Thiết kế khai thác tối ưu dầu bằng phương pháp Gaslift cho giếng 709 RC7

1

LỜI NÓI ĐẦU
Dầu khí là nguồn năng lượng và nguồn nguyên liệu chủ đạo trong nền kinh tế thế
giới, cũng như mang tính chất chiến lược của mỗi quốc gia. Ngành Dầu khí nước ta
tuy còn khá trẻ nhưng đã có những đóng góp quan trọng vào sự phát triển của nền
kinh tế nước nhà. Đến nay ngành Dầu khí đã tự khẳng định mình là một ngành công
nghiệp mũi nhọn trong công cuộc công nghiệp hóa và hiện đại hóa đất nước. Với
những lợi thế từ nguồn tài nguyên sẵn có, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam không ngừng
xây dựng và vững mạnh, ngày càng phát triển không chỉ ở trong nước mà còn vươn xa
tới thị trường quốc tế.
Mỏ Rồng được biết đến là mỏ có trữ lượng lớn. Nhưng hiện nay ở mỏ Rồng 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. Theo thời gian
năng lượng vỉa giảm dần mặc dù đã áp dụng các biện pháp duy trì áp suất vỉa. Việc
lựa chọn phương pháp khai thác là rất cần thiết nhằm duy trì sản lượng khai thác ở
mức cao và nâng cao hệ số thu hồi dầu của mỏ.
Nhiều vấn đề thực tế đặt ra đòi hỏi phải có những nghiên cứu, khảo sát nhằm nâng
cao hiệu quả của phương pháp khai thác. Việc phân tích và khảo sát nhằm đưa ra chế
độ làm việc tối ưu của giếng là việc hết sức cần thiết. Vì vậy em đã mạnh dạn chọn đề
tài tốt nghiệp của mình là “ Thiết kế khai thác tối ưu dầu bằng phương pháp
Gaslift cho giếng 709 RC7 ” để tìm hiểu về vấn đề này.
Do kiến thức chuyên sâu về nghiên cứu có hạn nên chắc chắn không tránh khỏi
những thiếu sót. Vì vậy rất mong nhận được được nhiều ý kiến bổ sung và xây dựng
từ quý thầy cô để đề tài hoàn thiện hơn.
Để hoàn thành đề tài này em xin gửi lời cảm ơn chân thành tới thầy Th.S Nguyễn
Văn Thành cùng các thầy cô trong Bộ môn đã tạo điều kiện giúp đỡ và chỉ dạy em
trong thời gian qua để em hoàn thành đề tài này.
Hà Nội, tháng 06 năm 2017
Sinh viên thực hiện
Đào Văn Thịnh

2

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ VÙNG MỎ RỒNG
1.1. Khái quát chung về mỏ Rồng
1.1.1. Vị trí địa lý
Bồn trũng Cửu Long nằm ở thềm lục địa phía Nam Việt Nam, được phân chia
làm nhiều Lô, chứa hầu hết những mỏ dầu khí lớn như Bạch Hổ, Rạng Đông, Rồng,
Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng, Cá Ngừ Vàng, Tê Giác Trắng.... Mỏ Rồng nằm
ở lô số 09 thuộc bồn trũng Cửu Long. Cách cảng Vũng Tàu 120 km về phía Đông
Nam, nơi tập trung các căn cứ dịch vụ của XNLD “VIETSOVPETRO”. Cấu tạo Rồng
nằm trên đới nâng trung tâm có hướng Đông Bắc và chiều dài khoảng 55 km và chiều
rộng không quá 10 km.
Mỏ Rồng trên thực tế là một vùng mỏ bao gồm 4 mỏ : Rồng (khu vực giếng
khoan R1, R2, RP-1, R3), Đông Rồng (khu vực RP-2), Đông Nam Rồng (khu vực
RC-2) và một phần cấu tạo Nam Rồng chưa khoan, phân bố trên một diện tích rộng
khoảng 400 km2.

Hình 1.1 : Vị trí địa lý của mỏ Rồng


3

Chiều sâu mực nước biển ở khu vực mỏ Rồng vào khoảng 25 ÷ 50 m. Nước biển
có nhiệt độ trong khoảng từ 24.9 °C ÷ 29.6 °C, nồng độ muối từ 33 ÷ 35 g/l. Khí hậu ở
vùng mỏ là nhiệt đới gió mùa, nhiệt độ trung bình của không khí là 27 °C.
1.1.2. Lịch sử tìm kiếm thăm dò
Mỏ Rồng được phát hiện năm 1985 bằng giếng khoan tìm kiếm R1 đầu tiên
khoan trên đỉnh vòm dựa theo “Phương án tìm kiếm thăm dò trên cấu tạo Rồng” do

giám đốc Vietsovpetro phê duyệt. Cho đến 1/5/1997 đã có 14 giếng tìm kiếm thăm dò,
12 giếng khai thác với tổng số mét đã khoan là 48814m và 33059m.
Năm 1985-1989 đã tiến hành khoan các giếng R1, R2, R3, R4. Trong đó phát
hiện dầu trong Mioxen dưới ở R1, R2. Trong Oligoxen ở R2, R3, Khí và condensat ở
R3. Giếng R4 thì khô không thấy sản phẩm. Khu vực trung tâm có giếng khoan R9,
R101, R16. Khu vực Đông Bắc có giếng khoan R3, R6, R7, R8.
Dựa vào dữ liệu khoan, địa chấn bổ sung để hiệu chỉnh các giếng khác tiếp theo
nhằm nâng cao hiệu quả công tác. Năm 1992 gần khu vực giếng R9 đã xây dựng giàn
khai thác cố định RP-1, từ giàn khoan đã khoan giếng thăm dò R101 và giếng khai
thác R11. Trong đó 2 giếng R116 và R109 có nhiệm vụ thăm dò chi tiết. Chúng đã
khoan vào móng và xác định được là đá móng có chứa nước. Trên kết quả của R3 và
R6 đã xây dựng giàn nhẹ RC-1 trên khu vực Đông Bắc nhằm thằm dò chi tiết khai
thác thử công nghiệp vỉa dầu trong Mioxen và Oligoxen.
Năm 1993 được đánh dấu bằng việc mở thêm 2 mỏ mới là Đông Rồng (1993)
và Đông Nam Rồng (1995) với giếng mỏ tương ứng là R11 và R14. Tại Đông Nam
Rồng khi triển khai “Đề án thăm dò chi tiết và khai thác thử công nghiệp khu giếng
khoan R14” thì đã xây dựng giàn nhẹ RC-2 năm 1995. Từ RC-2 khoan thêm giếng
khoan thăm dò R21 và giếng khoan khai thác RC-2-01. Kết quả của 2 giếng này đã
khẳng định giá trị công nghiệp của mỏ.
Năm 1997 từ khối chân đế RP-2 đã kết thúc khoan giếng thăm dò R18 trên mỏ
Đông Rồng, thử vỉa đã nhận được dòng dầu công nghiệp từ Oligoxen hạ còn móng thì
hầu như khô.
Sản lượng:
• Hầu hết các giếng khoan ở đây cho lưu lượng nhỏ trong khoảng 100÷300
thùng/ngày. Đông Nam Rồng có giếng khoan (giếng R145) có lưu lượng rất lớn
(700÷1500 thùng/ngày).


4

• Đông Bắc Rồng phát hiện các biểu hiện dầu khí trong móng. Đông Rồng móng
được bao phủ bởi trầm tích Oligoxen dưới hoặc Mioxen dưới với thành phần
chủ yếu là sét, bột và cát với độ dày thay đổi trong khoảng 5÷40 m.
• Các tích tụ dầu khí cũng chủ yếu nằm trong đá trước Kainozoi, mức sản lượng
cao nhất dự kiến sẽ đạt là 12000÷18000 thùng/ngày.
1.2. Sơ lược về cấu trúc địa chất vùng mỏ
1.2.1. Đặc điểm địa tầng mỏ Rồng
Mỏ Rồng được phân bố trên đới trung tâm của bồn trũng Cửu Long, có cấu tạo hết
sức phức tạp, bị chia cắt thành nhiều khối riêng biệt bởi hệ thống đứt gãy theo nhiều
phương và biên độ khác nhau. Mỏ Rồng được phân chia ra hai tầng cấu trúc rõ rệt:
• Tầng móng có tuổi trước Đệ Tam
• Tầng trầm tích phủ có tuổi từ Oligoxen cho đến nay.
• Cả hai tầng đều có tính không đồng nhất rất cao theo mặt cắt và diện tích

Hình 1.2 : Bản đồ cấu tạo mỏ Rồng
Trầm tích Kainozoi phủ bất chỉnh hợp trên đá móng kết tinh. Đó là các trầm tích
ven biển, đầm hồ, châu thổ, ven châu thổ và tiền châu thổ lẫn vật liệu núi lửa. Trên cơ
sở nghiên cứu các vi hóa thạch và bào tử phấn, kết hợp nghiên cứu mẫu lõi, mẫu bùn,
tài liệu địa chấn, biểu đồ carota, các thành tạo trầm tích mỏ Rồng chia thành:
Paleogen, Neogen và Plioxen-các thành tạo Đệ Tứ.


5

Chiều dày lớp phủ dày từ 2500 m ở vòm cấu tạo đến phần lún chìm. Chiều sâu thế
nằm của các đơn vị địa tầng theo giếng khoan mỏ Rồng.
 Thành hê Biển Đông:
• Gồm Pliocence trên + Đệ tứ ( N2 + Q1) nóc thành hệ có độ sâu 100m (Đáy
biển), đáy thành hệ có sâu từ 670÷690 m tổng chiều dày 570÷590 m.
+ Thành phần thạch học: chủ yếu là cát thạch anh bở rời hạt thô đến rất thô,

sạn, sỏi cuội hạt trung đến thô, sét mềm lẫn bột màu xám, xanh, đỏ, vàng, bùn
đáy biển.
+ Môi trường lắng đọng trầm tích: biển nông.
 Các thành hê Miocence gồm:
• Miocence thượng (Đồng Nai): nóc thành hệ có độ sâu từ 670÷690m đáy có độ
sâu từ 1097÷1102m có tổng chiều dày 412÷427 m.
+ Thành phần thạch học: Cát sáng màu hạt thô tới rất thô, lẫn ít sạn, sỏi, cuội
hạt nhỏ, sét bột, đôi chỗ dẻo quánh, màu xanh, đỏ. bột màu nâu, xanh sẫm.
+ Môi trường lắng đọng trầm tích: biển nông ven bờ.
• Miocence trung - điệp Côn Sơn: được phân định giữa hai tầng phản xạ SH-2
và SH-1. Nóc thành hệ có độ sâu từ 1097÷1102m đáy có độ sâu từ
1670÷1697m có tổng chiều dày 573÷595 m. Không có vỉa dầu khí trong phần
lát cắt này.
+ Thành phần thạch học: Phần trên của Miocence trung - Cát thạch anh từ xám
đến xám sáng, hạt trung đến thô, sét màu xám xanh, nâu đỏ, nâu vàng, bột màu
xanh sẫm tới nâu sáng. Phần giữa và dưới của Miocence trung - Cát kết thạch
anh sáng màu, hạt trung gắn kết yếu, sét kết màu xám sẫm, xám nâu gắn kết
yếu, bột kết màu nâu, nâu nhạt gắn kết yếu. Tầng chắn khu vực Rotalit sét kết
màu xanh, đỏ, nâu có chứa hoá thạch cổ sinh Rotalia thuộc nhóm trùng
lỗ Foramonifera.
+ Môi trường lắng đọng trầm tích: Biển nông, ven bờ, lục địa bị xâm lấn.
• Miocence hạ - điệp Bạch Hổ: Được phân định bởi hai tầng phản xạ SH-3 và
SH-7. Ở các giếng khoan R1, R9, R106, R116 phần trên điệp Trà Tân bị bào
mòn, ranh giới dưới của điệp Bạch Hổ trùng với mặt bào mòn.Nóc thành hệ có
độ sâu từ 1670÷1697m đáy có độ sâu từ 2030÷2049m có tổng chiều dày
352÷360 m. Các thân cát ở đây có chiều dày biến đổi mạnh và diện tích phát
triển không lớn.
+ Thành phần thạch học: Cát kết thạch anh màu từ trong đục đến trong mờ,
xám sáng, xám vàng hạt từ trung đến thô, độ chọn lọc từ trung bình tới tốt, gắn

6

kết từ trung bình tới tốt, sét kết màu xám xanh, xám tối, xám nâu, nâu tối: Ranh
giới chuyển tiếp sang Oligocence hạ- Sét kết chuyển dần từ màu nâu---sang
nâu đỏ nhạt---nâu đỏ---nâu đỏ sẫm---nâu đỏ hơi đen---nâu đen---đen nâu: Là đã
chuyển sang nóc của Oligocence thượng.
+ Môi trường lắng đọng trầm tích: vũng, châu thổ, biển nông ven bờ.
 Thành hê Oligocence gồm:
• Oligocence thượng - điệp Trà Tân: Trên phần lớn diện tích kẹp giữa hai tầng
phản xạ SH11 và SH-7. Tại khu vực trung tâm, Nam cấu tạo Rồng (R1, R2, R9,
R16, R116, R119) và phần đỉnh cấu tạo Đông Nam Rồng (R14, R21) trung tâm
của điệp nằm trực tiếp trên móng. Nóc thành hệ có độ sâu từ 2030÷2049m đáy
có độ sâu từ 2629÷2656 m có tổng chiều dày 599÷607 m.
+ Thành phần thạch học: Cát kết thạch anh màu từ trong đục đến trong mờ,
xám sáng, hạt từ trung đến thô, rất thô, độ chọn lọc từ trung bình tới kém, gắn
kết tốt phần dưới thấy dấu hiệu bị Quắc zít hoá. Sét kết màu xáng sáng, xám
xanh, xám tối, nâu đỏ, nâu vàng, gắn kết tốt phần dưới thấy có dấu hiệu sét bị
phân phiến thành phiến sét.
+Môi trường lắng đọng trầm tích: sông ngòi và đầm lầy đôi khi biển nông ven
bờ.
• Oligocence hạ - điệp Trà Cú: Được mở tại 7 giếng khoan tìm kiếm thăm dò
(R3, R4, R6, R7, R8, R11, R18) và trên mặt cắt địa chấn chúng nằm ở mặt
phản xạ móng SH-B. Nóc thành hệ có độ sâu từ 2629÷2656 m đáy có độ sâu từ
2985÷2996 m có tổng chiều dày 340÷356 m.
+ Thành phần thạch học: Sét kết, bột kết, cát kết xen kẽ đôi khi gặp lớp sạn kết
và đá núi lửa với thành phần trung tính. Ở một số giếng khoan chiều dày đá núi
lửa đạt đến hàng chục mét. Tại phần đỉnh vòm cấu tạo Rồng (R1, R2, R9, R16,
R109, R116) và Đông Nam Rồng (R14, R21, RC-201) đều vắng mặt các trầm
tích điệp này.

+ Môi trường lắng đọng trầm tích: lục địa, đầm hồ và sông.


7

Hình 1.3 Cột địa tầng tổng hợp khu vực Rồng
1.2.2. Đặc điểm cấu trúc mỏ Rồng
Mỏ Rồng nằm trong đới nâng trung tâm của bồn trũng Cửu Long. Các đứt gãy
kiến tạo chính là thành phần của hệ thống đứt gãy kiến tạo trong bồn trũng Cửu Long
được hình thành chủ yếu trong giai đoạn từ Oligoxen muộn tới Mioxen sớm, phân
chia bồn thành nhiều đơn vị cấu trúc khác nhau. Trên cơ sở kiến tạo và phân bố các
tích tụ dầu khí mỏ Rồng được phân chia ra các khu vực sau:
• Khu vực đới nâng trung tâm.


8

• Khu vực đới nâng Đông Bắc bao gồm khối nâng cấu tạo bậc III và các đơn
nghiêng.
• Khu vực đới nâng Đông Nam bao gồm khối nâng bậc III và mũi cấu tạo cùng
bậc.
• Khu vực Tây Bắc bao gồm cánh sụt nghiêng Tây Bắc và mũi cấu tạo.
Các kết quả nghiên cứu và phân tích địa tầng mỏ Rồng cho chúng ta biết: Khu
vực này chịu ảnh hưởng của các pha kiến tạo trong các thời kỳ khác nhau:
1. Thời kỳ tạo móng trước Kainozoi
2. Thời kỳ Oligocence
3. Thời kỳ Pleistocence
Thời kỳ tạo móng trước Kainozoi là thời kỳ hoạt động kiến tạo mạnh nhất, các hệ
thống đứt gãy kiến tạo được hình thành chủ yếu trong giai đoạn này, thời kỳ sau
là Oligocence tuy yếu hơn giai đoạn trước song cũng tạo ra một loạt các pha phun

trào. Thời kỳ Pleistocen + Đệ Tứ ít có ảnh hưởng đến vùng này với các đặc điểm sau
đây:
• Bề dày trầm tích Oligoxen thay đổi nhanh, chúng thường vát nhọn về các đới
nâng thậm chí mất hẳn trên khối nâng (khối trung tâm) chúng tỏ mức độ sụp
lún của các khối hoàn toàn khác nhau.
• Bề dày trầm tích ở hai cánh đứt gãy thường thay đổi đột ngột chứng tỏ đây là
các đứt gãy đồng trầm tích.
• Có nhiều ranh giới bào mòn địa phương, khu vực chứng tỏ có sự thay đổi
hướng chuyển động của các khối trong quá trình trầm tích. Do khối sụt lún
chậm hơn hoặc nâng tương đối do mực nước biển khu vực theo quan niệm địa
chấn địa tầng hạ thấp xuống, đường bờ tiến ra phía biển.
• Có hoạt động magma phun trào trong Oligoxen, giai đoạn tách giãn chính
chứng tỏ các yếu tố cấu trúc và vật chất sau cũng như địa nhiệt đã tác động trực
tiếp vào việc hình thành hệ thống dầu khí ở khu vực mỏ Rồng.
• Có các đứt gãy hình họa chứng tỏ có các chuyển động ngang tương đối giữa
các khối.
Những đặc điểm nêu trên không phải lúc nào cũng thể hiện ở các khối, đới. Ở khối
này bào mòn thể hiện rất rõ, trong khi đới khác chỉ là gián đoạn trầm tích hoặc núi lửa
hoạt động rõ rệt ở khối này trong lúc khối bên cạnh trầm tích trong điều kiện tĩnh. Vì
vậy đặc điểm địa chất của cấu trúc cũng khác nhau.


9

1.2.3. Đặc điểm khối Móng
Đá móng sâu ở mỏ Rồng phân bố khá phức tạp. Các đá móng trong nhiều trường
hợp không tạo thành các thể khối thuần nhất, mà đan xen vào các khối đá chính còn có
các thể mạch, đai mạch, minh chứng cho các hoạt giai đoạn hoạt động magma ở
những thời kỳ khác nhau trong phạm vi của mỏ Rồng nói riêng và toàn bộ bồn trũng
Cửu Long nói chung. Phân tích một cách tổng thể có thể chia khối móng của mỏ Rồng

thành ba khối chính là: Khối Tây-Bắc, khối Giữa và khối Đông- Nam. Khối TâyBắc được nghiên cứu qua các mẫu lõi ở các giếng khoan R-1, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10,
109, 116. Khối Giữa: R-2, 16 và R-18. Khối Đông-Nam: Nghiên cứu mẫu lõi của 6
giếng khoan: R-14, 21, 201, 203, 206, 305.
Phần móng nứt nẻ được cấu tạo bởi các đá xâm nhập bao gồm granit, granodiorit,
tonalit, granosyenit, diorit và gabbrodiorit. Các loại đá phun trào cũng có mặt trong
thành phần không chỉ của đá móng mà cả trầm tích biến chất.
Thành phần thạch học khối móng: gồm nhiều đơn vị phức hệ magma:
• Nơi có thành phần xâm nhập sâu axit sáng màu Granit, granit biotit phức hệ Cà
Ná (Cách nay trên dưới 80 triệu năm).
• Nơi có nhóm xâm nhập sâu axit vừa gồm Granodioroit, adamelit, tonalit,
monzolit, monzolit thạch anh và sienit thạch anh (Phức hệ Định Quán, Đèo
Cả Cách nay trên dưới 150 triệu năm).
• Nhóm đá trung tính gồm có Diorit, Diorit thạch anh, gabrodiorit, monzogabro
(Thuộc phức hệ Ba Vì cách nay 40 -60 triệu năm)


10

Hình 1.4 : Kết quả minh giải địa vật lý giếng khoan tầng Móng mỏ Rồng
Nói chung thành phần thạch học của đá móng mỏ Rồng rất phức tạp, đa dạng ngoài
các thành phần các đá chính nêu trên còn có: Diorite, diorite thạch anh phân bố ở
phần Đông Nam, đôi khi xen kẹp các mạch tonalite (R-201), granodiorit hoặc
monzodiorite, monzonit, gabrodiorit và cả đá gơnai. Phía Tây và Bắc thành phần chủ
yếu của móng là Granite, granit biotit, xen kẹp là các thể mạch granodiorit (R-7),
adamelit (R-5), monzonit, monzodiorit thạch anh, sienit thạch anh, gabro (R-4) và
microdiorit (R-10).


11

Bảng 1.1 : Thành phần hóa học của đá móng ở một số giếng khoan
SiO2
TiO2
Al2O3
Fe2O3
FeO
MnO
MgO
CaO
Na2O
K2 O
P2O5
H2 O

1
71,68
0,40
14,89
2,07
0,09
0,36
2,14
3,22
4,91
0,16

2
67,64
0,54
15,32

0,15
3,01
0,07
2,14
3,50
3,59
3,67
0,13

3
72,75
0,17
13,72
0,17
1,91
0,07
0,36
1,67
3,33
4,88
0,25
0,12

1. Granit biotit
2. Granodiorit
3. Granit biotit
4. Tonalit
5. Diotit

4

62,60
0,40
17,21
1,57
4,71
0,08
2,36
4,58
2,38
1,89
0,27
0,18

5
62,78
0,56
16,15
1,70
3,98
1,02
2,26
4,39
2,57
1,82
0,21
0,16

6
72,14
0,28

13,73
1,38
0,82
0,09
0,42
0,62
3,59
6,11
0,12
0,11

Giếng khoan R203 (2785-2790 m)
Giếng khoan R116 (2730-2734.5 m)
Giếng khoan R201 (3023-3025.5 m)
Giếng khoan R16 (2930-2932 m)
Giếng khoan R14 (2842.5-2844 m)

1.2.4. Tính chất vỉa mỏ Rồng
Dầu ở mỏ Rồng chưa bão hoà khí, đặc tính hoá lý của dầu tách khí: Thuộc loại
dầu nặng; Độ nhựa: 3.6 - 4.96%; Nhiệt độ đông đặc: 30 - 310C, Các tính chất của nước
vỉa: Loại nước Cacl2 ; Độ khoáng hoá: 12 - 23g/l; áp suất bão hoà (RP-2: 13.55; RC-2:
7.66); Yếu tố khí (M3/gr): RP-2=101.1; RC-2=58; Hệ số thể tích: RP-2=1.347; RC2=1.183; Độ nhớt điều kiện vỉa (MPa*C): RP-2=0.847; RC-2=1.84; Độ nhớt điều kiện
vỉa (g/cm3): RP-2=0.7099; RC-2=0.7673; Độ nhớt điều kiện chuẩn (g/cm 3): RP2=0.8505; RC-2=0.8533.
Bảng 1.2 : So sánh giữa Rồng và Bạch Hổ
Rồng

Bạch Hô

Tổng bề dày trầm tích mỏng hơn Tổng bề dày trầm tích dày hơn (~3700(~2600-2700m)
3900m)

Khuyết tầng Oligocence hạ (Trà Cú)

Có Oligocence hạ


12

Không có tầng áp suất cao (Trà Tân là Có tầng áp suất cao (Trà Tân là thành
thành hệ BT)
hệ dị thường áp suất)
Trong trầm tích không có vỉa sản Trong trầm tích có vỉa sản phẩm
phẩm
(Miocence, Oligocence)
Có ranh giới Dầu - Nước

Không có ranh giới Dầu - Nước (Chỉ có
ranh giới bơm ép)

Có nhiều đơn vị phức hệ Macma hơn

Có ít đơn vị phức hệ Macma hơn

Tính thấm chứa của móng nhỏ hơn Lớn hơn
Bạch Hổ
Tính không đồng nhất của móng cao Tính không đồng nhất của móng thấp
hơn
hơn
Độ rỗng hở trung bình nhỏ hơn: Độ rỗng hở trung bình lớn hơn hơn:
0.93%
1.87%

1.3. Giới thiêu về giếng 709RC7
Giếng 709RC7- mỏ Rồng bắt đầu khoan vào ngày 10/04/2012, kết thúc công tác
khoan và thả ống chống 245 × 194mm vào ngày 27/04/2012, với chiều sâu đáy giếng
là 3420m.
Từ ngày 04/05/2012 đến ngày 08/05/2012: tiến hành bắn mìn mở vỉa và thực hiện
công tác chuẩn bị để tiến hành nứt vỉa thủy lực.
Ngày 09/05/2012: tiến hành công việc minifrac với 34,4 m 3 dung dịch và 0,183 tấn
hạn chèn trong thời gian 12 phút. Áp suất bơm tối đa 391atm, lưu lượng bơm 2,99
m3/phút.


13

Sau đó tiến hành công việc mainfrac với 115,2 m 3 dung dịch và 35,117 tấn hạn
chèn trong thời gian 45 phút. Áp suất bơm tối đa 301 atm, lưu lượng bơm trung bình
2,86 m3/phút.
Ngày 17/05/2012 tiến hành gọi dòng giếng với lưu lượng khí gaslift 15000 m 3/day,
Qct = 60m3/day. Qd = 0, Pm = 15,6 ÷ 18 atm, Pnc = 58 atm, %nước = 100%.


14

Hình 1.5 : Sơ đồ cấu trúc thiết bị miệng giếng 709RC7


15

CHƯƠNG 2: TỔNG QUAN VỀ CÔNG NGHỆ KHAI THÁC GASLIFT
2.1. Khái niêm, nguyên lý hoạt động của phương pháp

2.1.1. Khái niêm, bản chất của phương pháp
Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift là phương pháp khai thác cơ học
thường được áp dụng sau thời kỳ khai thác bằng phương pháp tự phun. Trong quá
trình khai thác dầu, tuỳ thuộc vào chế độ năng lượng vỉa mà giếng sau khi khoan xong
được chuyển sang khai thác theo các phương pháp 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 đáp ứng hoặc hiệu quả
khai thác tự phun kém thì phải chuyển sang khai thác bằng phương pháp cơ học.
Mục đích áp dụng giải pháp cơ học là nhằm bổ sung thêm năng lượng bên
ngoài 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 khi thác nhằm tạo chênh áp
ΔP = Pv – Pđ
Nhưng thực tế trong khai thác dầu trên thế giới, phương pháp tự phun thường
kéo dài trong những năm đầu của 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 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.
 Truyền lực bằng khí nén cao áp.

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 trong ống khai thác, dẫn đến giảm áp suất đáy và tạo nên độ chênh

áp cần thiết để sản phẩm chuyển động từ vỉa vào giếng. Đồng thời do sự thay đổi nhiệt


16

độ và áp suất trong ống khai thác làm cho khí giản nở góp phần đẩy dầu đi lên, nhờ đó
mà dòng sản phẩm được nâng lên mặt đất và vận chuyển đến hệ thống thu gom, xử lý.

Hình 2.1 : Sơ đồ tổng quan hệ thống khai thác dầu bằng gaslift
Bản chất của phương pháp :
• Bơm khí nén vào ống bơm 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 cực đại, khí nén
tiếp tục đi vào ống nâng hòa trộn với chất lỏng làm cho tỷ trọng dung dịch
giảm dẫn đến Pđ giảm, ΔP tăng nên chất lỏng sẽ đi từ vỉa vào đáy giếng và đi
lên miệng giếng.
2.1.2. Ưu nhược điểm, phạm vi ứng dụng của phương pháp
Ưu điểm:
•

Có thể đưa gitgếng vào khai thác khi phương pháp khai thác tự phun không

hiệu quả.
• Thiết bị hầu như được bố trí trên mặt đất nên thuận lợi cho việc vận chuyển,
1bảo dưỡng và sửa chữa.
• Cấu trúc đơn giản, có thể áp dụng cho giếng có độ sâu, độ nghiêng lớn.
• Khai thác với lưu lượng lớn, dễ dàng điều chỉnh lưu lượng khai thác, có thể
chuyển đổi linh hoạt giữa các chế độ khai thác khi áp suất vỉa và lưu lượng
khai thác giảm.
• Khai thác với giếng có yếu tố khí lớn, áp suất bão hòa cao.

17

•

Có độ tin cậy lớn, có khả năng tự động hóa dây chuyền sản xuất chung của
toàn mỏ và khả năng khai thác lượng sản phẩm lớn từ giếng, chiều cao nâng

chất lỏng lớn.
• Có thể khai thác ở những giếng có nhiệt độ cao, hàm lượng parafin lớn,
•

giếng có cát, có tính ăn mòn cao.
Khảo sát và sửa chữa giếng dễ dàng, ít gây tốn kém, có thể tiến hành đồng
bộ quá trình khảo sát, nghiên cứu giếng, đo địa vật lý giếng và làm sạch lắng

đọng parafin.
• Sử dụng triệt để khí đồng hành, không đòi hỏi thêm nguồn năng lượng bổ
•
•

sung (điện), ít gây ô nhiễm môi trường.
Có thể khai thác đồng thời nhiều vỉa trong cùng 1 giếng.
Giới hạn đường kính ống chống khai thác không ảnh hưởng đến sản lượng

khai thác.
• Chi phí thời gian dừng giếng để sửa chữa trong quá trình khai thác ngắn,
giếng Gaslift có chu kỳ giữa 2 lần sửa chữa lớn, việc sửa chữa các thiết bị bề
mặt tương đối dễ dàng, các thiết bị lòng giếng có thể tháo và đưa lên sửa

chữa mà không cần thiết phải kéo toàn bộ OKT lên.
Nhược điểm:
• Chi phí thiết bị, đầu tư ban đầu để xây dựng trạm khí nén, đường ống dẫn
khí... lớn hơn nhiều so với các phương pháp khác.
• Chi phí năng lượng cho 1 đơn vị sản phẩm cao hơn so với các phương
pháp khác, đặc biệt cuối của quá trình khai thác thì lưu lượng của giếng
giảm nhanh chóng thì hiệu quả của phương pháp càng thấp.
• Hiện tượng áp suất ngược (do cột thủy động tác dụng lên đáy giếng) có
thể làm giảm lưu lượng khai thác nếu chiều sâu quá lớn và áp suất vỉa
giảm mạnh.
• Yêu cầu lượng khí cung cấp lớn.
• Mức nguy hiểm cao do sử dụng nguồn năng lượng khí bơm nén cao áp,
đòi hỏi độ kín và độ bền của đường ống cao.
• Chi phí bảo dưỡng, vận hành trạm khí nén cao.
• Hiệu quả thấp với vỉa có trữ lượng nhỏ, hệ số sản phẩm thấp, giếng đơn
lẻ, dầu có độ nhớt cao.
Phạm vi ứng dụng:


18

Hiện nay giải pháp khai thác dầu bằng phương pháp gaslift đang được áp dụng
rộng rãi trên cả đất liền và ngoài biển, đặc biệt đối với vùng xa dân cư và khó đi lại.
Giải pháp này thích ứng với những giếng có tỷ số khí dầu cao, có thể khai thác ở
những giếng có độ sâu lớn và độ nghiêng trung bình của vỉa sản phẩm cao trên
3000m. Phương pháp này hiện đang được áp dụng rộng rãi tại Việt Nam.
2.1.3. Nguyên lý làm viêc của phương pháp khai thác dầu bằng gaslift
 Yêu cầu: khi giếng không thể tự phun theo lưu lượng yêu cầu.
 Nguyên tắc: bơm ép khí cao áp vào vùng khoảng không vành xuyến (hay ngược
lại) nhằm đưa khí cao áp vào ống khai thác qua van gaslift với mục đích làm giảm

mật độ cột chất lỏng trên van (tăng yếu tố khí, giảm áp suất đáy).

Hình 2.2 : Sơ đồ nguyên lý làm việc của phương pháp khai thác bằng gaslift theo cấu
trúc hai dãy OKT - Hệ vành xuyến
Sau khi kết thúc thời kỳ khai thác tự phun mực chất lỏng cách miệng giếng ,
khi tiến hành nén khí vào khoảng không vành xuyến giữa 2 dãy OKT, sản phẩm của
giếng đi lên theo trong dãy OKT thứ nhất (hình 2.2). Mực chất lỏng trong giếng cách
miệng giếng một khoảng h0 gọi là mực tĩnh. Chiều sâu mà OKT nhúng chìm trong
chất lỏng gọi là chiều sâu nhúng chìm (hình 2.2.a). Nén khí vào khoảng không vành
xuyến giữa OKT thứ nhất và OKT thứ hai, áp suất khí tăng dần, mực chất lỏng giữa 2
dãy OKT giảm dần. Một phần chất lỏng dâng lên trong OKT thứ nhất, phần nữa dâng
lên theo khoảng không vành xuyến giữa OKT thứ hai và ống chống khai thác, phần
nữa đi ngược vào vỉa (hình 2.2.b). Cho đến khi khí bắt đầu xâm nhập vào trong OKT
thứ nhất,chất lỏng trong ống bơm ép di chuyển xuống đế ống nâng. Khi mực chất lỏng


19

đến đế ống nâng, tại thời điểm này áp suất khí nén đạt giá trị lớn nhất P k.max (giá trị đó
gọi là áp suất khởi động). Chiều cao mực chất lỏng giữa ống thứ hai và ống chống
khai thác đạt giá trị cao nhất .min. Áp suất đáy tại thời điểm này đạt giá trị lớn nhất
Pđ.max. Tiếp tục duy trì nén khí, khí sẽ xâm nhập vào trong OKT thứ nhất làm nhẹ cột
chất lỏng dẫn đến áp suất khí (P k) giảm dần, khi đó mực chất lỏng ngoài ống thứ hai
bắt đầu hạ xuống, đồng thời áp suất đáy giếng cũng giảm dần theo và chất lỏng trong
vỉa bắt đầu xâm nhập vào đáy giếng (hình 2.2.c). Quá trình nén khí vẫn được tiếp tục,
chất lỏng từ vỉa tiếp tục xâm nhập vào giếng và quá trình khai thác đã được thực hiện,
chiều sâu từ miệng giếng đến mực chất lỏng ngoài OKT thứ hai gọi là mực thủy động
().
2.1.4. Cơ sở lựa chọn phương pháp khai thác bằng gaslift tại mỏ Rồng
Bảng 2.1: So sánh hiệu quả áp dụng các phương pháp khai thác cơ học

Nguyên lý truyền động
Truyền

động

Điện ESP

lực

Bơm Khí

Ngoài khơi
Một giếng riêng lẻ
Một nhóm giếng
Độ sâu giếng lớn
Áp suất vỉa thấp
Nhiệt độ vỉa cao
Sản phẩm có độ nhớt cao
Sản phẩm có độ ăn mòn cao
Sản phẩm có chứa cát
Xuất hiện lắng đọng muối
Xuất hiện nhũ tương
Yếu tố khí dầu cao
Thay đổi sản lượng linh hoạt và

Khá
Trung bình
Khá
Khá
Khá

Xấu
Xấu
Xấu
Xấu
Trung bình
Trung bình
Xấu
Xấu

cần/xoắn
Khá
Trung bình
Khá
Khá
Khá
Xấu
Tốt
Trung bình
Trung bình
Trung bình
Khá
Trung bình
Trung bình

gaslift
Khá
Xấu
Tốt
Tốt
Trung bình

Tốt
Trung bình
Khá
Khá
Xấu
Trung bình
Khá
Tốt

chuyển sang khai thác định kỳ
Tiến hành khảo sát giếng

Xấu

Xấu

Tốt

Điều kiện khai thác

nén

Bảng 2.2 : Tổng quan áp dụng phương pháp khai thác dầu bằng gaslift các mỏ ngoài
khơi Việt Nam
Qũy giếng khai Qũy
MỎ

thác

gaslift

giếng Bơm điện chìm % quỹ giếng
khai

thác


20

Bạch Hổ
Rạng Đông
Sư Tử Đen
Sư Tử Vàng
Ruby
Pearl
Rồng

203
42
22
10
32
4
21

132
34
22
6
25

4
15

0
0
0
0
0
0
4

gaslift
65%
81%
100%
60%
78%
100%
71%

Qua phân tích từng phương pháp khai thác cơ học khác nhau 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 nhược điểm của các phương pháp
không thể bù trừ cho nhau. Để có cơ sở lựa chọn phương pháp khả thi và nhiều quả
nhất đối với điều kiện mỏ Rồng ta 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
Đánh giá hiệu quả kinh tế kỹ thuật thông qua các thí nghiệm trên mỏ

Từ năm 2000 đã tiến hành thử nghiệm các phương pháp bơm cơ học, do các giếng mỏ
Rồng có đường kính ống chống lớn và khai thác ở độ sâu hơn 3000m với lưu lượng
khai thác lớn dẫn đến máy bơm ly tâm điện ngầm không đạt hiệu quả cao, cộng với
động cơ làm việc ở tầng có nhiệt độ vỉa cao làm giảm tuổi thọ động cơ. Từ những đặc
điểm thực tế trên, nhận thấy khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift là phù hợp hơn
cả, không những ưu điểm hơn về mặt kỹ thuật công nghệ mà còn về cả mặt kinh tế,
khai thác bằng phương pháp cơ học khác không đạt hiệu quả cao.
2.2. Các thiết bị chính trong công nghê khai thác bằng gaslift
Trong thực tế khai thác dầu bằng Gaslift thường sử dụng hệ thống gaslift khép kín,
hệ thống này bao gồm hai thành phần thiết bị chính là phần thiết bị trên mặt đất và
phần thiết bị trong lòng giếng.
2.2.1. Thiết bị trên mặt đất
Thiết bị trên mặt đất bao gồm:
• Hệ thống máy nén khí


21

•
•
•

•
•
•

Hệ thống đường ống dẫn cao áp và thấp áp
Hệ thống bình tách và sấy khô khí
Hệ thống phân phối khí nén
Hệ thống van điều khiển và đo lưu lượng khí nén
Thiết bị miệng giếng
Hệ thống đường ống thu gom sản phẩm khai thác.

Toàn bộ hệ thống thiết bị này tạo thành một hệ thống khép kín: Hỗn hợp sản phẩm
dầu khí khai thác được từ các giếng, sau khi đi qua các bình tách, khí được tách ra
theo hệ thống đường ống thu gom chuyển đến trạm nén khí. Trước khi vào máy nén,
khí được sấy khô tách pha lỏng và được nén đạt đến áp suất (tùy theo quy trình công
nghệ) để tiếp tục chu trình của mình trong vòng khép kín khai thác bằng gaslift. Khí
cao áp theo hệ thống đường ống dẫn cao áp đến hệ thống phối khí, trước khi vào hệ
thống phân phối, khí được đi qua bình tách chất lỏng ngưng tụ (condensat) một lần
nữa. Từ hệ thống phân phối khí lưu lượng khí nén được điều chỉnh tùy theo chế độ
công nghệ của từng giếng.
2.2.1.1. Chức năng, nhiêm vụ của thiết bị miêng giếng:
Thiết bị miệng giếng là một trong những bộ phận quan trọng của giếng khai
thác, là bộ phận trên đầu các cột ống chống của giếng, chúng được sử dụng để:
 Treo và giữ các cột ống khai thác trên miệng giếng để dòng chất lỏng và khí theo
cột ống nâng lên mặt đất.
 Hướng sản phẩm khai thác của giếng vào hệ thống thu gom xử lý.
 Tạo đối áp trên miệng giếng (thay đổi chế độ làm việc của giếng).
 Đo áp suất trong khoảng không vành xuyến giữa cột OKT và cột ống chống khai

thác, đồng thời để đo áp suất tại các ống xả; thực hiện các thao tác kỹ thuật khi gọi

dòng, khai thác, khảo sát và sửa chữa giếng.
2.2.1.2. Các thành phần chính và chức năng của thiết bị miêng giếng
Thiết bị miệng giếng khai thác bằng Gaslift được chuyển nhận từ đầu miệng
giếng khai thác tự phun, được tạo thành từ 3 thành phần chính:
 Tổ hợp đầu ống chống.
 Bộ đầu treo cần ống khai thác (HKT)
 Cây thông khai thác.


22

Hình 2.3 : Thiết bị miệng giếng và cây thông khai thác
Tổ hợp đầu ống chống:
Tổ hợp đầu ống chống là bộ phận dưới cùng của thiết bị miệng giếng. Nó được
lắp ngay trên đầu các cột ống chống kỹ thuật và khai thác.
Tổ hợp đầu ống chống bao gồm:
 Các đầu treo ống chống.
 Các đầu bao ống chống.
 Gioăng và vành làm kín.
 Van cửa, van cho áp kế và áp kế.

Đầu ống chống chỉ có một dạng và chúng được phân biệt bởi kích thước mặt
bích nối.
Tổ hợp đầu ống chống tồn tại trên miệng giếng trong suốt quá trình khai thác do đó
phải có những yêu cầu rất cao trong cấu trúc cũng như trong lắp ráp.
Những yêu cầu trong cấu trúc bộ đầu ống chống:
 Bảo đảm độ kín khoảng không giữa các ống chống
 Kiểm tra được áp suất tất cả các khoảng không ngoài ống chống.

23
 Có khả năng treo được nhiều loại ống chống khác nhau đối với một loại

đầu ống chống.
Bộ đầu treo ống khai thác:
Bộ đầu treo ống khai thác nằm ngay bên dưới cây thông khai thác và được nối
với đường dập giếng và đường tuần hoàn nghịch.
Bộ đầu treo ống khai thác bao gồm:
 Đầu treo cần OKT
 Đầu bao cần OKT
 Các van cửa, van cho áp kế và áp kế

Bộ đầu treo có nhiệm vụ:
 Treo và giữ cần OKT
 Bịt kín khoảng không vành xuyến giữa cần OKT và ống chống khai thác
 Thông qua đường dập giếng nối với hệ thống máy bơm cao áp có công suất lớn để

thực hiện công nghệ dập giếng, bơm ép khi cần thiết
 Thông qua đường tuần hoàn nghịch để xả áp suất ngoài cần, bơm rửa, tuần hoàn
giếng…
 Thông qua các đồng hồ và van để kiểm tra áp suất ngoài cần OKT khi thực hiện
các giải pháp công nghệ khai thác.
Cây thông khai thác:
Là phần trên của thiết bị miệng giếng được nối trên bộ đầu treo ống khai thác.
Thông thường cây thông khai thác gồm hai nhánh làm việc:
• Nhánh làm việc chính
• Nhánh dự phòng.
Trên đầu cây thông khai thác có thiết kế đầu chụp để lắp đặt thiết bị gọi là
lubricacter cho phép dùng các phương pháp cơ học để nạo vét parafin lắng đọng hoặc
dùng để thả các thiết bị đo đạc kiểm tra trong giếng đang hoạt động mà không cần

phải đóng giếng.Trên cây thông khai thác người ta còn lắp đặt các bộ phận như: đồng
hồ chỉ áp suất trong cần OKT, van chặn trên nhánh làm việc, van an toàn thủy lực, van
tiết lưu.
Nhiệm vụ của cây thông khai thác:
 Hướng cho dòng sản phẩm từ giếng đi vào hệ thống thu gom xử lý.
 Cho phép điều chỉnh lưu lượng khai thác một cách thuận lợi, dễ dàng nhờ van điều

tiết.
 Tạo đối áp trên miệng giếng để sử dụng năng lượng vỉa hợp lý.
 Đảm bảo an toàn khi có sự cố (đóng van an toàn trung tâm).


24
 Cho phép đo áp suất trên đường nén, đường xả.

 Thiết bị miệng giếng kiểu chạc 3:
Ưu điểm:

 Khi chạc 3 bị sự cố thì có thể sữa chữa hoặc thay thế mà không cần phải đóng
giếng

 Dùng cho giếng mà sản phẩm có nhiều cát, parafin, tạp chất…
Nhược điểm: Kích thước cao, cồng kềnh, vừa chiếm không gian, vừa yếu, sàn công
tác cao khó vận hành.

Hình 2.4: Sơ đồ thiết bị miệng giếng với cây thông kiểu chạc 3

 Thiết bị miệng giếng kiểu chạc 4:
Ưu điểm: Đỡ cồng kềnh, dễ vận hành, kết cầu vững chắc, độ chịu mài mòn cao
Nhược điểm: Không có nhánh dự phòng nên khi có sự cố hư hỏng ở nhánh làm việc

chính và chạc 4 thì phải ngừng làm việc để sửa chữa, thay thế.Thường dùng cho giếng
có sản phẩm ít cát.


25

Hình 2.5: Sơ đồ thiết bị miệng giếng với cây thông kiểu chạc 4
2.2.2. Các thiết bị trong lòng giếng
Trong thực tế sản xuất có rất nhiều cấu trúc thiết bị lòng giếng khác nhau, mỗi
phương pháp khai thác thì có một cấu trúc thiết bị lòng giếng phù hợp. Hiện nay với
trình độ phát triển cao về mặt công nghệ và thiết bị nên với một cấu trúc thiết bị lòng
giếng nhưng có thể đảm bảo cho hai phương pháp khai thác khác nhau (phương pháp
khai thác tự phun và phương pháp khai thác bằng gaslift).
Thiết bị lòng giếng được trang bị cho hầu hết các giếng dầu khai thác bằng phương
pháp tự phun cũng như khai thác gaslift nhằm mục đích tiến hành các quy trình công
nghệ kỹ thuật cần thiết như điều khiển dòng trong suốt quá trình khai thác, sửa chữa,
nghiên cứu giếng nhờ kỹ thuật cáp tời mà không cần phải đóng giếng, dập giếng hay
nâng thả cột ống khai thác.