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

1

MỤC LỤC



2

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 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 thầy giáo
VŨ THIẾT THẠCH và các anh,các chú làm việc trong XNLDDK
Vietsovpetro đã giúp em hoàn thành đồ án này.

Sinh viên thực hiện:
PHẠM VĂN CƯỜNG


3

CHƯƠNG I: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ- ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ.
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 8 0,30’ đến 110,00’
vĩ tuyến Bắc và từ 106o40’ đến 108o 40’ kinh độ Đông, phía Đông- Nam là mỏ
Đại Hùng, phía Tây- Nam 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 - 30 o C), chủ


4

yếu là gió mùa Đông- Bắc với những trận gió lớn tới 20 km/h tạo nên sóng cao
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 - 32 oC), 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 6 0 đến 210˚ ở cánh
Đông. Trục nếp uốn ở phần kề vòm thấp dần về phía Bắc với góc dốc 210 0
(đo ở giếng 604) và tăng
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 4 0 - 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


5

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 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.
- 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.
- 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.


6

Hình 1.2. Cột địa tầng mỏ Bạch Hổ
1.2. Đặc điểm cơ bản của vỉa sản phẩm và các chất lưu.


7

1.2.1. Đặc điểm cơ bản của vỉa sản phẩm:
a. 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. Kết quả thành tạo đá chứa
dạng hang 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 và dọc theo sườn tây của vòm Bắc. Ngược lại, vòm Bắc có
tính dị hướng kém khả năng cho sản phẩm thấp ở các giếng khoan. Ngoài ra,
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 – C 2) 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.


8

Thân
dầu

Mioxen
dưới

Điệp
- phụ
điệp

Vòm

Độ sâu
ranh
Thân
giới
dầu,
dầu
đới
nước
(m)
1B -2913
2B -3816
3B -2835

Kích
thước
(km)

Độ
Chiều Chiều
Độ bão
dày dày hiệu rỗng hòa
(m) dụng(m) (%) dầu
(%)

20
20
20

57
57
57

8,4

29
19
19

57
57
57

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.

16
14

66
65

16

51

14
12

19
67

16

55

Bạch Bắc
Hổ
23 Trung
Tâm
Nam

1TT
2TT
1N

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

134
37
66

-2879 4,6x1,0
-2829 8,2x2,0
-3348 4,9x22,7

173
93
69

11,3

Bắc

Oligoxen
dưới

Vòm
Bắc
Trung
Tâm

Độ sâu
Cấp trữ
ranh giới
lượng
(m)
C1
C2
C1
C2

-4121

Kích
thước
(km)
19 x
4,5

Chiều
Chiều
dày trung
dày
bình
(m)
(m)
720
46,5

Độ
rỗng
(%)

2,1
1,0
-4121
970
742
3,1
1,4
Bảng 1.2: Đặc trưng của dầu trong đá móng.

Độ bão
hòa dầu
(%)
85
85

b.Tính dị dưỡng.
Các tầng sản phẩm mỏ Bạch Hổ được đánh giá theo nghiên cứu mẫu lõi
trong phòng thí nghiệm, theo kết quả Krota và nghiên cứu thủy động lực. Nghiên
cứu mẫu lõi trong phòng thí nghiệm để xác định độ rỗng, độ thấm, độ bão hòa
nước. Xử lý số liệu của nghiên cứu cùng với việc sử dụng các giá trị chiều dày
hiệu dụng trong khoảng bộ lọc (khoảng bắn mở vỉa) của giếng khoan.


9

Cát kết chứa sản phẩm ở tầng 23 vòm Bắc có độ rỗng nằm trong khoảng
14 ÷ 28% theo số liệu Karota. Giá trị trung bình để tính trữ lượng bằng 20%
rất phù hợp với kết quả phân tích mẫu lõi cũng như số liệu địa vật lý giếng
khoan. Độ bão hòa dầu trong đá chứa 57% được kết luận theo kết quả Karota.
Độ rỗng và độ bão hòa dầu tầng 23 vòm trung tâm thực tế có giá trị trùng với
vòm Bắc (độ rỗng 19% và độ bão hòa dầu 57%).
So với trầm tích Mioxen, trầm tích chứa sản phẩm Oligoxen dưới đặc
trưng bằng độ rỗng thấp hơn đáng kể (trung bình 12% theo mẫu lõi và 15% theo
địa vật lý giếng khoan) nhưng độ bão hòa dầu cao hơn trung bình khoảng 68%.
Đa số mẫu lõi chỉ đại diện cho phần rắn chắc khung đá, thường cho giá
trị độ rỗng trong khoảng một vài %. Địa vật lý giếng khoan nghiên cứu những
khoảng lớn hơn rất nhiều trong đó các đới hang hốc và nứt nẻ không được
nghiên cứu bằng mẫu lõi. Theo tài liệu địa vật lý giếng khoan đã xác định
được những khoảng độ rỗng rất cao tới 8,5% , còn độ rỗng trung bình có
chiều dày hiệu dụng khoảng 4,3%. Khi tính trữ lượng, độ rỗng được biện luận
cho chiều dày chung của đá móng với giá trị sau: vòm Bắc 2,5 ÷ 11,5%, vòm
Trung Tâm 2,4 ÷ 3,8%, đá móng ( được đánh giá bằng phương pháp gián tiếp)
vào khoảng 85%.
c.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.
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%.


10

1.2.2. 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.
. 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 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.


11

Số
Đối tượng
nhóm
I

II

III

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

Các thông số
Độ nhớt
Hệ số
dầu vỉa
thể tích
(MPa.s)

Áp suất bão
hòa
(Mpa.s)

Tỷ suất
khí dầu
(m3/t)

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

Tỷ trọng
dầu vỉa

Bảng 1.3. Các nhóm dầu của mỏ Bạch Hổ
∗ 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.
∗ 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


12

nào mà không hoà 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.
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 C 2+ lớn hơn ở các tầng Oligoxen
trên, dưới và Mioxen vòm Bắc rất nhiều (gần 39%). Khí thuộc loại không

chứa Lưu huỳnh và hàm lượng Cacbondioxit thấp (0,09 ÷ 0,61%), hàm lượng
khí Nitơ từ 1,0 ÷ 2,8% với các giá trị dị thường là 9,85% ở Oligoxen trên.
∗ 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.
∗ 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 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.
1.2.3. 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


13

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 ÷ 4 0C. 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.
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
0
2,5 C. Ở độ sâu 4300m có nhiệt độ là 157,50C.

CHƯƠNG II: TỔNG QUAN VỀ CÁC PHƯƠNG PHÁP
KHAI THÁC DẦU


14

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


16

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.
- 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 m 3/ngđ. Các vùng mỏ kế cận
có độ sâu tầng sản phẩm từ 1500 ÷ 2500m. Thân giếng có độ nghiêng trung
bình từ 20 ÷ 300. Phương pháp này không được áp dụng ở mở Bạch Hổ.
2.4. Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm điện ly tâm điện ngầm:
a. Bản chất của phương pháp :


17

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.
- 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 21m 3/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 700m 3/ngđ ở độ sâu 2400m
đối với máy bơm có trục nhỏ và không lớn hơn 100m 3/ngđ đối với
máy bơm có đường kính lớn từ các giếng có đường kính ống chống


18

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 250 0F. Đặc biệt hiệu
quả trong những giếng khai thác dầu có độ ngậm nước cao và giếng dầu chưa
bão hoà nước.
Ngày nay với sự phát triển của kỹ thuật hệ thống bơm điện chìm được
sử dụng trong những giếng có nhiệt độ lên tới 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 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 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.
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.


19

- 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.
- 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.
- Thiết bị lòng giếng tương đối rẻ tiền và chi phí bảo dưỡng thấp hơn so
với phương pháp khai thác cơ học khác.
- 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.
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.
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.
b. Đặc điểm cụ thể của phương pháp gaslift.
- Phương pháp Gaslift là phương pháp khai thác cơ học.
- Phương pháp áp dụng khi giếng không thực hiện được quá trình tự phun .
- Bản chất của phương pháp như sau: (xem hình vẽ) Bơm khí nén vào ống
bơm ép làm cho chất lỏng trong ống bơm ép 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


20

giếng và đi lên miệng giếng.
C

KN

L

Ô KT (NKT )
Ô Bơm Ép
P
đ

P
V

- 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.
* 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.


21

+ 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.
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.
+ 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).
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).


22

* 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 ống bị giới hạn.
+ Áp suất dao động mạnh vùng cận đáy giếng có thể dẫn đến sự phá
huỷ đáy giếng.
+ Khó điều khiển trong hệ thống Gaslift khép kín và nhỏ .

Ngoài ra còn có phương pháp khai thác Gaslift không cần máy nén khí.
c. Cơ sở lý luận chọn phương pháp khai thác gaslift liên tục cho giếng
thiết kế.
Từ đặc tính của những phương pháp đã nêu trên, cùng với bảng tổng
kết khả năng hiệu quả áp dụng các phương pháp khai thác cơ học theo bảng
2.1, ta có thể thấy rõ luận chứng khoa học lựa chọn phương pháp Gaslift ở mỏ
Bạch Hổ.
Điều kiện khai thác ngoài biển phức tạp và khó khăn hớn rất nhiều so
với đất liền. Do vậy thời gian khai thác và phát triển mỏ thường kéo dài trong
khoảng 20 ÷ 30 năm. Vì vậy 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 và tận dụng cơ chế năng lượng
của vỉa sản phẩm.
Với điều kiện hiện tại ở mỏ Bạch Hổ ngoài đối tượng móng đang khai
thác theo chế độ tự phun cho sản lượng cao và áp suất giảm không đáng kể thì
hầu hết các giếng khai thác ở tầng Mioxen và Oligoxen đã ờ thời kỳ cuối của
quá trình tự phun hoặc ngừng phun và bị ngập nước. Do đó việc đưa các
giếng này vào giai đoạn khai thác cơ học là rất cần thiết.
Qua phân tích các ưu nhược điểm của từng phương pháp khai thác cơ
học ở trên ta nhận thấy rằng một số hạn chế của phương pháp này có thể khắc
phục bằng phương pháp khác. Nhưng điều này không toàn diện vì bản thân
ưu và nhược điểm của các phương pháp trên không thể bù trừ nhau. Để có cơ
sở lựa chọn phương pháp khả thi và hiệu quả nhất đối với điều kiện mỏ Bạch
Hổ cần phải xét đến các yếu tố sau:
- Tính chất lưu thể của vỉa (dầu, khí, nước)
- Tính chất colectơ của đá chứa.
- Điều kiện địa chất của mỏ tiến hành khai thác.
- Tình trạng kỹ thuật, công nghệ áp dụng trên mỏ và thiết bị hiện có.
- Điều kiện thời tiết, khí hậu và kinh tế xã hội.

23

- Đánh giá hiệu quả kinh tế kỹ thuật thông qua các thí nghiệm trên mỏ.
Trên cơ sở phân tích ưu nhược điểm của các phương pháp khai thác dầu
bằng cơ học trên thế giới, liên hệ với điều kiện thực tế của mỏ Bạch Hổ, em
thấy rằng : với các giếng khai thác tập trung trên giàn cố định hay giàn tự
nâng với diện tích sử dụng hạn chế, độ sâu vỉa sản phẩm tương đối lớn từ
3000 ÷ 5000m, sản lượng khai thác lại lớn, nên giải pháp khai thác bằng máy
bơm piston thuỷ lực là kém hiệu quả đối với mỏ Bạch Hổ.
Năm 1998 Viện nghiên cứu khoa học và thiết kế dầu khí biển của xí
nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã tiến hành thử nghiệm với bộ máy bơm
piston thuỷ lực và máy bơm ly tâm điện chìm trên một số giàn cố định. Kết
quả thử nghiệm cho thấy khả năng sử dụng máy bơm thuỷ lực khi khai thác
giếng có lưu lượng 30 ÷ 50m3/ngđ và sản phẩm khai thác có độ ngậm nước
cao là không hiệu quả. Các lần thử nghiệm máy bơm thuỷ lực đã chỉ ra hàng
loạt nhược điểm về đặc tính kỹ thuật của máy bơm, do vậy máy bơm không
bền và chóng hỏng.
Từ năm 1991 tại mỏ Bạch Hổ đã tiến hành thử nghiệm khai thác bằng
máy bơm ly tâm điện chìm với mục đích xác định phạm vi sử dụng của máy
bơm đối với dầu có yếu tố khí cao. Kết quả thử nghiệm như sau :
- 50% hỏng hóc của máy bơm ly tâm điện ngầm xảy ra ở phần điện trong
đó có 30% hỏng là do đường dây điện bị chầy xước trong khi thả máy bơm
xuống giếng nghiêng và sâu.
- 83% máy bơm ly tâm điện ngầm làm việc trong điều kiện có hệ số làm
việc tối ưu.
- Chu kỳ giữa hai lần sửa chữa giếng khai thác bằng máy bơm ly tâm
điện ngầm tại mỏ Bạch hổ thay đổi trong phạm vi tương đối lớn, trung bình từ
6 - 8 tháng.
Kết quả cho thấy nhiệt độ làm việc của động cơ trong thời gian làm việc

luôn gần giá trị tới hạn của động cơ, nhất là khi khai thác ở tầng móng có
nhiệt độ cao. Trong điều kiện làm việc như vậy tuổi thọ và khả năng làm việc
của máy bơm giảm. Mặt khác ở mỏ Bạch Hổ có nhiều giếng khoan nghiêng,
điều đó dẫn tới khó khăn trong việc thả máy bơm. Hệ thống bảo vệ dây cáp bị
xây xát trong quá trình thả hoặc máy bơm có thể kẹt không quay được do độ
nghiêng của giếng lớn.
Bên cạnh đó phần lớn giếng ở mỏ Bạch Hổ có đường kính ống chống
khai thác là 168mm. Với đường kính đó nếu lưu lượng khai thác nhỏ hơn


24

200m3/ng.đ thì có thể sử dụng máy bơm ly tâm điện ngầm, đối với các giếng
có độ sâu 3500m và không thể sử dụng máy bơm ly tâm điện ngầm để khai
thác với sản lượng lớn hơn 300T/ng.đ. Vì đường kính ống khai thác nhỏ.
Nếu dùng máy bơm ly tâm điện ngầm cho toàn bộ mỏ thì vấn đề kéo thả
máy bơm trong quá trình sản xuất trở thành nan giải và cần đến tầu khoan kết
hợp điều kiện thời tiết cho phép. Giải pháp sử dụng máy bơm ly tâm điện
ngầm chỉ có tính khả thi, khi khai thác cục bộ ở từng giếng.
Từ những vấn đề thực tế trên : với bơm piston không sử dụng do hàm
lượng khí trong dầu cao. Bơm ly tâm điện chìm làm việc kém hiệu quả không
phù hợp với điều kiện tại mỏ Bạch Hổ. Kết hợp với điều kiện cụ thể của các
giếng dầu trên mỏ Bạch Hổ: hiện nay có khoảng 60% các giếng đã ngưng tự
phun do ngập nước do áp suất vỉa thấp. Các giếng đều có profin xiên, song có
2 trạm nén khí đặt tại mỏ, có công suất 2 triệu m 3/ngđ và 8,1 triệu m3/ngđ
dùng cho việc khai thác và vận chuyển khí vào đất liền.
Như vậy, phương pháp khai thác bằng Gaslift là phù hợp hơn cả. Phương
pháp Gaslift có thể khai thác kế tiếp phương pháp tự phun. Nó có nhiều ưu
điểm hơn so với các phương pháp khai thác cơ học khác không những về mặt
kỹ thuật công nghệ mà còn về mặt kinh tế. Với các trang thiết bị hiện đại rất

phù hợp phương pháp khai thác này đã hứa hẹn mang lại hiệu quả cao hơn các
phương pháp khai thác cơ học khác. Vậy việc lựa chọn phương pháp Gaslift
áp dụng cho toàn mỏ Bạch Hổ nói chung và cho giếng đang thiết kế nói riêng
là hoàn toàn đúng đắn.
Đối với giếng thiết kế em chọn phương pháp khai thác gaslift liên tục vì
giếng có lưu lượng khai thác cao, hệ số sản phẩm tương đối cao và giếng có
mực nước thủy động cao. Vậy các điều kiện đó đảm bảo cho giếng có thể khai
thác bằng phương pháp gaslift liên tục với hiệu quả cao.
Điều kiện khai thác
Ngoài khơi
Sa mạc
Thành phố đông dân
Một giếng riêng lẻ
Một nhóm giếng

Nguyên lý truyền động
Bằng cần
Bằng thuỷ lực
Bằng điện
Bằng khí
Loại
Piston
Loại
MB cần
Loại
Loại
guồng
thuỷ lực
bơm ly
Gaslift

kéo
phun tia
xoắn
xoắn
ngầm
tâm
Trung Trung bình Tốt
Tốt
Khá
Khá
Khá
bình
Khá
Khá
Khá
Trung
Trung
Khá
Khá
bình
bình
Xấu
Khá
Tốt
Tốt
Khá
Khá
Khá
Tốt Trung bình
Tốt

Tốt
Trung Trung
Xấu
bình
bình
Trung
Khá
Tốt
Tốt
Khá
Khá
Tốt


25
bình
Độ sâu giếng lớn
T. bình Trung bình
Áp suất vỉa thấp
Tốt
Khá
Nhiệt độ vỉa cao
Khá
Xấu
Sản phẩm có độ nhớt cao Trung
Tốt
bình
Sản phẩm có độ ăn mòn Trung
Trung
cao

bình
bình
Sản phẩm có chứa cát
Trung
Trung
bình
bình
Xuất hiện lắng đọng Trung
Trung
muối
bình
bình
Xuất hiện nhũ tương
Tốt
Khá
Yếu tố khí dầu cao

Trung
bình

Thay đổi sản lượng và
chuyển sang khai thác
định kỳ
Tiến hành khảo sát giếng
Giếng khoan nghiêng và
ngang
Sửa chữa bằng tời
Bơm hoá phẩm

Xấu

Xấu
Xấu
Trung
bình

Tốt
Tốt
Khá
Khá

Tốt
T. bình
Tốt
Khá

Khá
Khá
Xấu
Xấu

Khá
Khá
Xấu
Tốt

Tốt

Tốt

Xấu

Tốt

Tốt

Tốt

Xấu

Khá

Khá

Tốt

Xấu

Trung
bình
Trung
bình

Trung
bình
Khá

Khá

Trung
bình

T.
bình
Xấu

Trung
bình
Trung
bình
Khá

Tốt

Xấu

Xấu
Trung
bình
Xấu
Trung
bình

Xấu
Trung
bình
Xấu
Trung
bình

Xấu
Tốt

Xấu
Trung
bình
Xấu
Trung
bình

Tốt
Tốt

Tốt
T. bình
Tốt
Trung
bình
Trung
bình
Khá
Xấu
T. bình

Trung
bình
Trung
bình

Khá

Xấu

Trung
bình
Xấu
Trung
bình

Tốt
Tốt

Tốt

Tốt
Tốt

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

CHƯƠNG III: CƠ SỞ LÝ THUYẾT KHAI THÁC
DẦU BẰNG GASLIFT
3.1. Sơ đồ nguyên lý cấu trúc Hệ thống cột ống khai thác bằng gaslift.
∗ Hệ thống ống khai thác bằng Gaslift có thể phân loại như sau :
- Theo số lượng cột ống thả vào giếng người ta chia ra :
+ Cấu trúc 1 cột ống.
+ Cấu trúc 2 cột ống.
- Theo hướng đi của khí nén và dòng sản phẩm người ta chia ra hai chế độ
khai thác :
+ Chế độ vành khuyên.
+ Chế độ trung tâm.