Đồ án tốt nghiệp Khoan khai thác Dầu Khí

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT NGUYỄN VĂN TOẢN LỚP: KHOAN – KHAI THÁC BK58 ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP ĐỀ TÀI: THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO GIẾNG CKB 714 GIÀN MSP7 Ở MỎ BẠCH HỔ HÀ NỘI, 5 2018 BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT NGUYỄN VĂN TOẢN LỚP: KHOAN KHAI THÁC B –K58 ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP ĐỀ TÀI: THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO GIẾNG CKB714 GIÀN MSP7 Ở MỎ BẠCH HỔ GIÁO VIÊN HƯỚNG DẪN Th.SLÊ QUANG DUYẾN GIÁO VIÊN CHẤM GVC. TS DOÃN THỊ TRÂM HÀ NỘI , 52018 DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ TRONG ĐỒ ÁN 6 LỜI MỞ ĐẦU 1 CHƯƠNG I 3 TỔNG QUAN VỀ MỎ BẠCH HỔ 3 1.1.Đặc điểm địa lý và khí hậu vùng mỏ. 3 1.2.Đặc điểm kinh tế xã hội nhân văn 5 1.3.Lịch sử tìm kiếm thăm dò và khai thác mỏ Bạch Hổ 5 1.4.Địa tấng – Thạch Học 6 1.4.1.Trầm tích Neogen và Đệ Tứ 8 1.4.2.Trầm tích Paleogen –kỉ Kainozoi 9 1.4.3.Đá móng kết tinh trước Kazozoi 10 1.5.Đặc điểm kiến tạo mỏ Bạch Hổ 11 1.6.Các tầng sản phẩm dầu khí của mỏ Bạch Hổ 12 1.7.Tình hình khai thác ở mỏ Bạch Hổ 13 1.7.1. hình khai thác tầng Mioxen 13 1.7.2Tình hình khai thác tầng Oligoxen 13 1.7.3Tính hình khai thác tầng Móng 13 CHƯƠNG II 14 LÝ THUYẾT DÒNG CHẢY TRONG VỈA DẦU VÀ TRONG GIẾNG KHAI THÁC 14 2.1. Dòng chảy của chất lưu từ vỉa vào giếng. 14 2.1.1. Mục đích và cơ sở nghiên cứu. 14 2.1.2. Các yếu tố ảnh hưởng đến dòng chảy của chất lỏng và khí từ vỉa vào đáy giếng. 17 2.2. Dòng chảy của hỗn hợp dầu khí trong ống đứng và ống nghiêng 26 2.2.1 Phương trình phân bố áp suất dọc theo thành ống khai thác. 26 2.2.2 Xác định các thông số cơ bản của hỗn hợp lỏng – khí. 27 2.2.3. Phương pháp tính áp suất phân bố của dòng chất lỏng – khí trong ống khai thác 30 CHƯƠNGIII 33 CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC PHỔ BIẾN VÀ CƠ SỞ LÝ LUẬN CHỌN PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO MỎ BẠCH HỔ 33 3.1. Các phương pháp khai thác cơ học phổ biến. 33 3.1.1. Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm pitton cần và máy bơm guồng xoắn: 33 3.1.2. Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm : 35 3.1.3. Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm điện ly tâm điện ngầm: 36 3.1.4. Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift : 38 3.2. Cơ sở lý luận chọn phương pháp gaslift cho giếng thiết kế. 39 CHƯƠNG IV 45 CƠ SỞ LÝ THUYẾT KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT 45 4.1. Phương pháp tính toán sự phân bố áp suất trong ống khai thác bằng gaslift 45 4.1.1. Xác định mật độ 45 4.1.2. Xác định lưu lượng 45 4.2. Cấu trúc của hệ thống ống khai thác bằng phương pháp gaslift 46 4.2.1. Nguyên lý hoạt động của phương pháp gaslift. 46 4.2.1. Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả của phương pháp Gaslift. 47 4.3. Các phương pháp khai thác dầu bằng gaslift. 47 4.3.1. Phương pháp gaslift liên tục: 47 4.3.2. Phương pháp Gaslift định kỳ: 48 4.4. Các cấu trúc cơ bản của hệ thống ống nâng khi khai thác dầu bằng gaslift 48 4.4.1. Sơ đồ cấu trúc hệ thống khai thác dầu bằng Gaslift 48 4.4.2. Cấu trúc hệ vành xuyến 49 4.4.3.Cấu trúc trung hệ trung tâm ( hình 4.2b) 51 4.4.4. Lựa chọn hệ thống ống nâng cho giếng CKB714 giàn MSP7 52 4.4.5. Tính toán cột ống nâng 52 4.5 Xác định độ sâu đặt van bằng phương pháp giải tích: 56 4.6. Phương pháp khởi động giếng và cơ sở lựa chọn phương pháp khởi động giếng thiết kế. 58 4.6.1. Qúa trình khởi động giếng 58 4.6.2. Các phương pháp làm giảm áp suất khởi động: 59 4.7. Cấu tạo của van gaslift 62 4.7.1. Chức năng và phân loại van gaslift 62 4.7.2.Cấu tạo của van gaslift 62 4.7.3.Nguyên lý hoạt động của van gaslift 63 CHƯƠNG V 64 THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO GIẾNG CKB714 GIÀN MSP7 MỎ BẠCH HỔ 64 5.1.Các thông số của vỉa và giếng thiết kế 64 5.2. Tính toán cột ống nâng cho giếng thiết kế 65 5.2.1. Xác định chiều dài cột ống nâng L 65 5.2.2Xác định đường kính cột ống nâng 66 5.3.Thiết lập biểu đồ tính toán độ sâu đặt van Gaslift bằng đồ thị Camco 66 5.3.1.Xác định đường cong phân bố áp suất lỏng khí trong cột ống nâng (đường số 1) 67 5.3.2. Xây dựng đường phân bố áp suất thủy tĩnh ( đường số 2) 67 5.3.3. Xây dựng đường phân bố áp suất khí nén ngoài cần ( đường số 3) 67 5.3.4.Xây dựng đường gradient nhiệt độ của khí nén ngoài cần ( đường số 4) 68 5.3.5. Xây dựng đường gradient nhiệt độ của chất lỏng trong cần (đường số 5) 69 5.4. Xác định độ sau đặt van và các đặc tính của van 69 5.4.1. Van số 1 69 5.4.2. Van số 2 71 5.4.3. Van số 3 74 5.4.4. Van số 4 75 5.4.5. Van số 5 76 5.5. Các thông số kỹ thuật của các van khởi động 77 5.5.1. Áp suất mở van và đóng van khởi động 77 5.5.2. Đường kính lỗ van 78 CHƯƠNG VI 88 HỆ THỐNG THIẾT BỊ CHÍNH TRONG KHAI THÁC DẦU KHÍ BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT 88 6.1.Thiết bị bề mặt 88 6.1.1.Thiết bị miếng giếng 88 6.1.2. Cụm phân dòng 91 6.1.3. Các thiết bị tách và chứa 91 6.1.4. Các thiết bị chính trong hệ thống phân phối khí 91 6.2. Thiết bị ngầm 92 6.2.1.Van gaslift 93 6.2.2. Mandrel 96 6.2.3.Các loại ống HKT và cấu trúc của nó: 97 6.2.4. Phễu định hướng 98 6.2.5. Ống đục lỗ 98 6.2.6.Nhipen 98 6.2.7.Van cắt sâu 98 6.2.8.Packer. 98 6.2.9.Van tuần hoàn 98 6.2.10. Thiết bị bù trừ nhiệt 98 CHƯƠNG VII 100 SỰ CỐ VÀ PHỨC TẠP TRONG KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT 100 7.1Sự hình thành nút cát ở đáy giếng khai thác 100 7.1.1.Nguyên nhân phát sinh 100 7.1.2.Biện pháp phòng ngừa 100 7.1.3. Biện pháp khắc phục 100 7.2.Sự lắng đọng parafin trong ống khai thác 101 7.2.1. Nguyên nhân phát sinh 101 7.2.2. Biện pháp phòng ngừa 101 7.2.3. Biện pháp khắc phục 102 7.3. Sự thành tạo những nút rỉ sắt trong đường ống khai thác 102 7.3.1. Nguyên nhân phát sinh 102 7.3.2. Biện pháp khắc phục 103 7.4. Sự lắng tụ muối trong ống nâng 103 7.4.1. Nguyên nhân phát sinh 103 7.4.2. Biện pháp ngăn ngừa 103 7.4.3. Biện pháp khắc phục 103 7.5. Sự tạo thành nhũ tương trong giếng 104 7.5.1. Nguyên nhân phát sinh 104 7.5.2. Biện pháp khắc phục 104 7.6. Các sự cố về sự hoàn thiện của thiết bị 104 7.6.1. Sự rò rỉ của các thiết bị chịu áp lực 104 7.6.2. Các thiết bị hư hỏng 104 7.7. Sự cố về công nghệ 105 7.7.1. Áp suất nguồn cung cấp không ổn định 105 7.7.2. Sự cố cháy 105 CHƯƠNG VIII 107 AN TOÀN LAO ĐỘNG VÀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG 107 8.1. Vai trò của công tác an toàn trong khai thác dầu khí 107 8.2. Các yêu cầu đối với công tác an toàn lao động trên giàn khoan 107 8.2.1. Yêu cầu đối với người lao động 107 8.2.2. Yêu cầu đối với các thiết bị máy móc 108 8.2.3. An toàn cháy 108 8.2.4. An toàn trong sửa chữa và các công việc khác 108 8.3. An toàn lao động trong công tác khai thác dầu bằng phương pháp gaslift 109 8.3.1. Yêu cầu chung 109 8.3.2. Yêu cầu an toàn khi khai thác 109 8.4. Bảo vệ môi trường 110 KẾT LUẬN 111 TÀI LIỆU THAM KHẢO 112   DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ TRONG ĐỒ ÁN STT SỐ HÌNH VẼ TÊN HÌNH VẼ TRANG 1 Hình 1.1 Sơ đồ vị trí mỏ Bạch Hổ 4 2 Hình 1.2 Cột địa tầng tổng hợp của mỏ Bạch Hổ phần lát cắt chứa sản phẩm 8 3 Hình 2.1 Đường cong áp suất xung quanh giếng 16 4 Hình 2.2 Các dạng không hoàn thiện thủy động lực của giếng 17 5 Hình 2.3 Đồ thị xác định C1 20 6 Hình 2.4 Đồ thị xác định C2 21 7 Hình 4.1 Nguyên lý hoạt động của phương pháp khai thác gaslift 46 8 Hình 4.2 Sơ đồ cấu trúc cột ống khai thác 49 9 Hình 4.3 Sơ đồ cấu trúc vành xuyến một cột ống 51 10 Hình 4.4 Đồ thị xác định Pde theo L và Rotp 55 11 Hình 4.5 Sơ đồ nguyên tắc tính toán chiều sâu đặt van 57 12 Hình 4.6 Sơ đồ biến thiên áp suất theo thời gian khi khởi động 59 13 Hình 4.7 Sơ đồ phương pháp hóa khí vào chất lỏng 61 14 Hình 4.8 Cấu tạo của van gaslift sử dụng khí nén 63 15 Hinh 5.2 Biểu đồ phân bố áp suất chất lỏng trong ống khai thác 80 16 Hình 5.3 Biểu đồ xác định chiều sâu đặt van gaslift 81 17 Hình 5.4 Biểu đồ xác định hệ số nén Z 82 18 Hình 5.5 Biểu đồ lưu lượng khí 83 19 Hình 5.7 Mô hình cấu trúc giếng 87 20 Hình 6.1 Sơ đồ cây thông chạc 3 89

NGUYỄN VĂN TOẢN LỚP: KHOAN – KHAI THÁC B-K58

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP

ĐỀ TÀI:

THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT

CHO GIẾNG CKB -714 GIÀN MSP7 Ở MỎ BẠCH HÔ

HÀ NỘI, 5- 2018

NGUYỄN VĂN TOẢN LỚP: KHOAN- KHAI THÁC B –K58

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP

ĐỀ TÀI:

THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO

GIẾNG CKB-714 GIÀN MSP7 Ở MỎ BẠCH HÔ

GIÁO VIÊN HƯỚNG DẪN

Th.S-LÊ QUANG DUYẾN

GIÁO VIÊN CHẤM

GVC TS DOÃN THỊ TRÂM

HÀ NỘI , 5-2018

CHƯƠNG I 3

TÔNG QUAN VỀ MỎ BẠCH HÔ 3

1.1.Đặc điểm địa lý và khí hậu vùng mỏ 3

1.2.Đặc điểm kinh tế - xã hội nhân văn 5

1.3.Lịch sử tìm kiếm thăm dò và khai thác mỏ Bạch Hổ 5

1.4.Địa tấng – Thạch Học 6

1.4.1.Trầm tích Neogen và Đệ Tứ 8

1.4.2.Trầm tích Paleogen –kỉ Kainozoi 9

1.4.3.Đá móng kết tinh trước Kazozoi 10

1.5.Đặc điểm kiến tạo mỏ Bạch Hổ 11

1.6.Các tầng sản phẩm dầu khí của mỏ Bạch Hổ 12

1.7.Tình hình khai thác ở mỏ Bạch Hổ 13

1.7.1 hình khai thác tầng Mioxen 13

1.7.2Tình hình khai thác tầng Oligoxen 13

1.7.3Tính hình khai thác tầng Móng 13

CHƯƠNG II 14

LÝ THUYẾT DÒNG CHẢY TRONG VỈA DẦU VÀ TRONG GIẾNG KHAI THÁC 14

2.1 Dòng chảy của chất lưu từ vỉa vào giếng 14

2.1.1 Mục đích và cơ sở nghiên cứu 14

2.1.2 Các yếu tố ảnh hưởng đến dòng chảy của chất lỏng và khí từ vỉa vào đáy giếng 17

2.2 Dòng chảy của hỗn hợp dầu khí trong ống đứng và ống nghiêng 26

2.2.1 Phương trình phân bố áp suất dọc theo thành ống khai thác 26

2.2.2 Xác định các thông số cơ bản của hỗn hợp lỏng – khí 27

CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC PHÔ BIẾN VÀ CƠ SỞ LÝ LUẬN CHỌN PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO MỎ BẠCH HÔ 33

3.1 Các phương pháp khai thác cơ học phổ biến 33

3.1.1 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm pitton cần và máy bơm guồng xoắn: 33

3.1.2 Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm : 35

3.1.3 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm điện ly tâm điện ngầm: 36

3.1.4 Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift : 38

3.2 Cơ sở lý luận chọn phương pháp gaslift cho giếng thiết kế 39

CHƯƠNG IV 45

CƠ SỞ LÝ THUYẾT KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT 45

4.1 Phương pháp tính toán sự phân bố áp suất trong ống khai thác bằng gaslift 45

4.1.1 Xác định mật độ 45

4.1.2 Xác định lưu lượng 45

4.2 Cấu trúc của hệ thống ống khai thác bằng phương pháp gaslift 46

4.2.1 Nguyên lý hoạt động của phương pháp gaslift 46

4.2.1 Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả của phương pháp Gaslift 47

4.3 Các phương pháp khai thác dầu bằng gaslift 47

4.3.1 Phương pháp gaslift liên tục: 47

4.3.2 Phương pháp Gaslift định kỳ: 48

4.4 Các cấu trúc cơ bản của hệ thống ống nâng khi khai thác dầu bằng gaslift 48

4.4.1 Sơ đồ cấu trúc hệ thống khai thác dầu bằng Gaslift 48

4.4.4 Lựa chọn hệ thống ống nâng cho giếng CKB714 giàn MSP7 52

4.4.5 Tính toán cột ống nâng 52

4.5 Xác định độ sâu đặt van bằng phương pháp giải tích: 56

4.6 Phương pháp khởi động giếng và cơ sở lựa chọn phương pháp khởi động giếng thiết kế 58

4.6.1 Qúa trình khởi động giếng 58

4.6.2 Các phương pháp làm giảm áp suất khởi động: 59

4.7 Cấu tạo của van gaslift 62

4.7.1 Chức năng và phân loại van gaslift 62

4.7.2.Cấu tạo của van gaslift 62

4.7.3.Nguyên lý hoạt động của van gaslift 63

CHƯƠNG V 64

THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO GIẾNG CKB-714 GIÀN MSP7 MỎ BẠCH HÔ 64

5.1.Các thông số của vỉa và giếng thiết kế 64

5.2 Tính toán cột ống nâng cho giếng thiết kế 65

5.2.1 Xác định chiều dài cột ống nâng L 65

5.2.2Xác định đường kính cột ống nâng 66

5.3.Thiết lập biểu đồ tính toán độ sâu đặt van Gaslift bằng đồ thị Camco 66

5.3.1.Xác định đường cong phân bố áp suất lỏng khí trong cột ống nâng (đường số 1) 67

5.3.2 Xây dựng đường phân bố áp suất thủy tĩnh ( đường số 2) 67

5.3.3 Xây dựng đường phân bố áp suất khí nén ngoài cần ( đường số 3) 67

5.3.4.Xây dựng đường gradient nhiệt độ của khí nén ngoài cần ( đường số 4) 68

5.3.5 Xây dựng đường gradient nhiệt độ của chất lỏng trong cần (đường số 5) 69

5.4.2 Van số 2 71

5.4.3 Van số 3 74

5.4.4 Van số 4 75

5.4.5 Van số 5 76

5.5 Các thông số kỹ thuật của các van khởi động 77

5.5.1 Áp suất mở van và đóng van khởi động 77

5.5.2 Đường kính lỗ van 78

CHƯƠNG VI 88

HỆ THỐNG THIẾT BỊ CHÍNH TRONG KHAI THÁC DẦU KHÍ BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT 88

6.1.Thiết bị bề mặt 88

6.1.1.Thiết bị miếng giếng 88

6.1.2 Cụm phân dòng 91

6.1.3 Các thiết bị tách và chứa 91

6.1.4 Các thiết bị chính trong hệ thống phân phối khí 91

6.2 Thiết bị ngầm 92

6.2.1.Van gaslift 93

6.2.2 Mandrel 96

6.2.3.Các loại ống HKT và cấu trúc của nó: 97

6.2.4 Phễu định hướng 98

6.2.5 Ống đục lỗ 98

6.2.6.Nhipen 98

6.2.7.Van cắt sâu 98

6.2.8.Packer 98

6.2.9.Van tuần hoàn 98

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

GASLIFT 100

7.1Sự hình thành nút cát ở đáy giếng khai thác 100

7.1.1.Nguyên nhân phát sinh 100

7.1.2.Biện pháp phòng ngừa 100

7.1.3 Biện pháp khắc phục 100

7.2.Sự lắng đọng parafin trong ống khai thác 101

7.2.1 Nguyên nhân phát sinh 101

7.2.2 Biện pháp phòng ngừa 101

7.2.3 Biện pháp khắc phục 102

7.3 Sự thành tạo những nút rỉ sắt trong đường ống khai thác 102

7.3.1 Nguyên nhân phát sinh 102

7.3.2 Biện pháp khắc phục 103

7.4 Sự lắng tụ muối trong ống nâng 103

7.4.1 Nguyên nhân phát sinh 103

7.4.2 Biện pháp ngăn ngừa 103

7.4.3 Biện pháp khắc phục 103

7.5 Sự tạo thành nhũ tương trong giếng 104

7.5.1 Nguyên nhân phát sinh 104

7.5.2 Biện pháp khắc phục 104

7.6 Các sự cố về sự hoàn thiện của thiết bị 104

7.6.1 Sự rò rỉ của các thiết bị chịu áp lực 104

7.6.2 Các thiết bị hư hỏng 104

7.7 Sự cố về công nghệ 105

7.7.1 Áp suất nguồn cung cấp không ổn định 105

AN TOÀN LAO ĐỘNG VÀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG 107

8.1 Vai trò của công tác an toàn trong khai thác dầu khí 107

8.2 Các yêu cầu đối với công tác an toàn lao động trên giàn khoan 107

8.2.1 Yêu cầu đối với người lao động 107

8.2.2 Yêu cầu đối với các thiết bị máy móc 108

8.2.3 An toàn cháy 108

8.2.4 An toàn trong sửa chữa và các công việc khác 108

8.3 An toàn lao động trong công tác khai thác dầu bằng phương pháp gaslift 109

8.3.1 Yêu cầu chung 109

8.3.2 Yêu cầu an toàn khi khai thác 109

8.4 Bảo vệ môi trường 110

KẾT LUẬN 111

TÀI LIỆU THAM KHẢO 112

T VẼ

1 Hình 1.1 Sơ đồ vị trí mỏ Bạch Hổ 4

2 Hình 1.2 Cột địa tầng tổng hợp của mỏ Bạch Hổ phần lát cắt

3 Hình 2.1 Đường cong áp suất xung quanh giếng 16

4 Hình 2.2 Các dạng không hoàn thiện thủy động lực của

8 Hình 4.2 Sơ đồ cấu trúc cột ống khai thác 49

9 Hình 4.3 Sơ đồ cấu trúc vành xuyến một cột ống 51

10 Hình 4.4 Đồ thị xác định Pde theo L và Rotp 55

11 Hình 4.5 Sơ đồ nguyên tắc tính toán chiều sâu đặt van 57

12 Hình 4.6 Sơ đồ biến thiên áp suất theo thời gian khi khởi

13 Hình 4.7 Sơ đồ phương pháp hóa khí vào chất lỏng 61

14 Hình 4.8 Cấu tạo của van gaslift sử dụng khí nén 63

15 Hinh 5.2 Biểu đồ phân bố áp suất chất lỏng trong ống khai

16 Hình 5.3 Biểu đồ xác định chiều sâu đặt van gaslift 81

17 Hình 5.4 Biểu đồ xác định hệ số nén Z 82

18 Hình 5.5 Biểu đồ lưu lượng khí 83

19 Hình 5.7 Mô hình cấu trúc giếng 87

20 Hình 6.1 Sơ đồ cây thông chạc 3 89

21 Hình 6.2 Sơ đồ cây thuông kiểu chạc 4 89

22 Hình 6.3 Sơ đồ thiết bị miệng giếng 90

23 Hình 6.5 Sơ đồ nguyên lý cấu tạo van gaslift điều khiển 95

24 Hình 6.6 Sơ đồ nguyên lý cấu tạo mandrel với tiêt diện

25 Hình 6.7 Sơ đồ nguyên lý cấu tạo mandrel với tiết diện

ST

1 Bảng 3.1 Tổng kết khả năng và hiệu quả áp dụng các phương

pháp khai thác dầu bằng cơ học 43

2 Bảng 5.1 Các thông số của vỉa và giếng 64

3 Bảng 5.2 Kết quả tính toán các van gaslift làm việc 78

5 Bảng 6.1 Ống HKT sản xuất theo tiêu chuẩn GOST 633-80 97

6 Bảng 6.2 Ống HKT theo tiêu chuẩn API 97

LỜI MỞ ĐẦU

Vào thời điểm hiện nay tuy rằng giá dầu sụt giảm nghiêm trọng và đang ở mứcthấp so với những năm gần đây nhưng nghành công nghiệp dầu khí vẫn đóng vai tròrất quan trọng trong nền kinh tế nước ta Nhiệm vụ của chúng ta không những đẩymạnh tốc độ khoan và đưa vào khai thác các mỏ dầu mới mà còn phải nghiên cứu

để tìm ra các giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu tại các mỏ đang và sẽ khai thác Trong quá trình khai thác dầu khí , theo thời gian các thông số lien quan đến điềukiện vỉa thay đổi , chẳng hạn như áp suất vỉa , hệ số sản phẩm giảm so với giá trịban đầu , độ ngậm nước của sản phẩm tang …Làm cho viejc hai thác tự phun giảmhiểu quả hoặc không thể thực hiện được Trên thực tế có rất nhiều giải pháp kĩ thuật

và công nghệ nhằm giải quyết vấn đề trên để kéo dài thời gian khai thác tự phunnhư bơm ép nước duy trì áp suất vỉa , xử lý vùng cận đáy giếng , cách li vỉa , tầng bịngập nước Tuy nhiên nó cũng không thế kéo dài thời gian khai thác tự phun đượcmãi mĩa Do đó việc nghiên cứu đưa các giếng khai thác kém hiệu quả hoặc ngừngtự phun sang khai thác cơ học là việc làm cần thiết nhằm duy trì và gia tang sảnlượng khai thác

Hiện nay một trong những phương pháp khai thác thứ cấp quan trọng là phươngpháp gaslift Phương pháp này không chỉ áp dụng thành công đới với những mỏtrên thế giới mà đối với mỏ Bạch Hổ ở Việt Nam ta phương pháp này cho hiêu quảtốt nhất , đảm bảo được tính lien tục của quá trình khai thác Việc lắp đặt và vậnhành hện thống khai thác gaslift đòi hỏi mức đầu tư ban đầu lớn do đó việc nghiêncứu kĩ các tiêu thiết kế lắp đặt cũng như các điều kiện vận hành là rất cần thiết vàcấp bạch

Bằng những kiến thức đã được học , quá trình công tác tại xí nghiệp Vietsovpro vàthu thập tài liệu Em dã thực hiện đồ án : “ Thiết kế khai thác dầu bằng phươngpháp gaslift cho giếng CKB – 714 tại giàn MSP7 mỏ Bạch Hổ ”.Làm đề tài tốtnghiệp của mình

Do kiến thức còn hạn chế , bản đồ án không tránh khỏi những thiết sót cả về nộidung lẫn hinh thức trình bày , em tha thiết mong được sự đóng góp tận tình của cácthầy và các bạn để rút ra được kinh nghiệm cho bản thân Để hoàn thành bản đồ ántốt nghiệp , em xin chân thành cảm ơn thầy hướng dẫn : TH.S Lê Quang Duyến ,giảng viên trường ĐH MỎ - ĐỊA CHẤT HÀ NỘI , cùng các kĩ sư và các bạn đồng

nghiệp đang làm việc trong xí nghiệp liên doanh dầu khí Vietsopetro đã tận tìnhgiúp đỡ đóng góp ý kiến quý báu để em hoàn thành đồ án tốt nghiệp này

Hà Nội , 25 tháng 8 năm 2018

Sinh viên

Nguyễn Văn Toản

CHƯƠNG I TÔNG QUAN VỀ MỎ BẠCH HÔ 1.1.ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ VÀ KHÍ HẬU VÙNG MỎ.

Mỏ Bạch Hổ nằm trong phạm vi lô 09-1 thuộc bồn trũng Cửu Long thềm

lục địa Việt Nam và cách thành phố Vũng Tàu 120km về phí Đông Nam Tọa độđịa lý : 9°39.60’ ÷ 9°52.00’ Vĩ Độ Bắc 10705.20’ – 10804.80’ Kinh độ Đông , Mỏgần nhất là mỏ Rồng nằm cách 100km về hướng Tây Nam

Thành phố Vũng Tàu là trung tâm công nghiệp dầu khí của Việt Nam và là cơ sở

kỹ thuật , sản xuất và cũng ứng của xí nghiệp lien doanh dầu khí Vietsovpero Khí hậu vùng mỏ là khó hậu nhiệt đới gió mùa , chịu ảnh hướng sâu sắc củabiển với hai mùa rõ rệt : mùa mưa và mùa khô Mùa mưa kéo dài từ tháng 5 tớitháng 10 , giai đoạn này gió mùa Tây – Nam hoạt động mạnh , trời nóng hơn nhiệt

độ không khí từ 250C-320C , lương mưa tang lên đến 260 – 270mm/tháng Độ ẩmkhổng khí trung bình là từ 87%-89% Mùa khô kéo dài từ tháng 11 đến tháng 4 giaiđoạn này chủ yếu là gió mùa Đông Bắc với tốc độ có thể đặt tới 20m/s , tạo nênsong cao 5-8m Những trận cuồng phòng có gió đặt tới 60m/s và gây nên song cao 5-8m Những trận cuồng phong co gió đạt tới 60m/s và gây nên song cao tới 10m.Nhiệt độ ban này từ 240-300 , chiều tối và đêm từ 220-240 Mùa này lượng mưa rấtnhỏ ( trung bình <1mm/tháng) độ ẩm không khí đạt 65% thời kỳ chuyển tiếp giữahai mùa ( tháng 4 và tháng 5) gió chuyển hướng Tây Nam , đỗ ẩm không khí tanglên đáng kể đặt tới 85% và nhiệt độ trong ngày cân bằng hơn , ngày và đêm giaođộng từ 260c-300

Thời gian thuận lợi cho các hoạt động trên biển là giai đoạn giáo mùa Đông –Nam từ thsng 6 tới tháng 9, cũng như thời kỳ chuyển mùa trong các tháng 4, tháng

5 và tháng 11 khi gió mùa chuyển hướng Dòng chảy ngầm dưới biển chịu ảnhhưởng của gió mùa và thủy triều Tốc độ dòng chảy từ độ sâu 15-20m đạt 85cm/s ,còn lớp nước gần đáy thì thay đổi từ 20-30cm/s Nhiệt độ nước biển trong năm thayđổi từ 25-300 độ mặn nước biển thay đổi từ 33-35g/l

Chiều sâu nước biển trong vùng mỏ khoảng 50m nên có thể sử dụng được cácgian khoan tự nâng Theo số liệu địa chất công trình , phần đất đá bề mặt đáy biển

có các tính chất thuận lợi cho việc xây dựng công trình mỏ Mức độ địa chấn ở vùng

mỏ không vượt quá 6 độ Richter

Hình 1.1 Sơ đồ vị trí mỏ Bạch Hổ

Việc chuyên chở hàng hóa nặng từ cơ sở sản xuất mỏ được thực hiện bằng các

tàu biển , còn hàng hóa nhẹ và nhân viên được chở bằng máy bay từ sân bay VũngTàu Nguồn năng lượng phục vụ cho các giàn là các động cơ điện đặt trên giàn ,phục vụ cho cơ sở sản xuất của xí nghiệp trên bờ là đường điện 35kV dẫn từ trạmđiện từ thành phố Hồ Chí Minh và từ nhà máy điện khí Bà Rịa và Phú Mỹ

1.2.ĐẶC ĐIỂM KINH TẾ - XÃ HỘI NHÂN VĂN

Cơ sở hạ tần : Hệ thống giao thông tương đối hoàn chỉnh , trục đường bộ nốivới thành phố Hồ Chí Minh và Đồng Nai hoàn chỉnh , tạo điều kiện thuận lợi choviệc pháp triển kinh tế giữa ba khu vực này

Hệ thống iao thông đường thủy nối với thành phố Hồ Chí Minh thông quađường Cần Gio với chiều dài 80km khá thuận lợi trong việc vận chuyển bằng đườngthủy từ biển vào cảng Sài Gòn Hai cảng Vũng Tàu có khả năng tiếp nhận tàu trân10.000 tấn , cảng dầu khí VSP chuyên đảm nhận mọi công tác vận chuyển đườngthủy phục vụ cho hoạt động dầu khí ở Vũng Tàu.

Hệ thống hàng không với sân bay Vũng Tàu có khả năng tiếp nhận các loại máybay nhẹ và các loại máy bay trượt thăng phục vụ cho các đường bay quốc nội và badịch vụ ra gian khoan ngoài biển

Bên cạnh thế mạnh du lịch có sẵn , Vũng Tàu còn đầu tư phát triển các ngànhcông nghiệp , các ngành chế biển thủy hải sản , thủ công mỹ nghệ , Ngoài ra còn tạođiều kiện thuận lợi cho các ngành dịch vụ phục vụ công tác dầu khí phát triển Đầu tư từ nước ngoài không từng tang trong những năm vừa qua , chính sách củatỉnh cũng khuyến khích các nhà đầu tư nước ngoài tham gia các dự án pháp triển vềkinh tế cũng như văn hóa xã hội

Vũng Tàu có một nguồn nhân lực dồi dào , khả năng tiếp nhận ở trình độ cao ,giáo dục được đầu tư pháp triển phục vụ tốt cho nhu cầu nhân lực của xã hội

Văn hóa truyền thống vẫn được bảo tồn và phát triển

1.3.LỊCH SỬ TÌM KIẾM THĂM DÒ VÀ KHAI THÁC MỎ BẠCH HÔ

Việc tìm kiếm thăm dò dầu khí ở mỏ Bạch Hổ do công ty Mobil của Mỹ đảm

nhận bắt bầu vào tháng 2 năm 1974 tại lô số 09 đến tháng 10 năm 1974 tại lô nàytiến hành thăm dò chi tiết hơn và đã phát hiện ra đầu nhưng phải đến tháng 6.1981 ,

xí nghiệp Vietsovptro mới chính thức đưa mỏ đi vào hoạt động ở thềm lục địa phíaNam Mỏ Bạch Hổ được đưa vòa khai thác công nghiệp từ năm 1986 Tầng khaitháng Mioxen dưới khai thác năm 1986 , Oligoxen năm 1987 và tầng Móng Granitnăm 1988 Tính đến tháng 1/2009 mỏ Bạch Hổ khai thác được hơn 169 triệu tấndầu Tổng số giếng là 315 trong đó số giếng khai thác 214 , giếng bơm ép nước 59 ,giếng theo dõi quan sát là 7 , giếng đóng tạm thời 20 và giếng hủy 16

Sản lượng khai thác của mỏ hiện nay trung bình 17-18 nghìn tấn / ngày đêm.Khối lượng nước bơm ép cả trung bình khoảng 37-38 nghìn m3/ngày đêm

1.4.ĐỊA TẤNG – THẠCH HỌC

Trầm tích Mioxen hạ mỏ Bạch Hổ có tên là điệp Bạch Hổ chúng được nằm bất

chỉnh hợp lên lớp trấm tích Trà Tân , nhờ vào cột địa tấng và tài liệu các giếngkhoan thấy rằng trong bồn trũng Cửu Long trầm tích điệp Bạch Hổ phân bố rộng rãi, trải khắp bồn trũng , chiều dày này thay đổi từ vòm đến cánh cấu tạo là 660-1300m , dựa vào đặc điểm thạch học của trầm tích Mioxen mỏ Bạch Hổ người tachia thành hai phụ điệp , phụ điêp Bạch Hổ trên phụ điệp Bạch Hổ dưới

Phụ điệp Bạch Hổ trên : đặc điểm thạch học tầng chứa

Được tạo bởi các tập sét kết dày , rất ít các vỉa mỏng cát kết và bột kết , sét kết

có màu xám nâu , xám xanh lẫn màu sặc sỡ , trong casdc lớp sét có mầu nâu đỏ ,phần có lẫn glauconit , sét mềm dẻo Đặc biệt là phần trên của mặt cắt có nhữngkhe nứt nhỏ và mặt trượt với cấu tạo phân lớp , khối , về thành phần thạch họctương đối đồng nhất và có bè dạy khoảng 200m ( Tương ứng với mặt phản xạ số5) Thành phần khoáng vật chủ yếu là monotmorit , kaolinit , thủy mica và vật liệucacbonat , ngoài ra còn những kết hạt siderite , theo kết quả phân tích hạt sét và các

đá có độ chọn lọc kém cát – bột –sét Thành phần cát trung bình chứa 27,8% hợpphần bột chiems 39,2% hợp phần sét chiếm 33,2%

Theo phân tích rownghen ( mẫu độ sâu 2643m) hợp phần sét của đá chứa 40-50%monotomorit , kaolinit 25-30% , thủy mica 15-20% hỗn hợp thủy mica vàmonotmorit 5-10% , clorit 5%

Phụ điệp Bạch Hổ dưới : Đặc điểm thạch học của tầng chứa

Thành phần chủ yếu là cát kết và bột kết màu xám , dạng khối được kết dính bới

xi măng sét , sét vôi và vật liệu vôi , cát kết chủ yếu là cát két arkor, ngoài ra còngặp cát kết thạch anh mầu xám trắng , hạt nhỏ trung bình , độ lựa chọn tốt , độ màitròn trung bình , lớp bột kết mâu xám nâu hồng loang lổ Hàm lượng xi măng daođộng từ 3-35% Căn cứ vào phân tích độ hạt trầm tích của đá Mioxen hạ tầng tathấy lượng cát kết nhỏ và bột kết hạt lớn gần tương đương nhau Thành phần phầntram thạch học : Thạch anh 40-65% , fenpat 10-25% Độ rỗng dao động từ 0,15-0,22 , độ thấm dao động từ 10-656 md

Theo trình tự nghiên cứu bắt đầu bằng các phương pháp đo vật lý toàn mặt , chủyếu là do địa chấn sau đó đến các phương pháp đo địa vật lý toàn lỗ khan thăm dò

và phân tịch mẫu lỗi thu được , người ta xác định khá rõ rang các thành hệ của mỏ

Bạch Hổ Đó là các trầm tích thuộc Đệ Tứ , Neogen , Paleogen phủ trên móng kếttinh Jura – Creta có tuổi tuyệt đối từ 97÷108,4 triệu năm Từ trên xuống cọt địatấng tống hợp của mỏ Bạch Hổ được miêu ta như sau:

Hình.1.2 Cột địa tầng tổng hợp của mỏ Bạch Hổ phần lát cắt chứa sản phẩm

1.4.1.Trầm tích Neogen và Đệ Tứ

Trầm tích Plioxen – Pliextoxen ( Điệp Biển Đông)

Điểm này dược thành tạo chủ yếu từ cát và cát dăm , độ gắn kết kém , thànhphần chính là Thạch anhh , Glaukonite và các tàn tích thực vật , chiều dày từ 20-250m , mặt cắt là những vỉa kẹp Montmoriolonite , dôi khi gặp những vỉa sét vôimỏng Đất đá này thành tạo trong điều kiejn biển nông , độ muối trung bình vàchiệu ảnh hưởng của các dòng chảy Nguồn vật liệu chính là các đá Macma axit

Bề dày diệp này dao động từ 612-654m Dưới điệp Biển Đông là các trầm tích củathống Mioxen thuộc hệ Neogen Thống này được chia làm 3 phụ thống :

a.Phụ thống Mioxen trên ( điệp Đồng Nai)

Đất đá điệp này chủ yếu là cát dăm và cát với độ mài mòn từ trung bình đến tốt Thành phần Thạch anh chiếm từ 80-90% còn lại là Fenspat và các thành phần khácnhư Macma , đá phiến sột , vỏ sò Bột kết hầu như không có nhưng cũng gặp nhữngvỉa sét và sét kết dày đến 20m và những vỉa cuội mỏng Chiều dày điệp này tangdần từ giữa 538m ra hai cánh 619m

b.Phụ thống Mioxen giữa ( điệp Côn Sơn )

Phần lớn đất đá của điệp này là cát , cát dăm và bột kết Phần còn lại là các vỉa

sét , sét vôi mỏng và đá vôi Đây là những đất đá lục nguyên dạng khối bở rời màuxám vàng và xám xanh , kích thước hạt từ 0,1-10mm , thành phần chính là Thạchanh ( hơn 80%) , Fenspat và các đá phun trào có màu loang lổ , bở rời , mềm dẻo ,thành phần chính là Montmoriolonite Bề dày cảu điệp này từ 870-950m

c.Phụ thống Mioxen dưới ( điệp Bạch Hổ)

Đất đá của điệp này nằm bất chỉnh hợp góc , thành tạo Oligoxen trên Gồm chủ

yếu là những tập sét dầy và những vỉa cát và bột mỏng nằm xen kẽ nhau Sét cómâu tối nâu loang lổ xám , thường là mềm và phân lớp

Thành phần của sét gồm có Kaolinit , Montmoriolonite , thủy Mica và cáckhoáng vật Carbonate , hàm lượng xi măng từ 3-35% , cấu trúc xi măng lấp đầyhoặc tiếp xúc Mảnh vụn là các khoáng vật như : Thạch anh , Fenspat với khốilượng tương đương nhau , Ngoài ra còn có các loại đá khác như Granite , phiếnsét Điệp này chứa các tấng dầu công nhiệp 22,23,24 và 25 Chiều dày tang từ vòm600m đến 2 cánh 1270m

1.4.2.Trầm tích Paleogen –kỉ Kainozoi

Thành tạo của hệ paleogen được chia thành 2 hệ thống :

a.Thống Oligoxen trờn ( điệp Trà Tân)

Các đất đá trầm tích này bao trùm toàn bộ điện tích mỏ Phần trên là các tập sét

màu đen dày ( tới 266m) Phần dưới là cát kết , sét kết và bột kết nằm xen kẽ Điệpnày chứa 5 tầng dầu công nghiệp 1,2,3,4,5

Sự phân chia có thể thực hiện sâu hơn tại hàng loạt các giếng khoan trong đó điệpTân được chia ra làm 3 phụ điệp : dưới , giữa và trên Ở đây có sự biển đổi tướng

đá mạnh , trong thời kỳ hình thành trầm tích này có thể có hoạt động của núi lửa ởphần trung tâm và khối phía bắc của mỏ vỡ hiện tại do có sự gặp các đá phun tràotrong một số giếng khoan Ngoài ra còn gặp các trầm thích than , sét kết màu đen ,xám tối đến nâu bị ép nén , khi vỡ có mặt trượt Khoáng vật chính là Kaolinit(56%), thủy Mica (12%) các thành phần khác : Clorite , Xiderite ,Montomoriolonite (32%) Cát và bột kết có màu sáng dạng khối rắn chắc thànhphần hạt từ 80-90% gồm : Thạch anh , Fenspat và các thành phần vụn của các loạiđất đá khác nhau kaolinite , Carbonate , sét vôi Chiều dày từ 176-1034m , giảm ởphần vòm và đột ngột tang mạnh ở phần sườn

b.Thống Oligoxen dưới ( điệp Trà Cú)

Thành tạo này có tại vòm bắc và rìa nam của mỏ Goofmchur yếu là sét kết 70% mặt cắt) có màu từ đen đến xóm tối và nâu , bị ép nén mạnh , giòn mảnh vụn

(60-vỡ sắc cạnh có mặt trượt dạng khối hoặc phân lớp Thành phần gồm : thủy Mica ,Kaolinite , Clorite , Xiderite Phần còn lại của mặt cắt là cát kết , bột kết nằm xen

kẽ có sét màu sang , thành phần chính là Arkor , xi măng Kaolinite , thủy Mica vàsét vôi Đá được thành tạo trong điều kiện biển nông , ven bờ hoặc sống hồ Thànhphần vụn gồm Thạch anh , Fenspat , Grinite , đá phun trào và đá biến chất ở đây gặp

5 tầng công nghiệp 6,7,8,9 và 10

c.Các tập đá cơ sở ( vỏ phong hóa )

Đây là nên cơ sở cho các tập đá Oligoxen dưới phát triển trên mặt móng Nóđược thành tạo trong điều kiện lục địa bởi sự phát hủy cơ học của địa hình Đá nàynằm trực tiếp trên móng do sự tái trầm tích của mạnh vụn của đá móng có kíchthước khác nhau Thành phần gồm : cuội kết hạt thô , đôi gặp đá phun trào Chiềudày của điệp Oligoxen dướ cà các tập cơ sở thay đổi từ 0-412m và từ 0-174m

1.4.3.Đá móng kết tinh trước Kazozoi

Đây là các thành tạo Granite nhưng không đồng nhất mà có sự khác nhau vềthành phần thạch học , hóa học và về tuổi Có thể giả thiết cho rằng có hai thời kỳthành tạo đá Granite : vòm bắc và kỷ Jura vũm Nam và vũm trung tóm vào kỉ

Kretta Diện tích của bể Batholit Granite này có thể tới hàng nghìn km2 và bề dàythường không quá 3km Đá móng mỏ Bạch Hổ chịu tác động mạnh của quá trìnhphong hóa thủy nhiệt và các hoạt động kiến tạo gây nứt nẻ hoang hốc và sinh ra cáckhóng vật thứ sinh khác Kataclazite , Milonite Sự phong hóa kéo theo sự làm giàusắt , Mangan , Canxi và làm mất đi các thành phần Natri và Canxi động Các mẫu

đá chứa dầu thu được có đột nứt nẻ từ 0,5- 1mm độ lỗ hổng bằng từ 1/5-1/7 độ nứt

nẻ Đá móng bắt đầu có từ độ sâu 3888-4400m Đây là một bẫy chứa dầu dạngkhối điển hình và có triển vọng cao

1.5.ĐẶC ĐIỂM KIẾN TẠO MỎ BẠCH HÔ

Nhìn chung , cấu tạo mỏ Bạch Hổ bị phân tách bởi hai hệ thống đứt hãy chính :Đông – Đông – Bắc/ Tây- Tây – Nam và Đông- Đông – NAM/ Tây-Bắc Số lượngđứt gãy kiến tạo nhiều nhất được thấy ở móng (SH-AF) thứ nhì ở Oligoxen (SH-11,SH-10) còn lại ở ben trên Oligoxen > Theo mức độ tắt dần của đứt gãy trong lát cắtchúng được chia ra thành dứt gãy trước Kainozoi , Paleogen và Neogen

Ngoài hai hệ thống chính nói trên còn các hệ thống đứt gãy phụ khác tác độngđến cấu trúc khu vực mỏ Bạch Hổ , đó là hệ thống đứat gãy theo Phương Tây Bắc –Đông Nam và Bắc – Nam Các hệ thống đút gãy nay tuy không đặc trưng , nhưng

nó làm pực tạp them cấu trúc của mỏ

Hệ thống đứt gãy Đông – Đông – Bắc/Tây- Tây- Nam thể hiện rõ nét ở hai rìaphía Đông và Tây của mỏ Góc cắm của hệ thống này thường từ 65-800 và chúng cóbiên độ dịch chuyển từ 500m đến 2000m Đáng chú ý là sự có mặt của một số đứtgãy ở rìa phía Tây và Tây Nam Qúa trình hoạt động của các dứt gãy này gắn liềnvới các pha nén ép cục bộ xảy ra vào cuối Oligoxen đầu Mioxen , tạo nên nhữngvùng , khối nứt nẻ trong móng

Yếu tố quan trọng nhất tạo thành cấu trúc là các phá hủy Oligoxen phát triểnkhông chỉ trong Oligoxen mà cả trong móng

Các đứt gãy chính tuổi oligoxen có phương Đông Bắc- Tây Nam , có độ dàiđáng kể và có biên độ lớn Tất cả các đứt gãy này đều xuyên vào móng Trên bảnđồ cấu tạo quan sát thấy chúng phân bố gần như song song và theo kiểu xếp ngói ,một số đứt gãy khớp với nhau và lần lượt phức tạp hóa bởi các dứt gãy phân nhánh Cánh tây của cấu tạo khu vực vòm Bắc: là phần phực tạp nhất của đới nâng ,được chia cắt bởi hệ thống đứat gãy chính của mỏ , tạo ra csc dạng bậc thang

Vòm trung tâm và vòm Bắc bị phúc tạp bởi các đứt gãy nghịch lớn , nơi mà cácthành tạo móng phủ lên trên trầm tích Oligoxen

Các đứt gãy phá hủy tuổi Neogen không đáng kể , chúng có phương á kinh tuyến

và Đông Bắc –Tây Nam, biên độ của chúng không vượt quá 100m và chạy dàikhoảng 3-4km

Nhưng vậy hệ thống đứt gãy của mỏ Bạch Hổ đã thể hiện khá rõ trên mặt móng

và Oligoxen hạ Số lượng đứat gãy biên độ và mức độ liên tục của chúng giảm dần

từ dưới lên trên và hầu như mất đi ở oligoxen thượng

1.6.CÁC TẦNG SẢN PHẨM DẦU KHÍ CỦA MỎ BẠCH HÔ

Trong mặt cắt mỏ Bạch Hổ từ trên xuống đã gặp các phức hệ chứa dầu khí sau

đây :

Phức hệ Bạch Hổ dưới ( trầm tích Mioxen dưới)

Phức hệ Trà Tân ( trầm tích Oligoxen trên)

Phức hệ Trà Cú ( trầm tích Oligoxen dưới)

Phức hệ móng kết tinh

Phức hệ Bạch Hổ dưới : là những vỉa cát hạt từ trung đến thô , có độ thấm cao trong

đó các tầng sản phẩm được đánh số là : 22,23,24,25 và 26 Tầng 23 cho sản lượngcao nhất , các tầng 23,24 chỉ chứa dầu ở phía Bắc và phần trung tâm , phía Nam bịvát nhọn

Phức hệ Trà Tân : là các điệp cát thấm độ hạt nhỏ và trung bình , phân bố rộng nhất

ở cánh phía Bắc của cấu tạo nhiều vỉa cát của phức hệ này bị vát nhọn , hoặc códạng thấu kính độ thấm kém Trong đó có các tang sản phẩm 1,2,3,4 và 5 phức hệnày cho lưu lượng thay đổi từ 0,8 đến 110,5 m3/ng.đ , đặc trưng của phức hệ nay là

có dị thường áp suất vỉa cao tới 0,172at/m

Phức hệ Trà Cú : Đây là các vỉa cát độ hạt trung bình , đổi chỗ ở cánh Bắc bị nứt nẻ

, tầng sản phẩm : 6,7,8,9 và 10 Lưu lượng thu được từ 180,4- 337m3/ng/đ

Phức hệ móng : Là các đá Granitoid bị phong hóa và nứt nẻ mạnh , độ hang hốc lớn, gặp trong rất nhiều giếng khoan ở vòm phía Bắc và vòm trung tâm Lưu lượng lớnnhất là ở phần phía đỉnh vòm trung tâm có thể đạt tới 996m3/ng.đ Vòm Bắc đạt tới700m3/ng.đ Còn lại phần sụt lún của móng lưu lương thấp chỉ đạt 4m3/ng.đ

1.7.TÌNH HÌNH KHAI THÁC Ở MỎ BẠCH HÔ

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 hủy 16

Sản lượng khai thác của mỏ hiện nay trung bình 17-18 nghìn tấn/ ngày đêm Khốilượng nước bơm ép vỉa trung bình khoảng 37 -38 nghìn m3/ ngày đêm

1.7.1 hình khai thác tầng Mioxen

Vỉa 23 tầng Mioxen dưới thuộc vòm trung tâm được đưa vào khai thác thử nhiệm

công nghiệp từ tháng 6 năm 1986 Hiện nay trong vỉa này có 55 giếng khoan ,trong đó 32 giếng khai thác , 8 giếng bơm ép , 4 giếng theo dõi và 1 giếng dừng tạmthời và 10 giếng hủy Hiện tại chỉ có 3 giếng khai thác theo chế độ tự phun , 28giếng khai thác theo chế độ gaslift Các giếng hiện nay phần lớn khai thác với sảnphẩm có hệ số ngập nước khá cao Qúa trình bơm ép nước duy trì áp suất vỉa đượctiến hành tốt và đem lại hiệu quả cao

Lưu lượng khai thác trung bình 648/tấn/ng.đ với độ ngập nước 67,6%

1.7.2Tình hình khai thác 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 giếngkhai thác ( 5 giếng khai thác theo chế độ tự phun , 60 giếng gaslift ) 12 giếng bơm

Lưu lượng khai thác trung bình 15134 tấn/ng.đêm với ngậm nước 20,2%

CHƯƠNG II

LÝ THUYẾT DÒNG CHẢY TRONG VỈA DẦU VÀ TRONG GIẾNG KHAI

THÁC 2.1 DÒNG CHẢY CỦA CHẤT LƯU TỪ VỈA VÀO GIẾNG

2.1.1 Mục đích và cơ sở nghiên cứu.

2.1.1.1 Mục đích.

Để nghiên cứu dòng chảy của chất lỏng và khí từ vỉa vào giếng khoan, người taxác định mối phụ thuộc của vận tốc thấm hoặc lưu lượng Q đối với các đặc điểm cơbản của giếng và của vỉa sản phẩm như:

2.1.1.2 Cơ sở nghiên cứu.

Theo định luật thấm tuyến tính Darxi, vận tốc thấm tỉ lệ với độ chênh lệch áp suất

và tỷ lệ nghịch với độ nhớt của chất lỏng thấm, theo công thức:

∆P: Độ chênh áp giữa áp suất vỉa và áp suất đáy (at);

μ: Độ nhớt động học của chất lỏng;

L: Đoạn đường chuyển động của chất lỏng từ vỉa vào giếng (m)

Gọi: ri là bán kính từ tâm giếng đến điểm bất kỳ ngoài vỉa, rg là bán kính giếng và

R là bán kính ảnh hưởng của dòng sản phẩm trong vỉa

Giả sử chiều dày h của vỉa không đổi thì: F = 2.π.ri.h

Trên đoạn đường vô cùng nhỏ dri với độ chênh áp dP, khi đó công thức (2.1) đượcviết lại như sau:

dr r

�

Từ đây ta thu được:

Pv – Pd = ln (2.3)Giả sử trong quá trình khai thác áp suất đáy giếng không đổi

Pv = = constThì: Pv = f ( ln )

Như vậy, đặc tính thay đổi áp suất ở mọi hướng bất kỳ xung quanh giếng, khidòng chảy ổn định sẽ có dạng đường cong logarit Đường cong này cho biết rằngtrong quá trình khai thác thì xung quanh đáy giếng tạo nên phễu áp suất Đườngcong này có dạng như hình 2.1

Lưu lượng của giếng ở điều kiện chuẩn được tính theo công thức Điupi:

Q =

ln

1 ln ln

ah g

C R

Nếu dòng chảy là chất khí thì công thức có dạng:

0

.( ) .ln

B0: là hệ số thể tích của khí

P0: là áp suất trung bình P0 =

Hình 2.1: Đường cong áp suất xung quanh giếngCác loại dòng chảy trong vỉa

Các loại dòng chảy trong vỉa được phân loại bời các tiêu chuẩn sau:

Theo tính nén của các chất lưu:

+ Chất lưu chịu nén

+ Chấy lưu không chịu nén

+ Chất lưu ít nén

Theo pha của chất lưu: Một pha, hai pha (dầu, khí), ba pha (dầu, khí, nước)

Theo dạng hình học của vỉa: dòng chảy tuyến tính và hướng tâm

Theo thời gian: dòng chảy ổn định, chuyển tiếp và giả ổn định

2.1.2 Các yếu tố ảnh hưởng đến dòng chảy của chất lỏng và khí từ vỉa vào đáy giếng.

2.1.2.1 Sự không hoàn thiện của giếng.

Các công thức (2.4), (2.5) chỉ đúng với các giếng đã hoàn thiện về mặt thủy độnglực nghĩa là giếng đã hoàn thành về đặc tính mở vỉa và mức độ mở vỉa, giếng được

mở trên toàn bộ chiều dày của vỉa sản phẩm và phần vỉa sản phẩm không chốngống Tuy nhiên, trên thực tế các giếng khai thác đều không hoàn thiện về mặt thủyđộng lực

Hình 2.2: Các dạng không hoàn thiện thủy động lực của giếng

Giếng thân trần không chống ống đến đáy

Giếng chống ống đến đáy nhưng không hoàn thiện đặc tính mở vỉa

Giếng mở vỉa không hết tầng sản phẩm

Giếng không chống ống đến đáy và không hoàn thiện dặc tính mở vỉa

Sự không hoàn thiện của giếng được chia làm 3 loại:

- Sự không hoàn thiện về mức độ mở vỉa (hình c)

- Sự không hoàn thiện về đặc tính mở vỉa (hình b)

- Sự không hoàn thiện về đặc tính mở vỉa và mức độ mở vỉa (hình a,d)

Sự không hoàn thiện giếng tạo nên sự cản trở bổ sung tại vùng cận đáy giếng Dovậy, lưu lượng chất lỏng thực tế chảy từ vỉa vào đáy của những giếng này bao giờcũng nhỏ hơn lưu lượng lý thuyết

Do đó lưu lượng thực tế của chất lỏng chảy vào giếng không hoàn thiện được xácđịnh theo công thức sau:

Qk =

0

2 .( ) (ln )

g

k h P P R

C = C1 + C2 (Hệ số không hoàn thiện)

C1: Đại lượng đặc trưng cho sự không hoàn thiện về đặc tính mở vỉa

C2: Đại lượng đặc trung cho sự không hoàn thiện về mức độ mở vỉa

Hệ số C phụ thuộc vào:

- Số lỗ bắn ở ống chống

- Đường kính lỗ bắn

Đặc tính phân bố của các lỗ bắn trên bề mặt ống chống :

Độ sâu của những khe rãnh do đạn (mìn) tạo nên trong đất đá và độ sâu mở vỉa…

 Phương pháp xác định C:

Hệ số C được xác định theo nhiều phương pháp khác nhau, có ba phương phápchính sau:

Phương pháp xác định C theo hệ số hoàn thiện φ:

Hệ số không hoàn thiện φ là tỷ số giữa lưu lượng của giếng không hoàn thiện vớilưu lượng của giếng hoàn thiện

ln

1 ln ln

ah g

C R

Ta biết C = C1 + C2

B.I.Surop xác định C1 và C2 theo phương pháp sau:

Phương pháp xác định C1:

- Thực hiện trên giếng hoàn thiện về mức độ mở vỉa C2 = 0

- Giá trị C1 phụ thuộc vào các thông số sau:

+ n: số lỗ đục trên 1m ống chống

+ D: đường kính giếng khoan.

+ a = (d: đường kính lỗ đục)

+ l = (l’ là chiều sâu của đầu đạn cắm vào đất đá vỉa)

- Sự phụ thuộc này được biểu diễn qua đồ thị:

+ Giá trị C1 trên trục tung

+ Giá trị nD trên trục hoành

- Cứ mỗi giá trị l ta vẽ một đồ thị biểu diễn nhiều đường cong, mỗi đường congứng với một giá trị a nhất định

Hình 2.3 Đồ thị xác định C1Phương pháp xác định C2:

- Thực hiện trên giếng hoàn thiện về đặc tính mở vỉa C1 = 0

- Giá trị C2 phụ thuộc vào các thông số sau:

+ δ = % (b – chiều dài mở vỉa, h – chiều dài vỉa)

+ α = (D – đường kính giếng khoan)

- Mối quan hệ C2 = f(δ,α) được biểu diễn trên đồ thị Giá trị C2 được xác định trênđồ thị sau:

Hình 2.4 Đồ thị xác định C 2

Sau khi xác định được C1 và C2 bằng đồ thị ta có:

C = C1 + C2

Phương pháp xác định C theo bán kính quy đổi:

Người ta có thể chuyển đổi giếng khoan không hoàn thiện thành giếng khoan hoànthiện có đường kính vô cùng bé Bán kính giả thiết này được gọi là bán kính quyđổi Khi đó ta có công thức:

2 .( ) ln

h

qd

k h P P Q

R B

Từ (2.6) và (2.8) cho bằng nhau ta có:

Ngoài những hệ số không hoàn thiện của giếng theo đặc tính mở vỉa C1 và mức

độ mở vỉa C2, trạng thái của giếng còn bị ảnh hưởng do sự nhiễm bẩn của vùng lâncận đáy giếng, tức là do có sự thay đổi độ thẩm thấu của vùng lân cận đáy giếngtrong quá trình khoan, bơm trám xi măng , sửa giếng và trong suốt quá trình khaithác dầu khí và được đặc trưng bởi hệ số C3 Bên cạnh đó còn có hệ số C4 đặc trưngcho mức độ phá hủy định luật thấm tuyến tính Darxi Giá trị C4 khác với C1,C2,C3 ởchỗ là một hệ số thay đổi theo lưu lượng giếng khai thác mà khi lưu lượng khai thácnhỏ thì C4 có thể bỏ qua, còn khi lưu lượng giếng lớn thì C4 đáng kể C4 xuất hiện

do lực ì và hướng chuyển động của chất lỏng trong quá trình di chuyển từ vỉa vàogiếng

Do ảnh hưởng của tất cả các giá trị C1, C2, C3, C4 làm cho quá trình chuyển độngcủa chất lỏng tại vùng lân cận đáy giếng bị cản trở Các yếu tố làm thay đổi tính

chất tự nhiên của vỉa sản phẩm bao bọc xung quanh giếng làm thay đổi độ thấm tạivùng này gây nên sự thay đổi đường cong áp suất tại vùng cận đáy giếng Hiệntượng này được gọi là hiệu ứng Skin.

Giá trị hiệu ứng Skin được xác định bằng tổng:

S = C1 + C2 + C3 + C4

Tùy thuộc vào trạng thái nhân tạo của vùng lân cận đáy giếng mà hiệu ứng Skin S

có giá trị âm, dương hoặc bằng không

Điều quan trọng khi lựa chọn đối tượng xử lý vùng cận đáy giếng nhằm tăng lưulượng khai thác của nó là phải nghiên cứu, đánh giá hiệu ứng Skin vùng cận đáygiếng:

Khi giếng bị nhiễm bẩn, công thức tính lưu lượng của giếng được tính theo cáccông thức sau:

2

.lg

s s s

k h P Q

r S r

2

.lg

s s

k h P Q

r r

S = lg (2.11)

Ở đây:

k: độ thẩm thấu của đất đá vùng lân cận đáy giếng khi không có hiệu ứng Skin

ks: độ thẩm thấu của đất đá vùng lân cận đáy giếng khi có hiệu ứng Skin

- Khi ks > k, S <0, vùng cận đáy giếng có độ thấm tốt hơn độ thấm ban đầu Thực tế,trường hợp xảy ra do đất đá nứt vỡ, tạo các khe nứt mới do tác động trong quá trìnhxử lý vùng cận đáy giếng bằng phương pháp cơ học.

- Mô hình đục lỗ ống chống

- Mật độ bắn đầu đạn

- Độ sâu thâm nhập vủa lỗ bắn mở vỉa

- Trị số giảm độ thấm của vỉa tại vùng cận đáy giếng do nhiễm bẩn

- Tác động của xử lý và kích thích giếng

- Tác động của sự kết cấu ống chống

- Tỷ số giữa khoảng bắn mở vỉa và tổng chiều dày của vỉa

- Hiệu ứng do nghiêng ống chống

 Các biện pháp làm giảm hiệu ứng Skin.

Đối với một giếng khoan dầu khí trong quá trình khai thác thì hiệu ứng Skin cóảnh hưởng quan trọng trực tiếp đến lưu lượng sản phẩm, sản lượng của giếng.Những yếu tố làm tăng hệ số skin như sau:

+ Các loại dung dịch rửa, dung dịch đệm, vữa xi măng bơm trám dưới ápsuất cao

+ Cấu trúc đáy giếng, mức độ mở vỉa, kích thước và mật độ lỗ bắn, mở vỉa.+ Sự phá hủy cơ học của choòng khoan trong quá trình khoan Ngoài nhữngyếu tố trên thì vùng cận đáy giếng cũng bị nhiễm bẩn do cặn bã chất lỏng, thànhphần hạt rắn cùng parafin dồn tắc làm giảm độ thấm đất đá vỉa Theo thời gian vàsản lượng khai thác, mức độ nhiễm bẩn tăng dần Ngoài ra trong quá trình khai thác

vì lý do nào đó, phải tiến hành dập giếng để sửa chữa thì dung dịch dập giếng sẽxâm nhập vào vỉa và gần như cách ly vỉa với đáy giếng

Như vậy yếu tố Skin luôn có xu hướng tăng lên trong khi áp suất vỉa thì giảm đi,làm cho sản lượng khai thác giảm đi đáng kể, thậm chí nhiều giếng không thể tựphun cho dù có áp suất vỉa lớn đủ để khai thác tự phun do hiệu ứng Skin.

Do đó ta phải dùng các biện pháp tác động lên vùng đáy giếng và cận đáy giếng

để làm giảm hệ số Skin, khôi phục độ thấm của vỉa Tùy thuộc vào cấu trúc đáygiếng, tính chất đá vỉa sản phẩm, áp suất vỉa hiện tại và trữ lượng dầu còn lại mà ápdụng các biện pháp phù hợp

Nếu vùng bị nhiễm bẩn có bán kính rs ta coi như vùng ảnh hưởng, từ công thức tổngquát của Diupy thì mức độ chênh áp tại vùng trước và sau khi nhiễm bẩn là:

(2.12) (2.13)Như vậy vùng cận đáy giếng bị nhiễm bẩn thì tạo nên độ chênh áp bổ sung:

(2.14) ∆Ps là độ chênh lệch áp suất bổ sung để thắng lực cản do hiệu ứng skin gây ra Từcông thức (2.14)ta nhận thấy ∆Ps và S tỉ lệ thuận với nhau, khi S tăng lên thì độthấm k giảm xuống, điều này đòi hỏi phải có một chênh áp lớn giữa vỉa và giếng đểtạo dòng chảy chất lưu từ vỉa vào giếng Do đó, để gia tăng dòng chảy từ vỉa vàogiếng và tăng độ tiếp nhận của giếng bơm ép (giảm giá trị hệ số skin S, tăng hệ sốthấm ks) cần có các giải pháp công nghệ và kỹ thuật tác động lên vùng cận đáygiếng Có thể sử dụng các giải pháp kỹ thuật sau:

Đối với giai đoạn mở vỉa sản phẩm: Thực hiện chế độ khoan hợp lý để tăng vậntốc cơ học khoan (Vch), rút ngắn thời gian mở vỉa sản phẩm, hạn chế thời gian xâmnhập của các vật chất không có lợi như mùn khoan, dung dịch khoan vào sâu trongvỉa sản phẩm Đồng thời sử dụng dung dịch khoan có chất lượng cao, bảo vệ tính tựnhiên của vỉa sản phẩm

Đối với công nghệ hoàn thiện giếng: Lựa chọn kiểu hoàn thiện giếng phù hợpvới điều kiện địa chất, địa tầng của giếng Lựa chọn giải pháp trám xi măng ốngchống và bắn mở vỉa bảo đảm hệ số hoàn thiện thủy động học của giếng đạt giá trịlớn nhất

Đối với công nghệ sửa chữa giếng: Khi giếng khai thác bị nhiễm bẩn làm giảmlưu lượng khai thác, người ta thường xử dụng các biện pháp xử lý vùng cận đáygiếng như sau:

+ Phương pháp xử lý axit để phá với sự liên kết của các phần từ lấp nhét các lỗhổng và khe nứt vỉa sản phẩm

+ Phương pháp nứt rạn vỉa bằng thủy lực để tạo thêm các khe nứt mới nối liền giữavỉa và giếng khoan

+ Rửa đáy giếng khoan để tăng chiều dài ống lọc, tức là tăng diện tích thấm củadòng chất lưu từ vỉa vào giếng

2.2 DÒNG CHẢY CỦA HỖN HỢP DẦU KHÍ TRONG ỐNG ĐỨNG VÀ ỐNG NGHIÊNG

Việc nghiên cứu dòng chảy hỗn hợp nhiều pha trong ống khai thác (OKT) chiếmtỷ lệ đáng kể trong các quá trình nghiên cứu thuỷ động lực học giếng khoan cả về lýthuyết và thực nghiệm Vấn đề nghiên cứu dòng chảy nhiều pha rất phức tạp cầnphải am hiểu đầy đủ quá trình chuyển động của nó dọc theo cột ống khai thác Nhìnchung dòng chảy của hỗn hợp lỏng khí trong quá trình khai thác là dòng chảy củahỗn hợp khí hoà tan trong pha lỏng Lượng khí hoà tan trong một đơn vị thể tíchpha lỏng phụ thuộc vào áp suất và nhiệt độ Vì vậy trong quá trình chuyển động từđáy giếng đến miệng giếng, do nhiệt độ và áp suất thay đổi nên thể tích của khí tự

do và mật độ thể tích của pha lỏng luôn luôn thay đổi Để nghiên cứu quá trìnhchuyển động này chúng ta cần phải xác định được các thông số của hỗn hợp đó Trong công nghiệp dầu khí đã có nhiều tác giả đưa ra các phương pháp nghiêncứu và được áp dụng rộng rãi trong thực tế sản xuất như: phương pháp của Poeman

và Carpeute, phương pháp Winker và Smit … ở đây ta nghiên cứu phương pháp củatác giả Orkizenski

2.2.1 Phương trình phân bố áp suất dọc theo thành ống khai thác.

Giả sử có cột ống khai thác dài L, nghiêng so với phương thẳng đứng một góc θ,

ta có phương trình vi phân tổng quát biểu diễn sự phân bố áp suất dọc theo cột ốngkhai thác như sau:

dL

dV V d

V g

: Tổn hao do quán tính hay gia tốc (0 – 10%)

P - Áp suất của dòng sản phẩm tại vị trí xem xét



hh - Khối lượng riêng của hỗn hợp lỏng – khí

D - Đường kính ống khai thác (mm)

V - Vận tốc của hỗn hợp lỏng khí

L - Chiều dài ống khai thác

 - Góc nghiêng so với phương thẳng đứng

2.2.2 Xác định các thông số cơ bản của hỗn hợp lỏng – khí.

2.2.2.1 Xác định vận tốc pha:

Vận tốc pha là vận tốc giả thiết chỉ có một mình pha ấy chuyển động trong ống

- Vận tốc pha khí: Vk được xác định theo công thức sau:

Vk = A

q k

(2.16)

Trong đó: - q k - lưu lượng khí

- A - tiết diện ống nâng

- Vận tốc pha lỏng V1 được xác định theo công thức sau:

(2.17)

Trong đó:

q1: là lưu lượng pha lỏng.

Trong thực tế thường xảy ra là dòng chảy hai pha, do vậy ta phải xác định vận tốcthực của pha lỏng và pha khí

- Vận tốc thực của pha khí : Vtk = k

- Vận tốc thực của pha lỏng : Vtl = = (2.19)

k : Độ chứa thực của pha khí k = A

Sk, S1 : Tiết diện của pha khí và pha lỏng

- Vận tốc của hỗn hợp lỏng- khí được xác định theo công thức sau :

2.2.2.2 Khối lượng riêng của hỗn hợp lỏng – khí:

Khối lượng riêng của hỗn hợp được xác định theo công thức sau :

k

q q

q q



Thay vào (2.21) ta có : k l

k k l k

k l hh

q q

q q

k k l l

hh

q q

q q

k

k k

V

V q

q

q

1

