Tối ưu hóa thiết kế hệ thống thiết bị lòng giếng mỏ đại hùng

NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG: - Phân tích các tính năng quan trọng của các thiết bị lòng giếng ngầm của mỏ Đại Hùng, trên cơ sở đó xác định các nhược điểm của hệ thống thiết bị lòng giếng hiện

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HỒ CHÍ MINH

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HỒ CHÍ MINH

PHÒNG ĐÀO TẠO SDH ĐỘC LẬP – TỰ DO – HẠNH PHÚC

Tp.HCM, ngày 30 tháng 6 năm 2008

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

I TÊN ĐỀ TÀI: TỐI ƯU HÓA THIẾT KẾ THIẾT BỊ LÒNG GIẾNG MỎ ĐẠI HÙNG

II NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:

- Phân tích các tính năng quan trọng của các thiết bị lòng giếng ngầm của mỏ Đại Hùng, trên cơ sở đó xác định các nhược điểm của hệ thống thiết bị lòng giếng hiện tại liên quan đến quá trình lắp đặt, vận hành và chi phí đầu tư

mới có tính năng ưu việt hơn về công nghệ, lắp đặt, vận hành phù hợp với điều kiện địa chất và kỹ thuật của mỏ nhằm tăng hiệu quả đầu tư

III NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 11/2007

IV NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 6/2008

V CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:

1- PGS TS LÊ PHƯỚC HẢO, BAN QLDA TRƯỜNG ĐẠI HỌC DẦU KHÍ VIỆT NAM;

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN CHỦ NHIỆM BỘ MÔN

PGS TS LÊ PHƯỚC HẢO

Sau một thời gian dài chuẩn bị tài liệu và làm việc nghiêm túc, luận văn thạc sĩ với đề tài “Tối ưu hóa thiết kế hệ thống thiết bị lòng giếng mỏ Đại Hùng”

đã hoàn thành Để có được thành quả này, tác giả xin chân thành cảm ơn sự giúp

đỡ tận tình và hướng dẫn của các Thầy hướng dẫn, các Thầy Cô trong Khoa Địa Chất Dầu Khí – Trường Đại Học Bách Khoa TP.HCM, cùng các đồng nghiệp và bạn bè

Tác giả xin chân thành cám ơn PGS.TS Lê Phước Hảo – Ban QLDA Trường Đại Học Dầu Khí Việt Nam về những hướng dẫn, chỉnh sửa và đóng góp

ý kiến để hoàn thiện đề tài

Cuối cùng xin chân thành cảm ơn lãnh đạo Công ty dầu khí Đại Hùng, các đồng nghiệp tại dự án phát triển mỏ Đại Hùng và đối tác cung cấp thiết bị lòng giếng cho dự án phát triển mỏ Đại Hùng bao gồm Công ty Schlumberger, Baker Oil Tools và Halliburton đã tạo điều kiện và giúp đỡ trong quá trình thu thập số liệu và cập nhật công nghệ

Trân trọng

Trần Thế Hùng

Nghành công nghiệp dầu khí là một trong những nghành mũi nhọn của quốc gia và trong những năm gần đây ngành dầu khí Việt Nam đã có những bước phát triển đáng kể, đóng góp một phần lớn trong nền kinh tế đất nước Sản lượng khai thác dầu khí hàng năm của các mỏ lớn giảm, vì vậy để duy trì sản lượng khai thác dầu khí thì phải phát triển thêm những mỏ nhỏ được đánh giá là có tiềm năng như mỏ Đại Hùng Chính vì vậy dự án phát triển mỏ Đại Hùng được xem là một trong những dự án trọng điểm của Quốc gia và được Chính phủ phê duyệt năm

2006, cho phép triển khai thực hiện dự án

Quá trình thực hiện dự án phát triển mỏ Đại Hùng gặp nhiều khó khăn liên quan đến công nghệ cũng như chi phí đầu tư, do đây là dự án khai thác dầu duy nhất tại Việt Nam với hệ thống trang thiết bị ngầm

Tối ưu hóa thiết kế hệ thống thiết bị lòng giếng mỏ Đại Hùng nhằm vận hành an toàn, hiệu quả và tiết kiệm chi phí đầu tư được xem là một trong những công việc cấp thiết và quan trọng của dự án phát triển mỏ Đại Hùng

Luận văn sẽ trình bày chi tiết các thông tin liên quan đến hệ thống thiết bị lòng giếng hiện nay và từ đó đề xuất phương án thiết kế lại hệ thống thiết bị này

Luận văn thạc sĩ bao gồm bốn chương như sau:

Chương 1: Giới thiệu tổng quát mỏ Đại Hùng;

Chương 2: Cơ sở lý thuyết;

Chương 3: Phân tích và đánh giá hệ thống thiết bị lòng giếng hiện tại mỏ

Đại Hùng;

Chương 4: Nghiên cứu và đề xuất phương án hợp lý thiết kế hệ thống

thiết bị lòng giếng và đánh giá hiệu quả kinh tế;

Kết luận và kiến nghị;

Lý lịch trích ngang

Chương 1 trình bày tổng quát về vị trí địa lý, đặc điểm địa chất, lịch sử tìm

kiếm – thăm dò và khai thác dầu khí

Chương 2 trình bày cơ sở lý thuyết dòng chảy từ đáy giếng lên bề mặt để

phục vụ công tác thiết kế lại hệ thống thiết bị lòng giếng

Chương 3 trình bày đặc điểm của từng thiết bị lòng giếng và các lĩnh vực

liên quan đến công tác hoàn thiện giếng

Chương 4 trình bày phương án áp dụng công nghệ hoàn thiện giếng dạng

Monobore thân nhỏ để thay thế sử dụng nhiều Packer và đề xuất phương án thiết

kế lại hệ thống thiết bị lòng giếng hiện nay Ngoài ra bài toán kinh tế cũng đã được phân tích và tính toán lại liên quan đến chi phí công tác khoan, mua sắm - lắp đặt thiết bị, hiệu quả vận hành và các lĩnh vực liên quan khác

Phần cuối của luận văn là kết luận được rút ra từ những vấn đề đã được trình bày trong toàn bộ luận văn cũng như những kiến nghị cần tiếp tục nghiên cứu

để có thể áp dụng đề tài thành công cho dự án phát triển mỏ Đại Hùng

Do phạm vi công việc hoàn thiện giếng là rất rộng, thời gian và kiến thức còn hạn chế nên chắc chắn luận văn còn nhiều vấn đề chưa đề cập, phân tích, đánh giá chính xác và khó tránh khỏi những thiếu sót, rất mong nhận được sự đóng góp giúp đỡ của Thầy Cô cùng toàn thể Hội đồng chuyên ngành và các bạn

PHẦN MỞ ĐẦU

CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU TỔNG QUÁT MỎ ĐẠI HÙNG

1.1 Khái quát đặc điểm vị trí địa lý……… 03

1.2 Đặc điểm địa tầng……… 04

1.3 Đặc tính dầu thô……… 08

1.4 Dầu khí tại chỗ và trữ lượng thu hồi……… 10

1.5 Lịch sử tìm kiếm – thăm dò và phát triển……… 11

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT 2.1 Giới thiệu chung……… 15

2.2 Phương trình năng lượng tổng quát……… 16

2.3 Các tính chất cơ bản của chất lưu……… 20

2.4 Lý thuyết của dòng chảy trong ống đứng……… 24

2.5 Phương trình gradient áp suất……… 34

2.6 Dòng chảy trong bộ phận cản dòng……… 37

CHƯƠNG 3: PHÂN TÍCH VÀ ĐÁNH GIÁ HỆ THỐNG THIẾT BỊ LÒNG GIẾNG HIỆN TẠI MỎ ĐẠI HÙNG 3.1 Giới thiệu chung……… 41

3.2 Phân tích tính năng các thiết bị chính……… 44

3.3 Các lĩnh vực liên quan hoàn thiện giếng……… 61

CHƯƠNG 4: NGHIÊN CỨU VÀ ĐỀ XUẤT PHƯƠNG ÁN HỢP LÝ THIẾT KẾ HỆ THỐNG THIẾT BỊ LÒNG GIẾNG 4.1 Nghiên cứu phương án không sử dụng nhiều Packer………… ……… 63

4.3 Ứng dụng công nghệ Monobore thân nhỏ mỏ Đại Hùng……… 66 4.4 Đánh giá hiệu quả kinh tế……… 72

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

TÀI LIỆU THAM KHẢO

BẢNG VIẾT TẮT

LÝ LỊCH TRÍCH NGANG

Mở đầu

Mỏ dầu khí Đại Hùng thuộc lô 05.1, nằm ở phía Đông Bắc bồn trũng Nam Côn Sơn, cách bờ biển Vũng tàu khoảng 265 km Hệ thống thiết bị khai thác chính bao gồm giàn khai thác bán chìm FPU-01, tàu chứa dầu (FSO) và hệ thống ống mềm (Flowline và Umbilical) cùng với cây thông khai thác ngầm (Subsea tree) Hiện nay, số giếng khai thác của mỏ là 11 giếng với sản lượng khai thác giảm rất nhanh, khoảng 6.000 thùng/ngày so với 12.000 – 14.000 thùng/ngày vào thời điểm tháng 10 năm 2007 [1] Sản lượng khai thác giảm và trữ lượng dầu tại mỏ được tính toán lại nhỏ hơn so với các lần trước đã ảnh hưởng rất lớn đến hiệu quả kinh

tế của việc dự án phát triển mỏ Đại Hùng Vì vậy, việc áp dụng các công nghệ hoàn thiện giếng mới dạng Monobore thân nhỏ nhằm giảm chi phí đầu tư mua sắm thiết bị sẽ mạng lại hiệu quả kinh tế cho dự án

Hệ thống thiết bị lòng giếng hiện tại được xem là một trong những lĩnh vực vận hành không hiệu quả do công nghệ quá lạc hậu, phức tạp nhưng chi phí đầu tư quá cao Vì vậy nhiệm vụ của đề tài là phân tích, nghiên cứu và đưa ra phương án hoàn thiện giếng phù hợp với điều kiện khai thác ngầm hiện nay nhận được sự quan tâm đặc biệt và thực sự cấp thiết cho dự án phát triển mỏ Đại Hùng

2 Mục đích, đối tượng và phạm vị nghiên cứu

Mục đích của đề tài là nghiên cứu và áp dụng công nghệ hoàn thiện giếng dạng Monobore thân nhỏ đối với các giếng thuộc tầng Mioxen hạ với cấu trúc địa chất (nhiệt độ, áp suất) tương đối giống nhau, phù hợp với điều kiện khai thác ngầm của hệ thống thiết bị hiện tại mỏ Đại Hùng Việc áp dụng công nghệ hoàn thiện dạng Monobore thân nhỏ sẽ khắc phục các nhược điểm của hệ thống thiết bị lòng giếng hiện tại liên quan đến công nghệ lạc hậu của van an toàn sâu và việc sử dụng nhiều Packer để cách ly các tầng khai thác, tăng độ tin cậy của hệ thống thiết

bị mới và đồng thời giảm chi phí đầu tư cho việc mua sắm thiết bị lòng giếng và chi phí vận hành

3 Phương pháp nghiên cứu

Phương pháp nghiên cứu hệ thống thiết bị lòng giếng dựa trên các dữ liệu sau đây:

- Cơ sở lý thuyết của dòng chảy từ đáy giếng lên bề mặt;

- Nghiên cứu các công nghệ mới liên quan kỹ thuật hoàn thiện giếng và xem xét khả năng áp dụng cụ thể với đặc điểm cấu tạo địa chất và điều kiện khai thác ngầm;

- Cập nhật các tính năng và công nghệ tiên tiến của thiết bị lòng giếng ngầm;

- Ứng dụng các phần mềm chuyên dụng để tinh toán và mô phỏng quá trình;

- Tập hợp, thống kê và xử lý các thông tin, kết quả thực tiễn

Việc áp dụng kỹ thuật hoàn thiện giếng dạng Monobore thân nhỏ sẽ phù hợp với đặc điểm cấu tạo địa chất và điều kiện khai thác ngầm với mục đích mang lại hiệu quả kinh tế cao cho dự án phát triển mỏ Đại Hùng cả về chi phí đầu tư và khả năng vận hành an toàn, hiệu quả

CHƯƠNG I GIỚI THIỆU KHÁI QUÁT MỎ ĐẠI HÙNG

Mỏ dầu khí Đại Hùng thuộc lơ 05.1, nằm ở phía Đơng Bắc bồn trũng Nam Cơn Sơn, cách bờ biển Vũng tàu khoảng 265 km, cĩ diện tích khoảng 28 km2, độ sâu mực nước biển 110 m Vị trí địa lý nằm trong khoảng 8028’42.63” vĩ Bắc và

108039’59.41” kinh Đơng Sơ đồ về vị trí của mỏ Đại Hùng được thể hiện trong

100 m

50 0 m

1000 m

20 m

VIETNAM

Petronas Carigali

BP

BP

BP Pedco

Cuulong JOC

Vietsovpetro

*

Conoco Conoco Hoang Long JOC

04-3

05-1A

05-2 05-3

06

12 (E)

12 (W)

11-2 10

09-2 16-1

17 18

28

26

27 25

15-1

05-1B 05-1C

Con Son Isl.

Độ sâu mực nước

BỂ NAM CÔN SƠN

Mỏ Bach Hổ Mỏ Rồng

Ruby Field

Lan Tây Lan Đỏ

Rong Doi

20 0 m

Hoan Vu Joint Operating Co.

Mỏ Rang Đông Phương Đông

100 m

50 0 m

1000 m

20 m

VIETNAM

Petronas Carigali

BP

BP

BP Pedco

Cuulong JOC

Vietsovpetro

*

Conoco Conoco Hoang Long JOC

04-3

05-1A

05-2 05-3

06

12 (E)

12 (W)

11-2 10

09-2 16-1

17 18

28

26

27 25

15-1

05-1B 05-1C

Con Son Isl.

Độ sâu mực nước

BỂ NAM CÔN SƠN

Mỏ Bach Hổ Mỏ Rồng

Ruby Field

Lan Tây Lan Đỏ

Rong Doi

20 0 m

Hoan Vu Joint Operating Co.

Mỏ Rang Đông Phương Đông

Tập trầm tích lục nguyên Mioxen dưới đóng vai trò rất quan trọng đến việc phát triển khai thác mỏ Đại Hùng Trên cơ sở của 22 giếng thăm dò, thẩm lượng

và khai thác mỏ, các tài liệu minh giải địa chấn đã làm sáng tỏ cơ bản bình đồ cấu trúc, phân bố của tầng trầm tích Mioxen dưới trên toàn bộ mỏ Do đặc điểm trầm tích xen kẽ giữa các lớp cát kết, sét kết và các lớp than, hầu hết các tập cát chứa sản phẩm không có sự lưu thông về thủy động lực theo phương thẳng đứng Kết quả thử vỉa và khai thác mỏ đã cho phép phân chia tầng trầm tích Mioxen dưới thành 7 tập cát chứa sản phẩm có đặc điểm thủy động lực khác nhau và việc phân chia này có ý nghĩa đáng kể trong việc hoàn thiện giếng khai thác và nâng cao hệ

số thu hồi dầu của mỏ

Tầng trầm tích Mioxen giữa được phân bố rộng rãi trên toàn bộ mỏ Đại Hùng và gặp ở hầu hết các giếng đã khoan Thành phần trầm tích bao gồm cát kết

hạt trung phía dưới và các lớp đá vôi ám tiêu, đá vôi silic nằm phía trên Chiều dày của tầng này thay đổi rất phức tạp từ 150-1159 m, đặc biệt là sự biến đổi bề dày của các lớp đá vôi, gây khó khăn cho việc xác định phân bố cũng như tính trữ lượng dầu và khí Đá vôi kết tinh mạnh tạo sự phát triển các hang hốc, vi nứt nẻ và nứt nẻ tạo điều kiện nâng cao độ chứa và thấm dầu khí Một số giếng đã được thử vỉa trong tập đá vôi của tầng trầm tích này ở khu vực phía Nam và trung tâm mỏ cho dòng dầu với lưu lượng cao trên 4.000 thùng/ngày

Tầng trầm tích Mioxen trên được phân bố khá rộng rãi trên toàn bộ mỏ, gồm các tập trầm tích lục nguyên cát kết, sét mỏng và một số tập đá vôi Nhìn chung tầng trầm tích này có bề dày nhỏ hơn 2 tầng Mioxen dưới và giữa, không chứa các vỉa dầu khí công nghiệp

Tầng trầm tích Plioxen và Đệ Tứ gồm chủ yếu các lớp sét, bột bở rời, với tổng chiều dày 700 – 1700 m không có các vỉa chứa dầu khí

Bình đồ cấu trúc mỏ Đại Hùng có dạng bán vòm kéo dài theo hướng Đông Bắc-Tây Nam Mỏ được giới hạn bằng các hệ thống đứt gãy lớn ở các hướng Đông, Tây, có hướng đổ về Đông Bắc và Đông Nam, hướng Tây có hướng đổ về Tây Bắc Hệ thống đứt gãy của mỏ Đại Hùng rất phức tạp, chúng chia mỏ thành các khối có đặc điểm thủy động lực và chứa dầu khác nhau Về cấu trúc mỏ được chia thành các tầng cấu trúc: tầng móng, Mioxen sớm, Mioxen giữa, Mioxen muộn

Tầng móng mỏ Đại Hùng là một khối nhô bị phân cắt phức tạp bởi hệ thống đứt gãy Phần cao nhất của móng ở khối L và thấp dần về phía Tây Ở phía Nam của mỏ, móng cũng được nhô cao ở khu vực khối B và F

Tầng cấu trúc Mioxen dưới được thể hiện trên các bản đồ cấu tạo của các tầng phản xạ H200, H150, H140, H120, H100 và H90 Nhìn chung hệ thống đứt gãy móng vẫn tiếp tục phát triển từ móng, chia cắt mỏ Đại Hùng thành nhiều khối

có sự khác nhau về thủy động lực và nhiều đứt gãy mang tính màn chắn

Hình 1.2: Cột địa tầng tổng hợp mỏ Đại Hùng [9]

Tầng cấu trúc Mioxen giữa được đặc trưng bằng bình đồ cấu trúc tầng phản

xạ H30 (Nĩc tầng đá vơi) Nhìn chung bình đồ cấu trúc của tầng này khá bình ổn

Tầng cấu trúc Mioxen trên khá bằng phẳng và được mở rộng Các hoạt động của đứt gãy ở phần Trung tâm và cánh Tây của mỏ giảm và kết thúc vào cuối Mioxen

1.2.2 Đặc điểm địa vật lý – thạch học

™ Quan hệ rỗng-thấm:

Để xác định quan hệ rỗng-thấm đặc trưng cho các tầng trầm tích khác nhau, một khối lượng lớn mẫu lõi đã được phân tích từ các giếng khoan DH-2X, 4X, 5X, 8X, 1P & 3P Tầng trầm tích lục nguyên được chia thành 7 tập nhỏ hơn từ cát 0 đến cát 6, quan hệ rỗng-thấm của các tập này khá tập trung theo quan hệ tuyến tính theo tọa độ bán Logarit: lgK = À –B (K độ thấm-mD , A & B là hệ số của phương trình, Ø độ rỗng-%) với mật độ điểm khá lớn, hệ số liên kết đạt 80-90% Dựa trên quan hệ rỗng-thấm, phân bố độ thấm trong mơ hình địa chất 3 chiều (3D)

đã được xây dựng dựa trên sự phân bố độ rỗng và làm cơ sở cho xây dựng mơ hình dịng chảy mơ phỏng khai thác mỏ

™ Độ thấm pha và mao dẫn:

Đường cong thấm pha của đá trầm tích lục nguyên mỏ Đại Hùng được xây dựng dựa trên việc phân tích mẫu lõi của giếng khoan DH-1P, các mẫu chủ yếu được phân tích ở dạng giả ổn định (Unsteady-State) trong điều kiện vỉa Nhìn chung các mẫu đá được phân tích ở dạng trung tính đến ưa nước, cĩ độ bão hịa dầu tàn dư trung bình 25% Đường cong thấm pha trung bình cho hệ thống dầu-nước cĩ hệ số mũ liên kết Corey của nước là 2,3 và cho dầu là 3,3, tương tự cho hệ thống khí-dầu hệ số này của dầu là 3,8 và khí là 1,85 Độ bão hịa khí tối giản là 5%

Đường cong mao dẫn được phân tích từ 2 giếng khoan DH-4X và DH-1P với tổng số 7 mẫu được phân tích cĩ phạm vi biến thiên độ thấm khá lớn từ 4,3

mD đến 591mD và tương ứng độ bão hòa nước từ 10,2% đến 52,5% Các mẫu trên đây đều được phân tích trong điều kiện vỉa Dựa trên việc xây dựng hàm J (Laverett J function), đã đưa ra các đường cong mao dẫn trung bình đặc trưng cho các khoảng độ thấm khác nhau để áp dụng cho mô hình mô phỏng mỏ

™ Thành phần thạch học của đá:

Thành phần thạch học của các đá mỏ Đại hùng được mô tả trên cơ sở phân tích mẫu lõi của các giếng khoan là DH-1X, 4X, 5X, 1P, 3P và được chia làm 3 dạng khác nhau là đá móng granit phong hóa, đá trầm tích lục nguyên và đá vôi

Do mẫu lõi trong đá vôi không được lấy đầy đủ, nên chưa có các mô tả thành phần thạch học

Thành phần thạch học của đá granit phong hóa bao gồm: thạch anh từ 30%, faldspar từ 2-5%, mảnh đá granit từ 25-85%, sét từ 1-20%, khoáng vật phụ

10-từ 1-7% (Chlorite)

Đá trầm tích lục nguyên có thành phần thạch học thay đổi trong phạm vi khá rộng tùy thuộc vào các tầng sản phẩm và giếng khoan khác nhau, được phân chia thành 7 tập bao gồm tập cát 0, cát 1, cát 2, cát 3, cát 4, cát 5, cát 6 Thành phần thạch học thay đổi như sau: thạch anh từ 30-55%, faldspar từ 7-22%, mảnh

đá kết hạch từ 0.5-12%, mảnh đá granit từ 0-2%, mảnh đá phún xuất từ 0-5%, mảnh đá biến chất và trầm tích từ 2-30%, mica từ 0,5-1% Các khoáng vật phụ bao gồm Opaque, Zircon, Rutile, Apatite, Chlorite, Glauconite, Pyrite, Epidote, Tourmaline với tổng thành phần chiếm khoảng từ 1,5-2% Thành phần xi măng bao gồm cacbonat, Sidrite, Oxuyde sắt chiếm khoảng 2-8%, riêng Sét chiếm khoảng từ 6-35%

đến nhóm phân loại nhựa cao (hàm lượng asphanten từ 3,0 % đến 21,8 % khối lượng), chứa nhiều parafin (hàm lượng parafin từ 6,9 % đến 30,0 % khối lượng)

Dầu nặng nhất và có độ nhớt cao nhất thuộc tầng cát 1, còn dầu nhẹ nhất ở các tầng đá vôi và cát 0 Trừ trường hợp tầng cát 1, dầu có xu hướng nặng dần theo mặt cắt từ trên xuống Về phân bố theo diện, dầu nhẹ nhất tìm thấy trong khối

B và F, còn dầu nặng nhất gặp tại khối L, theo phương từ Đông Bắc đến Tây Nam dầu có xu hướng nhẹ dần

Trong móng granit nứt nẻ phát hiện các vỉa chứa dầu (giếng 2X, 8X, DH-9X và DH-10X), song do dòng dầu rất yếu nên việc đo lưu lượng dòng dầu không thực hiện được, do vậy công tác lấy mẫu sâu đã không được tiến hành Trên cơ sở phân tích mẫu dầu tại bình tách ở các giếng DH-2X và DH-9X cho thấy dầu ở đây khác nhiều so với dầu của các tập lân cận (cát 6, cát 5), và thay đổi như sau:

DH Tỷ trọng dầu thô: 0,8518 g/cm3-0,8540 g/cm3;

- Độ nhớt của dầu ở 500C: 5,179 mm2/s - 5,878 mm2/s;

- Hàm lượng parafin: 21% - 28,5% khối lượng;

- Hàm lượng nhựa và asphanten: 3,92% - 5,56% khối lượng;

- Tổng phân đoạn ánh sáng: 32,5% - 33,0 % thể tích

Thành phần khí tách từ dầu vỉa trong điều kiện áp suất và nhiệt độ phòng cho thấy khí thuộc về nhóm sau:

- Có hàm lượng nitơ thấp (N2 từ 0 đến 3,0% mol);

- Không có lưu huỳnh (H2S < 0,01% mol);

- Hàm lượng CO2 thấp đến cao (CO2 trong khoảng 1,59% -6,14% mol);

- Hàm lượng heli thấp (He < 0,1%mol)

Trong thành phần khí tách có chứa 9,5%-27,7% mol đồng đẳng của methan (C2+) và nằm trong nhóm từ béo đến nhóm có độ béo cao với hệ số béo ( tỷ số C2+/ C2 x100) từ 23,6 đến 42,0 Theo hàm lượng cacbuahydro dạng hơi- lỏng (C5+) cho thấy khí tách thuộc nhóm ít xăng cho đến nhóm chứa xăng (C5+ từ 18,4 g/m3 đến 145,6 g/m3) Mẫu khí lấy từ DST#11 trong tầng đá vôi giếng DH-1X có phần khác biệt bởi hàm lượng đồng đẳng methan thấp (9,5% mol) và hệ số béo (11,1), do vậy chúng thuộc vào nhóm phân loại bán béo, chứa ít xăng Khí có nhiệt lượng cháy thấp từ 35720 KJ/m3 đến 46790 KJ/m3 và cao từ 39480 KJ/m3 đến

51350 KJ/m3.g/mol

1.4 Dầu khí tại chỗ và trữ lượng thu hồi

Trữ lượng dầu và khí tại chỗ được tính riêng cho các đối tượng: trầm tích lục nguyên, các tầng đá vôi và móng granit nứt nẻ chứa dầu khí

Trầm tích lục nguyên chứa dầu khí: trữ lượng dầu và khí tự do được tính cho từng vỉa, tập vỉa có cùng chế độ thủy động lực trong từng khối riêng biệt Trong việc tính toán trữ lượng khí hòa tan, do số liệu phân tích PVT hạn chế nên

tỷ số khí/ dầu để xác định hàm lượng khí hòa tan trong dầu sẽ được lấy đại diện cho từng khối dựa trên giá trị tỷ số khí/ dầu có được từ kết quả phân tích PVT của dầu trong vỉa tại khối đó Kết quả tính trữ lượng dầu và khí tại chỗ cho đối tượng này: 1P là 162,0 triệu thùng dầu, 104,6 tỷ bộ khối khí, condensat là 0,14 triệu thùng; 2P là 293,1 triệu thùng dầu, 255,2 tỷ bộ khối khí, 1,24 triệu thùng condensat; cấp 3P là 482,0 triệu thùng dầu, 463,9 tỷ bộ khối khí; condensat là 1,62 triệu thùng

Đá vôi chứa dầu khí: trữ lượng dầu khí cho đối tượng đá vôi chỉ áp dụng cho 06 tập đá vôi đã được vẽ bản đồ Kết quả tính trữ lượng tại chỗ cho đối tượng này là: 1P là 9,2 triệu thùng dầu, 6,5 tỷ bộ khối khí; 2P là 61,4 triệu thùng dầu, 40,7 tỷ bộ khối khí; cấp 3P là 71,0 triệu thùng dầu, 47,5 tỷ bộ khối khí

Móng nứt nẻ chứa dầu khí: Móng granit nứt nẻ tại khu vực phía Bắc được coi là không có tiềm năng Do vậy việc tính toán trữ lượng chỉ áp dụng cho phần phía Nam, khu vực khối B (giếng khoan DH-8X và DH-10X) Kết quả tính trữ lượng dầu và khí tại chỗ cho đối tượng này: 1P là 3,6 tỷ bộ khối khí, condensat là 0,24 triệu thùng; 2P là 3,6 tỷ bộ khối khí, 0,24 triệu thùng condensat; cấp 3P là 4,2 triệu thùng dầu, 3,6 tỷ bộ khối khí; condensat là 0,24 triệu thùng

Bảng 1.1: Tóm tắt tổng trữ lượng dầu và khí tại chỗ của mỏ Đại Hùng [9]

Dầu (triệu thùng) Condensat (triệu

thùng)

Khí HC (tỷ bộ khối)

1P 2P 3P 1P 2P 3P 1P 2P 3P 171,2 354,5 557,2 0,38 1,48 1,86 114,7 299,5 518,6 Theo kết quả thử vỉa đến thời điểm hiện tại, chỉ có hai tầng trầm tích lục nguyên và tầng đá vôi cho dòng dầu khí công nghiệp và có khả năng đưa vào khai thác, tầng móng không cho khả năng khai thác

Trữ lượng dầu thu hồi của toàn mỏ Đại Hùng được xác định theo mô hình

mô phỏng khai thác mỏ cho trường hợp phương án cơ sở là 64,57 triệu thùng, trong đó 29,02 triệu thùng dầu thu hồi trong giai đoạn 1994-2008

1.5 Lịch sử tìm kiếm – thăm dò và phát triển

Lịch sử tìm kiếm - thăm dò và phát triển mỏ Đại Hùng có thể chia ra các giai đoạn sau:

™ Giai đoạn trước năm 1975:

Công ty Mobil-Shell đã tiến hành thu nổ địa chấn 2D trên khu vực này với mạng lưới tuyến 2x2 km vào các năm 1973-1974

Năm 1974 Mobil-Shell tiến hành khoan giếng đầu tiên BB-1X tại cấu tạo Đại Hùng và dừng lại ở chiều sâu 1750m trong trầm tích Plioxen

™ Giai đoạn từ năm 1975 đến năm 1993:

Năm 1985-1986 Vietsovpetro đã tiến hành thu nổ 1050 km địa chấn 2D với mạng lưới tuyến 1x1 km trên cấu tạo Đại Hùng Công tác thu nổ và minh giải

do Tổng công ty Dalmornhefchegeophsica thực hiện

Năm 1988 Vietsovpetro đã tiến hành khoan giếng khoan thăm dò đầu tiên 05-DH-1X trên cấu tạo Đại Hùng Kết quả thử vỉa 11 tầng sản phẩm trong khoảng chiều sâu từ 2037 m đến 3320 m, tuổi Oligoxen- Mioxen đã cho dòng dầu với lưu lượng lớn nhất đạt 3.088 thùng/ngày tại côn 64/64” Tiếp theo, năm 1989-1991 Vietsovpetro đã tiến hành khoan thăm dò với các giếng 05-DH-2X và 05-DH-3X

ở cánh Đông và cánh Tây của cấu tạo Đại Hùng Kết quả thử vỉa giếng 05-DH-2X cho dòng dầu công nghiệp trong 7 tầng sản phẩm với lưu lượng từ 350 thùng/ngày đến 4.100 thùng/ngày, giếng 05-DH-3X là giếng khô

Năm 1991 Vietsovpetro đã tiến hành khảo sát địa chấn 3D với mạng lưới tuyến 12.5m Công tác thu nổ và minh giải được thực hiện bởi công ty GECO-PRAKLA Kết quả thăm dò địa chấn 3D cho thấy tầng phủ trầm tích tại cấu tạo Đại Hùng có cấu trúc địa chất phức tạp, trong phạm vi chứa sản phẩm đã xác định được 20 khối kiến tạo và được đánh số thứ tự từ A đến Z, trong đó 8 khối đã được thăm dò

™ Giai đoạn từ năm 1993 đến nay;

Từ năm 1993 công ty BHP đã trúng thầu và trở thành Nhà điều hành đề án Đại Hùng Tháng 6 năm 1993 BHP đã tiến hành khoan thẩm lượng giếng khoan 05-DH-4X trên khối D, kết quả thử vỉa cho dòng dầu cao nhất đạt 3.255 thùng/ngày

Từ 1993-1994 BHP đã tiến hành khoan các giếng khoan thẩm lượng DH-5X và 05-DH-7X ở khu vực Trung Tâm (khối H và N), giếng 05-DH-6X nằm

05-ở phía Bắc (khối M) và giếng 05-DH-8X 05-ở khu vực phía Nam (khối B) của mỏ Ngoại trừ giếng DH-6X (khối M) là giếng khô, các giếng còn lại đều cho dòng dầu

công nghiệp với lưu lượng dầu từ 3.000 thùng/ngày đến 8.000 thùng/ngày Đồng thời trong thời gian này BHP đã tiến hành khoan các giếng khai thác 05-DH-1P, 05-DH-2P và 05-DH-3P tại khu vực khai thác sớm (EPS)

Ngày 14/10/1994 BHP đã hoàn thiện hệ thống thiết bị và giếng khai thác, đưa mỏ Đại Hùng vào khai thác với các giếng 05-DH-1P, 05-DH-2P, 05-DH-3P

và 05-DH-4X, lưu lượng dầu tổng cộng ban đầu đạt cao nhất trên 35.000 thùng/ngày Giếng 05-DH-4P được đưa vào khai thác tháng 4/1995, giếng 05-DH-2P được chuyển sang bơm ép nước từ tháng 7/1995 Cũng trong thời gian này các giếng khai thác được nghiên cứu định kỳ để xác định khả năng khai thác của các tầng sản phẩm

Năm 1997 quyền điều hành đề án Đại Hùng thuộc về công ty Petronas Carigali Vietnam PCV sau khi BHP rút khỏi đề án Trong thời gian 1997-1999 Petronas tiếp tục duy trì khai thác tại khu vực khai thác sớm với các giếng khai thác có sẵn Giếng khoan khai thác bổ xung DH-5P được khoan tại khối G và đưa vào khai thác từ tháng 10/1998 với lưu lượng dầu ban đầu khoảng 3.000 thùng/ngày Hoạt động khoan thẩm lượng bổ sung trong giai đoạn này không được tiến hành

Từ 8/1999 đến 8/2003 quyền điều hành đề án Đại Hùng thuộc về Vietsovpetro Trong thời gian này Vietsovpetro đã tiến hành khoan thêm 04 giếng thẩm lượng (DH-9X, DH-10X, DH-11X, DH-12X) và 03 khai thác (DH-8P, DH-9P, DH-10P) Giếng DH-9X được khoan tại khối L, kết quả thử vỉa cho lưu lượng dầu 2.536 thùng/ngày từ cát kết Giếng DH-10X được khoan tại khối B, kết quả thử vỉa cho dòng dầu với lưu lượng không đáng kể (425 thùng/ngày từ cát kết và

258 thùng/ngày từ tầng móng) Giếng DH-11X được khoan tại khối G với mục đích thăm dò tầng móng, kết quả thử vỉa không cho dòng dầu Giếng DH-12X được khoan tại cánh sụt phía Đông, kết quả thử vỉa cho dòng dầu với lưu lượng 6.456 thùng/ngày từ đá vôi

Các giếng khoan khai thác DH-8P, DH-9P và DH-10P được khoan tại khối K+J với mục đích khai thác dầu và sau đó giếng DH-8P sẽ được chuyển sang bơm

ép nước để duy trì áp suất vỉa cho khối K Song song với công tác khoan thẩm lượng, hoạt động khai thác tiếp tục được duy trì tại khu vực khai thác sớm với 06 giếng có sẵn, trong đó giếng DH-2P là giếng bơm ép nước

Ngày 31 tháng 7 năm 2003, mỏ Đại Hùng dừng khai thác để tiến hành sửa chữa giàn DH-1 và FSO tại đốc

Tháng 9/2003 mỏ Đại Hùng đã được bàn giao cho Công ty Thăm dò và Khai thác Dầu khí (PVEP) điều hành Năm 2003 PVEP tiến hành khoan các giếng thẩm lượng DH-14X trên khối A và DH-15X tại cánh sụt phía Đông Bắc mỏ, trong đó giếng DH-14X cho lưu lượng dầu 4.400 thùng/ngày từ tầng chứa đá vôi, giếng DH-15X không tiến hành thử vỉa do không có biểu hiện dầu khí Hoạt động khai thác tại khu vực khai thác sớm với 05 giếng khai thác và 1 giếng bơm ép có sẵn được nối lại từ tháng 12/2004 với sản lượng khoảng 2.800 thùng/ngày

Các giếng khoan DH-7X, DH-12X, DH-8P, DH-9P, DH-10P đã được hoàn thiện lắp đặt thiết bị lòng giếng khai thác và hệ thống khai thác ngầm trong năm

2004 và đưa vào khai thác cuối năm 2007

Vào cuối năm 2007 thì sản lượng khai thác mỏ Đại Hùng vào khoảng 12.000 thùng/ngày, tuy nhiên hiện nay sản lượng khai thác chỉ đạt khoảng 6.000 thùng/ngày [1]

CHƯƠNG 2

CƠ SỞ LÝ THUYẾT

Hệ thống thiết bị lòng giếng là hệ thống bao gồm nhiều thiết bị khác nhau được liên kết với nhau thông qua cột ống khai thác Hệ thống này đóng vai trò trong việc vận chuyển sản phẩm khai thác từ đáy giếng lên bề mặt Vì vậy việc thiết kế hệ thống lòng giếng phải đảm bảo giá trị tổn thất áp suất và lực ma sát của dòng chảy từ đáy giếng đi qua các thiết bị với đường kính bên trong khác nhau lên

bề mặt phải tối ưu nhất

2.1 Giới thiệu chung

Dòng chảy trong hệ thống khai thác được mô phỏng ở Hình 2.1, bao gồm:

- Dòng chảy từ vỉa vào đáy giếng;

- Dòng chảy từ đáy giếng lên bề mặt [7]

Để phân tích toàn bộ hệ thống khai thác, cần tính toán tổn thất áp suất trong từng bộ phận của hệ thống:

- Tổn thất áp suất của dòng chảy từ vỉa vào đáy giếng được thể hiện qua đường đặc tính dòng vào IPR;

- Tổn thất áp suất từ đáy giếng lên bề mặt, (điểm 6 – điểm 1) được thể hiện qua đường đặc tính nâng VLF

Chọn đáy giếng là điểm nút, trong trường hợp này áp suất điểm nút tính theo dòng ra là:

- ∆Pchoke : Độ giảm áp trong van tiết lưu bề mặt

- ∆Pống KT : Độ giảm áp trong ống khai thác

- ∆Psssv : Độ giảm áp trong van an toàn sâu

- ∆Psrt : Độ giảm áp trong bộ phận cản dòng khai thác

- Pwf : Áp suất đáy giếng

.Hình 2.1: Tổng quát hệ thống khai thác

Phương trình năng lượng tổng quát biểu diễn như sau:

1 – Bình tách

2 – Van tiết lưu bề mặt

3 – Đầu giếng

4 – Van an toàn bề mặt

5 – Van an toàn giếng sâu

6 – Áp suất đáy giếng

7 – Áp suất vùng cận đáy

8 – Áp suất vỉa 1A – Khí thương mại 1B – Bình chứa

c c

s c

mgZ g

mv V P U W q g

mgZ g

mv V P

2 2 2 2

' 2 ' ' 1

2 1 1 1

'

Chia phương trình trên cho m và lấy vi phân hai vế, ta được:

0

)

c c

dW dq dZ g

g g

vdp p

d dU

ρ

p d dS T

)()(

ρρ

p d

p d TdS

Thay thế vào phương trình trên ta được:

0)

()()

c c

dW dq g

z gd g

v vd

p d TdS

Tiếp tục biến đổi, được kết quả:

W

dL dq dS T

q d

c

g mgZ2

dLw là tổng thất ma sát Giả sử Ws=0, phương trình (*) trở thành:

0

.)

c c

dL dZ g

g g

dv v p

d

Mặt khác, nếu ống thu gom nghiêng một góc θ thì dZ=dLsinθ và nhân hai

vế phương trình trên cho

dL

ρ

ta được:

0

sin

=+

++

dL

dL g

g dL g

dv v dL

c c

ρθρ

ρ

,

Hình 2.3: Mô tả ống thu gom nghiêng góc θ

Trong các phương trình trên, độ giảm áp dp=p2-p1<0 Nếu dp>0, ta có phương trình xác định gradient áp suất như sau:

c

dp g

g dL g

dv v dL

dp

) ( sin

Trong ống tròn, giá trị phân chia giữa dòng chảy tầng và dòng chảy rối thường là Nre=2100 hoặc 2300

Đối với dòng chảy rối, thành ống trơn, hệ số ma sát được xác định bằng các phương trình sau:

3000<Nre<3x106, áp dụng phương trình Drew, Koo và McAdam, ta được: f=0.56+0.5Nre-32

−

=

f N d

7.18

2log.274.11

f

.

7 18

2 log 2 74 1

−

Re

25 21 log

2 14 1

1

N d f

ε

,

2.3 Các tính chất cơ bản của chất lưu

Muốn tính toán dòng chảy trong ống khai thác, đầu tiên phải biết những tính chất của chất lưu (hệ số thể tích thành hệ, tỷ số khí dầu, vận tốc dòng chảy, khối lượng riêng, độ nhớt, hệ số nén đẳng nhiệt, sức căng bề mặt,…) sẽ thay đổi như thế nào trong điều kiện khai thác Đây là cơ sở để tính sự chênh áp, tổn hao do

ma sát trong ống khai thác

a) Vận tốc chất lưu được tính toán như sau

Vận tốc chất lưu = lưu lượng chất lưu /diện tích mặt cắt chất lưu chảy qua

Vận tốc biểu kiến một pha: vận tốc dòng chảy chỉ 1 pha trong toàn bộ mặt cắt của ống

Vận tốc thực: khi một chất lưu di chuyển không chiếm toàn bộ mặt cắt của ống, thì lúc này tồn tại một pha khác trong tiết diện của ống Do đó vận tốc thực lúc nào cũng lớn hơn vận tốc biểu kiến Vì vậy, để tính vận tốc thực của hỗn hợp

ta cần quan tâm đến vận tốc biểu kiến của từng pha riêng biệt Vận tốc hỗn hợp là vận tốc của các pha Cần chú ý rằng, lưu lượng của các pha thay đồi tùy thuộc vào

áp suất, nhiệt độ của các pha và vị trí của chúng trong ông khai thác Do đó, vận tốc tức thời của chất lưu là một hàm phụ thuộc vòa áp suất, nhiệt độ, hệ số thể tích thành hệ, hệ số nén của lưu chất tại điểm đó

b) Vận tốc khí biểu kiến

Khí là chất lưu nén được nên lưu lượng của khí tại một vị trí trong ống khai thác sẽ bằng lưu lượng khí tại điều kiện bề mặt chia cho hệ số thể tích thành hệ khí tại vị trí đó

A

B q A

- qsc: lưu lượng khí tự do đo tại điều kiện bề mặt (scf/s)

- Bg: hệ số thể tích thành hệ khí (ft3/scf)

- A=лd2/4: tiết diện của đường ống (ft2)

- d: đường kính trong của ống (ft)

Trong trường họp khí hòa tan trong dầu thì lưu lượng khí tự do dịch chuyển trong đường ống lúc này sẽ bằng lưu lượng tổng trừ đi lưu lượng khí hòa tan trong dầu

B R q q

B R R q

p

T Z p

T

T Z P

B

sc

sc g

0283.0

- qg: lưu lượng khí trong đường ống (ft3/s)

- qo: lưu lượng dầu khai thác (scf/ngày)

- R: tỷ số khí/dầu khai thác (scf/stb)

- Rs: tỷ số hòan tan khí dầu (scf/stb)

c) Vận tốc dầu biểu kiến

Để xác định vận tốc biểu kiến của dầu cần phải đo được lưu lượng dầu đã giãn nở ở điều kiện bề mặt:

A B

q v

o

o so

- qo: lưu lượng dầu khai thác (scf/s)

- Bo: hệ số thể tích thành hệ dầu (ft3/scf)

- A: tiết diện đường ống (ft2)

Nếu lưu lượng dầu khai thác qo là stb/ngày thì vận tốc biểu kiến của dầu là:

A

B

q x

s

o

o so

.10

sw

105

Trong đó:

- vsw: vận tốc nước biểu kiến (ft/s)

- qw: lưu lượng nước khai thác (stb/ngày)

- Bw: hệ số thể tích thành hệ nước (bbl/STB)

- A: tiết diện ống (ft2)

e) Vận tốc pha lỏng biểu kiến

Trong ống khai thác, nước và dầu được xem có cùng vận tốc do nước có khối lựong riêng lớn hơn nhưng bù lại nước có độ nhớt thấp hơn dầu Do đó vận tốc lỏng biểu kiến bằng tổng vận tốc biểu kiến của nước và dầu:

vsl=vso+vsw,

hay

4

= , với ql: lưu lượng pha lỏng bao gồm cả nước và dầu

Nếu pha lỏng bao gồm cả dầu, nước và nước ngưng tụ thì:

4

.

2

d

B q w q B q

v sl o o w c g w

π

− +

Trong đó:

- wc: lượng nước ngưng tụ (bbl/MMscf)

- D: đường kính trong của ống khai thác (ft)

Vận tốc hỗn hợp biểu kiến bằng vận tốc lỏng biểu kiến và vận tốc khí biểu kiến:

vm=vsl+vsg,

f) Khối lượng riêng của lưu chất

Dòng chảy trong ống khai thác là dòng chảy của hỗn hợp các pha, do đó để tính khối lượng riêng của hỗn hợp, ta cần tính khối lượng riêng của từng thành phần: khí, dầu và nước

- khối lượng riêng của khí

- khối lượng riêng của dầu

- khối lượng riêng của dầu có khí hòa tan trong dầu:

o

s g o

o

B

R

.615.5

0764.0

Trong đó:

- ρo: khối lượng riêng của dầu (lbm/ft3)

- Rs: tỷ số hòa tan khia dầu (scf/stb)

- Bo: hệ số thể tích thành hệ dầu (bbl/stb)

- 350: khối lượng riêng của nước ở điều kiện tiêu chuẩn (lbm/stb)

- 0.0764: khối lượng riêng của không khí ở điều kiện chuẩn (lbm/stb)

- 5.615: hệ số chuyển đổi (ft3/bbl)

Khi áp suất lớn hơn hoặc bằng áp suất điểm bọt khí (p ≥ pb), khối lượng riêng của dầu có thế xác định theo phương trình sau:

- ρo: khối lượng riêng của dầu ở nhiệt độ T và áp suất P

- ρob: khối lượng riêng của dầu ở nhiệt độ T và áp suất Pb

w wsc w

B B

γλ

ρ

ρ = . = 62.4. ,

Trong đó:

- ρw: khối lượng riêng của nước ở nhiệt độ T và áp suất p(lbm/ft3)

- ρwsc: khối lượng riêng của nước nguyên chất ở điều kiện tiêu chuẩn = 62.4 (lbm/scf)

- ρw: tỷ trọng nước

- Bw: hệ số thể tích thành hệ nước (ft3/scf)

Lý thuyết chuyển động của hỗn hợp khí – lỏng trong ống thẳng đứng được nhiều nhà khoa học nghiên cứu, nhưng chỉ có A.P.Krưlốp [19] 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 Đại lượng chênh lệch áp suất 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:

Do cản trở của chất lỏng và khí tới thành ống

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:

h = h1 + h2 + h3,

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

- V: lưu lượng thể tích của khí

- 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 có thể

bỏ qua, nên ta có:

q V

q l g

Cho l = 1, sau khí giản ước được: g

q V

q h

+

=

Hình 2.4: Đoạn ống thí nghiệm có độ dài l

Để tính toán cho ống nâng dài, phương trình được viết dưới dạng vi phân

dl g q V

q gdl

Thay giá trị V ta có: q dp q g dl

P

dp P

P P

V

n n

o

o

.

.

- 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

Từ phương trình nhận được 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)

2.4.2 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

Hình 2.5: 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 thứ 2, trọng lượng thể tích của hỗn hợp sẽ lớn hơn so với trong trường hợp thứ nhất Đại lượng tổn thất năng lượng do trượt được xác định như sau:

Thí nghiệm của Krưlốp như Hình 2.4 Sau khi đo áp suất trung bình, lưu

lượng của khí và lỏng, tính được:

l q V

h f l

h

f

cl t

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

Trong đó: 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 cảu hỗn hợp được xác định theo công thức: cl cl

l

h f

l

f h

Trên cơ sở kết quả nhiều thí nghiệm ở những ống nâng có đường kính 25,

38, 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 2.6: Các đồ thị phụ thuộc W kh = f(V+q) đối với các ống nâng có đường kính: 1-25 mm, 2-38 mm, 3-50 mm, 4-63 mm, 5-75 mm, 6-100 mm

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

Wkh = a.(V+q) + b,

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

l f

f

W f

V l

f W

V f l f

f f h

kh

cl kh

V

.).(

−

Trong đó:

d

d a

785 0

1

d q

V

d q

d q

V

V

h t

+ +

+

= +

t hh

d q

V

d q

l

785 0

785 0 + +

2.4.3 Tổn thất năng lượng do lực cản:

Tổn thất năng lượng do lực cản được Krưlốp xác nhận bằng thực nghiệm

dựa trên mô Hình 2.4 mà ta đã xem xét ở trên

Nhờ kết quả thí nghiệm ở các ống nâng có đường kính 25, 38, 63 mm mà tính được ht, từ đó Krưlốp xây dựng nên đồ thị phụ thuộc hc đối với thể tích V.q như sau: V q

Từ Hình 2.7 nhận thấy rằng khi V=0 thì h1+h1t = 1 còn V=∞ thì h1+h1t = 0 Nói một cách khác, khi lưu lượng của chất lỏng như nhau (d = const), giá trị h1+h1t

sẽ càng nhỏ, thì lưu lượng khí đi qua ống đó càng nhiều Ngược lại khi V=0 và tổn hao do cản hc=0, lưu lượng khí càng tăng thì hc tăng Sự thay đổi hc tăng theo đường thẳng

Trên đồ thị cho đường cong thay đổi h=h1+htr+hc Nhận thấy rằng, khi lưu lượng của chất lỏng q=2,4l/s = const và d=63mm, giá trị h nhỏ nhất khi V=2,5 lít

Nếu chất lỏng và khí có lưu lượng không đổi (q=1,5 l/s và V=15 lit/s) đi qua các ống có đường kính khác nhau thì đồ thị phụ thuộc tiêu hao năng lượng theo đường kính có dạng như hình trên

Đường cong h ở đường kính 63mm có giá trị nhỏ nhất hmin=0.3 m có nghĩa

là trước V, q=const thì chỉ có một kích thước ống (d=63 mm) 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

d, mm

Hình 2.7: Mối 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 2.8: Mối phụ thuộc tổn hao cột áp với đường kính cột ống nâng khi lưu lượng của khí

và chất lỏng không đổi

Hình 2.9: Mối phụ thuộc giữa V = f(q) khi ξ = const và d = 63 mm

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 63 mm

Mỗi một đường cong tương ứng với một cột áp xác định trong khoảng h=0,15 đến h=0,5 m 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)

Chỉ đến khi lưu lượng khí đạt đến 1 giá trị nhất định nào đó (giá trị khác nhau khi h khác nhau), tổn thất do trượt sẽ giảm xuống tới 1 đại lượng nhỏ hơn h, nhờ đó sẽ bắt đầu xảy ra quá trình cho chất lỏng Theo mức độ tiếp tục tăng lưu lượng của khí, tổn thất do trượt giảm rất mạnh so với mức tăng không đáng kể của