Thiết kế khai thác dầu khí bằng phương pháp gaslift liên tục cho giếng 1604 – BK16 Mỏ Bạch Hổ

MỤC LỤC
LỜI NÓI ĐẦU

1

CHƯƠNG I: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ- ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ VÀ TÌNH
HÌNH KHAI THÁC DẦU KHÍ TẠI MỎ BẠCH HỔ

2

1.1. Đặc điểm địa lý tự nhiên

2

1.2. Đặc điểm cơ bản của vỉa sản phẩm

6

1.2.1.Chiều dày tầng sản phẩm

6

1.2.2.Đặc trưng về độ chứa dầu

7

1.2.3.Tính dị dưỡng

9

1.2.4.Tính không đồng nhất

9

1.3. Đặc điểm cơ bản của các chất lưu

10

1.4. Nhiệt độ và gradient địa nhiệt

13

1.5. Tình hình khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ

13

CHƯƠNG II: CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC VÀ CƠ SỞ
ĐỂ LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC GASLIFT LIÊN TỤC
CHO GIẾNG 1604 – BK16

15

2.1. Các phương pháp khai thác cơ học phổ biến

15

2.2. Phương pháp khai thác bằng máy bơm piston cần và máy bơm guồng
xoắn

15

2.3. Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm

16

2.4. Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm điện ly tâm điện ngầm

17

2.5. Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift

18

CHƯƠNG III: CƠ SỞ LÝ THUYẾT KHAI THÁC GIẾNG DẦU BẰNG
PHƯƠNG PHÁP GASLIFT LIÊN TỤC

26

3.1. Nguyên lý hoạt động của phương pháp khai thác dầu bằng gaslift

26

3.2. Sơ đồ nguyên lý cấu trúc Hệ thống cột ống khai thác bằng gaslift

28

3.3. Quá trình khởi động giếng

30

3.4. Tính toán đường kính và chiều dài cột ống khai thác cho giếng thiết kế

37

3.5. Tính toán độ sâu đặt van gaslift

40

3.6. Phương pháp tính áp suất khởi động

47

3.7. Các phương pháp làm giảm áp suất khởi động

49

CHƯƠNG IV: TÍNH TOÁN THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG
PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO GIẾNG 1604 – BK16 Ở MỎ BẠCH HỔ

52

4.1. Các thông số của vỉa và giếng thiết kế

52


4.2. Tính toán cột ống nâng cho giếng thiết kế

53

4.2.1. Xác định chiều dài cột ống nâng L

53

4.2.2. Xác định đường kính cột ống nâng

55

4.3. Xây dựng biểu đồ xác định độ sâu đặt van gaslift

56

4.3.1. Xây dựng đường cong phân bố áp suất lỏng khí (GLR) trong cột ống
nâng (đường số 1)

56

4.3.2. Xây dựng đường phân bố áp suất thuỷ tĩnh (đường số 2)

56

4.3.3. Xây dựng đường phân bố áp suất khí nén ngoài cần (đường số 3)

57

4.3.4. Xây dựng đường gradient nhiệt độ của khí nén ngoài cần (đường số 4)

58

4.3.5. Xây dựng đường gradient nhiệt độ chất lỏng trong cần (đường số 5)

58

4.4. Xác định độ sâu đặt van gaslift và các đặc tính của van

60

4.4.1. Van số 1

60

4.4.2. Van số 2

63

4.4.3. Van số 3

65

4.4.4. Van số 4

68

4.4.5. Van số 5

70

CHƯƠNG V: HỆ THỐNG THIẾT BỊ VÀ NGUYÊN LÝ VẬN HÀNH

87

KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT LIÊN TỤC
5.1. Thiết bị miệng giếng

87

5.2. Thiết bị lòng giếng

91

5.2.1. Phễu định hướng

92

5.2.2. Nhippen

92

5.2.3. Ống đục lỗ

93

5.2.4. Van cắt

93

5.2.5. Paker

94

5.2.6. Thiết bị bù trừ nhiệt

96

5.2.7. Van tuần hoàn

96

5.2.8. Mandrel

98

5.2.9. Van an toàn sâu

98

5.2.10. Các loại ống khai thác

99

5.2.11. Van gaslift

101

5.3. Hệ thống thu gom xử lý

103

5.3.1.. Chức năng nhiệm vụ

103

5.3.2. Nguyên lý làm việc của hệ thống thu gom và xử lý dầu

103

5.3.3. Các loại bình tách

104


5.4. Khảo sát giếng khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift

105

5.4.1. Phương pháp thay đổi áp suất

105

5.4.2. Phương pháp thay đổi lưu lượng khí

107

CHƯƠNG VI: SỰ CỐ VÀ PHỨC TẠP TRONG KHAI THÁC DẦU BẰNG

108

PHƯƠNG PHÁP GASLIFT
6.1. Sự hình thành nút cát ở đáy giếng khai thác

108

6.2. Sự lắng đọng paraffin trong ống khai thác và đường ống

109

6.3. Sự tạo thành những nút rỉ sắt trong khoảng không gian vành xuyến

110

6.4. Sự lắng tụ muối trong ống nâng

111

6.5. Sự tạo thành nhũ tương trong giếng

112

6.6. Sự cố về thiết bị

112

6.7. Sự cố về công nghệ

113

CHƯƠNG VII: AN TOÀN LAO ĐỘNG VÀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG

114

TRONG KHAI THÁC DẦU KHÍ NGOÀI KHƠI

7.1. An toàn trong khai thác dầu khí trên biển

114

7.2. An toàn trong công tác khai thác dầu bằng phương pháp gaslift

114

7.3. Bảo vệ môi trường

115

KẾT LUẬN

116

TÀI LIỆU THAM KHẢO

117


DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ TRONG ĐỒ ÁN
Hình 1.1. Vị trí địa lí mỏ Bạch Hổ

2

Hình 1.2: Mặt cắt dọc của mỏ Bạch Hổ và vòm Đông Bắc cấu tạo Rồng

5

Hình 1.3. Cột địa tầng mỏ Bạch Hổ

6

Hình 2.1: Sơ đồ khai thác dầu bằng gaslift

20

Hình 3.1: Sơ đồ nguyên lý làm việc của phương pháp khai thác bằng gaslift
theo cấu trúc hai dãy ống nâng - Hệ vành xuyến

27

Hình 3.2 Cấu trúc chế độ vành khuyên hai cột ống

28

Hình 3.3 Cấu trúc chế độ trung tâm một cột ống

28

Hình 3.4 Cấu trúc chế độ trung tâm hai cột ống

28

Hình 3.5 Hệ thống ống khai thác dạng mở

28

Hình 3.6 Hệ thống ống khai thác dạng bán đóng

29

Hình 3.7 Hệ thống ống khai thác dạng đóng

29

Hình 3.8 Đồ thị xác định Pđế theo L và Rtối ưu

29

Hình 3.9 Sơ đồ nguyên tắc tính toán chiều sâu đặt van

30

Hình 3.10 Sơ đồ tính toán áp suất khởi động hệ thống vành xuyến 2 cột ống

32

Hình 3.11 Sơ đồ phương pháp hoá khí vào chất lỏng

32

Hình 3.12 Sơ đồ biến thiên áp suất theo thời gian khi khởi động

33

Hình 3.13 Quá trình khí nén tiếp tục đẩy cột chất lỏng trong khoảng không
vành xuyến xuống phía dưới

33

Hình 3.14: Quá trình khí vào van gaslift khởi động số 2 và van số 1 đóng lại

34

Hình 3.15: Quá trình khí vào van gaslift khởi động số 2 và đẩy cột chất lỏng
trong khoảng không vành xuyến xuống phía dưới

34

Hình 3.16: Quá trình khí vào van gaslift khởi động số 3 và van gaslift khởi
động số 2 sắp đóng lại

35

Hình 3.17: Quá trình khí vào van gaslift khởi động số 3 và van gaslift thứ 2
đóng lại

35

Hình 3.18: Quá trình van gaslift làm việc sắp lộ ra và van gaslift khởi động
cuối cùng sắp đóng lại

36

Hình 3.19: Quá trình khí vào van gaslift làm việc và van gaslift khởi động
cuối cùng đóng lại

36

Hình 3.20: Biểu đồ áp suất trong cần (màu xanh) và ngoài cần khai thác (màu
hồng) trong quá trình khởi động giếng gaslift

37

Hình 3.21. Đồ thị xác định Pđế theo L và Rtối ưu

39


Hình 3.22: Sơ đồ nguyên tắc tính toán chiều sâu đặt van

41

Hình 3.23: Xác độ sâu van gaslift bằng phương pháp biểu đồ Camco

45

Hình 3.24. Sơ đồ tính toán áp suất khởi động hệ thống vành xuyến 2 cột ống

48

Hình 3.25.- Sơ đồ phương pháp hoá khí vào chất lỏng

51

Hình 4.1: Đồ thị camco

59

Hình 4.2: Biểu đồ cong phân bố áp suất của hỗn hợp lỏng-khí

75

Hình 4.3 : Biểu đồ xác định hệ số nén

76

Hình 4.4: Biểu đồ lưu lượng khí

77

Hình 5.1. Sơ đồ thiết bị miệng giếng và cây thông khai thác

88

Hình 5.2: Sơ đồ thiết bị miệng giếng với cây thông kiểu chạc 3

90

Hình 5.3: Sơ đồ thiết bị miệng giếng với cây thông kiểu chạc tư

91

Hình 5.4: Phễu hướng dòng (a) và Thiết bị định vị (b, c)

92

Hình 5.5: Ống đục lỗ

93

Hình 5.6: Sơ đồ van cắt

93

Hình 5.7: Sơ đồ paker loại 1

95

Hình 5.8: Sơ đồ thiết bị bù trừ nhiệt

96

Hình 5.9: Sơ đồ van tuần hoàn

97

Hình 5.10: Mandrel

98

Hình 5.11: Van an toàn sâu

99

Hình 5.12: Sơ đồ cấu trúc thiết bị lòng giếng

100

Hình 5.13: Sơ đồ nguyên lý cấu tạo van gaslift

101

Hình 5.14: Sơ đồ nguyên lý cấu tạo van gaslift hoạt động theo áp suất khí
nén ngoài cần và áp suất trong cần

102

Hình 5.15: Đồ thị biểu diễn mối quan hệ Q=fv

107


DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU TRONG ĐỒ ÁN
Bảng 1.1. Đặc trưng các thân dầu trong đá trầm tích

8

Bảng 1.2. Đặc trưng của dầu trong đá móng

9

Bảng 1.3. Các nhóm dầu của mỏ Bạch Hổ

11

Bảng 1.4. Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu

12

Bảng 2.1. Tổng kết khả năng và hiệu quả áp dụng các phương pháp khai
thác dầu bằng cơ học

25

Bảng 4.1. Các thông số của vỉa và giếng

52

Bảng 4.2. Ống HKT sản xuất theo tiêu chuẩn API

55

Bảng 4.3. Kết quả tính toán cho các van Gaslift

74

Bảng 4.4. Bảng hệ số áp suất cột khí

80

Bảng 4.5. Đặc tính của một số van gaslift liên tục

81

Bảng 4.6. Hệ số hiệu chỉnh áp suất và đường kính tối đa của van

82

Bảng 4.7: Bảng hệ số điều chỉnh áp suất mở van

86

Bảng 5.1. Ống OKT sản xuất theo tiêu chuẩn API

99

Bảng 5.2. Ống OKT sản xuất theo tiêu chuẩn GOST 633 - 80

100

Bảng 5.3. Các loại van gaslift thường dùng

102


BẢNG QUY ĐỔI VÀ CÁC ĐƠN VỊ ĐƯỢC SỬ DỤNG TRONG ĐỒ ÁN
1. Hệ quốc tế SI:
Độ dài: m
Khối lượng: kg
Thời gian: s
Lực: N
Áp suất: N/m2 = Pa

1kG = 9,90665N
1kG/m2 = 0,981bar
KPa = 1000Pa

Độ nhớt: P

1P = 10-6 bar.s.
1Cp = 10-8 bar.s

2. Qui đổi hệ Anh sang hệ SI:
1 inch = 2,54 cm
1 m = 3,281 ft
1 mile
1 bbl
1m3/m3
1 psi
1 at
1 at
1 psig
0

API
0

= 1,609 km
= 0,1589 m3
= 5,62 ft3/bbl
= 0,07031 kG/cm2
=14,7 psi
= 1,033 kG/ cm2
= 1,176 psi
=

141.5

 131.5
 (G / cm 2 )

K = 273 + 0C
R = 460 + 0F
0
o
C
F  32
=
5
9
0


Lời nói đầu
Hiện nay ở mỏ Bạch Hổ có nhiều giếng khai thác đã giảm áp suất (một số
giếng đã ngưng chế độ tự phun hoặc phun kém không theo lưu lượng yêu cầu). Sản
lượng khai thác giảm đáng kể, để hoàn thành kế hoạch khai thác hàng năm thì việc
khai thác theo phương pháp tự phun sẽ không thực hiện được. Vậy với những giếng
đã ngừng chế độ tự phun hay các giếng hoạt động tự phun theo chu kì với sản lượng
nhỏ, thì ngoài việc xử lý vùng cận đáy giếng bằng các phương pháp khác nhau thì
việc chuyển ngay các giếng này sang khai thác bằng phương pháp cơ học là cần thiết.
Hiện nay mỏ Bạch Hổ đã đưa hai giàn máy nén khí đồng hành với áp suất P = 125 at,
lưu lượng Q = 51 triệu m3/ ngày đêm vào hoạt động với hệ thống đường ống dẫn đến
tất cả các giàn MSP thì việc khai thác bằng phương pháp Gaslift sẽ rất thuận tiện và
hiệu quả, nó trở thành phương pháp khai thác cơ học chính của mỏ.
Đồ án tốt nghiệp với đề tài: “Thiết kế khai thác dầu khí bằng phương pháp
gaslift liên tục cho giếng 1604 – BK16 Mỏ Bạch Hổ” của em sẽ đề cập cơ bản đến
các công đoạn thiết kế một giếng khai thác bằng phương pháp gaslift cho giếng khoan

thuộc vùng mỏ Bạch Hổ.
Để lập kế hoạch khai thác và phát triển mỏ tối ưu trong phương pháp khai thác bằng
gaslift mang lại hiệu quả cao nhất thì việc thiết kế lựa chọn công nghệ gaslift là hết
sức quan trọng và cần thiết.
Em xin chân thành cảm ơn sự hướng dẫn tận tình của Th.s Trần Hữu Kiên
và các anh, các chú làm việc trong XNLDDK Vietsovpetro đã giúp em hoàn thành
đồ án này.
Em xin chân thành cảm ơn!
Sinh viên thực hiện
Nguyễn Thế Đức

1


CHƯƠNG I: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ- ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ VÀ TÌNH HÌNH
KHAI THÁC DẦU KHÍ TẠI MỎ BẠCH HỔ
1.1. Đặc điểm địa lý tự nhiên:
Mỏ Bạch Hổ là vùng mỏ dầu khí lớn nằm trong lô 09 thềm lục địa Việt Nam
thuộc bồn trũng Cửu Long trong vùng biển Nam Trung Hoa cách bờ 100 km và cách
TP. Vũng Tàu 130 km về hướng Đông Nam, nơi có căn cứ sản xuất
VIETSOVPETRO. Vị trí của mỏ nằm trong khoảng từ 80,30’ đến 110,00’ vĩ tuyến Bắc
và từ 106o40’ đến 108o 40’ kinh độ Đông, phía Đông- Nam là mỏ Đại Hùng, phía TâyNam cách Mỏ Rồng 35 km.
Vũng tàu được nối với thành phố Hồ Chí Minh một trung tâm công nghiệp,
dịch vụ lớn. Đường bộ dài 125 km và đường thủy dài 80 km.

Hình 1.1. Vị trí địa lí mỏ Bạch Hổ.
Chiều sâu mực nước biển trên mỏ là 50 m, mức độ chấn động ở khu vực mỏ
và khu vực đất liền lân cận và thềm lục địa không vượt quá 6 độ Richter.
Khí hậu trong vùng mỏ là khí hậu nhiệt đới gió mùa gồm:
 Mùa đông khô (từ tháng 11 đến tháng 3) có nhiệt độ (24 - 30o C), chủ yếu

là gió mùa Đông- Bắc với những trận gió lớn tới 20 km/h tạo nên sóng cao
2








5 - 8 m và nhiều khi có bão với vận tốc gió tới 60km/ giờ và sóng cao tới
10m.
Mùa hè (từ tháng 6 đến tháng 9) có nhiệt độ (25 - 32oC), chủ yếu là gió
Tây- Nam, hay có mưa to trong thời gian ngắn, có gió giật với tốc độ
25m/s. Độ ẩm không khí 87 - 89%. Thời tiết thuận lợi cho tiến hành công
việc trên biển là mùa gió Tây - Nam (từ tháng 6 đến tháng 9) cùng với
giai đoạn chuyển tiếp giữa hai mùa (tháng 4, 5, 11).
Vận tốc dòng chảy đo ở độ sâu 15-20 m đạt 80 cm/s còn ở lớp nước đáy
thay đổi từ 20 -30 cm/s.
Nhiệt độ nước trong năm thay đổi từ 20 -30oC.
Độ mặn nước biển thay đổi từ 33- 35g/dm3.

Mỏ Bạch Hổ là một nếp uốn gồm 3 vòm nhỏ, kéo dài theo phương kinh tuyến
bị phức tạp bởi hệ thống đứt gãy, biên độ và độ kéo dài giảm dần về phía trên theo
mặt cắt. Cấu trúc tương phản nhất được thể hiện trên mặt tầng móng bằng các trầm
tích Oligoxen dưới. Đặc tính địa lũy thấy rất rõ ở phía dưới của mặt cắt. Nếp lồi có
cấu trúc bất đối xứng nhất là phần vòm. Góc dốc của vỉa tăng theo độ sâu từ 8 0 đến
28˚ ở cánh Tây, từ 60 đến 210˚ ở cánh Đông. Trục nếp uốn ở phần kề vòm thấp dần
về phía Bắc với góc dốc 2100 (đo ở giếng 604).
 Hướng phá hủy kiến tạo chủ yếu theo hai hướng á kinh tuyến và đường

chéo. Đứt gãy á kinh tuyến I, II có dạng hình phức tạp và kéo dài trong
phạm vi vòm trung tâm. Độ nghiêng của bề mặt đứt gãy không phản ảnh
rõ trong các tài liệu do địa chấn nên tạm lấy bằng 600.
 Đứt gãy số I chạy dọc theo hướng á kinh tuyến ở cánh Tây của lớp uốn
theo móng và tầng địa chấn CG2 lên vòm Bắc thì chạy sang hướng Đông
Bắc, độ dịch chuyển ngang ở phía lên đến 40 - 9˚, mức nghiêng của đá là
70 - 400m/km. Trục uốn phía Nam thụt xuống thoải hơn ( <60 ) với mức
nghiêng của đá từ 500 đến 200m/km.Nam khoảng 500km, vòm trung tâm
khoảng 400m, vòm Bắc khoảng 200m. Độ nghiêng xoay của mặt trượt
khoảng 600, trong phạm vi vòm Bắc nó kéo theo hai đứt gãy thuận gần
như song song là Ia và Ib với biên độ từ 100 đến 200m.
 Đứt gãy số II chạy theo sườn Đông vòm trung tâm ở rìa Bắc quay theo
hướng Đông Bắc độ dịch chuyển ngang tới 900m. Sự dịch chuyển ngang bề
mặt đứt gãy cũng được xác định bằng các đứt gãy cắt III, V, VI, VIII. Hiện
tượng lượn sóng giữ vai trò quan trọng trong việc hình thành cấu trúc mỏ
hiện nay. Đây là hai đứt gãy thuận tạo thành cấu trúc địa hào đặc trưng
của mỏ.
Ngoài hai đứt gãy trên có rất nhiều đứt gãy phát triển trong phạm vi của từng
vòm với độ dịch chuyển ngang từ vài chục đến 200m, dài từ 1 đến 2km theo hướng
chéo. Sự lượn sóng của nếp uốn và các đứt gãy đã phá hủy khối nâng thành hàng loạt
cấu trúc kiến tạo:
 Vòm Trung Tâm: là phần cao nhất của kiến tạo đó là những địa lũy của
phần móng. Trên cớ sở hiện nay nó được nâng cao hơn so với vòm Bắc
và vòm Nam của móng tương ứng là 250m và 950m. Phía Bắc ngăn cách
bằng đứt gãy thuận IV, có kinh tuyến và hướng đổ bề mặt nghiêng về
phía Tây Bắc. Phía Nam được giới hạn bằng đứt gãy số IV có phương vĩ
3


tuyến với hướng đổ bề mặt về phía Nam. Các đứt gãy phá hủy chéo II,

VI, VII, loại trừ đứt gãy V vắng mặt ở vòm Trung Tâm làm cho cánh
Đông của vòm bị phá hủy thành một khối dạng bậc thang lún ở phía Nam,
biên độ phá huỷ tăng dần về phía Đông và đạt tới 900km. Phần vòm bị
phá hủy yếu của khối bị chia cắt bời hàng loạt đứt gãy a, b, c, d, e có biên
độ nhỏ từ 0 đến 200m kéo dài trong khoảng ngắn từ 1,5 đến 2km.
Oligoxen hạ vắng mặt tại đỉnh vòm, hai bên cánh có đầy đủ phân vị địa
tầng, bề dày lớn. Đá móng bị nứt nẻ mạnh do phong hóa, bào mòn nên
khả năng chứa dầu rất tốt.
 Vòm Bắc: là phần phức tạp nhất của khối nâng. Đứt gãy thuận số I và
các nhánh của nó chia vòm thành hai khối có cấu trúc riêng biệt. Ở phía
Tây nếp uốn dạng lưỡi trai tiếp nối với phần lún chìm của cấu tạo. Cánh
Đông và vòm Bắc của nếp uốn bị chia cắt thành nhiều khối bởi một loạt
các đứt gãy thuận V, VI có phương chéo đổ về phía Đông Nam tạo thành
dạng địa hào, dạng bậc thang, trong đó khối phía Nam lún thấp hơn khối
phía Bắc kế cận. Theo mặt móng, bẫy cấu tạo vòm Bắc được khép kín
bằng đường thẳng sâu 4300m, lát cắt Oligoxen – Đệ Tứ của phần này có
cấu tạo đặc trưng với đầy đủ các thành phần. Móng không nhô cao như
vòm trung tâm nên vẫn có mặt trầm tích móng Oligoxen hạ. Đối tượng
khai thác là vỉa dầu trong Oligoxen và móng, nhưng sản phẩm chỉ bằng
một nửa của đá móng trung tâm. Bẫy của vòm khép kín theo đường 430m
theo mặt móng.
 Vòm Nam: Đây là phần lún chìm sâu nhất của cấu tạo. Phía Bắc được
giới hạn bởi đứt gãy thuận á vĩ tuyến số IV, các phía khác được giới hạn
bởi đường đồng mức 4300 mét theo mặt móng. Phần nghiêng xoay của
cấu tạo bị phân chia ra nhiều khối riêng biệt. Tại đây phát hiện được một
vòm nâng, đỉnh vòm nâng thấp hơn vòm trung tâm 950m.
Như vậy, hệ thống phá hủy kiến tạo mỏ Bạch Hổ thể hiện khá rõ trên mặt
móng và Oligoxen dưới. Số lượng đứt gãy, biên độ và mức độ liên tục của chúng
giảm dần từ dưới lên và hầu như mất đi ở Oligoxen thượng.

4


Hình 1.2. Mặt cắt dọc của mỏ Bạch Hổ và vòm Đông Bắc cấu tạo Rồng

5


Hình 1.3. Cột địa tầng mỏ Bạch Hổ
1.2. Đặc điểm cơ bản của vỉa sản phẩm
1.2.1. Chiều dày tầng sản phẩm

6


Đối với đá trầm tích, độ rỗng giữa các hạt lớn hơn 14% và đối với Mioxen hạ,
độ thấm tuyệt đối là 2,5mD thì mới được xếp vào chiều dày hiệu dụng. Đối với các
oligoxen hạ độ rỗng là 9,5% độ thấm tuyệt đối là 1mD. Khi phân chia chiều dày chứa
dầu, sử dụng giá trị của dầu là 40%.
Việc phân chia chiều dày hiệu dụng trong đá mỏng rất phức tạp do sự cố mặt
của các vết nứt có thể tích rất nhỏ nhưng cho phép dầu chảy qua, đầu tiên giá trị tới
hạn của độ rỗng được lấy gần bằng 0,6. Chiều dày tầng 23 vòm Bắc thay đổi từ 11,6
57,6m trung bình là 30,4 với hệ số biến đổi là 0,33. Chiều dày hiệu dụng trung bình
của đá chứa là 13,6m, khi đó chiều dày hiệu dụng chứa dầu từ 0 22,4 trung bình là
11,3m với hệ số biến đổi là 0,03.
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 là 0,28, hệ số cát (phần chứa trong chiều dày chung
của tầng là 0,45) với hệ số biến đổi là 0,24.
Tầng 23 vòm trung tâm có chiều dày là 40,8m với hệ số biến đổi là 0,26 chiều
dày hiệu dụng trung bình là 14m với hệ số biến đổi là 0,41 còn chiều dày hiệu dụng

trung bình chứa dầu khí chỉ có 8,4m. So với vòm Bắc tầng 23 ở đây kém đồng nhất
hơn, hệ số phân lớp 5,5, hệ số cát là 0,34 vói hệ số biến đổi là 0,58.
Trầm tích Oligoxen hạ nói chung chỉ phát triển trên phạm vi vòm Bắc, chiều
dày thay đổi từ 35 268,2m trung bình là 149, hệ số biến đổi là 0,41. Chiều dày hiệu
dụng từ 1 146,4m. Mức phân lớp trung bình của tầng rất cao và ở một số vỉa giếng
khoan được xác định 18 20 vỉa cát. Hệ số trung bình là 0,39, hệ số biến đổi 0,29.
Các đứt gãy làm tăng mức độ không liên tục của vỉa.
1.2.2. Đặc trưng về độ chứa dầu
Trữ lượng dầu cơ bản tập trung ở tầng 23 thuộc Mioxen dưới, tầng VI đến tầng
X thuộc Oligoxen dưới và đá móng.
 Tầng 23 bao gồm cát và bột kết phát triển hầu như trên toàn bộ diện tích mở.
Ở một vài khu vực, đá chứa bị sét hóa đáng kể, mất tính dị dưỡng. Các thân
dầu dạng vỉa, vòm ranh giới dầu – nước, nhưng vai trò quan trọng trong việc
phân bố độ chứa dầu là đứt gãy kiến tạo và màng chắn thạch học. Đã phát hiện
thấy 6 thân dầu riêng biệt, trong đó 3 ở vòm Bắc, 2 ở vòm trung tâm và 1 ở
vòm nam (hình 1.1).
 Móng chứa thân dầu lớn nhất và thân dầu cho sản lượng lớn nhất của mỏ. Đá
móng granit và granitoit. Tính dị dưỡng của chúng được tạo bởi những quá
trình địa chất như phong hóa, khử kiềm những khoáng vật không bền bằng các
dung dịch thủy nhiệt, nứt nẻ kiến tạo, đứt gãy chuyển dịch cùng với việc tạo
thành các đới Mionit (đới phá huỷ kiến tạo) hạ theo các mặt trượt, nứt và co
lại trong quá trình đông đặc hỗn hợp macma. Thành tạo đá chứa dạng hang
7


hốc, còn kênh dẫn chủ yếu là cá khe nứt. Cần chú ý rằng rất nhiều đá móng
không tạo thành màng chắn ngược lại chúng làm tăng khả năng thủy dẫn của
đá. Đặc trưng chứa tốt đảm bảo cho sản lượng cao, phát triển ở phạm vi vòm
Trung Tâm, dọc theo sườn tây của vòm Bắc. Vòm Bắc có tính dị hướng kém.
Trong phạm vi vòm Bắc ở phần trên đá móng phát hiện thấy đới đá rắn chắc,

đới “tôi cứng” của móng, đới này hầu như không chứa dầu và không tham gia
vào thể tích hiệu dụng của thân dầu.
Thân dầu dạng khối, tất cả đá dị dưỡng từ mặt móng đến ranh giời của thân
dầu đều bão hòa dầu, chưa phát hiện được chiều sâu ranh giới dưới của thân dầu dù
chiều cao thân dầu đã được chứng minh tới 1000m. Bản chất của ranh giới cũng chưa
được xác định rõ ràng, liệu có tương ứng ranh giới dầu – nước thực tế hay không?
Hay do đá chứa chuyển thành đá không chứa? Dầu trong móng lún chìm ở vòm Nam
chưa được phát hiện.
Ranh giới thân dầu (ranh giới cấp 2 – C2) chạy qua độ sâu tuyệt đối – 4121m,
với giả thiết về thân dầu đồng nhất của Oligoxen dưới và móng. Đối với những thân
dầu này sự thống nhất còn thấy tính lý hóa của dầu và áp suất vỉa. Móng đã cho dòng
dầu không lẫn nước tới độ sâu – 4046m.

Thân
dầu

Mioxen
dưới

Chiều
dày hiệu
dụng(m)

Độ
rỗng
(%)

11,3

20

20
20

Độ
bão
hòa
dầu
(%)
57
57
57

8,4

29
19

57
57

1N
-3348 4,9x22,7
69
Tốt
4,5x9,0 1074
34,4
Xấu
2,5x8,0
21,4
Phía Đông

vòm Trung
2,5x9,0
13,8
Tâm +
vòm Nam
Bắc Tốt
3,0x9,0
27,2
Xấu
2,0x7,0
18,3
Phía Đông
vòm Trung
1,5x9,0
8,4
Tâm +
vòm Nam
Bảng 1.1. Đặc trưng các thân dầu trong đá trầm tích.

19
16
14

57
66
65

16

51

Điệp
- phụ
điệp

Bạch
Hổ
23

Vòm

Độ sâu
Thân
ranh giới
dầu,
dầu nước
đới
(m)

Chiều
dày
(m)

Bắc

1B
2B
3B

-2913

-3816
-2835

7x12
1,1x0,4
3,6x1,4

134
37
66

Trung
Tâm

1TT
2TT

-2879
-2829

4,6x1,0
8,2x2,0

173
93

Nam
Bắc

Oligoxe

n dưới

Kích
thước
(km)

8

14
12
16

19
67
55


Vòm
Bắc
Trung
Tâm

Cấp
trữ
lượng

Độ sâu
ranh giới
(m)

Kích
thước
(km)

Chiều
dày
(m)

Chiều dày
trung bình
(m)

Độ
rỗng
(%)

Độ bão hòa
dầu
(%)

C1
C2
C1
C2

-4121

19 x 4,5

720

46,5

85

970

742

2,1
1,0
3,1
1,4

-4121

85

Bảng 1.2. Đặc trưng của dầu trong đá móng.
1.2.3. Tính dị dưỡng
Các tầng sản phẩm của mỏ Bạch Hổ được đánh giá nghiên cứu mẫu lõi trong
phòng thí nghiệm dựa vào kết quả địa vật lý giếng khoan và nghiên cứu thuỷ động
học.
Nghiên cứu mẫu lõi để xác định độ rỗng độ thấm, độ bão hoà trong nước xử
lý số liệu nghiên cứu thuỷ động lực để xác định các thông số.
Cát kết chứa sản phẩm ở vòm Bắc thuộc tầng 23 có độ rỗng từ 14 24,7%
(theo phòng thí nghiệm) và từ 15 28% (theo tài liệu).
Độ rỗng và độ bão hoà ở vòm trung tâm tầng 23 trùng với những giá trị ở vòm
Bắc (độ rỗng 19%, độ bão hoà dầu 57%).
So sánh trầm tích Mioxen và trầm tích Oligoxen hạ thì độ rỗng của Oligoxen

hạ thấp hơn nhưng độ bão hoà dầu cao hơn.
Khả năng chứa của đá mỏng là do nứt nẻ, hang hốc của đá. Hầu hết mẫu lõi
đại diện cho phần khung rắn chắc thường cho những giá trị rỗng khoáng vài phần
trăm. Phương đo địa lý nghiên cứu những khoáng lớn hơn rất nhiều, trong đó có các
đới hang hốc và nứt nẻ không nghiên cứu bằng mẫu lõi.
Theo tài liệu đã xác định những khoáng có độ rỗng rất cao tới 18,5% còn độ
rỗng trung bình cho 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 hoà dầu của đá mỏng 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%.
1.2.4 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.
 Các thân dầu Mioxen dưới:
 Đồng chất hơn cả là tầng 23 của vòm bắc, tính không đồng nhất của các
Mioxen cao nhất trong số các vỉa của mỏ.

9


 Tầng Mioxen được phân làm nhiều lớp mỏng, hệ số phân lớp trung bình ở
vòm Bắc là 3,6, ở vòm Trung tâm là 5,5, tương ứng với hệ số cát của vòm
là 0,45 cho vòm Bắc và 0,34 cho vòm Trung tâm.
 Tài liệu nghiên cứu địa vật lý giếng khoan và tài liệu phân tích mẫu lõi
trong phòng thí nghiệm lấy được ở tầng 3 tầng Mioxen dưới cho thấy lát
cắt các tập không đồng nhất.
 Các thân dầu Oligoxen 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 rất 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 các đặc tính không đồng nhất của các đối tượng khai
thác cho thấy rằng trong các đối tượng đá có chứa độ rỗng như Oligoxen
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.
 Nói chung khi đánh giá mức độ không đồng nhất của các tầng sản phẩm có
thể nói rằng trầm tích sản phẩm Oligoxen là kém đồng nhất hơn cả. Mức
độ phân lớp lớn nhất tới 20 vỉa. Hệ số phân lớp trung bình là 19,8%.
1.3 Đặc điểm cơ bản của các chất lưu
1.3.1 Dầu thô
Dầu thô là hỗn hợp phức tạp của các hydrocacbon và các hợp chất khác, nhưng
phần chủ yếu là các hydrocacbon, tồn tại ở thể lỏng. Màu sắc của dầu thô biến đổi có
thể là xanh đậm, vàng, nâu và đen.
Dầu ở tất cả các vỉa trong mỏ Bạch Hổ đều chưa bão hòa, hệ số ép (tỷ số giữa
áp suất vỉa và áp suất bão hòa):
 1,43 cho Mioxen hạ dưới vòm Bắc.
 1,9 cho Mioxen dưới vòm Trung tâm.
 3,54 cho Oligoxen thượng.
 1,94 cho Oligoxen hạ.
 1,76 cho đá móng.
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:
 Tỷ số khí dầu – dầu GOR.
 Hệ số thể tích B.
 Áp suất bão hòa Ps.
 Tỷ trọng dầu ãd.
 Độ nhớt của dầu ìd.
Trong nhóm I sự khác biệt giữa dầu Mioxen dưới vòm Trung tâm Oligoxen
trên được nhận biết bởi thành phần khí hòa tan. Khí tách dầu từ Mioxen trên và hàm
lượng nước dị thường 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
10


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:
 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 833,6 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.
Các thông số
Số
nhóm

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)

Tỷ suất
khí dầu
(m3/t)

13,4 ÷ 16

88 ÷ 108

Hệ số
thể tích

Độ nhớt
dầu vỉa

(MPa.s)

1,26÷ 1,35 1,34 ÷ 1,7

Tỷ trọng
dầu vỉa

0,733 ÷
0,760

18,4 ÷ 21,1 134 ÷ 147 1,39 ÷ 1,41

0,88 ÷ 1,16

0,696 ÷
0,710

19,5 ÷ 24,7 160 ÷ 209 1,46 ÷ 1,59

0,38 ÷ 0,48

0,634 ÷
0,668

Bảng 1.3. Các nhóm dầu của mỏ Bạch Hổ
1.3.2 Condensate
Condensate là hỗn hợp của các hydrocacbon mà chúng có thể tồn tại trong
thành hệ khai thác ở dạng lỏng hoặc dạng hơi ngưng tụ. Sự hoá lỏng của thành phần
pha khí của condensate thường xảy ra khi nhiệt độ của dòng sản phẩm hạ xuống khi
di chuyển từ vỉa lên trên mặt. Trong pha hơi chúng có các tính chất thông thường của

khí. Hơi ngưng tụ có tỷ trọng biến đổi từ: 0,55  4,49 và độ nhớt từ: 0,006  0,011
CP ở điều kiện tiêu chuẩn. Màu sắc của Condensate có thể là màu trắng, vàng nhạt,
xanh nhạt.

11


1.3.3 Khí tự nhiên
Chất khí là chất không có hình dạng hoặc thể tích xác định. Nó sẽ lấp kín hoàn
toàn vật chứa và sẽ lấy hình dạng của vật chứa. Khí hydrocacbon đi cùng với dầu thô
được gọi là khí tự nhiên và có thể thấy ở dạng khí tự nhiên hoặc khí hòa tan .Tỷ trọng
của khí tự nhiên biến đổi từ: 0,55  0,90 và độ nhớt từ: 0.011  0,024 CP ở điều kiện
tiêu chuẩn.
1.3.4 Khí tự do
Khí tự do là một hydrocacbon mà nó tồn tại ở thể khí tại áp suất và nhiệt độ
vận hành. Khí tự do có thể hiểu như bất kỳ loại khí nào ở bất cứ áp suất nào mà không
hoà tan trong các hydrocacbon lỏng.
1.3.5 Khí hoà tan
Khí hoà tan được chứa đồng đều trong dầu ở nhiệt độ và áp suất đã định. Sự
giảm áp suất, tăng nhiệt độ có thể làm cho khí thoát khỏi dầu và những khí thoát ra
đó có các tính chất của khí tự do.
Độ sâu (m)
% CO2
Tỷ trọng
Yếu tố khí (m3/m3)
2885 – 2935
0,03 – 0,04
0,741
140
3165 – 3215

0,03 – 0,04
0,668
180
3405 – 3415
0,03 – 0,04
0,641
130
3455 – 3515
0,03 – 0,04
0,640
130
3535 – 3565
0,03 – 0,04
0,654
130
3565 – 3585
0,03 – 0,04
0,656
130
3525 – 3695
0,03 – 0,04
0,655
160
3695 – 3715
0,03 – 0,04
0,650
120
3755 – 3785
0,03 – 0,04
0,645

130
Bảng 1.4. Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu.
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 C2+ 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.
1.3.6 Nước
Nước khai thác cùng dầu thô hoặc khí tự nhiên có thể tồn tại ở dạng lỏng hoặc
ở dạng hơi tuỳ thuộc vào nhiệt độ và áp suất làm việc. Nước lỏng có thể ở trạng thái
tự do hoặc dạng nhũ tương. Nước tự do tách ra từ các hydrocacbon lỏng. Nước nhũ
tương bị phân tán trong dạng những hạt nhỏ trong hydrocacbon lỏng.
1.3.7 Các tạp chất và các chất khác:
Các dòng sản phẩm khai thác từ các vỉa có thể chứa các tạp chất ở thể khí như
Nitơ (N2), cacbon đioxit (CO2), hyđro sunfua (H2S) và các loại khí khác, chúng không
phải là các hydrocacbon trong tự nhiên. Chúng có thể có lợi hoặc có hại cho quá trình
khai thác (giúp giảm tỷ trọng của dòng sản phẩm, gây ăn mòn thiết bị…). dòng sản
12


phẩm có thể chứa các tạp chất lỏng hoặc sền sệt như nước và parafin. Chúng có thể
còn chứa các tạp chất rắn như mùn khoan, cát, bùn và muối.
1.4 Nhiệt độ và gradient địa nhiệt.
1.4.1 Gradient địa nhiệt (GDN) các đá phủ trên móng.
Móng được phủ bởi các thành phần tạo trầm tích sét tuổi Mioxen và Oligoxen,
các lớp phủ này có hệ số dẫn nhiệt bé hơn so với hệ số dẫn nhiệt của đá móng. Dòng
nhiệt này sau khi ra khỏi móng sẽ bị ứ ở các lớp phủ phía trên, GDN của các lớp đá
này lớn hơn đá ở móng.
Những đo đạc 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 nâng cao thì nhiệt
độ cao hơn, ngược lại giếng nào nằm ở vùng đá móng hạ thấp thì có nhiệt độ
thấp hơn.
 Tại Vòm Nam các lớp phủ nằm ở độ sâu từ 2800m xuống gặp đá móng ở độ
sâu 3100m, GDN có giá trị trong khoảng 4 ÷ 50C.Các lớp phủ này gặp đá móng
ở sâu hơn (3300m) thì GDN từ 3,8 ÷ 40C. Tại Vòm Bắc các lớp nằm ở độ sâu
2800m trở xuống gặp đá móng ở 3500 ÷ 3700m, GDN thay đổi từ 3,5 ÷ 50C.
Các lớp phủ gặp móng sâu hơn (4000m) thì GDN từ 3 ÷ 40C.
1.4.2 Gradient địa nhiệt đá móng.
Do ảnh hưởng của lớp phủ Mioxen và Oligoxen và do vị trí mỗi vòm khác
nhau cho nên nhiệt độ các vùng trên mặt đá móng khác nhau. Nhưng sau khi đi vào
móng ở độ sâu nào đó (có thể chọn là 4300m) thì nhiệt độ vòm nam và vòm bắc tương
đương nhau.
Kết quả nghiên cứu cho phép xác định được giá tri GDN của đá móng là 2,50C.
Ở độ sâu 4300m có nhiệt độ là 157,50C.
1.5. Tình hình khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ.
Mỏ Bạch Hổ được đưa vào khai thác công nghiệp từ năm 1986. Tầng khai thác
Mioxen dưới khai thác năm 1986, Oligoxen năm 1987 và tầng Móng Granit năm
1988. Tính đến tháng 01/2009 mỏ Bạch Hổ khai thác được hơn 169 triệu tấn dầu.
Tổng số giếng là 315 trong đó số giếng khai thác 213, giếng bơm ép nước 59, giếng
theo dõi quan sát 7, giếng đóng tạm thời 20 và giếng huỷ 16
Sản lượng khai thác của mỏ hiện nay trung bình 17 – 18 nghìn tấn/ ngày đêm.
Khối lượng nươc bơm ép vỉa trung bình khoảng 37 – 38 nghìn m3/ ngày đêm
Tình hình khai thác ở tầng Mioxen: Vỉa 23 tầng Mioxen dưới thuộc vòm trung
tâm được đưa vào khai thác thử nghiệm công nghiệp từ tháng 6 năm 1986. Hiện nay
trong vỉa này có 55 giếng khoan, trong đó 32 giếng khai thác, 8 giếng bơm ép, 4 giếng
theo dõi và 1 giếng dừng tạm thời và 10 giếng huỷ. Hiện tại chỉ có 3 giếng khai thác
theo chế độ tự phun, 28 giếng khai thác theo chế độ gazlif. Các giếng hiện nay phần
lớn khai thác với sản phẩm có hệ số ngập nước khá cao. Quá trình bơm ép nước duy

trì áp suất vỉa được tiến hành tốt và đem lại hiệu quả cao. Lưu lượng khai thác trung
bình 648 tấn/ng. đ với độ ngập nước 67,6%.
13


Tình hình khai thác ở tầng Oligoxen: Vỉa dầu tầng Oligoxen dưới được đưa
vào khai thác thử công nghiệp tháng 5 năm 1987. Tính đến thời điểm 01.01.2009 vỉa
này có 84 giếng, trong đó có 65 giếng khai thác (5 giếng khai thác theo chế độ tự
phun, 60 giếng gaslift), 12 giếng bơm ép và 5 giếng huỷ. Lưu lượng khai thác trung
bình 1725 tấn/ng. đêm với độ ngập nước 11,8%.
Tình hình khai thác ở tầng Móng: Vỉa dầu trong đá Móng nứt nẻ vòm Trung
Tâm được đưa vào khai thác thử công nghiệp tháng 9 năm 1988. Tính đến thời điểm
01.01.2009 tầng móng có 124 giếng, trong đó có 63 giếng khai thác bằng chế độ tự
phun với sản lượng cao, 22 giếng gaslift, 26 giếng bơm ép, 3 giếng theo dõi, 10 giếng
đóng tạm thời và 1 giếng huỷ. Các giếng khai thác với lưu lượng cao trung bình
khoảng 400 tấn/ngày đêm. Lưu lượng khai thác trung bình 15134 tấn/ng. đêm với độ
ngậm nước 20,2%.

14


CHƯƠNG II: CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC VÀ CƠ SỞ
ĐỂ LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC GASLIFT LIÊN TỤC CHO
GIẾNG 1604 – BK16 MỎ BẠCH HỔ
2.1. Các phương pháp khai thác cơ học phổ biến.
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
kéo dài trong vài năm đầu tiên của đời mỏ. Do vậy cần phải có biện pháp kéo dài chế
độ tự phun của giếng dầu càng lâu càng tốt. 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. Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm piston cần và máy bơm guồng
xoắn:
a. 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 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.
Đối với máy bơm guồng xoắn thì chuyển động quay của động cơ được
chuyển thành chuyển động xoay theo phương thẳng đứng để quay guồng xoắn
trong giếng. Nhờ vậy mà dầu sẽ di chuyển lên mặt đất theo các rãnh xoắn của
guồng.
b. 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.
15


 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.
 Dễ dàng xác định hư hỏng của máy bơm và xử lý khi bị ăn mòn.
c. 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.
 Độ sâu để bơm bị hạn chế bởi nồng độ H2S.
d. 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.
2.3. Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm:
a. 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 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.
 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.
b. 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.
16


 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.
c. Nhược điểm:
 Lưu lượng khai thác của giếng phải tương đối lớn.
 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.
 Không áp dụng được trong trường hợp dòng sản phẩm có chất lượng cao.
 Giá thành vận hành thường cao hơn dự tính.
 Việc xử lý phần rỉ sắt bên dưới Paker rất khó.
 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.
d. 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 m3/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 mở Bạch Hổ.
2.4. Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm điện ly tâm điện ngầm:
a. Bản chất của phương pháp:
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.
b. 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.
17


 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.
 Cho phép đưa giếng vào khai thác sau khi khoan xong.
c. 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 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 sau 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.
d. 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 2500F. 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.
2.5 Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift
a. Giới thiệu chung về phương pháp:
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 tỷ
trọng của sản phẩm khai thác trong cột ống nâng, 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 giãn nở góp phần đẩy
18