giới thiệu gaslift liên tục cụm mỏ y lô 15-x phân tích những sự cố phát sinh trong quá trình vận hành và đề xuất giải pháp khắc phục

1

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA TPHCM
KHOA KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT & DẦU KHÍ
BỘ MÔN KHOAN VÀ KHAI THÁC DẦU KHÍ
oOo







LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP

KHAI THÁC GASLIFT LIÊN TỤC CỤM MỎ Y LÔ 15-X
PHÂN TÍCH NHỮNG SỰ CỐ PHÁT SINH TRONG QUÁ
TRÌNH VẬN HÀNH VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP KHẮC PHỤC.



SVTH: LƯƠNG MINH NHỰT.
MSSV: 31002313.
CBHD 1: TS. MAI CAO LÂN.
CBHD 2: KS. LÊ XUÂN ĐÔNG.





Tp.Hồ Chí Minh, tháng 1 năm 2015.

Luận văn tốt nghiệp
SVTH: Lương Minh Nhựt iv

MỤC LỤC

LỜI CẢM ƠN i
TÓM TẮT LUẬN VĂN ii
MỤC LỤC iv
DANH SÁCH BẢNG BIỂU vii
DANH SÁCH HÌNH VẼ viii
CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU CHUNG VỀ LÔ 15-X VÀ VÙNG MỎ Y. 1
1.1 GIỚI THIỆU VỀ VÙNG MỎ Y THUỘC LÔ 15-X. 1
1.2 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT, ĐẶC TÍNH VỈA CỦA VÙNG MỎ Y. 2
1.2.1 Tóm tắt đặc tính địa chất. 2
1.2.2 Tóm tắt đặc tính vỉa. 4
1.2.3 Tóm tắt kết quả thử vỉa. 5
1.2.4 Trữ lượng dầu khí tại chỗ và thu hồi. 6
1.3 Sơ đồ phát triển mỏ và thiết bị trên giàn khai thác. 6
1.3.1 Sơ đồ phát triển cụm mỏ Y. 6
1.3.2 Thông số, thiết bị thiết kế cho các giàn khai thác ở cụm mỏ Y. 7
CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT CỦA PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC GASLIFT
LIÊN TỤC. 9
2.1 Tổng quan về phương pháp khai thác gaslift. 9
2.1.1 Phương pháp khai thác gaslift. 9
2.1.2 Các kiểu cấu hình hoàn thiện giếng đặc trưng cho giếng gaslift. 10
2.1.3 Hệ thống khai thác gaslift. 11
2.1.4 Cấu tạo của túi hông chứa van (SPM). 12
2.1.5 Quy trình tháo lắp van gaslift. 13
2.1.6 Ưu điểm, nhược điểm của phương pháp khai thác gaslift. 14
2.2 Cở sở lý thuyết trong phương pháp khai thác gaslift. 14

2.2.1 Phương pháp phân tích điểm nút. 14
2.2.2 Đặc tính dòng chảy trong ống khai thác. 16
2.2.3 Hệ số lệch khí Z. 20
2.2.4 Nhiệt độ dòng chảy trong giếng. 22
2.3 Quá trình dở tải của phương pháp gaslift liên tục. 23
2.4 Các quy luật của khí tự nhiên được áp dụng trong gaslift. 29
Luận văn tốt nghiệp
SVTH: Lương Minh Nhựt v

2.4.1 Đặc tính của khí bơm ép. 29
2.4.2 Đặc tính của khí Nitơ 33
2.5 Van Gaslift. 36
2.5.1 Chức năng: 36
2.5.2 Phân loại van Gaslift: 36
2.6 Phân tích cấu tạo, nguyên lý hoạt động của van gaslift IPO. 38
2.6.1 Cấu tạo của van gaslift loại IPO. 38
2.6.2 Nguyên lý hoạt động và phân tích các lực tác dụng lên van. 39
2.6.3 Hệ thống thử áp suất khí nén Nitơ (Test rack). 40
2.6.4 Hệ số ảnh hưởng của áp suất khai thác. 41
2.7 Thiết kế phương pháp gaslift liên tục bằng phương pháp đồ thị - van IPO. 43
2.7.1 Các bước tiến hành thiết kế gaslift liên tục bằng phương pháp đồ thị - van
IPO 44
2.7.2 Xác định áp suất mở van ở Test Rack 49
2.7.3 Xác định van làm việc 49
2.7.4 Những lưu ý trong design gaslift và các hệ số an toàn cần thiết 49
2.7.5 Cách tính độ giảm áp suất bơm ép giữa hai van. 51
CHƯƠNG 3: PHÂN TÍCH SỰ CỐ PHÁT SINH TRONG QUÁ TRÌNH VẬN HÀNH
GASLIFT Ở CỤM MỎ Y LÔ 15-X VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP KHẮC PHỤC. 53
3.1 Tình hình khai thác và sự cố bơm ép khí gaslift ở cụm mỏ Y . 53
3.1.1 Tổng quan thông tin về cụm mỏ Y1, Y2, Y3. 53

3.1.2 Số liệu thống kê về sự cố gaslift trong quá trình khai thác. 54
3.1.3 Tóm tắt quá trình khắc phục sự cố bơm ép gaslift từ phía nhà thầu. 59
3.2 Phân tích nguyên nhân sự cố. 63
3.2.1 Áp suất khởi động quá trình dỡ tải. 64
3.2.2 Áp suất đầu giếng trong quá trình dỡ tải. 65
3.2.3 Dự đoán nhiệt độ van gaslift trong quá trình dỡ tải. 68
3.2.4 Độ chính xác trong tính toán của phần mềm PIPESIM. 71
3.3 Đề xuất giải pháp khắc phục. 75
3.3.1 Sử dụng van dỡ tải đường kính lớn hơn. 76
3.3.2 Tính toán áp suất buồng van dỡ tải theo công thức Winkler-Eads. 77
3.3.3 Nghiên cứu đưa vào sử dụng van làm việc công nghệ mới. 78
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ. 80
Kết luận: 80
Luận văn tốt nghiệp
SVTH: Lương Minh Nhựt vi

Kiến Nghị. 81
TÀI LIỆU THAM KHẢO 82


Luận văn tốt nghiệp
SVTH: Lương Minh Nhựt vii

DANH SÁCH BẢNG BIỂU

Bảng 1. 1: Tóm tắt tính chất và điều kiện ban đầu của vỉa. 4
Bảng 1. 2: Kết quả thử vỉa móng nứt nẻ Y-1 và Y-3. 5
Bảng 1. 3: Kết quả thử vỉa móng nứt nẻ Y-2. 5
Bảng 1. 4. Trữ lượng dầu thu hồi tại chỗ ở cụm mỏ Y. 6
Bảng 1. 5: Thông số thiết kế trên giàn WHP 1 mỏ Y-1. 7

Bảng 1. 6: Thông số thiết kế trên giàn WHP 2 mỏ Y-2. 7
Bảng 1. 7: Thông số thiết kế trên giàn WHP 3 mỏ Y-3. 8

Bảng 2. 1: Các tương quan dòng chảy đa pha phổ biến và điều kiện sử dụng. 19
Bảng 2. 2: Các hệ số C trong tương quan Shiu-Beggs. 23
Bảng 2. 3: Bảng tra hệ số C, để tính lưu lượng qua van. 32
Bảng 2. 4: Bảng tra hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ Ct, đơn vị
o
F. 34
Bảng 2. 5: Bảng tra hệ số hiệu chỉnh theo nhiệt độ Ct, đơn vị
o
C. 35
Bảng 2. 6: Bảng tra các thông số van gaslift của nhà sản xuất CAMCO
(Schlumberger). 42

Bảng 3. 1: Số liệu thống kê mỏ Y-1. 55
Bảng 3. 2: Số liệu thống kê mỏ Y-2. 56
Bảng 3. 3: Số liệu thống kê mỏ Y-3. 57
Bảng 3. 4: Số liệu lịch sử welltest giếng Y1-24P. 64
Bảng 3. 5: Thông số đầu vào thiết kế gaslift giếng Y1-24P. 64
Bảng 3. 6: Số liệu lịch sử welltest giếng Y1-24P. 65
Bảng 3. 7: Thông số đầu vào cho thiết kế gaslift giếng Y1-24P. 65
Bảng 3. 8: Số liệu lịch sử welltest giếng Y1-24P. 70


Luận văn tốt nghiệp
SVTH: Lương Minh Nhựt viii

DANH SÁCH HÌNH VẼ

Hình 1. 1: Vị trí bồn trũng Cửu Long và Lô 15-X. 1
Hình 1. 2: Các mỏ đang khai thác ở lô 15-X. 2
Hình 1. 3: Cột địa tầng ở bồn trũng Cửu Long 3
Hình 1. 4. Sơ đồ phát triển mỏ ở cụm mỏ Y lô 15-X. 7

Hình 2. 1: Sơ đồ thiết bị lòng giếng của giếng đang khai thác gaslift. 9
Hình 2. 2: Các kiểu hoàn thiện giếng đặc trưng cho giếng khai thác gaslift. 10
Hình 2. 3: Sơ đồ hệ thống phân phối gaslift cho nhiều giếng. 11
Hình 2. 4: Sơ đồ hoàn chỉnh của hệ thống gaslift trong một giếng. 12
Hình 2. 5: Cấu tạo bên trong của túi hông (SPM). 12
Hình 2. 6: Quy trình tháo lắp van gaslift bằng kick-over tool 13
Hình 2. 7: Đồ thị minh hoạt phương pháp phân tích điểm nút. 15
Hình 2. 8: Phân tích ảnh hướng của các thông số bằng phương pháp phân tích điểm
nút. 15
Hình 2. 9: Đồ thị các đường Pressure Tranveser ứng với đường kính trong ống khai
thác 1.995 inch, lưu lượng khai thác 500 thùng/ngày, hàm lượng nước 0%. 16
Hình 2. 10: Ví dụ minh họa đường Pressure Tranverse trong giếng gaslift. 17
Hình 2. 11: Ảnh hưởng của lưu lượng khí bơm ép đến lưu lượng khai thác. 18
Hình 2. 12: Đồ thị tra hệ số lệch khí Z – Standing & Katz. 22
Hình 2. 13: Quá trình dở tải 1. 24
Hình 2. 14: Quá trình dở tải 2. 24
Hình 2. 15: Quá trình dở tải 3. 25
Hình 2. 16: Quá trình dở tải 4. 26
Hình 2. 17: Quá trình dở tải 5. 26
Hình 2. 18:Quá trình dở tải 6. 27
Hình 2. 19: Quá trình dở tải 7. 28
Hình 2. 20: Quá trình dở tải 8. 28
Hình 2. 21: Đồ thị xác định hệ số K, để tính lưu lượng qua van. 32
Hình 2. 22: Các loại van gaslift. 37
Hình 2. 23: Cấu tạo van IPO. 38

Hình 2. 24: Van gaslift IPO đặt trong túi hông SPM. 39
Hình 2. 25: Nguyên lý hoạt động của van gaslift IPO. 39
Hình 2. 26: Hệ thống thử áp suất mở van Test rack. 40
Hình 2. 27: Bước 1 thiết kế gaslift cho van IPO. 44
Hình 2. 28: Bước 2 thiết kế gaslift cho van IPO. 45
Hình 2. 29: Bước 3 thiết kế gaslift cho van IPO. 45
Hình 2. 30: Bước 4 thiết kế gaslift cho van IPO. 46
Hình 2. 31: Bước 5 thiết kế gaslift cho van IPO. 46
Hình 2. 32: Bước 6 thiết kế gaslift cho van IPO. 47
Hình 2. 33: Bước 7, bước 8 thiết kế gaslift cho van IPO. 48
Luận văn tốt nghiệp
SVTH: Lương Minh Nhựt ix

Hình 2. 34: Bước 9, 10, 11 thiết kế gaslift cho van IPO 48
Hình 2. 35: Xác định van làm việc trong thiết kế gaslift. 49
Hình 2. 36: Các hệ số an toàn trong thiết kế gaslift cho van IPO. 50
Hình 2. 37: Độ giảm áp suất bơm ép giữa 2 van theo phương pháp Ppmax-Ppmin. 52

Hình 3. 1: Vị trí 3 mỏ Y-1, Y-2 và Y-3 ở lô 15-X. 53
Hình 3. 2: Đồ thị thống kê chiều sâu đặt van của cụm mỏ Y. 58
Hình 3. 3: Đồ thị khảo sát giếng Y1-24P. 60
Hình 3. 4: Đồ thị khảo sát giếng Y2-01P. 61
Hình 3. 5: Đồ thị khảo sát giếng Y2-06P. 62
Hình 3. 6: Đồ thị kết quả thiết kế gaslift giếng Y1-24P. 66
Hình 3. 7: Lý thuyết về dòng chảy tới hạn. 67
Hình 3. 8: Điều kiện đạt dòng dòng chảy tới hạn. 67
Hình 3. 9: Đồ thị kết quả thiết kế gaslift giếng Y1-24P. 68
Hình 3. 10: Đồ thị kết quả khảo sát thực tế giếng Y1-24P. 69
Hình 3. 11: Đồ thị kết quả thiết kế gaslift giếng Y1-24P. 70
Hình 3. 12: Cách chọn phương pháp hiệu chỉnh áp suất theo nhiệt độ trong hướng dẫn

của phần mềm WellFlo. 71
Hình 3. 13: Cách chọn phương pháp hiệu chỉnh áp suất theo nhiệt độ trong hướng dẫn
của phần mềm IPM PROSPER. 71
Hình 3. 14: Đồ thị biểu diễn phạm vi sử dụng của phương trình Winkler 1960. 72
Hình 3. 15: Đồ thị biểu diễn phạm vi sử dụng của phương trình Winkler-Eads 73
Hình 3. 16: Đồ thị khảo sát giếng Y1-24P. 76
Hình 3. 17: Hình minh họa ti van và lỗ van. 77
Hình 3. 18: Đồ thị biểu diễn khả năng bơm ép khí qua van công nghệ cũ RDO-5
(32/62 inch) 78
Hình 3. 19: Cấu tạo của van gaslift NOVA (công nghệ mởi). 79
Hình 3. 20: Đồ thị so sánh khả năng cho lưu lượng khí đi qua giữa van loại truyền
thống và van NOVA. 79

Luận văn tốt nghiệp Chương 1
SVTH: Lương Minh Nhựt 1

CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU CHUNG VỀ LÔ 15-X VÀ VÙNG MỎ
Y.
1.1 GIỚI THIỆU VỀ VÙNG MỎ Y THUỘC LÔ 15-X.
Lô 15-X nằm trong bồn trũng Cửu Long thuộc phần lục địa phía Nam Việt Nam,
cách thành phố Hồ Chí Minh 180 km về phía Đông Nam với diện tích ban đầu là 4634
km
2
.
Bồn trũng Cửu Long với diện tích khỏang 150000 km
2
thuộc vùng biển Đông - Nam
Việt Nam là một bồn tách giãn được hình thành trong gian đọan sớm kỷ Đệ Tam. Lô
15-X nằm trong một bồn trũng thứ cấp (sub-basin) thuộc phần phía Bắc của bồn Cửu
Long cách Vũng tàu khoảng 20 km với độ sâu nước biển khoảng 20 – 55 m.

Hình 1. 1: Vị trí bồn trũng Cửu Long và Lô 15-X.

Luận văn tốt nghiệp Chương 1
SVTH: Lương Minh Nhựt 2

1.2 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT, ĐẶC TÍNH VỈA CỦA VÙNG MỎ Y.
1.2.1 Tóm tắt đặc tính địa chất.

Hình 1. 2: Các mỏ đang khai thác ở lô 15-X.
Các mỏ Y-1, Y-2 và Y-3 nằm ở phần Đông-Bắc lô 15-1 là các cấu trúc lớn nhất
trong lô 15-X. Đây là một chuỗi móng cổ nhô cao dạng bậc thang, hoặc có thể coi như
các “đồi chôn vùi” được thành tạo trong thời kì tách giãn của bồn trũng trước Oligoxen-
Sớm, với các khép kín trong các trầm tích lục nguyên bao phủ Oligoxen–Trên,
Oligoxen-Dưới và Mioxen-Giữa, điều này thể hiện rõ ở cấu trúc Y-2. Bồn trũng Cửu
Long và cấu trúc chính của nó có hướng Đông Bắc-Tây Nam ,các cấu trúc Y-1 và Y-2
cũng có hướng tương tự, được tạo nên bởi các các đứt gãy thuận (trượt theo hướng đổ
của đứt gãy). Hầu hết các đứt gãy đổ về hướng Đông-Tây tạo ra các bán địa hào với sự
phát triển các nhịp địa tầng thuộc Oligoxen-Trên, E, D và một phần C có liên quan tới
sự dịch chuyển xoay các khối đứt gãy. Có các dấu hiệu cho thấy có họat động đứt gãy
theo hướng đông-tây vào thời gian sau ở bể thứ cấp này tuy nhiên không mạnh mẽ. Hầu
hết các đứt gãy xác định cấu trúc đều kết thúc hoạt động trong thời gian Oligoxen-Sớm
(top of Oligoxen), trong khi các cấu trúc Y-1 và Y-2 được hình thành sớm hơn quá trình
lắng đọng trầm tích tạo nên tập sét D tuổi Oligoxen. Tuy nhiên vẫn có các hoạt động đứt
gãy yếu trong thời kì Mioxen Muộn.
Trong cụm mỏ Y-1 và Y-2 có 3 loại vỉa chứa chính bao gồm đá móng nứt nẻ
trước kỷ Đệ Tam, và vỉa trầm tích Mioxen hạ B10 và Oligoxen trên C30 chỉ phát triển
trong phạm vi khu vực Y-2. Đới nâng trong phần móng của cụm mỏ Y-1 và Y-2 có
chiều cao lớn nhất khoảng 1500m, có điểm tràn của cấu tạo ở chiều sâu khoảng 4000m
Luận văn tốt nghiệp Chương 1

SVTH: Lương Minh Nhựt 3

TVDss với tổng thể tích khối nâng khoảng 82 triệu acre-ft trong phạm vi 150km
2
. Thành
phần thạch học của đá móng trong Y-1 và Y-2 chủ yếu là granit, thành phần thạch học
thứ yếu là quartz monzonite, quartz monzodiorite, monzodiorite, diorite và các thể xâm
nhập. Hiện nay, dầu tại khu vực Y-1 và Y-2 chủ yếu được khai thác trong đá móng nứt
nẻ cũng như các mỏ lân cận như mỏ Bạch Hổ, Ruby và Rạng Đông.

Hình 1. 3: Cột địa tầng ở bồn trũng Cửu Long.
Móng nứt nẻ được coi như hình thành bởi phần khung đá và phần đá nứt nẻ, nói
chung độ rỗng của phần khung đá rất nhỏ, phần nứt nẻ chiếm gần 100% độ rỗng và độ
thấm của đá móng. Kết quả địa vật lý giếng khoan cũng như nghiên cứu các điểm lộ cho
thấy tính chất thấm chứa của đá móng nứt nẻ giảm theo chiều sâu tính từ nóc móng.
Những nhân tố quan trọng cho sự hình thành và phát triển của phần móng Y-1 và
Y-2 bao gồm:
Luận văn tốt nghiệp Chương 1
SVTH: Lương Minh Nhựt 4

 Quá trình hình thành các hệ thống nứt nẻ ban đầu theo 3 hướng chính là Tây Bắc
– Đông Nam, Đông Bắc – Tây Nam và Đông-Tây.
 Quá trình nén ép sau đó làm tái hoạt động và tạo ra mạng lưới nứt nẻ.
 Quá trình kết nối và thay đổi hệ thống các đới nứt nẻ bởi quá trình biến đổi thứ
sinh.
Các tầng chứa trầm tích Mioxen Hạ B10 và Oligoxen C30 phủ trùm lên các đỉnh
của cấu tạo Y-2. Các cấu tạo có dạng đóng 3 chiều bị chặn bởi đứt gãy.
Tập sét D là đá nguồn chủ đạo cho toàn bể trầm tích và cụm các mỏ Y. Sét
Oligoxen được xác định là giàu thành phần hữu cơ là tiềm năng xuất sắc cho việc thành
tạo của hydrocarbon. Khu vực bể chứa đá mẹ nằm ở trung tâm bể trầm tích về phía Đông

Nam cụm mỏ Y. Thời gian thành tạo dầu rơi vào khoảng Mioxen Giữa đến Muộn. Các
cấu tạo móng Y-1 và Y-2 chủ yếu được hình thành trước kỷ Oligoxen kịp thời để các
hydrocarbon di cư và tích tụ. Các cấu tạo lớp phủ Oligoxen và Mioxen Hạ được hình
thành trong thời kỳ chín của hydrocarbon.
Tầng đá móng được bao bởi tập sét D dày cả chiều đứng lẫn phương ngang, với
từ 340-600m sét nằm trực tiếp ngay trên mặt đá móng nút nẻ và phong hóa.
Lớp sét Rotalia của Mioxen Hạ là lớp phủ xuất sắc cho các tầng cát mỏng B9,
B10 và cung cấp các lớp ngăn đứt gãy với bề dày khoảng 20m. Ở phần thấp hơn của
Mioxen Hạ và trong tầng Oligoxen, lớp bao bằng các tầng sét đan xen có khả năng giữ
kém hơn và vì vậy có nhiều rủi ro hơn về khả năng các tầng chứa này được bao bọc tốt
bằng các đứt gãy.
1.2.2 Tóm tắt đặc tính vỉa.
Tính chất PVT của dầu trong các vỉa được xác định thông qua phân tích các mẫu
dầu thu thập được trong quá thử vỉa của các giếng thăm dò và thẩm lượng. Các tính chất
cơ bản của dầu này được thống kê trong Bảng 1. 1. Dựa vào kết quả phân tích PVT và
số liệu áp suất thu thập được trong thời gian qua cho thấy trong móng Y-1 và Y-2 dầu
có tính tương đối đồng nhất. Trong khi đó tính chất dầu của khu vực Y-3 có sự thay đổi
rất lớn, độ bão hòa khí và áp bão hòa của dầu cao hơn hẳn so với khu vực Y-1 và Y-2.
Bảng 1. 1: Tóm tắt tính chất và điều kiện ban đầu của vỉa.

Luận văn tốt nghiệp Chương 1
SVTH: Lương Minh Nhựt 5

Hệ số nén của đất đá cho tầng trầm tích Mioxen Hạ được xác định nhờ phân tích
mẫu lõi thu được từ giếng khoan thẩm lượng. Nhưng đối với đá móng nứt nẻ do đặc tính
phức tạp của chúng, rất khó có thể lấy được mẫu lõi đại diện cho vỉa, tuy nhiên, giá trị
trung bình hệ số nén của đá móng đã được tính dựa vào sự thay đổi của áp suất vỉa theo
thủy triều đã thu thập được trước khi đưa mỏ vào khai thác. Số liệu cho Mioxen Hạ được
lấy từ kết quả phân tích mẫu lõi. Đối với tầng Oligoxen, các giá trị của Mioxen Hạ được
sử dụng cho mục đích tính toán công nghệ mỏ.

Điều kiện nhiệt độ và áp suất ban đầu của các vỉa, cũng được tóm lược trong
Bảng 1. 1 , là kết quả thu được từ phân tích thử vỉa cho các giếng thăm dò, thẩm lượng
và khai thác ban đầu trong khu vực khai thác sớm. Ngoài ra độ bão hòa nước ban đầu
và độ bão hòa dầu tàn dư của các vỉa dầu cũng được liệt kê trong bảng này.
Do nguồn năng lượng tự nhiên của vỉa tương đối nhỏ do năng lượng chủ yếu chỉ
từ độ giãn nở của đất đá và lưu chất. Để duy trì áp suất vỉa và nâng cao hệ số thu hồi
dầu, bơm ép nước đang được thực hiện trong khai thác tại khu vực Y-2 giai đoạn 1.
Năng lượng vỉa của các tầng Mioxen Hạ và Oligoxen cũng sẽ được bổ sung bằng bơm
ép nước.
Để giữ cho lưu lượng khai thác của mỏ ở mức tối ưu, phương án sử dụng khí
nâng (gaslift) sẽ được áp dụng cho từng giếng khai thác tùy theo yêu cầu.
1.2.3 Tóm tắt kết quả thử vỉa.
Trong cấu tạo Y-1, Y-2 và Y-3 đã thực hiện tổng số 13 lần thử vỉa cho móng
nứt nẻ, với các giếng khoan Y-1 1X, 2X, 2X(ST), 6X, 16I; Y-3 3X, 4X, 5X, và Y-2 -
1X, 2X, 3X, 4X, 5X nhằm đánh giá chất lượng vỉa. Bảng tóm lược kết quả sơ bộ của
những thử vỉa này được liệt kê trong Bảng 1. 2 và Bảng 1. 3.
Bảng 1. 2: Kết quả thử vỉa móng nứt nẻ Y-1 và Y-3.

Bảng 1. 3: Kết quả thử vỉa móng nứt nẻ Y-2.

Luận văn tốt nghiệp Chương 1
SVTH: Lương Minh Nhựt 6

1.2.4 Trữ lượng dầu khí tại chỗ và thu hồi.
Trữ lượng dầu khí tại chỗ được xác định bằng phương pháp thể tích có đối chiếu
và so sánh với kết quả tính bằng phương trình cân bằng vật chất. Giá trị trữ lượng dầu
khí tại chỗ tóm lược trong Bảng 1. 4 lấy từ báo cáo “Đánh Giá Trữ Lượng Dầu Khí Cụm
mỏ Y năm 31/7/2005” đã được hội đồng trữ lượng cấp nhà nước thông qua và đã trình
chính phủ phê duyệt.
Bảng 1. 4. Trữ lượng dầu thu hồi tại chỗ ở cụm mỏ Y.

1.3 Sơ đồ phát triển mỏ và thiết bị trên giàn khai thác.
1.3.1 Sơ đồ phát triển cụm mỏ Y.
Ở mỗi một vùng mỏ được đặt một platform khai thác, lần lượt là WHP 1 cho mỏ
Y-1, WHP 2 cho mỏ Y-2, WHP 3 cho mỏ Y-3. Trong đó platform WHP 2 sẽ là giàn
công nghệ trung tâm được trang bị thiết bị tách và ổn định dầu, bơm nước, khí nâng và
các hệ thống phụ trợ khác. Các hệ thống khí nâng và bơm ép nước được thiết kế để đảm
bảo công suất cho toàn cụm mỏ Y.
Luận văn tốt nghiệp Chương 1
SVTH: Lương Minh Nhựt 7


Hình 1. 4. Sơ đồ phát triển mỏ ở cụm mỏ Y lô 15-X.
1.3.2 Thông số, thiết bị thiết kế cho các giàn khai thác ở cụm mỏ Y.
Mỏ Y-1 được phát hiện vào tháng 10 năm 2000, được phát triển và đưa vào khai
thác tháng 10 năm 2003. Y-2 đưa vào khai thác tháng 10 năm 2008, Y-3 đưa vào khai
thác tháng 4 năm 2010. Với các thông số thiết kế trên giàn khai thác được trình bày ở
các bảng sau.
Bảng 1. 5: Thông số thiết kế trên giàn WHP 1 mỏ Y-1.

Bảng 1. 6: Thông số thiết kế trên giàn WHP 2 mỏ Y-2.

Luận văn tốt nghiệp Chương 1
SVTH: Lương Minh Nhựt 8

Bảng 1. 7: Thông số thiết kế trên giàn WHP 3 mỏ Y-3.

Luận văn tốt nghiệp Chương 2
SVTH: Lương Minh Nhựt 9

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT CỦA PHƯƠNG PHÁP KHAI
THÁC GASLIFT LIÊN TỤC.
2.1 Tổng quan về phương pháp khai thác gaslift.
2.1.1 Phương pháp khai thác gaslift.
Như chúng ta đã biết, các giếng khai thác dầu khí ban đầu đều được khai thác ở
chế độ tự phun. Nhưng sau một thời gian khai thác đủ lâu, áp suất vỉa suy giảm, không
còn đủ khả năng nâng dòng dầu lên bề mặt. Chính vì thế, để tiếp tục khai thác được dầu,
người ta áp dụng một số phương pháp nâng nhân tạo, để hỗ trợ áp suất vỉa nâng dầu lên
bề mặt.
Có nhiều phương pháp nâng nhân tạo như: bơm thủy lực, bơm điện chìm,
gaslift… Mỗi phương pháp điều có những ưu nhược điểm riêng. Trong luận văn sẽ trình
bày nhiều khía cạnh về phương pháp khai thác gaslift liên tục.
Sơ đồ lòng giếng khai thác gaslift được mô tả qua hình sau.

Hình 2. 1: Sơ đồ thiết bị lòng giếng của giếng đang khai thác gaslift.
Luận văn tốt nghiệp Chương 2
SVTH: Lương Minh Nhựt 10

Khí nén được kiểm soát về thể tích và áp suất ở bề mặt, sau đó được bơm ép vào
giếng qua vành xuyến hay ống khai thác, tùy vào kiểu hoàn thiện giếng và phương pháp
bơm. Trong ống khai thác đã được lắp đặt sẵn những vị trí đặt van gaslift. Khí nén bơm
xuống sẽ đi qua van gaslift hòa vào dòng chất lưu bên trong ống khai thác làm giảm tỷ
trọng chất lưu, tăng khả năng nâng chất lưu lên đến bề mặt.
Công việc thiết kế gaslift có thể chia làm hai phần chính:
 Lựa chọn chiều sâu đặt van, loại và kích cỡ van.
 Lựa chọn lượng khí bơm ép tối ưu. Về căn bản thì giếng khai thác gaslift hoạt

động cũng tương tự giếng tự phun ban đầu, ngoại trừ giá tỷ số khí lỏng (GLR)
thay đổi từ điểm đặt van làm việc trở lên bề mặt.
2.1.2 Các kiểu cấu hình hoàn thiện giếng đặc trưng cho giếng gaslift.
Có 3 kiểu hoàn thiện giếng đặc trưng cho giếng khai thác bằng phương pháp
gaslift.

Hình 2. 2: Các kiểu hoàn thiện giếng đặc trưng cho giếng khai thác gaslift.
A. Khí nén được bơm ép từ vành xuyến qua van gaslift vào ống khai thác.
B. Khí nén được bơm vào ống khai thác, chất lưu được khai thác ngoài vành xuyến.
Kiểu hoàn thiện giếng này có thể thấy ở các nước Trung Đông. Cho lưu lượng
khai thác cao, do tổn thất áp suất thấp nhờ tiết diện khai thác lớn. Nhưng nhược
điểm là gây ăn mòn ống chống.
C. Kiểu hoàn thiện giếng với 2 ống khai thác riêng biệt. Khí được bơm ép vào vành
xuyến mà vào cả hai ống khai thác. Mỗi cột ống khai thác một tầng sản phẩm
riêng biệt nhau.
Luận văn tốt nghiệp Chương 2
SVTH: Lương Minh Nhựt 11

2.1.3 Hệ thống khai thác gaslift.
Theo lý thuyết thì phương pháp khai thác gaslift là một phương pháp nâng cao
khả năng khai thác của giếng có chi phí thấp hơn so với các phương pháp còn lại. Nhưng
thật sự chi phí lắp đặt hệ thống vận hành gaslift thì không nhỏ. Người ta thường sử dụng
chung một hệ thống vận hành gaslift cho nhiều giếng cùng lúc. Hệ thống phân phối khí
gaslift cho nhiều giếng được minh họa theo hình sau.

Hình 2. 3: Sơ đồ hệ thống phân phối gaslift cho nhiều giếng.

Luận văn tốt nghiệp Chương 2
SVTH: Lương Minh Nhựt 12


Hình 2. 4: Sơ đồ hoàn chỉnh của hệ thống gaslift trong một giếng.
2.1.4 Cấu tạo của túi hông chứa van (SPM).

Hình 2. 5: Cấu tạo bên trong của túi hông (SPM).
Luận văn tốt nghiệp Chương 2
SVTH: Lương Minh Nhựt 13

2.1.5 Quy trình tháo lắp van gaslift.
Hiện nay, van gaslift có thể tháo lắp bằng dịch vụ slickline, cho phép can thiệp
vào giếng kể cả trong lúc giếng đang hoạt động. Đây là một ưu điểm lớn của phương
pháp khai thác bằng gaslift so với các phương pháp nâng nhân tạo khác. Thiết bị dùng
để tháo lắp van gaslift được gọi là kick-over tool. Quy trình tháo lắp van gaslift bằng
thiết bị kick-over tool được trình bày qua hình sau.

Hình 2. 6: Quy trình tháo lắp van gaslift bằng kick-over tool.
a. Van gaslift được thả vào giếng bằng chuỗi thiết bị slickline.
b. Kick-over tool đặt van vào chỗ trống chứa van của túi hông (SPM).
c. Chuỗi thiết bị slickline được kéo lên sau khi van đã được đặt đúng vị trí.
d. Chuỗi thiết bị slickline được thả xuống dưới rãnh định hướng trong túi hông.
e. Chuỗi thiết bị slickline được kéo lên, để kick-over tool ăn khớp vào rãnh định
hướng của túi hông.
f. Kick-over được kích hoạt, hướng về phía vị trí đặt van.
g. Chuỗi thiết bị slickline lại được thả xuống tới đầu van, các khấc trên thiết bị
slickline sẽ bám chặt vào đầu khấc trên đâu van.
h. Van gaslift được kéo lên theo chuỗi slickline.
Luận văn tốt nghiệp Chương 2

SVTH: Lương Minh Nhựt 14

2.1.6 Ưu điểm, nhược điểm của phương pháp khai thác gaslift.
Ưu điểm:
 Chi phí lắp đặt, vận hành, bảo trì thấp.
 Chỉ cần một vài thông tin của giếng đã có thể thiết kế gaslift.
 Cấu hình hoàn thiện giếng đơn giản.
 Không làm thu hẹp đường kính trong của chuỗi ống khai thác, thuận tiện cho các
thiết bị can thiệp giếng đi vào sau này.
 Không bị ảnh hưởng của cát trong quá trình khai thác.
 Khai thác tốt ở điều kiện dầu có tỷ số khí dầu cao.
 Van gaslift có thể thay thế dễ dàng bằng slickline, không cần phải ngừng khai
thác và kéo chuỗi ống khai thác lên.
Nhược điểm:
 Đòi hỏi lượng khí nén có sẵn.
 Giàn phải có diện tích đủ lớn để lắp đặt máy nén và hệ thống phân phối khí.
 Thường sử dụng cho một cụm giếng, chứ không sử dụng riêng rẻ từng giếng.
 Đòi hỏi quản lý tốt dữ liệu khai thác, tính toán phân phối khí hợp lý.
 Áp suất trong vành xuyến luôn ở mức cao, có thể dẫn đến nguy hiểm.
 Không hiệu quả khi sử dụng cho dầu nhẹ (API < 15).
2.2 Cở sở lý thuyết trong phương pháp khai thác gaslift.
2.2.1 Phương pháp phân tích điểm nút.
Để khảo sát khả năng khai thác của giếng, ta sử dụng phương pháp phân tích
điểm nút, thông thường điểm nút được chọn tại đáy giếng. Ta có:
Dòng vào nút:
r drawdown wf
P P P

Dòng ra nút:
12wh t t wf

P P P P    

Với
P
r
= áp suất vỉa.
P
wf
= áp suất đáy giếng.
P
wh
= áp suất đầu giếng.
drawdown
P
= chênh áp giữa áp suất vỉa và áp suất đáy giếng.
1t
P
= tổn thất áp suất trong ống khai thác trên van làm việc.
2t
P
= tổn thất áp suất trong ống khai thác trên van làm việc.
Luận văn tốt nghiệp Chương 2
SVTH: Lương Minh Nhựt 15

Hai nguyên tắc cơ bản trong phương pháp phân tích điểm nút:
 Chỉ có một giá trị áp suất tại điểm nút.
 Lưu lượng đi vào điểm nút bằng lưu lượng đi ra khỏi điểm nút.

Hình 2. 7: Đồ thị minh hoạt phương pháp phân tích điểm nút.

Hình 2. 8: Phân tích ảnh hướng của các thông số bằng phương pháp phân tích điểm nút.
Luận văn tốt nghiệp Chương 2
SVTH: Lương Minh Nhựt 16

2.2.2 Đặc tính dòng chảy trong ống khai thác.
2.2.2.1 Thành phần áp suất tổn thất trong ống khai thác.
2
sin
2
m m m m m m
m
c c c
f v v dv
dP g
dZ g g d g dZ


  


sin
m
c
g
g

: thành phần tổn thất thế năng do chênh lệch cao độ.

2
2

m m m
c
fv
gd

: thành phần tổn thất áp suất do ma sát giữa chất lưu và thành ống.

m m m
c
v dv
g dZ

: thành phần tổn thất áp suất do thay đổi vận tốc của chất lưu.
2.2.2.2 Đồ thị Pressure Tranverse.
Áp suất tổn thất trong ống khai thác có thể dự đoán bằng cách sử dụng các tương
quan dòng chảy đa pha hoặc dùng đồ thị “Pressure tranverse”. Áp suất tổn thất trong
ống khai thác giữa đoạn trên điểm bơm ép và dưới điểm bơm ép sẽ khác nhau do giá trị
tỷ số khí dầu (GLR) khác nhau. Ở đoạn dưới điểm bơm ép, GLR chỉ bao gồm khí có sẵn
trong vỉa. Ở đoạn trên điểm bơm ép, GLR bao gồm luôn cả lượng khí bơm ép.

Hình 2. 9: Đồ thị các đường Pressure Tranveser ứng với đường kính trong ống khai thác
1.995 inch, lưu lượng khai thác 500 thùng/ngày, hàm lượng nước 0%.
Luận văn tốt nghiệp Chương 2
SVTH: Lương Minh Nhựt 17

Để hiểu rõ hơn ta cũng khảo sát ví dụ sau:
Khí được bơm ép từ bề mặt với áp suất 1000 psia, gradient tăng áp theo chiều sâu
là 30 psia/1000ft. Ban đầu khí được bơm ép ở van thứ 4 tại 3800 ft. Giếng khai thác với
500 psia drawdown. Gradient áp suất trong ống khai thác dưới điểm bơm ép 0.44 psia/ft.
Áp suất tổn thất qua van 4 là 250 psia. Gradient áp suất trong ống khai thác trên điểm

bơm ép là 0.27 psia/ft. Trong ví dụ cũng minh hoạt cho trường hợp bơm ép ở van thứ 7
tai 5000 ft, với tổn thất áp suất qua van là 50psia, drawdown 850 psia.

Hình 2. 10: Ví dụ minh họa đường Pressure Tranverse trong giếng gaslift.
Nhận xét:
 Độ sâu bơm ép tối đa phụ thuộc vào áp suất máy nén khí ở bề mặt.
 Điểm bơm ép càng sâu sẽ tạo drawdown càng lớn, tức là cho lưu lượng khai thác
càng cao.
 Gradient tổn thất áp suất trong ống khai thác trên và dưới điểm bơm ép sẽ khác
nhau do sự khác nhau về tỷ số khí dầu (GLR).
Khi ta tăng lưu lượng khí bơm ép thì lưu lượng chất lưu khai thác được cũng sẽ
tăng theo, nhưng chỉ đến một giá trị tối đa. Nếu lưu lượng khai thác đã đạt giá trị tối đa,
Luận văn tốt nghiệp Chương 2
SVTH: Lương Minh Nhựt 18

mà ta tiếp tục tăng lưu lượng khí bơm ép sẽ làm giảm lưu lượng khai thác. Lưu lượng
bơm ép khí mà cho lưu lượng khai thác đạt tối đa, được gọi là lưu lượng bơm ép khí tối
ưu.

Hình 2. 11: Ảnh hưởng của lưu lượng khí bơm ép đến lưu lượng khai thác.
Hình trên cũng cho thấy gaslift có thể áp dụng để hỗ trợ cho giếng đang khai thác
tự phun hoặc để phục hồi khả năng cho dòng của giết đã chết. Đối với giếng đã chết, ta
cần sử dụng một giá trị áp suất “Kick off pressure” để kích hoạt giếng cho dòng trở lại.
2.2.2.3 Các tương quan dòng chảy đa pha.
Ứng với từng tương quan khác nhau, các thông số dùng để tính toán các tổn thất
là khác nhau. Có rất nhiều tương quan khác nhau để tính toán tổn thất áp lực của dòng
chảy trong ống, nhưng về bản chất được chia làm 3 nhóm chính:
 Nhóm 1: nhóm tương quan không quan tâm đến chế độ trượt pha (no–slip) và
không quan tâm đến chế độ dòng chảy gồm các tương quan: Poett mann
& Carpenter, Baxedell & Thomas, Facher & Brown.

 Nhóm 2: quan tâm đến hiện tượng trượt pha nhưng không quan tâm đến chế độ
dòng chảy, gồm các tương quan: Hagedorn & Brown, Gray, Ashiem.
 Nhóm 3: quan tâm đến dòng chảy và chế độ trượt pha gồm các tương quan: Duns
& Ros, Orkiszewski, Aziz, Beggs & Brill, Mukherjee & Brill.
Trong các tương trên thì tương quan Hagedorn & Brown, Gray và tương quan
Beggs & Brill đang được sử dụng rộng rãi trong các phần mềm thương mại trong ngành
công nghiệp dầu khí. Mỗi tương quan được áp dụng tốt cho từng điều kiện giếng riêng
biệt. Tùy thuộc vào chất lưu khai thác (dầu, khí hay condersate), góc nghiêng của giếng
(giếng đứng hay giếng ngang) mà chọn tương quan cho phù hợp.