Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift liên tục cho giếng 502 MSP 5 mỏ bạch hổ

1
MỤC LỤC


2
DANH MỤC BẢNG BIỂU
Bảng1.1. Các nhóm dầu ở mỏ Bạch Hổ
Bảng 2.1: So sánh điều kiện làm việc của các phương pháp khai thác cơ học
Bảng 4.1 Một số thông số của giếng 502 MSP-5 và vỉa
Bảng 4.2 Hệ số van gaslift của CAMCO
Bảng 4.3: Hệ số Ct
Bảng 5.1 - Ống nâng sản xuất theo tiêu chuẩn GOST 633-80
Bảng 5.2 - Ống nâng sản xuất theo tiêu chuẩn API
Bảng 5.3 - Các loại van gaslift thường dùng theo tiêu chuẩn API


3
DANH MỤC HÌNH VẼ
Hình 1.1 Vị trí địa lý bể Cửu Long
Hình 1.2 - Cột địa tầng mỏ Bạch Hổ
Hình 3.1 - Nguyên lý hoạt động của giếng gaslift
Hình 3.2 - Cấu trúc mở, đóng và bán đóng………………………………………………..
Hình 3.3 - Chế độ vành khuyên và chế độ trung tâm một cột ống……………………….. 25
Hình 3.4 - Cấu trúc một cột ống và cấu trúc hai cột ống
Hình 3.5 - Đồ thị biểu diễn sự thay đổi áp suất nén khí theo thời gian đưa giếng vào làm
việc
Hình 3.6 Xác định áp suất khởi động giếng với hệ thống ống vành xuyên 2 cột ống
Hình 3.7 Sơ đồ xác định áp suất khởi động đối với giếng có cấu trúc một cột ống hệ vành
khuyên
Hình 3.11a: Cấu tạo của van Gaslift điều khiển bằng áp suất chất lỏng trong cần
Hình 3.11 b: van gaslift điều khiển bằng áp suất khí nén ngoài cần

Hình 3.12: Sơ đồ xác định chiều sâu đặt van gaslift bằng đồ thị
Hình 3.13 - Quá trình khởi động giếng gaslift
Hình 4.1 biểu đồ độ sâu đặt van
Hình 4.2 biểu đồ phân bố áp suất chất lỏng
Hình 4.3 Độ sâu đặt van gaslift sau tính toán
Hình 4.4 biểu đồ xác định hệ số nén
Hình 4.5. Biểu đồ lưu lượng khí
Hình 4.6 .Sơ đồ xác định chế độ làm việc cho khai thác gaslift
Hình 5.1 – Sơ đồ thiết bị miệng giếng
Hình 5.2 – Sơ đồ cây thông kiểu chạc 3
Hình 5.3 – Sơ đồ cây thông kiểu chạc 4
Hình 5.4 – Sơ đồ cấu trúc thiết bị lòng giếng
Hình 5.5 – Sơ đồ nguyên lý cấu tạo van cắt
Hình 5.6 – Sơ đồ cấu tạo paker loại 1
Hình 5.7 – Sơ đồ cấu tạo thiết bị bù trừ nhiệt
Hình 5.8 – Sơ đồ van tuần hoàn
Hình 5.9 – Sơ đồ nguyên lý cấu tạo van gaslift


4
LỜI NÓI ĐẦU
“

Hiện nay Nghành công nghiệp dầu khí ’’là một trong những nghành công
nghiệp mũi nhọn,đóng vai trò quan trọng và cấp thiết của đất nước ,chình vì vậy mà
nghành công nghiệp dầu khí đã được Đảng và Nhà nước đặt lên hàng đầu trong các
mục tiêu phát triển của những năm gần đây và cũng như những năm tiếp theo để
theo đúng tiến trình “Công nghiệp hóa hiện đại hóa đất nước ”, để cơ bản trở thành
một nước công nghiệp hiện đại vào năm 2020.Đây là trách nhiệm và nhiệm vụ to
lớn của Tập đoàn dầu khí quốc gia Việt nam nói chung và Xí nghiệp liên doanh

Vietsovpetro nói riêng.
Trong những năm gần đây nghành dầu khí đã có những bước phát triển và đạt
được nhiều thành tựu to lớn đóng góp một phần lớn vào tổng doanh thu từ xuất
khẩu của nghành công nghiệp góp phần phát triển nền kinh tế nhà nước.
Sau 5 năm học dưới mái trường “Đại học Mỏ Địa Chất Hà Nội ”một trong
những ngôi trường tiên phong đi đầu trong việc đào tạo các kỹ sư của nghành dầu
khí Việt nam và qua một thời gian thực tập tại Xí nghiệp liên doanh
“
Vietsovpetro”,em đã được nhà trường và bộ môn giao cho hoàn thành đồ án tốt
nghiệp với đề tài “Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift liên tục cho
giếng 502- MSP-5 mỏ Bạch Hổ ”. .Với kiến thức học được ở trường kết hợp với
những điều kiện thực tế ,sự cố gắng của bản thân cùng với sự giúp đỡ của các
thầy ,cô trong bộ môn khoan khai thác ,các chú các anh trong xí nghiệp liên doanh
Vietsovpetro và đặc biệt là sự hướng dẫn tận tình của thầy PGS.TS HOÀNG
DUNG , em đã hoàn thành đồ án này.
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 cùng các bạn để bản đồ án được hoàn thiện hơn
Em xin chân thành cảm ơn!
Sinh viên thực hiện
HOÀNG NGUYỄN MẠNH LINH
CHƯƠNG 1
ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHUNG VÙNG MỎ BẠCH HỔ

1.1.

VỊ TRÍ ĐỊA LÝ


5

Mỏ Bạch Hổ nằm ở lô 09-1 trên thềm lục địa phía Nam Việt Nam. Cách
thành phố cảng Vũng Tàu 120 km – Vũng Tàu là trung tâm công nghiệp dầu khí
của Việt Nam, nơi tập trung các căn cứ dịch vụ sản xuất của XNLD “Vietsovtro”.
Vũng Tàu nối với thành phố Hồ Chí Minh- trung tâm hành chính và công nghiệp
lớn của Việt Nam bằng đường bộ (dài 120 km) và đường thủy (80km). Cảng dầu
khí cho phép tất cả các loại tàu vận tải của XNLD Vietsovptro qua lại. Sân bay
Vũng Tàu cho phép tất cả các máy bay trực thăng cất và hạ cánh.


6

Hình vẽ 1.1 Vị trí địa lý bể Cửu Long
Mỏ Bạch Hổ thuộc vùng có dư động địa chấn có thể đạt tới 6 độ Richter. Phần
trên mặt cắt địa chất là á sét nửa cứng có độ bền cao, thuận tiện cho việc xây dựng
các công trình biển. Đặc điểm địa chất công trình gồm các trầm tích đáy đa dạng.
Theo số liệu khảo sát địa chất công trình bề mặt đáy gặp nhiều thấu kính bùn, sét
chảy có lót đệm lớp á sét tương đối cứng.
1.2. ĐẶC ĐIỂM KHÍ HẬU


7
Khí hậu của vùng mỏ là nhiệt đới gió mùa. Nhiệt độ của không khí thay đổi từ
21 đến 28 oC. Mực nước biển ở vùng mỏ trung bình có độ sâu trung bình 50 m,
nước biển có nhiệt độ thay đổi từ 25 đến 30 oC, nồng độ muối từ 33 đến 35 g/lít.
Thời gian thuận tiện để tiến hành các công việc ngoài biển là thời gian gió
mùa Tây Nam (tháng 6 - 9) và hai đợt chuyển thời gian mùa (tháng 4-5) và tháng
10). Thời gian còn lại trong năm do ảnh hưởng của gió mùa đông bắc hoặc do có
gió bão mạnh có thể kèm theo chớp, giông và gió giật nên ảnh hưởng đến thi công.
1.3. ĐẶC ĐIỂM ĐỊA TẦNG Ở MỎ BẠCH HỔ
1.3.1. Đặc điểm về khối kiến tạo

Nói chung đới Bạch Hổ là một nếp lồi lớn, đỉnh của nó kéo dài về hướng
Đông Bắc và bị chia cắt bởi các đứt gãy có biên độ dọc. Chiều dài của các đứt gãy
giảm dần về phía trên của mặt cắt. Cấu tạo thể hiện sự tương phản ở tầng Mioxen hạ
và Oligoxen. Ở phần dưới của lát cắt, tính chất địa lý của đới nâng thể hiện tương
đối rõ rệt. Cấu tạo này không đối xứng nhất lá ở phần vòm. Tại đây phần cánh Tây
của góc nghiêng tăng dần theo chiều sâu từ 8 ÷ 6 o, còn cánh Đông tăng dần từ 6 ÷
100. Ở phần vòm đường sóng lồi bị nghiêng về hướng Đông Bắc khoảng 1 0 . Ở phía
xa hơn của góc này đạt từ 3 ÷ 4 0. Độ nghiêng của đất đá là 125 m/km. Ở phía Nam
đường sóng lồi bị chìm thoải hơn và độ nghiêng của đất đá là 83 m/km. Dẫn về phía
cuối Đông Bắc của nếp uốn, cấu tạo thể hiện rõ rệt ở trầm tích Mioxen và Oligoxen.
Cấu tạo địa chất Bạch Hổ rất phức tạp. Nó thể hiện ở chỗ có nhiều đứt gãy,
trong đó đứt gãy lớn nhất ở cánh Tây của nếp uốn có biên độ là 1200 m theo tầng
nóc. Nếp thuận này kéo dài 32 km gần như theo toàn bộ cấu tạo. Ngoài ra còn một
loạt các nếp uốn thuận khác có biên độ từ 50 ÷ 120 m và chiều dài từ 2 ÷ 12 km. Để
thuận tiện mô tả các nếp thuận đã phát hiện, ta đánh số các nếp theo thứ tự từ 1 ÷ 6.
- Nếp thuận số 1: Nó thuộc về cánh Tây và có tính đồng sinh. Biên độ ở phần
Oligoxen hạ từ 700 ÷ 900 m và giảm mạnh về phía bắc cũng như ở phía trên lát cắt.
Trong trầm tích Oligoxen hạ, nếp thuận chia ra một hay nhiều đứt gãy nhỏ biên độ
khoảng 60 m. Mặt đứt gãy nghiêng về phía Đông 60 ÷ 70.
- Nếp thuận số 2: Là đứt gãy phân cách của các đứt gãy trên. Đường phương
của nếp thuận khi chuyển sang nhánh cánh Đông tương đối mạnh. Biên độ của nếp
thuận này từ 40 ÷ 50 m. Mặt đứt gãy nghiêng về phía Tây Bắc khoảng 60 ÷ 70.
- Nếp thuận số 3: Chia cắt phía Đông của phần vòm, cấu tạo chỉ kéo dài trong
trầm tích Oligoxen và có biên độ vào khoảng 100 m.


8
- Nếp thuận số 4: Nằm về phía cách Đông của cấu tạo. Ở phía Đông, nó bị
ngăn cách bởi đới nâng Trung tâm có dạng khối. Nếp này có tính đồng sinh, có biên
độ tay đổi từ 500 ÷ 600 m ở tầng móng và khoảng 60 m ở tầng Mioxen hạ. Nếp uốn

không chỉ tắt dần trên lát cắt mà còn bắt đầu từ Nam đến Bắc.
- Nếp uốn số 5, 6: Trùng với phương vĩ tuyến, nó là ranh giới phía Nam và
phía Bắc của khối nhô địa. Biên độ của nếp thuận này từ 300 ÷ 400 m.
Tóm lại: Nét đặc trưng của khối kiến tạo vùng mỏ Bạch Hổ là đứt gẫy có tính
đồng sinh. Biên độ tắt dần về phía Bắc cũng như lên phía trên của lát cắt, chủ yếu
có phương dọc theo trục cấu tạo. Số ít có phương ngang và có tính đặc trưng của
đứt gãy thuận.
1.3.2. Đặc điểm địa tầng mỏ Bạch Hổ
Theo tài liệu khoan, địa tầng được mở ra của mỏ Bạch Hổ gồm đá móng cổ
trước Kainozoi và trầm tích lớp phủ Kainozoi. Đặc trưng thạch học – trầm tích, hóa
thạch của mỗi phân vị địa tầng được thể hiện tóm tắt trên cột địa tầng của mỏ Bạch
Hổ (Hình 1.2).


9

Hình 1.2 - Cột địa tầng mỏ Bạch Hổ


10


11
1.3.2.1. Tầng móng trước Kainozoi
Về mặt thạch học đá móng chủ yếu là các đá magma xâm nhập, có thể xếp
thành hai nhóm chính: granit và granodiorit – diorite, ngoài ra còn gặp đá biến chất
và các thành tạo núi lửa, đôi chỗ gặp monzonit-biotit- thạch anh đa sắc.Đá thuộc
loại kiềm vôi, có thành phần axit vừa phải SiO 2 dao động 63-67%. Các thành tạo có
mức độ dập vỡ và biến đổi cao. Có 3 phức hệ đá: Hòn Khoai, Định Quán và Cà Ná.
Đá móng có màu xám, xám phớt hồng, dạng khối, hạt trung bình.

Thành phần khoáng vật của đá móng bao gồm: thạch anh (10-30%), fenspat
(50-80%), mica và mafibol (từ hiếm đến 8,9%) và các thành phần khác. Hầu hết các
khe nứt đều được lấp đầy bởi các khoáng vật thứ sinh: calcite, zeolit, thạch anh và
clorit. Trong đới biến đổi mạnh biotit thường bị clorit hóa.
Tuổi của đá móng từ Jura đến Kreta (từ 108-180 triệu năm trước), đá magma
có cấu tạo bất đồng nhất. Ảnh hưởng của biến đổi thứ sinh, bị vò nhàu, nứt nẻ do
phong hóa, hoạt động kiến tạo. Kết quả nghiên cứu không gian rỗng trong đá móng
mỏ Bạch Hổ cho thấy độ rỗng và độ nứt nẻ phân bố không đồng đều, trung bình từ
3-5%, quy luật phân bố độ rỗng rất phức tạp. Quá trình khe nứt hóa, quá trình
linonit, tác động của quá trình phong hóa và hoạt động thủy nhiệt đã tạo thành bẫy
dạng khối chứa những bể dầu lớn ở trung tâm mặt cắt. Tầng móng là nơi cung cấp
hơn 50% trữ lượng dầu thô mỏ Bạch Hổ.
1.3.2.2. Thống Eoxen - Hệ tầng Cà Cối
Hệ tầng đặc trưng bởi trầm tích vụn thô: cuội sạn kết, cát kết đa khoáng, xen
các lớp mỏng bột kết và sét kết hydromica – clorit – sericit. Trầm tích có màu nâu
đỏ, đỏ tím, tím lục sặc sỡ với độ chọn lọc rất kém, đặc trưng kiểu molas lũ tích lục
địa thuộc các trũng trước núi Kreta-Paleoxen-Eoxen. Chiều dày hệ tầng có thể đạt
tới 600 m.
1.3.2.3. Thống Oligoxen – Phụ thống Oligoxen hạ - Hệ tầng Trà Cú
Trầm tích Oligoxen hạ nằm bất chỉnh hợp trên đá móng trước Kainozoi. Bề
dày thay đổi từ 0-750 m, trung bình là 375 m. Ở vòm trung tâm, chiều dày bằng 0
do trong thời điểm này vòm nhô cao trên mực nước biển nên rất khó trầm tích hoặc
trầm tích xong thì bị bào mòn. Trầm tích điệp Trà Cú được chia thành 2 phần:
- Phụ điệp Trà Cú hạ: thành phần là các trầm tích hạt thô như sạn kết, sỏi kết
xen kẽ với những lớp bột sét chứa cuội, sạn, sỏi được thành tạo trong quá trình tái


12
trầm tích các vật liệu sản phẩm của sự phong hóa bào mòn bề mặt đá móng. Đây là
tập lót đáy phủ trực tiếp trên đá móng, có bề dày từ 0-180 m.

- Phụ điệp Trà Cú thượng: thành phần bao gồm các lớp sét kết giàu vật chất
hữu cơ, sét kết chứa nhiều vụn thực vật và sét kết chứa than đôi khi có các lớp than
màu đen, tương đối rắn chắc. Phần lớn đá sét bị biến đổi thứ sinh và nén ép mạnh
thành đá phiến sét màu xám sẫm, xám lục hoặc xám nâu, xen với các lớp mỏng bột
kết và cát kết, đôi khi có các lớp sét vôi. Thành phần của tập sét kết này gồm
Kaolinit, ilit và clorit. Độ chon lọc tốt, độ rỗng từ 10-20%. Môi trường trầm tích là
sông hồ.
1.3.2.4. Thống Oligoxen – Phụ thống Oligoxen thượng – Hệ tầng Trà Tân
Hệ tầng Trà Tân được tạo thành trong điều kiện môi trường không giống nhau
giữa các khu vực; từ điều kiện sông bồi tích, đồng bằng châu thổ, đầm lầy – vũng
vịnh đến xen kẽ các pha biển nông. Thành phần trầm tích chủ yếu là sét giàu vật
chất hữu cơ và các tàn tích thực vật thuộc tướng đầm hồ, đầm lầy vũng vịnh chịu
ảnh hưởng của biển ở các mức độ khác nhau, phát triển tương đối rộng rãi trong hầu
hết khu vực.
Đá của hệ tầng Trà Tân đôi chỗ nằm bất chỉnh hợp trên hệ tầng Trà Cú. Mặt
cắt hệ tầng có thể chia thành ba phần khác biệt nhau về thạch học. Phần trên gồm
chủ yếu là sét kết màu nâu - nâu đậm, nâu đen, rất ít sét màu đỏ, cát kết và bột kết,
tỉ lệ cát/sét khoảng 35-50%. Phần giữa gồm chủ yếu là sét kết nâu đậm, nâu đen, cát
kết và bột kết, tỉ lệ cát/sét khoảng 40-60%, đôi nơi có xen các lớp mỏng đá vôi,
than. Phần dưới gồm chủ yếu là cát kết hạt mịn đến thô, đôi chỗ sạn, cuội kết, xen
sét kết nâu đậm, nâu đen, bột kết, tỉ lệ cát/sét thay đổi trong khoảng rộng từ 2050%. Các trầm tích của hệ tầng được tích tụ chủ yếu trong môi trường đồng bằng
sông, aluvi – đồng bằng ven bờ và hồ.
Sét kết của hệ tầng Trà Tân có hàm lượng và chất lượng vật chất hữu cơ cao
đến rất cao đặc biệt là tầng Trà Tân giữa, chúng là những tầng sinh dầu khí tốt đồng
thời là tầng chắn tốt cho tầng đá móng granit nứt nẻ.
Bề dày của trầm tích Hệ tầng Trà Tân thay đổi từ vài chục đến 1400 m. Bề dày
trung bình là 700 m.
1.3.2.5. Thống Mioxen – Phụ thống Mioxen hạ - Hệ tầng Bạch Hổ
Trầm tích Mioxen hạ phủ bất chỉnh hợp lên trên trầm tích Oligoxen, có bề dày
thay đổi từ 770-900 m, trung bình là 835 m.

13
Tầng gồm hai phần: phần dưới chủ yếu là sét kết, cát kết phân lớp mỏng màu
xám đen, xám xanh, chuyển lên trên hàm lượng cát kết tăng dần và xen các lớp bột
kết màu xám đến nâu. Phần trên chủ yếu là sét kết màu xám nâu chuyển dần lên sét
kết màu xám xanh, đồng nhất, chứa hóa thạch động vật biển thuộc nhóm Rotalia
nên gọi là sét Rotalid. Phần dưới gồm cát kết kích thước hạt khác nhau xen kẽ bột
kết và sét kết, đôi nơi có chứa vụn than hình thành trong môi trường aluvi đến đồng
bằng châu thổ ngập nước trong điều kiện năng lượng thay đổi khá mạnh từ vùng
này đến vùng khác. Phần trên ở hầu hết mọi nơi đều phát triển sét kết tương đối
sạch, chứa nhiều hóa thạch biển nông Rotalia xen kẽ các lớp bột kết, ít lớp cát kết
hạt nhỏ, màu xám lục chứa nhiều glauconit. Nhìn chung hệ tầng được thành tạo
trong môi trường biển, biển nông.
Toàn bộ trầm tích Mioxen hạ hệ tầng Bạch Hổ phản ánh một quá trình biển
tiến.
1.3.2.6. Thống Mioxen – Phụ thống Mioxen trung – Hệ tầng Côn Sơn
Trầm tích Mioxen trung nằm trên hệ tầng Bạch Hổ bề dày biến đổi từ 850900 m, trung bình là 875 m.
Thành phần thạch học gồm các lớp cát kết, bột kết, sét kết, nằm xen kẽ nhau,
bột kết chiếm tỷ lệ thấp. Xi măng gắn kết là sét, cacbonat. Các đá có màu xám, xốp,
dạng khối. cát kết loại ackor, thạch anh, có độ chọn lọc và độ mài tròn thay đổi ở
những nơi khác nhau. Sét và sét kết có màu loang lổ, màu nâu xám, thành phần chủ
yếu là montmorilonit, hydromica. Trong trầm tích của hệ tầng Côn Sơn có mặt các
lớp mỏng sét vôi, vôi sét, các mảnh than xen kẹp cũng như các hóa thạch
Foraminifera.
Môi trường trầm tích là biển nông ven bờ.
1.3.2.7. Thống Mioxen – Phụ thống Mioxen thượng – Hệ tầng Đồng Nai
Trầm tích hệ tầng Đồng có bề dày thay đổi từ 500-600 m, trung bình là 550 m.
Gồm những lớp cát kết hạt nhỏ đến vừa, cát sạn kết, chuyển dần lên là cát kết xen
bột kết, sét kết và than. Có nơi cát kết chứa Pyrit và glauconit.

tầng Đồng Nai có mặt trong toàn bể Cửu Long, bao gồm các trầm tích được
hình thành trong môi trường sông, đồng bằng châu thổ, đầm lầy ven biển. Trầm tích
đang ở giai đoạn thành đá sớm; đá mới chỉ được gắn kết yếu hoặc còn bở rời và dễ
tan vụn. Hệ tầng có thể phân thành hai phần chính:
Phần dưới gồm chủ yếu là các trầm tích hạt thô như cát hạt vừa đến thô lẫn
sạn, sỏi đôi khi chứa cuội, phân lớp dày hoặc dạng khối, độ chọn lọc và mài tròn


14
trung bình đến kém, thường chứa nhiều mảnh vụn hóa thạch động vật, pyrit và đôi
khi có glauconit. Chuyển lên trên là cát – cát kết chủ yếu là hạt nhỏ, màu xám, xám
sáng, xám phớt nâu, bột – bột kết, sét - sét kết xen kẽ những vỉa than lignit hoặc sét
chứa phong phú các di tích thực vật hóa than.
Phần trên là cấc đá hạt mịn, gồm cát hạt nhỏ, bột và sét có màu khác nhau
chứa nhiều hóa thạch động vật.
1.3.2.8. Thống Plioxen – Đệ tứ - Hệ tầng Biển Đông
Hệ tầng có thể chia làm 2 phần: phần dưới đặc trưng bằng cát thạch anh thô,
xám trắng chứa nhiều hóa thạch trùng lỗ. Phần trên chủ yếu là sét, bột phong phú
trùng lỗ đa dạng và Nannopplankton. Bề dày của hệ tầng khoảng 600 m.
Hệ tầng Biển đông có đặc điểm chung là hình thành chủ yếu trong môi trường
biển nông và trầm tích còn bở rời. Chủ yếu gồm cát thạch anh màu xám, xám sáng,
xám lục hặc xám phớt nâu, hạt từ vừa đến thô, xen kẽ ít lớp sét, bột. Cát phân lớp
dày hoặc dạng khối, hạt vụn có chọn lọc và mài tròn trung bình đến tốt, thường
chứa nhiều mảnh vụn hóa thạch động vật biển, pyrit, đôi khi có các mảnh vụn than.
1.4. CÁC ĐẶC ĐIỂM CỦA TẦNG CHỨA
1.4.1 Chiều dày
Đối với đá trầm tích, độ rỗng giữa các hạt lớn hơn 14 % và đối với Mioxen
hạ, độ thấm tuyệt đối là 2.5 mD thì mới được xếp vào chiều dày hiệu dụng. Đối với
Oligoxen hạ, độ rỗng là 9.5 %, độ thấm tuyệt đối là 1mD. Khi phân chia chiều dày
chứa dầu (nằm trong chiều dày hiệu dụng), sử dụng giá trị của dầu là 40%.

Việc phân chia chiều dày hiệu dụng trong đất đá móng rất phức tạp do sự có
mặt của các vết nứt có thể tích rất nhỏ nhưng lại cho phép dầu chảy qua. Đầu tiên
giá trị giới hạn của độ rỗng được lấy gần bằng 0,6.
Tầng Mioxen hạ phát triển trên toàn diện tích mỏ, trừ khu vực các giếng
khoan 35, 41, 403 ở vòm trung tâm là có dãy cát kết bị sét hóa, ở vòm bắc đá không
chứa dầu chỉ thấy ở giếng 91.
Chiều dày tầng 23 vòm Bắc thay đổi từ 11.6 ÷ 57.6 m, trung bình là 30.4 m,
với hệ số biến đổi là 0.33. Chiều dày hiệu dụng trung bình của đá chứa là 13.6,
trong đó chiều dày hiệu dụng chứa dầu từ 0 ÷ 22.4 m, trung bình là 11.3 m với hệ
số biến đổi 0.33. Đá chứa của tầng bị phân chia ra 2 ÷ 5 vỉa bởi lớp cát sét mỏng.
Hệ số phân lớp trung bình là 3.6 với hệ số biến đổi là 0.28. Hệ số cát (phần chứa
trong chiều dày chung của tầng) là 0.45 với hệ số biến đổi là 0.34.


15
Tầng 23 vòm trung tâm có chiều dày 40,8 m với hê số biến đổi là 0.26, chiều
dày hiệu dụng trung bình là 14 m với hệ số biến đổi là 0.41, còn chiều dày hiệu
dụng chứa dầu chỉ có 8.4 m nhỏ hơn ở vòm Bắc là 25.6 %. So với vòm Bắc tầng 23
ở đây kém đồng nhất hơn. hệ số phân lớp là 5.5, hệ số cát kết là 0.34 với hệ số biến
đổi là 0.58.
Trầm tích ở Oligoxen hạ nói chung chỉ phát triển trên phạm vi vòm Bắc, bị
vát mỏng ở cánh Tây của vòm trên và vòm Trung tâm. Tại đới đá chứa dầu trên
vòm Bắc, chiều dày hiệu dụng trong khoảng từ 0 ÷ 146.4 m, chiều dày hiệu dụng
trung bình 7.5 m với hệ số biến đổi là 0.71. Mức phân lớp trung bình của tầng rất
cao10.8 và ở một số giếng khoan cụ thể xác định được từ 18 ÷ 20 vỉa cát. Hệ số cát
trung bình là 0.39 với hệ số biến đổi là 0.29. Các đứt gãy làm tăng mức độ không
liên tục của vỉa.
1.4.2. Độ chứa dầu
Dầu chủ yếu tập trung trong tầng 23 thuộc Oligoxen hạ và tầng VI, VII, VIII,
IX, X thuộc Oligoxen hạ và trong đá móng. Độ chứa dầu trong các tầng còn lại

(tầng 22 và 24 Mioxen hạ, tầng I, II, III, IV, V, Oligoxen thượng) thì trữ lượng nhỏ
hơn, Việc khai thác hết trữ lượng tầng 22, 24 có thể thực hiện cũng tầng 23. Còn
tầng I, II, III, IV, V thuộc Oligoxen thượng được khai thác thực hiện bằng các giếng
khoan quay trở lại các tầng của Oligoxen hạ và đá móng.
Tầng 23 bao gồm cát kết và bột kết, phát triển hầu như trên toàn diện tích
mỏ, một vài khu vực đá chứa bị sét hóa các thân dầu dạng vỉa, vòm có ranh giới dầu
nước nhưng vai trò quan trọng trong việc phân bố độ chứa dầu là trong các đứt gãy
kiến tạo và màng chắn thạch học. Đã phát hiện 6 thân dầu riêng biệt trong đó có 3
thân dầu ở vòm Bắc, hai thân dầu ở vòm Trung tâm, một thân dầu ở vòm Nam. Cấu
trúc của thân dầu này có 5 tầng sản phẩm (Từ VI÷X theo cách đặt tên của mỏ) được
phân ra trong trầm tích Oligoxen hạ, chúng chứa một loại thân dầu dạng khối vỉa.
Đá chứa dầu chỉ có ở phạm vi vòm Bắc, cũng như sườn Đông vòm Trung tâm và
vòm Nam. Riêng ở vòm trung tâm cũng như cánh Tây của vòm Bắc không có trầm
tích Oligoxen hạ. Mặt khác phần nghiêng xoay của vòm Bắc đã phát hiện ra đới cát
kết có tính dị dưỡng kém. Những giếng khoan của đới nàycho thấy rõ dấu hiệu có
dầu là không lớn.
Độ chứa dầu của tầng Móng có thân dầu lớn nhất và cho sản lượng cao nhất
của mỏ. Đá móng là đá Granit và đá Grandionit có tính dị dưỡng được tạo từ qúa
trình địa chất như phong hóa những khoáng vật không bền. Các dung dịch thủy


16
nhiệt bị khử kiềm, nứt nẻ kiến tạo đứt gãy, chuyển dịch cùng với việc tạo thành các
đới Miolit (đới phá hủy kiến tạo), dọc theo các mặt trượt nứt và co lại của đá khi
đông đặc maxma. Kết qủa tạo thành đá dưới dạng hang hốc, nứt nẻ mà thể tích chứa
chủ yếu là các hang hốc, còn các kênh dẫn chủ yếu là các khe nứt. Đặc trưng của đá
chứa bảo đảm lưu lượng cao, phát triển trên vòm Trung tâm, dọc theo sườn Tây của
vòm Bắc nhưng vòm Bắc lại đặc trưng là tính dị dưỡng kém. Trong phạm vi của
vòm Bắc ở phần trên của đá Móng có phát hiện đá rắn chắc. Đá này hầu như không
chứa dầu và không tham gia vào thể tích hiệu dụng của thân dầu. Tất cả các đá dị

dưỡng từ mặt móng cho tới ranh giới dưới của thân dầu bão hòa, thân dầu thuộc
dạng khối. Chưa phát triển được chiều sâu ranh giới dưới của thân dầu mặc dù
chiều dày của thân dầu là 1000m. Ranh giới của tầng này chưa xác định rõ ràng.
Thân dầu với viền dầy liên tục bao trùm vòm Trung tâm cũng như vòm Bắc. Dầu
trong máng nhúng chìm của vòm Nam chưa được phát hiện. Ranh giới của thân dầu
cấp (C2) chạy qua độ sâu tuyệt đối 4121m (giếng khoan 12). Theo số liệu của giếng
khoan Oligoxen hạ thì điều này gắn liền với giả thiết về thân dầu thống nhất
Oligoxen hạ và Móng (không có vách ngăn) giữa Oligoxen hạ và Móng ở hàng loạt
các giếng khoan). Đối với những thân dầu này, sự thống nhất còn thấy ở tính chất lý
hóa với dầu và áp suất vỉa. Tầng móng cho dòng dầu không lẫn nước tới độ sâu
tuyệt đối.
1.4.3. Tính di dưỡng
Các tầng sản phẩm của mỏ Bạch Hổ được đánh giá theo nghiên cứu mẫu lõi
trong phòng thí nghiệm, dựa vào các kết qủa địa vật lý giếng và nghiên cứu thủy
động lực.
Nghiên cứu mẫu lõi để xác định độ thấm, độ rỗng, độ bão hòa trong nước. Xử
lý số liệu nghiên cứu thủy động lực để xác định các thông số trên.
Cát kết chứa sản phẩm ở vòm Bắc thuộc tầng 23 có độ rỗng từ 14 ÷ 24,7%
(theo số liệu phòng thí nghiệm ) và từ 15 ÷ 28 % ( theo số liệu đo địa vật lý).
Độ rỗng và độ bão hòa ở vòm Trung tâm tầng 23 trùng với những giá trị ở
vòm Bắc (độ rỗng 19%, độ bão hòa dầu 57%).
So sánh trầm tích Mioxen và trầm tích Oligoxen hạ thì độ rỗng của Oligoxen
hạ thấp hơn nhưng độ bão hòa dầu cao hơn (68%).
Khả năng chứa của đá móng là do nứt nẻ, hang hốc của đá. Hầu hết mẫu lõi
đại diện cho phần khung rắn chắc thường cho những giá trị độ rỗng vài phần trăm.
Phương pháp đo địa vật lý nghiên cứu những khoảng lớn hơn rất nhiều, trong đó


17
những đới hang hốc và nứt nẻ không nghiên cứu được bằng mẫu lõi. Theo tài liệu

đã xác định được những khoảng có độ rỗng rất cao tới 18.5% còn độ rỗng trung
bình do chiều dày hiệu dụng là 4.3% khi tích trữ lượng. Độ rỗng được biện luận cho
chiều dày chung của móng với giá trị sau vòm Bắc từ 2.5 ÷ 15%, vòm Trung tâm
2,3 ÷ 3,8%. Không thể xác định trực tiếp độ bão hòa dầu của đá móng mà nó được
đánh giá bằng các phương pháp gián tiếp theo quan hệ với bề mặt riêng giữa chúng
và được lấy bằng 85 %.
1.4.4. Tính không đồng nhất
Mỏ Bạch Hổ là mỏ có dạng đa vỉa, đặc trưng bằng mức độ khác nhau về tính
không đồng nhất của các đối tượng khai thác.
a. Các thân dầu Mioxen hạ
Đồng nhất hơn cả là tầng 23 của vòm Bắc, tính không đồng nhất của các thân
Mioxen cao nhất trong các vỉa của mỏ.
Tầng Mioxen được phân thành nhiều lớp mỏng, hệ số phân lớp trung bình ở
vòm Bắc là 3.6 ở vòm Trung tâm là 5,5. Hệ số cát của vòm Bắc là 0,45 và hệ số cát
vòm Trung tâm là 0,34.
Tài liệu nghiên cứu mẫu lõi và tài liệu đo địa vật lý ở tầng Mioxen cho thấy
trên lát cát các tập không đồng nhất.
b. Thân dầu Mioxen hạ: Theo tài liệu địa vật lý và tài liệu mẫu lõi trong giếng
khoan thuộc tầng Oligoxen hạ cho thấy mặt cắt các tầng sản phẩm không đồng nhất,
được xen kẽ bởi các lớp cát kết, bột kết chứa sản phẩm và sét mỏng không chứa sản
phẩm.
So sánh đặc tính của các đối tượng khai thác (hệ số phân lớp, hệ số cát) cho
thấy rằng trong các đối tượng có đá chứa dạng rỗng như Oligixen hạ thường không
đồng nhất. Hệ số phân lớp và hệ số cát của tầng Oligoxen hạ lần lượt là 10,8 và
0,39.
Nhìn chung, khi đánh giá mức độ không đồng nhất của các tầng sản phẩm, ta
thấy rằng trầm tích sản phẩm Oligoxen hạ là kém đồng nhất hơn cả. Mức độ phân
lớp lớn nhất tới 20 vỉa. hệ số phân lớp trung bình là 19,8%.
1.5 TÍNH CHẤT CỦA CHẤT LƯU TRONG VỈA SẢN PHẨM
1.5.1. Tính chất của dầu trong điều kiện vỉa

Các giá trị trung bình theo các thông số cơ bản của dầu ở điều kiện khai thác
được xác định ở bảng số 1.


18
Dầu ở hầu hết trong mỏ Bạch Hổ chưa bão hòa khí, hệ số ép ( tỷ số giữa áp
suất vỉa và áp suất bão hòa) là:
1,43 cho Mioxen hạ của vòm Bắc.
1,8 cho Mioxen hạ của vòm Trung tâm.
3,54 cho Oligoxen thượng.
1,94 cho Oligoxen hạ.
1,67 cho đá Móng.
Theo các giá trị của các thông số cơ bản, các loại dầu vỉa ở mỏ Bạch Hổ có
thể chia ra làm 3 nhóm ( theo chiều từ nhóm 1 đến nhóm 3)
* Các thông số gia tăng
Tỷ số khí dầu (GOR)
Hệ số thể tích (B); -Áp suất bão hòa (Pbh)
* Các thông số giảm
Tỷ trọng dầu ()
Độ nhớt của dầu ()
Sự khác biệt giữa dầu ở Mioxen hạ vòm Trung tâm và Oligoxen thượng
trong nhóm I được nhận biết bởi các thành phần khí hòa tan, khí tách từ dầu
Oligoxen thượng có hàm lượng Nitơ dị thường ( 4,28% ÷ 14,81% mol). Còn khí
tách từ Mioxen hạ vòm Trung tâm trong thành phần chứa nhiều Propan, Butan,
Pentan hơn.
Dầu Oligoxen hạ so với dầu tầng móng ở nhóm III có độ bão hòa khí thấp
hơn (160 ÷ 172 m3/t so với 187 ÷ 209 m3/t), có giá trị thể tích thấp hơn ( 1,46 ÷ 1,48
so với 1,51 ÷ 1,59), nhưng tỷ trọng lại lớn hơn (658 ÷ 668 kg/m 3 so với 634 ÷ 653
kg/m3) và độ nhớt lớn hơn (0,46 ÷ 0,48 MPa.s so với 0,38 ÷ 0,46 MPa.s).
Theo các giá trị về áp suất bão hòa và tỷ trọng khí hòa tan, dầu trong nhóm II

tương tự như dầu trong Oligoxen hạ. Dựa trên các mô hình thực nghiệm có thể
khẳng định rằng: Đối với dầu đá móng thì thay đổi nhiệt độ ít gây ảnh hưởng đến áp
suất bão hòa, giá trị áp suất bão hòa được xác định bằng tỷ số khí dầu.
Qua phân tích số liệu theo các vi phân ta thấy dầu được chia thành hai nhóm:
+ Dầu đá móng và dầu Oligoxen hạ.
+ Dầu Oligoxen thượng và Mioxen.
Về thành phần cấu trúc dầu vỉa, do hạn chế các số liệu trưng cất chân không
nên sử dụng dầu tách có tỷ trọng 833,6 kg/m 3 và phân tử lượng 251,15 g/mol cho
Oligoxen hạ, tỷ trọng 865 kg/m3 và 300 g/mol cho Oligoxen thượng và Mioxen hạ.


19
Bảng1.1. Các nhóm dầu ở mỏ Bạch Hổ
Độ nhớt ở

Tỷ số khí
Áp suất bão
dầu GOR
hòa
(m3/t)

Hệ số thể
tích

13,4 ÷16

88÷108

1,26÷1,35

1,34÷1.7

733÷760

Mioxen dưới
vòm Bắc

18,4÷21,1

134÷147

1,39÷1,41

0,88÷1,16

696÷710

Oligoxen hạ
Móng

19,5÷24,7

160÷209

1,46÷1,59

0,38÷0,48

6,34÷668

Đối tượng

Mioxen hạ vòm
Trung tâm
Oligoxen
thượng

Trọng lượng
điều kiện vỉa riêng ở đk
vỉa (kG/m3)
(Mpa.s)

1.5.2. Đặc tính lý hóa của dầu tách khí
Các số liệu về khoảng biến thiên và những giá trị trung bình của thông số
dầu tách khí sau qúa trình tách khí vi phân cho thân dầu thuộc loại bán nặng dầu có
nhiều Paraffin, ít lưu huỳnh, từ ít nhựa đến nhiều nhựa, tỷ lệ thu hồi sản phẩm sáng
màu thuộc loại trung bình. Nhiệt độ đông đặc của các loại dầu khoảng 29÷34 oC.
Dầu mỏ Bạch Hổ phân theo hai nhóm trên chỉ có sự khác nhau về tỷ trọng
và độ nhớt, còn các thông số khác thay đổi không rõ rệt.
Kết qủa nghiên cứu các đặc tính của dầu lấy trong điều kiện bề mặt với các
điều kiện tách khác nhau cho thấy sự khác biệt các thông số của các loại dầu kể trên
theo độ nhớt (0,3 ÷ 0,34), theo tỷ trọng 0,1 ÷ 2,3 %, theo hàm lượng Parfin (2 ÷
14,4 %) còn hàm lượng nhựa và Asphan là 6,8 ÷ 91,5 %.
1.5.3. Thành phần và tính chất của khí hoà tan trong dầu
Khí hòa tan trong dầu thuộc loại béo và rất béo, trong thành phần của chúng
chứa lượng C+2, theo chiều từ Mioxen đến đá móng, độ béo của khí giảm. Đồng thời
các giá trị trung bình của các tầng Oligoxen trên, Oligoxen dưới và Mioxen vòm
Bắc rất gần nhau (27,84 ÷ 31,55 %), còn ở Mioxen hạ và vòm Trung tâm giá trị này
tăng đến 39 %. Khí thuộc loại không chứa lưu huỳnh và chứa hàm lượng
Cacbondioxit thấp ( 0,09 ÷ 0,61%). Hàm lượng Nitơ (1% ÷ 2,8%) với giá trị dị

thường 9,58 % ở Oligoxen thượng.


20
1.5.4. Các tính chất của nước vỉa
Trong các trầm tích Mioxen hạ (tầng 23, 24) thường gặp hai loại nước:
Canxiclorua (CaCl2) và Natrihydrocacbonat (NaHCO3). Đặc điểm của nước
(NaHCO3) là có độ khoáng thấp hơn (6,64 g/l) và chỉ được nhận biết trong vòm
Bắc. Nước trong vòm Nam thuộc loại Canxiclorua (CaCl 2) có độ khoáng hóa cao
hơn ( 16 g/l). Đồng thời độ khoáng hóa tăng theo hướng Tây Nam. Nước thuộc trầm
tích Oligoxen hạ được lấy từ vỉa lăng kính (IVa). Nằm trên các tầng sản phẩm chính
thuộc loại (NaHCO3) có độ khoáng thấp hơn (5.4 g/l). Thành phần khí hòa tan trong
nước khác khác với thành phần khí hòa tan trong dầu, ở chỗ có hàm lượng khí
Metan cao hơn. Lượng cấu tử không các bon trong khí hòa tan ở nước là 1,45 ÷ 3%,
trong đó N2 là 2,8 %.


21
Chương 2
CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC TRONG KHAI THÁC DẦU KHÍ.
2.1 CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC:
Trong quá trình khai thác dầu, phụ thuộc vào các chế độ năng lượng vỉa mà
giếng sau khi kết thúc khoan được chuyển sang khai thác theo các phương pháp
khác nhau. Nếu năng lượng vỉa đủ thắng tổng 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 ống vận chuyển
đến hệ thống thu gom, xử lý thì giếng khai thác bằng phương pháp tự phun. Một khi
điều kiện này không được đáp ứng thì bắt buộc phải chuyển giếng sang khai thác
bằng phương pháp cơ học.
Dưới đây xin trình bầy tổng quát lần lượt các phưng pháp khai thác cơ học và

hiệu quả áp dụng của từng phương pháp trong công nghiệp khai thác dầu khí trên
thế giới. Các thiết bị bề mặt và trong lòng giếng yêu cầu của mỗi hệ thống được thể
hiện ở hình 2.1.

Hình 2.1 - Các hệ thống của khai thác cơ học


22
2.1.1. Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm Piston và máy bơm guồng
xoắn
Bản chất của phương pháp
Loại máy bơm này hoạt động nhờ năng lượng của động cơ điện được chuyển
thành cơ năng và được truyền xuống giếng 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 dài 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 phía trên thì van ngược sẽ đóng lại
và nâng dầu lên mặt đất. Cứ như vậy dầu được truyền từ đáy giếng lên mặt đất.
Đối với bơm guồng xoắn thì chuyển động quay của động cơ được chuyển
thành chuyển động xoay theo phương thẳng đứng đểû quay guồng xoắn trong giếng.
Nhờ vậy mà dầu sẽ chuyển lên mặt đất theo các rãnh xoắn.
Phạm vi ứng dụng
Giải pháp này được áp dụng chủ yếu đối với các mỏ của các nước thuộc Liên
Xô cũ, các vùng mỏ Trung Cận Đông và các mỏ của Mỹ. Các mỏ này có đặc điểm
chung là vỉa sản phẩm có độ sâu không lớn (trung bình khoảng 500 1500 m) và
đang ở trong giai đoạn khai thác giữa và cuối của đời mỏ có áp suất đáy giếng thấp,
dao động khoảng 10 15 at. Bơm Piston cần (bơm gật gù) chỉ sử dụng hiệu quả
trong những giếng có tốc độ khai thác ít hơn 70 t/ngđ. Do điều kiện khai thác trên
biển bằng giàn hay giàn vệ tinh có diện tích sử dụng nhỏ nên việc áp dụng phương
pháp này trên biển có nhiều điểm hạn chế so với các phương pháp cơ học khác.

Phương pháp này không thể áp dụng được ở mỏ Bạch Hổ.
2.1.2. Khai thác dầu bằng máy bơm thủy lực ngầm
Bản chất của phương pháp
Hiện nay trong thực tế khai thác dầu người ta sử dụng hai loại máy bơm thủy
lực ngầm chính: Bơm đẩy thủy lực ngầm và bơm tia.

• Bơm đẩy thủy lực ngầm làm việc bằng động cơ Piston thủy 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 cột
ống chống khai thác, cung cấp năng luợng cho máy bơm, sau đó dòng chất lỏng đẩy
(đã bị tiêu hao năng lượng) cùng với dòng sản phẩm khai thác từ giếng được đẩy
lên bề mặt theo ống khai thác (có thể theo chiều ngược lại).


23
• Bơm tia hoạt động nhờ vào sự biến đổi năng lượng từ áp suất sang vận tốc
và ngược lại. Dòng chất lỏng mang năng luợng cao (áp suất cao) được bơm xuống
từ miệng giếng theo ống khai thác đến thiết bị chuyển hóa năng lượng (lổ nhỏ). Ở
đó năng luợng 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. Tại đây các dạng năng luợng được biến đổi ngược lại, lúc này dòng
hỗn hợp chất lỏng có áp suất lớn và vận tốc nhỏ có đủ năng lượng đi lên bề mặt.
Phạm vi ứng dụng
Phương pháp khai thác 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 thềm lục
địa của Mỹ, vùng Biển Bắc. Giếng khai thác bằng bơm thủy lực ngầm có sản lượng
vừa và trung bình, thường đạt 100 m/ngđ. Các vùng mỏ kể trên có độ sâu tầng sản
phẩm từ 1500 2500 m. Thân giếng có độ nghiêng trung bình từ 20 300.
2.1.3. Phương pháp khai thác dầu bằng bơm ly tâm điện chìm
Bản chất của phương pháp

Đây là loại bơm ly tâm nhiều cấp, hệ thống hoạt động nhờ năng lượng điện
được cung cấp từ các máy biến thế trên bề mặt theo cáp truyền xuống môtơ điện đặt
trong giếng ở phần dưới của bơm. Chuyển động quay của động cơ điện được truyền
qua trục dẫn làm quay các bánh công tác (Rotor). Chất lỏng trong bánh công tác sẽ
bị đẩy theo hướng các cánh của Rotor đập vào bánh tĩnh (Stator) 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 phận tách khí đặt ở trên
động cơ điện. Tổ hợp máy bơm ly tâm điện 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 dụng trên bề mặt như đầu giếng, trạm
điều khiển.
Phạm vi ứng dụng
Phương pháp tương đối phổ biến vì cấu trúc và toàn bộ thiết bị đơn giản, máy
làm việc dễ dàng, có khả năng thu được dầu tương đối lớn đến hàng trăm tấn ngày
đêm. Loại máy bơm này rất thuận lợi khi khai thác dầu ở những vỉa có tỷ số dầu khí
thấp, nhiệt độ vỉa dưới 250 0C. Đặc biệt hiệu quả trong những giếng khai thác nước,
giếng dầu có độ ngậm nước cao và giếng dầu chưa bão hòa nước.


24
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 350 0C, khắc phục những giếng có tỷ lệ
dầu khí cao, bằng cách lắp đặt thiết bị tách khí đặc biệt. Các chất ăn mòn gây hư
hỏng như H2S, CO2 có thể khắc phục nhờ các vật liệu đặc biệt phủ bên ngoài.
Phương pháp này hiện đang được áp dụng tại giàn RP – 1 mỏ Rồng.
2.1.4. Khai thác dầu bằng phương pháp gaslift
Bản chất của phương pháp
Khai thác dầu bằng phương pháp gaslift dựa trên nguyên tắc đưa 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 tỷ trọng của sản phẩm khai thác, dẫn đến làm giảm áp suất đáy và tạo nên độ
chênh áp cần thiết đẩy dầu lên mặt đất. Đồng thời do sự thay đổi nhiệt độ và áp suất
trong ống khai thác làm khí giãn nỡ góp phần đẩy dầu lên. Nhờ đó mà dòng sản
phẩm khai thác được nâng lên và vận chuyển đến hệ thống gom, xử lý.
Ưu điểm

•
•
•
•
•
•

Có thể đưa giếng vào khai thác ngay sau khi giai đoạn tự phun chấm dứt.
Cấu trúc của cột ống nâng đơn giản không có chi tiết chóng hỏng.
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 hòa cao.
Khai thác lưu lượng lớn và điều chỉnh được lưu lượng khai thác.
Có thể khai thác ở những giếng có nhiệt độ cao và hàm lượng Paraffin lớn,

giếng có cát và có tính ăn mòn cao.

• Khảo sát và xử lý giếng thuận lợi, không cần đưa cột ống khai thác lên mà
có thể đưa dụng cụ qua nó để khảo sát.

•
•
•
•

Sử dụng triệt để khí đồng hành.
Ít gây ô nhiễm môi trường.
Có thể khai thác đồng thời từng vỉa trong cùng một giếng.
Thiết bị đầu giếng khai thác bằng phương pháp gaslift giống với giếng khai

thác bằng chế độ tự phun ngoại trừ hệ thống đo và phân phối khí nén.

• Thiết bị lòng giếng tương đối rẻ tiền và chi phí bão dưỡng thấp hơn so với
các phương pháp khai thác dầu khác.


25
• Hệ thống gaslift trung tâm có thể khai thác và điều hành nhiều giếng một
lúc cách dễ dàng.

• 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 các thiết bị lòng giếng.
Điều này không những tiết kiệm thời gian mà còn giảm chi phí sửa chữa.
c. Nhược điểm

• Đầu tư ban đầu rất cao so với các phương pháp khác.
• Năng lượng sử dụng để khai thác một tấn sản phẩm cao hơn so với các
phương pháp khác.

• Do dùng khí nén nên dễ hỏng ống chống khai thác.
• Không tạo được chênh áp lớn nhất để hút cạn dầu trong vỉa ở giai đoạn
cuối của quá trình khai thác.

• Nguồn cung cấp năng lượng khí phải đủ cho toàn bộ đời mỏ. Nếu không
đủ hoặc giá khí đắt phải chuyển sang phương pháp khác.

• Chi phí vận hành và bảo dưỡng trạm nén khí cao, đòi hỏi đội ngũ công
nhân vận hành và công nhân cơ khí lành nghề.
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 co ùđộ nghiêng lớn và độ sâu trung bình của vỉa sản phẩm trên 3000
m. Phương pháp này hiện đang được áp dụng phổ biến ở mỏ Bạch Hổ.
2.2. CƠ SỞ LÝ LUẬN ĐỂ ÁP DỤNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT Ở BẠCH
HỔ
Điều kiện khai thác dầu ngoài biển phức tạp và khó khăn hơn rất nhiều so với
đất liền. Do vậy thời gian khai thác và phát triển mỏ thường kéo dài trong khoảng
20 30 năm, nên bên cạnh việc đưa nhanh tốc độ khoan và đưa giếng mới vào khai
thác, chúng ta cần áp dụng các phương pháp khai thác khác nhau nhằm gia tăng sản
lượng khai thác các giếng đã khoan và tận dụng triệt để cơ chế năng lượng của vỉa
sản phẩm.
Qua phân tích từng phương pháp khai thác cơ học ở phần trên, ta nhận thấy
rằng một số hạn chế của phương pháp này có thể khắc phục bằng cách sử dụng
phương pháp khác nhưng điều này không toàn diện vì bản thân ưu nhược điểm của