (mm)

Đường kính trong (mm)

Ống OKT có hai loại: Đầu chồn và đầu thường Chúng được tiện ren ở hai đầu

và được thử ở điều kiện áp suất vỉa dự kiến Ống OKT được sản xuất theo tiêu chuẩnAPI hoặc tiêu chuẩn GOST 633 – 80

2.3 Van gaslift

Van gaslift là thiết bị chính trong khai thác bằng phương pháp gaslift Van gasliftngày càng được cải tiến và hiện đại hóa, có thể tóm tắt qua ba thế hệ sau:

nếu hỏng hóc thì phai kéo cả cần OKT lên, dẫn đến chi phí cao, khó sửa chữa

và không thao tác được bằng kỹ thuật cáp tời

OKT lên

thay van và sửa chữa được thực hiện bằng dụng cụ cáp tời

2.3.1 Cấu tạo của van gaslift

Van gaslift có cấu tạo đặc biệt cho phép điều khiển quá trình đóng mở van mộtcách dễ dàng bằng áp suất khí nén hay bằng áp suất cột chất lỏng khai thác

Van gaslift cấu tạo chủ yếu các thành phần chính (Hình 2.16):

1 Thân van 2 Seal làm kín 3 Buồng Nitơ 4 Ti van 5 Lỗ van 6 Van 1 chiều

Hình 2.16 : Cấu tạo của van gaslift

 Buồng khí nitơ: Buồng nạp nitơ để cung cấp lực đóng van

 Trục ti van: là trục đóng mở van được gắn với một viên bi có tác dụng chặndòng khí qua van Viên bi thường có đường kính lớn hơn đường kính trong củacửa van 1/16 (inch)

 Lò xo: cung cấp năng lượng bổ sung đóng van

 Đế van: hạn chế sự chuyển dịch của trục ti van và tạo độ kín khi van đóng

 Côn tiết lưu: được gắn vào đầu ra hoặc đầu vào của van để điều chỉnh thể tíchkhí đi qua van

 Van 1 chiều: ngăn dòng chảy ngược của chất lỏng từ ống khai thác đi qua van

và vào vùng khí nén hay ngăn cản sự mở lại của van khởi động khi áp suấttrong ống khai thác tăng

2.3.2 Phân loại van gaslift

Theo kích thước van có thể chia ra làm 2 loại:

 Van có đường kính ngoài 1 inch: loại van thường được sử dụng trong nhữnggiếng khai thác có sản lượng thấp do bị hạn chế về kích thước lỗ van tiết lưucủa van, do đó hạn chế khả năng lưu lượng khí nén qua van Do tiết diện củabuồng chứa khí nitơ nén nhỏ do vậy áp suất mở van thường lớn hơn so với loại

có đường kính 1,5 inch

 Van có đường kính 1,5 inch: loại van được dùng trong những giếng có lưulượng khai thác lớn vì van có lỗ tiết lưu lớn (đạt tới 1/2 inch)

Theo cấu tạo có thể chia van làm 2 loại:

 Van gaslift dạng lò xo: Đây là van sử dụng lực đàn hồi lò xo để đóng mở van

Vì sử dụng lò xo nên áp suất đóng mở van ít chịu ảnh hưởng bởi sự thay đổinhiệt độ của giếng, tuy nhiên loại van này bị hạn chế trong việc cân chỉnh ápsuất đóng mở do sai số lớn

 Van gaslift dạng buồng chứa khí nitơ nén: Đối với loại van này buồng chứa khínitơ nén đóng vai trò lò xo để đóng mở van Khí nitơ được nén vào buồng chứalàm bình này có khả năng co dãn như lò xo Áp suất khí nitơ trong bình chịu sựthay đổi của nhiệt độ giếng do vậy khi cân chỉnh van thường phải tiến hànhtrong điều kiện tiêu chuẩn 60°F và 1 atm, áp suất đóng mở van cũng được đưa

về điều kiện này Loại van này cho phép cân chỉnh sai số đóng mở van rất nhỏkhoảng 2-5 psi

Theo nguyên lý điều khiển van cũng có thể chia ra làm 2 loại:

 Van hoạt động theo áp suất ngoài vùng vành xuyến: áp suất ngoài vùng vànhxuyến đóng vai trò chính trong việc đóng mở van

 Van hoạt động theo áp suất trong cần: áp suất trong cần đóng vai trò chínhtrong việc đóng mở van

2.3.3 Nguyên lý hoạt động của van

Trong quá trình làm việc, áp suất cao của khí nén từ khoảng không vành xuyến sẽ

đi vào các lỗ nhỏ trên van và tác động lên buồng chứa khí nitơ nén tạo ra lực nén làmcho buồng khí nitơ nén lại Khi đó bi làm kín được nâng lên khỏi đế van - van bắt đầu

mở Khí nén đi qua đế van, qua van ngược gắn ở mũi van và đi vào trong cần khaithác Khi áp suất khí nén ở khoảng không vành xuyến tại độ sâu đặt van giảm đi và

nhỏ hơn áp suất mở van, lúc này áp suất bản thân buồng chứa nitơ tác động đẩy bi vào

đế van - van đóng

Trong quá trình làm việc bi, đế và buồng chứa khí nitơ nén của van được bảo vệbởi dung dịch silicon trong van Trong quá trình chế tạo van, dung dịch silicon nàyđược bơm vào trong van Khi van đóng dung dịch silicon nằm phía cửa buồng chứakhí nitơ nén Khi buồng khí nitơ nén lại để mở van, dung dịch này bị nén ra ngoài 1 lỗnhỏ được khoan trên trục dẫn hướng Với kích thước nhỏ lượng silicon chỉ có thểthoát ra từ từ, do vậy bi van cũng được nâng lên từ từ khỏi đế van Khi van đóng dungdịch silicon lại từ phần dưới chảy về buồng chứa khí nitơ nén

Hình 2.17 : Sơ đồ nguyên lý quá trình đóng mở van gasliftVan được gắn với đầu khóa để cố định van vào túi hông mandrel và có thể thaythế bằng kỹ thuật cáp tời Van khởi động hay làm việc đều có van ngược và côn tiết

lưu có đường kính 1/8² đến 3/8 ² Các van đều có khóa trên hoặc khóa dưới có tácdụng định vị van đúng vị trí Do đó van được thu hồi khi co tác dụng thích hợp để làmđứt các chốt định vị của khóa.

Khóa Mandrel Dụng cụ

kéo thả Công dụng

Bảng 2.5: Các loại van gaslift thường dùng

2.4 Các hệ thống khai thác dầu bằng gaslift

Một giếng khi khai thác chịu ảnh hưởng của các điều kiện khai thác như điều kiện

vỉa, chiều sâu và đặc tính của tầng chứa, tính chất của chất lưu Chính vì vậy để thíchứng với điều kiện khai thác cụ thể có thể chia cấu trúc giếng gaslift thành các loại sau:

2.4.1 Theo số lượng cột ống thả vào giếng

Hình 2.18 : Cấu trúc cột ống nâng theo số lượng cột ống thả vào giếng

2.4.1.1 Cấu trúc 1 cột ống

Đối với cấu trúc kiểu này cột ống thả vào giếng chính là cột OKT.Khi khai tháctheo chế độ vành xuyến thì khí nén được bơm vào vùng vành xuyến giữa cột ốngchống khai thác và cột OKT, như vậy cột ống chống khai thác sẽ là cột ống bơm ép.Với cấu trúc này mực chất lỏng khi giếng làm việc sẽ làm ngay tại đáy ống hay tại vangaslift làm việc

Cấu trúc này có ưu điểm là tiết kiệm ống, nhưng xung áp tại vùng đáy giếng sẽảnh hưởng xấu đến vùng cận đáy giếng và độ bền của cấu trúc ống nói chung

2.4.1.2 Cấu trúc 2 cột ống

Với cấu trúc này hai cột ống được thả lồng vào nhau, khi khai thác theo chế độvành xuyến thì khí nén được nén vào vùng khoảng không vành xuyến giữa hai cộtống, còn hỗn hợp sản phẩm đi lên theo cột ống bên trong cùng Như vậy cột ống trongcùng được gọi là cột OKT, còn cột ống bên ngoài (nằm giữa cột OKT và cột ốngchống khai thác) gọi là cột ống bơm ép

Cột ống lớn bên ngoài (thường có đường kính 73mm hoặc 102mm) được thảxuống đến độ sâu khoảng bắn vỉa Dãy ống nhỏ bên trong (thường có đường kính48mm hoặc 73mm) được thả xuống dưới mực chất lỏng tương đương với áp suất làmviệc của khí nén

Cấu trúc thả 2 cột ống người ta phân biệt:

thay đổi độ ngập của ống bên trong tùy thuộc vào mực chất lỏng, sản lượng,khai thác hoặc các nguyên nhân khác Cấu trúc này có nhược điểm là cần lượngống lớn và sử dụng khi khoảng không ngoài cần không kín

cột ống phía trên nhằm tiết kiệm chi phí về ống và tăng vận tốc dòng chảy.Nhược điểm chính là không cho phép thay đổi độ ngập của ống bên trong vàgây khó khăn cho khảo sát giếng

Ưu điểm của giếng có cấu trúc thả 2 cột ống so với cấu trúc thả 1 cột ống:

 Chế độ khai thác với độ giao động áp suất làm việc ít hơn do thể tích vùngkhoảng không vành xuyến giữa cấu trúc 2 cột ống nhỏ hơn so với cấu trúc 1 cộtống

 Cột chất lỏng ở vùng khoảng không vành xuyến giữa cột ống bơm ép và cộtống chống khai thác có tác dụng điều hòa chế độ làm việc của giếng.

 Giếng làm việc êm hơn do đó hạn chế khả năng làm hỏng vùng cận đáy và tích

tụ cát ngay tại đáy giếng

2.4.2 Theo hướng dòng khí nén

Hình 2.19 : Các dạng cấu trúc cột ống nâng theo hướng dòng khí nén

a - Cấu trúc vành xuyến 1 cột ống (hình 2.18a)

b - Cấu trúc vành xuyến 2 cột ống (hình 2.18b)

c - Cấu trúc trung tâm 1 cột ống (hình 2.18c)

d - Cấu trúc trung tâm 2 cột ống (hình 2.18d)

2.4.2.1 Hệ thống khai thác vành xuyến

Theo chế độ khai thác này thì khí nén được ép vào khoảng không vành xuyến giữacột ống nâng và cột ống chống khai thác, dầu đi lên theo ống nâng

Bao gồm 2 dạng cấu trúc:

 Cấu trúc vành xuyến 1 cột ống (Hình 2.19a)

 Cấu trúc vành xuyến 2 cột ống (Hình 2.19b)

Cấu trúc vành xuyến 1 cột ống:

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

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

Ưu điểm:

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

 Tiết kiệm chi phí

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

Nhược điểm:

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

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

Cấu trúc vành xuyến 2 cột ống:

Cấu trúc 2 cột ống chia làm 2 loại:

xuyến giữa ống bơm ép và ống nâng Sản phẩm khai thác sẽ theo ống nâng lên mặtđất

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

Ưu điểm:

 Giá thành rẻ

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

 Giảm được sự tiêu hao năng lượng

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

 Tăng độ bền của ống khai thác

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

Nhược điểm:

 Áp suất khởi động lớn so với chế độ trung tâm

 Áp suất đáy giếng giảm đột ngột khi khởi động và dừng nén khí, làm hư vùngcận đáy giếng và tạp nút cát lấp ống lọc Để khắc phục nhược điểm này người

ta lắp đặt van gaslift khởi động và đặt paker

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

2.4.2.2 Hệ thống khai thác trung tâm

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

Bao gồm 2 cấu trúc:

 Cấu trúc trung tâm 1 cột ống (hình 2.19c)

 Cấu trúc trung tâm 2 cột ống (hình 2.19d)

Ưu điểm:

 Giảm được áp suất khởi động

 Sử dụng triệt để kích thước của giếng

Nhược điểm:

 Giảm độ bền của ống chống và ống khai thác

 Do sản phẩm đi lên theo khoảng không vành xuyến sẽ làm mòn các đầu nối có chứanhiều cát, có thể dẩn tới tuột ren và ống

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

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

 Khi sản phẩm khai thác có chứa nhiều parafin, parafin sẽ bám dần lên thành ốngchống khai thác và sửa chữa lại giếng vì không thể sử dụng các phương pháp cơ họcthông thường để nạo vét được

 Trên cơ sở phân tích các ưu nhược điểm trên nên trên thực tế người ta sử dụng

hệ thống khai thác theo chế độ vành xuyến 1 cột ống, chia ra làm 3 trạng tháicấu trúc cơ bản:

 Hệ thống khai thác dạng nở: không trang bị paker và van 1 chiều, áp dụng khikhai thác bằng phương pháp gaslift liên tục

 Hệ thống ống khai thác dạng đóng: trang bị paker và van 1 chiều, áp dụng khikhai thác bằng gaslift định kỳ

 Hệ thống ống khai thác dạng bán đóng: trang bị paker và không có van 1 chiều,

áp dụng khi khai thác gaslift liên tục

Hình 2.20 : Sơ đồ cấu trúc vành xuyến 1 cột ống

2.5 Các kiểu khai thác gaslift

Dựa vào chế độ nén khí cao áp vào giếng là liên tục hay định kỳ, có thể chia phươngpháp khai thác dầu bằng gaslift thành:

2.5.1 Gaslift liên tục

Nguyên lý hoạt động:

Khí nén được đưa vào giếng 1 cách liên tục và dòng sản phẩm khai thác cũng đượcđưa lên bề mặt 1 cách liên tục

Hình 2.21 : Nguyên lý hoạt động của giếng gaslift liên tục

 Không hiệu quả khi hệ số sản phẩm của giếng thấp

 Không hiệu quả khi mực chất lưu trong giếng quá thấp

 Không áp dụng được với những giếng có áp suất vỉa thấp.

2.5.2 Gaslift định kỳ

Nguyên lý làm việc:

Kiểu khai thác gaslift định kỳ dựa trên sự vận chuyển các nút chất lỏng, thường làkết hợp quá trình dịch chuyển và khí hóa các nút chất lỏng từ đáy giếng lên bề mặtbằng khí nén cao áp diễn ra không liên tục mà theo 1 chu kỳ nhất định Khí nén từkhoảng không vành xuyến đi vào ống nâng, qua 1 hay nhiều van gaslift với 1 lưulượng đủ lớn để duy trì vận tốc đi lên của các nút chất lỏng và giảm thiểu lượng chấtlỏng rơi xuống

Hình 2.22 : Nguyên lý làm việc giếng gaslift định kỳ

Nguyên lý hoạt động của hệ thống khai thác giếng bằng gaslift định kỳ có thể trìnhbày theo 3 giai đoạn chính sau:

 Giai đoạn tích lũy: sản phẩm khai thác chảy từ vỉa vào đáy giếng và tích lũydầu trong cột ống nâng do van ngược mở và chênh áp, thiết bị điều khiển chukỳ trên bề mặt và van gaslift bề mặt đóng