BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƢỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT
ĐỨC VINH
NGHI N CỨU KÍCH THƢỚC TỐI ƢU VÀ HỢP Ý ỐNG NÂNG
CHO CÁC GIẾNG GAS IFT Ở MỎ BẠCH HỔ
UẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT
HÀ N I - 2015
BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƢỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT
ĐỨC VINH
NGHI N CỨU KÍCH THƢỚC TỐI ƢU VÀ HỢP Ý ỐNG NÂNG
CHO CÁC GIẾNG GAS IFT Ở MỎ BẠCH HỔ
Ngành: Kỹ thuật dầu khí
Mã số: 62.52.06.04
UẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT
NGƢỜI HƢỚNG DẪN KHOA HỌC:
1. PGS TS CAO NGỌC ÂM
2. TS NGUYỄN TIẾN VINH
HÀ N I - 2015
i
ỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số
liệu, kết quả nêu trong luận án là trung thực và chưa từng được ai công bố
trong một công trình nào khác.
Hà Nội, ngày
tháng
Tác giả
Lê Đức Vinh
năm 2015
ii
MỤC ỤC
MỞ ĐẦU ........................................................................................................ 1
1. Tính cấp thiết của đề tài .............................................................................. 1
2. Mục đích nghiên cứu ................................................................................... 3
3. Phương pháp nghiên cứu ............................................................................. 3
4. Đối tượng nghiên cứu.................................................................................. 3
5. Phạm vi nghiên cứu ..................................................................................... 3
6. Đi m m i của luận án ................................................................................. 4
7. Luận đi m bảo vệ ........................................................................................ 4
8. Ý nghĩa khoa học ........................................................................................ 4
9. Ý nghĩa thực tiễn ......................................................................................... 5
10. Khối lượng và cấu trúc của luận án .......................................................... 5
11. L i cảm ơn ................................................................................................ 5
Chƣơng 1: TỔNG QUAN VỀ PHƢƠNG PHÁP KHAI THÁC DẦU
BẰNG GAS IFT VÀ CÁC PHƢƠNG PHÁP NGHI N CỨU ................ 6
1.1 Phương pháp khai thác dầu bằng gaslift ................................................... 6
1.1.1Gaslift liên tục ......................................................................................... 10
1.1.2 Gaslift định kỳ. ....................................................................................... 12
1.2 Chế độ công nghệ trong khai thác dầu bằng gaslift ................................. 16
1.2.1 Xác định đư ng kính ống nâng gaslift…………………………. 16
1.2.2. Phương pháp xác định thông số làm việc hệ thống gaslift…….. 18
1.3 Các công trình nghiên cứu về khai thác dầu bằng gaslift ......................... 21
1.4 Tổng quan về thực trạng các giếng khai thác bằng phương pháp gaslift tại
mỏ Bạch Hổ ..................................................................................................... 25
Chƣơng 2: NGHI N CỨU VÀ ĐÁNH GIÁ TRẠNG THÁI HOẠT Đ NG
CỦA HỆ THỐNG “GIẾNG - VỈA” CÁC GIẾNG GAS IFTTR N QUAN
ĐIỂM BỀN Đ NG HỌC....................................................................................... 31
iii
2.1 Đánh giá trạng thái hoạt động của giếng gaslift trên quan đi m bền động
học bằng lý thuyết tai biến (Catastrophe theory). ........................................... 32
2.1.1 Lý thuyết Catastrophe (Catastrophe theory). ......................................... 32
2.1.2 Áp dụng lý thuyết Catastrophe vào việc đánh giá trạng thái hoạt động
của các giếng gaslift. ....................................................................................... 36
2.1.3 Kết quả nghiên cứu ................................................................................ 39
2.2 Đánh giá trạng thái hoạt động của giếng gaslift ....................................... 43
2.3 Kết luận .................................................................................................... 44
Chƣơng 3: NGHI N CỨU, TÍNH TOÁN, XÂY DỰNG CÁC BẢN ĐỒ
ĐỒNG MỨC CHỈ SỐ KHAI THÁC (PI) ................................................... 46
3.1. Các yếu tố ảnh hưởng đến khả năng khai thác của giếng. ....................... 46
3.1.1. Dòng chảy của chất lưu vào giếng ........................................................ 46
3.1.2 Chỉ số khai thác (PI) ............................................................................... 48
3.2 Kết quả nghiên cứu và tính toán chỉ số khai thác PI ................................. 51
3.3 Xây dựng hàm tương quan giữa chi phí khí gaslift v i mực thủy tĩnh
ngoài cột ống nâng .......................................................................................... 59
3.4 Xây dựng hàm tương quan giữa chi phí khí gaslift v i chỉ số khai thác PI . 63
3.4.1 Xây dựng hàm tương quan giữa chi phí khí gaslift v i chỉ số khai thác
PI cho các giếng khai thác đối tượng Mioxen khu vực trung tâm mỏ Bạch Hổ . 63
3.4.2 Xây dựng hàm tương quan giữa chi phí khí gaslift v i chỉ số khai thác
PI cho các giếng khai thác đối tượng Mioxen khu vực bắc mỏ Bạch Hổ ....... 65
3.4.3 Xây dựng hàm tương quan giữa chi phí khí gaslift v i chỉ số khai thác
PI cho các giếng khai thác đối tượng Oligoxen dư i khu vực bắc mỏ Bạch Hổ 65
3.4.4 Xây dựng hàm tương quan giữa chi phí khí gaslift v i chỉ số khai thác
PI cho các giếng khai thác đối tượng Oligoxen trên khu vực bắc mỏ Bạch Hổ . 66
3.4.5 Xây dựng hàm tương quan giữa chi phí khí gaslift v i chỉ số khai thác PI
cho các giếng khai thác đối tượng Móng khu vực trung tâm mỏ Bạch Hổ .......66
iv
3.5 Xây dựng bản đồ đồng mức mực thủy tĩnh sau cột ống nâng và chỉ số khai
thác PI của các đối tượng khác nhau của mỏ Bạch Hổ ................................... 68
3.6 Tính toán phân chia nhóm giếng theo tiêu chí chi phí khí gaslift............. 72
3.7 Kết luận ..................................................................................................... 76
Chƣơng 4: TÍNH TOÁN
ỰA CHỌN ỐNG NÂNG CHO CÁC GIẾNG
GAS IFT THEO TỪNG KHU VỰC Ở MỎ BẠCH HỔ.......................... 77
4.1 Phân tích, đánh giá cấu trúc và chi phí khí thực tế của các giếng khai thác
bằng gaslift ở mỏ Bạch Hổ .............................................................................. 78
4.2 Phân bố áp suất trong cột ống nâng .......................................................... 80
4.3 Tính toán và xác định đư ng kính cột ống nâng các giếng gaslift trong
điều kiện gi i hạn lưu lượng khai thác............................................................ 84
4.4 Gi i thiệu phần mềm WellFlo................................................................... 86
4.4.1 Tính toán khả năng của dòng chảy trong giếng ..................................... 86
4.4.2 Thiết kế hoàn thiện giếng ....................................................................... 87
4.4.3 Ứng dụng dự đoán .................................................................................. 87
4.5 Kết quả nghiên cứu ................................................................................... 88
4.5.1 Tính toán và lựa chọn kích thư c tối ưu cột ống nâng cho các giếng
gaslift có lưu lượng khác nhau trong điều kiện gi i hạn lưu lượng khai thác. 88
4.5.2. Tính toán chế độ làm việc cho các giếng gaslift có lưu lượng khác nhau
trong điều kiện gi i hạn lưu lượng khai thác. ................................................. 97
4.6 Kết luận………………. ........................................................................ . 105
KẾT UẬN VÀ KIẾN NGHỊ ………………………………………..…….107
1. Kết luận………………………………………………………………… 107
2. Kiến nghị ………………………………………………………………. 109
DANH MỤC CÁC C NG TR NH Đ C NG BỐ CỦA TÁC GIẢ
TÀI IỆU THAM KHẢO
PHỤ ỤC
v
DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU
Bảng 1
Phương án cơ sở về chi phí khí nén và sản lượng khí đồng
hành ở mỏ Bạch Hổ
2
Bảng 1.1 Số liệu thực tế hàng năm khai thác bằng gaslift ở mỏ Bạch
Hổ
27
Bảng 1.2 Cán cân chi phí khí nén và sản lượng khí đồng hành mỏ
Bạch Hổ
28
Bảng 3.1 Kết quả tính toán PI cho các giếng tầng Móng vòm Trung
tâm
51
Bảng 3.2 Kết quả tính toán PI cho các giếng tầng Mioxen vòm Trung
tâm
53
Bảng 3.3 Kết quả tính toán PI cho các giếng tầng Mioxen vòm Bắc
55
Bảng 3.4 Kết quả tính toán PI cho các giếng tầng Oligoxen dư i
56
Bảng 3.5 Kết quả tính toán PI cho các giếng tầng Oligoxen trên
58
Bảng 3.6
73
Giá trị chi phí khí gaslift tương ứng v i chỉ số khai thác PI
Bảng 4.1 Kết quả tính toán lưu lượng khai thác theo chi phí khí đối
v i giếng có lưu lượng nhỏ (PI = 0,2) v i cột ống nâng
ф60,3 mm
98
Bảng 4.2 Kết quả tính toán lưu lượng khai thác theo chi phí khí đối
v i giếng có lưu lượng 50 – 100 m3/ng.đ (PI = 0,65) v i cột
ống nâng ф73 mm
99
Bảng 4.3 Kết quả tính toán lưu lượng khai thác theo chi phí khí đối
v i giếng có lưu lượng 100 – 200 m3/ng.đ (PI = 1,1) v i cột
ống nâng ф73 mm
101
Bảng 4.4 Kết quả tính toán lưu lượng khai thác theo chi phí khí đối
v i giếng có lưu lượng 200 – 300 m3/ng.đ (PI = 1,8) v i cột
ống nâng ф89 mm
Bảng 4.5 Kết quả tính toán lưu lượng khai thác theo chi phí khí đối
102
vi
v i giếng có lưu lượng l n hơn 300 m3/ng.đ (PI = 3,5) v i
cột ống nâng ф114,3 mm
104
Bảng 4.6 Kết quả tính toán kích thư c tối ưu cột ống nâng và chế độ
làm việc tối ưu của giếng gaslift
105
vii
DANH MỤC CÁC H NH VẼ VÀ ĐỒ THỊ
Hình 1.1
Sơ đồ nguyên lý khai thác dầu bằng gaslift
Hình 1.2
Hình 1.3
Hệ thống khai thác trung tâm
Hệ thống khai thác vành xuyến
9
10
Hình 1.4
Sơ đồ nguyên lý khai thác dầu bằng gaslift liên tục
11
Hình 1.5
Sơ đồ nguyên lý khai thác dầu bằng gaslift định kỳ
15
Hình 1.6
Đư ng đặc tính nâng của thiết bị
17
Hình 1.7
Tổng sản lượng khai thác của các giếng gaslift hàng năm
26
Hình 1.8
Số liệu chi phí khí nén thực tế theo năm
27
Hình 2.1
Các trạng thái và vị trí tương đối của hòn bi A
35
Hình 2.2
Kết quả tính toán giá trị ∆ theo th i gian khai thác của
giếng 9007
Hình 2.3
42
Kết quả tính toán giá trị ∆ theo th i gian khai thác của
giếng 1013
Hình 2.9
41
Kết quả tính toán giá trị ∆ theo th i gian khai thác của
giếng 68
Hình 2.8
41
Kết quả tính toán giá trị ∆ theo th i gian khai thác của
giếng 749
Hình 2.7
40
Kết quả tính toán giá trị ∆ theo th i gian khai thác của
giếng 140
Hình 2.6
40
Kết quả tính toán giá trị ∆ theo th i gian khai thác của
giếng 90
Hình 2.5
39
Kết quả tính toán giá trị ∆ theo th i gian khai thác của
giếng 10005
Hình 2.4
6
Kết quả tính toán giá trị ∆ theo th i gian khai thác của
giếng 28
Hình 2.10 Kết quả tính toán giá trị ∆ theo th i gian khai thác của
giếng 917
42
43
43
viii
Hình 3.1
Đư ng PI trong giếng
Hình 3.2
Mối quan hệ giữa mực thủy tĩnh v i chỉ số PI tầng Móng
vòm Trung tâm
Hình 3.3
Hình 3.7
Hình 3.8
56
Mối quan hệ giữa mực thủy tĩnh v i chỉ số PI tầng
Oligoxen dư i
Hình 3.6
54
Mối quan hệ giữa mực thủy tĩnh v i chỉ số PI tầng Mioxen
vòm Bắc
Hình 3.5
53
Mối quan hệ giữa mực thủy tĩnh v i chỉ số PI tầng Mioxen
vòm Trung tâm
Hình 3.4
49
Mối quan hệ giữa mực thủy tĩnh v i chỉ số PI tầng
Oligoxen trên
Hàm tương quan giữa mực thủy tĩnh sau cột ống nâng v i
chi phí khí đ nâng một m3 chất lỏng lên bề mặt của tầng
Mioxen vòm Trung tâm
Hàm tương quan giữa mực thủy tĩnh sau cột ống nâng v i
58
59
61
chi phí khí đ nâng một m3 chất lỏng lên bề mặt của tầng
Mioxen vòm Bắc
Hình 3.9
61
Hàm tương quan giữa mực thủy tĩnh sau cột ống nâng v i
chi phí khí đ nâng một m3 chất lỏng lên bề mặt của tầng
Mioxen vòm Nam
62
Hình 3.10 Hàm tương quan giữa mực thủy tĩnh sau cột ống nâng v i
chi phí khí đ nâng một m3 chất lỏng lên bề mặt của tầng
Móng vòm Trung tâm
62
Hình 3.11 Hàm tương quan giữa mực thủy tĩnh sau cột ống nâng v i
chi phí khí đ nâng một m3 chất lỏng lên bề mặt của tầng
Oligoxen dư i
63
Hình 3.12 Hàm tương quan giữa chi phí khí và PI của các giếng tầng
Mioxen vòm Trung tâm
64
ix
Hình 3.13 Hàm tương quan giữa chi phí khí và PI của các giếng tầng
Mioxen vòm Bắc
65
Hình 3.14 Hàm tương quan giữa chi phí khí và PI của các giếng tầng
Oligoxen dư i
65
Hình 3.15 Hàm tương quan giữa chi phí khí và PI của các giếng tầng
Oligoxen trên
66
Hình 3.16 Hàm tương quan giữa chi phí khí và PI của các giếng tầng
Móng vòm Trung tâm
67
Hình 3.17 Bản đồ đồng mức mực thủy tĩnh sau cột ống nâng và chỉ số
khai thác PI của tầng Mioxen vòm Bắc
69
Hình 3.18 Bản đồ đồng mức mực thủy tĩnh sau cột ống nâng và chỉ số
khai thác PI của tầng Mioxen vòm Trung tâm
69
Hình 3.19 Bản đồ đồng mức mực thủy tĩnh sau cột ống nâng và chỉ số
khai thác PI của tầng Móng vòm Trung tâm
70
Hình 3.20 Bản đồ đồng mức mực thủy tĩnh sau cột ống nâng và chỉ số
khai thác PI của tầng Oligoxen dư i
70
Hình 3.21 Bản đồ đồng mức mực thủy tĩnh sau cột ống nâng và chỉ số
khai thác PI của tầng Oligoxen trên
Hình 4.1
Hàm tương quan giữa lưu lượng và chỉ số khai thác PI của
mỏ Bạch Hổ
Hình 4.2
83
Kết quả tính toán đư ng đặc tính dòng vào và đặc tính nâng
của giếng có lưu lượng nhỏ hơn 50m3/ng.đ
Hình 4.5
81
Sơ đồ đư ng cong phân bố áp suất dọc theo cột ống nâng
của giếng gaslift
Hình 4.4
77
Sơ đồ đư ng cong phân bố áp suất dọc theo cột ống nâng
của giếng khai thác tự phun
Hình 4.3
71
Cơ sở lựa chọn kích thư c cột ống nâng cho giếng có lưu
88
x
lượng nhỏ (đến 50m3/ng.đ)
Hình 4.6
Kết quả tính toán đư ng đặc tính dòng vào và đặc tính nâng
của giếng có lưu lượng từ 50 - 100m3/ng.đ
Hình 4.7
91
Kết quả tính toán đư ng đặc tính dòng vào và đặc tính nâng
của giếng có lưu lượng từ 100- 200m3/ng.đ
Hình 4.9
90
Cơ sở lựa chọn kích thư c cột ống nâng cho giếng có lưu
lượng 50 – 100m3/ng.đ
Hình 4.8
89
92
Cơ sở lựa chọn kích thư c cột ống nâng cho giếng có lưu
lượng 100 – 200m3/ng.đ
93
Hình 4.10 Kết quả tính toán đư ng đặc tính dòng vào và đặc tính nâng
của giếng có lưu lượng từ 200- 300m3/ng.đ
94
Hình 4.11 Cơ sở lựa chọn kích thư c cột ống nâng cho giếng có lưu
lượng 200 – 300m3/ng.đ
95
Hình 4.12 Kết quả tính toán đư ng đặc tính dòng vào và đặc tính nâng
của giếng có lưu lượng l n hơn 300m3/ng.đ
96
Hình 4.13 Cơ sở lựa chọn kích thư c cột ống nâng cho giếng có lưu
lượng l n hơn 300m3/ng.đ
97
Hình 4.14 Kết quả tính toán chi phí khí tối ưu cho 1m3 chất lỏng khai
thác đối v i các giếng gaslift có lưu lượng nhỏ hơn
50m3/ng.đ
98
Hình 4.15 Chế độ làm việc hiệu quả ở giếng gaslift có lưu lượng nhỏ
hơn 50 m3/ng.đ (PI = 0,2)
99
Hình 4.16 Kết quả tính toán chi phí khí tối ưu cho 1m3 chất lỏng khai
thác đối v i các giếng gaslift có lưu lượng 50 - 100m3/ng.đ
(PI = 0,65)
100
Hình 4.17 Chế độ làm việc hiệu quả ở giếng gaslift có lưu lượng 50 100 m3/ng.đ (PI = 0,65)
100
xi
Hình 4.18 Kết quả tính toán chi phí khí tối ưu cho 1m3 chất lỏng khai
thác đối v i các giếng gaslift có lưu lượng 100 – 200
m3/ng.đ (PI = 1,1)
101
Hình 4.19 Chế độ làm việc hiệu quả ở giếng gaslift có lưu lượng 100 200 m3/ng.đ (PI = 1,1)
102
Hình 4.20 Kết quả tính toán chi phí khí tối ưu cho 1m3 chất lỏng khai
thác đối v i các giếng gaslift có lưu lượng 200 – 300
m3/ng.đ (PI = 1,8)
103
Hình 4.21 Chế độ làm việc hiệu quả ở giếng gaslift có lưu lượng 200 300 m3/ng.đ (PI = 1,8)
103
Hình 4.22 Kết quả tính toán chi phí khí tối ưu cho 1m3 chất lỏng khai
thác đối v i các giếng gaslift có lưu lượng l n hơn 300
m3/ng.đ (PI = 3,5)
104
Hình 4.23 Chế độ làm việc hiệu quả ở giếng gaslift có lưu lượng l n
hơn 300 m3/ng.đ (PI = 3,5)
105
Hình 4.24 Mối tương quan giữa lưu lượng chất lỏng khai thác và chi
phí khí gaslift cho các giếng có cột ống nâng khác nhau
106
1
MỞ ĐẦU
1 Tính cấp thiết của đề tài
Trong quá trình khai thác và phát tri n mỏ dầu khí, ở giai đoạn đầu khai
thác của mỏ thư ng áp suất vỉa hay còn gọi là năng lượng vỉa tự nhiên còn
cao cho nên chế độ khai thác được áp dụng là khai thác tự phun trên cơ sở
năng lượng tự nhiên của vỉa. Sau một th i gian khi năng lượng tự nhiên của
vỉa suy kiệt, việc áp dụng phương pháp khai thác sơ cấp này không còn hiệu
quả. Các giếng sẽ được chuy n sang chế độ khai thác thứ cấp, phương pháp
khai thác bằng gaslift là một trong những phương pháp khai thác dầu thứ cấp
được áp dụng rộng rãi, nhất là đối v i các mỏ ngoài bi n.
Mỏ Bạch Hổ là một đi n hình của việc áp dụng khai thác thứ cấp bằng
gaslift trên cơ sở sử dụng hiệu quả khí đồng hành làm khí nén gaslift, v i quỹ
giếng khai thác bằng gaslift chiếm khoảng hơn 80% quỹ giếng khai thác hiện
nay. Tỷ lệ giếng khai thác bằng gaslift trong th i gian gần đây đã tăng lên và
sẽ còn tiếp tục gia tăng trong th i gian t i. Vì theo th i gian năng lượng vỉa
càng ngày càng suy giảm, đ đảm bảo được sản lượng khai thác dầu đòi hỏi
phải thay đổi lưu lượng khí nén theo hư ng tăng lên. Mặt khác, cũng theo th i
gian số lượng các giếng ngừng khai thác tự phun cũng giảm dần do năng
lượng tự nhiên của vỉa càng ngày càng suy kiệt. Chính nguyên nhân này mà
số lượng các giếng được chuy n sang khai thác bằng gaslift càng tăng theo
th i gian, trong khi đó tổng khối lượng khí dùng cho gaslift hầu như thay đổi
không đáng k .
Theo phương án cơ sở, tình trạng mất cân bằng chi phí khí nén và sản
lượng khí đồng hành sẽ xảy ra từ năm 2020, khi đó sản lượng khí đồng hành
(v i khả năng tận thu 90%) bắt đầu không đủ đ bù đắp tất cả các tổn hao
trong hệ thống thu gom và tuần hoàn khí, đ đáp ứng nhu cầu khí nhiên liệu
cũng như nhu cầu khí gaslift tăng thêm mỗi năm.
2
Bảng 1. Phương án cơ sở về chi phí khí nén và sản lượng khí đồng
hành ở mỏ Bạch Hổ
Chi
SL
phí
khí
khí
đồng
Năm
gaslift
hành,
,
3
tr.m /
tr.
n
m3/n
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
781,3
655,9
542,6
461,3
395,8
344,8
315,6
292,5
274,1
256,5
242,1
232,7
223,9
214,6
206,9
200,9
188,4
179,5
172,6
909,2
855,1
848,6
843,2
868,6
875,3
885,7
888,6
908,4
909,8
934,6
954,7
986,5
1004,8
1022,9
1038,9
1056,3
1053,1
1062,5
Tổn hao
kỹ thuật
trong hệ
thống
tuần
SL khí Chi phí
Khí
hoàn
đồng
khí
nhiên
gaslift
hành,
gaslift,
liệu,
(10%)
và
ng.m3/ng ng.m3/ng
ng.m3/ng
thu gom
đ
đ
đ
khí đồng
hành
(10%),
ng.m3/ng
đ
2254,1
1809,1
1471,1
1240,1
1083,4
957,9
862,6
779,3
713,1
660,9
612,8
572,9
539,1
504,3
480,9
456,0
429,9
412,7
397,0
2614,9
2466,0
2447,2
2431,7
2498,2
2524,2
2554,2
2562,7
2612,5
2623,7
2695,2
2753,3
2837,2
2897,9
2950,0
2996,1
3038,0
3037,1
3064,3
486,9
427,5
391,8
367,2
358,2
348,2
341,7
334,2
332,6
328,5
330,8
332,6
337,6
340,2
343,1
345,2
346,8
345,0
346,1
426
426
426
426
426
426
426
426
426
426
426
426
426
426
426
426
426
426
426
Tổng tổn hao
Gia tăng
trong hệ
nhu cầu thống thu
khí
gom và tuần
gaslift,
hoàn khí
3
ng.m /ng (10%) + khí
đ
nhiên liệu,
ng.m3/ngđ
0,0
0,0
0,0
66,5
26,0
30,0
8,4
49,8
11,2
71,5
58,2
83,8
60,7
52,2
46,1
41,9
0,0
27,1
912,9
853,5
817,8
793,2
850,7
800,2
797,7
768,6
808,4
765,7
828,3
816,8
847,4
826,9
821,3
817,3
814,7
771,0
799,3
Cán cân
chi phí
và sản
lượng
khí,
ng.m3/ng
đ
1341,2
955,6
653,3
446,9
232,7
157,6
64,9
10,7
-95,3
-104,8
-215,4
-243,9
-308,3
-322,6
-340,4
-361,3
-384,8
-358,2
-402,3
Vì vậy, việc đảm bảo hiệu quả sử dụng khí gaslift cho toàn mỏ trở nên
ngày càng cấp thiết, đòi hỏi phải có những nghiên cứu nhằm tối ưu cấu trúc
thiết bị lòng giếng, cũng như các chế độ công nghệ phù hợp cho từng loại
giếng mà vẫn đảm bảo được sản lượng khai thác dầu trong từng giai đoạn
khai thác của mỏ.
3
Chính từ đòi hỏi của thực tế sản xuất, tác giả lựa chọn đề tài: "Nghiên
cứu kích thước tối ưu và hợp lý ống nâng cho các giếng gaslift ở mỏ Bạch
Hổ".
2 Mục đích nghiên cứu
Trên kết quả đánh giá thực trạng hoạt động, đề xuất phương pháp m i
trong việc nghiên cứu trạng thái động học của các giếng khai thác bằng
phương pháp gaslift nhằm làm cơ sở tính toán và lựa chọn cấu trúc bộ thiết bị
lòng giếng chuẩn cho từng khu vực và đối tượng khai thác của mỏ. Đề xuất
những giải pháp và chế độ công nghệ cụ th cho từng loại giếng gaslift nhằm
tối ưu chi phí khí nén trên một đơn vị sản phẩm khai thác phù hợp v i thực
trạng năng lượng vỉa hiện nay và trong giai đoạn tiếp theo.
3 Phƣơng pháp nghiên cứu
Đ đạt được mục đích nêu trên, tác giả đã tiến hành nghiên cứu theo
các hư ng và các phương pháp sau:
- Thu thập, thống kê và phân tích các tài liệu liên quan t i lĩnh vực
nghiên cứu của đề tài;
- Ứng dụng lý thuyết toán học Catastrof v i các số liệu từ thực tế đ
đánh giá trạng thái của hệ thống “giếng - vỉa”;
- Ứng dụng phần mềm chuyên dụng WellFlo đ xây dựng các bộ kích
thư c ống nâng chuẩn.
4 Đối tƣợng nghiên cứu
- Đối tượng nghiên cứu là các giếng khai thác bằng phương pháp
gaslift của mỏ Bạch Hổ.
5. Phạm vi nghiên cứu
- Phạm vi nghiên cứu là các đối tượng khai thác của mỏ Bạch Hổ, như:
Mioxen dư i, Oligoxen trên, Oligoxen dư i và tầng Móng theo từng khu vực
4
của mỏ về năng lượng vỉa như áp suất vỉa, hệ số khai thác, sản lượng khai
thác của giếng...
- Cấu trúc thiết bị lòng giếng, bao gồm đư ng kính của ống nâng, thiết
bị van gaslift, chiều sâu thả …
6 Điểm mới của luận án
- Luận án đã xác định được kích thư c tối ưu của cột ống nâng cho các
nhóm giếng ở khu vực và đối tượng khai thác khác nhau, làm cơ sở cho việc
lựa chọn kích thư c cột ống nâng và chế độ công nghệ phù hợp cho các giếng
khai thác dầu bằng phương pháp gaslift.
- Luận án đã khảo sát và đánh giá một cách định lượng trạng thái động
học của hệ thống “giếng - vỉa” trong quá trình khai thác, làm tiền đề cho các
nghiên cứu hoàn thiện công nghệ và thiết bị trong khai thác dầu khí.
7. uận điểm bảo vệ
Trên cơ sở các kết quả nghiên cứu, tác giả bảo vệ các kết quả và luận
đi m khoa học sau:
- Trạng thái động học của hệ thống “Giếng - Vỉa” của các giếng gaslift
thư ng xuyên rơi vào trạng thái kém bền vững và mất ổn định động học, do
vậy các giếng gaslift hoạt động trong trạng thái cưỡng bức.
- Xây dựng được các bản đồ đồng mức của chỉ số khai thác (PI) và mực
thủy tĩnh của giếng khai thác.
- Xác định được kích thư c các bộ ống nâng chuẩn trên cơ sở chi phí
khí riêng nhỏ nhất cho các giếng gaslift theo từng khu vực trong mỏ Bạch Hổ.
8 Ý nghĩa khoa học
Bằng việc sử dụng công cụ toán học của lý thuyết Catastrof đ chứng
minh bản chất động học cũng như trạng thái động học của các giếng gaslift đã
góp phần đa dạng hóa các phương pháp tiếp cận và nghiên cứu một đối tượng
cụ th . Đồng th i xác lập cơ sở khoa học cho việc tính toán kích thư c các cột
5
ống nâng hợp lý dựa trên chỉ tiêu chi phí khí riêng nhỏ nhất cho các giếng
khai thác bằng gaslift ở mỏ Bạch Hổ.
9 Ý nghĩa thực tiễn
Kết quả nghiên cứu của luận án là cơ sở cho việc lựa chọn và đề xuất
các giải pháp công nghệ và kỹ thuật cho các giếng gaslift đang khai thác tại
mỏ Bạch Hổ.
10 Khối lƣợng và cấu trúc của luận án
Luận án gồm: phần mở đầu, 4 chương, phần kết luận, kiến nghị, và
danh mục tài liệu tham khảo, phụ lục.
11
ời cảm ơn
Quá trình nghiên cứu và hoàn thành luận án đã được thực hiện dư i sự
hư ng dẫn khoa học tận tình của Ti u ban hư ng dẫn, tác giả xin bày tỏ lòng
biết ơn sâu sắc đến PGS.TS Cao Ngọc Lâm và TS. Nguyễn Tiến Vinh.
Ngoài ra, trong quá trình nghiên cứu, tác giả còn nhận được sự giúp đỡ
nhiệt tình của các chuyên gia, các nhà khoa học thuộc Tập đoàn Dầu khí quốc
gia Việt Nam, Xí nghiệp Liên doanh Việt - Nga Vietsovpetro, Viện Nghiên
cứu khoa học và thiết kế dầu khí bi n, phòng Công nghệ khai thác dầu khí,
phòng NCKH & TK (Viện NHIPI). Tác giả xin chân chành cảm ơn sâu sắc
trư c sự giúp đỡ nhiệt tình, hiệu quả đó.
Tác giả cũng xin chân thành cảm ơn sự giúp đỡ và tạo điều kiện của
Ban giám hiệu trư ng Đại học Mỏ - Địa chất, phòng Đào tạo sau đại học,
khoa Dầu khí, Bộ môn Khoan – Khai thác, Bộ môn Thiết bị Dầu khí & Công
trình đã giúp đỡ tác giả hoàn thành luận án này.
Đặc biệt, tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn chân thành t i những ngư i
thân trong gia đình, t i anh em, bạn bè đồng nghiệp đã luôn động viên, ủng
hộ cả về vật chất lẫn tinh thần giúp cho tác giả hoàn thành luận án của mình.
6
Chƣơng 1
TỔNG QUAN VỀ KHAI THÁC DẦU BẰNG GASLIFT
VÀ CÁC C NG TR NH NGHI N CỨU
1.1 Khai thác dầu bằng gaslift.
Giếng khai thác dầu bằng gaslift, về bản chất cũng giống như phương
pháp khai thác tự phun nhưng chỉ khác ở chỗ sử dụng năng lượng khí bổ
sung đ nâng chất lỏng lên bề mặt (hình 1.1). Theo ống dẫn 1 khí từ trên bề
mặt được bơm xuống đế ống 2, khi đó khí hòa trộn v i chất lỏng tạo thành
hỗn hợp khí lỏng và được nâng lên bề mặt theo ống nâng 3. Khí bơm ép
được hòa trộn v i khí tách ra từ chất lỏng vỉa và hòa trộn v i chất lỏng tạo
thành hỗn hợp khí lỏng có tỷ trọng nhỏ sao cho v i áp suất đáy giếng đủ
nâng hỗn hợp lên trên miệng giếng. Các khái niệm và định nghĩa mô tả
trong lý thuyết chuy n động của hỗn hợp trong ống đứng và nghiêng được
áp dụng trong khai thác gaslift.
Hình 1.1 Sơ đồ nguyên lý khai thác dầu bằng gaslift
7
Đi m dẫn khí nén vào trong ống nâng (đế cột ống) được nhúng chìm
dư i mực chất lỏng có độ sâu là H; áp suất khí P l ở đi m dẫn khí vào ống
v i độ nhúng chìm tương ứng có giá trị P1 Hg . Áp suất khí nén đo trên
miệng giếng được gọi là áp suất làm việc Pkn. Áp suất làm việc chỉ khác v i
áp suất khí nén tại đế cột ống nâng một giá trị bằng áp suất cột khí P1 cộng
v i tổn hao ma sát do chuy n động của khí P2 . Như vậy ta có:
P1 Pkn P1 P2
(1.1)
hoặc Pkn P1 P1 P2 .
(1.2)
Ở giếng khai thác thực tế P1 chỉ chiếm vài phần trăm so v i P1, còn
P2 có giá trị rất nhỏ. Vì áp suất làm việc và áp suất khí nén ở đế cột ống nâng
khác nhau rất ít nên đ đơn giản hóa ngư i ta có th coi áp suất ở đáy giếng
gaslift làm việc có giá trị bằng áp suất làm việc của khí nén trên bề mặt.
Điều này đơn giản hóa quá trình nghiên cứu giếng gaslift cũng như hiệu
chỉnh quá trình làm việc và thiết lập chế độ tối ưu của chúng. Phương pháp
khai thác sử dụng năng lượng khí dầu (khí tự nhiên hay đồng hành) đ hòa
trộn khí, làm giảm tỷ trọng cột chất lỏng và nâng sản phẩm lên bề mặt được
gọi là phương pháp gaslift.
Sử dụng không khí trong khai thác (air lift) dẫn đến việc hình thành l p
hydrate trên thành ống nâng và khi đó phải sử dụng chất hoạt tính bề mặt đ
xử lý. Ngoài ra không khí tách ra trong hệ thống thiết bị tách trên bề mặt rất
nguy hi m dễ gây cháy nổ. Điều này đòi hỏi phải xử lý hỗn hợp khí sau khi
tách.
Sử dụng khí nén hydrocarbon cũng tạo thành hydrate trên thành ống
nhưng mỏng hơn so v i trư ng hợp sử dụng không khí đ bơm nén. Việc xử
lý l p nhũ hình thành cũng nhanh và đỡ tốn kém hơn. Điều này được giải
thích bởi không có hoặc có rất ít ôxy trong khí hydrocarbon.
- Xem thêm -