ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP. HCM TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA -----------------
NGUYỄN THẾ DUY
XÂY DỰNG MÔ HÌNH ỨNG XỬ PHA CHO MỎ KHÍ CONDENSAT–ỨNG DỤNG DỰ BÁO KHAI THÁC CHO MỎ KHÍ HỪNG ĐÔNG, BỒN TRŨNG CỬU LONG
Chuyên ngành: Địa chất dầu khí ứng dụng Mã số học viên: 09360599
LUẬN VĂN THẠC SĨ
TP. Hồ Chí Minh, tháng 07 năm 2012
Công trình được hoàn thành tại: Trường Đại học Bách Khoa-ĐHQG-HCM Cán bộ hướng dẫn khoa học : ......................................................................
Cán bộ chấm nhận xét 1 : ...........................................................................
Cán bộ chấm nhận xét 2 : ...........................................................................
Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp. HCM ngày . . . . . tháng . . . . năm . . . . . Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm: (Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị của Hội đồng chấm bảo vệ luận văn thạc sĩ) 1. ................................................................ 2. ................................................................ 3. ................................................................ 4. ................................................................ 5. ................................................................ Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV và Trưởng Khoa quản lý chuyên ngành sau khi luận văn đã được sửa chữa (nếu có). CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG
TRƯỞNG KHOA...................
LỜI CẢM ƠN
Sau một thời gian học tập, nghiên cứu và làm việc một cách nghiêm túc, luận văn cao học chuyên ngành Điạ Chất Dầu Khí Ứng Dụng với đề tài nghiên cứu “XÂY DỰNG MÔ HÌNH ỨNG XỬ PHA CHO MỎ KHÍ CONDENSAT-ỨNG DỤNG DỰ BÁO KHAI THÁC CHO MỎ KHÍ HỪNG ĐÔNG, BỒN TRŨNG CỬU LONG” của học viên Nguyễn Thế Duy đã hoàn tất. Để có được thành quả này, tác giả đã nhận được rất nhiều sự giúp đỡ trong việc truyền đạt kiến thức, kinh nghiệm và tận tình chỉ bảo của các thầy cô giáo trong khoa Kỹ thuật Địa chất và Dầu khí - Đại học Bách Khoa TPHCM, các thầy hướng dẫn, cán bộ phản biện, lãnh đạo phòng và bạn bè đồng nghiệp trong công ty. Tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn chân thành đối với sự giảng dạy đầy nhiệt huyết của các thầy cô giảng viên khoa Kỹ thuật Địa Chất & Dầu Khí trường Đại học Bách Khoa thành phố Hồ Chí Minh trong suốt quá trình hoàn thành khóa cao học tại trường. Đặc biệt xin chân thành cảm ơn sự giúp đỡ và hướng dẫn nhiệt tình, tận tâm của cán bộ hướng dẫn: TS Mai Cao Lân đã hướng dẫn tác giả từ lúc lập đề cương và hoàn thành bản luận văn này. Thaønh phoá Hoà Chí Minh, thaùng 07/2012. Nguyễn Thế Duy
i
TÓM TẮT LUẬN VĂN Trước khi có thể sử dụng mô hình thủy động lực để dự báo khai thác và đánh giá các yếu tố có thể tác động đến quá trình khai thác của một mỏ mới, các nghiên cứu chi tiết về các mặt đặc tính đá chứa và đặc tính của chất lưu trong đá chứa, phải được tiến hành một cách cẩn thận. Trong đó việc nghiên cứu các đặc tính chất lưu sẽ cho cái nhìn tổng quan về sự biến đổi giữa các pha hay còn gọi là ứng xử pha trong cùng một chất lưu, là yếu tố đầu vào rất quan trọng đặc biệt là trong các vỉa khí condensat. Nếu không nghiên cứu đầy đủ và cẩn thận cũng như không mô phỏng lại được các ứng xử pha theo sự biến đổi áp suất và nhiệt độ thì sẽ không đánh giá được hết các rủi ro do sự tách pha lỏng cũng như động thái của mỏ khí condensat do sự suy giảm áp suất trong quá trình khai khác. Vì thế luận văn này được thực hiện với mục đích tìm hiểu cơ sở lý thuyết, từ đó ứng dụng vào thực tiễn xây dựng mô hình ứng xử pha bằng phương trình trạng thái phù hợp cho đối tượng khí condensat cụ thể. Trong đó quy trình xây dựng mô hình ứng xử pha tổng quát được trình bày tại Chương 2 của luận văn. Quy trình cụ thể được áp dụng có chọn lọc và nêu lên quan điểm cá nhân được nêu lên trong Chương 3, khi áp dụng vào thực tiễn để xây dựng mô hình ứng xử pha cho mỏ khí condensat Hừng Đông. Kết quả mô phỏng các ứng xử pha bằng phương trình trạng thái sau khi đã được hiểu chỉnh và đạt độ tin cậy sẽ được ứng dụng vào mô hình thủy động lực đặc tính dầu cải tiến để dự báo khai thác và đánh giá các yếu tố có thể ảnh hưởng đến quá trình khai thác được nêu lên trong Chương 4 của luận văn. Ý nghĩa thực tiễn của luận văn là đã nêu lên được quy trình xây dựng mô hình ứng xử pha áp dụng cho khí condensat (có sự hỗ trợ của phần mềm thương mại PVTi của Schlumberger), từ cách kiểm tra thông số đầu vào, lựa chọn các thông số hiệu chỉnh, cách đánh giá trọng số các thông số hiệu chỉnh, thứ tự hiệu chỉnh… Đồng thời khi ứng dụng kết quả mô phỏng các ứng xử pha vào mô hình thủy động lực tập F mỏ khí condensat Hừng Đông, sau khi đã hiệu chỉnh phù hợp với số liệu thử vỉa DST, để dự báo khai thác cho mỏ đã đưa ra được một số nhận định về số lượng giếng khai thác tối ưu, chế độ khai thác phù hợp với mức độ tin cậy của số liệu hiện tại, đánh giá mức độ ảnh hưởng của các yếu tố không chắc chắn đến hệ số thu hồi…
ii
Tuy nhiên, luận văn vẫn còn một số hạn chế do nguyên nhân khách quan: thiếu thông tin dự báo về nhu cầu sử dụng khí trong suốt quá trình dự báo khai thác (đóng vai trò là yếu tố kiểm soát về mặt kinh tế); chưa đánh giá được các yếu tố không chắc chắn ảnh hưởng đến hệ số thu hồi trên biên độ khảo sát rộng (do giới hạn về thời gian thực hiện đề tài); về mặt thực tiễn của mô hình còn thiếu sự đóng góp của tập E mỏ khí Hừng Đông (không được khảo sát trong luận văn này), tuy vai trò của tập E trong mỏ khí Hùng Đông chỉ chiếm một phần ba về mặt trữ lượng khí tại chỗ, nhưng trong quá trình khai thác nếu có thể đánh giá thêm tác động của tập E thì mức độ thực tiễn đóng góp sẽ cao hơn mức độ dự báo hiện tại. Cuối cùng, luận văn đã đạt được một số ý nghĩa thực tiễn nhất định có thể được tham khảo ứng dụng cho các nghiên cứu tương tự hoặc làm tài liệu tham khảo cho những nghiên cứu có liên quan.
iii
MỤC LỤC MỞ ĐẦU .......................................................................................................................xiv CHƯƠNG 1: CƠ SỞ LÝ THUYẾT ................................................................................ 1 1.1 Lý thuyết về ứng xử pha .......................................................................................... 1 1.1.1 Khái niệm cơ bản ............................................................................................ 1 1.1.2 Ứng xử pha của các hệ hydrocacbon.............................................................. 1 1.1.2.1 Hệ đơn cấu tử ...................................................................................... 1 1.1.2.2 Hệ hai cấu tử ....................................................................................... 3 1.1.2.3 Hệ đa cấu tử ........................................................................................ 5 1.2 Đặc trưng cơ bản của khí condensat........................................................................ 8 1.2.1 Tính chất cơ bản của khí condensat ............................................................... 8 1.2.2 Đặc trưng dòng chảy của khí condensat ....................................................... 10 1.2.2.1 Ứng xử và trạng thái cân bằng pha ................................................... 10 1.2.2.2 Sự thay đổi ứng xử pha trong quá trình khai thác ............................ 11 1.2.2.3 Ứng xử dòng chảy khí condensat lân cận giếng khoan .................... 12 1.2.2.4 Hiện tượng tích tụ condensat vùng cận đáy giếng ............................ 14 1.3 Các phương pháp lấy mẫu và các thí nghiệm phân tích PVT ............................... 15 1.3.1 Các phương pháp lấy mẫu chất lưu .............................................................. 15 1.3.1.1 Phương pháp lấy mẫu đáy giếng ...................................................... 16 1.3.1.2 Phương pháp lấy mẫu bề mặt ........................................................... 17 1.3.2 Các thí nghiệm phân tích PVT của khí condensat ....................................... 18 1.3.2.1 Thí nghiệm CCE ............................................................................... 18 1.3.2.2 Thí nghiệm CVD .............................................................................. 20 iv
1.4 Tính toán cân bằng pha và phương trình trạng thái .............................................. 21 1.4.1 Tính toán cân bằng pha ................................................................................ 21 1.4.1.1 Tỷ số cân bằng pha Ki ...................................................................... 21 1.4.1.2 Tính toán cân bằng hai pha ............................................................... 22 1.4.1.3 Tính toán tỷ số cân bằng pha cho các thành phần nặng ................... 24 1.4.2 Phương trình trạng thái ................................................................................. 25 1.4.2.1 Phương trình trạng thái Van der Waals ............................................ 26 1.4.2.2 Phương trình trạng thái Redlich-Kwong (RK): ................................ 30 1.4.2.3 Phương trình trạng thái Soave-Redlich-Kwong (SRK) .................... 31 1.4.2.4 Phương trình trạng thái Peng-Robinson (PR) ................................... 35 1.4.3 Ứng dụng của phương trình trạng thái ......................................................... 38 1.4.3.1 Tính hệ số cân bằng pha Ki .............................................................. 38 1.4.3.2 Tính áp suất điểm sương Pd ............................................................. 39 1.4.3.3 Tính áp suất pha khí pv .................................................................... 41 1.5 Mô tả thành phần Hydrocacbon nặng ................................................................... 42 1.5.1 Phân loại thành phần Hydrocacbon .............................................................. 42 1.5.2 Tính toán các giá trị tới hạn và hệ số lệch tâm ω ......................................... 42 1.5.2.1 Phương pháp của Pederson ............................................................... 43 1.5.2.2 Phương pháp của Kesler và Lee ....................................................... 43 1.5.3 Hệ số tương tác nhị phân .............................................................................. 44 1.5.4 Nguyên tắc nhóm các thành phần nặng (lumping) ....................................... 44 2.1 Kiểm tra dữ liệu đầu vào ....................................................................................... 46 2.1.1 Phương pháp kiểm tra bằng đồ thị ............................................................... 47 v
2.1.1 Phương pháp loại trừ .................................................................................... 48 2.2 Mô phỏng các thí nghiệm PVT bằng phương trình trạng thái .............................. 48 2.2.1 Mô phỏng thí nghiệm CCE .......................................................................... 49 2.2.2 Mô phỏng thí nghiệm CVD .......................................................................... 50 2.3 Hiệu chỉnh phương trình trạng thái để phù hợp với số liệu thực nghiệm ............. 53 2.3.1 Lựa chọn các thông số hiệu chỉnh trong phương trình trạng thái ................ 54 2.3.2 Các bước hiệu chỉnh thông số trong phương trình trạng thái....................... 54 CHƯƠNG 3: XÂY DỰNG MÔ HÌNH ỨNG XỬ PHA CHO MỎ KHÍ CONDENSAT HỪNG ĐÔNG ............................................................................................................... 57 3.1 Kiểm tra và xây dựng dữ liệu đầu vào .................................................................. 57 3.1.1 Kiểm tra dữ liệu đầu vào .............................................................................. 57 3.1.2 Xây dựng dữ liệu đầu vào ............................................................................ 58 3.1.2.1 Dữ liệu thành phần chất lưu.............................................................. 58 3.1.2.2 Dữ liệu thực nghiệm từ các thí nghiệm PVT .................................... 59 3.2 Lựa chọn phương trình trạng thái .......................................................................... 61 3.3 Mô phỏng thí nghiệm bằng phương trình trạng thái ............................................. 62 3.3.1 Kết quả mô phỏng trước khi hiệu chỉnh ....................................................... 63 3.3.2 Kết quả mô phỏng sau khi hiệu chỉnh .......................................................... 67 3.3.2.1 Lựa chọn các thông số hiệu chỉnh trong phương trình trạng thái..... 67 3.3.2.2 Các bước hiệu chỉnh thông số trong phương trình trạng thái ........... 68 3.3.2.3 Kết quả quá trình mô phỏng thí nghiệm PVT bằng phương trình trạng thái sau khi đã hiệu chỉnh...................................................................................... 70 3.3.3 Đánh giá kết quả mô phỏng .......................................................................... 74
vi
CHƯƠNG 4: ỨNG DỤNG MÔ HÌNH ỨNG XỬ PHA ĐỂ DỰ BÁO KHAI THÁC CHO MỎ KHÍ CONDENSAT HỪNG ĐÔNG ............................................................. 77 4.1 Tổng quan về đối tượng nghiên cứu...................................................................... 77 4.1.1 Lịch sử thăm dò và thẩm lượng .................................................................... 77 4.1.1.1 Vị trí mỏ khí condensat Hừng Đông ................................................ 77 4.1.1.2 Lịch sử thăm dò và thẩm lượng ........................................................ 78 4.1.2 Sơ lược đặc điểm địa tầng khu vực mỏ khí condensat Hừng Đông ............. 79 4.1.3 Trữ lượng khí tại chỗ tập F mỏ khí Hừng Đông .......................................... 82 4.2 Mô hình thủy động lực mỏ khí Hừng Đông .......................................................... 83 4.2.1 Tính chất đá chứa và chất lưu vỉa ................................................................. 83 4.2.1.1 Tính chất đá chứa.............................................................................. 83 4.2.1.2 Tính chất chất lưu vỉa ....................................................................... 86 4.2.2 Mô hình thủy động lực ................................................................................. 91 4.2.2.1 Mô hình địa chất ............................................................................... 91 4.2.2.2 Mô hình thủy động lực ..................................................................... 94 4.2.3 Kết quả bài toán mô phỏng........................................................................... 97 4.2.3.1 Hiệu chỉnh giá trị trữ lượng khí tại chỗ ban đầu............................... 97 4.2.3.2 Hiệu chỉnh mô hình phù hợp với dữ liệu thử vỉa tại giếng HD-1X (DST#2) và giếng HD-3X (DST#1)............................................................................... 97 4.2.3.3 Dự báo khai thác ............................................................................. 102 Kết luận kiến nghị ........................................................................................................ 110
vii
DANH SÁCH HÌNH VẼ Hình 1.1 Biểu đồ Áp suất – Thể tích của hệ đơn cấu tử .................................................. 2 Hình 1.2 Biểu đồ Áp suất – Nhiệt độ của hệ đơn cấu tử.................................................. 3 Hình 1.3 Biểu đồ Áp suất – Thể tích của hệ hai cấu tử ................................................... 4 Hình 1.4 Biểu đồ Áp suất – Nhiệt độ của hệ hai cấu tử ................................................... 4 Hình 1.5 Biểu đồ Áp suất – Nhiệt độ của hệ đa cấu tử .................................................... 5 Hình 1.6 Biểu đồ pha Áp suất-Nhiệt độ của khí khô ....................................................... 6 Hình 1.7 Biểu đồ pha Áp suất-Nhiệt độ của khí ướt ........................................................ 6 Hình 1.8 Biểu đồ pha Áp suất-Nhiệt độ của khí ngưng tụ ngược .................................... 7 Hình 1.9 Biểu đồ pha Áp suất-Nhiệt độ của dầu thô ....................................................... 8 Hình 1.10 Biểu đồ tam giác phân loại chất lưu Dầu-Khí dựa vào thành phần ................ 9 Hình 1.11 Biểu đồ pha Áp suất-Nhiệt độ của vỉa khí condensat ................................... 10 Hình 1.12 Ảnh hưởng của thành phần đến đường bao pha trong quá trình giảm áp ..... 11 Hình 1.13 Mô hình thay đổi thành phần khí condensat trong quá trình khai thác ......... 12 Hình 1.14 Biểu đồ phân chia 3 vùng ứng xử khác nhau của dòng chảy khí condensat . 13 Hình 1.15 Biểu đồ minh họa sự thay đổi độ bão hòa Dầu và độ linh động của từng pha theo vùng ........................................................................................................................ 14 Hình 1.16 Biểu đồ mô tả sự hình thành condensat tích tụ vùng cận đáy giếng ............. 15 Hình 1.17 Biểu đồ phân bố áp suất theo độ sâu mô tả ranh giới Khí-Dầu và Dầu-Nước ........................................................................................................................................ 17 Hình 1.18 Sơ đồ thiết bị bề mặt trong phương pháp lấy mẫu bề mặt ............................ 18 Hình 1.19 Biểu đồ minh họa thí nghiệm CCE đối với khí Condensat ........................... 19 Hình 1.20 Biểu đồ minh họa thí nghiệm CVD đối với khí Condensat .......................... 20 Hình 1.21 Biểu đồ minh họa giá trị hiệu chỉnh hệ số..................................................... 25 viii
Hình 1.22 Biểu đồ pha hệ đơn cấu tử trong mối tương quan Áp suất-Thể tích ............. 28 Hình 1.23 Sơ đồ quy trình tính tỷ số cân bằng pha Ki ................................................... 38 Hình 2.1 Quy trình xây dựng mô hình ứng xử pha ........................................................ 46 Hình 2.2 biểu đồ Đề-cát-Logarit giữa tỷ lệ thành phần với khối lượng phân tử ........... 48 Hình 2-3 Biểu đồ thực hiện mô phỏng thí nghiệm CVD bằng phương trình trạng thái 51 Hình 3.1 biểu đồ Đề-cát-Logarit giữa tỷ lệ thành phần nặng với khối lượng phân tử... 57 Hình 3.2 Cơ sở dữ liệu về tổng thành phần của khí condensat tại giếng HD-3X .......... 59 Hình 3.3 Cơ sở dữ liệu về thí nghiệm CVD mẫu chất lưu đáy giếng HD-3X ............... 60 Hình 3.4 Cơ sở dữ liệu về thí nghiệm CCE mẫu chất lưu đáy giếng HD-3X................ 60 Hình 3.5 Cơ sở dữ liệu về thí nghiệm xác định áp suất điểm sương ............................. 61 Hình 3.6 Lựa chọn phương trình trạng thái và phương pháp hiệu chỉnh độ nhớt ......... 62 Hình 3.7 Độ bão hòa pha lỏng trong thí nghiệm CCE chưa hiệu chỉnh ........................ 63 Hình 3.8 Thể tích tương đối trong thí nghiệm CCE chưa hiệu chỉnh ............................ 63 Hình 3.9 Giá trị hệ số nén pha khí trong thí nghiệm CCE chưa hiệu chỉnh .................. 64 Hình 3.10 Khối lượng riêng pha khí trong thí nghiệm CCE chưa hiệu chỉnh ............... 64 Hình 3.11 Độ bão hòa pha lỏng trong thí nghiệm CVD chưa hiệu chỉnh ...................... 64 Hình 3.12 Giá trị hệ số nén pha khí trong thí nghiệm CVD chưa hiệu chỉnh................ 65 Hình 3.13 Giá trị hệ số nén hai pha trong thí nghiệm CVD chưa hiệu chỉnh ................ 65 Hình 3.14 Khối lượng riêng pha khí trong thí nghiệm CVD chưa hiệu chỉnh .............. 65 Hình 3.15 Lựa chọn các thông số hồi quy trong phần mềm PVTi ................................ 67 Hình 3.16 Định nghĩa các thành phần nặng bằng phương pháp nhóm .......................... 68 Hình 3.17 Bảng phân tích độ nhạy từng thông số theo ma trận Hessian ....................... 69 Hình 3.18 Các thông số được lựa chọn để tiến hành hồi quy ........................................ 70
ix
Hình 3.19 Độ bão hòa pha lỏng trong thí nghiệm CCE đã hiệu chỉnh .......................... 71 Hình 3.20 Thể tích tương đối trong thí nghiệm CCE đã hiệu chỉnh .............................. 71 Hình 3.21 Giá trị hệ số nén pha khí trong thí nghiệm CCE đã hiệu chỉnh .................... 72 Hình 3.22 Giá trị độ nhớt pha khí trong thí nghiệm CCE đã hiệu chỉnh ....................... 72 Hình 3.23 Khối lượng riêng pha khí trong thí nghiệm CCE đã hiệu chỉnh ................... 72 Hình 3.24 Độ bão hòa pha lỏng trong thí nghiệm CVD đã hiệu chỉnh.......................... 73 Hình 3.25 Giá trị hệ số nén pha khí trong thí nghiệm CVD đã hiệu chỉnh.................... 73 Hình 3.26 Giá trị hệ số nén hai pha trong thí nghiệm CVD đã hiệu chỉnh .................... 73 Hình 3.27 Khối lượng riêng pha khí trong thí nghiệm CVD đã hiệu chỉnh .................. 74 Hình 3.28 Giá trị độ nhớt pha khí trong thí nghiệm CVD đã hiệu chỉnh ...................... 74 Hình 4.1 Vị trí mỏ khí condensat Hừng Đông trong bồn trũng Cửu Long.................... 77 Hình 4.2 Vị trí các giếng thăm dò và thẩm lượng mỏ khí condensat Hừng Đông ........ 79 Hình 4.3 Mặt cắt địa chấn qua các giếng khoan trong mỏ khí Hừng Đông................... 80 Hình 4.5 Quan hệ rỗng – thấm từ số liệu mẫu lõi HD-2X, HD-3X ............................... 84 Hình 4.6 Kết quả đo độ thấm pha khí-dầu các giếng HD-2X, HD-3X và HD-4X ........ 85 Hình 4.7 Độ thấm pha khí-dầu các giếng HD-2X, HD-3X và HD-4X sau khi hiệu chỉnh ........................................................................................................................................ 85 Hình 4.8 Thành phần mẫu chất lưu tập F tại giếng HD-1X và HD-3X tương đồng nhau ........................................................................................................................................ 90 Hình 4.9 Quy trình xây dựng mô hình địa chất ............................................................. 91 Hình 4.10 Dữ liệu đo địa vật lý giếng khoan tại đoạn lấy mẫu lõi ................................ 92 Hình 4.11 Quan hệ độ rỗng - độ thấm từ kết quả phân tích mẫu lõi thông thường ....... 93 Hình 4.12 Bản đồ phân bố độ thấm tập F mỏ khí Hừng Đông ...................................... 93 Hình 4.13 Giá trị độ thấm pha dầu-khí cho từng bảng .................................................. 95 x
Hình 4.14 Giá trị áp suất mao dẫn cho từng bảng .......................................................... 95 Hình 4.15 Bản đồ phân bố độ bão hòa khí theo tướng đá .............................................. 96 Hình 4.16 Lựa chọn thông số PVT cho mô hình thủy động .......................................... 96 Hình 4.17 Bản đồ phân chia các khu vực chính của mỏ khí Hừng Đông ...................... 97 Hình 4.18 Mô hình thủy động cục bộ khu vực giếng HD-1X ....................................... 98 Hình 4.19 Kết quả phù hợp giá trị lịch sử trước khi hiệu chỉnh mô hình ...................... 99 Hình 4.20 Kết quả phù hợp giá trị lịch sử cuối cùng sau khi hiệu chỉnh mô hình....... 100 Hình 4.21 Mô hình thủy động cục bộ khu vực giếng HD-3X ..................................... 100 Hình 4.22 Kết quả phù hợp giá trị lịch sử trước khi hiệu chỉnh mô hình .................... 101 Hình 4.23 Kết quả phù hợp giá trị lịch sử cuối cùng sau khi hiệu chỉnh mô hình....... 102 Hình 4.24 So sánh kết quả mô hình toàn cục và mô hình cục bộ ................................ 103 Hình 4.25 Bản đồ phân bố giếng khai thác trong trường hợp có 30 giếng khai thác .. 104 Hình 4.26 So sánh kết quả dự báo các mô hình 30, 23 và 20 giếng khai thác ............. 104 Hình 4.27 Bản đồ phân bố giếng khai thác trong trường hợp có 23 giếng khai thác .. 105 Hình 4.28 kết quả so sánh hai chế độ khai thác cùng thời điểm và từng giai đoạn ..... 106 Hình 4.29 Kết quả các phương án khai thác có tính tới yếu tố không chắc chắn về độ thấm .............................................................................................................................. 107 Hình 4.30 Kết quả các phương án khai thác có tính tới yếu tố không chắc chắn về độ liên thông ...................................................................................................................... 108
xi
DANH SÁCH BẢNG BIỂU Bảng 1.1 Thành phần và tính chất vật lý cơ bản của các chất lưu Dầu-Khí (Wall, 1982) .......................................................................................................................................... 9 Bảng 2.1 Thành phần hỗn hợp sau khi nhóm các thành phần nặng ............................... 55 Bảng 2.2 Ví dụ về quy trình nhóm và hồi quy theo Whitson và Brule .......................... 55 Bảng 2.3 Các thông số hồi quy của từng thành phần ..................................................... 56 Bảng 3.1 So sánh kết quả thí nghiệm CCE chưa hiệu chỉnh với số liệu thực nghiệm .. 66 Bảng 3.2 So sánh kết quả thí nghiệm CVD chưa hiệu chỉnh với số liệu thực nghiệm .. 66 Bảng 3.3 Bảng tiêu chuẩn đánh giá chất lượng hiệu chỉnh của ConocoPhillips ........... 70 Bảng 3.4 So sánh kết quả thí nghiệm CVD đã hiệu chỉnh với số liệu thực nghiệm ...... 74 Bảng 3.5 So sánh kết quả thí nghiệm CCE đã hiệu chỉnh với số liệu thực nghiệm ...... 75 Bảng 4.1 Trữ lượng Khí tại chỗ và Khí đồng hành theo phương pháp Monte-Carlo .... 83 Bảng 4.2 Số lượng mẫu lõi cho các mục đích phân tích RCAL .................................... 84 Bảng 4.3 các thông số cơ bản của quá trình thử vỉa mỏ khí Hừng Đông ...................... 86 Bảng 4.4 Thông số vỉa được sử dụng cho phân tích tài liệu thử vỉa giếng 1X, tập F ... 88 Bảng 4.5 Thông số vỉa được sử dụng cho phân tích tài liệu thử vỉa giếng 3X, tập F ... 88 Bảng 4.6 Các loại mẫu chất lưu thu thập được trong tập F............................................ 88 Bảng 4.7 Sản lượng khai thác khí và condensat trong các phương án có tính tới yếu tố ảnh hưởng của độ thấm. ............................................................................................... 108 Bảng 4.8 Sản lượng khai thác khí và condensat trong các phương án có tính tới yếu tố ảnh hưởng của độ liên thông. ....................................................................................... 109
xii
KÝ HIỆU VÀ TỪ VIẾT TẮT Ký hiệu γ = tỷ trọng riêng. ω = hệ số acentric. ρ = khối lượng riêng. µ = độ nhớt. Φ iL = hệ số dễ bay hơi của thành phần thứ i trong pha lỏng. ΦVi = hệ số dễ bay hơi của thành phần thứ i trong pha khí
Ω a , Ωb = các hằng số để tính toán các hệ số a, b của phương trình trạng thái.
Bg = hệ số thể tích thành hệ của khí. Bo =hệ số thể tích thành hệ của dầu. c = hệ số thứ ba trong phương trình trạng thái ba biến. C = hệ số nén đẳng nhiệt của chất lưu đơn pha. f i L = độ dễ bay hơi của thành phần thứ i trong pha lỏng. f i v = độ dễ bay hơi của thành phần thứ i trong pha khí
kij = hệ số tương quan nhị phân. Ki = tỷ số cân bằng pha Kw = hệ số Watson. M = khối lượng phân tử. n = số mol của hỗn hợp. nL = số mol của pha lỏng. nv = số mol của pha khí.
xiii
pd = áp suất điểm đọng sương. pb = áp suất điểm bọt khí. R = hằng số khí (hằng số vũ trụ). Tb = nhiệt độ điểm sôi. Tc = nhiệt độ tới hạn. VL = thể tích của pha lỏng. Vrel = thể tích tương đối. Vsat = thể tích tại áp suất bão hòa. xi = tỷ lệ mol của thành phần thứ i trong pha lỏng. yi = tỷ lệ mol của thành phần thứ i trong pha khí. zi = tỷ số mol của thành phần thứ i trong hỗn hợp. Z = hệ số nén khí. ZL = hệ số nén của pha lỏng. Zv = hệ số nén của pha khí. Các từ viết tắt EOS = Equation of state. CCE = Constant composition expansion. CVD = Constant volume depletion. SCN = Single carbon number. MCN = Multiple carbon number. PVT = Pressure volume temperature. NTG= Net to Gross MBO= Modified black oil.
xiv
MỞ ĐẦU 1. Tính cấp thiết của đề tài: Mỏ khí condensat Hừng Đông là một trong những phát hiện quan trọng trong bồn trũng Cửu Long trong năm 2003. Việc khoan thăm dò và thẩm lượng đã được tiến hành tại cấu tạo Hừng Đông với các giếng khoan HD-1X, HD-2X, HD-3, HD-4X vào các năm 2003, 2005 và 2006. Từ các thông số thu được trong quá trình thăm dò và thẩm lượng, việc nghiên cứu các thông số vỉa để xây dựng các mô hình địa chất và mô hình thủy động được thực hiện nhằm đưa ra chiến lược khai thác thích hợp trong tương lai. Thông số về PVT là một trong những thông số quan trọng để xây dựng mô hình thủy động, đặc biệt với đối tượng là mỏ khí condensat. Do đó, thông số thí nghiệm PVT được thu thập sẽ được phân tích, kiểm tra và mô hình hóa bằng các phương trình trạng thái thích hợp (được hiệu chỉnh để phù hợp với các số liệu thí nghiệm), các phương trình trạng thái càng chính xác càng thể hiện đúng bản chất của chất lưu trong môi trường vỉa. Vì vậy quy trình xây dựng mô hình ứng xử pha và ứng dụng của nó trong mô hình thủy động lực để dự báo khai thác được chọn làm đối tượng nghiên cứu chính. 2. Mục đích và nhiệm vụ của luận văn: Mục đích nghiên cứu của luận văn: nghiên cứu lý thuyết về các phương trình trạng thái. Ứng dụng phần mềm PVTi cùng dữ liệu thí nghiệm chất lưu PVT để xây dựng mô hình ứng xử pha cho mỏ khí condensat Hừng Đông. Ứng dụng kết quả làm dữ liệu đầu vào để xây dựng mô hình thủy động lực cho mỏ khí condensat Hừng Đông, từ đó tiến hành dự báo khai thác. Luận văn giải quyết các nhiệm vụ sau: Xây dựng cơ sở lý thuyết về ứng xử pha, lựa chọn phương trình trạng thái EOS thích hợp để xây dựng mô hình ứng xử pha thích hợp cho đối tượng nghiên cứu. Ứng dụng xây dựng mô hình ứng xử pha bằng phần mềm PVTi. Ứng dụng kết quả xây dựng mô hình ứng xử pha vào mô hình thủy động lực đặc tính dầu cải tiến cho đối tượng nghiên cứu là mỏ khí Condensat Hừng Đông, bồn trũng Cửu Long. Dự báo sản lượng khai thác cho cả đời mỏ.
xiv
3. Tình hình nghiên cứu: Trong các mô hình thủy động lực ngoài tính chất của đá chứa thì tính chất của chất lưu mà đại diện là các thông số về PVT đóng một vai trò rất quan trọng đến độ chính xác của mô hình. Các thông số PVT này mô tả các ứng xử pha ở điều kiện vỉa, trong giếng và tại điều kiện bề mặt cùng với quá trình thay đổi các điều kiện ban đầu của mỏ (sự thay đổi về áp suất và nhiệt độ vỉa). Đối với mô hình thủy động lực đặc tính chất lưu đa thành phần (compositional model) thì số liệu PVT càng phải được xây dựng và mô phỏng bằng các phương trình trạng thái (đã được phù hợp với các số liệu thực nghiệm) một cách chi tiết hơn để thể hiện đầy đủ sự thay đổi của các thành phần trong quá trình khai thác. Việc nghiên cứu các công cụ để xây dựng thông số PVT thông qua các phương trình trạng thái và tương quan thực nghiệm đã được thực hiện cả trong và ngoài nước với các bài báo và báo cáo cụ thể sau: 3.1. Nguyễn Vi Hùng, Hoàng Mạnh Tấn, Dự đoán tính chất vật lý Dầu mỏ bằng các tương quan thực nghiệm PVT, Tuyển tập báo cáo hội nghị khoa học công nghệ “ Viện Dầu Khí Việt Nam: 25 năm xây dựng và trưởng thành” Các tác giả đã xây dựng các tương quan phù hợp (phương trình thực nghiệm) cho việc dự đoán tính chất PVT của dầu mỏ thềm lục địa Việt Nam qua việc phân tích hàng trăm mẫu dầu từ hai bể Cửu Long và Nam Côn Sơn (được phân tích tại phòng thí nghiệm PVT của Viện Dầu Khí-VPI và Viện NCKH-TK Vietsovpetro). Đồng thời thông qua các thực nghiệm được xây dựng bằng cách sử dụng phân tích hồi quy tuyến tính để dự báo áp suất bảo hòa, tỷ suất dầu-khí, hệ số thể tích, tỷ trọng, hệ số nén và độ nhớt của mỏ dầu… với sai số nhỏ so với số liệu thực nghiệm tác giả cho rằng đã khắc phục được những nhược điểm của các nghiên cứu trước đây khi sử dụng các tương quan thông dụng như Standing, Glaso hay Vasquez và Beggs. Cuối cùng các tác giả còn đưa ra nhận định có thể sử dụng các phương trình thực nghiệm mới trong việc tính toán các thông số PVT của chất lưu (như tính toán áp suất bảo hòa của dầu mỏ trong trường hợp không lấy được mẫu…) cho các khu vực khác trên thềm lục địa Việt Nam. 3.2. Nguyễn Minh Viễn, Hiện tượng tích tụ condensat vùng cận đáy giếng và chiến lượt nâng cao khả năng khai thác mỏ khí-condensat Tác giả đã nêu được nguyên nhân hình thành condensat trong khu vực lân cận giếng khoan do suy giảm áp suất dưới áp suất điểm sương trong quá trình khai thác và hậu quả của nó tác động như thế nào đến hệ số thu hồi của mỏ khí-condensat. Đồng
xv
thời tác giả đề xuất sử dụng mô hình số học của Wheaton và Zang (2000) để mô phỏng sự hình thành condensat trong mỏ chứa, trong mô hình này cho biết sự hình thành condensat hay sự thay đổi của tổng phần mole của thành phần i do áp suất thay đổi là hàm số của thời gian t và không gian r. Từ những biện luận của mình tác giả đi tới việc xác lập mô hình thủy động lực cho mỏ khí Bạch Kim với kết luận “Việc duy trì chế độ khai thác với áp suất đáy giếng cao hay với chế độ kéo dài thời gian suy giảm áp suất mỏ sẽ làm nhẹ bớt những ảnh hưởng của tích tụ condensat đến quá trình khai thác cũng như giảm đi một lượng đáng kể thành phần nặng tích tụ nằm lại trong thành hệ. Mặc dù, sản lượng khai thác có giảm nhưng chỉ số khai thác của các giếng được duy trì tốt cho đến cuối khoảng thời gian khai thác, góp phần làm duy trì sản lượng ổn định và kéo dài”. 3.3. Nguyễn Hoàng Long, Xây dựng mô hình ứng xử pha cho các ứng dụng mô phỏng mỏ dầu khí đa thành phần. Tác giả nhấn mạnh ý nghĩa của phương trình trạng thái trong việc mô phỏng sự thay đổi của các thành phần pha khi áp suất và nhiệt độ thay đổi sẽ dẫn tới các chất lưu như khí ngưng tụ, dầu mất dần các thành phần nhẹ… khi đó tỷ lệ mol của từng thành phần trong mỗi pha biến động rất lớn, dẫn đến làm thay đổi tỷ lệ cân bằng pha khí-lỏng và ứng xử pha. Tuy nhiên việc xây dựng phương trình trạng thái tốn rất nhiều thời gian và theo tác giả cần phải hiểu rõ các thông số có độ tin cậy không cao ảnh hưởng nhiều đến quá trình hồi qui để hiệu chỉnh, giúp cải thiện sự phù hợp giữa các dữ liệu thực nghiệm và dữ liệu tính toán từ phương trình trạng thái bằng phần mềm PVTi. Bằng cách đưa ra ví dụ cụ thể tác giả đã đưa ra được nhận định một cách tổng quát về mức độ ảnh hưởng của từng thông số có độ tin cậy không cao, từ đó đưa ra các đề xuất về các bước hiệu chỉnh cũng như gợi ý về các lựa chọn tối ưu cho các nhóm biến hồi quy và quy trình hiệu chỉnh cho từng biến. Mặc dù đạt được những kết quả khả quan nhưng tác giả cũng kiến nghị nên phân tích thêm ảnh hưởng của các mô hình nhóm thành phần hydrocacbon đến quá trình hiệu chỉnh mô hình ứng xử pha khi có thêm điều kiện về thời gian. 3.4. D.l.O’Reilly, University of Adelaide, Comparative PVT Simulation: An application to Australasian Fluid Samples, SPE-129517. Bài báo nêu lên kết quả so sánh độ chính xác của các phương trình trạng thái (EOS) trong các thí nghiệm PVT, về mô phỏng các ứng xử pha và thể tích pha của các mẫu chất lưu khác nhau được thu thập tại các khu vực của nước Úc. Các phương trình xvi
trạng thái được sử dụng để so sánh bao gồm 9 phương trình trạng thái: Soave-RedlichKwong (SRK), Peng-Robinson (PR), Adachi-Lu (AL), Patel-Teja (PT), SchmidtWenzel (SW), Esmaeilzadeh-Roshanfekr (ER), ngoài 6 phương trình trạng thái thông dụng trên 3 phương trình SPR, PR và ER cải tiến được hiệu chỉnh bằng phần mềm MATLAB được sử dụng trong mô phỏng. Kết quả so sánh độ chính xác của từng phương trình trạng thái khi mô phỏng các trạng thái và thể tích pha của các mẫu chất lưu khác nhau được kết luận: - Đối với khí condensat các phương trình trạng thái Peng-Robinson (PR), SoaveRedlich-Kwong (SRK), Esmaeilzadeh-Roshanfekr (ER), Patel-Teja (PT)… cho kết quả tương đồng với kết quả thực nghiệm. Trong đó phương trình trạng thái EsmaeilzadehRoshanfekr (ER) với 4 biến có hiệu chỉnh cho kết quả gần với kết quả thực nghiệm nhất. - Đối với dầu thông thường các phương trình trạng thái 3 biến mang tính đại diện nhất là các phương trình Patel-Teja (PT), Schmidt-Wenzel (SW) và EsmaeilzadehRoshanfekr (ER). - Đối với dầu có áp suất bảo hòa thấp với thành phần chủ yếu là các thành phần trung bình thì kết quả mô phỏng bằng các phương trình trạng thái đều cho kết quả gần giống với kết quả thực nghiệm và sai khác ở các phương trình trạng thái khác nhau là không nhiều. - Đối với dầu nhẹ có tính chất vừa của pha lỏng vừa của pha khí nên trạng thái pha của nó được mô phỏng qua các phương trình trạng thái khác nhau cho những kết quả khác nhau như: Esmaeilzadeh-Roshanfekr (ER) 4 biến cho kết quả matching tốt nhất với thông số thể tích trong thí nghiệm CVD trong khi đó phương trình PengRobinson cải tiến lại cho kết quả hệ số nén khí Z với sai số nhỏ nhất… 3.5. A.H. El-Banbi, K.A. Fattah and M.H. Sayyouh: New Modified Black-Oil Correlations for Gas Condensat and Volatile Oil Fluids, SPE 102240. Bài báo nêu lên việc phát triển các công thức tương quan mới từ mô hình đặc tính dầu cải tiến (MBO-modified black oil) và ứng dụng của nó cho các mô hình mỏ khí condensat và dầu nhẹ (ban đầu phương pháp MBO được sử dụng để mô phỏng mỏ chứa với 3 thành phần chủ yếu là: khí khô, dầu và nước). Trong báo cáo có 4 thông số PVT được quan tâm khảo sát chính là tỷ số dầu-khí (Rv), tỷ số khí hòa tan-dầu (Rs), hệ số thành hệ thể tích của Dầu (Bo) và hệ số thành hệ thể tích của khí (Bg), trong đó hệ xvii
số dầu-khí, thông số quan trọng trong các tính toán cân bằng vật chất và mô hình thủy động lực đa thành phần E300, không thể tính toán bằng các tương quan thông thường trong mô hình đặc tính dầu mà phải được tính thông qua các thí nghiệm trong phòng lab kết hợp với các phương trình trạng thái được tính toán tỉ mỉ. Để xây dựng được các tương quan mới (công thức thực nghiệm) các tác giả đã sử dụng phương pháp Whitson & Torp kết hợp với 1850 giá trị từ kết quả phân tích PVT của 8 mẫu khí condensat, 1180 giá trị từ kết quả phân tích 6 mẫu dầu nhẹ) để xây dựng các thông số PVT (các thông số này phải phù hợp với kết quả thực nghiệm và phương trình trạng thái của chất lưu). Kết quả các tương quan mới giúp cho việc tính toán 4 thông số PVT tỷ số dầu-khí (Rv), tỷ số khí hòa tan-dầu (Rs), hệ số thành hệ thể tích của Dầu (Bo) và hệ số thành hệ thể tích của khí (Bg), trở nên chính xác hơn trong các mô hình mỏ khí-condensat và dầu nhẹ. 4. Phương pháp nghiên cứu: Phương pháp nghiên cứu của đề tài là dựa trên cơ sở lý thuyết về tính chất của chất lưu, các thí nghiệm PVT và các phương trình trạng thái EOS để xây dựng mô hình ứng xử pha, ứng dụng cho đối tượng nghiên cứu là mỏ khí Condensat Hừng Đông. Ngoài ra, các công cụ có thể hỗ trợ cho việc xây dựng mô hình ứng xử pha là công cụ PVTi. Trong thời gian nghiên cứu đề tài, phần mềm ECLIPSE được sử dụng để phục vụ cho quá trình xây dựng mô hình thủy động lực đặc tính dầu cải tiến và hiệu chỉnh lại mô hình cho phù hợp với số liệu thực nghiệm. 5. Ý Nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài: Phân tích, kiểm tra dữ liệu đầu vào, nêu lên quy trình cụ thể để xây dựng mô hình ứng xử pha cho khí condensat với đối tượng nghiên cứu là chất lưu thu thập từ mỏ khí condensat Hừng Đông. Đay là một trong những thông tin đầu vào quan trọng trong quy trình xây dựng mô hình thủy động lực, đặc biệt với mô hình mô hình thủy động đặc tính dầu cải tiến. Ứng dụng kết quả xây dựng mô hình ứng xử pha làm đầu vào xây dựng mô hình thủy động lực đặc tính dầu cải tiến (MBO) cho mỏ khí condensat Hừng Đông, là một mỏ hoàn toàn mới chưa có các thông số khai thác thực tế để đánh giá được tất cả các rủi ro có thể gặp trong quá trình khai thác. Kết quả mô phỏng bằng mô hình thủy dộng lực khi sử dụng thông số đầu vào đặc tính PVT của chất lưu được xây dựng ở trên sẽ là cơ sở để dự báo khai thác từ đó đưa ra phương án khai thác sơ bộ hợp lý, đánh giá tiềm
xviii
năng khai thác của mỏ (ảnh hưởng của số lượng giếng khoan, và ảnh hưởng của các thông số không chắc chắn đến hệ số thu hồi). 6. Cấu trúc của luận văn: Luận văn bao gồm mở đầu, kết luận và kiến nghị, nội dung chính gồm 4 chương và phần kết luận kiến nghị sau đây: Chương 1: là chương cơ sở lý thuyết cho luận văn. Trong chương trình sẽ trình bày các ứng xử pha của các hệ Hydrocacbon từ đơn giản đến phức tạp, tập trung vào ứng xử pha của khí ngưng tụ ngược và các đặc trưng của nó. Ngoài ra còn đề cập đến quy trình lấy mẫu chất lưu, các thí nghiệm PVT áp dụng cho khí condensat, các tính toán cân bằng pha, giới thiệu các phương trình trạng thái (EOS) thông dụng và các ứng dụng của nó. Chương 2: nêu lên quy trình xây dựng mô hình ứng xử pha một cách tổng quát. Chương 3: ứng dụng quy trình xây dựng mô hình ứng xử pha ở Chương 2 để áp dụng cho 1 đối tượng cụ thể là chất lưu mỏ khí condensat Hừng Đông, bồn trũng Cửu Long. Chương 4: ứng dụng mô hình ứng xử pha từ chương 3 làm cơ sở dữ liệu đầu vào cho mô hình thủy động lực đặc tính dầu cải tiến (MBO) để dự báo khai thác mỏ khí condensat Hừng Đông. Phần Kết luận và kiến nghị:
xix
CHƯƠNG 1: CƠ SỞ LÝ THUYẾT Chương 1 sẽ trình bày các ứng xử pha của các hệ Hydrocacbon từ đơn giản đến phức tạp, tập trung vào ứng xử pha của khí ngưng tụ ngược và các đặc trưng của nó, là đối tượng nghiên cứu chính của luận văn này. Ngoài ra còn đề cập đến quy trình lấy mẫu chất lưu, các thí nghiệm PVT áp dụng cho khí condensat, các tính toán cân bằng pha, giới thiệu các phương trình trạng thái (EOS) thông dụng và các ứng dụng của nó. 1.1 Lý thuyết về ứng xử pha 1.1.1 Khái niệm cơ bản Pha là các phần có cùng cấu trúc, cùng trạng thái, có tính chất cơ – lý – hóa xác định và các pha phân cách nhau bởi các ranh giới phân chia. Ứng xử pha là sự thay đổi pha (pha rắn – lỏng – khí) dưới tác động của điều kiện nhiệt độ và áp suất nhất định, như tinh thể đá (pha rắn) sẽ chuyển thành nước (pha lỏng) khi nhiệt độ tăng, nếu tiếp tục gia tăng về áp suất thì nước sẽ chuyển thành hơi (pha khí). Những biểu đồ toán học hay thực nghiệm thể hiện các điều kiện vật lý liên quan đến sự biến đổi của các pha được gọi là biểu đồ pha. 1.1.2 Ứng xử pha của các hệ hydrocacbon Dầu-khí thông thường là hỗn hợp của nhiều cấu tử, để hiểu được ứng xử pha của hỗn hợp này ta khảo sát lần lượt ứng xử pha các hệ cấu tử từ đơn giản đến phức tạp: 1.1.2.1 Hệ đơn cấu tử Hệ đơn cấu tử là hệ hydrocacbon đơn giản nhất, chỉ chứa một loại nguyên tử hay phân tử (hệ sạch). Hiểu rõ mối quan hệ giữa áp suất, nhiệt độ và thể tích của hệ đơn cấu tử là nền tảng để nghiên cứu ứng xử pha các hệ hydrocacbon phức tạp. Theo quy tắc pha, đối với hệ đơn cấu tử, hai pha chỉ cần sử dụng một thông số nhiệt độ hay áp suất để mô tả trạng thái nhiệt động học của hệ thống. Khảo sát ảnh hưởng của áp suất và thể tích đến ứng xử pha của hệ đơn cấu tử được biểu diễn ở biểu đồ pha, hình 1.1: Với: pc , áp suất tới hạn 1
Tc , nhiệt độ tới hạn Vc , thể tích tới hạn
Hình 1.1 Biểu đồ Áp suất – Thể tích của hệ đơn cấu tử Vùng bên trong của biểu đồ được giới hạn bởi hai đường áp suất bão hòa BC (đường áp suất điểm bọt khí, đại diện chất lỏng bão hòa) và CA (đường áp suất điểm đọng sương, đại diện thành phần hơi bão hòa) là vùng hai pha Lỏng + Khí. Vùng bên trái của biểu đồ là pha lỏng và bên phải là pha khí. Điểm C là điểm tới hạn, tại đây tính chất vật lý của pha lỏng và pha khí giống nhau, với áp suất và nhiệt độ tương ứng là áp suất tới hạn pc và thể tích tới hạn Vc . Khảo sát hệ đơn cấu tử trên biểu đồ Áp suất – Nhiệt độ ( p / T ), ta có biểu đồ pha, hình 1.2:
2
Hình 1.2 Biểu đồ Áp suất – Nhiệt độ của hệ đơn cấu tử Biểu đồ p / T đặc trưng cho hệ đơn cấu tử với đường liền nét thể hiện ranh giới giữa các pha riêng biệt: đường liền nét BA chỉ sự cùng tồn tại hai pha Rắn + Khí ở trạng thái cân bằng, tương tự AD chỉ sự cùng tồn tại hai pha Rắn + Lỏng, AC (đường cong áp suất hóa hơi hay đường công điểm sôi) tồn tại hai pha Khí + Lỏng và kết thúc tại điểm tới hạn C. Ứng với điểm tới hạn C, nhiệt độ tới hạn TC là nhiệt độ mà trên giá trị này, hỗn hợp Lỏng - Khí không thể tồn tại cùng nhau bất kể giá trị áp suất. Tương tự, áp suất tới hạn PC là áp suất mà trên giá trị này, hai pha Lỏng - Khí cũng không thể tồn tại cùng nhau bất kể nhiệt độ nào. 1.1.2.2 Hệ hai cấu tử Đặc trưng cơ bản của hệ hai cấu tử là đồng thời với sự thay đổi thành phần cấu tử thì các tính chất nhiệt động lực và tính chất vật lý sẽ có sự thay đổi tương ứng. Vì thế đối với hệ hai cấu tử cần thiết phải xác định tỷ phần mol và khối lượng từng thành phần trong hệ. Thí nghiệm nén đẳng nhiệt, sử dụng piston nén một lượng xác định chất lưu chứa hai thành phần (hai cấu tử) trong xylanh với tổn thất ma sát không đáng kể như trên ta có biểu đồ Áp suất-Thể tích, hình 1.3:
3
Hình 1.3 Biểu đồ Áp suất – Thể tích của hệ hai cấu tử Tiếp tục khảo sát hệ hai cấu tử trên biểu đồ Áp suất – Nhiệt độ ( p / T ), ta có biểu đồ pha, hình 1.4:
Hình 1.4 Biểu đồ Áp suất – Nhiệt độ của hệ hai cấu tử Hình 1.4 mô phỏng biểu đồ gồm hai đường cong: đường áp suất điểm bọt khí và đường áp suất điểm đọng sương. Hai đường này cắt nhau tại điểm tới hạn C. Tại điểm
4
này thì tính chất vật lý của hai pha lỏng và khí giống nhau. Khác với hệ đơn cấu tử, hai pha có thể cùng tồn tại ở áp suất và nhiệt độ lớn hơn áp suất và nhiệt độ tới hạn. Áp suất cao nhất mà hai pha có thể cùng tồn tại là áp suất ngưng tới hạn, pcb (cricondenbar-trên giá trị áp suất này thể khí không thể tồn tại ở bất kỳ nhiệt độ nào). Nhiệt độ cao nhất mà hai pha có thể cùng tồn tại gọi là nhiệt độ ngưng tới hạn, Tct (cricondentherm-trên giá trị nhiệt độ này thể lỏng không thể tồn tại ở bất kỳ áp suất nào). Như vậy điểm khác biệt chính giữa hệ đơn cấu tử và hệ hai cấu tử là điểm tới hạn không xác định sự mở rộng của vùng hai pha. 1.1.2.3 Hệ đa cấu tử Hệ đa cấu tử là hệ đặc trưng cho các chất lưu Dầu-Khí (phần lớn là các cấu tử hydrocacbon). Ứng xử pha của hệ đa cấu tử hydrocacbon đơn giản tương tự như ứng xử pha của hệ hai cấu tử. Tuy nhiên, các hệ đa cấu tử phức tạp hơn với nhiều thành phần khác nhau thì ứng xử pha của hệ này rất nhạy cảm với sự thay đổi của áp suất và nhiệt độ. Ứng xử pha của hệ đa cấu tử được biểu diễn qua biểu đồ Áp suất – Nhiệt độ ( p / T ), hình 1.5, sau:
Hình 1.5 Biểu đồ Áp suất – Nhiệt độ của hệ đa cấu tử
5
Hệ đa cấu tử với các thành phần khác nhau sẽ có các biểu đồ pha tương ứng khác nhau, do đó biểu đồ pha của hệ đa cấu tử được sử dụng để phân loại các chất lưu DầuKhí. Khảo sát một vài biểu đồ pha đặc trưng cho từng loại chất lưu Dầu-Khí cơ bản như (hình 1.6) sau:
Hình 1.6 Biểu đồ pha Áp suất-Nhiệt độ của khí khô Khí khô tồn tại trong điều kiện nhiệt độ vỉa lớn hơn nhiệt độ ngưng tới hạn , Tct (cricondentherm) và điều kiện áp suất, nhiệt độ bình tách nằm ngoài vùng hai pha. Trong quá trình giảm áp từ điểm A đến điều kiện bình tách, khí khô chỉ tồn tại ở trạng thái một pha khí, như hình 1.7:
Hình 1.7 Biểu đồ pha Áp suất-Nhiệt độ của khí ướt
6
Khí ướt tồn tại trong điều kiện nhiệt độ vỉa lớn hơn nhiệt độ ngưng tới hạn , Tct (cricondentherm), nhưng ở điều kiện áp suất, nhiệt độ bình tách, khí ướt tồn tại ở trạng thái hai pha (ở điều kiện vỉa khí ướt tồn tại dưới dạng pha khí, ở điều kiện bình tách một phần pha khí ngưng tụ thành pha lỏng), hình 1.8:
Hình 1.8 Biểu đồ pha Áp suất-Nhiệt độ của khí ngưng tụ ngược Tại áp suất vỉa ban đầu (1) khí ngưng tụ ngược chỉ tồn tại ở trạng thái pha khí. Trong quá trình khai thác, áp suất vỉa giảm đẳng nhiệt từ điểm (1) đến điểm (2), điểm đọng sương, pha lỏng bắt đầu xuất hiện, khí ngưng tụ ở trạng thái hai pha lỏng-khí. Khi áp suất vỉa tiếp tục giảm, tỷ lệ phần trăm pha lỏng tăng lên và đạt cực đại tại điểm (3). Tuy nhiên, khi áp suất tiếp tục giảm thành phần lỏng hóa hơi ngược trở lại làm phần trăm pha lỏng trong khí ngưng tụ giảm dần đến (4), quá trình này gọi là quá trình ngưng tụ ngược. Cuối cùng, tại điều kiện bình tách, khí ngưng tụ ngược tồn tại ở trạng thái hai pha lỏng và khí, như hình 1.9:
7
Hình 1.9 Biểu đồ pha Áp suất-Nhiệt độ của dầu thô Tại áp suất vỉa ban đầu (1) hệ tồn tại ở trạng thái pha lỏng, trong quá trình giảm áp tới E, pha khí bắt đầu xuất hiện và tăng dần tới F, tương ứng với sự suy giảm tỷ lệ pha lỏng và áp suất vỉa. Tại bình tách G, hệ tồn tại hai pha lỏng và khí. 1.2 Đặc trưng cơ bản của khí condensat Đối tượng nghiên cứu của luận văn này là khí condensat, hệ chất lưu Dầu-Khí có ứng xử pha và đặc trưng dòng chảy biến đổi phức tạp theo sự suy giảm của áp suất, do đó cần thiết phải nghiên cứu, đánh giá các tính chất vật lý của nó một cách cẩn thận. 1.2.1 Tính chất cơ bản của khí condensat Chất lưu Dầu-Khí tồn tại đa dạng trong các thể chứa, nó có thể là khí khô (không chứa bất kỳ thành phần lỏng nào) cho đến chất lỏng, chất rắn (nhựa đường, bitum…). Chất lưu Dầu-Khí được phân loại dựa trên màu sắc, tỷ trọng, tỷ số Khí-Dầu GOR… và thành phần của nó (hình 1.10), tại điều kiện và nhiệt độ xác định:
8
Hình 1.10 Biểu đồ tam giác phân loại chất lưu Dầu-Khí dựa vào thành phần Bảng 1.1 Thành phần và tính chất vật lý cơ bản của các chất lưu Dầu-Khí (Wall, 1982) Thành phần Mêtan Êtan Propan Butan Pentan Hécxan C7+ Khối lượng phân tử C7+ Tỷ số Khí-Dầu (Scf/Bbl) Tỷ số Lỏng-Khí (Bbl/MMScf) Tỷ trọng API Màu sắc
Dầu nặngtrung bình 48.83 2.75 1.93 1.60 1.15 1.59 42.15 225 625 1,600 <34.3 Xanh/đen
Dầu nhẹ
Condensat
Khí
64.36 7.52 4.74 4.12 2.97 1.38 14.91 181 2,000 500
87.07 4.39 2.29 1.74 0.83 0.60 3.80 112 182,000 55
95.85 2.67 0.34 0.52 0.08 0.12 0.42 157 105,000 9.5
50.1 Nâu/phớt đỏ
60.8 Vàng nhạt
54.7 Không màu
9
Khí condensat đặc trưng bởi tỷ số condensat-khí (CGR) từ 30 đến 300 thùng pha lỏng (condensat ngưng tụ) trên một triệu bộ khối khí tại điều kiện chuẩn. Độ sâu hầu hết của các vỉa khí condensat vào khoảng 5,000-10,000ft, áp suất vỉa từ 3,000-8,000 psi và nhiệt độ vỉa khoảng 200-400oF. 1.2.2 Đặc trưng dòng chảy của khí condensat 1.2.2.1 Ứng xử và trạng thái cân bằng pha Ứng xử pha của hệ đa cấu tử khí condensat phụ thuộc vào biểu đồ pha và điều kiện vỉa chứa. Khảo sát biểu đồ pha Áp suất-Nhiệt độ tiêu biểu của vỉa khí condensat , (hình 1.11) như sau:
Hình 1.11 Biểu đồ pha Áp suất-Nhiệt độ của vỉa khí condensat Biểu đồ pha của khí condensat tương tự biểu đồ pha của hệ đa cấu tử khí ngưng tụ ngược, với đường bao pha có giá trị ít thay đổi cùng với sự thay đổi áp suất tại điều kiện nhiệt độ vỉa lớn hơn điểm tới hạn và ngược lại. Tùy thuộc vào giá trị nhiệt độ và áp suất ban đầu của vỉa có thể phân chia: Vỉa chỉ tồn tại pha khí: tại điểm A (hình 1.11) áp suất vỉa giảm đẳng nhiệt theo đường A-A’, nhiệt độ vỉa lớn hơn nhiệt độ ngưng tới hạn (cricondentherm) nên vỉa không tồn tại hai pha với bất kỳ áp suất nào (pha khí không ngưng tụ thành pha lỏng) 10
Vỉa tồn tại hai pha (khí ngưng tụ ngược): tại điểm B, áp suất vỉa giảm đẳng nhiệt theo đường B-B1-B2-B3, nhiệt độ vỉa nhỏ hơn nhiệt độ ngưng tới hạn, áp suất vỉa gần với đường đọng sương. Trong quá trình giảm áp, B-B1 chỉ tồn tại 1 pha khí, tại B1 khí bắt đầu ngưng đọng thành pha lỏng. Quá trình giảm áp tiếp tục dưới giá trị áp suất điểm đọng sương (B1) tỷ lệ pha lỏng tăng dần tới (B2), tại đây tỷ lệ pha lỏng đạt cực đại. Áp suất tiếp tục giảm từ B2 đến B3, pha lỏng hóa hơi ngược trở lại thành pha khí (tỷ lệ pha lỏng giảm), đây chính là đặc trưng cơ bản của khí ngưng tụ ngược. 1.2.2.2 Sự thay đổi ứng xử pha trong quá trình khai thác Thực tế tại môi trường vỉa, quá trình giảm áp khi khí condensat được khai thác (thay đổi từ trạng thái tĩnh sang trạng thái động) đã dẫn đến sự thay đổi về thành phần và các tính chất vật lý của hệ từ đó ảnh hưởng đến đường bao pha như trong hình 1.12:
Hình 1.12 Ảnh hưởng của thành phần đến đường bao pha trong quá trình giảm áp Nguyên nhân sự thay đổi thành phần hệ (dẫn tới sự thay đổi các tính chất vật lý) của khí condensat có thể được minh họa bởi hình 1.13:
11
Hình 1.13 Mô hình thay đổi thành phần khí condensat trong quá trình khai thác Mô hình diễn tả sự thay đổi trong quá trình khí condensat di chuyển từ vị trí ô 1 sang vị trí ô 2 cạnh nhau (mô phỏng quá trình khai thác trong môi trường vỉa). Phần trên của mô hình thể hiện giá trị độ bão hòa dầu và khí, phần dưới thể hiện tổng thành phần của hệ (C1, C4, C10). Trong quá trình mô phỏng dòng chảy khí condensat từ vị trí ô 1 sang vị trí ô 2 chỉ phần lớn pha khí thay đổi hay bị khai thác (vì tính linh động của pha khí lớn hơn nhiều lần độ linh động của pha lỏng). Tuy nhiên, giá trị tĩnh ô 2 có tỷ lệ của pha lỏng và thành phần nặng (C4, C10) tăng so với giá trị tĩnh ban đầu nguyên nhân chính là do sự suy giảm áp suất nhiều hơn ô 1 (điều kiện cần có để hỗn hợp di chuyển từ ô 1 sang ô 2). Chính sự thay đổi về độ bão hòa và thành phần này dẫn tới sự thay đồi về tỷ trọng, độ nhớt, GOR,… của hệ. 1.2.2.3 Ứng xử dòng chảy khí condensat lân cận giếng khoan Theo Fevang (1995), có thể chia dòng chảy của khí condensat từ vỉa vào giếng khoan thành 3 vùng cơ bản:
12
Hình 1.14 Biểu đồ phân chia 3 vùng ứng xử khác nhau của dòng chảy khí condensat - Vùng 3(khu vực đơn pha) khu vực chỉ tồn tại pha khí (áp suất lớn hơn áp suất điểm sương). - Vùng 2 (khu vực tỷ lệ pha lỏng tăng dần theo sự suy giảm của áp suất) trong khu vực này pha khí ngưng đọng thành pha lỏng cùng với sự suy giảm của áp suất dưới áp suất điểm sương. Tuy nhiên, độ bão hòa pha lỏng chưa đạt đến mức để hình thành dòng chảy do đó trong quá trình khai thác chỉ có pha khí tham gia vào dòng sản phẩm. - Vùng 1 (khu vực lân cận giếng khoan) khu vực áp suất suy giảm nhanh, độ bão hòa pha lỏng tăng cao đến giá trị ngưỡng, một phần pha lỏng bắt đầu tham gia vào dòng chảy khai thác làm suy giảm tỷ phần dòng chảy của pha khí (hình 1.15). Trong khu vực này cả pha khí và pha lỏng cùng tham gia vào dòng sản phầm. Trong từng khu vực sự thay đổi về áp suất vỉa cũng như thành phần của hệ trong quá trình khai thác dẫn tới sự thay đổi về độ bão hòa dầu và độ linh động của các pha Khí – Lỏng như minh họa theo biểu đồ sau:
13
Hình 1.15 Biểu đồ minh họa sự thay đổi độ bão hòa Dầu và độ linh động của từng pha theo vùng Biểu đồ minh họa một cách định lượng bán kính ảnh hưởng của từng vùng 1,2,3 ứng với sự thay đổi về độ bão hòa pha lỏng do sự suy giảm của áp suất xung quanh vùng cận đáy giếng. Sự hình thành của pha lỏng ngày càng nhiều dẫn tới sự thay đổi thành phần hệ, từ đó thay đổi giá trị độ linh động của từng pha. Độ linh động của pha dầu tăng dần, pha khí giảm dần khi dòng chảy đến gần giếng khoan. 1.2.2.4 Hiện tượng tích tụ condensat vùng cận đáy giếng Trong vùng cận giếng khoan (vùng 1) độ suy giảm nhanh của áp suất dẫn tới sự ngưng tụ pha lỏng (sự tích tụ của các thành phần nặng) ngày càng nhiều của khí condensat trong các không gian lỗ rỗng của thành hệ. Sự tích tụ này (có thể chiếm một phần hay hoàn toàn không gian rỗng) gây nên sự cản trở dòng chảy đối với các thành phần nhẹ (pha khí), làm giảm độ linh động của pha khí (hình 1.15) ảnh hưởng đến hệ số thu hồi sản phẩm của vỉa, hiện tượng này được gọi là hiện tượng tích tụ condenate tại vùng lân cận đáy giếng khoan.
14
Hình 1.16 Biểu đồ mô tả sự hình thành condensat tích tụ vùng cận đáy giếng Sự hiểu biết về quá trình tích tụ condensat trong các vỉa khí condensat, đặc biệt là các vỉa có hệ thống độ thấm trung bình kém, giá trị áp suất điểm sương gần với áp suất vỉa… sẽ giúp nhà quản lý có thể đưa ra được các kế hoạch khai thác phù hợp nhằm hạn chế sự suy giảm hệ số thu hồi sản phẩm do hiện tượng này gây ra. Như vậy, sự hiểu biết một cách cơ bản các ứng xử pha trong cùng 1 chất lưu, đặc biệt tại khu vực lân cận giếng khoan và các rủi ro của nó là điều rất quan trọng cần lưu ý, trước khi tìm hiểu sâu thêm về những biến đổi này bằng các thí nghiệm PVT. 1.3 Các phương pháp lấy mẫu và các thí nghiệm phân tích PVT 1.3.1 Các phương pháp lấy mẫu chất lưu Mẫu chất lưu (được xem là đại diện của chất lưu vỉa) là dữ liệu đầu vào quan trọng nhất của các thí nghiệm phân tích PVT và phân tích thành phần. Do đó quy trình và kế hoạch lấy mẫu hợp lý cho từng loại chất lưu, cùng với điều kiện thiết bị phù hợp sẽ mang lại thông tin chính xác và đáng tin cậy hơn. Có hai phương pháp lấy mẫu chất lưu cơ bản: phương pháp lấy mẫu đáy giếng và phương pháp lấy mẫu bề mặt. Việc lựa chọn phương pháp lấy mẫu phù hợp sẽ phụ thuộc vào các yếu tố sau: - Dung tích mẫu cần lấy. - Loại chất lưu vỉa cần lấy mẫu. - Mức độ suy giảm áp suất vỉa. 15
- Thiết bị bề mặt và thiết bị lòng giếng. 1.3.1.1 Phương pháp lấy mẫu đáy giếng Phương pháp lấy mẫu đáy giếng thường được áp dụng trong trường hợp dung tích mẫu cần lấy nhỏ (khoảng 600cm3), độ nhớt chất lưu không quá lớn có thể gây ảnh hưởng đến thiết bị lấy mẫu, áp suất đáy giếng được xác định lớn hơn áp suất bão hòa của chất lưu, thiết bị lòng giếng phù hợp không gây khó khăn cho việc vận hành đưa thiết bị lấy mẫu lên và xuống độ sâu cần lấy mẫu. Ưu điểm của phương pháp này là mẫu chất lưu đại diện cho thành hệ. Nhược điểm là chi phí lấy mẫu cao, rủi ro cao trong quá trình lấy mẫu. Quy trình lấy mẫu cơ bản tuân theo các bước và điều kiện sau: - Thiết lập điều kiện vỉa ổn định, trong trường hợp vỉa chưa bão hòa phải đảm bảo áp suất của dòng chảy đáy giếng lớn hơn áp suất bão hòa để tránh hiện tượng tách pha và hàm lượng khí hòa tan trong các mẫu dầu không đổi, giúp đo đạc giá trị Rs chính xác. Đối với các vỉa bão hòa, phương pháp lấy mẫu này phải được chú ý hơn do áp suất của vỉa nhỏ hơn áp suất bão hòa. - Khảo sát giá trị nhiệt độ và áp suất dọc thành hệ giếng khoan tại điều kiện tĩnh (đóng giếng) để xác định các ranh giới Khí-Dầu, Dầu-Nước… bằng biểu đồ áp suất theo độ sâu, (hình 1.17). - Xác định độ sâu điểm cần lấy mẫu (mẫu chất lưu được lấy từ khoảng cho dòng chính để đảm bảo tính đại điện cho chất lưu vỉa). - Đưa thiết bị đến độ sâu cần lấy mẫu, kích hoạt thiết bị và tiến hành thu thập mẫu, thông thường nên lấy khoảng 3 mẫu, kiểm tra độ nhất quán giữa các mẫu bằng cách đo áp suất điểm bọt khí ở nhiệt độ bề mặt. Các mẫu có áp suất bọt khí không sai lệch nhau quá 2% được lấy làm mẫu chất lưu đại diện cho vỉa và gửi tới phòng thí nghiệm phân tích các tính chất PVT.
16
Hình 1.17 Biểu đồ phân bố áp suất theo độ sâu mô tả ranh giới Khí-Dầu và Dầu-Nước 1.3.1.2 Phương pháp lấy mẫu bề mặt Phương pháp lấy mẫu dầu và khí tại bình tách với nhiệt độ, áp suất và lưu lượng dòng chảy được ghi nhận đầy đủ giúp tính toán các tỉ lệ kết hợp các mẫu dầu và khí phù hợp. Phòng thí nghiệm sẽ tái tạo lại các mẫu dầu và khí để đạt được mẫu chất lưu đại diện cho vỉa trước khi phân tích thí nghiệm PVT. Phương pháp thường được áp dụng trong các trường hợp: dung tích mẫu cần lấy lớn (thông thường áp dụng cho các vỉa khí condensat), các thiết bị đo đạc tại bình tách có độ chính xác đáng tin cậy, khi mẫu chất lưu lấy tại đáy giếng không đại diện cho chất lưu vỉa (như mẫu đáy giếng bị lẫn nhiều nước)… Ưu điểm của phương pháp này là có thể thu thập được nhiều mẫu, chi phí lấy mẫu rẻ, có thể ghi nhận được giá trị GOR đáng tin cậy. Nhược điểm: mẫu lấy chưa hoàn toàn đại diện cho chất lưu trong vỉa. Quy trình lấy mẫu cơ bản tuân theo các bước và điều kiện sau: - Thiết lập điều kiện vỉa ổn định: ổn định lưu lượng dầu khí trên bề mặt, ổn định áp suất đầu giếng, ổn định áp suất dòng chảy tại đáy giếng, bảo đảm không có sự tách pha trong quá trình chất lưu chảy vào lòng giếng.
17
- Duy trì sự ổn định của dòng chảy (lưu lượng khai thác được điều chỉnh thấp nhất có thể), tính toán và ghi nhận chính xác giá trị GOR của dòng chảy. - Lấy mẫu dầu và khí tại bình tách sơ cấp hay bình tách đầu tiên (hình 1.18) với giá trị áp suất bình tách được ghi nhận để kiểm tra chất lượng mẫu (áp suất điểm bọt khí của mẫu được tái kết hợp tại nhiệt độ bình tách phải bằng với áp suất của bình tách). Ghi nhận chính xác các dữ liệu của mẫu lấy được và gởi về phòng thí nghiệm PVT. Nơi chứa mẫu chất lưu dầu và khí
Hình 1.18 Sơ đồ thiết bị bề mặt trong phương pháp lấy mẫu bề mặt 1.3.2 Các thí nghiệm phân tích PVT của khí condensat Đối tượng nghiên cứu của luận văn này là vỉa khí condensat, do đó chỉ có các thí nghiệm phân tích PVT cụ thể cho đối tượng khí condensat sẽ được trình bày 1.3.2.1 Thí nghiệm CCE
18
Được tiến hành trong phân tích cho hầu hết các mẫu chất lưu (dầu, dầu nhẹ, khí condensat, khí…), là quá trình mô phỏng sự thay đổi của chất lưu (do quá trình giảm áp) từ điều kiện vỉa đến điều kiện bề mặt, tại đó tách làm hai pha khí và lỏng. Từ kết quả của thí nghiệm sẽ tính toán được các giá trị: áp suất bão hòa (áp suất điểm bọt đối với dầu và áp suất điểm sương với khí condensat…) tại điều kiện nhiệt độ vỉa, hệ số nén của pha khí. Quá trình thí nghiệm được minh họa bằng (hình 1.19), bao gồm các bước cơ bản:
Hình 1.19 Biểu đồ minh họa thí nghiệm CCE đối với khí Condensat Thí nghiệm được tiến hành với điều kiện áp suất hệ ban đầu lớn hơn áp suất điểm đọng sương của khí condensat (p>pdew), nhiệt độ không thay đổi trong suốt quá trình thí nghiệm (thông thường bằng với giá trị nhiệt độ vỉa ban đầu), thể tích khí được ghi nhận tại từng cấp áp suất là V tot . Áp suất được giảm từng bậc, tương ứng là sự gia tăng của thể tích hệ, sự thay đổi về thể tích và áp suất này đồng thời được ghi nhận. Tại thời điểm pha khí đầu tiên bắt đầu xuất hiện, áp suất hệ bằng với áp suất điểm đọng sương (p=pdew), thể tích hệ lúc này được coi là thể tích tham chiếu V sat . Thí nghiệm kết thúc khi áp suất hệ tiếp tục được giảm đến giá trị trong khoảng từ 50-100 bar (p<
V tot V sat
19
(1-1)
Với: V rel thể tích tương đối của hệ V tot thể tích của hệ tại giá trị áp suất nhất định
V sat thể tích tham chiếu tại giá trị áp suất điểm sương
Đặc biệt với hệ khí condensat trong thí nghiệm CCE giá trị hệ số nén khí Z được xác định khi áp suất hệ lớn hơn áp suất điểm sương. Khi áp suất hệ nhỏ hơn áp suất điểm sương, thể tích pha lỏng V liq , được ghi nhận để xác định tỷ lệ phần trăm pha lỏng của hệ theo công thức:
V liq % pha lỏng = 100 x sat V
(1-2)
1.3.2.2 Thí nghiệm CVD Được thực hiện trong phân tích các mẫu khí condensat hoặc dầu nhẹ. Thí nghiệm được tiến hành tương tự như thí nghiệm CCE tại điều kiện hệ đẳng nhiệt (thông thường là nhiệt độ vỉa) một lượng thể tích mẫu nhất định (khoảng 400 cm3) được chứa trong thiết bị thí nghiệm có thiết kế hệ thống van xả, van xả sẽ dẫn lưu thể tích khí giãn nở trong suốt quá trình giảm áp của thí nghiệm nhằm giữ thể tích hệ không thay đổi so với thể tích tham chiếu V sat tại điều kiện áp suất hệ bằng với áp suất điểm sương. Quá trình thí nghiệm được minh họa bằng (hình 1.20), với mục đích mô phỏng quá trình khai thác và sự thay đổi tính chất chất lưu của hệ tại điều kiện vỉa (nhiệt độ và thể tích thể chứa không thay đổi), bao gồm các bước cơ bản:
Hình 1.20 Biểu đồ minh họa thí nghiệm CVD đối với khí Condensat
20
Thí nghiệm được tiến hành bằng cách giảm dần áp suất hệ, khi áp suất hệ bằng với áp suất điểm sương (bắt đầu xuất hiện pha lỏng đầu tiên), giá trị áp suất P sat và thể tích tham chiếu V sat được ghi nhận. Thể tích hệ được giữ không đổi bằng cách rút bớt thể tích khí giãn nở ra ngoài, khí rút ra được nén vào một thiết bị phân tích để xác định tỷ lệ mol thành phần i trong pha khí yi , khối lượng phân tử được xác định bằng tỷ lệ phần trăm so với thể tích khí ở điều kiện ban đầu. Thí nghiệm tiếp tục tiến hành cho đến khi áp suất hệ giảm còn khoảng từ 40 đến 100 bar. Trong suốt quá trình thí nghiệm một số thông số khác được xác định như hệ số nén khí tại điều kiện thí nghiệm và hệ số nén hai pha. Hệ số nén hai pha được xác định như sau: Z =
pV sat (ni − n p ) RT
(1-3)
Với: (ni − n p ) là số mol của chất lưu còn lại thiết bị thí nghiệm. 1.4 Tính toán cân bằng pha và phương trình trạng thái 1.4.1 Tính toán cân bằng pha Để có thể chọn lựa thiết bị khai thác phù hợp, cần thiết phải tiến hành xác định các điều kiện cụ thể tại đó hai pha quan trọng nhất của Hydrocacbon là pha khí và pha lỏng có thể cùng tồn tại. Các điều kiện này được tính toán dựa vào các giá trị nhiệt độ, áp suất, thể tích của hệ thông qua các thông số sau: 1.4.1.1 Tỷ số cân bằng pha Ki Đối với hệ nhiều thành phần, tỷ số cân bằng pha Ki của một thành phần nhất định trong hỗn hợp là tỷ số giữa tỷ lệ mol của thành phần đó trong pha khí, yi , và tỷ lệ mol của cùng thành phần trong pha lỏng, xi . Ki =
Với:
yi xi
(1-4)
Ki tỷ số cân bằng pha của thành phần thứ i
Xét n mol hỗn hợp hydrocacbon gồm nL mol pha lỏng và nV mol pha khí, ta có: n = nL + nv
21
(1-5)
Với zi là tỷ phần mol của thành phần thứ i trong hỗn hợp, áp dụng phương trình cân bằng vật chất cho thành phần thứ i, ta có:
zi n = xi nL + yi nv
(1-6)
Với: zi n tổng số mol của thành phần thứ i trong hỗn hợp xi nL tổng số mol của thành phần thứ i trong pha lỏng yi nV tổng số mol của thành phần thứ i trong pha khí
Xét tổng tỷ phần mol trong hệ hydrocacbon, ta có: ∑ zi = ∑ xi = ∑ yi =1 i
i
(1-7)
i
Giả thiết mọi tính toán cân bằng pha được tính trên 1 mol hỗn hợp, n = 1 , thì phương trình (1-7) và (1-8) được thu gọn: nL + nv = 1
(1-8)
xi nL + yi nv = zi
(1-9)
Kết hợp hai phương trình (1-6) và (1-11), ta có: xi =
zi zi = nL + nv Ki 1 + nv ( Ki − 1)
(1-10)
yi =
Ki zi K i zi = nL + nv Ki 1 + nv ( K i − 1)
(1-11)
Từ (1-9) ta có:
∑ y −∑x i
i
i
=0
(1-12)
i
Kết hợp các phương trình (1-10), (1-11) và (1-12) rồi thu gọn cho ta: f ( nv ) = ∑ i
zi ( K − 1) =0 nv ( K i − 1) + 1
(1-13)
Phương trình thể hiện mối tương quan giữa các pha trong các tính toán thành phần của hệ hỗn hợp. 1.4.1.2 Tính toán cân bằng hai pha
22
Tính toán cân bằng pha được thực hiện để tính toán số lượng mol pha lỏng và khí của hydrocacbon cùng tồn tại trong vỉa hay bình chứa tại điều kiện nhiệt độ, áp suất nhất định. Các tính toán này còn có thể giúp xác định thành phần từng pha trong hỗn hợp. Các bước tính toán cân bằng hai pha được thực hiện như sau: Bước 1: xác định giá trị mol pha khí nv bằng phương trình (1-15) với phương pháp lặp Newton-Rapthson như sau: Gán giá trị bất kỳ cho nv trong khoảng giá trị từ 0 đến 1, có thể áp dụng bộ công thức sau để chọn giá trị nv cho phù hợp: nv =
A ( A + B)
1 − 1 Ki
Trong đó: A = ∑ [ zi ( K − 1)] và B = ∑ zi i
i
Tính giá trị f ( nv ) bằng phương pháp lặp theo phương trình (1-13) với giá trị ước lượng nv được gợi ý như trên, phép lặp dừng tại giá trị f ( nv ) thỏa mãn điều kiện cho trước (ví dụ nhỏ hơn giá trị 10-6), đây là giá trị cần tìm. Trong trường hợp ngược lại, quy trình tính giá trị f ( nv ) được tái lặp theo các bước: Tính lại giá trị nv theo công thức: (nv ) new = nv −
[ nv ( Ki − 1) + 1]
Trong đó: f ′( nv ) = − ∑ i
f ( nv ) f ′(nv )
zi ( K i − 1) 2
2
Áp dụng phương trình (1-15) với giá trị (nv )new vừa tìm được để tính giá trị f ( nv ) , sao cho f ( nv ) thỏa mãn điều kiện f ( nv ) hay ( nv )new − ( nv ) nhỏ hơn hoặc bằng giá trị sai số cho phép. Bước 2: tính giá trị nL , giá trị mol pha lỏng được xác định bằng phương trình (110), suy ra: nL = 1 − nv Bước 3: giá trị xi , tỷ phần mol của thành phần pha lỏng thứ i , được xác định bằng phương trình (1-12): xi =
zi zi = nL + nv Ki 1 + nv ( Ki − 1)
23
Bước 4: giá trị yi , tỷ phần mol của thành phần pha khí thứ i, được xác định bằng phương trình (1-13): yi =
K i zi Ki zi = nL + nv K i 1 + nv ( Ki − 1)
1.4.1.3 Tính toán tỷ số cân bằng pha cho các thành phần nặng Tỷ số cân bằng pha của các thành phần nặng khác với các thành phần đơn lẻ đã nêu ở trên, do bản chất của thành phần nặng là một thành phần giả định của hỗn hợp nhiều thành phần (thông thường là của các thành phần có số nguyên tử cacbon từ 7 trở lên-C7+). Phương pháp xác định tỷ số cân bằng pha cho thành phần nặng như sau: Phương pháp Winn, được sử dụng từ năm 1954, trong đó tỷ số cân bằng pha của thành phần nặng tại điều kiện điểm sôi trên 210oF được xác định bởi công thức: KC + =
(K
K C7 C2
/ KC7
)
b
(1-14)
Với: K C tỷ số cân bằng pha của thành phần nặng +
K C7 tỷ số cân bằng pha thành phần n-heptan trong hệ K C2 tỷ số cân bằng pha của etan b hệ số bay hơi của thành phần nặng
Trong đó hệ số b được Winn hiệu chỉnh theo giá trị điểm sôi (hình 1-21) được thể hiện qua công thức toán học: b = a1 + a2 ( Tb − 460 ) + a3 (Tb − 460 ) + a4 (Tb − 460 ) + a5 (Tb − 460 ) 2
3
Với: Tb điểm sôi, oR a1 = 1.6744337 ; a2 = −3.4563079 × 10−3 ; a3 = 6.1764103 × 10−6 a4 = 2.4406839 × 10−9 ; a5 = 2.9289623 × 102
24
(1-15)
Hình 1.21 Biểu đồ minh họa giá trị hiệu chỉnh hệ số 1.4.2 Phương trình trạng thái Phương trình trạng thái (EOS) là phương trình biểu diễn mối quan hệ giữa áp suất (P), nhiệt độ (T) và thể tích (V). Một phương trình trạng thái cụ thể sẽ mô tả được thể tích và ứng xử pha của các chất lưu vỉa đồng thời còn dự báo được điều kiện hoạt động của các thiết bị bề mặt. Ưu điểm khi sử dụng phương trình trạng thái là cùng một lúc có thể mô phỏng hành trạng của tất cả các pha với chỉ 1 phương trình, bên cạnh đó ứng dụng phương trình trạng thái còn được sử dụng trong việc tính toán cân bằng pha. Thông thường một phương trình trạng thái bất kỳ cần phải có các tính chất tới hạn và hệ số lệch tâm ω (acentric factor) của từng thành phần. Phương trình trạng thái phổ dụng nhất và đơn giản nhất là phương trình trạng thái của khí lý tưởng (phương trình Van der Waals), phương trình này được đưa ra năm 1857, được thể hiện bằng công thức toán học p=
RT V
(1-16)
Với: p, áp suất s(psi)
25
V, thể tích khí (ft3/mol) R, hằng số vũ trụ (hằng số khí), có giá trị 10.73 psi-ft3/lb-mole, oR T, nhiệt độ (oR) Công thức (1-16) được xây dựng trên hai giả thiết: Thể tích của các phân tử khí không đáng kể so với tổng thể tích (thể tích bình chứa) và khoảng cách của các phân tử. Không có lực tương tác giữa các phân tử và giữa các phân tử với bình chứa. Tuy nhiên, đối với khí thực công thức (1-16) chỉ áp dụng được với điều kiện áp suất khí thực gần với áp suất khí quyển tại đó thí nghiệm được tiến hành. Vì phạm vi ứng dụng hạn chế của công thức (1-16) nhiều phương trình trạng thái phức tạp hơn đã được phát triển. Nét chung của các phương trình này là cố gắng mô tả các ứng xử pha của các loại chất lưu khác nhau với sự thay đổi lớn về giá trị áp suất và nhiệt độ. Bốn phương trình trạng thái tiêu biểu được phát triển để thay thế phương trình (1-16) được trình bày trong luận văn này bao gồm: Van der Waals, Soave-Redlich-Kwong (SRK), và Peng-Robingson (PR). 1.4.2.1 Phương trình trạng thái Van der Waals Năm 1873, để phát triển phương trình trạng thái áp dụng cho khí thực Van der Waals đã đưa ra các thông số a và b để hiệu chỉnh phương trình (1-18) sao cho các giả thiết của phương trình khí lí tưởng vẫn đúng khi áp dụng cho khí thực. Phương trình trạng thái khí thực Van der Waals cải tiến được thể hiện qua công thức toán học: p=
RT a − 2 V −b V
(1-17)
Với: p, áp suất (psi) V, thể tích khí (ft3/mol) R, hằng số vũ trụ (hằng số khí), có giá trị 10.73 psi-ft3/lb-mole, oR T, nhiệt độ (oR) a , hệ số hấp dẫn (attraction parameter)
26
b , hệ số giãn nở (repulsion parameter)
Trong đó hệ số giãn nở b dùng để hiệu chỉnh sự gia tăng tỷ phần thể tích của phân tử khí ở điều kiện áp suất cao. Trong khi đó phần tử
a V2
là giá trị lực hấp dẫn (hay
lực tương tác) giữa các phân tử. Hai hệ số a và b là các hằng số đặc trưng cho tính chất phân tử của từng thành phần. Từ phương trình trạng thái cải tiến Van der Waals (1-17) có thể rút ra kết luận: Tại điều kiện áp suất thấp, thể tích pha khí V lớn hơn nhiều so với thể tích giãn nở của các phân tử, do đó giá trị hệ số giãn nở b không đáng kể so với a cũng không đáng kể. Công thức (1-17) V2
V , tương tự giá trị lực hấp dẫn
được giản lược về phương trình trạng thái khí lý tưởng (1-16). Ngược lại tại điều kiện áp suất cao ( p → ∞ ), giá trị thể tích pha khí V rất nhỏ và gần bằng giá trị b , thể tích thực của phân tử. ( lim V ( p ) = b ). p →∞
Tóm lại phương trình Van der Waals hay bất kỳ một phương trình trạng thái nào đều có dạng tổng quát: p = pđẩy - phút Trong phương trình trạng thái Van der Waals cải tiến thì áp lực đẩy-pđẩy (prepulsion) là phần tử
RT a và áp suất hút-phút là phần tử 2 . Các hằng số a và b của từng thành V −b V
phần được xác định bởi điểm tới hạn trên đường đẳng nhiệt mà tại đó giá trị hệ số góc bằng 0 (điểm uốn), các giá trị đạo hàm áp suất bậc 1 và bậc 2 của áp suất p theo thể tích V cũng bằng 0, như trong (hình 1.22):
27
Hình 1.22 Biểu đồ pha hệ đơn cấu tử trong mối tương quan Áp suất-Thể tích − RTc 2a ∂p = + 3 =0 2 ∂V (Vc − b) Vc Tc , Pc
(1-18)
∂2 p 2 RTc 6a = + 4 =0 ∂V 2 3 Tc , Pc (Vc − b) Vc
(1-19)
Giải các phương trình (1-20) và (1-21), ta được: RT 1 b = Vc = Ωb c pc 3
(1-20)
R 2Tc 2 8 a = RTcVc = Ω a pc 9
(1-21)
Với: R, hằng số vũ trụ (hằng số khí), có giá trị 10.73 psi-ft3/lb-mole, oR pc , áp suất tới hạn, psia
28
o
Tc , nhiệt độ, R Ω a =0.421875
và
Ω b =0.125
Từ công thức (1-22) cho thấy giá trị thể tích phân tử, b , có giá trị xấp xỉ 0.333 giá trị thể tích tới hạn Vc (trong khi các giá trị thực nghiệm chứng minh hệ số b có giá trị trong khoảng từ 0.24-0.28 giá trị thể tích tới hạn Vc đối với thành phần tinh khiết). Ngoài ra khi áp dụng định luật khí thực tại điểm tới hạn kết hợp với công thức (1-22) và (1-23) ta có: Zc =
pcVc = 0.375 RTc
pcVc = (0.375) RTc (1-22)
hay
Công thức (1-22) cho thấy hệ số nén khí tới hạn Z c (critical gas compressibility factor) không phụ thuộc loại thành phần khí và luôn có giá trị bằng 0.375 (trong khi giá trị thực nghiệm của hệ số nén khí tới hạn Z c cho hỗn hợp khí có giá trị trong khoảng từ 0.23-0.31). Biến đổi phương trình trạng thái Van der Waals: p =
RT a − 2 (1-17) theo biến V −b V
thể tích, V ta có: ab RT 2 a V 3 − b + V + V − = 0 p p p
Thay giá trị V = ZRT / p vào phương trình trên ta có: 3
2
ZRT RT ZRT a ZRT p − b + p p + p p
hay:
Z 3 − (1 + B ) Z 2 + AZ − AB = 0
Với: A =
ap bp và B = 2 2 RT RT
Z , là hệ số nén khí
29
(1-23)
ab − =0 p
Công thức (1-23) được biết đến với tên phương trình trạng thái Van der Waals bậc 3 hai biến (hai biến A và B). Ứng dụng của phương trình trạng thái này đặc biệt quan trọng trong việc thể hiện ứng xử pha của vỉa khí condensat hoặc việc hóa lỏng chất khí trong điều kiện áp suất cao. 1.4.2.2 Phương trình trạng thái Redlich-Kwong (RK): Năm 1949, Redlich và Kwong đã đề xuất thay đổi phần tử áp suất hút a / V 2 trong phương trình trạng thái của Van der Waals bằng một phần tử khác phụ thuộc vào nhiệt độ, nhằm cải thiện độ chính xác trong việc dự đoán giá trị thể tích và tính chất vật lý của pha khí. Phương trình trạng thái Redlich-Kwong được phát biểu: p=
RT a − V − b V (V + b) T
(1-24)
Với: p, áp suất s(psi) V, thể tích khí (ft3/mol) R, hằng số vũ trụ (hằng số khí), có giá trị 10.73 psi-ft3/lb-mole, oR Redlich và Kwong cho rằng, tại điều kiện giá trị áp suất cao ( p → ∞ ) thì thể tích V co gót khoảng 26% so với thể tích tới hạn Vc ở bất kỳ điều kiện nhiệt độ nào. Vì thế Redlich và Kwong đã đưa ra công thức hiệu chỉnh hệ số b như sau: b = 0.26Vc
(1-25)
Với: Vc , thể tích tới hạn Tương tự phương trình trạng thái Van der Waals, khi giải hệ phương trình đạo hàm bậc 1 và bậc 2 của công thức (1-26) tại các điều kiện tới hạn ta có: ∂p =0 ∂V Tc , Pc
và
∂2 p =0 ∂V 2 Tc ,Pc
Giải hệ hai phương trình trên cho ta: a = Ωa
R 2Tc 2.5 pc
(1-26)
và
b = Ωb
30
RTc pc
(1-27)
Trong đó: Ω a = 0.42747 và Ωb = 0.08664 Kết hợp phương trình (1-27) và (1-29) ta có: 0.26Vc = Ωb
RTc pc
pcVc = 0.333RTc
hay
(1-28)
Công thức (1-30) cho thấy trong phương trình trạng thái Redlich-Kwong hệ số nén khí Z c có giá trị bằng 0.333 cho mọi thành phần (giá trị thực nghiệm cho thấy Z c có giá trị trong khoảng từ 0.23-0.31). Ngoài ra, khi thay giá trị thể tích V = ZPT / p vào công thức (9) ta có: Z 3 − Z 2 + ( A − B − B 2 ) Z − AB = 0 (1-29)
Với:
A=a
p R T 2.5 2
B=b
và
p RT
Tương tự như trong phương trình trạng thái Van der Waals, phương trình bậc 3 Redlich-Kwong (1-31) có 1 nghiệm thực trong vùng một pha (pha lỏng hoặc pha khí) và có 3 nghiệm thực trong vùng hai pha. Nghiệm lớn nhất là hệ số nén của pha khí Z v , trong khi đó nghiệm nhỏ nhất là hệ số nén của pha lỏng Z L . 1.4.2.3 Phương trình trạng thái Soave-Redlich-Kwong (SRK) Phương trình trạng thái Soave-Redlich-Kwong cơ bản: Năm 1972, Soave, Redlich và Kwong tiếp tục đưa ra sự hiệu chỉnh hệ số (a / T 0.5 ) trong phương trình trạng thái Redlich-Kwong bằng một hệ số mới độc lập hơn
so với nhiệt độ như sau: p=
RT aα (T ) − V − b V (V + b)
(1-30)
Trong đó α (T ) hệ số không thứ nguyên, có giá trị bằng 1 khi nhiệt độ suy giảm Tr (reduced temperature) = 1. Hệ số α (T ) tính bằng công thức:
(
)
α (T ) = 1 + m 1 − Tr
31
2
(1-31)
Với: m, được tính theo công thức của Soave: m = 0.480 + 1.574ω − 0.176ω 2 Tr , nhiệt độ suy giảm (reduced temperature), bằng T / Tc
ω , hệ số lệch tâm (acentric factor)
Với hệ đơn cấu tử, tương tự các phương trình trạng thái Van der Waals và Redlich-Kwong các hệ số a và b được tính toán dựa vào các điều kiện tới hạn, kết quả: a = Ωa
R 2Tc 2 pc
(1-32)
và
b = Ωb
RTc pc
(1-33)
Trong đó: Ω a = 0.42747 và Ωb = 0.08664 Tương tự phương trình trạng thái RK phương trình trạng thái SRK có giá trị hệ 1 3 0.26% so với giá trị thể tích tới hạn, b = 0.26Vc .
số nén khí tới hạn, Z c =0.333 ( pcVc = RTc ) và hệ số giãn nở thể tích b có giá trị bằng
Biến đổi phương trình (1-32) về dạng phương trình bậc ba với biến là hệ số nén Z và thể tích V = ( ZRT / p ) cho ta: Z 3 − Z 2 + ( A − B − B 2 ) Z − AB = 0
Với: A =
( aα ) p 2 ( RT )
(1-35)
p RT
(1-36)
B=b
(1-34)
Trong phương trình trạng thái SRK để tính để tính hệ số nén Z cho cả hỗn hợp phải sử dụng qui tắc trộn lẫn (mixing rules) để xác định các hệ số ( aα ) và b của hỗn hợp. Soave đưa ra quy tắc trộn lẫn sau:
( aα )m = ∑∑ xi x j i
j
ai a jα iα j (1 − kij )
bm = ∑ [ xi bi ] i
32
Trong đó kij là hệ số hiệu chỉnh thực nghiệm hay hệ số tương tác nhị phân, của thành phần thứ i và j. Áp dụng các công thức (1-37) và (1-38) để tính các hệ số A và B ta có: A=
( aα )m p
( RT )
2
(1-37)
B=
và
bm p RT
(1-38)
Trong quá trình giải phương trình trạng thái bậc 3 với biến Z cho hệ Hydrocacbon hỗn hợp việc lựa chọn nghiệm phù hợp rất quan trọng với nguyên tắc như sau: khi phương trình có 3 nghiệm thực bao gồm Zlớn nhất , Ztrung bình , Znhỏ nhất thì nghiệm Ztrung bình thường bỏ qua vì không có ý nghĩa vật lý. Việc lựa chọn hai nghiệm còn lại phụ thuộc vào hàm năng lượng Gibbs chuẩn hóa theo công thức: n
Hàm Gibbs cho pha khí: g *gas = ∑ yi ln( f i v )
(1-39)
i =1
Với f i v độ dễ bay hơi của pha khí phụ thuộc vào giá trị Zli , khi đó giá trị g *gas nhỏ hơn được chọn với nghiệm Zl tương ứng là nghiệm phù hợp nhất. Phương trình trạng thái SRK cải tiến: Năm 1978, để cải tiến việc dự đoán giá trị áp suất pha khí của hệ đơn cấu tử bằng phương trình trạng thái SRK, Groboski và Daubert theo số liệu thực nghiệm đã đề xuất cách tính khác cho giá trị m trong phương trình (1-31) như sau: m = 0.48508 + 1.55171ω − 0.15613ω 2
(1-40)
Năm 1980, Sim và Daubert cho rằng hệ số m trong phương trình (1-43) chỉ đúng khi áp dụng cho hệ hydrocacbon với khối lượng phân tử thấp, không thể áp dụng cho hệ hydrocacbon với khối lượng phân tử cao. Vì thế Sim và Daubert đã đề xuất hai phương trình tính toán hệ số m cho hệ hydrocacbon với khối lượng phân tử cao theo hệ số lệch tâm ω (acentric factor) như sau: Nếu hệ số ω được tính bằng phương pháp Edmister thì: m = 0.431 + 1.57ωi − 0.161ωi 2
(1-41)
33
Nếu hệ số ω được tính bằng phương pháp Lee và Kesler thì: m = 0.315 + 1.60ωi − 0.166ωi2 (1-42) Năm 1985, Elliot và Daubert cho rằng khi tối ưu hóa hệ số tương tác nhị phân kij sẽ làm sai số các tính chất nhiệt động lực (áp suất điểm bọt, áp suất điểm sương, hệ số cân bằng pha) đại diện của hỗn hợp, nhất là các hỗn hợp không đối xứng (hỗn hợp có thành phần phân tử không cùng tính chất hóa học, như hỗn hợp khí Hydrocacbon mà có chứa các thành phần tạp khí như: khí Nitơ, CO2 hay H2S…). Các tác giả đã đề xuất các công thức hiệu chỉnh sau: Với hỗn hợp có chứa khí Nitơ: kij = 0.107089 + 2.9776kij∞
(1-43)
Với hỗn hợp có chứa khí CO2: kij = 0.08058 − 0.77215kij∞ − 1.8404 ( kij∞ )
2
Với hỗn hợp có chứa khí H2S: kij = 0.07654 + 0.017921kij∞
(1-44) (1-45)
Với hỗn hợp vừa chứa khí metan (C1) vừa chứa thành phần C10+ kij = 0.17985 + 2.6958kij∞ + 10.853 ( kij∞ )
2
(1-46)
Trong đó: ∞ ij
k =
− (ε i − ε j )
2
(1-47)
2ε iε j
và
εi =
0.480453 ai bi
(1-48)
Năm 1982, Peneloux, Rauzy và Freze đề xuất phương pháp cải thiện kết quả dự báo giá trị thể tích bằng phương trình trạng thái SRK bằng cách sử dụng hệ số hiệu chỉnh thể tích ci . Hệ số hiệu chỉnh này không làm thay đổi điều kiện cân bằng hai pha khí/lỏng Ki được xác định bởi phương trình trạng thái SRK cơ bản, nhưng nó làm thay đổi đồng thời thể tích của pha khí và pha lỏng. Phương pháp này được gọi là phương pháp dịch chuyển thể tích (volume translation method): VcLorr = V L − ∑ ( xi ci )
(1-49)
và
i
Vcvorr = V v − ∑ ( yi ci ) i
Với: V L , thể tích mole pha lỏng chưa hiệu chỉnh, ft3/mole
34
(1-50)
3
V v , thể tích mole pha khí chưa hiệu chỉnh, ft /mole 3 VcLorr , thể tích mole pha lỏng đã hiệu chỉnh, ft /mole 3 Vcvorr , thể tích mole pha khí đã hiệu chỉnh, ft /mole
xi , tỷ phần mole của thành phần thứ i trong pha lỏng yi , tỷ phần mole của thành phần thứ i trong pha khí
Để tính hệ số ci cho từng thành phần các tác giả đề xuất phương pháp tính giá trị ci dựa vào hệ số nén Rackett, ZRA như sau: ci = 4.43797878 ( 0.29441 − Z RA ) Tci / pci
(1-51)
Với: ci , hệ số hiệu chỉnh cho thành phần thứ i, ft3/lb-mole o
Tci , nhiệt độ tới hạn của thành phần thứ i, R pci , áp suất tới hạn của thành phần thứ i, psia
ZRA, có giá trị nhất định ứng với mỗi thành phần, giá trị gần bằng với hệ số nén tới hạn Zc Ngoài ra có thể tính giá trị ci bằng hệ số lêch tâm ω bằng công thức: T c i = ( 0.0115831168 + 0.411844152ωi ) ci pci
(1-52)
Với: ωi , hệ số lệch tâm của thành phần thứ i 1.4.2.4 Phương trình trạng thái Peng-Robinson (PR) Phương trình trạng thái Peng-Robinson (PR) cơ bản: Năm 1976, Peng và Robinson đã tiến hành một nghiên cứu toàn diện đánh giá ứng dụng của phương trình trạng thái SRK trong việc dự báo ứng xử pha của hỗn hợp hydrocacbon. Từ đó đưa ra kết luận cần thiết phải cải tiến khả năng dự báo giá trị khối lượng riêng chất lỏng cũng như tính chất của chất lưu tại các vùng lân cận điểm tới hạn
35
(thông thường các phương trình trạng thái có giá trị Zc=0.333 trong khi giá trị thực nghiệm chỉ khoảng 0.29), bằng cách đưa ra phương trình trạng thái: p=
RT aα − V − b (V + b )2 − cb2
(1-53)
Với: a, b, α tương tự như phương trình trạng thái SRK c, là hệ số được tính toán dựa vào hệ số nén Zc và (b/Vc). Với Zc=0.307 và (b/Vc)=0.253 thì c=2 Với giá trị c=2, phương trình (1-55) được biến đổi thành: p=
RT aα − V − b V (V + b ) + b(V − b)
(1-54)
Với: a = Ωa
R 2Tc2 R 2Tc2 = 0.45724 pc pc
(1-55)
m = 0.37464 + 1.54226ω − 0.26992ω 2
(1-56)
(
)
2
α, kế thừa từ phương trình SRK (1-33): α (T ) = 1 + m 1 − Tr , trong
đó giá trị m được tính toán dựa vào hệ số lệch tâm ω như sau: m = 0.3796 + 1.54226ω − 0.2699ω 2
(1-57)
Đối với thành phần hydrocacbon nặng ( ω > 0.49 ): m = 0.379642 + 1.48503ω − 0.1644ω 2 + 0.016667ω 3
(1-58)
Phương trình (1-56) được viết lại theo biến Z có dạng: Z 3 + ( B − 1) Z 2 + ( A − 3B 2 − 2 B ) Z − ( AB − B 2 − B 3 ) = 0
(1-59)
Với: A, B được tính toán trong hệ đơn cấu tử tương tự công thức (1-35), (136), trong hỗn hợp sẽ được tính như sau:
36
A=
( aα ) m p 2 ( RT )
(1-60)
B=
và
bm p RT
(1-61)
Trong đó:
( aα )m = ∑∑ xi x j i
j
ai a jα iα j (1 − kij )
bm = ∑ [ xi bi ]
(1-62)
(1-63)
i
Phương trình trạng thái Peng-Robinson (PR) cải tiến: Năm 1986, Stryjek và Vera đề xuất cải tiến phương pháp đánh giá giá trị áp suất pha khí của hệ đơn cấu tử bằng phương trình trạng thái PR với nhiệt độ suy giảm Tr có giá trị khoảng từ 0.7-1 bằng cách thay thế hệ số m trong công thức (1-31) bằng hệ số m0 như sau: m0 = 0.378893 + 1.4897153ω − 0.17131848ω 2 + 0.0196554ω 3
(1-64)
Trong trường hợp nhiệt độ suy giảm Tr có giá trị thấp hơn 0.7, Stryjek và Vera cải thiện hệ số m bằng cách thêm vào hệ số hiệu chỉnh m1 như sau:
(
m = m0 + m1 1 + Tr
) (0.7 − T )
(1-65)
r
Với hệ số hiệu chỉnh m1, Stryjek và Vera cho rằng khi Tr>0.7 thì m1=0 cho tất cả mọi thành phần. Trong khi đó khi giá trị Tr<0.7 thì m1 có giá trị tương ứng với mỗi thành phần được liệt kê như sau:
Thành Phần
Giá trị m1
Khí Nitơ
0.01996
Khí CO2
0.04285
Nước
-0.06635
Mêtan
-0.00159
Êtan
0.02669
Propan
0.03136
37
Butan
0.03443
Pentan
0.03946
Hexan
0.05104
1.4.3 Ứng dụng của phương trình trạng thái Phương trình trạng thái được ứng dụng rộng rãi vì sự đơn giản và chính xác của nó trong việc tính toán các ứng xử pha phức tạp của chất lưu vỉa. Trong luận văn này chỉ giới thiệu các ứng dụng của nó trong phạm vi chất lưu vỉa là condensat. Bao gồm: 1.4.3.1 Tính hệ số cân bằng pha Ki Tính hệ số cân bằng Ki với giá trị nhiệt độ (T), áp suất p, và tổng thành phần của hệ (zi) đã biết, được minh họa bằng (hình 1.23), bao gồm các bước: Các giá trị P, T, zi cho trước Giả định về giá trị KiA ban đầu
KiA = Ki
yi , nV
Z V , ΦVi
ε > 0.0001
Nếu sai, giả định lại K iA = K i
Thực hiện các tính toán cân bằng pha
Ki =
pci T exp 5.37(1 + ωi )(1 − ci ) p T
X i , nL
Tính giá trị Ki
Z L , Φ iL
Kiểm tra độ hội tụ của phép tính
− 1 ≤ ε ε ≈ 0.0001
ε ≤ 0.0001
n
Ki
∑ K i =1
A i
Nếu đúng
Xuất các kết quả: Ki , xi , yi , nL , nV , Z L , Z V
Hình 1.23 Sơ đồ quy trình tính tỷ số cân bằng pha Ki
38
Bước 1: dùng công thức Wilson để giả định giá trị ban đầu của hệ số cân bằng Ki cho từng thành phần trong hệ trong điều kiện áp suất và nhiệt độ nhất định theo công thức: KiA =
pci T exp 5.37(1 + ωi )(1 − ci ) p T
(1-66)
Bước 2: thực hiện các tính toán cân bằng pha để xác định các thông số xi , yi , nL , nv cho từng thành phần. Bước 3: tính hệ số bay hơi Φ iL bằng giá trị xi vừa xác định bằng công thức: ln ( Φ iL ) =
bi ( Z L − 1) A 2Ψ i bi Z L + (1 + 2) B − ln( Z L − B ) − − ln bm 2 2 B ( aα )m bm Z L − (1 − 2) B
(1-67)
Bước 4: lặp lại bước 3, tính giá trị Φ iv bằng giá trị yi theo công thức: ln ( Φ iv ) =
bi ( Z v − 1) A 2Ψ i bi Z v + (1 + 2) B − ln( Z v − B ) − − ln bm 2 2 B ( aα ) m bm Z v − (1 − 2) B
(1-68)
Bước 5: tính giá trị thực của hệ số cân bằng pha Ki Ki =
Φ iL Φ iv
(1-69)
Bước 6: kiểm tra giá trị tính được với điều kiện cho trước n
∑ K i =1
2
i
/ KiA − 1 ≤ ε
(với ε sai số cho phép, thông thường khoảng 0,0001)
1.4.3.2 Tính áp suất điểm sương Pd Áp suất điểm sương Pd được tính thông qua các bước: Bước 1: giả định giá trị ban đầu của áp suất điểm sương là pdA Bước 2: dùng áp suất điểm sương giả định pdA để tính hệ số cân bằng KiA theo công thức Wilson (1-66)
39
Bước 3: xác định thành phần của pha lỏng tích tụ bằng cách áp dụng công thức tính hệ số Ki , theo đó: xi =
zi Ki
(với yi = zi )
Bước 4: xác định giá trị hàm f ( pd ) thông qua công thức (1-70) và các biến đổi của nó: n fv f ( pd ) = ∑ i L − pd i =1 Φ i
(1-70)
Với: f i v độ bay hơi của thành phần thứ i trong pha khí, psia Φ iL hệ số dễ bay hơi của thành phần thứ i tại pha lỏng
Để áp dụng phương pháp lặp, phương trình (1-70) được biến đổi: v L n Φ L ∂f v / ∂p ∂f v i ( i d ) − f i ( ∂Φ i / ∂pd ) −1 =∑ L 2 ∂pd i =1 (Φi )
(1-71)
Từ phương trình (1-71) ta có: v v ∂f v f i ( pd + ∆pd ) − f i ( pd − ∆pd ) = ∂pd 2 ∆pd
(1-72)
L L ∂Φ iL Φ i ( pd + ∆pd ) − Φ i ( pd − ∆pd ) = ∂pd 2∆pd
(1-73)
Với: ∆pd gia số áp suất (có giá trị từ 5-10 psia) f i v ( pd + ∆pd ) độ bay hơi của thành phần thứ i tại ( pd + ∆pd ) f i v ( pd − ∆pd ) độ bay hơi của thành phần thứ i tại ( pd − ∆pd )
Φ iL ( pd + ∆pd ) hệ số dễ bay hơi thành phần thứ i tại ( pd + ∆pd )
40
Φ iL ( pd − ∆pd ) hệ số dễ bay hơi thành phần thứ i tại ( pd − ∆pd ) Φ iL hệ số dễ bay hơi của thành phần thứ i tại pd
Bước 5: sử dụng giá trị f ( pd ) và ∂f / ∂pd tính được từ bước 4 để tính giá trị áp suất điểm sương bằng công thức Newton-Raphson: pd = pdA − f ( pd ) / [∂f / ∂pd ]
(1-74)
Bước 6: kiểm tra giá trị pd tính được với giá trị giả định ban đầu, nếu điều kiện được thỏa mãn thì giá trị tìm được là giá trị áp suất điểm sương cuối cùng, nếu không vòng lặp lại bắt đầu từ bước 3: Điều kiện cần thỏa mãn: pd − pdA ≤ 5 1.4.3.3 Tính áp suất pha khí pv Phương pháp lặp được sử dụng để tính toán áp suất pha khí pv cho từng thành phần tại điều kiện nhiệt độ bất kỳ được thực hiện qua các bước: Bước 1: xác định giá trị nhiệt độ suy giảm Tr : Tr =
Bước 2: tính tỷ số A / B theo công thức:
T Tc
A Ωa α = B Ωb Tr
(1-75)
Bước 3: giả định giá trị cho B Bước 4: lựa chọn phương trình trạng thái thích hợp (có thể là 1 trong 3 phương trình: Van der Waals-vdW, SRK hay PR), để xác định các giá trị Z L và Z v Bước 5: thay thế các giá trị Z L và Z v vừa tìm được vào hệ số dễ bay hơi của từng thành phần, nhằm xác định giá trị ln ( f o / p ) cho cả hai pha. Theo các công thức ứng với từng EOS: fo
A
vdW: ln = Z − 1 − ln ( Z − B ) − Z p
41
(1-76)
fo
SPK: ln = Z − 1 − ln ( Z − B ) − ln 1 + B Z p A
fo
A
B
(1-77)
(
)
Z + 1+ 2 B
(1-78) PR: ln = Z − 1 − ln ( Z − B ) − ln p − − 2 2 B Z (1 2) B
Bước 6: kiểm tra giá trị tính được với điều kiện cho trước, nếu điều kiện thỏa thì giá trị B giả định là giá trị cần tìm, nếu không lặp lại bước 3. Bước 7: xác định giá trị áp suất pha khí với giá trị B vừa tìm được, theo công thức:
B=
bp p = Ωb r RT Tr
(1-79)
1.5 Mô tả thành phần Hydrocacbon nặng Để thực hiện các tính toán cân bằng pha cho đối tượng khí condensat, có thể chứa hàng trăm thành phần khác nhau, việc mô tả các tính chất vật lý (nhiệt độ tới hạn TC, áp suất tới hạn PC, hệ số lệch tâm ω, hệ số hiệu chỉnh thể tích…) của thành phần hydrocabon nặng rất quan trọng, nó giúp đơn giản hóa và giảm thời gian tính toán cân bằng pha. 1.5.1 Phân loại thành phần Hydrocacbon Thành phần Hydrocacbon trong khí condensat được chia làm 3 loại: Thành phần xác định (SCN) trong hệ hydrocacbon bao gồm: N2, CO2, H2S, C1, C2, C3, iC4, nC4, iC5, nC5, C6, là thành phần tồn tại độc lập có tính chất vật lý xác định. Thành phần C7+ là thành phần hydrocacbon nặng giả định (có đầy đủ các thông số vật lý: TC, PC và ω) của các hydrocacbon có số nguyên tử cacbon từ 7 trở lên, có khối lượng phân tử tương đương nhau. Thành phần nặng (thành phần cộng) tương tự C7+ , cũng là thành phần giả định, nhưng các hydrocacbon trong nhóm này thướng có khối lượng phân tử rất lớn (không thể gộp chung với các thành phần C7+). 1.5.2 Tính toán các giá trị tới hạn và hệ số lệch tâm ω
42
Thành phần nặng được xem là một thành phần giả định có đầy đủ các tính chất vật lý như 1 thành phần thực. Các tính chất vật lý này được ước lượng thông qua nhiều phương pháp của các tác giả như: 1.5.2.1 Phương pháp của Pederson Pederson cho rằng các giá trị tới hạn và hệ số lệch tâm của thành phần nặng là hàm của khối lượng phân tử M (g/mol), và khối lượng riêng ρ (g/cm3): c4 M
(1-80)
d3 d4 + M M2
(1-81)
Tc = c1ρ + c2 ln M + c3 M +
ln Pc = d1 + d 2 ρ d5 +
m = e1 + e2 M + e3ρ + e4 M 2
(1-82)
Trong đó hệ số m, có mối tương quan với hệ số lệch tâm ω phụ thuộc vào các EOS được lựa chọn để tính toán các cân bằng pha: Trường hợp SRK: SRK
m = 0.480 + 1.574ω − 0.176ω 2
(1-83)
Trường hợp PR: PR
m = 0.37464 + 1.54226ω − 0.26992ω 2
(1-84)
Giá trị các hệ số c1-c4, d1-d5 và e1-e4 được tham khảo theo bảng sau: Trường hợp SRK: SRK Hệ số 1 2 3 4 2 -1 c 1.6312 x 10 8.6052 4.3475 x 10 -1.8774 x 103 d -1.3408 x 10-1 2.5019 2.0846 x 102 -3.9872 x 102 e 7.4310 x 10-1 4.8122 x 10-3 9.6707 x 10-3 -3.7184 x 10-6
5 1.0 -
Trường hợp PR: PR Hệ số 1 2 3 4 -1 c 7.34043 9.73562 6.1874 x 10 -2.0593 x 103 d 7.28462 x 10-2 2.18811 1.6391 x 102 -4.0432 x 102 e 3.73765 x 10-1 5.4926 x 10-3 1.1793 x 10-2 -4.9304 x 10-6 1.5.2.2 Phương pháp của Kesler và Lee 43
5 0.25 -
Theo phương pháp này các tính chất tới hạn được tính như sau: Nhiệt độ tới hạn: Tc = 341.7 + 811γ + (0.4244 + 0.1174γ )Tb + (0.4669 − 3.2623γ ) × 105 Tb−1
(1-85)
Áp suất tới hạn: ln Pc = 8.363 −
0.056 2.289 0.118 3.648 0.472 − 0.242 + + 2 × 10−3 Tb + 1.468 + + 2 × 10−7 Tb 2 γ γ γ γ γ
1.697 − 0.42 + 2 × 10−10 Tb3 γ
(1-86) 1.5.3 Hệ số tương tác nhị phân Hệ số tương tác nhị phân của thành phần i và j, kij là hệ số rất quan trọng trong tính toán các quy tắc trộn lẫn của phương trình trạng thái 3 biến như SPK hay PR. Đây là hệ số đánh giá mức độ ảnh hưởng của lực phân cực trong tương tác giữa các phân tử khác nhau. Hệ số này phụ thuộc vào sự khác biệt kích thước của các phân tử trong hệ nhị phân theo nguyên tắc: Lực tương tác giữa các phân tử Hydrocacbon tăng khi sự khác biệt về khối lượng phân tử của chúng tăng: kij+1 > kij Các thành phần Hydrocacbon có cùng khối lượng phân tử có hệ số tương tác nhị phân bằng 0: kij = 0 Hệ số tương tác nhị phân đối xứng thì bằng nhau: kij = k ji 1.5.4 Nguyên tắc nhóm các thành phần nặng (lumping) Để nhóm các thành phần nặng Pederson, 1984, đưa ra nguyên tắc nhóm các thành phần hydrocacbon có khối lượng phân tử gần nhau, đảm bảo các thành phần giả sau khi nhóm có vai trò như nhau trong các tính toán, khi đó các giá trị tới hạn và hệ số lệch tâm được tính như sau:
44
n
Tck =
n
∑ zi M iTci i =m n
∑z M i
i =m
Pck =
(1-87) i
∑z M P i =m n
i
i ci
∑z M i =m
i
(1-88) i
n
ωk =
∑z M ω i =m n
i
i
∑z M i =m
i
i
(1-89) i
Với: Tck , Pck lần lượt là các giá trị tới hạn trung bình của thành phần mới zi tỷ phần mol của thành phần nặng thứ i M i khối lượng phân tử của thàng phần nặng thứ i
Ngoài ra, Whitson (1989) đã đưa ra phương pháp nhóm như sau, các thành phần hydrocacbon nặng có thể được nhóm lại thành N H hợp phần giả định: N H = Int [1 + 3.3log( N − n )]
(1-90)
Với: N số nguyên tử C của thành phần nặng nhất trong hỗn hợp n số nguyên tử C của thành phần hydrocacbon nặng (thông thường n=7) Sự phân chia các nhóm thành phần nặng giả định dựa vào khối lượng phân tử M I : 1
M NH M I = MC7 N + MC7
(1-91)
Với: M C 7 khối lượng phân tử của thành phần C7 M N + khối lượng phân tử của thành phần nặng nhất trong hỗn hợp I = 1, 2,3,..., N H
Sau khi đã xác định được số lượng các thành phần nặng giả định, áp dụng quy tắc trộn lẫn để tính các tính chất tới hạn của nó.
45
CHƯƠNG 2: QUY TRÌNH XÂY DỰNG MÔ HÌNH ỨNG XỬ PHA Chương 2 trình bày một quy trình cơ bản để xây dựng mô hình ứng xử pha cho vỉa khí condensat, hình 2.1. Trong đó các cơ sở lý thuyết được trình bày trong Chương 1 sẽ được sử dụng trong các tính toán mô phỏng thí nghiệm PVT và mô tả thành phần Hydrocacbon nặng.
Hình 2.1 Quy trình xây dựng mô hình ứng xử pha 2.1 Kiểm tra dữ liệu đầu vào 46
Dữ liệu về thành phần chất lưu vỉa là dữ liệu quan trọng nhất trong quy trình xây dựng mô hình ứng xử pha. Tuy nhiên, thành phần này có thể bị biến đổi so với thành phần chất lưu vỉa ban đầu do nguyên nhân nhiễm bẩn từ dung dịch khoan, nhất là dung dịch khoan gốc dầu (các thành phần của dung dịch khoan có thể dễ dàng hòa tan vào chất lưu vỉa). Sự nhiễm bẩn này làm sai lệch so với thực tế các giá trị: - Áp suất bão hòa. - Hệ số thành hệ thể tích. - Tỷ số Khí/Lỏng. - Khối lượng riêng của chất lưu tại điều kiện chuẩn. Việc xác định các thành phần ngoại lai có thể được thực hiện như sau: 2.1.1 Phương pháp kiểm tra bằng đồ thị Phương pháp được tiến hành bằng cách biểu diễn tỷ lệ thành phần C8+ của chất lưu cần kiểm tra trong mối tương quan với khối lượng phân tử của nó trên đồ Đề-cátLogarit. Khi đó trên đồ thị phân chia thành 2 loại thành phần, loại thành phần sạch tuân theo phân bố của hàm mũ e (trên đồ thị Đề-cát-Logarit được thể hiện bằng 1 đường thẳng) hoặc phân bố gamma, và thành phần nằm ngoài các phân bố này được coi là các thành phần đã bị nhiễm bẩn. (hình 2.2) biểu diễn biểu đồ Đề-cát-Logarit giữa tỷ lệ thành phần các hydrocacbon từ C10-C30 của condensat đã bị nhiễm bẩn với khối lượng phân tử của nó. Trong đó các thành phần không bị nhiễm bẩn sẽ tuân theo quy luật phân bố của hàm mũ e, là một đường thẳng, trong khi các thành phần bị nhiễm bẩn sẽ nằm ngoài quy luật phân bố này.
47
Hình 2.2 biểu đồ Đề-cát-Logarit giữa tỷ lệ thành phần với khối lượng phân tử 2.1.1 Phương pháp loại trừ Phương pháp này được thực hiện khi đã xác định thành phần dung dịch khoan và thành phần chất lưu bị nhiễm bẩn, khi đó thành phần chất lưu nguyên gốc sẽ bằng thành phần chất lưu bị nhiễm bẩn trừ đi thành phần của dung dịch khoan đã biết. Phương pháp này được kiểm tra lại bằng phương pháp đồ thị ở trên. Chất lưu ban đầu không bị nhiễm bẩn là kết quả cuối cùng sau các lần loại trừ dần thành phần ngoại lai để thỏa mãn phân bố theo hàm mũ e. Kết hợp hai phương pháp kiểm tra bằng đồ thị và loại trừ sẽ giúp mẫu chất lưu đảm bảo được tính đại diện cho chất lưu vỉa trước khi tiến hành các tính toán mô phỏng thí nghiệm PVT. 2.2 Mô phỏng các thí nghiệm PVT bằng phương trình trạng thái Số liệu thực nghiệm từ các thí nghiệm phân tích PVT chất lưu vỉa là các số liệu rời rạc. Các số liệu rời rạc này cần được mô phỏng và thể hiện bằng các công thức toán học, nhờ đó sẽ rút giảm thời gian tính toán cũng như dễ dàng thực hiện các mô phỏng khác nhau tùy theo mục đích nghiên cứu.
48
Có rất nhiều thí nghiệm phân tích PVT nhưng do luận văn này nghiên cứu đối tượng chính là vỉa khí condensat do đó chỉ đề cập tới các thí nghiệm CCE và CVD. 2.2.1 Mô phỏng thí nghiệm CCE Giả sử dùng phương trình trạng thái Peng-Robinson để mô phỏng thí nghiệm phân tích PVT cho khí condensat, quy trình thí nghiệm được thực hiện như sau: Bước 1: Xác định từng thành phần của hệ hydrocacbon, zi , áp suất điểm đọng sương, pd , tính thể tích tổng của 1 mol chất lưu hệ tại điều kiện áp suất điểm đọng sương, Vsat bằng công thức: Vsat =
ZRT psat
(2-1)
Với: T nhiệt độ của hệ, oR Z hệ số nén khí o
R hằng số khí, 10.73 psi ft3/lb-mol R
Bước 2: Áp suất được tăng lên theo từng cấp lớn hơn áp suất điểm đọng sương nên hỗn hợp tồn tại ở trạng thái một pha khí. Tại mỗi giá trị áp suất, tính hệ số nén của pha khí Z v bằng phương trình (1-61): Z 3 + ( B − 1) Z 2 + ( A − 3B 2 − 2 B ) Z − ( AB − B 2 − B 3 ) = 0
Thay giá trị Z v vào phương trình: V =
Z v RT để xác định giá trị thể tích pha khí p
3
V (ft /mole) tại giá trị áp suất p tương ứng.
Khi đó, giá trị thể tích tương đối, Vrel được xác định bằng công thức (1-3) V rel =
V V sat
Bước 3: Giảm áp suất theo từng cấp dưới áp suất điểm đọng sương, khi đó hỗn hợp tồn tại ở trạng thái hai pha lỏng và khí. Thực hiện các phép tính toán cân bằng pha tại từng cấp áp suất để xác định các giá trị Ki, xi, yi, nL, nv, Zv và ZL. Trong suốt quá trình giảm áp thành phần hydrocacbon không thay đổi do đó thành phần, zi và giá trị mol không thay đổi ni = 1 . Xác định giá trị pha lỏng và khí bằng công thức:
49
nL Z L RT p
(2-2)
nv Z v RT Vv = p
(2-3)
VL =
Trong đó: Vt = VL + Vv Với: nL , nv giá trị mol của pha lỏng và pha khí Z L , Z v hệ số nén pha lỏng và khí Vt thể tích tổng của hệ hydrocacbon
Bước 4: tính thể tích tương đối của cả hệ V rel =
Vt V sat
2.2.2 Mô phỏng thí nghiệm CVD Giả sử phương trình trạng thái Peng-Robinson được lựa chọn để mô phỏng thí nghiệm phân tích PVT cho khí condensat, quy trình thí nghiệm được minh họa bởi hình 2-3 và thực hiện tuần tự theo các bước: Bước 1: đặt giả định tổng thành phần của hệ ban đầu chiếm thể tích 1ft3 tại điều kiện nhiệt độ là T và áp suất bằng với áp suất điểm đọng sương, pd khi đó: Vi = 1 Bước 2: từ thành phần pha khí ban đầu, xác định giá trị hệ số nén tại giá trị áp suất điểm sương Z dew bằng công thức: Z 3 + ( B − 1) Z 2 + ( A − 3B 2 − 2 B ) Z − ( AB − B 2 − B 3 ) = 0
50
Hình 2-3 Biểu đồ thực hiện mô phỏng thí nghiệm CVD bằng phương trình trạng thái Bước 3: xác định giá trị mol ban đầu bằng phương trình trạng thái khí thực tại giá trị áp suất điểm sương: ni =
Vp pd = ZRT Z dew RT
(2-4)
Bước 4: giảm áp suất hệ đến giá trị p xác định, dùng phương trình trạng thái xác định các giá trị: - Hệ số cân bằng pha Ki - Thành phần pha lỏng xi và pha khí yi
51
- Giá trị mol pha lỏng n L và pha khí nv - Hệ số nén pha lỏng Z L và pha khí Z v Trong đó thành phần của pha khí yi phải phù hợp với giá trị thực nghiệm tại cùng điều kiện áp suất. Bước 5: trong các tính toán cân bằng pha, tổng số mol của thành phần lỏng và khí thường được giả định bằng 1, do đó cần thiết phải xác định lại giá trị mol thực của từng pha lỏng và khí: (n L ) actual = ni nL
(2-5)
(nv )actual = ni nv
(2-6)
Bước 6: xác định thể tích của từng pha bằng bộ công thức: VL =
( n L ) actual Z L RT p
(2-7)
Vv =
(n v )actual Z v RT p
(2-8)
Khi Vi = 1 , ta có: S L = (VL )100 , giá trị % pha lỏng ngưng tụ này phải phù hợp với giá trị thực nghiệm. Bước 7: xác định giá trị thể tích hỗn hợp: Vt = VL + Vg Bước 8: rút bớt phần thể tích khí giãn nở để đảm bảo thể tích của hệ không thay đổi (Vi=1 ft3), thể tích khí được rút ra được tính theo công thức: (Vgp ) p ,T = Vt − 1
(2-9)
Bước 9: xác định số mol của lượng khí đã rút ra: np =
p (Vgp ) p ,T Z v RT
(2-10)
52
Bước 10: xác định giá trị khí cộng dồn đã rút ra (trong thực tế chính là lượng khí khai thác cộng dồn) theo tỷ lệ % so với thể tích khí ban đầu ni theo công thức: ∑ (np ) %G p = × 100 ( ni )
Với
(2-11)
∑ ( n ) là lượng khí rút ra tổng cộng p
Bước 11: xác định giá trị hệ số nén khí 2 pha Z hai − pha =
( p )(Vi ) ( p )(1) = ( ni − n p ) RT ( ni − n p ) RT
(2-12)
Bước 12: xác định giá trị số mol khí còn lại ( n v ) r
( n v ) r = ( n v )actual − n p
(2-13)
Với: ( n v ) actual giá trị mol thực của pha khí Bước 13: xác định lại giá trị mol và thành phần còn lại của hỗn hợp: Giá trị mol của hỗn hợp: ni = ( n L )actual + ( n v ) r Tỷ phần mol của thành phần thứ i: zi =
(2-14)
xi ( nL ) actual + yi ( n v ) r ni
(2-15)
Bước 14: tiếp tục mô phỏng với giá trị áp suất nhỏ hơn và lặp lại các bước từ 4 tới 13. 2.3 Hiệu chỉnh phương trình trạng thái để phù hợp với số liệu thực nghiệm Thực tế cho thấy quy trình mô phỏng bằng phương trình trạng thái đã được trình bày phụ thuộc rất nhiều vào số lượng thành phần trong hỗn hợp. Ví dụ trong mô hình ô lưới hỗn hợp chất lưu đa thành phần cùng tồn tại hai pha và n thành phần xác định, thì có (2n+4) phương trình cần giải trong mỗi đơn vị ô lưới. Do đó để tối ưu hóa quy trình mô phỏng cần thiết phải nhóm các thành phần nặng thành các thành phần giả nhằm giảm số lượng thành phần trong hỗn hợp.
53
Tuy nhiên, các thành phần giả đặc trưng bởi các tính chất vật lý được xác định bằng các quy luật trộn lẫn, có thể là nguyên nhân dẫn tới các sai số trong quá trình mô phỏng. Các sai số đến từ các giá trị tới hạn và khối lượng phân tử trung bình của thành phần giả. Vì thế để đảm bảo được tính tối ưu và chính xác trong mô phỏng các tính chất PVT của chất lưu bằng phương trình trạng thái, cần thiết phải hiệu chỉnh các thông số vật lý của thành phần giả sao cho số liệu mô phỏng phù hợp với số liệu thực nghiệm từ phòng thí nghiệm. 2.3.1 Lựa chọn các thông số hiệu chỉnh trong phương trình trạng thái Theo Coats và Smart (1986) việc hiệu chỉnh các thông số được thực hiện chủ yếu bằng phương pháp thử-sai và phương pháp hồi quy phi tuyến, các thông số hiệu chỉnh có thể là: Các giá trị của phương trình trạng thái như ai, bi và αi được xác định bằng các thông số giá trị tới hạn Tc, pc, ω và các hằng số Ω a , Ω b . Việc hiệu chỉnh được thực hiện với các giá trị a và b khi đã thay đổi các giá trị Tc, pc : a = Ωa
R 2Tc2 pc
và
b = Ωb
RTc , Trong đó Ω a và Ωb là các hệ số thực nghiệm pc
Hệ số Ω a và Ωb của mêtan cũng là thông số để tiến hành hồi quy Hệ số tương tác nhị phân, kij mêtan và thành phần nặng C7+ . Tuy nhiên, khi sử dụng hệ số tương tác nhị phân trong quá trình hồi quy như đã nêu ở Chương 1(trang 40) phải hết sức lưu tâm đến thông số hồi quy này trong trường hợp hỗn hợp không đối xứng (hỗn hợp có thành phần phân tử không cùng tính chất hóa học, như hỗn hợp khí Hydrocacbon mà có chứa các thành phần tạp khí như: khí Nitơ, CO2 hay H2S…). Ngoài ra, Whiston và Brule (2000) đã bổ sung thêm một số thông số cần hiệu chỉnh như hệ số hiệu chỉnh thể tích ci và khối lượng phân tử, M . 2.3.2 Các bước hiệu chỉnh thông số trong phương trình trạng thái Bằng phương pháp hồi quy các thông số trong phương trình trạng thái kết hợp phương pháp thử và sai (so sánh tính phù hợp với các giá trị thực nghiệm từ phòng thí nghiệm) mà các giá trị hiệu chỉnh phù hợp được xác định. Quy trình này được tóm tắt qua các bước:
54
Bước 1: Dựa vào thành phần ban đầu của hỗn hợp để định nghĩa các thành phần nặng giả định bằng phương pháp nhóm (thông thường sẽ có từ 3-5 thành phần nặng giả định được xác định). Bảng 2.1 thể hiện thành phần tổng cộng sau khi nhóm các thành phần nặng, các thành phần giả định lần lượt là F1, F2 và F3. Bảng 2.1 Thành phần hỗn hợp sau khi nhóm các thành phần nặng Thành phần (Bước 1) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
N2 CO2 C1 C2 C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 F1 F2 F3
ω
Ωa
Ωb
pc
Tc
kij
X
X
X
X
X
X
X X X
X X X
X X X
X X X
X X X
X X X
Hiệu chỉnh giá trị các thông số hồi quy là hằng số Ω a , Ωb , các thông số giá trị tới hạn Tc, pc, ω của các thành phần C1, F1, F2 và F3, hiệu chỉnh hệ số tương tác nhị phân của mêtan C1 với các thành phần nặng giả định F1, F2 và F3 Bước 2: tiếp tục nhóm các thành phần N2 với C1, CO2 với C2 thành 2 thành phần giả định mới với các giá trị tới hạn được xác định bằng quy tắc trộn lẫn. Bước 3: tiến hành hồi quy các hằng số Ω a , Ωb các thông số giá trị tới hạn Tc, pc, ω sau khi đã hiệu chỉnh từ bước 1 kết hợp với hồi quy giá trị hệ số tương tác nhị phân giữa thành phần giả định N2+C1 và CO2+C2 với F1, F2 và F3
Bước 4: lặp lại các bước trên cùng với việc giảm dần số lượng thành phần bằng cách nhóm các thành phần xác định lại thành các thành phần giả cho tới khi giá trị hồi quy phù hợp với giá trị thực nghiệm. Cụ thể, Whitson và Brule đã đưa ra quy trình nhóm và hồi quy như sau: Bảng 2.2 Ví dụ về quy trình nhóm và hồi quy theo Whitson và Brule
55
Thành phần ban đầu
Nhóm lần 1
Nhóm lần 2
Nhóm lần 3
Nhóm lần 4
Nhóm lần 5
N2
N 2 + C1
N 2 + C1
N 2 + C1
N 2 + C1 + CO2 + C2
N 2 + C1 + CO2 + C2
CO2 + C2 CO2 + C2
CO2 + C2
C3 + iC4 + nC4
C3 + iC4 + nC4
+iC5 + nC5 + C6
+iC5 + nC5 + C6
1 2
CO2
3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
C1
C3
C3
C3 + iC4 + nC4
F1
F1
C2
iC4
iC4 + nC4
iC5 + nC5 + C6
F2
F2 + F3
C3
nC4
iC5 + nC5
F1
F3
iC4
iC5
C6
F2
nC4
nC5
F1
F3
iC5
C6
F2
nC5
F1
F3
C6
F2
F1
F3
F2
-
-
-
-
-
F3
Bảng 2.3 Các thông số hồi quy của từng thành phần Thông số hồi quy kij
Ωa Ωb Ωa Ωb
Nhóm lần 1 1,9,10,11 1 1 2 2
Nhóm lần Nhóm lần Nhóm lần Nhóm lần 2 3 4 5 1,7,8,9 1,5,6,7 1,3,4,5 1,3,4 4 3 1 3 4 3 1 3 5 4 2 4 5 4 2 4
56
CHƯƠNG 3: XÂY DỰNG MÔ HÌNH ỨNG XỬ PHA CHO MỎ KHÍ CONDENSAT HỪNG ĐÔNG Chương 2 đã trình bày cơ sở lý thuyết quy trình xây dựng mô hình ứng xử pha một cách tổng quát, trong Chương 3 sẽ cụ thể hóa quy trình trên cho đối tượng mỏ khí condensat Hừng Đông với các nội dung chính: xây dựng và kiểm tra dữ liệu đầu vào, lựa chọn phương trình trạng thái thích hợp, mô phỏng các thí nghiệm bằng phương trình trạng thái, tiến hành phân tích và hiệu chỉnh các thông số tới hạn để phù hợp với số liệu thực nghiệm, xem xét đánh giá kết quả mô hình ứng xử pha sau khi hiệu chỉnh. 3.1 Kiểm tra và xây dựng dữ liệu đầu vào Dữ liệu đầu vào được sử dụng là kết quả phân tích PVT khí condensat (mẫu đáy giếng) của giếng thẩm lượng HD-3X. 3.1.1 Kiểm tra dữ liệu đầu vào Dữ liệu PVT đầu vào có tính đại diện tương đối tốt được thể hiện qua các kết quả kiểm tra sau: Tỷ lệ thành phần chất lưu: phương pháp đồ thị cho thấy mẫu chất lưu không bị nhiễm bẩn khi tỷ lệ thành phần nặng của chất lưu cần kiểm tra trong mối tương quan với khối lượng phân tử của nó trên đồ thị Đề-cát-Logarit là một đường thẳng thỏa mãn phân bố theo hàm mũ e (hình 3.1)
Hình 3.1 biểu đồ Đề-cát-Logarit giữa tỷ lệ thành phần nặng với khối lượng phân tử 57
Kết quả thí nghiệm CVD và CCE được cho là đạt độ tin tưởng làm cơ sở dữ liệu đầu vào cho quá trình mô phỏng bằng phương trình trạng thái. 3.1.2 Xây dựng dữ liệu đầu vào Để mô phỏng các thí nghiệm PVT trong luận văn này, phần mềm PVTi được sử dụng, phần xây dựng cơ sở dữ liệu cho quá trình mô phỏng được chia thành hai phần chính 3.1.2.1 Dữ liệu thành phần chất lưu Thành phần cấu tử khí condensat trong báo cáo PVT giếng HD-3X được chia làm 2 loại chính: Loại thứ nhất là các thành phần xác định hay thành phần sạch với các tính chất vật lý xác định đã được lưu trong cơ sở dữ liệu của phần mềm PVTi, đối với các thành phần này chỉ cần định nghĩa thêm các thông số tỷ phần mol hay tỷ phần khối lượng phân tử. Loại thứ hai là các thành phần nặng giả định, các thành phần này không có trong cơ sở dữ liệu, do đó ngoài tỷ phần mol hay tỷ phần về khối lượng phân tử thì cần phải định nghĩa thêm các thông số khối lượng phân tử và tỷ trọng riêng. Trong trường hợp này thành phần C12+ là thành phần nặng giả định duy nhất được định nghĩa. Các thành phần này được xây dựng thành cơ sở dữ liệu mô phỏng thí nghiệm PVT theo tỷ phần mol (tổng phần mol của tất cả các thành phần phải bằng 100%). Thành phần chi tiết tỷ lệ từng cấu tử được thể hiện trong (hình 3.2).
58
Hình 3.2 Cơ sở dữ liệu về tổng thành phần của khí condensat tại giếng HD-3X 3.1.2.2 Dữ liệu thực nghiệm từ các thí nghiệm PVT Các thí nghiệm PVT chủ yếu được sử dụng cho khí condensat là thí nghiệm CVD và thí nghiệm CCE. Các giá trị thực nghiệm trong 2 thí nghiệm này được sử dụng làm giá trị tham chiếu cho các quá trình hồi quy. Các thí nghiệm được tiến hành tại điều kiện nhiệt độ vỉa 348.8oF. Giá trị áp suất được thay đổi giật bậc theo hướng giảm (mô phỏng quá trình khai thác). Giá trị áp suất đo thấp nhất là 500psig trong thí nghiệm CCE và 700psig trong thí nghiệm CVD. Giá trị áp suất đo lớn nhất trong thí nghiệm CVD là 9000psig đảm bảo lớn hơn áp suất vỉa 8486psig. Thí nghiệm CVD, mô phỏng quá trình khai thác khí condensat và sự thay đổi tính chất của nó tại điều kiện vỉa. Trong thí nghiệm các giá trị hệ số nén khí, hệ số nén hai pha, khối lượng riêng của khí (lb/ft3), khối lượng phân tử khí, độ nhớt của khí (cp), và độ bão hòa pha lỏng (%) được xác định theo sự thay đổi của từng cấp áp suất. Hình 3.3 thể hiện các giá trị đo thực nghiệm trong thí nghiệm CVD được đưa vào phần mềm PVTi.
59
Hình 3.3 Cơ sở dữ liệu về thí nghiệm CVD mẫu chất lưu đáy giếng HD-3X Thí nghiệm CCE, mô phỏng quá trình thay đổi của chất lưu (do sự giảm áp) từ điều kiện vỉa đến điều kiện bề mặt, tại đó chất lưu tách làm hai pha khí và lỏng. Các thông số hệ số nén của pha khí, khối lượng riêng của pha khí (lb/ft3), độ nhớt của pha khí (cp), độ bão hòa pha lỏng (%) và thể tích tương đối theo từng cấp suy giảm áp suất được xác định trong suốt quá trình thí nghiệm. Hình 3.4 thể hiện các giá trị đo thực nghiệm trong thí nghiệm CCE được đưa vào phần mềm PVTi.
Hình 3.4 Cơ sở dữ liệu về thí nghiệm CCE mẫu chất lưu đáy giếng HD-3X 60
Cuối cùng, cập nhật dữ liệu về giá trị áp suất điểm đọng sương đã được xác định trong phòng thí nghiệm tại điều kiện nhiệt độ vỉa, (hình 3.5).
Hình 3.5 Cơ sở dữ liệu về thí nghiệm xác định áp suất điểm sương 3.2 Lựa chọn phương trình trạng thái Dựa vào kết quả nghiên cứu của D.I. O’Reilly, Khoa Dầu khí trường Đại học Adelaide, được đăng trên SPE-129517 năm 2009 về kết quả nghiên cứu sự tương thích của các phương trình trạng thái đối với từng loại chất lưu cụ thể, nghiên cứu được tiến hành dựa trên bộ mẫu là 6 vỉa Dầu-Khí khác nhau tại Úc, cho thấy: Đối với khí condensat các phương trình trạng thái cải tiến ER4 (EsmaeilzadehRoshanfekr) 4 biến, PT3 (Patel-Teja) 3 biến… cho kết quả mô phỏng chính xác nhất ở tất cả các mặt, trong khi các phương trình trạng thái 3 biến như PR3 và SRK3 cho các kết quả tốt ở từng mặt cụ thể như tỷ trọng và hệ số nén Z, nhưng lại cho kết quả không tốt về mô phỏng sự thay đổi độ bão hòa pha lỏng bằng ER4 và PT3. Dựa vào kết quả nghiên cứu trên thứ tự ưu tiên để lựa chọn phương trình trạng thái cho mô phỏng quá trình thí nghiệm PVT trong luận văn này lần lượt là ER4, PT3, PR3 và SRK3. Tuy nhiên, một số phương trình trạng thái cải tiến hiện đại ER4 và PT3 không được hỗ trợ trong phần mềm PVTi (hình 3.6). Do đó hai phương trình PR3 và SRK3 được xem xét để sử dụng trong luận văn này. Phương pháp hiệu chỉnh độ nhớt được lựa chọn theo tương quan thực nghiệm của Lohrenz-Bray-Clark (LBC). Kết quả sau khi lựa chọn phương trình trạng thái PR3 và SRK3, PVTi cho kết quả mô phỏng giá trị áp suất điểm sương lần lượt Pdew=4244psig và Pdew=4565psig (cả hai 61
đều sai khác so với giá trị thực nghiệm Pdew=4920psig) trước khi hồi quy. Tuy nhiên, phương trình trạng thái SRK3 cho kết quả gần với giá trị thực nghiệm hơn sẽ được lựa chọn để mô phỏng quá trình thí nghiệm PVT trong luận văn này.
Hình 3.6 Lựa chọn phương trình trạng thái và phương pháp hiệu chỉnh độ nhớt Kết quả thực tiễn cũng chỉ ra rằng kết quả mô phỏng sau quá trình hồi quy các thông số của phương trình SRK3 cho kết quả tốt hơn PR3. Tuy nhiên, không thể kết luận phương trình SRK3 tốt hơn PR3, nó chỉ tốt hơn trong trường hợp này hay trong từng trường hợp cụ thể. 3.3 Mô phỏng thí nghiệm bằng phương trình trạng thái Cơ sở dữ liệu để phương trình trạng thái SRK3 mô phỏng các thí nghiệm PVT là tổng thành phần các cấu tử từ mẫu chất lưu đáy giếng HD-3X đã được nhập theo tỷ phần mole. Quy trình mô phỏng các thí nghiệm CCE và CVD đã được trình bày tại phần 2.2 với mục đích xây dựng mô hình toán học phản ánh được các ứng xử pha và tính toán các tính chất PVT của khí condensat ở điều kiện nhiệt độ vỉa và các cấp áp suất khác nhau, thay đổi trong biên độ rộng, liên tục (trong khi các thí nghiệm PVT đóng vai trò là các giá trị quan sát chỉ được khảo sát tại một vài giá trị rời rạc).
62
3.3.1 Kết quả mô phỏng trước khi hiệu chỉnh Kết quả quá trình mô phỏng dựa vào dữ liệu ban đầu khi chưa tiến hành hiệu chỉnh bằng phương pháp hồi quy phi tuyến cho thấy giá trị mô phỏng và giá trị thực nghiệm có sự sai lệch lớn. Kết quả mô phỏng giá trị áp suất điểm đọng sương ban đầu từ phương trình SRK3 cho kết quả Pdew=4565psig (tại điều kiện nhiệt độ vỉa 348.8 oF) có sai số tương đối lớn, 17,5% so với số liệu thực nghiệm Pdew=4920psig. Hình 3.7 đến 3.14 thể hiện kết quả mô phỏng các thí nghiệm CCE và CVD bằng phương trình trạng thái SRK3 trước khi hiệu chỉnh. Trong các biểu đồ giá trị mô phỏng được thể hiện bằng đường màu xanh liền nét, các giá trị thực nghiệm được thể hiện bằng các điểm màu đỏ.
Hình 3.7 Độ bão hòa pha lỏng trong thí nghiệm CCE chưa hiệu chỉnh
Hình 3.8 Thể tích tương đối trong thí nghiệm CCE chưa hiệu chỉnh
63
Hình 3.9 Giá trị hệ số nén pha khí trong thí nghiệm CCE chưa hiệu chỉnh
Hình 3.10 Khối lượng riêng pha khí trong thí nghiệm CCE chưa hiệu chỉnh
Hình 3.11 Độ bão hòa pha lỏng trong thí nghiệm CVD chưa hiệu chỉnh
64
Hình 3.12 Giá trị hệ số nén pha khí trong thí nghiệm CVD chưa hiệu chỉnh
Hình 3.13 Giá trị hệ số nén hai pha trong thí nghiệm CVD chưa hiệu chỉnh
Hình 3.14 Khối lượng riêng pha khí trong thí nghiệm CVD chưa hiệu chỉnh
65
Kết quả quá trình mô phỏng ban đầu được so sánh với giá trị thực nghiệm (bảng 3.1 và bảng 3.2) cho thấy trong cả hai thí nghiệm CCE và CVD giá trị độ bão hòa pha lỏng luôn có độ sai lệch rất lớn so với giá trị thực nghiệm (đến 109%). Các giá trị hệ số nén pha khí, khối lượng riêng pha khí, hệ số nén hai pha được mô phỏng tương đối gần sát với giá trị thực nghiệm. Bảng 3.1 So sánh kết quả thí nghiệm CCE chưa hiệu chỉnh với số liệu thực nghiệm So sánh kết quả mô phỏng thí nghiệm CCE chưa hiệu chỉnh với số liệu thực nghiệm Độ bão hòa pha lỏng Thể tích tương đối Hệ số nén pha khí Khối lượng riêng pha khí Áp Suất (psig) Mô phỏng Thực nghiệm Sai số (%) Mô phỏng Thực nghiệm Sai số (%) Mô phỏng Thực nghiệm Sai số (%) Mô phỏng Thực nghiệm Sai số (%) 9000 0.7219 0.7736 6.68 1.3951 1.426 2.17 25.1171 24.3844 -3.00 8565 0.7361 0.786 6.35 1.3539 1.379 1.82 24.6215 23.9973 -2.60 23.9349 -2.55 8500 0.7383 0.788 6.31 1.3477 1.372 1.77 24.5449 8100 0.7529 0.8011 6.02 1.3098 1.329 1.44 24.0576 23.5416 -2.19 8000 0.7567 0.8047 5.96 1.3003 1.319 1.42 23.9314 23.4417 -2.09 7500 0.7777 0.8241 5.63 1.2529 1.266 1.03 23.2709 22.8861 -1.68 22.2681 -1.30 7000 0.8016 0.847 5.36 1.2055 1.215 0.78 22.5567 6500 0.8294 0.8742 5.12 1.1584 1.164 0.48 21.7804 21.5751 -0.95 6000 0.8621 0.9066 4.91 1.1116 1.115 0.30 20.9317 20.8072 -0.60 5700 0.8846 0.929 4.78 1.0838 1.086 0.20 20.3826 20.3016 -0.40 19.7709 -0.14 5400 0.9099 0.954 4.62 1.0563 1.056 -0.03 19.7995 19.597 5300 0.919 0.9629 4.56 1.0472 1.046 -0.11 19.5899 -0.04 5200 0.9285 0.9722 4.49 1.0381 1.037 -0.11 19.3902 19.4026 0.06 19.2091 0.16 5100 0.9385 0.9818 4.41 1.0291 1.027 -0.20 19.1788 5000 0.9488 0.9918 4.34 1.0201 1.017 -0.30 18.9628 19.0218 0.31 4950 0.9542 0.9969 4.28 1.0156 1.012 -0.36 18.8529 18.9219 0.36 4920 0.9575 1 4.25 1.013 1.009 -0.40 18.7865 18.8595 0.39 4900 0.9597 1.0024 4.26 4800 0.9711 1.0149 4.32 4700 0.983 1.0282 4.40 4600 0.9955 1.0423 4.49 4565 4400 0.1022 0.0488 -109.43 1.0282 1.0732 4.19 4200 0.1441 0.0672 -114.43 1.0658 1.1083 3.83 3900 0.1674 0.0901 -85.79 1.1302 1.17 3.40 3600 0.1754 0.1085 -61.66 1.2068 1.2454 3.10 3200 0.177 0.1267 -39.70 1.3342 1.3739 2.89 2800 0.174 0.1386 -25.54 1.5024 1.5475 2.91 2400 0.1686 0.1449 -16.36 1.733 1.7889 3.12 2000 0.1613 0.1466 -10.03 2.0648 2.1388 3.46 1600 0.1524 0.1445 -5.47 2.5753 2.6777 3.82 1200 0.1413 0.1394 -1.36 3.4445 3.5911 4.08 800 0.1269 0.1312 3.28 5.2092 5.4258 3.99 515 0.1132 0.1228 7.82 8.1451 8.4379 3.47
Bảng 3.2 So sánh kết quả thí nghiệm CVD chưa hiệu chỉnh với số liệu thực nghiệm So sánh kết quả mô phỏng thí nghiệm CVD chưa hiệu chỉnh với số liệu thực nghiệm Độ bão hòa pha lỏng Hệ số nén pha khí Hệ số nén hai pha Khối lượng riêng pha khí Áp Suất (psig) Mô phỏng Thực nghiệm Sai số (%) Mô phỏng Thực nghiệm Sai số (%) Mô phỏng Thực nghiệm Sai số (%) Mô phỏng Thực nghiệm Sai số (%) 4920 1.013 1.009 -0.40 1.013 1.009 -0.40 18.727 18.839 0.59 4565 0.9818 4200 0.0673 0.1441 53.30 0.9622 0.972 1.01 0.9631 0.954 -0.95 15.2689 15.504 1.52 3500 0.1136 0.1714 33.72 0.9367 0.939 0.24 0.9299 0.911 -2.07 11.9415 12.348 3.29 2800 0.1293 0.1639 21.11 0.9224 0.921 -0.15 0.9002 0.883 -1.95 9.2538 9.5 2.59 2100 0.1305 0.1497 12.83 0.9192 0.918 -0.13 0.8723 0.856 -1.90 6.8035 6.952 2.14 9.25 0.20 -0.59 1.16 1400 0.1207 0.133 0.9281 0.93 0.8389 0.834 4.4915 4.544 700 0.1038 0.1133 8.38 0.9501 0.951 0.09 0.7675 0.78 1.60 2.2978 2.369 3.01
66
3.3.2 Kết quả mô phỏng sau khi hiệu chỉnh Trong phần này, quy trình hiệu chỉnh phương trình trạng thái đã được trình bày tại phần 2.3 - Chương 2 được áp dụng cho mẫu chất lưu đáy giếng HD-3X, với mục đích thay đổi các giá trị tới hạn của một số cấu tử để giá trị mô phỏng phù hợp với giá trị thực nghiệm. 3.3.2.1 Lựa chọn các thông số hiệu chỉnh trong phương trình trạng thái Các thông số chính có thể được chọn để tiến hành hồi quy được phần mềm PVTi đưa ra thể hiện trong (hình 3.15)
Hình 3.15 Lựa chọn các thông số hồi quy trong phần mềm PVTi Tuy nhiên, chỉ có một vài thông số được lựa chọn để hiệu chỉnh trong phương trình trạng thái SRK3 (lựa chọn theo phương pháp của Coats và Smart), đó là các thông số giá trị tới hạn Tc, pc, hệ số lệch tâm ω , các hằng số Ω a , Ωb . Tuy nhiên, vì mẫu chất lưu là hỗn hợp không đối xứng (hỗn hợp có thành phần phân tử không cùng tính chất hóa học, như hỗn hợp khí Hydrocacbon mà có chứa các thành phần tạp khí như: khí Nitơ, CO2 hay H2S…), nên hệ số tương tác nhị phân kij không được sử dụng để tránh lỗi không hội tụ trong bài toán mô phỏng vỉa như đã đề cập tại phần 2.3.1 . Trong đó các giá trị tới hạn, hệ số lệch tâm ω và các hằng số Ω a , Ωb của các thành phần nặng là đối tượng hiệu chỉnh chính, vì các giá trị này bản thân luôn chứa đựng nhiều sai số có thể được giải thích như sau: thành phần nặng là một thành phần giả định của hỗn hợp nhiều thành phần (thông thường là của các thành phần có số nguyên tử cacbon từ 7 trở lên-C7+) có tính chất vật lý được xác định dựa vào các quy luật trộn lẫn, do đó các trị tới hạn có độ chính xác hoàn toàn phụ thuộc vào quy luật trộn lẫn. Các thành phần nặng chứa đựng các thành phần có khối lượng phân tử càng
67
lớn thì mức độ sai số càng cao, điều này là cơ sở để chọn lựa các trọng số khi tiến hành hồi quy. Ngoài ra các thông số tới hạn của thành phần Mêtan cũng là đối tượng hiệu chỉnh do giá trị nhiệt độ tới hạn của mêtan có giá trị -115.8oF << nhiệt độ vỉa 348.8 oF, làm các thông số vật lý của mêtan có thể bị thay đổi (theo Tarek Ahmed). 3.3.2.2 Các bước hiệu chỉnh thông số trong phương trình trạng thái Dựa vào quy trình đã được trình bày tại phần 2.3.2 các bước hiệu chỉnh thông số trong phương trình SRK3 mẫu chất lưu đáy giếng HD-3X được thực hiện như sau: Bước 1: định nghĩa các thành phần nặng giả định bằng phương pháp nhóm theo tỷ phần mole. Các thành phần sẽ được nhóm như trong (hình 3.16) sau:
- Nhóm X1: C1 + N2 - Nhóm X2: C2 + CO2 - Nhóm C4: iC4 + nC4 - Nhóm C5: iC5 + nC5 - Nhóm C7+: C7 + C8 - Nhóm C9+: C9+C10+C11 - Nhóm C12+
Hình 3.16 Định nghĩa các thành phần nặng bằng phương pháp nhóm Nguyên tắc nhóm các thành phần có cùng khối lượng phân tử tương đương nhau thành các thành phần giả định là nguyên tắc chung, thay đổi tùy từng trường hợp. Tuy nhiên theo tác giả có thể tham khảo thêm yếu tố tỷ phần mol của từng cấu tử để quyết định số lượng nhóm và cách thức nhóm, các thành phần mol có tỷ phần nhỏ có thể được nhóm chung với nhau, thành phần có tỷ phần mol lớn có thể không cần nhóm. Cụ thể trường hợp này tác giả lựa chọn 3 thành phần giả định: C7+ (C7+C8); C9+ (C9+C10+C11); thành phần C12+ được chọn thành 1 nhóm riêng.
68
Việc nhóm các thành phần xác định (SCN) nhằm giảm số lượng cấu tử tối ưu hóa cho bài toán mô phỏng vỉa về sau, tuy nhiên không nên quá lạm dụng kỹ thuật này để tránh tạo thành thành phần giả định có sai số lớn. Lưu ý số thành phần sau khi nhóm không nên dưới 6 thành phần (theo Curtis Whitson) Bước 2: lựa chọn giá trị các thông số hồi quy cho hằng số Ω a , Ωb , các thông số giá trị tới hạn Tc, pc, hệ số lệch tâm ω của các thành phần C1, C7+, C9+, C12+. Các thông số này được tiến hành hồi quy theo nguyên tắc: Các thông số có độ nhạy cao sẽ được hiệu chỉnh trước: mỗi thông số độ nhạy khác nhau được thống kê trong bảng phân tích độ nhạy của phần mềm PVTi (PVTi: Run\Regression\Sensitivity Analysis…). Các giá trị độ nhạy trên đường chéo chính của ma trận có giá trị càng lớn thì thông số có độ nhạy càng cao (hình 3.17). Các thông số này có thể được tham khảo để lựa chọn thứ tự ưu tiên các thông số hồi quy.
Hình 3.17 Bảng phân tích độ nhạy từng thông số theo ma trận Hessian Không nên lựa chọn các thông số có mối tương quan chặt chẽ với nhau, khi hiệu chỉnh thông số này có thể ảnh hưởng đến thông số kia. Phần mềm PVTi cung cấp bảng thống kê phân tích mức độ tương quan giữa các thông số trong ma trận phân tích độ nhạy (PVTi: Run\Regression\Correlation…), trong đó giá trị càng gần -1 thì các thông số có ảnh hưởng trái ngược nhau.
69
Bước 3: hồi quy các thông số đã được lựa chọn và phân tích độ nhạy theo thứ tự ưu tiên: hồi quy các giá trị áp suất tới hạn pc , hồi quy các giá trị nhiệt độ tới hạn Tc , hồi quy các giá trị hằng số Ω a , Ωb và cuối cùng là hồi quy các giá trị hệ số lệch tâm ω Trong bước này ngoài việc lựa chọn thứ tự ưu tiên các thông số hồi quy, việc đánh giá và đưa ra các trọng số (giá trị càng lớn mức độ ưu tiên càng cao) cho từng thông số cũng được tiến hành với sự hỗ trợ của phần mềm PVTi, cho phép đặt trọng số cho từng thông số riêng biệt nhưng phải tuân theo quy luật gia tăng tuyến tính (1,2,3...). Kết quả cuối cùng sau khi đã lựa chọn, thiết lập các trọng số hồi quy và tiến hành hồi quy theo thứ tự ưu tiên như (hình 3.18) sau:
Hình 3.18 Các thông số được lựa chọn để tiến hành hồi quy 3.3.2.3 Kết quả quá trình mô phỏng thí nghiệm PVT bằng phương trình trạng thái sau khi đã hiệu chỉnh Kết quả quá trình mô phỏng các thí nghiệm PVT bằng phương trình trạng thái SRK3 sau khi đã hiệu chỉnh được tham khảo so sánh với tiêu chuẩn sai số sau quá trình hiệu chỉnh của Công ty Dầu khí Mỹ-ConocoPhillips (bảng 3.3), cho thấy kết quả dự báo các thông số trong thí nghiệm CCE, CVD và áp suất điểm sương đều đạt kết quả tốt đến rất tốt, phù hợp với tất cả các số liệu thực nghiệm. Bảng 3.3 Bảng tiêu chuẩn đánh giá chất lượng hiệu chỉnh của ConocoPhillips
70
Hình 3.19 đến 3.28 thể hiện kết quả mô phỏng các thí nghiệm CCE và CVD bằng phương trình trạng thái SRK3 sau khi hiệu chỉnh.
Hình 3.19 Độ bão hòa pha lỏng trong thí nghiệm CCE đã hiệu chỉnh
Hình 3.20 Thể tích tương đối trong thí nghiệm CCE đã hiệu chỉnh
71
Hình 3.21 Giá trị hệ số nén pha khí trong thí nghiệm CCE đã hiệu chỉnh
Hình 3.22 Giá trị độ nhớt pha khí trong thí nghiệm CCE đã hiệu chỉnh
Hình 3.23 Khối lượng riêng pha khí trong thí nghiệm CCE đã hiệu chỉnh
72
Hình 3.24 Độ bão hòa pha lỏng trong thí nghiệm CVD đã hiệu chỉnh
Hình 3.25 Giá trị hệ số nén pha khí trong thí nghiệm CVD đã hiệu chỉnh
Hình 3.26 Giá trị hệ số nén hai pha trong thí nghiệm CVD đã hiệu chỉnh
73
Hình 3.27 Khối lượng riêng pha khí trong thí nghiệm CVD đã hiệu chỉnh
Hình 3.28 Giá trị độ nhớt pha khí trong thí nghiệm CVD đã hiệu chỉnh 3.3.3 Đánh giá kết quả mô phỏng Giá trị áp suất điểm sương sau khi đã hiệu chỉnh cho kết quả Pdew=4919psig, sai số không đáng kể (sai số 0.02%) so với giá trị thực nghiệm Pdew=4920psig. Kết quả mô phỏng các giá trị trong các thí nghiệm CCE và CVD lần lượt có sai số so với thực nghiệm được tóm tắt trong các bảng thống kê sai số, bảng 3.4 và 3.5. Bảng 3.4 So sánh kết quả thí nghiệm CVD đã hiệu chỉnh với số liệu thực nghiệm
74
Bảng 3.5 So sánh kết quả thí nghiệm CCE đã hiệu chỉnh với số liệu thực nghiệm
75
Như vậy, kết quả mô phỏng các giá trị độ bão hòa pha lỏng, hệ số nén, khối lượng phân tử và độ nhớt pha khí trong các thí nghiệm CCE và CVD bằng phương trình trạng thái SRK3, hầu hết đều cho kết quả rất tốt với sai số nhỏ hơn 3% so với giá trị thực nghiệm. Tuy nhiên, một vài giá trị mô phỏng vẫn còn sai lệch lớn với thực tế: - Trong thí nghiệm CCE khảo sát độ bão hòa pha lỏng tại điều kiện áp suất từ 4800-4900psig có độ sai lệch so với thực nghiệm từ 19-54%, tuy nhiên tại các giá trị áp suất nhỏ hơn kết quả mô phỏng lại sát với giá trị thực nghiệm (sai số <3%). - Giá trị độ nhớt của pha khí trong cả hai thí nghiệm được hiệu chỉnh theo phương pháp LBC đạt giá trị mô phỏng rất sát với số liệu thực nghiệm sau khi tiến hành hồi quy. - Kết quả mô phỏng cuối cùng đủ tin cậy để làm thông số đầu vào cho mô hình thủy động lực đặc tính đầu cải tiến MBO, để dự báo khai thác mỏ khí condensat Hừng Đông, bồn trũng Cửu Long.
76
CHƯƠNG 4: ỨNG DỤNG MÔ HÌNH ỨNG XỬ PHA ĐỂ DỰ BÁO KHAI THÁC CHO MỎ KHÍ CONDENSAT HỪNG ĐÔNG Trong chương này sẽ ứng dụng kết quả xây dựng mô hình ứng xử pha ở Chương 3 làm đầu vào để khảo sát mô hình thủy động lực (mô hình khai thác) mỏ khí condensat Hừng Đông, từ đó tiến hành dự báo khai thác và đưa ra chiến lược khai thác thích hợp cho mỏ khí condensat Hừng Đông. 4.1 Tổng quan về đối tượng nghiên cứu Đối tượng nghiên cứu chính của luận văn là trầm tích cát kết Oligocene (tập F), mỏ khí condensat Hừng Đông được phát hiện năm 2003, thuộc bồn trũng Cửu Long. 4.1.1 Lịch sử thăm dò và thẩm lượng 4.1.1.1 Vị trí mỏ khí condensat Hừng Đông Mỏ khí condensat Hừng Đông cách bờ biển Việt Nam khoảng 62 km trong vùng nước sâu khoảng 56 m (hình 4.1) bao gồm 2 đối tượng chứa chính được phát hiện là trầm tích cát kết Oligocene (tập E & F)
Hình 4.1 Vị trí mỏ khí condensat Hừng Đông trong bồn trũng Cửu Long 77
Mỏ khí condensat Hừng Đông nằm ở phía Bắc mỏ Rạng Đông (JVPC), Phía TâyNam mỏ Ruby (Petronas), phía Nam các mỏ Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng (Cửu Long JOC). 4.1.1.2 Lịch sử thăm dò và thẩm lượng Giếng khoan thăm dò đầu tiên (HD-1X) được khoan để đánh giá triển vọng của mỏ Hừng Đông. Giếng được khoan đến độ sâu 4029 mTVDSS. Giếng khoan đã không được thử vỉa trong tầng đá móng, tuy nhiên thử vỉa trong tầng trầm tích cho thấy biểu hiện dầu khí từ 3 vỉa trong tầng cát kết Oligocene (tập D, E, F). Kết quả thử vỉa DST#1 trong tập D cho lưu lượng 1,7 triệu bộ khối/ngày và 590 thùng dầu/ngày; DST#2 trong tập F cho lưu lượng khí tối đa 32 triệu bộ khối/ngày và 3604 thùng condensat/ngày; DST#3 trong tập E cho lưu lượng khí cực đại đạt 37,7 triệu bộ khối/ngày và 4033 thùng condensat/ngày. Giếng được hủy và được xem như một giếng khoan phát hiện dầu, khí và condensat. Hiện tượng mất dung dịch hoàn toàn trong tầng đá móng cũng được ghi nhận. Hiện tượng mất dung dịch này là dấu hiệu cho thấy hệ thống nứt nẻ/đứt gãy có khả năng cho dòng chảy có giá trị thương mại. Giếng thẩm lượng đầu tiên, HD-2X, được khoan để đánh giá tầng đá móng nứt nẻ, cũng như các vỉa cát kết Oligocene (tập E & F). Giếng được khoan đến độ sâu 4810 mTVDSS. Thử vỉa DST được tiến hành tại phần nóc tầng móng cho lưu lượng khí cực đại là 10 triệu bộ khối khí/ngày và 1200 thùng condensat/ngày. Giếng thẩm lượng thứ hai, HD-3X, được khoan để thẩm lượng phần rìa kéo dài của tập E và F và khối đứt gãy chưa thử trước đó. Giếng đã được khoan đến nóc tầng móng ở độ sâu 4873 mTVDSS. Các kết quả thử vỉa được tóm tắt như sau: DST#1 trong tập F cho lưu lượng khí cực đại đạt 8,7 triệu bộ khối/ngày và 1086 thùng condensat/ngày; DST#2 trong tập E cho lưu lượng khí cực đại đạt 10,8 triệu bộ khối/ngày và 1372 thùng condensat/ngày; DST#2A trong tập E có lưu lượng khí cực đại đạt 5,2 triệu bộ khối/ngày và 865 thùng condensat/ngày. Giếng thẩm lượng HD-4X được khoan để kiểm tra cánh phía bắc của trầm tích Oligocene cấu tạo Hừng Đông. Giếng này nằm cách giếng HD-3X khoảng 4,5 km về phía Đông Bắc, được khoan đến độ sâu 4873 mTVDSS vào tập F để kiểm tra các tầng cát kết thuộc tập E và F. Giếng HD-4X được khởi công vào ngày 16 tháng 6 năm 2006, và hoàn thành vào ngày 03 tháng 10 năm 2006. Giếng gặp tầng cát kết tập E từ độ sâu 3916 mTVDSS đến 4361,9 mTVDSS, gặp cát kết F từ độ sâu 4602 mTVDSS đến đáy giếng tại độ sâu 4873 mTVDSS. Giếng HD-4X được thử vỉa trong tập E. Lưu lượng
78
thử vỉa cực đại của khí và dầu/condensat lần lượt là 7,9 triệu bộ khối/ngày và 2200 thùng/ngày (dầu có tỉ trọng 38.30 API). Vị trí các giếng khoan thăm dò và thẩm lượng được thể hiện trong (hình 4.2)
Hình 4.2 Vị trí các giếng thăm dò và thẩm lượng mỏ khí condensat Hừng Đông 4.1.2 Sơ lược đặc điểm địa tầng khu vực mỏ khí condensat Hừng Đông Các thông tin về địa tầng, địa chất khu vực mỏ khí condensat Hừng Đông được tham khảo từ các tài liệu báo cáo địa chất. Địa tầng khu vực mỏ khí Hừng Đông là kết quả tổng hợp từ minh giải địa chấn, minh giải karota địa vật lý, sinh địa tầng, phân tích mẫu các giếng khoan. Cột địa tầng bao gồm đá núi lửa của móng trước Đệ Tam và trầm tích lục nguyên Cenozoi xen kẽ với đá phun trào. Mặt cắt địa chấn qua các giếng khoan (hình 4.3) thể hiện bề mặt phân chia các tập trầm tích trong khu vực mỏ khí condensat Hừng Đông, bồn trũng Cửu Long.
79
Hình 4.3 Mặt cắt địa chấn qua các giếng khoan trong mỏ khí Hừng Đông Tầng đá móng tiền Tertiary Kết quả minh giải địa chấn cho thấy tầng móng có độ sâu phân bố tại 3883m, 3976m và 4861m (TVDSS) tương ứng với các giếng HD-1X, HD-2X và HD-3X. Ngoại trừ giếng HD-2X phát hiện đá móng gồm đá granite và granodiorite, những giếng khác có thể là cuội kết – một loại đá núi lửa chứa các mảnh vỡ tròn và góc cạnh bị hòa tan trong khung đá phun trào hạt mịn. Mảnh vỡ chủ yếu bao gồm granite, andesite, monzonite, diorite, monzodiorite, rhyolite, cát kết và một ít khoáng vật (giếng HD-1X). Móng bị nứt nẻ mạnh và có đới phong hóa nhẹ. Đới phong hóa bị giới hạn từ 2080m. So sánh thạch học trong các giếng ở mỏ Hừng Đông với các giếng thuộc mỏ Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng, cùng với một số vết lộ quan sát có liênquan đến địa tầng của đới Đà Lạt, cho thấy móng ở khu vực mỏ Hừng Đông bao gồm đá granitoid bị xuyên cắt bởi nhiều mạch xâm nhập của đá andesite, diorite, monzodiorite. Những đá này trông tương tự như đá của phức hệ Định Quán, Đèo Cả, và đá trầm tích núi lửa của thành hệ Nha Trang. Chúng có thể được tạo thành trong giai đoạn Jura-Creta.
80
Trầm tích kỷ Đệ Tam Trầm tích Cenozoic trong mỏ Hừng Đông từ già nhất đến trẻ nhất được miêu tả như sau: Eoxen muộn– Oligoxen sớm: Thành hệ Trà Cú dưới / Tập F Tầng F được xem là phần dưới của thành hệ Trà Cú, được xác định đầu tiên ở giếng HD-1X trên đất liền. Trầm tích tập F đều hiện diện trong tất cả 4 giếng của mỏ Hừng Đông với chiều dày thay đổi từ 207m tại đỉnh đến hơn 500m ở phía sườn. Bề mặt màu xanh nhạt xác định ranh giới trên của thành hệ này. Nó gần như trùng khớp với móng trước Đệ Tam nằm bên dưới và bị bào mòn tại phần đỉnh của cấu trúc. Từ bên sườn đổ xuống, sự phủ chờm lên móng là dấu hiệu xác định tập F rõ ràng hơn. Tài liệu giếng cho thấy tập F được chia thành 2 phần. Phần trên (còn gọi là tập “sét F”) dày khoảng 62-300m gồm sét kết và bùn kết. Phần dưới (hay tập “cát kết F”) bao gốm chủ yếu là cát kết xen kẽ với một ít sét kết, bột kết và đá vôi (limestone hay dolomitized limestone). Ngoài ra, đá núi lửa cũng có mặt trong F-sand (từ tài liệu giếng HD-1X). Oligoxen sớm: Thành hệ Trà Cú trên / Tập E Tập E được xem là phần trên của thành hệ Trà Cú, được xác định bởi giếng HD1X trên đất liền. Trong 4 giếng khoan mỏ Hừng Đông, chiều dày tập E thay đổi từ 185m tại đỉnh cho đến hơn 550m dọc theo sườn của cấu trúc. Trầm tích tập E phủ chờm lên phần trên cùng tập F với ranh giới trên cùng được xác định bởi bề mặt màu nâu. Đó là bề mặt bào mòn, được minh giải như là ranh giới dưới của tập sét D nằm bên trên. Vì vậy, phần trên cùng của tập E có thể bị bào mòn hoặc thiếu. Thành phần thạch học chủ yếu là sét màu nâu xen kẽ với cát kết hoặc bột kết. Oligoxen muộn: Hệ tầng Trà Tân / Tập C và D Các đất đá thuộc hệ tầng Trà Tân thường được gọi là “Tập D và C”, là các đá có tuổi Oligoxen, bao gồm các đá phiến màu đen và bột kết với một vài lớp cát kết. Đây là tầng sinh rất tốt trong khu vực đồng thời là tầng chắn trên móng kết tinh nứt nẻ. Hệ tầng Bạch Hổ: Các đất đá thuộc hệ tầng Bạch Hổ thường được gọi là ”Tập BI”, là các đá có tuổi Mioxen sớm, bao gồm các phiến sét màu nâu, xám xanh xen lẫn các tập cát kết và bột kết. Các đá phiến sét này là tầng chắn rất tốt mang tính khu vực. Các tập cát kết tuy có
81
độ rỗng lớn nhưng không phân bố liên tục. Tuy vậy, chúng vẫn cho một sản lượng khai thác hàng năm không nhỏ. Hệ tầng Côn Sơn: Các đất đá thuộc hệ tầng Côn Sơn thường được gọi là “Tập BII”, chủ yếu là các lớp cát kết hạt thô xen kẹp bột kết có tuổi Mioxen trung. Tài liệu thu được từ các giếng khoan cho thấy hệ tầng Côn Sơn không có tiềm năng dầu khí. Hệ tầng Đồng Nai: Các đất đá thuộc Hệ tầng Đồng Nai thường được gọi là ”Tập BIII”, chủ yếu là các tập cát có độ hạt trung bình, rất giàu glauconite có tuổi Mioxen muộn. Tương tự hệ tầng Côn Sơn, hệ tầng Đồng Nai cũng không thấy các dấu hiệu dầu khí. Hệ tầng Biển Đông: Bao gồm các trầm tích “Tập A” với thành phần chủ yếu là cát hạt mịn rất giàu sinh vật biển và glauconite màu vàng. 4.1.3 Trữ lượng khí tại chỗ tập F mỏ khí Hừng Đông Trữ lượng khí tại chỗ ban đầu của tập F, mỏ khí Hừng Đông được tính bằng phương pháp thể tích với các ranh giới và phân cấp trữ lượng cụ thể: Điểm tràn trên bản đồ từ kết quả phân tích địa chấn có độ sâu 5150 mTVDSS cho đối tượng tập F. Đối với tập F, các ranh giới để phân cấp trữ lượng Xác minh – Có khả năng (P1P2) được lấy tại độ sâu dưới cùng của khoảng đục lỗ thử vỉa thành công. Các ranh giới để phân cấp trữ lượng Có khả năng – Có thể (P2-P3) được lấy tại điểm giữa (half-way) khoảng cách của P1-P2 đến điểm tràn hoặc đến điểm Khí thấp nhất thấy được (LKG). Trong tập F điểm phân chia P1-P2 là 4448 mTVDSS, điểm tràn (4800 mTVDSS) được lấy làm ranh giới của P2-P3. Phần thể tích được phân loại là P3, bằng cách dịch chuyển đường điểm tràn xuống đáy của tập F (5150 mTVDSS). Bản đồ phân cấp trữ lượng tập F theo các cấp P1, P2 và P3 được thể hiện trong (hình 4.4)
82
Hình 4.4 Bản đồ phân cấp trữ lượng cho tập F Kết quả tính toán trữ lượng Khí tại chỗ và Khí đồng hành theo phương pháp Monte-Carlo được tóm tắt trong Bảng 4.1 Bảng 4.1 Trữ lượng Khí tại chỗ và Khí đồng hành theo phương pháp Monte-Carlo Khoảng biến thiên
P90
Khoảng đánh giá
Thấp
Tập F
P1 P2 P3
699 504 675
1158 829 1007
1817 1239 1417
1223 848 1034
Tổng
P1+P2
1203
1987
3056
2071
Khí (tỷ bộ khối, khô)
4.2 Mô hình thủy động lực mỏ khí Hừng Đông 4.2.1 Tính chất đá chứa và chất lưu vỉa 4.2.1.1 Tính chất đá chứa
83
P50 Most Likely
P10 Cao
Mean
Tính chất đá chứa tập F của mỏ Hừng Đông dựa trên các phân tích trên mẫu thông thường (RCAL) và phân tích trên mẫu lõi đặc biệt (SCAL). Thông tin thu được từ hai phân tích trên được ứng dụng vào việc đánh giá thành hệ và xây dựng mô hình vỉa chứa. Quan hệ rỗng-thấm từ kết quả phân tích mẫu thông thường RCAL cho giếng HD-2X và HD-3X được tiến hành tại Viện Dầu khí, Chi nhánh Thành phố Hồ Chí Minh (bảng 4.2) liệt kê số thí nghiệm mẫu lõi được tiến hành phân tích RCAL. Hình 4.5 biểu thị mối quan hệ thấm-rỗng (đo trong điều kiện áp suất địa tĩnh) của các mẫu lõi. Bảng 4.2 Số lượng mẫu lõi cho các mục đích phân tích RCAL Giếng Tập vỉa Độ rỗng - Độ thấm Mật độ hạt Áp suất địa tĩnh (psi) Độ bão hòa nước
HD-2X E
HD-3X F
E
F
69
39
76
80
2500 18
3100 9
2600 22
4000 20
Mẫu lõi Rỗng –Thấm & Mẫu SCAL của các giếng mỏ HD
1000.000
E - HD-2X
F - HD-2X
E - HD-3X
F - HD-3X
E - HD-4X
Pc/FF/RI
Độ nén
Độ thấm tương đối
100.000
10.000
1.000
0.100
0.010
0.001 0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
14.
16.0
18.0
Độ rỗng (%)
Hình 4.5 Quan hệ rỗng – thấm từ số liệu mẫu lõi HD-2X, HD-3X
84
Độ thấm pha từ kết quả phân tích mẫu lõi đặc biệt Các thí nghiệm về độ thấm pha dầu đẩy khí được tiến hành dưới điều kiện trạng thái ổn định trên 17 mẫu lõi (7 của giếng HD-2X, 5 của giếng HD-3X và 5 của HD4X). Đồ thị các đường cong thể hiện chúng trên hình 4.6 và kết quả sau khi hiệu chỉnh được thể hiện trên hình 4.7
Hình 4.6 Kết quả đo độ thấm pha khí-dầu các giếng HD-2X, HD-3X và HD-4X
Hình 4.7 Độ thấm pha khí-dầu các giếng HD-2X, HD-3X và HD-4X sau khi hiệu chỉnh
85
Độ nén của đá chứa Phân tích độ nén thể tích lỗ rỗng trên 8 mẫu lõi của giếng HD-2X cho kết quả cho giá trị độ nén khoảng 2E-06/psi đến 9E-06/psi. 4.2.1.2 Tính chất chất lưu vỉa Tổng hợp kết quả phân tích DST Tại đối tượng nghiên cứu (tập F) có 4 giếng khoan thăm dò và thẩm lượng được khoan qua để tiến hành nghiên cứu. Tuy nhiên, quá trình thử vỉa tại tập F chỉ được tiến hành tại 3 trong 4 giếng khoan trên, (bảng 4.3) tóm tắt các thông số thử vỉa. Bảng 4.3 các thông số cơ bản của quá trình thử vỉa mỏ khí Hừng Đông Giếng
HD-1X
HD-3X
HD-4X
DST #
2
1
1
Tập
"F"
"F"
"F"
Khoảng thử vỉa (mMDRT)
4043-4115
Khoảng thử vỉa (mTVDSS)
3733 – 3788
Phần thân giếng mở vỉa Lưu lượng khí tối đa (tr.bộ khối khí/ngày) Dầu đồng hành (thùng/ngày) CGR (thùng/triệu bộ khối khí) Độ API của Condensate H2S (ppm) Cỡ Côn Áp suất miệng giếng (psig) Áp suất vỉa (psia) Độ sâu đo (mTVDSS)
7"
4383 4483 43494448 7"
4681 4876 4646.4 4840.2 5"
32.1
8.7
Hủy
3751
1086
117
125
51-55 35 56/64" 2636 8157 3703 Đóng giếng ban đầu
49-53 25 64/64" 603 8501 4306
Áp suất vỉa ước đoán
86
MDT
Không có Không có
Số liệu thử vỉa DST trong tập F Trong tập F có tất cả 3 quá trình thử vỉa HD-1X (DST#2), HD-3X (DST#1), HD4X (DST#1). Tuy nhiên, quá trình DST thực hiện tại giếng HD-4X (DST#1) đã không thành công. Do đó, kết quả phân tích thử vỉa chủ yếu dựa vào hai kết quả còn lại, bảng 4.4 và 4.5 thể hiện các thông số vỉa trong quá trình phân tích tài liệu áp suất (PTA). Tập F giếng HD-1X (DST#2) Quá trình thử vỉa được thực hiện trong ống chống 7”, khoảng mở vỉa 4043 – 4115 mMDRT (13265 -13501 ft). Các mẫu PVT được lấy và phân tích trong tập F cho thấy chất lưu là khí condensat ngưng tụ ngược. Trong suốt giai đoạn mở dòng chính, lưu lượng khí trung bình là 22,8 triệu bộ khối khí/ngày và lưu lượng condensat là 2802 thùng/ngày với chênh áp đáy giếng khoảng 480 psi, cỡ côn 40/64”. Trong giai đoạn thử lưu lượng từng cấp, lưu lượng khí tối đa là 32 triệu bộ khối khí/ngày và condensat là 3604 thùng/ngày với chênh áp đáy giếng là 720 psi và áp suất dòng chảy đầu giếng tối thiểu là 2636 psig, cỡ côn 56/64”. Ngoại suy số liệu đáy giếng của DST cho thấy áp suất và nhiệt độ vỉa ban đầu xấp xỉ 8154 psia và 311,5oF , ở độ sâu 3733 mTVDss. Tập F giếng HD-3X (DST#1) Quá trình thử vỉa này đã được tiến hành trong ống chống 7”, khoảng mở vỉa 4383-4483 mMDRT (14381 – 14709 ft). Kết quả phân tích chất lưu vỉa tập F cho thấy là condensat ngưng tụ ngược. Lưu lượng khí tối đa là 8,7 triệu bộ khối khí/ngày và lưu lượng condensat là 1686 thùng/ngày với chênh áp đáy giếng là 6900 psi và áp suất đầu giếng 603 psig, cỡ côn 64/64” trong suốt giai đoạn mở dòng chính. Hình 4.27 biểu diễn đồ thị đạo hàm áp suất theo thời gian của thử vỉa DST này. Áp suất và nhiệt độ vỉa ban đầu được ngoại suy từ số liệu áp suất thử vỉa DST là khoảng 8501 psia và 340OF ở độ sâu 3843 mTVDss (12609 ft). Kết quả thử vỉa DST#1 của giếng HD-3X cho thấy tiềm năng của giếng thấp, hệ số skin của tập F là +9, nguyên nhân gây ra có thể là do hiện tượng tách pha lỏng hình thành xung quanh đáy giếng. Kết quả phân tích thành phần mẫu chất lưu đáy giếng của giếng HD-3X tập F tương đối giống với các mẫu lấy được của các giếng ST-1X.
87
Bảng 4.4 và 4.5 tóm tắt một số kết quả phân tích thử vỉa giếng HD-1X(DST#2) và HD-3X(DST#1). Bảng 4.4 Thông số vỉa được sử dụng cho phân tích tài liệu thử vỉa giếng 1X, tập F Bg: 0,0036 ft3/scf Độ rỗng: 12 % Rw: 0,354 ft
Cg: 4,55e-5 Cf: 8,6e-6 Cw: 3,8e-6
Sw: 20% Ct: 20,55e-6 Ug: 0,051cp
Bảng 4.5 Thông số vỉa được sử dụng cho phân tích tài liệu thử vỉa giếng 3X, tập F Bg: 0,0036 ft3/scf Độ rỗng: 12 % Rw: 0,354 ft
Cg: 4,56e-5 Cf: 4,1e-6 Cw: 3,8e-6
Sw: 20% Ct: 20,11e-6 Ug: 0,051503cp
Tính chất PVT của chất lưu vỉa Phần này trình bày kết quả phân tích PVT của các mẫu chất lưu được thu thập từ giếng thăm dò HD-1X và 3 giếng thẩm lượng (HD-2X, HD-3X, HD-4X), tập trung vào phân tích các kết quả PVT đặc trưng cho tập F. Bảng 4.6, tổng hợp các mẫu chất lưu thu thập được tại tập F trong quá trình thẩm lượng mỏ khí Hừng Đông. Trong có các mẫu chất lưu lấy tại đáy giếng và bình tách mang tính đại diện cho chất lưu vỉa (mẫu chất lưu thu thập tại giếng HD-3X và HD1X). Bảng 4.6 Các loại mẫu chất lưu thu thập được trong tập F Giếng
Tập
Mẫu MDT
HD-1X
F
Có
Mẫu đáy giếng (mẫu sâu) Có
HD-2X
F
Có
Không
Không
HD-3X
F
Không
Có
Có
HD-4X
F
Không
Không
Không
Mẫu bình tách
Ghi chú
Có
Kết quả phân tích PVT sơ bộ theo từng giếng Trong phần này sẽ tổng hợp các mẫu chất lưu lấy trong các giếng thăm dò và thẩm lượng, đặc biệt tập trung vào các tính chất PVT của chất lưu đặc trưng cho tập F và sự biến đổi thành phần của chúng theo từng giếng của mỏ khí Hừng Đông.
88
Giếng HD-1X Các mẫu chất lưu lấy tại bình tách và đáy giếng cho kết quả các thành phần chính khá tương đồng. Một số kết luận được đưa ra dựa trên kết quả phân tích mẫu chất lưu của giếng HD-1X như sau: Kết quả phân tích áp suất điểm sương riêng biệt của 3 mẫu chất lưu thu thập được từ DST bao gồm các mẫu lấy từ bình tách (DST#2) và các mẫu đáy giếng (DST#2) tầng sản phẩm F cho thấy: áp suất điểm sương của chất lưu khoảng 4920 psig. Lượng khí ngưng tụ của LPG (C2-C4) và condensat (C5+) của khí này lần lượt là 61 triệu bộ khối khí/ngày và 147,8 thùng/ngày. Những đặc tính PVT chỉ ra rằng khí trong tập F là khí giàu hàm lượng lỏng. Hệ số thể tích khí thành hệ (giãn nở khí) xấp xỉ 275 SCF/RCF đối với khí ẩm tại điều kiện vỉa 305oF và 8150 psi. Giếng HD-2X Số liệu áp suất MDT của giếng HD-2X chỉ ra rằng khu vực này có chung một cơ chế áp suất như giếng HD-1X. Giếng HD-3X Số liệu MDT thu thập được từ giếng HD-3X cho thấy cơ chế áp suất ở tập F khu vực giếng HD-3X có cùng cơ chế với khu vực giếng HD-1X và HD-2X. Kết quả phân tích áp suất điểm sương mẫu chất lưu đáy giếng thu thập được từ DST#1, cho kết quả áp suất điểm sương của giếng HD-3X tương tự với mẫu của giếng HD-1X. Giếng HD-4X Giếng HD-4X không có số liệu đo MDT, cũng như mẫu chất lưu thu thập từ tập F. Thí nghiệm PVT chất lưu đặc trưng của tập F Các thí nghiệm PVT được thực hiện đối với khí condensat chủ yếu là CCE và CVD, cụ thể: HD-1X: Thí nghiệm CCE được thực hiện trên các mẫu đáy giếng và mẫu bình tách khác nhau, kết quả tương đối giống với các lần đo, vì vậy chỉ dùng một mẫu giếng HD-1X trong báo cáo. HD-3X: Thí nghiệm CCE và CVD được thực hiện trên mẫu đáy giếng cho tập F.
89
Dựa vào các kết quả phân tích cho thấy đặc tính PVT của tập F là giống nhau giữa các giếng HD-1X và HD-3X. Tập F có tỷ số CGR đo được trong quá trình thử vỉa khoảng 120 thùng/triệu bộ khối, API của dầu là 50 và áp suất ngưng tụ là 4920 psia (HD-3X). Vì sự tương đồng giữa chất lưu thu thập tại giếng HD-1X và HD-3X (hình 4.8) nên dữ liệu đầu vào về tính chất chất lưu trong mỏ khí Hừng Đông trong mô hình thủy động lực được tính toán dựa trên kết quả phân tích PVT mẫu đáy giếng HD-3X. Kết quả xây dựng mô hình mô phỏng ứng xử pha bằng phương trình trạng thái SRK3 của chất lưu này đã được trình bày tại chương 3 của luận văn.
Hình 4.8 Thành phần mẫu chất lưu tập F tại giếng HD-1X và HD-3X tương đồng nhau Đặc điểm nước thành hệ trong tập F Có 3 mẫu nước tập F tại khu vực giếng HD-1X được lấy trong giai đoạn thử vỉa DST. Kết quả phân tích cho thấy nước vỉa có tỷ trọng trung bình gần 1 g/ml, độ dẫn là 7,67 ms/cm, hàm lượng rắn hòa tan ở mức trung bình (5446 mg/l), và hàm lượng muối thấp 5882 mg/l. Những mẫu này có hàm lượng thấp ở các thành phần: Cloride (29013429 mg/l), Canxi (1343-1678 mg/l) và I-ốt (0,21-0,64 mg/l). Một số chất rắn như Brôm, Natri, Ma-giê và Sun-phát có hàm lượng ở mức thông thường của nước biển trong thành hệ. Thành phần mẫu chỉ ra rằng các mẫu này đều là nước vỉa.
90
4.2.2 Mô hình thủy động lực 4.2.2.1 Mô hình địa chất Quy trình xây dựng mô hình địa chất (mô hình tĩnh) cho mỏ khí Hừng Đông được minh họa trong (hình 4.9).
Hình 4.9 Quy trình xây dựng mô hình địa chất Thông số đầu vào của mô hình bao gồm các bản đồ tầng địa chấn, tài liệu đo log, tài liệu mẫu lõi và bản đồ hệ thống đứt gãy. (Hình 4.10) mô tả các đường cong địa vật lý thể hiện các tính chất đặc trưng của đá chứa trong đoạn lấy mẫu lõi. Kích thước ô lưới được chọn trong mô hình địa chất là 50m x 50m x 2.5m. Cách này tạo ra số lượng ô lưới rất lớn: 21 triệu ô, 472 lớp cho tập cát F. Các đường đo log được sử dụng để xây dựng thông số đầu vào của mô hình địa chất bao gồm các đặc tính vỉa chứa ở trạng thái tĩnh, các tướng đá, độ rỗng hiệu dụng, và độ bão hòa nước ban đầu. Các phân tích chuyên sâu được tiến hành trước khi mô hình tướng và mô hình thạch học được xây dựng. Chỉ có hai tướng được sử dụng là cát và khuôn nền là sét.
91
Hình 4.10 Dữ liệu đo địa vật lý giếng khoan tại đoạn lấy mẫu lõi Cuối cùng, mô hình địa chất được chuyển đổi tỷ lệ để tạo ra mô hình khai thác với mật độ ô lưới thưa hơn (50m x 50m x 40m). Tỷ lệ cát sét (NTG) được trọng số hóa cho thể tích đá tổng (BRV). Độ rỗng được trọng số hóa cho BRV*NTG. Các mối quan hệ rỗng-thấm được tạo ra cho mỗi giếng dựa trên mối quan hệ rỗng-thấm từ phân tích mẫu lõi. Các mối quan hệ rỗng thấm này được hiệu chỉnh phù hợp với kết quả phân tích tài liệu thử vỉa trong DST cho mỗi khoảng thử. Những mối quan hệ này được biểu thị trong (hình 4.11)
92
Hình 4.11 Quan hệ độ rỗng - độ thấm từ kết quả phân tích mẫu lõi thông thường
Hình 4.12 Bản đồ phân bố độ thấm tập F mỏ khí Hừng Đông Quan hệ rỗng thấm (hình 4.11) được phân bố trong mô hình địa chất theo hai khu vực chính: khu vực đỉnh và khu vực rìa của cấu tạo. Các khu vực này được phân biệt dựa trên kết quả phân tích hệ thống đứt gẫy thấy được trên tài liệu địa chấn.
93
4.2.2.2 Mô hình thủy động lực Thông thường đối với mỏ khí condensat mô hình thủy động lực đa thành phần (E300) sẽ được lựa chọn để tiến hành mô phỏng vì khả năng: mô tả hành trạng pha của chất lưu qua các cấu tử cụ thể (có sự khác nhau về tỷ lệ mol từng thành phần giữa pha lỏng và pha khí của cùng một loại chất lưu); mô phỏng sự tồn tại đồng thời thành phần lỏng trong pha khí tại điều kiện vỉa và sự biến đổi tỷ lệ thành phần của cả hai pha trong quá trình suy giảm áp suất. Tuy nhiên, mô hình mỏ khí Hừng Đông được xây dựng với tổng số lượng ô lưới 1.280.160 (168x254x30), số lượng ô được đưa vào bài toán mô phỏng là gần 280000 (active cell), khi sử dụng mô hình đa thành phần sẽ tốn rất nhiều thời gian để tiến hành mô phỏng. Vì vậy tác giả đề xuất sử dụng mô hình thủy động lực mô phỏng đặc tính dầu cải tiến (MBO-Modified Black-Oil) để tiến hành bài toán mô phỏng. Sử dụng mô hình thủy động lực đặc tính dầu cải tiến-MBO (được sử dụng cho các mô hình chứa cả 3 thành phần khí, dầu và nước) nhằm làm giảm thời gian cũng như tài nguyên để chạy các mô hình đa thành phần, mà vẫn đảm bảo kết quả mô phỏng thành phần pha lỏng trong pha khí và sự biến đổi của nó theo sự biến đổi áp suất. Đây chính sự khác biệt chính giữa mô hình mô phỏng thông thường E100 so với mô hình đặc tính dầu cải tiến-MBO. MBO sẽ định nghĩa thêm thông số tỷ số dầu-khí, Rv (tỷ số lượng dầu thể khí chứa trong một đơn vị thể tích khí xác định), Rv là một hàm phụ thuộc vào áp suất tương tự hệ số chứa khí Rs (hay tỷ số khí-dầu). Ngoài ra trong quá trình xây dựng mô hình thủy động, bên cạnh các thông số cần thiết từ mô hình địa chất (cấu trúc, bề dày, độ rỗng, độ thấm, chiều dày hiệu dụng, độ bão hòa nước..), thì các dữ liệu ranh giới khí-nước và khí-dầu trong tính toán trữ P50, các kết quả PVT và phân tích mẫu lõi đặc biệt cũng được đưa vào trong mô hình này. Kích thước mạng ô lưới mô hình thủy động tập F - Kích thước ô lưới 50m x 50m x 40m. - Số lượng ô lưới: 168 (I) x 254 (J) x 30 (Z) = 1280160 ô. - Số lượng ô lưới tham gia quá trình tính toán-active cell (khoảng 280000 ô), giá trị cut-off trong mô hình địa chất: độ thấm <0,1mD, độ rỗng<3,5%, Sgas<30%.
94
Phân loại tướng đá-Rock type Mô hình mô phỏng sử dụng 7 bảng SCAL cho 7 loại đá khác nhau, nguyên tắc phân chia các loại đá được tham khảo từ mô hình địa chất, với các đường giá trị độ thấm pha (hình 4.13) và áp suất mao dẫn (hình 4.14), như sau: Krg
Kro
1.00 0.50
0.90 0.80
0.40
0.70
Bảng 5
0.50
Bảng 4
0.40
Bảng 3
0.30
Bảng 2
0.20
0.10
Bảng 6
0.60 0.30
0.20
Bảng 7
Bảng 1
0.10 0.00
0.00 0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
Sg
Hình 4.13 Giá trị độ thấm pha dầu-khí cho từng bảng
Hình 4.14 Giá trị áp suất mao dẫn cho từng bảng 95
Hình 4.15 Bản đồ phân bố độ bão hòa khí theo tướng đá Tính chất PVT của chất lưu vỉa Mô hình chỉ sử dụng một bảng PVT như đã đề cập ở trên. Ứng dụng kết quả xây dựng mô hình ứng xử pha ở Chương 3, cơ sở dữ liệu về tính chất PVT được xuất ra từ phần mềm PVTi với các thông số được lựa chọn là PVTO và PVTG, như hình 4.16.
Hình 4.16 Lựa chọn thông số PVT cho mô hình thủy động
96
Trong đó PVTG sẽ định nghĩa thêm tỷ số dầu-khí, Rv, thành phần quan trọng để mô phỏng sự biến đổi của pha lỏng ở trạng thái hơi hòa tan trong pha khí, pha lỏng ở dạng hơi sẽ tích tụ thành pha lỏng thật sự khi áp suất vỉa thấp hơn áp suất điểm đọng sương. 4.2.3 Kết quả bài toán mô phỏng 4.2.3.1 Hiệu chỉnh giá trị trữ lượng khí tại chỗ ban đầu Giá trị khí tại chỗ ban đầu được xác định bằng phương pháp thể tích đã được phê duyệt là 1987 tỷ bộ khối-Bscf, tuy nhiên mô hình thủy động chưa hiệu chỉnh cho giá trị 1584 Bscf (sai số 20%). Để phù hợp với con số trữ lượng đã phê duyệt, mô hình được hiệu chỉnh độ rỗng tăng 20% cho kết quả 1980,8 Bscf (sai số 3,5%). 4.2.3.2 Hiệu chỉnh mô hình phù hợp với dữ liệu thử vỉa tại giếng HD-1X (DST#2) và giếng HD-3X (DST#1) Mô hình mỏ khí Hừng Đông được chia làm 2 khu vực chính: khu vực đỉnh và khu vực rìa cấu tạo. Trong mỗi khu vực các tính chất thủy động lực sẽ được hiệu chỉnh theo dữ liệu thử vỉa sau: HD-1X (DST#2) được tiến hành tại khu vực đỉnh cấu tạo (vùng 4) HD-3X (DST#1) được tiến hành tại khu vực rìa cấu tạo (vùng 5,6)
5
6 4
Hình 4.17 Bản đồ phân chia các khu vực chính của mỏ khí Hừng Đông
97
Quá trình phù hợp hóa các số liệu lịch sử với số liệu thực nghiệm tại từng giếng được thực hiện bằng các mô hình cục bộ (cắt ra từ mô hình toàn cục) vẫn đảm bảo tính đại diện cho khu vực khảo sát (đỉnh hay rìa cấu tạo) khi các chiều lớn hơn bán kính ảnh hưởng trong quá trình thử vỉa. Mục đích làm giảm thời gian chạy mô hình mô phỏng. Mô hình thủy động cục bộ được lựa chọn cách tâm giếng khoan mỗi chiều 15 ô (750m) đảm bảo lớn hơn bán kính ảnh hưởng (183m~600ft) được xác định trong quá trình thử vỉa tại giếng HD-3X, khu vực rìa. Dựa trên kết quả phân tích thử vỉa DST, mỏ Hùng Đông có nhiều thông số vỉa chưa chắc chắn có thể hiệu chỉnh trong quá trình phù hợp giá trị mô phỏng với giá trị thực nghiệm, bao gồm: phân bố độ thấm; tính liên thông trong vỉa và các ảnh hưởng của biên; hệ số skin. HD-1X (DST#2) Mô hình cục bộ giếng HD-1X (DST#2) được thể hiện trong (hình 4.18) thể hiện giếng HD-1X nằm chủ yếu trong khu vực đỉnh của cấu tạo (khu vực Multnum=4), có độ thấm tốt.
4
5
Vùng số 4 và 5
Độ thấm theo phương X
Độ bão hòa khí
Hình 4.18 Mô hình thủy động cục bộ khu vực giếng HD-1X
98
Kết quả mô hình thủy động trước khi hiệu chỉnh các thông số vỉa được thể hiện trong (hình 4.19). Kết quả mô phỏng áp suất đáy giếng cho kết quả cao hơn số liệu thực nghiệm tại thời điểm ban đầu, giai đoạn phục hồi áp suất và giai đoạn thử nhiều cấp lưu lượng.
Hình 4.19 Kết quả phù hợp giá trị lịch sử trước khi hiệu chỉnh mô hình Một số hiệu chỉnh được tiến hành cho toàn bộ mạng ô lưới để phù hợp số liệu mô phỏng với số liệu thực nghiệm: Hiệu chỉnh giá trị độ thấm và độ liên thông lần lượt theo các tỷ số 0.5 và 0.9 Hiệu chỉnh giá trị WellPI bằng giá trị 95. Sau khi đã hiệu chỉnh các thông số trên kết quả cuối cùng (hình 4.20) cho thấy mô hình đã được hiệu chỉnh phù hợp với số liệu lịch sử.
99
Hình 4.20 Kết quả phù hợp giá trị lịch sử cuối cùng sau khi hiệu chỉnh mô hình HD-3X (DST#1) Mô hình cục bộ giếng HD-3X (DST#1) được thể hiện trong (hình 4.21) thể hiện giếng HD-1X nằm chủ yếu trong khu vực rìa của cấu tạo (khu vực Multnum=5), có độ thấm kém.
Vùng số 5
Độ thấm theo phương X
Độ bão hòa khí
Hình 4.21 Mô hình thủy động cục bộ khu vực giếng HD-3X 100
Kết quả mô hình thủy động trước khi hiệu chỉnh các thông số vỉa được thể hiện trong (hình 4.22). Kết quả mô phỏng áp suất đáy giếng cho kết quả cao hơn số liệu thực nghiệm trong giai đoạn phục hồi áp suất.
Hình 4.22 Kết quả phù hợp giá trị lịch sử trước khi hiệu chỉnh mô hình Một số hiệu chỉnh được tiến hành cho toàn bộ mạng ô lưới để phù hợp số liệu mô phỏng với số liệu thực nghiệm: Hiệu chỉnh giá trị độ thấm và độ liên thông lần lượt theo các tỷ số 0.4 và 0.2 Hiệu chỉnh giá trị WellPI bằng giá trị 1.2 (kém hơn nhiều so với giá trị giếng HD-1X, kết quả phù hợp với thực nghiệm). Sau khi đã hiệu chỉnh các thông số trên kết quả (hình 4.23) cho thấy mô hình đã được hiệu chỉnh phù hợp với số liệu lịch sử.
101
Hình 4.23 Kết quả phù hợp giá trị lịch sử cuối cùng sau khi hiệu chỉnh mô hình 4.2.3.3 Dự báo khai thác Sau khi đã hiệu chỉnh các số liệu mô phỏng phù hợp với số liệu thực nghiệm tại các mô hình cục bộ (hình 4.20 và 4.23), các thông số hiệu chỉnh của mô hình toàn cục được áp dụng theo nguyên tắc sau: Khu vực đỉnh cấu tạo (vùng số 4) các thông số được hiệu chỉnh theo thông số hiệu chỉnh trong mô hình cục bộ giếng HD-1X. Khu vực rìa cấu tạo (vùng số 5,6) các thông số được hiệu chỉnh theo thông số hiệu chỉnh trong mô hình cục bộ giếng HD-3X. Sau khi hiệu chỉnh kết quả mô phỏng không khác so với mô hình cục bộ, kết quả thể hiện trong (hình 4.24). Như vậy kết quả mô hình toàn cục được chấp nhận để đưa vào dự báo khai thác. Quá trình dự báo khai thác sẽ giải quyết hai vấn để chính: Tối ưu hóa số lượng giếng khai thác. Đánh giá mức độ ảnh hưởng của các thông số không chắc chắn đến hệ số thu hồi.
102
Hình 4.24 So sánh kết quả mô hình toàn cục và mô hình cục bộ Tối ưu hóa số lượng giếng khai thác Để tối ưu số lượng giếng khai thác, tác giả sử dụng phương pháp thử-sai và so sánh. Giếng khai thác được đặt tối đa vào mô hình , vị trí giếng khai thác được lựa chọn dựa vào bản đồ phân bố độ bão hòa khí, (hình 4.25), khoảng cách giữa các giếng là 1km, tổng cộng có 30 giếng được xác định. Mô hình thủy động dự báo khai thác được thiết lập với thông số: 30 giếng cùng khai thác từ ngày 01/01/2013
31/12/2028.
Lưu lượng khí khai thác được kiểm soát cố định 150 MMscf/d. Sau khi chạy dự báo khai thác kết quả sẽ được kiểm tra theo thông số lưu lượng khai thác từng giếng. Quá trình loại bỏ các giếng khai thác với lưu lượng kém được tiến hành, kết quả loại bỏ sau cùng cho 2 trường hợp: Trường hợp 1: loại bỏ các giếng có lưu lượng trung bình dưới 2 triệu bộ khối ngày-MMscf/d (7 giếng bị loại).
103
Trường hợp 2: loại bỏ các giếng có lưu lượng trung bình dưới 4 triệu bộ khối ngày-MMscf/d (10 giếng bị loại). Cả 2 trường hợp được chạy dự báo khai thác tới cuối đời mỏ với các thông số đã nêu trên, kết quả lượng khí thu hồi tổng cộng (hình 4.26) ở mỗi trường hợp được kiểm tra và so sánh với trường hợp tối đa 30 giếng khai thác.
Hình 4.25 Bản đồ phân bố giếng khai thác trong trường hợp có 30 giếng khai thác
Trường hợp
Tổng lượng khí Khác biệt với thu hồi (Tỷ bộ trường hợp khối khí) 30 giếng
30 Giếng
782.5
0
23 Giếng
771.1
11.4
20 Giếng
716.3
66.2
Hình 4.26 So sánh kết quả dự báo các mô hình 30, 23 và 20 giếng khai thác 104
Kết quả cho thấy lượng khí thu hồi cuối cùng trường hợp 23 giếng khai thác (771.1 tỷ bộ khối) thấp hơn không đáng kể (11 tỷ bộ khối~1.4%) so với trường hợp 30 giếng khai thác. Trường hợp giảm số lượng giếng khai thác xuống 20 và lưu lượng trung bình các giếng không thấp hơn 4 MMscf/d lại cho kết quả khác biệt tới 66,2 tỷ bộ khối~8.4%. Như vậy, phương án 23 giếng khai thác với lưu lượng trung bình ngày của mỗi giếng trên 2 MMscf/d được lựa chọn là phương án tối ưu để phát triển mỏ. Hình 4.27 thể hiện sự phân bố của 23 giếng khoan khai thác được chọn.
Hình 4.27 Bản đồ phân bố giếng khai thác trong trường hợp có 23 giếng khai thác Đánh giá ảnh hưởng của chế độ khai thác Trong phần này mô hình thủy động được thiết lập theo chế độ khai thác từng giai đoạn: giai đoạn đầu có 12 giếng khai thác, 11 giếng khai thác còn lại được phân chia đưa vào khai thác sao cho lưu lượng khai thác luôn giữ trong khoảng giá trị 140-150 triệu bộ khối khí ngày đêm. Mục đích nhằm xem xét sự ảnh hưởng của các phương án khai thác khác nhau và đánh giá mức độ tương tác ảnh hưởng qua lại giữa các giếng khai thác, nếu có sự ảnh hưởng giữa các giếng thì chế độ khai thác cùng thời điểm sẽ kém hơn chế độ khai thác từng theo từng giai đoạn (do áp suất vỉa suy giảm nhanh hơn, làm condensat tích tụ lân cận giếng khoan). Kết quả được thể hiện trong (hình 4.28) cho thấy chế độ khai thác cùng thời điểm tốt hơn từng giai đoạn, điều này chứng minh mức độ ảnh hưởng qua lại giữa các giếng trong quá trình khai thác là không đáng kể.
105
Tuy nhiên, trong thực tế còn tồn tại nhiều yếu tố không chắc chắn do đó phương án phát triển mỏ theo từng giai đoạn sẽ mang lại ít rủi ro hơn so với phương án khai thác cùng thời điểm. Phương án khai thác từng giai đoạn sẽ được sử dụng để đánh giá mức độ ảnh hưởng của các thông số không chắc chắn đến các phương án dự báo khai thác.
Lưu lượng khai thác
Trường hợp
Tổng lượng khí thu hồi (Tỷ bộ khối khí)
Khác biệt giữa hai trường hợp
Hệ số thu hồiRF
Cùng thời điểm
771.1
0
38.8 %
Từng giai đoạn
750.6
-20.5
37.7 %
Hình 4.28 kết quả so sánh hai chế độ khai thác cùng thời điểm và từng giai đoạn Phương án dự báo khai thác theo các thông số không chắc chắn Phương pháp dự báo khai thác dựa trên kết quả dự báo của mô hình thủy động lực đặc tính dầu cải tiến mới nhất đã phù hợp với dữ liệu thử vỉa, có tính tới các thông số chưa chắc chắn then chốt liên quan đến hệ số thu hồi bao gồm: Phân bố độ thấm. Tính liên thông trong vỉa và các ảnh hưởng của biên. Động thái mỏ trong giai đoạn suy giảm áp suất. Ảnh hưởng của hiện tượng tách pha lỏng (độ thấm pha của khí và dầu). Xây dựng các phương án khai thác theo sự không chắc chắn của độ thấm: - Trường hợp trung bình-phương án cơ sở: giữ nguyên giá trị các thông số
106
- Trường hợp cao: thay đổi giá trị độ thấm cao hơn 100% độ thấm trung bình của phương án cơ sở. - Trường hợp thấp: thay đổi giá trị độ thấm thấp hơn 50% độ thấm trung bình của phương án cơ sở. Kết quả của cả ba phương án được thể hiện trong (hình 4.29), cho thấy mức độ ảnh hưởng của độ thấm đến hệ số thu hồi trong các phương án khai thác.
Trường hợp
Tổng lượng khí thu hồi (Tỷ bộ khối khí)
Khác biệt với trường hợp cơ sở
Hệ số thu hồiRF
Cao
864.3
+113.7
43.5 %
Trung bình
750.6
0
37.8 %
Thấp
568.5
-182.1
28.6 %
Hình 4.29 Kết quả các phương án khai thác có tính tới yếu tố không chắc chắn về độ thấm Xây dựng các phương án khai thác theo sự không chắc chắn của độ liên thông: - Trường hợp trung bình-phương án cơ sở: giữ nguyên giá trị các thông số - Trường hợp cao: thay đổi giá trị độ liên thông cao hơn 25% giá trị trung bình của phương án cơ sở. - Trường hợp thấp: thay đổi giá trị độ liên thông hơn 25% giá trị trung bình của phương án cơ sở. Kết quả của cả ba phương án được thể hiện trong (hình 4.30), cho thấy mức độ ảnh hưởng của độ liên thông đến hệ số thu hồi trong các phương án khai thác.
107
Trường hợp
Tổng lượng khí thu hồi (Tỷ bộ khối khí)
Khác biệt với trường hợp cơ sở
Hệ số thu hồiRF
Cao
830
+79.4
41.8 %
Trung bình
750.6
0
37.8 %
Thấp
594.2
-156.4
29.9 %
Hình 4.30 Kết quả các phương án khai thác có tính tới yếu tố không chắc chắn về độ liên thông Như vậy, ảnh hưởng của các thông số không chắc chắn đến hệ số thu hồi trong các phương án cho thấy mức độ rủi ro trong dự báo khai thác, có thể làm giá trị hệ số thu hồi giảm xuống dưới 30%, so với trường hợp cơ sở là 37%, nếu các hệ số này không được làm rõ bằng các chỉ số khai thác thực tế. Sản lượng khai thác dự báo từ mô hình thủy động lực đặc tính dầu cải tiến có tính tới sự ảnh hưởng của độ thấm được tóm tắt trong bảng 4.7 sau: Bảng 4.7 Sản lượng khai thác khí và condensat trong các phương án có tính tới yếu tố ảnh hưởng của độ thấm.
108
Phương án thấp Số lượng Năm giếng khai thác
Lưu Lưu lượng lượng khí TB Tổng (triệu khí thu dầu TB hồi (tỷ (thùng/n bộ gày khối/ng bộ khối) đêm) ày đêm)
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
120.13 118.27 109.83 98.16 102.93 105.74 105.98 115.05 113.71 99.82 91.39 84.51 79.02 74.44 70.53 67.14
12 14
16 18 20 23
43.85 87.02 127.10 162.93 200.50 239.10 277.78 319.77 361.28 397.71 431.07 461.92 490.76 517.94 543.68 568.19
16,088 16,379 15,438 13,765 14,185 14,367 14,109 14,970 14,639 12,583 11,216 10,042 9,074 8,261 7,568 6,971
Phương án trung bình-cơ sở Tổng dầu thu hồi (triệu thùng)
5.87 11.85 17.49 22.51 27.69 32.93 38.08 43.54 48.89 53.48 57.57 61.24 64.55 67.57 70.33 72.87
Số CGR lượng (thùng Năm / triệu giếng bộ khai khối) thác 134 138 141 140 138 136 133 130 129 126 123 119 115 111 107 104
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
12 14
16 18 20 23
Lưu Lưu lượng lượng khí TB Tổng (triệu khí thu dầu TB hồi (tỷ (thùng/n bộ khối/ng bộ khối) gày đêm) ày đêm)
148.73 147.94 150.00 145.97 149.20 148.21 146.08 147.95 147.51 133.06 121.50 111.28 103.37 96.72 83.58 74.20
54.29 108.28 163.03 216.31 270.77 324.87 378.18 432.19 486.03 534.59 578.94 619.56 657.29 692.59 723.10 750.18
20,551 21,043 20,913 20,190 20,563 19,687 18,506 18,043 17,040 14,174 12,078 10,446 9,207 8,212 6,843 5,861
Tổng dầu thu hồi (triệu thùng)
7.50 15.18 22.82 30.18 37.69 44.88 51.63 58.22 64.44 69.61 74.02 77.83 81.19 84.19 86.69 88.83
Phương án cao Số CGR lượng (thùng Năm / triệu giếng bộ khai khối) thác 138 142 139 138 138 133 127 122 116 107 99 94 89 85 82 79
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
12 14
16 18 20 23
Lưu Lưu lượng Tổng lượng khí TB Tổng dầu thu (triệu khí thu dầu TB hồi hồi (tỷ (thùng/n bộ (triệu gày khối/ng bộ khối) thùng) đêm) ày đêm)
149.59 150.00 150.00 150.00 150.00 150.00 150.00 150.00 150.00 150.00 150.00 150.00 150.00 150.00 150.00 116.85
54.60 109.35 164.10 218.85 273.60 328.35 383.10 437.85 492.60 547.35 602.10 656.85 711.60 766.35 821.10 863.75
21,491 7.84 21,554 15.71 21,485 23.55 21,371 31.35 21,448 39.18 21,293 46.95 21,005 54.62 20,661 62.16 19,755 69.37 18,303 76.05 16,747 82.17 15,226 87.72 13,710 92.73 12,269 97.21 10,628 101.09 7,234 103.73
CGR (thùng / triệu bộ khối)
144 144 143 142 143 142 140 138 132 122 112 102 91 82 71 62
Sản lượng khai thác dự báo từ mô hình thủy động lực đặc tính dầu cải tiến có tính tới sự ảnh hưởng của độ liên thông được tóm tắt trong bảng 4.8 sau: Bảng 4.8 Sản lượng khai thác khí và condensat trong các phương án có tính tới yếu tố ảnh hưởng của độ liên thông. Phương án thấp
Năm
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Số lượng giếng khai thác 12 14
16 18 20 23
Lưu Lưu lượng lượng khí TB Tổng (triệu khí thu dầu TB hồi (tỷ (thùng/n bộ gày khối/ng bộ khối) đêm) ày đêm)
127.37 127.10 119.88 110.13 117.37 121.94 123.23 126.68 115.97 94.10 86.51 80.52 75.51 70.97 67.40 62.32
46.49 92.88 136.64 176.83 219.68 264.18 309.16 355.40 397.73 432.08 463.65 493.04 520.60 546.51 571.11 593.85
17,025 17,463 16,691 15,252 15,857 16,058 15,632 15,620 13,936 10,956 9,665 8,657 7,835 7,110 6,542 5,807
Phương án trung bình-cơ sở Tổng dầu thu hồi (triệu thùng)
6.21 12.59 18.68 24.25 30.03 35.90 41.60 47.30 52.39 56.39 59.92 63.08 65.94 68.53 70.92 73.04
Số CGR lượng (thùng Năm / triệu giếng bộ khai khối) thác 134 137 139 138 135 132 127 123 120 116 112 108 104 100 97 93
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
12 14
16 18 20 23
Lưu Lưu lượng lượng khí TB Tổng (triệu khí thu dầu TB hồi (tỷ (thùng/n bộ gày khối/ng bộ khối) đêm) ày đêm)
148.73 147.94 150.00 145.97 149.20 148.21 146.08 147.95 147.51 133.06 121.50 111.28 103.37 96.72 83.58 74.20
54.29 108.28 163.03 216.31 270.77 324.87 378.18 432.19 486.03 534.59 578.94 619.56 657.29 692.59 723.10 750.18
109
20,551 21,043 20,913 20,190 20,563 19,687 18,506 18,043 17,040 14,174 12,078 10,446 9,207 8,212 6,843 5,861
Tổng dầu thu hồi (triệu thùng)
7.50 15.18 22.82 30.18 37.69 44.88 51.63 58.22 64.44 69.61 74.02 77.83 81.19 84.19 86.69 88.83
Phương án cao Số CGR lượng (thùng Năm / triệu giếng bộ khai khối) thác 138 142 139 138 138 133 127 122 116 107 99 94 89 85 82 79
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
12 14
16 18 20 23
Lưu Lưu lượng Tổng lượng khí TB Tổng dầu thu (triệu khí thu dầu TB hồi hồi (tỷ (thùng/n bộ (triệu gày khối/ng bộ khối) thùng) đêm) ày đêm)
149.59 150.00 150.00 150.00 150.00 150.00 150.00 150.00 150.00 150.00 150.00 150.00 150.00 127.36 105.15 90.34
54.60 109.35 164.10 218.85 273.60 328.35 383.10 437.85 492.60 547.35 602.10 656.85 711.60 758.09 796.47 829.44
21,401 21,578 21,450 21,294 21,263 21,079 20,723 20,239 19,139 17,567 16,055 14,514 12,925 9,395 7,028 5,629
7.81 15.69 23.52 31.29 39.05 46.74 54.31 61.69 68.68 75.09 80.95 86.25 90.97 94.40 96.96 99.02
CGR (thùng / triệu bộ khối)
143 144 143 142 142 141 138 135 128 117 107 97 86 74 67 62
Kết luận kiến nghị Kết luận: Mô hình thủy động lực đặc tính dầu cải tiến sau khi đã hiệu chỉnh với số liệu thực nghiệm (số liệu DST) cho kết quả mô phỏng vỉa đạt độ tin cậy. Kết quả chạy các dự báo khai thác cho thấy: Số lượng giếng khai thác tối ưu cho khu vực nghiên cứu là 23 giếng, các giếng trong quá trình khai thác được chứng minh có sự ảnh hưởng lẫn nhau không lớn. Chế độ khai thác cùng một thời điểm cho hệ số thu hồi RF=38.8% tốt hơn RF=37.7%, tuy nhiên chế độ này lại chứa đựng nhiều rủi ro do các yếu tố không chắc chắn. Do đó, phương án khai thác từng giai đoạn được sử dụng làm phương án phát triển mỏ. Khu vực nghiên cứu còn tồn tại nhiều yếu tố không chắc chắn (độ thấm, độ liên thông…) có thể ảnh hưởng đến hệ số thu hồi, đã được chứng minh trong các số liệu thử vỉa. Mô hình thủy động lực được sử dụng để đánh giá mức độ ảnh hưởng các yếu số độ thấm và độ liên thông cho thấy: các yếu tố không chắc chắn ảnh hưởng lớn đến các trường hợp thấp (giá trị hệ số thu hồi giảm từ 37.7% xuống dưới 30%). Trong đó giá trị độ liên thông đặc trưng cho các hệ thống biên chưa xác định có ảnh hưởng lớn hơn giá trị độ thấm (độ liên thông giảm 25% cho kết quả dự báo gần với giảm độ thấm 50%). Kiến nghị: Chế độ khai thác thích hợp khi chưa đánh giá được đầy đủ các yếu tố rủi ro là chế độ khai thác từng giai đoạn. Trong quá trình khai thác thực tế sẽ thu thập thêm các thông tin về vỉa chứa để cập nhật mô hình thủy động lực từ đó làm rõ hơn các yếu tố địa chất còn chưa chắc chắn trong mô hình, gia tăng mức độ tin cậy cho mô hình. Điểm hạn chế: Điểm hạn chế của luận văn là chưa sử dụng yếu tố kinh tế (nhu cầu thực tế về lượng khí trong từng giai đoạn nhất định) như một thông số kiểm soát lưu lượng khai thác theo ngày. Do đó bài toán dự báo trong luận văn chỉ dựa vào yếu tố kỹ thuật là chủ yếu.
110
