Nghiên cứu lựa chọn phương pháp khai thác cơ học nhằm nâng cao hiệu quả làm việc của mỏ ruby b

Với mục tiêu tìm cách duy trì và nâng cao sản lượng trong điều kiện hoạt động của giếng ngày càng xấu đi, bài luận văn này sẽ nghiên cứu các phương pháp khai thác cơ học như gaslift hoặc

đỡ tôi trong quá trình thu thập tài liệu thực hiện luận văn

Trong quá trình làm luận văn, tôi đã nhận được sự góp ý, giúp đỡ nhiệt tình của các giảng viên, cán bộ khoa Kỹ thuật Địa chất – Dầu khí, Phòng đào tạo sau đại học trường đại học Bách khoa Thành phố Hồ Chí Minh, cũng như công ty PVEP Tôi xin bày tỏ lòng biết ơn chân thành đối với những giúp đỡ quý báu đó

Bản Luận văn này sẽ không thể hoàn thành nếu không có sự động viên, khích lệ của gia đình, các đồng nghiệp, bạn bè cũng như các học viên cao học khóa

2006 chuyên ngành “Kỹ thuật khoan-khai thác và công nghệ dầu khí”, “Địa chất dầu khí ứng dụng”

Mặc dù đã cố gắng rất nhiều, song chắc chắn Luận văn vẫn còn thiếu sót, tôi rất mong nhận được sự góp ý để bản Luận văn được hoàn chỉnh và có hiệu quả tốt hơn

Xin cảm ơn

TÓM TẮT ỘI DU G LUẬ VĂ THẠC SỸ

Mỏ Ruby hiện có hai giàn khai thác dầu là RBDP-A và RBDP-B Do nhiều nguyên nhân mà giàn RBDP-B không đạt sản lượng mong muốn Hiện giàn RBDP-

B có 9 giếng khai thác nhưng phải đóng 2 giếng do chủ yếu là nước, các giếng khác

đã bắt đầu xuất hiện nước Với mục tiêu tìm cách duy trì và nâng cao sản lượng trong điều kiện hoạt động của giếng ngày càng xấu đi, bài luận văn này sẽ nghiên cứu các phương pháp khai thác cơ học như gaslift hoặc bơm tăng áp để nâng cao hiệu quả khai thác cho giàn Thông qua mô phỏng bằng phần mềm PIPESIM, tính toán lượng dầu thu được khi áp dụng các phương pháp trên So sánh hiệu quả kinh

tế của từng phương pháp, ta xác định được phương án để cải thiện khai thác của giàn RBDP-B

MỤC LỤC

MỞ ĐẦU 5

CHƯƠ G1: TỔ G QUA MỎ RUBY VÀ TÌ H HÌ H KHAI THÁC TẠI GIÀ RUBY B (RBDP-B) 7

1.1 Tổng quan mỏ Ruby 7

1.2 Đặc điểm địa chất-kiến tạo 9

1.2.1 Đặc điểm địa chất 10

1.2.2 Trữ lượng tại chỗ và trữ lượng thu hồi 11

1.3 Giàn khai thác Ruby A (RBDP-A) 12

1.4 Giàn khai thác Ruby B (RBDP-B) 13

CHƯƠ G 2: LÝ THUYẾT CHUYỂ ĐỘ G CỦA CHẤT LƯU TRO G Ố G 17

2.1 Lý thuyết chuyển động của hỗn hợp khí – lỏng trong những ống thẳng đứng 17

2.1.1 Công có ích 17

2.1.2 Tổn thất năng lượng do trượt 19

2.1.3 Tổn thất năng lượng do lực cản 21

2.1.4 Tính toán thủy động lực học của chuyển động hỗn hợp khí – lỏng trong cột ống nâng của giếng khai thác dầu 25

2.2 Tính toán thủy lực trong đường ống vận chuyển 29

2.2.1 Tính toán đường ống vận chuyển chất lỏng 29

2.2.2 Tính toán đường ống vận chuyển hỗn hợp “khí lỏng” 31

CHƯƠ G 3: CÁC PHƯƠ G Á Â G CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU TẠI RBDP-B 33

3.1 Cải tiến, tăng công suất của hệ thống bơm vận chuyển dầu 35

3.1.1 Sơ đồ hoàn thiện của các giếng 35

3.1.2 Mô phỏng khai thác các giếng bằng phần mềm PIPESIM 43

3.1.3 Nghiên cứu lắp đặt bơm tăng áp 57

3.1.4 Mô tả các thiết bị và nguyên tắc hoạt động 59

3.2 Nghiên cứu lắp đặt hệ thống gaslift 62

3.2.1 Những khó khăn 63

3.2.2 Các bước nghiên cứu 64

3.2.3 Hiện trạng các giếng 64

3.2.4 Các thông số thiết bị khai thác ở trên giàn 66

3.2.5 Thông số vỉa 66

3.3 Đánh giá kinh tế 76

3.3.1 Trường hợp lắp bơm tăng áp 76

3.3.2 Trường hợp đưa gaslift vào hoạt động 78

CHƯƠ G 4: KẾT LUẬ VÀ KIẾ GHN 80

4.1 Kết luận 80

4.2 Kiến nghị 81

TÀI LIỆU THAM KHẢO 82

MỞ ĐẦU

1 Giới thiệu

Mỏ Ruby được phát hiện vào giữa năm 1994 sau khi khoan giếng thăm dò Ruby – 1X Vị trí của mỏ nằm về phía Đông, cách Vũng Tàu 158 km ở vùng biển Việt Nam Giai đoạn đầu, mỏ được khai thác nhờ một giàn đầu giếng (RBDP-A) khai thác dầu-khí, chuyển về FPSO nằm cách giàn 2 km để xử lý, tích chứa, sau đó xuất bán tại mỏ

Đến năm 2005, một giàn khai thác mới RBDP-B đã được đóng và lắp đặt để khai thác tại khu vực phía bắc của mỏ, cách giàn RBPD-A 3,5 km Hiện nay giàn này có 9 giếng khai thác, nhưng phải đóng 3 giếng ở tầng móng do chỉ có nước Sản lượng trung bình của giàn chỉ xấp xỉ 1500 thùng dầu/ngày Áp suất vỉa thấp, dưới

2000 psi Các giếng đang khai thác cũng đã bắt đầu xuất hiện nước Yêu cầu đặt ra

ở đây là phải tiếp tục duy trì sản lượng khai thác trong điều kiện hoạt động của giếng ngày càng xấu đi hoặc bằng cách nào đấy để nâng sản lượng lên Trong phần trình bày của luận văn này, tôi sẽ đi theo hướng tính toán lượng dầu thu được khi thay đổi các điều kiện dòng chảy của giếng thông qua mô phỏng giếng bằng phần mềm PIPESIM Các thông số để đưa vào tính toán bao gồm: các dữ liệu về hoàn thiện giếng từ các báo cáo hoàn thiện giếng, thông số về vỉa/mỏ có được từ các báo cáo trạng thái vỉa mới được cập nhật Từ các tính toàn ở trên, tôi sẽ đề xuất các phương pháp khai thác cơ học như gaslift hoặc bơm tăng áp áp dụng cho giàn RBDP-B dựa trên những điều kiện sẵn có của giàn Tùy từng phương án mà tôi sẽ

có số tiền đầu tư và lượng dầu thu được, từ đó sẽ đánh giá hiệu quả kinh tế của từng phương án và đưa ra câu trả lời nên hay không nên đầu tư hệ thống gaslift hoặc bơm tăng áp cho giàn RBDP-B cũng như nên đầu tư hệ thống nào trước

2 Tính cấp thiết của đề tài

Trong điều kiện kinh tế đất nước hiện nay, dầu khí đang đóng góp một phần rất quan trọng cho ngân sách nhà nước Do đó, việc duy trì và nâng cao hiệu quả khai thác dầu là một yêu cầu cấp thiết Theo thời gian, sản lượng khai thác sẽ giảm

dần, việc áp dụng các công nghệ mới, cải tiến phương pháp khai thác để duy trì hay nâng cao sản lượng là nhiệm vụ hàng đầu của người kỹ sư khai thác Đây là đề tài nghiên cứu ứng dụng thực tế, dựa trên điều kiện có sẵn của các thiết bị tại mỏ, ta phải tính toán và chỉ ra khả năng đầu tư hệ thống gaslift hoặc bơm tăng áp nhằm nâng cao khả năng khai thác

3 Phương pháp nghiên cứu:

Nghiên cứu tài liệu, số liệu thực tế của mỏ và ứng dụng phần mềm PIPESIM

để mô phỏng giếng

4 Ý nghĩa khoa học

Đề tài nghiên cứu khả năng áp dụng khai thác bằng phương pháp gaslift hoặc bơm tăng áp cho giàn RBDP-B có ý nghĩa hết sức quan trọng Sự thành công của đề tài sẽ góp phần làm rõ khả năng ứng dụng các phương pháp khai thác cơ học cho giàn RBDP-B cũng như hiệu quả kinh tế của nó

5 Hướng giải quyết

Để giải quyết vấn đề đã nêu ra, đề tài sẽ được giải quyết theo các bước sau:

- Thu thập số liệu hoàn thiện giếng;

- Dựa trên số liệu thu thập được, sẽ tiến hành mô phỏng giếng để tính toán lượng dầu thu được cho các trường hợp lắp đặt hệ thống gaslift, hệ thống bơm tăng áp;

- Tính toán hiệu quả kinh tế để đưa ra kết luận cuối cùng về khả năng ứng dụng gaslift và bơm tăng áp

6 Dự kiến kết quả nghiên cứu:

Với nhiều điều kiện thuận lợi như: số liệu thực tế dồi dào, tài liệu tham khảo phong phú, phương pháp nghiên cứu tiên tiến, môi trường nghiên cứu thuận lợi, tôi tin chắc đề tài sẽ thành công và mang lại kết quả tốt đẹp, góp phần duy trì và cải thiện hiệu suất khai thác của giàn RBDP-B, góp phần ổn định sản lượng khai thác

CHƯƠ G1: TỔ G QUA MỎ RUBY VÀ TÌ H HÌ H KHAI THÁC TẠI

GIÀ RUBY B (RBDP-B) 1.1 Tổng quan mỏ Ruby

Lô 01 & 02 nằm cách bờ biển Vũng Tàu 155 km (hình 1.1) với hợp đồng dầu khí (PSC) đã được ký kết vào ngày 9 tháng 9 năm 1991, trong đó PCVL (Petronas Carigaly Vietnam Limited) nắm giữ quyền điều hành với 85 % cổ phần và PVEP (Petrovietnam Exploration & Production Coporation) nắm giữ 15 % cổ phần

Hình 1.1: Bản đồ phân lô và vị trí lô 01-02

Mỏ Ruby được phát hiện vào giữa năm 1994 sau khi khoan giếng thăm dò Ruby – 1X Giếng khoan thăm dò RB-1X khoan qua các tầng Miocene trung sớm thuộc thành hệ Bạch Hổ, Oligocene muộn thành hệ Trà Tân trung và thượng

BLOCK 01&02

Nhà thầu đã thực hiện bảy lần thử DST cho các tầng: móng, Oligocene

OL-10, OL-90, Intrusive và Miocene MI-10 để đánh giá đặc tính dầu khí của mỏ Kết quả thử DST như sau:

• Tầng móng cho kết quả 1721 thùng dầu/ngày, 1.9 triệu bộ khí/ngày;

• Tầng Oligocene OL-40 là 881 thùng dầu/ngày, 7,1 triệu bộ khí/ngày;

• Tầng Miocene MI-10 cho kết quả 5430 thùng dầu/ngày

Các kết quả trên đã xác minh sự hiện diện của dầu trong các tầng MI-09 đến MI-60, Oligocene (OL-04, OL-10, OL-20,OL-30,OL-40,) và tầng móng

Tính đến cuối giai đoạn tìm kiếm thăm dò vào ngày 8/9/1997, PCVL đã tiến hành thu nổ 12,482 Km địa chấn 2 chiều và 2554 Km địa chấn 3 chiều Tài liệu địa chấn 2 chiều đuợc tiến hành cho toàn lô 01 & 02 trong khi các tuyến địa chấn 3 chiều chỉ được sử dụng đối với những mỏ đã được phát hiện như Ruby, Pearl, Topaz và Diamond

Năm 2002, PCVL đã tiến hành thu nổ lại địa chấn 3 chiều cho phần diện tích của lô 01 & 02 còn lại sau khi đã trả lại phần diện tích không phát triển Sau khi hoàn thành công việc xử lý tài liệu địa chấn, một chiến dịch khoan tổng lực đã được thực hiện Tính đến 2006, đã có 21 giếng đã được khoan trong đó 9 giếng thăm dò

Những mỏ đã được phát hiện tại Lô 01 & 02 là: (hình 1.2)

1.2 Đặc điểm địa chất-kiến tạo

Một số đặc điểm nổi bật của bể Cửu Long đều xuất hiện và chi phối các cấu tạo trong toàn bộ lô Cấu trúc địa chất của Lô 01 & 02 bao gồm các thành tạo Đá Móng trước đệ tứ, các thành hệ tuổi Oligocene và Miocene Các mỏ đã được phát

Hình 1.2: Lô 01-02 và các phát hiện dầu khí

hiện trong lô là Ruby, Diamond, Pearl và Topaz đều có điểm chung giống nhau về đặc điểm cấu trúc - kiến tạo Các hệ thống đứt gãy Bắc Đông Bắc- Nam Tây Nam

và Đông - Tây chi phối toàn bộ hệ thống đứt gãy và cấu trúc của các mỏ Các đối tượng chứa dầu khí là cấu tạo nếp lồi, cấu tạo liên quan đến đứt gãy và cấu trúc nhô cao của móng

Như thường thấy trong Bể Cửu Long, sự phát triển của địa tầng khá phức tạp bởi bản chất của các vật liệu trầm tích trầm đọng trong bể Nổi trội hơn cả là các trầm tích non- marine, trầm tích biển rìa của Oilgocene và Miocene với nhiều đặc điểm khác nhau về tính chất của vỉa chứa, sự phân bố của vỉa chứa đối với thành tạo trầm tích Nói chung, chất lượng tầng chứa của Miocene tốt hơn so với tầng chứa Oligocene

1.2.1 Đặc điểm địa chất

a Đặc điểm địa chất cấu tạo thành hệ Miocene

Thành hệ tầng chứa Miocene của mỏ Ruby bao gồm các tập cát tương đối mỏng độ dày từ 5 – 9m định vị trong các tập sét dày Các tập cát được đặt tên là MI-

08, MI-09, Mi-20, MI-30 hay còn gọi là các tầng khai thác

Tầng MI-08 có sự hiện diện của mũ khí, ở tầng MI-20 đã xác định được ranh giới dầu nước ở độ sâu 1771m Các tầng MI-20, MI-30 không liên tục và độ dày tăng dần về phía bắc và hướng Tây Nam Giá trị độ rỗng hiệu dụng trung bình trong phạm vi từ 16% - 20% và giá trị độ thấm khoảng 100mD – 200mD

b Áp suất và nhiết độ ban đầu

Tất cả dữ liệu áp suất thu được từ tầng chứa dầu giếng RB-1X và RB-3X đều

có gradient áp suất khoảng 0.433 psi/ft Ngoài ra, kết quả phân tích PVT giếng 1X tại tầng MI-10 cũng cho kết quả gradient 0.33 psi/ft ở điều kiện mỏ

RB-Giá trị gradient nhiệt độ mỏ Ruby được xác định từ nhiệt độ đáy giếng thu được trong quá trình thử DST của giếng thăm dò và th

ượng Nhiệt độ vỉa được xác định khoảng 183 oF (83.9 oC)

1.2.2 Trữ lượng tại chỗ và trữ lượng thu hồi

Trữ lượng tại chỗ tầng Miocene được tính toán dựa trên các bản đồ cấu tạo

độ sâu mới được thành lập từ những dữ liệu xử lý lại địa chấn 3D và mô hình địa chất 3D

Đối với tầng Oligocen trữ lượng tại chỗ tính toán dựa trên những giả thiết về ranh giới chất lưu và những dữ liệu mới được cập nhật

Trữ lượng tầng móng được tính toán dựa trên bản đồ cấu tạo bằng phương pháp Probabilistic Trữ lượng tầng móng bao gồm cả trữ lượng tầng Vocanic/Andesite nằm phía trên tầng móng Theo kết quả mô phỏng tầng Miocene, trữ lượng thu hồi dầu khoảng 26% cho trường hợp khai thác bằng nguồn năng lượng tự nhiên khoảng 28% khi áp dụng khai thác tăng cường bằng bơm ép nước Riêng tầng Vocanic/Andesite khoảng 19%, tầng Oligocene hệ số thu hồi trong pham vi 5 đến 15%

Bảng 1.1: Trữ lượng tại chỗ và trữ lượng thu hồi tại các tầng khai thác mỏ Ruby

Trữ lượng tại chỗ (triệu thùng)

Trữ lượng thu hồi (triệu thùng)

Đã khai thác (triệu thùng)

Trữ lượng còn lại (triệu thùng) Tầng

khai thác

Miocene 188.8 215.8 230.1 51.4 56.9 59.7 34.4 17.0 22.5 25.3 Oligocene 37.1 146.6 294.6 2.1 14.7 29.2 0.4 1.7 14.3 28.8 Andesite 82.3 93.1 96.1 19.1 21.6 22.3 0.3 18.9 21.4 22.1 Basement 48.6 144.8 296.4 12.6 39.8 85.6 5.1 7.5 34.7 80.5 Tổng 356.9 600.3 917.2 85.3 133.0 196.8 40.2 45.1 92.8 156.6

Sau một thời gian khai thác từ đầu đến năm 2004, sản lượng khai thác trên tầng Miocene chiếm đến gần 85% sản lư

1.1 là bảng

tổng hợp các thông số về trữ lượng tại chỗ và lượng dầu đã khai thác theo từng tầng s

1.3 Giàn khai thác Ruby A (RBDP-A)

Với thành công của giếng thăm dò RB-1X, PCVL đã tiến hành khoan th

lượng thêm các giếng RB-2X, RB-3X, RB-4X vào năm 1995

Chiến dịch khoan phát triển khai thác giai đoạn đầu tiên (“Pilot production Phase”) được bắt đầu vào ngày 17/08/1999 với 10 giếng khoan mới và 2 giếng hoàn thiện lại Kế hoạch đặt ra là sẽ khai thác lưu lượng tối đa 27 ngàn thùng/ngày giai đoạn đầu và thu hồi khoảng 45 triệu thùng dầu

Thiết bị khai thác tại khu vực này gồm có 1 giàn nhẹ, không người ở; 1 FPSO (Floating Production, Storage and Offloading) tách lọc dầu, đưa vào tank chứa để sẵn sàng cho xuất bán tại mỏ

Dầu khai thác từ giếng lên sẽ được thu gom vào một đường ống chính, sau

đó được chuyển về FPSO bằng đường ống ngầm 10” dài 1.5 km Các giếng tại RBDP-A được lắp đặt sẵn các mandrel để sẵn sàng cho việc lắp các van gaslift sau này

Hình 1.3: Sơ đồ thiết bị khai thác giai đoạn 1

Vào năm 2003, sau một thời gian khai thác, khả năng làm việc của các giếng giảm đi nhiều, đến lúc này, PCVL đã cho tiến hành nghiên cứu, lắp đặt hệ thống gaslift cho giàn A Các giếng được tiến hành lắp đặt các van gaslift bằng phương pháp cáp tời (slick line) vào các mandrel có sẵn Trên giàn A, PCVL tiến hành lắp đặt 2 máy nén khí loại nhỏ, chạy bằng khí đồng hành với áp suất đầu ra là 1000 psig Qua thời gian làm việc từ năm 2004 đến nay, hệ thống gaslift này đã chứng tỏ hiệu quả của nó, khả năng khai thác của giàn đã được duy trì ổn định trong khoảng

12 ngàn thùng/ngày Đây là cơ sở để PCVL nghiên cứu đến khả năng sử dụng hệ thống gaslift cho giàn B Trong quá trình thiết kế chế tạo giàn B, các kinh nghiệm ở giàn A đã được vận dụng tối đa

1.4 Giàn khai thác Ruby B (RBDP-B)

Tiếp theo sự phát triển của Ruby A, nhà thầu PCVL đã tiến hành nghiên cứu

và lắp đặt thêm 1 giàn đầu giếng khác để khai thác phần phía bắc của mỏ Ruby Giàn RBDP-B đã được lắp đặt và đưa vào sử dụng từ năm 2005 Sơ đồ cấu tạo và các thiết bị như sau: Giàn đầu giếng, được điều khiển từ xa (từ FPSO), có sân bay; thuộc loại giàn nhẹ có 4 chân, 12 lỗ (slot) để khoan trong đó kế hoạch là có 9 giếng

và 3 lỗ dự phòng; có 3 đường chờ để kết nối trong tương lai (3 riser); giàn được thiết kế sao cho giảm thiểu các thiết bị trên giàn, để sẵn chỗ cho khả năng lắp đặt thêm thiết bị, mở rộng (tăng) công suất khai thác sau này

Giàn nhẹ RBDP-B được đặt cách giàn RBDP-A 3.2 km, được thiết kế để các giếng chảy tự nhiên về giàn RBDP-A qua đường ống ngầm 10” dài 3.2 km Tại giàn RBDP-A, lưu chất của giàn B sẽ kết hợp với lưu chất của giàn A, sau đó cùng chảy

về tàu xử lý FPSO Ruby Princess qua đường ống ngầm 10” dài 1.5 km

Do các nguyên nhân khách quan cũng như chủ quan mà giàn RBDP-B đã không đạt được sản lượng như mong muốn Giàn B được thiết kế ban đầu chủ yếu

để khai thác từ tầng móng, tuy nhiên qua thực tế, các giếng từ tầng móng đều cho kết quả kém Hiện nay giàn B có 9 giếng khai thác, nhưng phải đóng 3 giếng do chủ yếu chỉ có nước (các giếng tầng móng) Các giếng còn lại (giếng Miocene) đang khai thác cũng đã bắt đầu xuất hiện nước Áp suất vỉa thấp, dưới 2000 psi Khoảng

3 đến 4 giếng đang khai thác hiện nay có áp suất miệng giếng (FTHP) thấp nên không thể vượt qua áp suất tối thiểu của đường ống để dầu chảy tự nhiên về giàn A

Hình 1.4: Sơ đồ thiết bị khai thác giai đoạn 2

Các hệ thống thiết bị khai thác trên giàn RBDP-B:

Giàn được lắp đặt với các thiết bị chính sau:

- Hệ thống khai thác (gồm đầu giếng, các đường ống thu gom lưu chất khai thác để chuyển vào đường ống chính);

- Hệ thống điều khiển (điện và khí);

• Hệ thống điều khiển: Hệ thống khí điều khiển của giàn là khí đồng hành được trích ra từ đường ống khai thác Dự phòng cho nó là hệ thống các chai Nitơ được đặt thường trực trên giàn Khí được trích ra từ đoạn ống khai thác

sẽ qua hệ thống lọc để loại chất lỏng và chất rắn trước khi đưa vào sử dụng cho hệ thống điều khiển

• Hệ thống thu gom, xử lý chất thải nhiễm dầu: Trên giàn được lắp đặt hai bình chứa nhỏ cho hệ thống thải chất lỏng có áp (close drain) và chất lỏng không

áp (open drain) Dầu sẽ được gom lại trong các bình này và được bơm vào đường ống vận chuyển Trong quá trình hoạt động bình thường, khí đồng hành không được xả ra ngoài vì cả dầu và khí đều được chuyển về FPSO để

xử lý Tuy nhiên, trong quá trình sửa chữa các thiết bị, lưu chất nằm trong các đường ống trên giàn sẽ được xả về hệ thống closed drain, tại đây một lượng nhỏ khí sẽ được xả ra ngoài môi trường

• Hệ thống năng lượng: Lượng điện tiêu thụ ở giàn tương đối nhỏ, do đó nó được cung cấp từ hệ thống năng lượng mặt trời Để dự phòng, giàn được lắp đặt một máy phát điện nhỏ đủ để cung cấp năng lượng cho toàn giàn cũng như một số hoạt động sửa chữa nhỏ khác

• Hệ thống thông tin liên lạc, điều khiển từ xa: Giàn được thiết kế để có khả năng điều khiển từ FPSO Các thiết bị được lựa chọn lắp đặt sao cho giảm thiểu sự can thiệp của con người Các thiết bị an toàn trên giàn được thiết kế lắp đặt sao cho bảo đảm giàn hoạt động an toàn nhất trong mọi trường hợp

có người hoặc không có người trên giàn Các thông tin, thông số hoạt động của giàn cũng như các thông tin về giếng được chuyển về FPSO qua hệ thống sóng VHF

• Hệ thống khai thác dầu bằng gaslift: Giàn RBDP-B còn được thiết kế chừa sẵn chỗ cho các thiết bị lắp đặt sau này như hệ thống gaslift, hệ thống phân

dòng, hệ thống tiếp nhận và các hệ thống ống mới, hệ thống bơm hóa ph

CHƯƠ G 2: LÝ THUYẾT CHUYỂ ĐỘ G CỦA CHẤT LƯU TRO G

Ố G 2.1 Lý thuyết chuyển động của hỗn hợp khí – lỏng trong ống thẳng đứng

Lý thuyết chuyển động của hỗn hợp khí – lỏng trong ống thẳng đứng được nhiều nhà khoa học nghiên cứu, nhưng kết quả do A.P.Krưlốp đưa ra là hợp lý hơn

cả Ông cho rằng chất lỏng nâng lên được là nhờ tác dụng của lực chuyển động đi lên của khí Lực nâng lên chính là áp suất tác dụng của khí trực tiếp lên chất lỏng Muốn hỗn hợp chất lỏng – khí nâng lên được cần phải có sự chênh lệch áp suất giữa

đế và miệng ống khai thác Độ chênh áp đó chính là công sản ra để nâng hỗn hợp chất lỏng – khí và chi phí cho mức tiêu hao năng lượng trong cột ống nâng:

1- Do cản trở của chất lỏng và khí tới thành ống;

2- Do vận tốc chuyển động của chất lỏng và khí khác nhau

Như vậy sự chênh lệch áp suất giữa đáy và miệng giếng biểu diễn bằng phương trình:

Trong đó:

h1: cột áp cần thiết thực hiện công có ích;

h2: cột áp bị tiêu hao do chuyển động tương đối của khí;

h3: cột áp bị tiêu hao để thắng lực cản

2.1.1 Công có ích

Nhà bác học A.P.Krưlốp làm thí nghiệm với một đoạn ống có độ dài l (hình 2.1) Nếu như vận tốc chuyển động của chất lỏng và khí trong ống như nhau thì không có tiêu hao năng lượng trượt Khi chuyển động không bị cản trở thì:

Tỷ trọng của hỗn hợp:

q V

Hình 2.1: Đoạn ống thí nghiệm có độ dài l;

1, 2: các van

q: lưu lượng thể tích của chất lỏng

Tỷ trọng của khí so với tỷ trọng của chất lỏng vô cùng bé nên ρkh ở (2.3) có thể bỏ qua, vậy:

q V

q l g

ρρ

Cho l = 1, sau khi giản ước được:

g q V

q h

+

=

Để tính toán cho ống nâng dài, phương trình

được viết dưới dạng vi phân:

dl g q V

q gdl

P P

V

n n

o

o

.

.

V0: lưu lượng thể tích khí (m3) sau một đơn vị thời gian;

q: lưu lượng thể tích của chất lỏng (m3) sau một đơn vị thời gian;

P0, P1, P2: áp suất khí quyển, áp suất ở đáy, áp suất miệng ống tương ứng; L: độ dài cột ống nâng

Phương trình (2.8) cho ta biết rằng toàn bộ năng lượng do khí sản ra để nâng

q m3 chất lỏng lên độ cao L (khi không có các dạng tiêu hao năng lượng trong ống) 2.1.2 Tổn thất năng lượng do trượt

Khi chất lỏng và khí chuyển động với vận tốc bằng nhau, diện tích tiết diện của ống nâng chứa chất lỏng và khí tỷ lệ với lưu lượng thể tích của chúng Nếu trong ống có lực trượt thì khí sẽ chuyển động với vận tốc lớn hơn và như vậy trong lúc cùng lưu lượng thể tích đó, chất lỏng sẽ chiếm diện tích tiết diện lớn hơn so với lúc đầu, còn khí thì nhỏ hơn (xem hình 2.2)

Hình 2.2: Diện tích của các tiết diện chứa khí và lỏng trong ống

a Trường hợp không có lực trượt; b Khi có lực trượt

1 Chất lỏng 2 Khí Vậy trong trường hợp b, trọng lượng thể tích của hỗn hợp sẽ lớn hơn so với trong trường hợp a Đại lượng tổn thất năng lượng do trượt được xác định như sau:

Thí nghiệm của Krưlốp như hình 2.1 Sau khi đo áp suất trung bình, lưu lượng của khí và lỏng, theo công thức (2.5) tính được:

l q V

Để xác định htr cần phải tính ht Muốn vậy có thể tính diện tích trung bình của tiết diện chứa chất lỏng và khí khi hỗn hợp chuyển động

Diện tích của tiết diện ống nâng chứa chất lỏng được xác định:

f l

h f l

h

f

cl t

Đối với khí: fkh = f – fcl = f(1-hl/l)

Ở đây: f là diện tích tiết diện của ống nâng

Vận tốc chuyển động của chất lỏng và khí như sau:

f h

l q f

q

V

t cl

.

t kh

kh

h f

l v f

v V

−

=

=Vận tốc tương đối của khí sẽ là: Vtd = Vkh - Vcl

Do tỉ trọng của khí rất nhỏ (có thể bỏ qua) nên tỷ trọng của hỗn hợp được xác định theo công thức: cl cl

l

h f

l

f h

50, 75 và 100 mm, người ta thu nhận được các đồ thị phụ thuộc giữa thể tích hỗn hợp V+q và vận tốc của khí Wkh có dạng như sau:

Hình 2.3: Các đồ thị phụ thuộc Wkh = f(V+q) đối với các ống nâng có đường kính:

1-25mm, 2-38mm, 3-50mm, 4-63mm, 5-75mm, 6-100mm

Phương trình của cụm đường thẳng trên đồ thị hình 2.3 có công thức tổng quát:

Trong đó a, b – các thông số

Từ thí nghiệm người ta xác định được:

a = 1.27/d2 và b = 1 với d là đường kính cột ống nâng

Từ phương trình (2.10):

l f

f

h cl

W f

V l

f W

V f l f

f f h

kh

cl kh

l f b q V a f

V

) (

−

Ở đây:

1 27 1 4

2

785 0 1 4

785 0

785 0

785 0

1

d q

V

d q

d q

V

V

ht

+ +

+

= +

t hh

d q

V

d q

l

h

ρρ

785 0

785 0 + +

q V d

Nếu kể đến sự ảnh hưởng độ nhớt dầu, Krưlốp đưa ra công thức đối với giếng dầu:

q V d

Hình 2.4: Sự phụ thuộc tổn hao cột

áp với lưu lượng thể tích khí khi

đường kính cột ống nâng và lưu

lượng chất lỏng không đổi

Hình 2.5: Sự phụ thuộc tổn hao cột áp với đường kính cột ống nâng khi lưu lượng của khí và chất lỏng không đổi

Đường cong h ở đường kính 63mm có giá trị nhỏ nhất hmin=0.3m có nghĩa là trước V, q=const thì chỉ có một kích thước ống (d=63mm) cho giá trị h nhỏ nhất Tại điểm này công sản ra để nâng chất lỏng

Wd tỷ lệ V.h và có giá trị nhỏ nhất vì h=hmin

và V=const Công thu được Wt tỷ lệ với

q(1-h) sẽ có giá trị lớn nhất bởi vì q= const, còn

1-hmin sẽ có giá trị lớn nhất Như vậy ở điểm

này chúng ta thu được hệ số có ích lớn nhất

là η=Wt/Wcr

Khi lưu lượng khí V nào đó có cột áp

tương ứng h, sự tổn thất thủy lực hc+htr đạt

giá trị nhỏ nhất, q sẽ có giá trị lớn nhất,

nhưng η không đạt được giá trị lớn nhất tại

điểm có V nhỏ hơn, ở đó tổn thất năng

lượng sẽ đạt giá trị nhỏ nhất, cho nên tỷ số Wt/Wcr sẽ đạt giá trị lớn nhất

Trên đồ thị biểu thị mối phụ thuộc lưu lượng thể tích của chất lỏng q với lưu lượng thể tích của khí V đối với ống nâng có đường kính 63mm

Mỗi một đường cong tương ứng với một cột áp xác định trong khoảng h=0,15 đến h=0,5m Nhìn vào các đường cong này có thể hình dung ra được sự tổn thất do cản và trượt Trước hết, khi ép lượng khí không lớn thì trong ống chủ yếu có

sự tổn hao do trượt Với lưu lượng khí vô cùng nhỏ thì sự tổn hao đó vô cùng lớn, dẫn đến tổn thất hấp thụ cột chất lỏng cho trước Như vậy trong thời gian này lượng chất lỏng được nâng lên (q=0)

Nếu tiếp tục tăng lưu lượng khí V sẽ kéo theo việc giảm rất ít tổn thất do trượt và tăng mạnh dần lên tổn thất do lực cản Nhờ kết quả đó mà tổng tổn thất sẽ tăng dẫn đến mức độ cho chất lỏng giảm xuống

Từnhững kết quả thu nhận ở trên ta đưa ra một số nhận xét sau:

1 Tại các điểm đầu và điểm cuối của đồ thị lưu lượng riêng = ∞;

2 Quá trình nâng chất lỏng ở mỗi ống có đường kính d và độ nhấn chìm tương đối của ống ξ sẽ có qmax và qt/u cho từng chế độ;

3 Tăng ξ sẽ dẫn đến tăng qmax và giảm V đối với điểm đầu (Vd);

4 Tăng d thì qmax và Vd cũng tăng

2.1.4 Tính toán thủy động lực học của chuyển động hỗn hợp khí – lỏng trong cột ống nâng của giếng khai thác dầu

Để giải quyết toàn diện các nhiệm vụ khai thác dầu, mà cụ thể là xác định và thiết lập phương pháp ph

ên bề mặt, xác định chế độ làm việc tối ưu của giếng, cũng như lựa chọn thiết bị cần thiết để đảm bảo chế độ làm việc này đều liên quan đến vấn đề tiến hành tính toán thủy-động học của chuyển động dòng ch

giếng, mà trước tiên là trong cột ống nâng

Mục đích cuối cùng của tính toán thủy lực là xây dựng profile áp suất trong giếng đang làm việc p = f(H) Profile này cho phép xác định áp suất tại từng điểm trong cột ống nâng, cũng như áp suất trên đáy giếng

Nhìn chung, việc tính toán thủy lực chuyển động của hỗn hợp khí – lỏng trong giếng cần phải giải hệ phương trình biểu thị cho chuyển động này

Các phương trình ban đầu để tính toán:

- Phương trình chuyển động của hỗn hợp trên cơ sở cân bằng động lượng:

2 / /

) 1 [(

2 cos

2 / 2

/

) 1 [( kh clwcl t kh khwkhtdH

d

ρϕρ

cl

w w

qd kh t

kh

w w

α: góc nghiêng của trục ống nâng so với chiều thẳng đứng;

ρcl , ρkh: mật độ của chất lỏng và khí tương ứng ở điều kiện thủy động tại tiết diện đang được xem xét của dòng hỗn hợp;

g: gia tốc rơi tự do

Số hạng thứ nhất của vế phải phương trình (2.16) biểu thị tổn hao áp suất để thắng trọng lực, số hạng thứ hai – thắng lực cản, số hạng thứ ba là tổn thất do gia tốc của dòng chảy có liên quan đến sự thay đổi độ chứa khí hoặc thay đổi diện tích tiết diện ngang của ống nâng

Phương trình liên tục của dòng chảy mà đặc trưng cho lưu lượng của hỗn hợp không thay đổi Ghh (kg/ng.đ), khi dòng chảy ổn định:

Ghh = F[ρcl (1 – φkh)wcl/t + ρkh φkh wkh/t]

= (Qcl + Vkh)[ ρcl (1 – βkh) ρkh βkh (2.22)

βkh: phần lưu lượng thể tích của khí trong hỗn hợp:

kh cl

kh kh

V Q

V +

=

Giải phương trình dẫn nhiệt đối với dòng chảy cố định cho phép nhận được

sự phân bố nhiệt độ trong cột ống nâng:

H T

Ta: nhiệt độ được biết trước tại điểm cụ thể của thân giếng (nhiệt độ trên miệng giếng Tm hoặc nhiệt độ vỉa Tv) Nếu Ta = Tm thì lấy dấu cộng, gọi là hàm số

Hình 2.8: Biểu đồ gradient nhiệt

độ của dòng chảy ωt đối với lưu lượng , gradient địa nhiệt và kích thước của ống nâng khác nhau

của địa nhiệt, lưu lượng chất lỏng, nhiệt dung, hệ số truyền nhiệt, hình dạng của cột ống nâng, oK/m

Để xác định gradient nhiệt độ, ta có thể sử dụng biểu đồ trên hình 2.8 hoặc công thức thực nghiệm:

67 2 / 20

10 / ) 79 0 0034 0

tc cl D Q

tg v

L L

T T

Lg,Ltg- độ sâu của giếng và của lớp

đất đá trung gian tương ứng

Khi không có những số liệu về

nhiệt độ và độ sâu của lớp đất đá trung

gian thì ω có thể được xác định theo công

Các phương trình trạng thái để tính toán sự chuyển đổi pha, các đặc tính vật

lý và lưu lượng của các pha như sau:

Sự chuyển đổi pha được xác định có tính đến áp suất bão hòa (khi T ≤ Tv ) theo công thức:

) 8 0 (

8 701 157

9

a cl

v bh

bhT

y y

G

T T P

P

− +

−

−

Ở đây:

Pbh - áp suất bão hòa;

Tv - nhiệt độ vỉa,ok;

G: độ bão hòa khí của dầu vỉa, tức là tỷ số của thể tích khí hòa tan ở dầu trên khối lượng dầu đã được tách khí, m3/tấn (thể tích khí cần phải quy về nhiệt độ bình thường);

ya, ycl: phần mol của khí N2 và khí CH4 trong khí đồng hành có trong một lần tách khí của dầu đến áp suất khí quyển Po = 0.1 MPa và nhiệt độ tiêu chu

nó cho phép tránh những phép tính gần đúng tiếp theo mà không bỏ qua được khi ở trong phương án tính toán thứ hai, như vậy cần phải tính toán:

dH

Ở đây: P1, P2 là giá trị áp suất ban đầu và cuối cùng

Đặc biệt khi tính toán này gặp nhiều khó khăn trong việc xác định nhiệt độ của dòng chảy tương ứng với áp suất đã cho

Trên thực tế, sự phụ thuộc tuyến tính giữa nhiệt độ T và áp suất P trong các giếng khai thác dầu có thể xác định theo công thức:

m v

m m

v m

P P

P P T T T

T

−

−

− +

Với Tm, Tv : nhiệt độ miệng giếng và nhiệt độ vỉa tương ứng;

Pm, Pv : áp suất tại miệng giếng và áp suất vỉa tương ứng

Tùy thuộc vào mục đích thực hiện mà tính toán thủy lực có thể được tiến hành theo nguyên tắc “từ trên xuống dưới”, tức là áp suất và nhiệt độ miệng giếng

Pm, Tm là các điều kiện ban đầu; hoặc theo nguyên tắc “từ dưới lên trên” – điều kiện ban đầu là áp suất đáy giếng Pđ và nhiệt độ vỉa Tv trong đáy giếng Thuận lợi hơn cả

là tiến hành tính toán “từ trên xuống dưới” vì áp suất và nhiệt độ tại đáy giếng thường được biết trước

2.2 Tính toán thủy lực trong đường ống vận chuyển

2.2.1 Tính toán đường ống vận chuyển chất lỏng

Tính toán thủy lực đường ống được tiến hành bằng việc xác định độ chênh

áp theo chiều dài ống dẫn, xác định đường kính hay khả năng vận chuyển của đường ống Phương trình Becnuli là phương trình cơ bản để tính toán thủy lực:

h g

v g

p z g

v g

2 2

2 2 2 2 2

2 1 1 1 1

αρ

Giá trị tổn hao cột áp này bao gồm tổn hao do ma sát và mất mát áp suất cục

bộ Trong các tính toán thủy lực đối với đường ống nội mỏ, tổn hao áp suất cục bộ thường được bỏ qua

Nếu bỏ qua hiện tượng co nén của chất lỏng thì phương trình (2.32) có thể viết lại dưới dạng sau:

25 0

Những công thức nêu trên cho phép xác định được độ chênh lệch áp suất dọc theo chiều dài của đường ống, cũng như xác định được áp suất ban đầu khi bơm chuyển Nếu cần xác định khả năng vận chuyển của đường ống hay tính toán đường kính thì sử dụng công thức (2.33) kết hợp với công thức Leibenzon nhằm xác định giá trị tổn hao cột áp do ma sát:

g z l d

v Q b

m m

2

(2.37) Trong đó:

π

, ở đây a = 64, m = 1 đối với dòng chảy tầng và a = 0.3164,

m = 0.25 đối với dòng chảy rối;

Q: lưu lượng chất lỏng, m3/s;

v: độ nhớt lực học, m2/s

Để xác định khả năng vận chuyển của đường ống hay đường kính cần thiết phải cho trước chế độ dòng chảy, nghĩa là cho trước các giá trị a và m Bằng công thức (2.37) có thể xác định Q và d, nhất thiết phải kiểm tra sự chính xác của chế độ dòng chảy đã cho theo giá trị Re

Trong quá trình tính toán thủy lực đối với đường ống có những điểm nối cắt nhau, cần thiết phải tiến hành kiểm tra “điểm vượt” Trên profile của ống, kẻ đường

“độ nghiêng thủy lực” Nếu profile của đường ống không vượt lên trên đường “độ nghiêng thủy lực” thì độ chênh áp suất được tính đủ bảo đảm cho đường ống làm việc tốt Trong trường hợp profile của đường ống vượt lên trên đường “độ nghiêng thủy lực” thì lấy điểm vượt xa nhất (điểm này được gọi là “điểm vượt” và tăng cột

áp ban đầu đến khi nào đường “độ nghiêng thủy lực” vượt qua khỏi “điểm vượt” Giá trị “độ nghiêng thủy lực” được tính theo công thức sau:

m m m ms

gd

v Q a

gd

v gl

4 2 2

πλ

2.2.2 Tính toán đường ống vận chuyển hỗn hợp “khí lỏng”

Những phương pháp tính toán đường ống vận chuyển hỗn hợp “khí – lỏng” hiện nay rất phức tạp và không phải lúc nào cũng đưa ra các kết quả đáng tin cậy Gần đây có những phương pháp đã được đơn giản hóa và đưa ra sử dụng trong các bài toán phỏng tính

Thực tế, đối với hầu hết các chế độ làm việc của đường ống nội bộ mỏ tổn hao do quán tính trong quá trình chuyển động của hỗn hợp “khí – lỏng” có thể bỏ qua Như vậy phương trình tính toán thủy lực được viết lại dưới dạng sau:

− +

ρ(β): mật độ hỗn hợp, được xác định theo các thông số lưu lượng;

ρ(β) = (1-β)ρl + βρk , trong đó β là hàm lượng thể tích của khí trong hỗn hợp, β = Qk/(Qk + Ql), ρl là mật độ pha lỏng, ρk là mật độ pha khí ở điều kiện nhiệt động học trung bình của đường ống

v: vận tốc trung bình của hỗn hợp, v = (Qk + Ql)/0.785d2;

λhh: hệ số ma sát thủy lực của hỗn hợp khi chuyển động λhh = λψ: với λ là hệ

số ma sát thủy lực của pha lỏng khi chuyển động và được xác định theo công thức (2.35) hay (2.36) phụ thuộc vào chế độ của dòng chảy Trong đó số Re được xác định theo công thức Re = vdpl/µ, ψ: hệ số hiệu chỉnh của hỗn hợp;

hdli và hdxi: độ cao của hỗn hợp trong đoạn ống có hướng đi lên và đi xuống tương ứng, với ρdl = (1- φdl)ρl + ρkφdl và ρdx = (1- φdx)ρl + ρkφdx, trong đó φdl, φdxtương ứng với hàm lượng khí thực có trong đoạn ống có hướng đi lên và đi xuống

Các hệ số ψ, φdl, φdx được xác định theo tiêu chu

4

25 0

ρσ

ρρ

1

β

βψ

− +

5 0 2

)]

/ 15 2 6 1 [(

βϕ

CHƯƠ G 3: CÁC PHƯƠ G Á Â G CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU TẠI

RBDP-B Giàn nhẹ RBDP-B được hoàn thiện và lắp đặt ở mỏ Ruby vào cuối tháng 11 năm 2005 Giàn nhẹ này được thiết kế để các giếng khai thác chảy tự do về RBDP-

A qua đường ống ngầm 10” dài 3.2 km Tại RBDP-A, lưu chất của nó sẽ kết hợp với lưu chất của các giếng tại RBDP-A và chảy về tàu Ruby Princess qua đường ống ngầm 10” dài 1.5 km Yêu cầu áp suất dầu tại đầu vào của đường ống vận chuyển ngầm 3.2 km tối thiểu là 250 psig

Tuy nhiên, do áp suất đầu giếng (FTHP) thấp nên các giếng khai thác tầng Miocene của RBDP-B không thể chảy tự nhiên về RBDP-A được Do đó chúng ta cần phải có các phương án để vận chuyển dầu về giàn A mà vẫn duy trì được áp suất miệng giếng thấp giúp các giếng tiếp tục hoạt động Các phương pháp có thể áp dụng ngay là: chuyển các giếng yếu vào bình tách Close Drain và chuyển bơm diesel sang làm nhiệm vụ bơm chuyển dầu về giàn A Ngoài ra, chúng ta có thể lắp đặt thêm 1 bộ bơm di động nhỏ để tăng lưu lượng vận chuyển hoặc làm dự phòng trong trường hợp bơm diesel bị hư Đây là những cách đơn giản, dễ thực hiện và tiết

Hình 3.1: Sơ đồ phát triển mỏ hiện tại

kiệm nhất Sau khi thực hiện các cách trên, khả năng khai thác của RBDP-B tăng lên từ 500 thùng/ngày với Close Drain bơm đến 1400 thùng/ngày (kết hợp giữa

Diesel bơm và Close Drain bơm) Ngoài ra, các biện pháp xử lý vùng cận đáy giếng cũng được tiến hành để tăng khả năng sản xuất của giếng

Tất cả các giếng yếu như 1P, 2P, 7P được cho vào bình Close Drain để giảm

áp suất đầu giếng nhằm duy trì hoạt động của chúng Khí tách ra từ bình Close Drain được xả liên tục ra môi trường thông qua hệ thống xả khí Lượng khí này hiện nay tương đối nhỏ và được xả ở khu vực tương đối an toàn; Closse Drain bơm (CDP) và Diesel Injection bơm (DIP) được dùng để bơm chuyển lượng dầu trong bình này về giàn A

Tuy nhiên, điều kiện hoạt động hiện thời cũng có những giới hạn nhất định sau:

• Giàn RBDP-B không được thiết kế cho các giếng có áp suất miệng thấp, nghĩa là các thiết bị hiện có như bình Close Drain, các Close Drain bơm và diesel Injection bơm không được thiết kế để phục vụ việc cho các giếng liên tục chảy vào nó;

Hình 3.2: Sơ đồ công nghệ hiện tại

• Lưu lượng tối đa của bình Closed Drain, Closed Drain bơm, Diesel Injection bơm, là 1400 thùng/ ngày đêm;

• Liên tục xả khí đồng hành ra môi trường là vi phạm luật và gây mất an toàn cho hoạt động của giàn

Để giải quyết các khó khăn trên, chúng ta cần có những cải tiến để đáp ứng tốt hơn nhu cầu khai thác của khu vực giàn B

Các phương án có thể áp dụng:

1 Cải tiến, tăng công suất của hệ thống vận chuyển dầu

2 Nghiên cứu lắp đặt hệ thống gaslift cho giàn RBDP-B

3.1 Cải tiến, tăng công suất của hệ thống bơm vận chuyển dầu

3.1.1 Sơ đồ hoàn thiện của các giếng

Các giếng được xem xét ở đây là những giếng khai thác ở tầng Miocene, hiện đang hoạt động ở chế độ bình thường hoặc chỉ có thể chảy được khi hạ áp suất đầu giếng xuống 50 psi, tức là chuyển giếng đó vào bình Close Drain Theo sơ đồ hoàn thiện các giếng từ hình 3.3 đến hình 3.8, ta thấy rằng, các giếng đều đã được lắp sẵn các mandrel để sẵn sàng cho các van gaslift sau này khi cần Các mandrel hiện được lắp đặt các van gaslift “giả” (dummy valve) không cho phép sự liên thông

Bảng 3.1: Tình trạng hiện tại của các giếng

giữa trong cần và ngoài cần Khi đưa hệ thống gaslift vào hoạt động, ta phải dùng phương pháp cáp tời (slick line) để lấy các dummy valve ra và thay vào bằng các van gaslift hoặc van orifice Vị trí các mandrel được tính toán sao cho với áp suất khí bơm ép 1000 psi, khí gaslift sẽ lần lượt vào các van gaslift và cuối cùng là vào van orifice ở vị trí mandrel dưới cùng Kết quả này có được do kinh nghiệm từ các giếng ở giàn A Thêm vào đó, khi mô phỏng áp dụng gaslift cho giếng bằng phần mềm PIPESIM (sẽ được trình bày ở phần 3.2) ta cũng thấy rằng với áp suất bơm ép khí 1000 psi, các van gaslift được đóng mở đúng trình tự

Một số giếng như 2P và 4P được thiết kế để cho phép lựa chọn tầng khai thác thông qua các SSD (side sliding door) và các packer Các SSD được đóng mở bằng cáp tời (slick line)

Giếng 9P (hình 3.8) được hoàn thiện dạng đôi (dual completion) Kiểu hoàn thiện này cho phép khả năng khai thác đồng th

     

  

à MI-9 và MI-10 mà không có sự liên thông giữa hai tầng này như trong kiểu hoàn thiện đơn truyền thống Hiện tại do tầng MI-10 cho kết quả khai thác kém, chủ yếu là khí, nên

ta chỉ khai thác ở tầng MI-9

Hình 3.3: Sơ đồ hoàn thiện giếng 1P

Hình 3.4: Sơ đồ hoàn thiện giếng 2P

Hình 3.5: Sơ đồ hoàn thiện giếng 4P

Hình 3.6: Sơ đồ hoàn thiện giếng 7P