L&TD

{jcomments off}1. Mở đầu
Khí hydrocarbon (HC) được chia thành hai loại: khí khô (hay khí nghèo) và khí ẩm (hay khí giầu). Khí khô chứa chủ yếu các thành phần nhẹ CH₄ và C₂H₆ (chiếm 80-90%). Ở điều kiện vỉa và bình tách, khí khô luôn ở trạng thái khí.

Khí ẩm có thành phần chủ yếu từ CH₄ đến C₄H₁₀ và một phần alcan trung bình từ C₅H₁₂ tới C₈H₁₈. Ở điều kiện vỉa khí ẩm ở trạng thái khí còn ở bình tách các thành phần trung bình ngưng tụ thành pha lỏng. Khí – condensate (KC) là một dạng khí ẩm mà pha lỏng ngưng tụ được gọi là condensate.

2. Đặc điểm của hệ khí - condensate trong vỉa.
a. Phân tích thành phần KC
Thành phần HC của khí-condensate khác hẳn với thành phần của khí hòa tan trong dầu. Từ đó các tham số PVT như tỷ trọng tương đối của khí (γ_g), khối lượng phân tử, hệ số nén (z); hệ số thể tích (B_g); mật độ (ρ_g), độ nhớt (μ_g); áp suất- nhiệt độ tới hạn (p_c-t_c) .. cũng khác nhau.

Bảng 1 trình bày thành phần trung bình của khí ở điều kiện bình tách theo % phân tử đối với khí hòa tan Oligocene ở Bạch hổ và Rồng và khí-condensate ở Rồng đôi trên thềm lục địa Việt nam. Theo đó có thể thấy những CH từ propan C₃H₈ trở đi có mặt rất ít trong KC. Hình 1 biểu diễn tỷ lệ thành phần HC của dầu và condensate của một số giếng khoan trên thềm lục địa Việt nam. Tương tự như đối với khí ta thấy các thành phần từ Etan trở đi của condensate nhỏ hơn rõ rệt so với dầu.

Hình 1: Thành phần trung bình HC của Condensate Thiên ưng, Rồng đôi so với dầu ở Bạch Hổ và Rồng.

Các hệ KC thường gặp có tỷ số dầu-khí (OGR) trong khoảng 500 (rất giầu) – 10 bbl/MMscf. Tham số này ở cấu tạo Thiên ưng là 65-80, còn Rồng đôi là 10-30. Trên 85% condensate ở điều kiện stock tank có tỷ trọng tương đối trong khoảng 45-65 API. [4]

b. Biểu đồ cân bằng pha
Mỗi hệ KC có một biểu đồ pha (BĐP) và động thái cân bằng pha riêng, thu được qua kết quả phân tích mẫu khí-condensate trong phòng thí nghiệm tại các điều kiện nhiệt-áp giả lập.

Hình 2a và 2b trình bày BĐP tổng quát của hỗn hợp HC - hệ đa cấu tử. Trên đó đường sôi (bubblepoint line) do thành phần nhẹ nhất (thường là C₁) quyết định. Đường ngưng (dewpoint line) thường do C₇₊ quyết định. Đối với hệ HC lỏng, C₁ chiếm hàm lượng khiêm tốn, các thành phần nặng hơn có hàm lượng đáng kể nên BĐP trải rộng và thoải (hình 2a). Còn với hệ HC khí, C₁ chiếm hàm lượng lớn còn C₇₊ chiếm hàm lượng nhỏ (ví dụ khí Rồng đôi C₁ = 83.64%; C₇₊ = 0.29%) nên BĐP hẹp và dựng đứng (hình 2b).

Biểu đồ pha và giá trị nhiệt – áp tới hạn của hệ HC có vai trò quyết định tính chất pha của chất lưu trong vỉa khi khai thác. Hình 3 là đồ thị pha của hệ thống KC điển hình. Lúc mới mở vỉa hoặc ở giai đoạn đầu quá trình khai thác áp suất vỉa thường cao hơn hoặc xấp xỉ áp suất ngưng Pd- đoạn 12, hệ hoàn toàn ở pha khí. Khi lượng khí bị rút đi đáng kể, Pv có thể giảm xuông dưới Pd một phần của khí (HC trung bình và nặng) sẽ ngưng tụ và tạo thành pha lỏng độc lập trong vỉa, không chảy và không khai thác được nữa.

Trong đoạn 22’, tỷ phần pha lỏng tăng dần theo sự suy giảm áp suất (ngưng tụ ngược). Từ 2’ tới 3 và S (điều kiện bình tách) KC ngưng tụ bình thường. Để nâng cao hệ số thu hồi, tránh mất mát tài nguyên, khi khai thác KC nhà thầu duy trì áp suất vỉa lớn hơn áp suất ở điểm sương Pd. Bình tách cần giữ nhiệt-áp tương ứng với điểm 2’ nhằm thu tối đa tỷ phần chất lỏng và tiết kiệm chi phí vận chuyển khí. Trong phạm vi bài này không đi sâu phân tích về BĐP, mà chỉ muốn bàn về MCD trong giếng khai thác KC khi áp suất vỉa đang nằm trong đoạn 12 – trong vỉa chỉ có một pha khí.

3. Mô hình mặt cắt dòng trong giếng KC
a. Thành phần pha
Đối với các mỏ Bạch Hổ và Rồng sản phẩm khai thác thường là Dầu-Khí hòa tan hoặc Dầu-Khí - nước. Trường hợp các mỏ KC, dòng sản phẩm là Khí – Condensate - nước.

Nước hầu như luôn có mặt trong các mỏ khí, đồng thời khí trong mỏ gần như luôn luôn bão hòa hơi nước ở nhiệt độ và áp suất mà tại đó nó chảy vào giếng. Sự thay đổi nhiệt-áp tư dưới giếng lên điều kiện bề mặt luôn làm ngưng một phần nước này thành dạng hơi nước, tương tự như hiện tượng ngưng ngược của khí, được dòng khí cuốn đi. Trên đường đi hơi nước cũng bị dính vào thành ống dòng. Trong nhiều trường hợp một lượng khá lớn nước đọng lại dưới đáy giếng làm nước đáy. Nước cũng có thể bám lại trong các kênh dẫn của thành hệ vùng cận giếng hoặc làm trương nở sét khiến cho độ thấm tương đối của khí giảm.
Vì vậy ở điều kiện giếng, trong khoảng nghiên cứu có thể tồn tại các mô hình pha như sau:

b. Mô hình dòng chảy trong giếng đứng
Việc xác định mô hình dòng chảy (flowing model) trong giếng sẽ quyết định kết quả tính toán vận tốc và tỷ phần pha tương ứng, từ đó định ra lưu lượng và trạng thái làm việc của các vỉa trong giếng. Trong điều kiện giếng với các mỏ Bạch Hổ và Rồng đã gặp các mô hình dòng như: dòng rối, dòng bọt (bubble flow), dòng nút (Plug flow), dòng phun (slug flow), dòng bọt sủi (froth flow) ... tùy thuộc vào tốc độ, tỷ phần, tỷ trọng, độ nhớt .. của các pha trong dòng chảy, sức căng bề mặt của pha lỏng, tiết diện ống dòng (Hình 3.a & 3.b).

Khi áp suất vỉa đang nằm cao hơn áp suất của điểm sương (trong vỉa chỉ có một pha khí), sự thay đổi nhiệt-áp khu vực thân giếng đối diện khoảng cho dòng có thể cũng tạo ra một lượng condensate (có thể cả hơi nước) nhưng không đáng kể, được cuốn theo dòng khí dưới dạng các giọt nhỏ (entrained droplets). Với các hệ HC có tỷ số GOR trên bề mặt lớn (>10 000 cf/bbl) dòng chảy trong giếng được xem là đơn pha [2]. Mô hình dòng sương hoặc vành sương (mist/ annular mist) đặc trưng cho dòng chảy trong giếng KC thuộc trường hợp này [3].