Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift cho giếng 901 MSP9 Mỏ Bạch Hổ

Trường Đại Học Mỏ Địa Chất

SV: Phạm Văn Độ
LỜI MỞ ĐẦU

Dầu khí là một ngành kinh tế mũi nhọn của Việt Nam, trong những năm qua, ngành
dầu khí đã có nhiều đóng góp vào sự nghiệp công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước. mặc
dù cũng phải đối mặt với một số khó khăn, nhưng ngành dầu khí đã, đang và sẽ tiếp tục
đóng vai trò là ngành kinh tế then chốt, phát triển trong tương lai. Nhiệm vụ của chúng ta
không những đẩy mạnh tốc độ khoan mà còn phải nghiên cứu tìm ra các phương pháp nâng
cao hệ số thu hồi dầu tại các mỏ dầu.
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 .Một trong những phương pháp khai
thác thứ cấp quan trọng là phương pháp gaslift . Phương pháp này không chỉ áp dụng thành
công đối với những mỏ trên thế giới mà đối với mỏ Bạch Hổ ở Việt Nam ta phương pháp
này cho hiệu quả tốt nhất, đảm bảo được tính liên tục của quá trình khai thác. Việc lắp đặt
và vận hành hệ thống khai thác gaslift đòi hỏi mức đầu tư ban đầu lớn do đó việc nghiên
cứu kĩ các chỉ tiêu thiết kế lắp đặt cũng như các điều kiện vận hành là rất cần thiết và cấp
bách.
Đồ án tốt nghiệp với đề tài: “Thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift
cho giếng 901- MSP9 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 hoàn thành đồ án tốt nghiệp ,em xin chân thành cảm ơn sự hướng dẫn và giúp đỡ tận
tình của thầy hướng dẫn PGS.TS Lê Xuân Lân, cùng với các thầy giáo, cô giáo trong bộ
môn Khoan- Khai Thác và các anh,các chú làm việc trong XNLD Vietsovpetro đã giúp em
hoàn thành đồ án này.

Em xin chân thành cảm ơn !
Sinh viên thực hiện
Phạm Văn Độ

1


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất

SV: Phạm Văn Độ
CHƯƠNG I

TỔNG QUAN VỀ MỎ BẠCH HỔ
1.1 Đặc điểm địa lý và khí hậu của vùng mỏ Bạch Hổ.
Mỏ Bạch Hổ nằm trong lô số 9 của thềm lục địa nam Việt Nam thuộc bồn trũng Cửu
Long. Bồn trũng Cửu Long nằm trong toạ độ 80º30’ đến 11º00’ vĩ Bắc và 105º00’ đến
110º00’ kinh Đông, phía Tây được bao phủ bởi đường từ Cà Nà – Phan Thiết – Vũng Tàu
đến Bạc Liêu, Cà Mau phía Nam và Tây Nam được bao bởi bề Malay – Thổ Chu. Phía
Đông và Nam được ngăn cách bởi bề nam Côn Sơn là đới tầng ngầm dọc theo các đảo Hòn
Khoan – Hòn Chứng – Côn Sơn.
Mỏ Bạch Hổ cách cảng dịch vụ của Liên doanh dầu khí Vietsovpetro khoảng
120km, chiều sâu nước biển khoảng 50m, diện tích khoảng 10.000km². Toàn bộ cơ
sở dịch vụ trên bờ nằm ở thành phố Vũng Tàu. Thành phố Vũng Tàu được nối với
Thành phố Hồ Chí Minh bằng đường bộ dài 120km và đường thuỷ dài 80km, cho phép tất
cả các tàu của Liên doanh Vietsovpetro đi lại một cách thuận tiện, sân bay Vũng Tàu đáp
ứng đầy đủ cho việc đưa đón công nhân, cán bộ cũng như các thiết bị phục vụ cho việc khai
thác dầu khi trên biển.
Khí hậu của vùng mỏ Bạch Hổ là khí hậu nhiệt đới gió mùa, chịu sự ảnh hưởng sâu
sắc của biển với hai mùa rõ rệt: mùa mưa và mùa khô. Mùa khô từ tháng 11 đến tháng 3
năm sau có gió mùa Đông Bắc với sức gió mạnh nhất vào tháng 12 và tháng 1.Sóng cao tới

8m, nhiệt độ không khí ban ngày khoảng 22-240C, đêm và sáng khoảng 16 -200C . Mưa rất
ít ở thời kỳ này, độ ẩm tương đối của không khí thấp là 65%. Trong thời gian chuyển mùa
(tháng 4-5) có sự di chuyển của khối không khí lạnh từ Bắc xuống Nam. Dần dần hướng
gió chủ yếu là Tây – Nam thổi từ đường xích đạo. Gió Tây Nam làm tăng độ ẩm không khí,
tuy nhiên mưa vẫn ít và không đều, nhiệt độ từ 25-300C. Vào mùa hè từ tháng 6 đến tháng 9
có gió mùa Tây Nam, nhiệt độ của không khí là 28-300C, chênh lệch nhiệt độ giữa ngày và
đêm không đáng kể, mưa trở nên thường xuyên và to hơn kéo dài vài giờ. Có kèm theo
giông tố, vận tốc gió là 25m/s, kéo dài từ 10-30 phút, độ ẩm không khí thời kỳ này là 8589%. Vào tháng 10 trong thời kỳ chuyển mùa lần thứ hai gió Tây Nam yếu dần thay bằng
gió Đông Bắc. Nhiệt độ không khí hạ thấp 24-300C vào cuối tháng hầu như hết mưa, các
dòng chảy tuân theo gió mùa và thuỷ triều. Nhiệt độ nước ở vùng thêm lục địa thay đổi
trong năm từ 24,9 – 29,60C, độ mặn nước biển từ 34-350C.

2


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất

SV: Phạm Văn Độ

Hình 1.1. Vị trí địa lý của mỏ Bạch Hổ
3


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất

SV: Phạm Văn Độ

1.2.Đặc điểm địa chất.
1.2.1.Đặc điểm kiến tạo.
Lát cắt mỏ Bạch Hổ bao gồm trầm tích cát sét đệ từ Neogen và Paleogen nằm trên

mỏng kết tinh tuổi Mezozoi. Chiều dày lớp phủ trầm tích ở vòm cấu tạo khoảng 3km và lên
tới 5-7 km ở các cánh và các nếp uốn kế cận. Trầm tích chứa sản phẩm là cát bột kết
Mioxen dưới (điệp Bạch Hổ), với các thân dầu trong tầng 22,23,24 và Oligoxen trên (điệp
Trà Tân) với các thân dầu trong tầng I, II, III, IV, V và Oligogen dưới (điệp Trà Cú) với các
thân dầu (VI, VII, VIII, IX, X).
Đá chắn của những thân dầu này là những tầng sét khu vực trong điệp Bạch Hổ trên
tầng 22, 23 và những tầng sét trong Oligoxen trên nằm trên các thân cát Oligoxen dưới và
đá mỏng. Đá chưa Oligoxen trên nằm giữa các lớp sét có dạng thấu kính và đặc trưng bởi dị
thường áp suất cao, hệ số dị thường lên đến 1,7. Đá phun trào trong núi lửa, bazan phát triển
mạnh giữa những trầm tích sét thuộc Oligoxen trên và dưới. Móng là đá granit có thành
phần khoáng vật khác nhau. Chiều dày lớn nhất được mở vào đá mỏng là 877m.
Thân dầu cho sản phẩm cao có dạng khối chứa trong đá mỏng hang hốc, nứt nẻ. Cấu
tạo bạch Hổ là nếp lồi lớn có 3 vòm chạy theo hướng kính tuyến, được phức tạp hoá bởi hệ
thống đứt gãy có biến độ tắt dần về phía trên theo lát cắt. Đối với nhiều đứt gãy có hướng
chủ yếu là kinh tuyến và hướng Đông Bắc – Tây Nam. Vòm trung tâm là vòm cao nhất của
cấu tạo, nó cao hơn vòm Bắc và vòm Nam tương ứng là 250m và 950m. Vòm Bắc là vòm
có cấu trúc phức tạp nhất của vòm nâng. Cánh Tây của nó bị phức tạp hoá bởi địa hào hẹp,
xa hơn nữa là vòm nâng mái được vạch ra. Cánh Đông và chính của vòm nâng bị chia cắt
bởi hàng loạt đứt gẫy thuận có hướng chéo tạo thành hàng loạt các khối bậc thang.
Vòm Nam là phần lún chìm nhất của cấu tạo, nó cũng bị hệ thống đứt gãy thuận chia
ra thành nhiều khối.
Nói chung cấu tạo này không đối xứng, góc nghiêng ở cánh rìa phía Tây tăng theo
chiều sâu từ 8-280, còn phía Đông từ 6-210, trục nếp lồi chìm nhất về hướng Bắc, thoát về
hướng Nam, kích thước cấu tạo 22x18km2.
1.2.2.Đặc điểm địa tầng.
Mỏ Bạch Hổ là mỏ dầu ở biển, loại đá vỉa, các lớp trầm tích là đá lục nguyên chứa
13 tầng sản phẩm cho dòng dầu công nghiệp, phần dưới trong đá nứt nẻ của móng phát hiện
thân dầu dạng khối cho sản lượng cao chứa phần lớn sản lượng của mỏ.

4

Trường Đại Học Mỏ Địa Chất

SV: Phạm Văn Độ

Dựa vào cấu trúc địa chất, tính chất và các đặc trưng nhiệt độ, áp suất vỉa trên đã
chia làm 4 phức hệ chứa dầu được phân cách bởi các tệp sét chắn khu vực dày; ba phức hệ
đá trầm tích chứa dầu và phức hệ thứ tư nằm trong tầng móng.
Phức hệ thứ nhất:
Phức hệ đá chứa dầu đầu tiên bao gồm tầng 23,24 thuộc điệp Bạch Hổ (Mioxen).
Trầm tích phức hệ này phân bổ trên khắp diện tích khu vực mỏ và trên các vùng lân cận.
Chúng được liên kết một cách chắc chắc trong các lát cắt của tất cả các giếng khoan, các
thân dầu của vòm này thuộc dạng vòm vỉa, tầng này dưới tầng kia, bị chia cắt bởi các đứt
gãy phá huỷ có ranh giới dầu nước và có đới chứa nước bao quanh phía ngoài. Áp suất vỉa
tương ứng với áp suất thuỷ tĩnh. Thành phần dầu của tầng trên khác với tầng dưới, khả năng
chứa dầu phân bố cả vòm trung tâm và vòm Bắc của mỏ.

•

• Phức hệ thứ hai:

Phức hệ chứa dầu thứ hai gồm các tầng sản phẩm I, II, III, IV, V của điệp Trà Tân
thuộc (Oligoxen thượng). Trầm tích của các tầng này được phân biệt bởi sự thay đổi mạnh
của hướng đá. Đá chứa chủ yếu ở rìa phía Bắc và cánh phía Đông của vòm Bắc. Ranh giới
tiếp xúc dầu - nước chưa được phát hiện. Đặc trưng của phức hệ này là áp suất vỉa cao.
•

Phức hệ thứ ba:
Phức hệ chứa dầu thứ ba gồm các tầng sản phẩm: VI, VII, VIII, IX, X của điệp Trà

Cú thuộc Oligoxen hạ. Các tầng sản phẩm này là cát kết phát triển trên toàn vộ 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.
Phần lớp sét giữa tầng IX và X ổn định nhất. Có áp suất vỉa khả đôi chút với áp suất
thuỷ tĩnh. Hệ số dị thường không vượt quá 1,2. Ranh giới tiếp xúc dầu nước chưa phát hiện
thấy, tính chất dầu của các tầng khác nhau.

• Phức hệ thứ tư:

Phức hệ chứa dầu thứ tư là đá nứt nẻ gồm granit và granodioxit. Khả năng dị dưỡng
của đá được hình thành do có độ nứt nẻ và hang hốc thông nhau bằng các khe nứt và sự
giãn cách. Thân dầu có dạng khối, ranh giới tiếp xúc dầu nước chưa được xác định.
Trong các công trình nghiên cứu cho thấy đá chứa trong khoảng địa tầng từ trên của
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 có dạng vỉa khối. Mức độ lưu thông về thuỷ lực của
từng cùng, từng đới và khoảng cách các đá chứa sản phẩm của thân dầu như nhau:
5


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất

SV: Phạm Văn Độ

+ Theo mặt đứt gãy kiến tạo với đá mỏng, các mặt đứt gãy này không làm màn chắn
mà ngược lại chúng làm tăng độ hang hốc của granit.
+ Theo mạng lưới các khe nứt kiến tạo trong đá đặc sít.
+ Theo các “Cửa sổ” trầm tích là các cùng không có sét làm vách ngăn cách giữa các
đá chứa.

6

Trường Đại Học Mỏ Địa Chất

SV: Phạm Văn Độ

Hình 1.2. Cột địa tầng tổng hợp của mỏ Bạch Hổ
7


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất

SV: Phạm Văn Độ

1.3.Đặc điểm cơ bản của vỉa sản phẩm:
1.3.1.Chiều dày tầng sản phẩm:
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 hay nhỏ hơn vòm Bắc 25,6%. 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.
1.3.2.Độ chứa dầu:
Dầu chủ yếu tập trung trong tầng 23 thuộc Oligoxen và tầng VI, VII, VIII, IX, X
thuộc tầng Oligoxen hạ và trong tầng mỏng. Độ chứa dầu trong tất cả các tầng còn lại thì
trữ lượng nhỏ hơn. Việc khai thác tất cả các tầng 22, 23, 24 có thể khai thác cùng một lúc.
Còn tầng I, II, III, IV, V thuộc Oligoxen được khai thác thực hiện bằng các tầng Oligoxen
hạ và đá mỏng.
Độ chứa dầu và tầng mỏng có thân dầu lớn nhất và cho sản lượng cao nhất của mỏ.
Đá mỏng là đá Granit và đá Granodionit có tính dị dưỡng được tạo từ quá trình địa chất như
phong hoá những khoáng vật không bền. Các dung dịch thuỷ nhiệt bị khử kiềm nứt nẻ kiến
8


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất

SV: Phạm Văn Độ

tạo đứt gãy, chuyển dịch cùng với việc tạo thành các đới Mionit dọc theo các mặt trượt nứt
và co lại của đá khi đông đặc của mắcma. Kết quả tạo thành đá chứa 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 theo
sườn tây của vòm Bắc, nhưng vòm Bắc lại đặc trưng bằng tính dị dưỡng kém, trong phạm
vi 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 hoà, thân dầu thuộc dạng khối chưa phát hiện
được chiều sâu ranh giới dưới của thân dầu mặc dù chiều dày của thân dầu là dày liên tục
bao trùm vòm trung tâm cũng như vòm Bắc, ranh giới cả thân dầu cấp (C2) chạy qua độ sâu
tuyệt đối 4121m. Theo số liệu giếng khoan Oligoxen hạ và điều này gắn liền với giá thiết kế
về thân dầu thống nhất của Oligoxen hạ và móng. Đối với những thân dầu này sự thống
nhất còn thấy ở tính chất lý hoá của dầu và áp suất vỉa. Tầng móng cho dòng dầu không lẫn
nước đối với độ sâu tuyệt đối.
1.3.3. 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%.
9


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất

SV: Phạm Văn Độ

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%.
1.3.4. Tính không đồng nhất.
Mỏ Bạch Hổ là mỏ có dạng đá vỉa của vòm Bắc, tính không đồng nhất của các
Mioxen cao nhất trong số các vỉa của mỏ.
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. Hệ số cát của vòm Bắc là 0,45 và hệ số cát của vòm trung
tâm là 0,34.
Tài liệu nghiên cứu mẫu lõi và tài liệu đo đạc ở tầng Mioxen cho thấy lát cắt các tập
không đồng nhất.
• Các thân dầu Oligoxen hạ:

Theo tài liệu địa chất 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 cho thấy rằng trong các đối tượng có đá
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.
Nhìn chung khi đánh giá mức độ không đồng nhất của các tầng sản phẩm, 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%.
1.4. Đặc điểm cơ bản của các chất lưu.

∗ 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.

10


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất

SV: Phạm Văn Độ

. 3,54 cho Oligoxen thượng.
. 1,94 cho Oligoxen hạ.
. 1,76 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 I đến nhóm III)
* 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 ρ
Độ nhớt của dầu µ
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/m3 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.

11


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất

SV: Phạm Văn Độ

Bảng 1.1. Các nhóm dầu của mỏ Bạch Hổ

Các thông số
Số
nhó
m

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

Tỷ suất

(MPa)

(m3/t)

khí dầu

Hệ số
thể tích

Độ nhớt
dầu vỉa
(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

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

∗ 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 hoặc xanh nhạt.

∗ 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.

12


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất

SV: Phạm Văn Độ

∗ 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 là khí ở bất cứ nhiệt độ và áp suất nào mà không hòa tan trong các
hydrocacbon lỏng.

∗ 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.
Bảng 1.2. Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu.
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

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.

∗ Nước:
13


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất

SV: Phạm Văn Độ

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.

∗ 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 (N 2),
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 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.
1.5. Nhiệt độ và gradient địa nhiệt.
a. 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 ÷ 5 0C.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 ÷ 5 0C. Các lớp phủ gặp móng sâu hơn
(4000m) thì GDN từ 3 ÷ 40C.
b. 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 2,5 0C. Ở độ sâu
4300m có nhiệt độ là 157,50C.
14


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất

SV: Phạm Văn Độ

1.6. Tình hình khai thác ở 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
1.6.1 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%.
1.6.2 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%.
1.6.3 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%

CHƯƠNG II
15


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất

SV: Phạm Văn Độ

CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC VÀ CƠ SỞ ĐỂ LỰA CHỌN KHAI
THÁC BẰNG GASLIFT TẠI MỎ BẠCH HỔ
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.

Hình 2.1 - Các hệ thống của khai thác 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
16


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất

SV: Phạm Văn Độ

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.
2.1. Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm piston cần và máy bơm guồng xoắn
2.1.1. 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 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.
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.
- Dễ dàng xác định hư hỏng của máy bơm và xử lý khi bị ăn mòn.
2.1.3. Nhược điểm
- 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.
17


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất

SV: Phạm Văn Độ

- Không thể sơn phủ bên trong ống khai thác một lớp chống ăn mòn.
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. 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.
2.2.1

Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm
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.
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.
18


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất

SV: Phạm Văn Độ

- 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.
2.2.3 . 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.
- 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.
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 , 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 20º ÷ 30º. Phương pháp này không được áp dụng ở mở Bạch Hổ.
2.3 . Phương pháp khai thác dầu bằng bơm ly tâm điện chìm

2.3.1. 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.
19


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất

SV: Phạm Văn Độ

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.
- Cho phép đưa giếng vào khai thác sau khi khoan xong.
2.3.3.Nhược điểm :
- 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...
- 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.

20


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất
2.3.4

SV: Phạm Văn Độ

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 350 0F, 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 H 2O, 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.
2.4. Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift
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 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 dầu đi lên, nhờ đó mà dòng sản phẩm được
nâng lên mặt đất và vận chuyển đến hệ thống thu gom và xử lý.
2.4.2 Ưu điểm :
- Có thể đưa ngay giếng vào khai thác khi giai đoạn tự phun kém hiệu quả.
- Cấu trúc cột của ống nâng đơn giản không có chi tiết chóng hỏng.
- Phương pháp này có thể áp dụng với giếng có độ sâu, 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 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.

21


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất

SV: Phạm Văn Độ

- 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 nhiễm 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 khai thác 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.
2.4.3 Nhược điểm :
- Đầu tư cơ bản 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.
- Không tạo được chênh áp lớn nhất để hút dầu ở 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.
2.4.4 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 cả ngoài biển, đặc biệt đối với vùng xa dân cư và khó đi lại. Giải pháp
này thích hợp với những giếng có tỷ số khí dầu cao, có thể khai thác ở những giếng có độ
nghiêng lớn và độ sâu trung bình của vỉa sản phẩm trên 3000m. Phương pháp này hiện đang
được áp dụng rộng rãi trên mỏ Bạch Hổ.
2.4.5

Đặc điểm cụ thể của phương pháp gaslift.
- Phương pháp áp dụng khi giếng không thực hiện được quá trình tự phun .

22

Trường Đại Học Mỏ Địa Chất

SV: Phạm Văn Độ

- Bản chất của phương pháp như sau: (xem hình vẽ) Bơm khí nén vào ống bơm ép làm
cho chất lỏng trong ống khai thác di chuyển xuống đế ống nâng. Khi mực chất lỏng đến đế ống
nâng, áp suất nén khí đạt giá trị cựa đại, áp suất tại thời điểm này gọi là áp suất khởi động (P kd).
Khí nén tiếp tục đi vào ống nâng hoà trộn với chất lỏng, làm cho tỷ trọng cột chất lỏng giảm
trong ống nâng giảm, dẫn đến Pđ giảm , chênh áp ∆ p tăng, chất lỏng đi từ vỉa vào đáy giếng
và đi lên miệng giếng

Hình 2.2. Sơ đồ khai thác dầu bằng gaslift
- Hiệu quả của phương pháp Gaslift phụ thuộc vào:
+ Độ sâu dẫn khí ( Chiều sâu nhúng chìm ống nâng).
+ Lưu lượng khí (Qhd).
+ Áp suất trên nhánh xả.
+ Hệ số sản phẩm ( Độ cho dầu của vỉa).
+ Lượng khí tách ra khỏi dầu (Ghd ).
+ Tính chất dầu ( µ , ρ …)
+ Cấu trúc ống khai thác.
23


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất

SV: Phạm Văn Độ

* Ưu điểm của phương pháp Gaslift:
+ Cấu trúc ống nâng đơn giản, không có chi tiết dễ hư hỏng.
+ Sử dụng ở giếng có độ sâu và nghiêng lớn.

+ Khai thác được lưu lượng lớn, dễ điều chỉnh Qkt.
+ Khai thác giếng có yếu tố khí Giếng lớn và Pbh cao.
+ Khai thác giếng có t0 cao, hàm lượng parafin lớn, có cát
+ Tính ăn mòn mạnh.
+ Khảo sát và xử lý giếng thuận lợi (Không cần nâng cột ống khai thác).
+ 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
* Nhược điểm :
+ Đầu tư ban đầu lớn.
+ Năng lượng chi phí cho 1 tấn sản phẩm lớn.
+ Hệ số hiệu dụng của cột ống nâng và cả hệ thống thấp.
Tùy thuộc vào phương pháp bơm ép khí nén và lưu lượng khai thác mà chia ra làm
2 phương pháp khai thác Gaslift.
2.4.5.1 Phương pháp khai thác gaslift liên tục:
Phương pháp Gaslift liên tục là phương pháp khí nén đưa vào khoảng không vành
xuyến giữa ống chống khai thác và cột ống nâng, còn sản phẩm theo ống nâng lên mặt đất
liên tục.
* Phạm vi ứng dụng: khai thác Gaslift liên tục được áp dụng tốt nhất đối với các giếng:
+ Có lưu lượng khai thác lớn.
+ Sản phẩm cát hay bị ngập nước.
+ Sản phẩm có độ nhớt cao, dòng chảy có nhiệt độ lớn.
24


Trường Đại Học Mỏ Địa Chất

SV: Phạm Văn Độ

+ Có tỷ suất khí cao mặc dù sản lượng giếng có thể nhỏ.

* Ưu điểm:
+ Năng lượng của khí nén và khí đồng hành được tận dụng tại miệng giếng để vận
chuyển sản phẩm đi tiếp đến hệ thống thu gom và xử lý.
+ Lưu lượng khai thác tương đối ổn định, hạn chế được nhiều phức tạp trong hệ
thống Gaslift.
+ Điều chỉnh lưu lượng khí nén thuận lợi bằng côn điều khiển.
+ Có thể điều chỉnh lưu lượng khai thác bằng việc điều chỉnh lưu lượng khí nén.
* Nhược điểm: Không hiệu quả đối với giếng có mực nước động thấp (mặc dù lưu
lượng khai thác lớn).
2.4.5.2 Phương pháp khai thác Gaslift định kỳ:
Khai thác Gaslift định kỳ được tiến hành bằng cách ép khí vào khoảng không vành
xuyến và hỗn hợp sản phẩm khai thác theo ống khai thác lên mặt đất diễn ra không liên tục
mà có định kỳ được tính toán dựa theo các thông số địa chất kỹ thuật của đối tượng khai
thác.
* Phạm vi áp dụng:
+ Có áp suất đáy thấp nhưng hệ số sản phẩm cao.
+ Có hệ số sản phẩm thấp.
+ Giếng sâu và mực chất lỏng thấp.
+ Có lưu lượng khai thác nhỏ.
* Ưu điểm:
+ Kinh tế và linh hoạt (giá thành khai thác và thiết bị cho các giếng sâu với mực
chất lỏng thấp, thấp hơn so với các phương pháp cơ học khác).
* Nhược điểm:
+ Lưu lượng cực đại bị giới hạn.
+ Không thích hợp với các giếng sâu, ống nâng nhỏ đặc biệt là ống dạng mì ống do
khả năng tải của giới hạn ống bị.
25