Luan Van Ths Nguyen the Duy

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 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 (p0.7 thì m1=0 cho tất cả mọi thành phần. Trong khi đó khi giá trị Tr 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