Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8

Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8

MỤC LỤC

MỤC LỤC............................................................................1
MỞ ĐẦU...............................................................................6
CHƯƠNG 1..........................................................................8
ĐẶC ĐIỂM CÁC TẦNG CHỨA SẢN PHẨM, TÍNH
CHẤT CỦA CHẤT LƯU VÀ TÌNH HÌNH KHAI THÁC
TẠI MỎ “BẠCH HỔ”........................................................8
1.1. Các tầng sản phẩm của mỏ Bạch Hổ..................................................8
1.1.2.Tầng Oligoxen thượng: .....................................................................9
Phức hệ chứa dầu thứ hai gồm các tầng sản phẩm Ia, I, II, III, IV, V
thuộc điệp Trà Tân, phụ thống Oligoxen thượng. Trầm tích của các
tầng này được phân biệt bởi sự thay đổi mạnh tướng đá. Đá chứa phát
triển chủ yếu ở rìa phía Bắc và cánh phía Đông của vòm Bắc. Đặc
trưng của phức hệ này là áp suất vỉa cao dị thường là 1,6 at/100m........9
1.1.3.Tầng Oligoxen hạ: ..............................................................................9
Phức hệ chứa dầu thứ ba gồm các tầng sản phẩm VI, VII, VIII, IX, X
thuộc điệp Trà Cú, phụ thống Oligoxen hạ. Các tầng sản phẩm này là
cát kết phát triển trên toàn bộ diện tích của vòm Bắc tạo thành thân
dầu thống nhất dạng vòm vỉa khối. Các phân lớp sét giữa các tầng có
chiều dày nhỏ lẫn cát, có khả năng bị nứt nẻ và không thể làm màn
chắn tin cậy được.........................................................................................9
1.1.4.Tầng đá móng nứt nẻ: .......................................................................9
Phức hệ chứa dầu thứ tư là đá nứt nẻ trong móng bao gồm granit và
granodiorit. Khả năng di dưỡng của đá được hình thành do có độ nứt
Sinh viên: Trần Văn Tiến

1

Khoan khai thác A – K56


Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8

nẻ và hang hốc thông nhau bằng các khe nứt và sự giãn tách. Thân dầu
trong phức hệ này có dạng khối.................................................................9
1.2. Đặc điểm tầng chứa sản phẩm của mỏ Bạch Hổ..............................12

1.2.6. Gradien địa nhiệt và gradient áp suất của các vỉa
sản phẩm mỏ Bạch Hổ. ....................................................15
1.2.6.1. Gradient địa nhiệt (GDN): ..........................................................15
1.2.6.2. Gradient áp suất:..........................................................................15
1.3. Tính chất của chất lưu trong điều kiện vỉa.......................................16
1.4. Hiện trạng khai thác tại mỏ Bạch Hổ...............................................18
1.4.1. Đối tượng 1:..........................................................................................18
1.4.2. Đối tượng 2:..........................................................................................19
1.4.3. Đối tượng 3:..........................................................................................19
1.4.4. Đối tượng 4:..........................................................................................19

CHƯƠNG 2........................................................................20
CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC, CƠ SỞ
ĐỂ LỰA CHỌN KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG
PHÁP GASLIFT CHO MỎ BẠCH HỔ..........................20
2.1. Tổng quan............................................................................................20
2.2. Các phương pháp khai thác cơ học...................................................20
2.3. Cơ sở khoa học để lựa chọn phương pháp khai thác dầu bằng
gaslift cho mỏ Bạch Hổ..............................................................................26

CHƯƠNG 3........................................................................30

Sinh viên: Trần Văn Tiến

2

Khoan khai thác A – K56


Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8

CƠ SỞ LÝ THUYẾT ĐỂ THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU
BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT................................30
3.1. Nguyên lý hoạt động của phương pháp khai thác dầu bằng gaslift.
.....................................................................................................................30
3.2. Sơ đồ nguyên lý cấu trúc hệ thống ống khai thác bằng phương
pháp gaslift.................................................................................................32
3.3. Quá trình khởi động giếng:................................................................34
3.4. Tính toán cột ống nâng.......................................................................42
3.5. Tính toán độ sâu đặt van gaslift........................................................45
3.6. Nghiên cứu giếng khai thác bằng gaslift:.........................................51

CHƯƠNG 4........................................................................55
THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP
GASLIFT CHO GIẾNG 817 – MSP8..............................55
4.1. Số liệu thiết kế của giếng 817 – MSP8...............................................55
4.2. Lựa chọn ống nâng cho giếng thiết kế:.............................................55
4.3. Tính toán cột ống nâng cho giếng thiết kế........................................56
4.4. Xây dựng biểu đồ xác định độ sâu đặt van gaslift...........................57
4.5. Xác định độ sâu đặt van gaslift và các đặc tính của van.................59

CHƯƠNG 5........................................................................74
CÁC THIẾT BỊ SỬ DỤNG TRONG KHAI THÁC DẦU
BẰNG GASLIFT...............................................................74
5.1. Thiết bị miệng giếng...........................................................................74

Sinh viên: Trần Văn Tiến

3

Khoan khai thác A – K56


Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8

5.2. Thiết bị lòng giếng: ............................................................................78

CHƯƠNG 6........................................................................98
SỰ CỐ VÀ PHỨC TẠP TRONG KHAI THÁC DẦU . .98
BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT................................98
6.1. Sự hình thành nút cát ở đáy giếng khai thác....................................98
6.2. Sự lắng đọng parafin trong ống khai thác........................................99
6.3. Sự tạo thành những nút rỉ sắt trong đường ống khai thác...........100
6.4. Sự tạo thành muối trong ống nâng..................................................100
6.5. Hiện tượng trượt khí........................................................................101
6.6. Giếng không khởi động được...........................................................101
6.7. Các sự cố thiết bị...............................................................................102
6.8. Sự cố về công nghệ............................................................................102

CHƯƠNG 7......................................................................104
CÔNG TÁC AN TOÀN TRONG PHƯƠNG PHÁP

KHAI THÁC BẰNG GASLIFT VÀ BẢO VỆ MÔI
TRƯỜNG.........................................................................104
7.1. AN TOÀN LAO ĐỘNG KHI KHAI THÁC CÁC GIẾNG BẰNG
GASLIFT..................................................................................................104
7.2. AN TOÀN LAO ĐỘNG KHI VẬN HÀNH CÁC THIẾT BỊ
GASLIFT .................................................................................................105
7.3. BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG TRONG HOẠT ĐỘNG THĂM DÒ VÀ
KHAI THÁC DẦU – KHÍ.......................................................................108

Sinh viên: Trần Văn Tiến

4

Khoan khai thác A – K56


Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8

KẾT LUẬN.......................................................................112
TÀI LIỆU THAM KHẢO...............................................113
PHỤ LỤC.........................................................................114
HỆ THỐNG ĐƠN VỊ ĐO LƯỜNG................................114

Sinh viên: Trần Văn Tiến

5

Khoan khai thác A – K56

Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8

MỞ ĐẦU
Dầu khí là nguồn năng lượng và nguồn nguyên liệu chủ đạo trong nền kinh tế
thế giới, mang tính chất chiến lược của mỗi quốc gia. Ngành dầu khí nước ta tuy
còn khá trẻ, nhưng đã có những đóng góp quan trọng vào sự phát triển của nền kinh
tế nước nhà. Từ nhiều năm nay dầu khí luôn là mặt hàng xuất khẩu chủ lực của Việt
Nam, chiếm tỷ lệ khoảng 30% tổng giá trị xuất khẩu của cả nước. Đến nay ngành
dầu khí đã tự khẳng định mình là một ngành công nghiệp mũi nhọn trong công cuộc
công nghiệp hóa và hiện đại hóa đất nước. Trong những năm qua đã có những bước
đi vững chắc trong lĩnh vực công nghệ khoan, khai thác dầu khí cũng như xây dựng
các công trình dầu khí.
Những cột mốc đáng ghi nhớ đó là sự ra đời của XNLD Vietsovpetro vào
ngày 19-11-1981 trên cơ sở Hiệp định của hai chính phủ Việt Nam và Liên Xô (cũ)
về việc thành lập XNLD Vietsovpetro đã ký kết ngày 19-06-1981. Sau 5 năm tìm
kiếm và thăm dò những tấn dầu đầu tiên đã được khai thác tại mỏ Bạch Hổ vào năm
1986 và nhanh chóng đưa sản lượng dầu khai thác đạt 50 triệu tấn vào năm 1997
lên 100 triệu tấn năm 2001. Cho đến nay tổng sản lượng khai thác dầu của XNLD
từ 2 mỏ Rồng và Bạch Hổ đạt trên 200 triệu tấn cũng như vận chuyển vào bờ hàng
tỷ mét khối khí đồng hành, chiếm đến 50% tổng sản lượng khai thác của toàn
ngành. XNLD Vietsovpetro đã trở thành con chim đầu đàn của Tập đoàn dầu khí
Việt Nam.
Tại mỏ Bạch Hổ của XNLD Vietsovpetro gồm các đối tượng khai thác như:
Mioxen hạ, Oligoxen hạ và Móng đã lần lượt đưa vào khai thác. Hầu hết trong thời
gian đầu các giếng đều khai thác ở chế độ tự phun nhờ năng lượng tự nhiên của vỉa.
Theo thời gian năng lượng vỉa giảm dần mặc dù đã áp dụng các biện pháp duy trì áp
suất vỉa như: Bơm ép nước vào vỉa; nhiều giếng đã ngừng tự phun và bị ngập nước.
Vì vậy việc lựa chọn phương pháp khai thác cơ học tiếp theo là hết sức cần thiết
nhằm duy trì sản lượng khai thác ở mức cao và nâng cao hệ số thu hồi dầu của mỏ.
Phương pháp khai thác bằng bơm điện ly tâm chìm đã được đưa vào áp dụng,

nhưng hiệu quả kinh tế mang lại không cao. Do đó phương pháp khai thác bằng
gaslift đã và đang được đưa vào áp dụng tại mỏ Bạch Hổ mặc dù với chi phí xây
dựng cơ bản ban đầu lớn, nhưng hiệu quả của nó mang lại lớn hơn nhiều so với các
phương pháp khai thác khác.

Sinh viên: Trần Văn Tiến

6

Khoan khai thác A – K56


Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8
Được sự đồng ý của Bộ môn Khoan - Khai thác – Khoa dầu khí, em đã tiến
hành thực hiện Đồ án tốt nghiệp với đề tài:“Thiết kế khai thác dầu bằng Gaslift
cho giếng 817 - MSP8”. Nội dung chính là: các bước tính toán thiết kế khai thác
dầu bằng gaslift, các thiết bị dùng trong khai thác gaslift, vận hành hệ thống điều
khiển cung cấp khí nén cho các giếng khai thác dầu bằng gaslift trên giàn cố định số
8 mỏ Bạch Hổ, công tác an toàn và bảo vệ môi trường.
Với kiến thức đã học kết hợp với thực tế, quá trình thực tập cùng với sự nỗ
lực của bản thân, sự cộng tác của bạn bè đồng nghiệp, sự giúp đỡ của XNLD
Vietsovpetro và đặc biệt là sự hướng dẫn tận tình của thầy giáo TS. Lê Quang
Duyến cùng các thầy cô trong bộ môn Khoan - Khai thác, đồ án của em đã được
hoàn thành. Mặc dù đã rất cố gắng, nỗ lực, song bản đồ án chắc chắn không tránh
khỏi những sai sót, vậy em rất mong nhận được sự đóng góp ý kiến, phê bình của
các thầy cô giáo và các bạn đồng nghiệp để bản đồ án được hoàn thiện hơn.
Em xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới thầy giáo TS. Lê Quang Duyến người trực tiếp hướng dẫn em trong suốt quá trình thực hiện đồ án, các thầy cô giáo
trong bộ môn, XNLD Vietsovpetro và các bạn đồng nghiệp đã giúp đỡ em hoàn
thành bản đồ án này!
Một lần nữa em xin chân thành cảm ơn!

Hà Nội,tháng 06 năm 2016
Sinh viên
Trần Văn Tiến

Sinh viên: Trần Văn Tiến

7

Khoan khai thác A – K56


Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8

CHƯƠNG 1
ĐẶC ĐIỂM CÁC TẦNG CHỨA SẢN PHẨM, TÍNH CHẤT CỦA CHẤT
LƯU VÀ TÌNH HÌNH KHAI THÁC TẠI MỎ “BẠCH HỔ”
1.1. Các tầng sản phẩm của mỏ Bạch Hổ.
Mỏ Bạch Hổ nằm ở lô 09 thuộc bồn trũng Cửu Long, trong vùng biển Đông
trên thềm lục địa phía Nam Việt Nam, có tọa độ trong khoảng 9 – 10º vĩ độ Bắc và
107 – 108º kinh độ Đông, diện tích khoảng 10000km 2 cách đất liền 120km, cách
cảng dịch vụ của xí nghiệp liên doanh VIETSOVPETRO khoảng 120km. Ở phía
Tây Nam của mỏ Bạch Hổ cách khoảng 35km là mỏ Rồng và xa hơn nữa là mỏ Đại
Hùng. Toàn bộ cơ sở dịch vụ trên bờ nằm trong phạm vi thành phố Vũng Tàu bao
gồm xí nghiệp khoan biển, xí nghiệp vận tải, xí nghiệp khai thác, xí nghiệp dịch vụ
kỹ thuật, xí nghiệp xây lắp, viện dầu khí, trường kỹ thuật nghiệp vụ và bộ máy điều
hành Vietsovpetro.

Hình 1.1: Vị trí địa lý của mỏ Bạch Hổ
Mỏ Bạch Hổ là một mỏ dầu khí lớn, loại đa vỉa có cấu trúc địa chất phức tạp

và dầu khí phân bố ở nhiều loại đá chứa khác nhau trong trầm tích Mioxen hạ, trầm
tích Oligoxen và đá móng nứt nẻ. Dựa vào cấu trúc địa chất, các dạng thân dầu, tính
chất dầu và các đặc trưng nhiệt độ, áp suất vỉa trên mỏ đã chia ra làm bốn phức hệ

Sinh viên: Trần Văn Tiến

8

Khoan khai thác A – K56


Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8
chứa dầu được phân cách nhau bởi các tập sét chắn khu vực dày. Trong trầm tích
chứa ba phức hệ đá chứa dầu và phức hệ thứ tư nằm trong tầng móng nứt nẻ.
1.1.1. Tầng Mioxen hạ:
Từ trên xuống dưới, phức hệ đá chứa dầu đầu tiên bao gồm tầng 23 và 24
thuộc điệp Bạch Hổ, phụ thống Mioxen hạ. Trầm tích phức hệ này phân bố trên
khắp diện tích khu mỏ, và trên các vùng lân cận ngoài phạm vi mỏ nó được phủ
đều, chúng được liên kết một cách chắc chắn trong các lát cắt của tất cả các giếng
khoan. Các thân dầu của tầng này thuộc dạng vòm vỉa, tầng này nằm dưới tầng kia,
bị chia cắt bởi các đứt gãy phá hủy có ranh giới dầu nước và có đới chứa nước bao
quanh phía ngoài. Áp suất vỉa tương ứng với áp suất thủy tĩnh. Thành phần dầu của
tầng này khác với thành phần dầu của tầng dưới, khả năng chứa dầu phân bố cả ở
vòm Trung tâm và vòm Bắc của mỏ.
1.1.2. Tầng Oligoxen thượng:
Phức hệ chứa dầu thứ hai gồm các tầng sản phẩm Ia, I, II, III, IV, V thuộc
điệp Trà Tân, phụ thống Oligoxen thượng. Trầm tích của các tầng này được phân
biệt bởi sự thay đổi mạnh tướng đá. Đá chứa phát triển chủ yếu ở rìa phía Bắc và
cánh phía Đông của vòm Bắc. Đặc trưng của phức hệ này là áp suất vỉa cao dị
thường là 1,6 at/100m.

1.1.3. Tầng Oligoxen hạ:
Phức hệ chứa dầu thứ ba gồm các tầng sản phẩm VI, VII, VIII, IX, X thuộc
điệp Trà Cú, phụ thống Oligoxen hạ. Các tầng sản phẩm này là cát kết phát triển
trên toàn bộ diện tích của vòm Bắc tạo thành thân dầu thống nhất dạng vòm vỉa
khối. Các phân lớp sét giữa các tầng có chiều dày nhỏ lẫn cát, có khả năng bị nứt nẻ
và không thể làm màn chắn tin cậy được.
Phân lớp sét giữa tầng IX và tầng X là ổn định nhất. Áp suất vỉa khác đôi
chút so với áp suất thủy tĩnh. Hệ số dị thường không vượt quá 1,2 at/100m. Tính
chất dầu của các tầng giống nhau. Ranh giới tiếp xúc dầu nước chưa được phát hiện.
1.1.4. Tầng đá móng nứt nẻ:
Phức hệ chứa dầu thứ tư là đá nứt nẻ trong móng bao gồm granit và
granodiorit. Khả năng di dưỡng của đá được hình thành do có độ nứt nẻ và hang
hốc thông nhau bằng các khe nứt và sự giãn tách. Thân dầu trong phức hệ này có
dạng khối.
Qua các công trình nghiên cứu cho thấy rằng đá chứa trong khoảng địa tầng
từ phần trên của phụ thống Oligoxen hạ (tầng sản phẩm VI) đến mặt móng chứa
một loại dầu có cùng nguồn gốc và có thể tạo thành một thân dầu thống nhất dạng

Sinh viên: Trần Văn Tiến

9

Khoan khai thác A – K56


Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8
vỉa khối. Mức độ lưu thông về thủy lực của từng vùng, từng đới và các khoảng cách
đá chứa sản phẩm của thân dầu này như sau:

Sinh viên: Trần Văn Tiến

10

Khoan khai thác A – K56


Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8

Hình 1.2:Cột địa tầng mỏ Bạch Hổ phần lát cắt chứa sản phẩm

Sinh viên: Trần Văn Tiến

11

Khoan khai thác A – K56


Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8

 Theo mặt đứt gãy kiến tạo đối với đá móng, các mặt đứt gãy không là màn chắn
mà ngược lại chúng làm tăng độ hang hốc của đá granit.
 Theo mạng lưới các khe nứt kiến tạo trong đá đặc sít.
 Theo các cửa sổ trầm tích là vùng không có sét làm vách ngăn cách giữa các vỉa
đá chứa.
Khả năng chứa dầu của đá móng là do hang hốc nứt nẻ. Đại đa số mẫu lõi chỉ
đại diện cho phần rắn chắc khung đá, và thường chỉ cho những giá trị độ rỗng trong
khoảng một vài phần trăm. Tuy nhiên, địa vật lý giếng khoan nghiên cứu những
khoảng lớn hơn rất nhiều, trong đó có các đới hang hốc và nứt nẻ không được
nghiên cứu bằng mẫu lõi. Theo tài liệu đã xác định được những khoảng với độ rỗng
rất cao tới 18,5%; còn độ rỗng trung bình cho chiều dày hiệu dụng là 4,3%. Khi tính

trữ lượng, độ rỗng được biện luận cho chiều dày chung của móng với những giá trị
sau: vòm Bắc 2,5 – 15% và vòm trung tâm 2,4 – 3,8%.
1.2. Đặc điểm tầng chứa sản phẩm của mỏ Bạch Hổ.
1.2.1. Thành phần thạch học:
Tầng Oligoxen có thành phần chủ yếu là cát kết nên nó thường chứa các
khoáng vật tha sinh là thạch anh, chiếm từ 75 – 90%, sét 10 – 20%. Ngoài ra, còn có
các khoáng vật phụ khác như sắt, cacbonat…tạo thành những lớp sét mỏng xen giữa
các lớp cát trong vỉa.
1.2.2. Chiều dày:
Đá chứa sản phẩm tầng Oligoxen chỉ phát triển trên phạm vi vòm Bắc, bị vát
mỏng ở cánh Tây của vòm, trên vòm Trung tâm. Tại khu vòm Bắc, chiều dày đá
chứa thay đổi từ 35 – 282m, trung bình 149m với hệ số biến đổi 0,41. Chiều dày
hiệu dụng trung bình là 7,5m với hệ số biến đổi 0,71. Mức phân lớp trung bình của
tầng rất cao 10,8; hơn nữa một vài giếng khoan riêng biệt xác định được 18 – 20 vỉa
cát, hệ số cát trung bình là 0,39 với hệ số biến đổi tương đối nhỏ 0,29. Hệ số biến
đổi chiều dày của tầng chứa dầu là 0,71. Liên kết tỉ mỉ các lát cắt các giếng khoan
gặp khó khăn, các đứt gãy làm tăng mức độ không liên tục của vỉa.
1.2.3. Độ chứa dầu:
Có năm thân dầu được phân ra trong tầng Oligoxen hạ, thân dầu dạng khối,
vỉa. Đá chứa chỉ có vòm Bắc và sườn Đông của vòm Trung tâm và vòm Nam.
Riêng ở vòm Trung tâm cũng như cánh Tây của vòm Bắc đã phát hiện ra các tập cát
kết có tính di dưỡng kém. Những giếng khoan ở dưới này cho thấy rõ những dấu
hiệu có dầu, nhưng cho dòng dầu không lớn, không có dòng dầu công nghiệp.

Sinh viên: Trần Văn Tiến

12

Khoan khai thác A – K56

Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8
Trữ lượng trầm tích Oligoxen hạ được phân tích thành hai đối tượng chính
là: điệp Trà Cú trên (tầng VI, VII, VIII) và điệp Trà Cú dưới (tầng IX, X). Sự phân
chia này chỉ có tính ước lệ vì vách sét ngăn giữa tầng VIII – IX không phải trên
toàn diện tích của đá di dưỡng và thân dầu trên các tầng Oligoxen hạ. Đá tầng chứa
Oligoxen hạ không có tính thống nhất về địa chất, chưa phát hiện ranh giới dầu
nước. Theo số liệu địa vật lý giếng khoan, tại độ sâu tuyệt đối 4348m chiều dày lớn
nhất nhận được dòng dầu lưu lượng cao là 4121m (giếng khoan 12) theo vạch ranh
giới trữ lượng cấp C1.
1.2.4. Tính di dưỡng:
Các tầng sản phẩm mỏ Bạch Hổ được đánh giá theo nghiên cứu mẫu lõi
trong phòng thí nghiệm theo kết quả đo địa vật lý giếng khoan và nghiên cứu thủy
động lực. Nghiên cứu mẫu lõi trong phòng thí nghiệm để xác định độ rỗng, độ
thấm, độ bão hòa nước được tiến hành theo phương pháp chuẩn. Xử lý số liệu của
nghiên cứu thủy động lực để xác định độ thấm được thực hiện cùng với việc sử
dụng những giá trị chiều dày hiệu dụng trong khoảng bắn vỉa của các giếng khoan.
Cát kết chứa sản phẩm của tầng 23 vòm Bắc có độ rỗng nằm trong khoảng
14 – 24,7% theo số liệu phòng thí nghiệm mẫu lõi và khoảng 15 – 28% theo số liệu
địa vật lý giếng khoan. Giá trị trung bình dùng để tính trữ lượng bằng 20% rất phù
hợp với phân tích mẫu lõi cũng như số liệu địa vật lý giếng khoan. Độ bão hòa dầu
trung bình của đá chứa bằng 57% được biện luận theo kết quả thí nghiệm và đo địa
vật lý giếng khoan.
Sản phẩm tầng 23 vòm Trung tâm thực tế có độ rỗng và độ bão hòa dầu
trùng với vòm Bắc (độ rỗng 19% và độ bão hòa dầu 57%).
Trầm tích tầng chứa sản phẩm Oligoxen hạ có độ rỗng thấp, trung bình 12%
theo mẫu lõi và 15% theo kết quả đo địa vật lý giếng khoan. Nhưng có độ bão hòa
dầu cao hơn 68%.
1.2.5. Tính không đồng nhất:
Mỏ dầu Bạch Hổ là mỏ dạng đa vỉa, đặc trưng bằng mức độ khác nhau về

tính không đồng nhất của các đối tượng khai thác.
Phân tích tài liệu địa vật lý và tài liệu mẫu lõi trong tầng chứa Oligoxen hạ
cho thấy mặt cắt các tầng sản phẩm rất không đồng nhất, được xen kẽ bởi các lớp
cát kết, bột kết chứa sản phẩm và sét mỏng không chứa sản phẩm.

Sinh viên: Trần Văn Tiến

13

Khoan khai thác A – K56


Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8

Bảng 1.1: Các thông số vật lý của vỉa
Các thông số
Loại thân dầu
Loại đá chứa dầu
Chiều dày bão hòa dầu (B+C) (m)

Mioxen dưới
Vòm trung
Vòm Bắc
tâm
Vỉa vòm
Vỉa vòm
Kết hạt
Kết hạt

Oligoxen

dưới

Móng

Vỉa vòm
Kết hạt

8.4

11.3

57.5

Độ rỗng (Ph.đ.v)

0.19

0.20

0.15

Độ thấm (mD)
Độ bão hòa dầu (Ph. đ.v)
Hệ số phân lớp (Ph. đ.v)
Áp suất vỉa ban đầu/ Điểm đo (MPa)
Hệ số sản phẩm (T/ng.đ.MPa)
Áp suất bão hòa (MPa)

0.051
0.57

5.5
28/2813
14
14.6
97.4

0.08
0.57
3.6
28.9/ 2913
22
20.37
138.4

0.031
0.68
10.8
41.7/ 3650
15
20.40
167.0

Vỉa vòm
Kết hạt
393.5 /
271.2
0.01/
0.038
0.135
0.85

1.0
41.7/ 3650
100
13.19
193.7

1.690

1.052

0.469

0.436

738.1
1.360
18.43
0.5798

702.5
1.396
19.52
0.5886

661.7
1.471
20.86
0.6837

647.0

1.533
25.30
0.6967

0.9065
10.35

0.8447
10.14

0.8321
4.01

0.8217
4.161

863.7

861.4

832.7

833.0

29.5
18.7

32.3
17.56

31.5
19.40

33
24.1

0.3

0.3

Hàm lượng khí (m3/tấn)
Độ nhớt của dầu trong điều kiện vỉa
(MPa.s)
Tỷ trọng của dầu trong điều kiện vỉa
Hệ số thể tích của dầu (Ph.đ.v)
Hệ số nén của dầu (10-4/MPa)
Hệ số hòa tan của khí trong dầu (105 3
m /m3.MPa)
Tỷ trọng của khí hòa tan
Độ nhớt của dầu tách khí 50ºC
(MPa.s)
Tỷ trọng của dầu trong điều kiện tiêu
chuẩn
Nhiệt độ sôi (ºC)
Hàm lượng parafin (%)
Độ nhớt của dầu trong điều kiện vỉa
(MPa.s)

So sánh đặc tính không đồng nhất (hệ số phân lớp, hệ số cát) của các đối
tượng khai thác, thấy rằng trầm tích tầng chứa Oligoxen hạ thuộc đối tượng không

đồng nhất hơn (có hệ số phân lớp 10,8 và hệ số cát 0,39).

Sinh viên: Trần Văn Tiến

14

Khoan khai thác A – K56


Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8
1.2.6. Gradien địa nhiệt và gradient áp suất của các vỉa sản phẩm mỏ Bạch Hổ.
1.2.6.1. Gradient địa nhiệt (GDN):
Những đo đạc nhiệt độ trong các giếng mở vào thân dầu tuổi Mioxen hạ,
Oligoxen có quy luật như sau: Cùng chiều sâu như nhau, giếng nào nằm ở vùng đá
móng trồi lên thì nhiệt độ cao hơn, ngược lại giếng nào nằm ở vùng đá móng trụt
xuống thì có nhiệt độ thấp hơn. Nói cách khác, GDN của các tầng chứa Mioxen và
Oligoxen vòm Nam (nơi móng trồi lên – 3050m) cao hơn ở vòm Bắc (nơi móng trụt
xuống – 3500m). Càng xuống sâu thì sự khác biệt của lớp phủ và đá móng càng bé.
Ở vòm Nam, các lớp phủ nằm ở độ sâu từ 2800m xuống gặp đá móng ở
3100m, GDN có giá trị trong khoảng 5 – 4 ºC/100m. Các lớp phủ gặp đá móng ở
sâu hơn (3500m) thì từ 4 – 3,8 ºC/100m. Tại vòm Bắc, các lớp phủ nằm ở độ sâu
2800m xuống gặp đá móng ở độ sâu từ 3500 – 3700m, GDN thay đổi từ 5 – 3,5
ºC/100m. Còn các lớp phủ gặp đá móng ở sâu hơn (4000m) thì từ 4 – 3 ºC/100m.
Đá móng là một khối thống nhất, cơ bản là đá granitoid, có thể xem rằng
GDN có giá trị không đổi với toàn khối. Do ảnh hưởng của lớp phủ Mioxen và
Oligoxen, và do vị trí của mỗi vòm khác nhau cho nên nhiệt độ các vùng ở trên mặt
móng khác nhau. Nhưng sau khi đi vào đá móng ở một độ sâu nào đó (có thể chọn
4300m – đối với diện tích nghiên cứu) thì nhiệt độ ở vòm Bắc và Nam giống nhau.
Giữa móng và lớp phủ Oligoxen có một đới nhỏ chuyển tiếp. Độ dày của lớp
chuyển tiếp này được xác định là khoảng 200m.

Kết quả nghiên cứu cho phép xác định được giá trị GDN của đá móng là
khoảng 2,5 ºC/100m. Nhiệt độ ở độ sâu 4300m là khoảng 157,5 ºC.
1.2.6.2. Gradient áp suất:
Ở mỏ Bạch Hổ, áp suất của các tầng sản phẩm khác nhau thì khác nhau. Điều
đó thể hiện qua sự thay đổi gradient áp suất ở các vị trí khác nhau trong bảng sau:
Bảng1.2: Gradient áp suất của các tầng ở mỏ Bạch Hổ
Vị trí

Gradient áp suất

Mioxen hạ

1,027 at/100m

Oligoxen thượng

1,637 ÷ 1,727 at/100m

Oligoxen hạ

1,137 at/100m

Tầng móng

0,951 at/100m

Sinh viên: Trần Văn Tiến

15

Khoan khai thác A – K56


Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8

Từ bảng 1.2 ta thấy gradient áp suất ở tầng móng, tầng Oligoxen hạ và tầng
Mioxen hạ khá gần nhau. Tuy nhiên, có sự chênh lệch khá lớn ở tầng Oligoxen
thượng khoảng 0,5 at/100m.
1.3. Tính chất của chất lưu trong điều kiện vỉa.
1.3.1. Các tính chất của dầu trong điều kiện vỉa: (Bảng 1.3)
Theo các giá trị thông số cơ bản, các loại dầu mỏ Bạch Hổ có thể chia thành
3 nhóm. Theo chiều từ nhóm I đến nhóm III các thông số gia tăng:
Bảng 1.3: Các nhóm dầu của mỏ Bạch Hổ
Số

I

II
III

Đối tượng

Mioxen dưới
vòm trung
tâm và
Oligoxen trên
Mioxen dưới
vòm Bắc
Oligoxen
dưới và móng

Áp suất
bão hòa
(Mpa.s)

Các thông số
Tỷ suất
Hệ số
Độ nhớt
khí dầu
thể tích
dầu vỉa
3
(m /t)
B
(MPa.s)

Tỷ trọng
dầu vỉa

13,4 ÷ 16

88 ÷ 108

1,26÷
1,35

1,34 ÷ 1,7

0,733 ÷

0,760

18,4 ÷
21,1
19,5 ÷
24,7

134 ÷ 147

1,39 ÷
1,41
1,46 ÷
1,59

0,88 ÷
1,16
0,38 ÷
0,48

0,696 ÷
0,710
0,634 ÷
0,668

160 ÷ 209

Trong nhóm I sự khác biệt giữa dầu Mioxen dưới vòm Trung tâm Oligoxen
trên được nhận biết bởi thành phần khí hòa tan. Khi tách dầu từ Mioxen trên và hàm
lượng nước dị thường (4,28 - 14,81 mol) còn khí tách dầu từ Mioxen dưới vòm
Trung tâm chứa trong thành phần propan, butan, pentan và lớn hơn. Trong nhóm III

dầu Oligoxen so với đá móng có độ khí thấp hơn, có giá trị hệ số thể tích thấp hơn,
tỷ trọng thì lớn hơn, độ nhớt lớn hơn.
Theo các giá trị áp suất bão hòa và tỷ trọng khí hòa tan, dầu trong nhóm III
tương tự như dầu Oligoxen dưới. Trên cơ sở các mô hình thực nghiệm có thể khẳng
định rằng: đối với dầu đá móng, sự thay đổi nhiệt độ ít gây ảnh hưởng đến áp suất
bão hòa được xác định bằng tỷ suất khí dầu.
Qua phân tích số liệu theo tách vi phân ta thấy được dầu được chia thành 2
nhóm:
Sinh viên: Trần Văn Tiến

16

Khoan khai thác A – K56


Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8
+ Dầu đá móng và dầu Oligoxen dưới.
+ Dầu Oligoxen thượng và Mioxen.
Về thành phần cấu tử dầu vỉa, vì lý do hạn chế các số liệu về chưng cất chân
không nên sử dụng dầu tách có tỷ trọng 833,6kg/m 3 và phân tử lượng 251,15g/mol
để tính toán cho tầng đá móng và Mioxen hạ, còn sử dụng dầu có trọng lượng riêng
là 865kg/m3 và phân tử lượng là 300g/mol cho Oligoxen trên và Mioxen dưới. Sự
cho phép kể trên dựa trên cơ sở về sự giống nhau của các giá trị trọng lượng riêng
dầu tách khí của các nhóm và đáp ứng với các đặc tính trung bình.
1.3.2. Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu:
Bảng 1.4: Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu
Độ sâu (m)
2885 – 2935
3165 – 3215
3405 – 3415

3455 – 3515
3535 – 3565
3565 – 3585
3525 – 3695
3695 – 3715
3755 – 3785

% CO2
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04

Tỷ trọng
0,741
0,668
0,641
0,640
0,654
0,656
0,655
0,650
0,645

Yếu tố khí (m3/m3)

140
180
130
130
130
130
160
120
130

Khí hòa tan trong dầu thuộc loại khí béo và rất béo. Trong thành phần của
chúng lượng C2+ là 22,7 ÷ 39%. Theo chiều từ Mioxen đến đá móng độ béo của khí
giảm dần, đồng thời các giá trị của C 2+ lớn hơn ở các tầng Oligoxen trên, dưới và
Mioxen vòm Bắc rất nhiều (gần 39%). Khí thuộc loại không chứa Lưu huỳnh và
hàm lượng Cacbondioxit thấp (0,09 ÷ 0,61%), hàm lượng khí Nitơ từ 1,0 ÷ 2,8%
với các giá trị dị thường là 9,85% ở Oligoxen trên.
1.3.3. Đặc tính hóa lý của dầu tách khí:
Theo các số liệu về khoảng biến thiên và các giá trị trung bình của các thông
số dầu tách khí sau quá trình vi phân cho thân dầu thuộc loại đá nặng, nhiều parafin,
ít lưu huỳnh, ít nhựa cho đến nhiều nhựa, tỷ lệ thu hồi sản phẩm sáng màu thuộc
loại trung bình. Nhiệt độ đông đặc của các loại dầu 29 ÷ 340C.
1.3.4. Các tính chất của nước vỉa:
Trong các trầm tích của tầng Mioxen dưới thường gặp 2 loại nước chính là:
nước Canxiclorua (CaCl2) và nước Natrihydrocarbonat (NaHCO3). Đặc điểm của
loại nước NaHCO3 là có độ khoáng hóa thấp (6,64g/l) chỉ nhận biết trong vòm Bắc,
Sinh viên: Trần Văn Tiến

17

Khoan khai thác A – K56

Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8
nước vòm Nam thuộc loại CaCl2 có độ khoáng hóa cao hơn (16g/l), đồng thời độ
khoáng hóa gia tăng theo hướng Tây – Nam. Nước thuộc trầm tích Oligoxen hạ
được lấy từ vỉa lăng kính nằm trên các tầng sản phẩm thuộc loại NaHCO 3 có độ
khoáng hóa thấp hơn (5,4g/l).
Thành phần khí hòa tan trong nước khác với thành phần khí hòa tan ở trong
dầu ở chỗ có hàm lượng Metan (CH 4) cao hơn. Lượng cấu tử Carbon của khí hòa
tan trong nước là 1,54 ÷ 3,0% và lượng Nitơ là 1,29 ÷ 2,8%.
1.3.5. Các đặc trưng vật lý thủy động học:
Các đặc trưng này bao gồm độ dính ướt, hệ số nén đặc trưng quá trình đẩy
dầu bằng tác nhân (nước). Đặc trưng quá trình đẩy dầu bao gồm: hệ số đẩy dầu,
hàm lượng nước dư, dầu dư, các giá trị của độ thấm pha tương đối của nước, dầu
tương ứng với các độ bão hòa trên và quan hệ của các hệ số trên với tính thấm của
đá.
Để tính toán các thông số thủy động học trong quá trình khai thác vỉa dầu ta
sử dụng các hệ số nén của đất đá:
- Đối với đá móng: 10,8 x 10-4.Mpa-1
- Đối với đá Oligoxen: 1,20 x 10-4.Mpa-1
- Đối với đá Mioxen dưới: 2,11 x 10-4.Mpa-1
1.4. Hiện trạng khai thác tại mỏ Bạch Hổ.
Hiện mỏ Bạch Hổ được phân chia thành 4 đối tượng để tiến hành khai thác.
Việc phân chia đối tượng khai thác là một phần của việc thiết kế tối ưu khai thác mỏ
dầu khí. Mục tiêu của việc phân chia này là thu hồi từ vỉa nhiều nhất và tối ưu nhất.
Việc phân chia các đối tượng khai thác cho phép thẩm định chính xác tính chất của
các đối tượng khai thác và sự thay đổi tính chất vật lý, hóa học cũng như thủy động
lực học. Từ đó, đề ra đối sách khai thác đúng đắn cho từng đối tượng.
Việc phân chia đối tượng khai thác phải được thực hiện đồng bộ trên cơ sở
nghiên cứu các đặc thù địa chất của toàn khu mỏ, các tính toán thủy động lực học và

các luận chứng kinh tế. Để tìm ra các đối tượng có triển vọng cao hơn, đảm bảo hơn
trong việc thu lại lợi nhuận từ các khoản đầu tư.
Từ những đặc điểm đặc trưng của địa chất mỏ, các nhà thiết kế khai thác đã
phân tích mỏ Bạch Hổ ra thành các đối tượng khai thác khác nhau, được đánh số
thứ tự theo thứ tự địa tầng từ trên xuống.
1.4.1. Đối tượng 1:
Bao gồm các tầng sản phẩm 23, 24 thuộc điệp Bạch Hổ tuổi Mioxen hạ. Các
tầng này phân bố trên toàn bộ diện tích mỏ. Gồm các thân dầu cả ở vòm Bắc và
vòm Trung tâm của cấu tạo, chúng bị các đứt gãy chia cắt thành các khối riêng biệt.
Sinh viên: Trần Văn Tiến

18

Khoan khai thác A – K56


Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8
Các thân dầu dạng vỉa, vòm có ranh giới tiếp xúc dầu nước và đới chứa nước nằm
ngoài biên.
Bề dày trung bình chứa dầu là 160m, tầng 23 là tầng chính, tầng 24 là tầng
phụ. Độ rỗng 19 – 22%, độ thấm 30 – 80mD, độ bão hòa dầu 57%. Vỉa chia thành
nhiều lớp, hệ số cát trung bình 0,35 – 0,45; chiều dày hiệu dụng 8 – 11m. Áp suất
ban đầu tương đương áp suất thủy tĩnh. Gradient địa nhiệt từ 3,3 – 4 ºC/100m.
1.4.2. Đối tượng 2:
Đối tượng này bao gồm các tầng sản phẩm I, II, III, IV, V thuộc điệp Trà Tân
tuổi Oligoxen thượng, có thành phần là cát kết, bột kết. Đặc điểm cơ bản của đá
chứa trong đối tượng này là không phân bố đều trên khắp mỏ và thường xảy ra biến
tướng mạnh của đá chứa. Các thân dầu có dạng thấu kính, có dị thường áp suất cao
nhưng dự trữ năng lượng vỉa không lớn. Chiều dày trung bình tầng chứa dầu là
700m.

1.4.3. Đối tượng 3:
Bao gồm tất cả các tầng sản phẩm VI, VII, VIII, IX, X, XI của Oligoxen hạ,
thành phần là cát, bột kết tướng cửa sông, đầm lầy ven biển. Phân bố chủ yếu ở
vùng Bắc và Đông – Bắc mỏ Bạch Hổ. Bị các đứt gãy kiến tạo (biên độ thẳng đứng
từ 200 – 300m) chia cắt thành các khối riêng biệt, tạo nên các thân dầu đóng kín
riêng biệt. Chiều dày trung bình tầng chứa là 1047m, ranh giới tiếp xúc dầu nước
chưa được phát hiện.
Độ rỗng thấp 12 – 14%, độ thấm nhỏ 20 – 30mD, hệ số cát thấp 0,3 – 0,4; độ
bão hòa dầu 65%, chiều dày hiệu dụng bão hòa dầu 40 – 50m. Áp suất vỉa tương
đương áp suất thủy tĩnh. Gradient địa nhiệt 3,4 – 3,5 ºC/100m. Đặc tính collector
thay đổi lớn, vát nhọn về phía Tây, Tây – Nam theo đới nâng cao của móng. Về
phía Đông, Đông – Bắc tính chất collector kém dần và bị sét hóa.
1.4.4. Đối tượng 4:
Thân dầu thuộc dạng khối trong đá móng bao gồm granit và granodiorit hang
hốc, nứt nẻ. Chiều dày tầng chứa dầu hơn 960m và tối đa là 1600m, chưa phát hiện
ranh giới tiếp xúc dầu nước. Chiều dày hiệu dụng bão hòa dầu là 300 – 400m, độ
bão hòa dầu 85%, độ rỗng 1 – 3%, độ thấm trung bình 100 – 150mD. Gradient địa
nhiệt 2,25 – 2,5 ºC/100m. Áp suất vỉa ban đầu đạt 41,7 MPa; tầng này không có dị
thường áp suất.
Hiện tại mỏ Bạch Hổ chủ yếu khai thác dầu từ tầng Móng và tầng Oligoxen
hạ, sắp tới đây ở khu vực vòm Bắc sẽ tiến hành đưa vào khai thác các đối tượng ở
tầng Oligoxen thượng và Mioxen hạ. Phương pháp khai thác cơ học được áp dụng
là phương pháp khai thác dầu bằng gaslift.
Sinh viên: Trần Văn Tiến

19

Khoan khai thác A – K56

Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8

CHƯƠNG 2
CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC, CƠ SỞ ĐỂ LỰA CHỌN
KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO MỎ
BẠCH HỔ
2.1. Tổng quan.
Trong quá trình khái thác dầu khí tuỳ thuộc vào chế độ năng lượng vỉa mà
giếng sau khi đã khoan xong được chuyển sang khai thác theo những phương pháp
khai thác khác nhau. Nếu năng lượng vỉa đủ thắng tổn hao năng lượng trong suốt
quá trình dòng sản phẩm chảy (với một lưu lượng khai thác nhất định nào đó) từ vỉa
vào đáy giếng, dọc theo cột ống khai thác nâng lên bề mặt và theo các đường ống
vận chuyển đến hệ thống thu gom, xử lý thì giếng sẽ khai thác theo chế độ tự phun.
Một khi điều kiện này không thảo mãn thì phải chuyển sang khai thác bằng phương
pháp cơ học.
Mục đích áp dụng phương pháp cơ học là nhằm bổ sung thêm năng lượng
bên ngoài (nhân tạo) cùng với năng lượng vỉa (tự nhiên) để đảm bảo giếng hoạt
động. Việc cung cấp năng lượng bổ sung này thường để giảm chiều cao mực chất
lỏng trong giếng hoặc để giảm mật độ của dòng sản phẩm trong ống khai thác nhằm
tăng chênh áp ( ∆ P = Pv– Pđ).
Nhưng thực tế trong khai thác dầu trên thế giới, phương pháp tự phun thường
áp dụng vào thời kỳ đầu của mỏ. Khi chế độ tự phun không thể thực hiện được,
người ta phải nghiên cứu và tìm ra các giải pháp khai thác dầu bằng phương pháp
cơ học. Tuy nhiên dựa theo nguyên lý truyền năng lượng mà các phương pháp khai
thác cơ học được phân loại theo các nhóm sau: truyền lực bằng cần, truyền lực bằng
thuỷ lực, truyền lực bằng điện năng và truyền lực bằng khí nén cao áp.
2.2. Các phương pháp khai thác cơ học.
2.2.1. Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm piston cần:
2.2.1.1. Bản chất của phương pháp:
Loại máy bơm này hoạt động nhờ động cơ điện được chuyển trực tiếp xuống

máy bơm ngầm thông qua hệ thống cần truyền lực. Đối với máy bơm piston cần thì
chuyển động quay của động cơ điện thông qua cần truyền lực chuyển thành chuyển
động tịnh tiến để kéo thả piston trong giếng. Trên piston có lắp van ngược, khi
piston hạ xuống thì dầu tràn qua van ngược đi lên phía trên, khi piston di chuyển lên

Sinh viên: Trần Văn Tiến

20

Khoan khai thác A – K56


Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8
phía trên thì van ngược sẽ đóng lại và nâng dầu lên mặt đất. Cứ như vậy dầu được
chuyển từ đáy giếng lên mặt đất.
2.2.1.2. Ưu điểm:
 Đáng tin cậy, ít gặp sự cố trong quá trình hoạt động.
 Hệ thống cấu tạo cơ học tương đối đơn giản.
 Dễ dàng thay đổi tốc độ khai thác cho phù hợp.
 Dễ dàng tháo lắp và di chuyển đến các giếng khai thác với chi phí thấp.
 Quá trình vận hành đơn giản hiệu quả.
 Ứng dụng với giếng có lưu lượng nhỏ và khai thác ở nhiều tầng sản phẩm, ở áp
suất thấp, nhiệt độ và độ nhớt cao.
2.2.1.3. Nhược điểm:
 Phải lắp đặt ở vị trí trung tâm của giếng.
 Hệ thống bơm piston cần nặng cồng kềnh đối với việc khai thác dầu khí trên
biển.
 Rất nhạy cảm với trường hợp có parafin.
 Không thể sơn phủ bên trong ống khai thác một lớp chống ăn mòn.
2.2.1.4. Phạm vi ứng dụng:

Giải pháp này được áp dụng chủ yếu ở các mỏ thuộc các nước Liên Xô cũ,
các mỏ ở Trung Cân Đông và các mỏ ở Mỹ. Các mỏ này có chung đặc điểm là vỉa
sản phẩm có độ sâu không lớn, đang trong giai đoạn khai thác giữa và cuối đời của
mỏ, có áp suất đáy giếng thấp dao động trong khoảng 10 ÷ 15at. Bơm piston cần chỉ
sử dụng có hiệu quả trong những giếng có lưu lượng khai thác < 70 tấn/ngđ. Do
điều kiện khai thác trên biển bằng giàn cố định hay giàn tự nâng có diện tích sử
dụng nhỏ nếu áp dụng phương pháp này sẽ có nhiều điểm hạn chế so với các
phương pháp khai tác cơ học khác. Phương pháp này không được áp dụng ở mỏ
Bạch Hổ.
2.2.2. Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm.
2.2.2.1. Bản chất của phương pháp:
Hiện nay trong công nghiệp khai thác dầu người ta sử dụng hai loại máy bơm
thuỷ lực ngầm chính: Bơm đẩy thuỷ lực ngầm và bơm phun tia.
 Bơm đẩy thuỷ lực ngầm làm việc bằng động cơ piston thuỷ lực được nối với
piston của bản thân máy bơm. Dòng chất lỏng mang năng lượng (dầu hoặc
nước) được bơm xuống từ mặt đất theo không gian giữa cột ống khai thác và
ống chống khai thác cung cấp năng lượng cho máy bơm, sau đó dòng chất lỏng
mang năng lượng cùng với dòng sản phẩm từ giếng được đẩy lên bề mặt.

Sinh viên: Trần Văn Tiến

21

Khoan khai thác A – K56


Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8
 Bơm tia hoạt động nhờ vào sự biến đổi các dạng năng lượng từ áp suất sang vận
tốc và ngược lại. Dòng chất lỏng mang năng lượng cao (áp suất cao) được bơm
xuống giếng từ miệng giếng theo ống khai thác đến thiết bị chuyển hoá năng

lượng. Ở đó năng lượng áp suất được biến thành năng lượng vận tốc. Dòng chất
lỏng có vận tốc lớn nhưng áp suất nhỏ này tiếp tục đẩy dòng sản phẩm khai thác
cùng đi vào bộ phận phân ly và sau đó cùng đi lên bề mặt theo khoảng không
giữa ống chống khai thác và ống khai thác.
2.2.2.2. Ưu điểm:
 Không cần lắp đặt tại vị trí trung tâm giếng.
 Không bị ảnh hưởng do giếng khoan bị lệch.
 Dễ dàng thay đổi vận tốc cho phù hợp với lưu lượng giếng.
 Có thể khai thác với áp suất tương đối thấp và độ nhớt của dầu tương đối cao. Vì
chất lỏng mang năng lượng có thể nung nóng sản phẩm khai thác.
 Có thể khai thác nhiều tầng sản phẩm cùng một lúc và áp dụng khai thác trên
biển.
 Hệ thống khép kín đã hạn chế được sự ăn mòn.
 Dễ dàng chọn chế độ bơm theo chu kỳ với thời gian định sẵn.
 Các hoá phẩm chống lắng đọng hay chống ăn mòn có thể bơm xuống cùng với
chất lỏng mang năng lượng.
2.2.2.3. Nhược điểm:
 Khả năng hư hỏng thiết bị khai thác trong quá trình hoạt động tương đối cao, khi
sửa chữa phải dùng hệ thống cơ học chuyên dụng.
 Giá thành vận hành thường cao hơn dự tính.
 Mất an toàn do áp suất vận hành trên bề mặt cao.
 Đòi hỏi đội ngũ công nhân vận hành lành nghề hơn so với máy bơm ly tâm
ngầm hay Gaslift vì vận tốc máy bơm cần hiệu chỉnh thường xuyên và không
cho phép vượt quá giới hạn.
2.2.2.4. Phạm vi ứng dụng:
Phương pháp cơ học này chủ yếu được áp dụng ở những vùng mỏ trên đất
liền và ngoài biển của Liên Xô cũ, các vùng mỏ trên đất liền và thêm lục địa của
Mỹ, ở vùng Biển Bắc. Giếng khai thác bằng máy bơm thuỷ lực ngầm có sản phẩm
vừa và trung bình, thường đạt 100 m 3/ngđ. Các vùng mỏ kế cận có độ sâu tầng sản
phẩm từ 1500 ÷ 2500m, thân giếng có độ nghiêng trung bình từ 20 ÷ 300. Phương

pháp này không được áp dụng ở mỏ Bạch Hổ.
2.2.3. Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm ly tâm điện ngầm.
2.2.3.1. Bản chất của phương pháp:
Sinh viên: Trần Văn Tiến

22

Khoan khai thác A – K56


Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8
Đây là loại máy bơm ly tâm nhiều cấp, hệ thống hoạt động nhờ năng lượng
điện được cung cấp từ máy biến thế trên mặt đất theo cáp truyền xuống mô tơ điện
đặt trong giếng ở phần dưới của máy bơm. Chuyển động quay của động cơ điện
được truyền qua trục dẫn làm quay các bánh công tác (Rôto). Chất lỏng trong bánh
công tác sẽ bị đẩy theo các hướng của cánh Rôto đập vào cánh tĩnh (Stato) có chiều
ngược lại, tạo ra sự tăng áp đẩy dầu chuyển động lên tầng trên. Cứ như vậy dầu khi
qua mỗi tầng bơm sẽ được tăng áp và được đẩy lên mặt đất theo cột ống khai thác.
Đối với giếng khai thác có tỷ số khí lớn thì người ta lắp thêm bộ chìm bao gồm các
thành phần chính: Động cơ điện ba pha, thiết bị bảo vệ động cơ, thiết bị tách khí
kiểu ly tâm, máy bơm, cáp tải điện năng và các thiết bị chuyên dùng trên bề mặt
như đầu giếng, trạm điều khiển, trạm biến thế.
2.2.3.2. Ưu điểm:
 Có thể khai thác với lưu lượng lớn.
 Có thể áp dụng cho các giếng khai thác đơn lẻ trong điều kiện chi phí hạn chế.
 Chi phí đầu tư ban đầu thấp hơn phương pháp Gaslift.
 Thuận lợi trong khai thác các giếng có độ ngậm nước cao (lớn hơn 80%) và yếu
tố khí thấp, nhất là trong giai đoạn khai thác thứ cấp.
 Không gian dành cho thiết bị ít hơn so với các phương pháp khác, phù hợp khai
thác ngoài khơi.

 Nguồn năng lượng điện cung cấp cho các máy bơm là nguồn điện cao thế hoặc
được tạo ra nhờ động cơ điện.
 Áp dụng trong giai đoạn cuối của quá trình khai thác áp suất vỉa rất thấp để hút
cạn dòng dầu (do tạo được chênh áp lớn).
 Là phương pháp khai thác an toàn, việc theo dõi và điều khiển dễ dàng.
2.2.3.3. Nhược điểm:
 Không tận dụng được nguồn năng lượng tự nhiên (khí đồng hành).
 Hàm lượng tạp chất ảnh hưởng lớn đến hoạt động của máy bơm.
 Kém hiệu quả trong những giếng có yếu tố khí cao hệ số sản phẩm thấp, nhiệt
độ vỉa cao, hàm lượng vật cứng và hàm lượng parafin cao.
 Khó khăn trong việc lắp đặt các thiết bị an toàn sâu.
 Đòi hỏi phải có thiết bị kiểm tra và điều khiển cho từng giếng.
 Thực tế không khai thác được giếng có lưu lượng thấp hơn 21m3/ngđ đối với
giếng sâu 2500m.
 Do bị giới hạn bởi đường kính ống chống khai thác nên không thể khai thác các
giếng có sản lượng lớn hơn 700m3/ngđ ở độ sâu 2400m đối với máy bơm có

Sinh viên: Trần Văn Tiến

23

Khoan khai thác A – K56


Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8
trục nhỏ và không lớn hơn 100m3/ngđ đối với máy bơm có đường kính lớn từ
các giếng có đường kính ống chống khai thác 168mm.
 Lưu lượng giảm nhanh theo chiều sâu lắp đặt, thường khai thác ở độ sâu nhỏ
hơn 4000m.
 Khó tiến hành khảo sát nghiên cứu giếng, đo địa vật lý ở các vùng nằm dưới

máy bơm và khó xử lý vùng cận đáy giếng.
 Khó điều chỉnh được lưu lượng khai thác.
2.2.3.4. Phạm vi ứng dụng:
Phương pháp này tương đối phổ biến vì cấu trúc thiết bị và hệ thống khai
thác đơn giản, máy làm việc dễ dàng có khả năng thu được lượng dầu tương đối lớn
đến hàng trăm tấn/ngđ. Loại máy bơm này rất thuận lợi khi khai thác dầu ở những
vỉa có tỷ số dầu thấp, nhiệt độ vỉa dưới 250 0F. Đặc biệt hiệu quả trong những giếng
khai thác dầu có độ ngậm nước cao và giếng dầu chưa bão hoà nước.
Ngày nay với sự phát triển của kỹ thuật hệ thống bơm điện chìm được sử
dụng trong những giếng có nhiệt độ lên tới 3500F, khắc phục những giếng có tỷ lệ
khí dầu cao, bằng cách lắp đặt thiết bị tách khí đặc biệt. Các chất ăn mòn gây hư
hỏng như H2O, CO2 có thể khắc phục nhờ các vật liệu đặc biệt phủ bên ngoài.
Phương pháp này hiện đang được áp dụng tại một số giếng ở mỏ Bạch Hổ và Mỏ
Rồng.
2.2.4. Khai thác dầu bằng phương pháp gaslift.
2.2.4.1. Bản chất của phương pháp:
Khai thác dầu bằng phương pháp gaslift dựa trên nguyên tắc bơm khí nén
cao áp vào vùng không gian vành xuyến giữa ống khai thác và ống chống khai thác,
nhằm đưa khí cao áp đi vào trong ống khai thác qua van gaslift với mục đích làm
giảm trọng lượng riêng của sản phẩm khai thác, dẫn đến giảm áp suất đáy và tạo
nên độ chênh áp cần thiết để sản phẩm chuyển động từ vỉa vào giếng. Đồng thời do
sự thay đổi nhiệt độ và áp suất trong ống khai thác làm cho khí giản nở góp phần
đẩy dầu đi lên, nhờ đó mà dòng sản phẩm được nâng lên mặt đất và vận chuyển đến
hệ thống thu gom, xử lý.
2.2.4.2. Ưu điểm:
 Có thể đưa ngay giếng vào khai thác khi giai đoạn tự phun hiệu quả thấp.
 Phương pháp này có thể áp dụng với giếng có độ sâu và độ nghiêng lớn.
 Khai thác với giếng có yếu tố khí lớn và áp suất bão hoà cao.
 Khai thác lưu lượng lớn và điều chỉnh lưu lượng khai thác dễ dàng.
 Có thể khai thác ở những giếng có nhiệt độ cao và hàm lượng parafin lớn, giếng

có cát và có tính ăn mòn cao.
Sinh viên: Trần Văn Tiến

24

Khoan khai thác A – K56


Thiết kế khai thác dầu bằng gaslift cho giếng 817 – MSP8
 Khảo sát và xử lý giếng thuận lợi, không cần kéo cột ống nâng lên và có thể đưa
dụng cụ qua nó để khảo sát.
 Sử dụng triệt để khí đồng hành.
 Ít gây ô nhiểm môi trường.
 Có thể khai thác đồng thời các vỉa trong cùng một giếng.
 Giới hạn đường kính ống chống khai thác không ảnh hưởng đến sản lượng khai
thác khi dùng phương pháp gaslift.
 Có thể sử dụng kỹ thuật tời trong dịch vụ sửa chữa thiết bị lòng giếng, điều này
không những tiết kiệm thời gian mà còn làm giảm chi phí sửa chữa.
2.2.4.3. Nhược điểm:
 Đầu tư cơ bản ban đầu rất cao so với phương pháp khác.
 Năng lượng sử dụng để khai thác một tấn sản phẩm cao hơn so với các phương
pháp khác.
 Không tạo được chênh áp lớn nhất để hút cạn dòng dầu trong vỉa ở giai đoạn
cuối của quá trình khai thác.
 Nguồn cung cấp năng lượng khí phải lớn đủ cho toàn bộ đời mỏ.
 Chi phí vận hành và bảo dưỡng trạm khí nén cao. Đòi hỏi đội ngũ công nhân
vận hành và công nhân cơ khí lành nghề.
2.2.4.4. Phạm vi ứng dụng:
Hiện nay giải pháp khai thác dầu bằng phương pháp gaslift đang được áp
dụng rộng rãi trên cả đất liền và ngoài biển, đặc biệt đối với vùng xa dân cư và khó

đi lại. Giải pháp này thích ứng với những giếng có tỷ số khí dầu cao, có thể khai
thác ở những giếng có độ sâu lớn và độ nghiêng trung bình của vỉa sản phẩm cao
trên 3000m. Phương pháp này hiện đang được áp dụng rộng rãi trên mỏ Bạch Hổ.
2.2.4.5. Các phương pháp khai thác dầu bằng gaslift.
Trong khai thác dầu bằng phương pháp gaslift, có hai chế độ chính là:
 Khai thác bằng gaslift liên tục.
 Khai thác bằng gaslift định kỳ.
 Phương pháp khai thác bằng gaslift liên tục:
 Gaslift liên tục được áp dụng cho những giếng có khả năng khai thác lớn, tỷ số
khí cao, lưu lượng có thể nhỏ, nhiệt độ vỉa cao.
 Khí nén ép vào giếng với lưu lượng ổn định, hạn chế các phức tạp cho toàn hệ
thống.
 Phương pháp khai thác bằng gaslift định kỳ:
Khi khai thác bằng phương pháp gaslift đến một giai đoạn nào đó khi mà áp
suất vỉa giảm, kéo theo mực chất lỏng trong giếng hạ thấp (tức là độ ngập chìm
Sinh viên: Trần Văn Tiến

25

Khoan khai thác A – K56