THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO GIẾNG 1056MSP10 MỎ BẠCH HỔ

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

ĐOÀN MINH QUANG
LỚP: KHOAN - KHAI THÁC K57

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP
ĐỀ TÀI:
THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO
GIẾNG 1056/MSP-10 MỎ BẠCH HỔ

HÀ NỘI, 05 – 2017


BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT

ĐOÀN MINH QUANG
LỚP: KHOAN - KHAI THÁC K57

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP
ĐỀ TÀI:
THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO
GIẾNG 1056/MSP-10 MỎ BẠCH HỔ

GIÁO VIÊN HƯỚNG DẪN

Th.S Doãn Thị Trâm

GIÁO VIÊN CHẤM

THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO GIẾNG
1056/MSP-10MỎ BẠCH HỔ

Mục lục
Lời mở đầu......................................................................................................................1
CHƯƠNG 1: ĐẶC ĐIỂM VÀ TÌNH HÌNH KHAI THÁC Ở MỎ BẠCH HỔ........3

1.1. Đặc điểm của mở Bạch Hổ......................................................................................3
1.1.1. Khái quát về mỏ Bạch Hổ.....................................................................................3
1.1.2. Đặc điểm địa tầng của mỏ Bạch Hổ......................................................................3
1.2. Đặc điểm tầng chứa.................................................................................................7
1.2.1. Đặc điểm nhiệt độ và gradient nhiệt độ mỏ Bạch Hổ...........................................7
1.2.2. Đặc điểm đá chứa dầu của tầng đá móng..............................................................7
1.2.3. Tính chất của chất lưu trong vỉa sản phẩm...........................................................8
1.3. Tình hình khai thác ở mỏ Bạch Hổ..........................................................................9
CHƯƠNG 2: CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC DẦU VÀ CƠ SỞ ĐỂ LỰA
CHỌN KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO MỎ BẠCH
HỔ.................................................................................................................................10
2.1. Tổng quan các phương pháp khai thác dầu.............................................................10
2.1.1. Phương pháp tự phun...........................................................................................10
2.1.2. Phương pháp gaslift..............................................................................................11
2.1.2.1. Phương pháp gaslift liên tục..............................................................................13
2.1.2.2. Phương pháp gaslift định kì..............................................................................13
2.1.3. Phương pháp khai thác bằng bơm li tâm điện chìm.............................................14
2.1.4. Phương pháp khai thác bằng bơm phun tia..........................................................15
2.1.5. Phương pháp khai thác bằng bơm cần hút...........................................................16
2.2. Cơ sở để lựa chọn khai thác dầu bằng phương pháp gaslift cho mỏ Bạch
Hổ..................................................................................................................................18
CHƯƠNG 3: CƠ SỞ LÝ THUYẾT ĐỂ THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG

PHƯƠNG PHÁP GASLIFT.......................................................................................20


3.1. Nguyên lý hoạt động của phương pháp gaslift.......................................................20
3.2. Sơ đồ nguyên lý cấu trúc hệ thống ống khai thác gaslift........................................21
3.2.1. Hệ thống ống khai thác dạng mở.........................................................................22
3.2.2. Hệ thống ống khai thác dạng đóng......................................................................22
3.2.3. Hệ thống ống khai thác dạng bán đóng...............................................................22
3.2.4. Cấu trúc một cột ống...........................................................................................22
3.2.5. Cấu trúc hai cột ống.............................................................................................22
3.2.6. Theo chế độ vành khuyên....................................................................................23
3.2.7. Theo chế độ trung tâm.........................................................................................23
3.3. Hiệu quả của phương pháp gaslift..........................................................................23
3.4. Tính toán cột ống nâng...........................................................................................24
3.4.1. Tính toán cột ống nâng khi khống chế lưu lượng khai thác................................24
3.4.2. Tính toán cột ống nâng khi không khống chế lưu lượng khai thác.....................26
3.5. Tính toán độ sâu đặt van.........................................................................................27
CHƯƠNG 4: THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT
CHO GIẾNG 1056/MSP-10........................................................................................30
4.1. Các thông số thiết kế...............................................................................................30
4.2. Các bước tính toán..................................................................................................31
4.3. Thiết lập biểu đồ tính toán chiều sâu đặt van……….........................................35
4.3.1. Xác định đường cong phân bố áp suất hỗn hợp lỏng khí trong cột ống nâng
(đường số 1 )…………………………………………………………………………..35
4.3.2. Đường phân bố áp suất thủy tĩnh ( đường số 2 )……………………………….35
4.3.3 . Xây dựng đường phân bố áp suất khí nén ngoài cần (đường số 3)………….36
4.3.4. Xây dựng đường gradient nhiệt độ của khí nén ngoài cần ( đường số 4 )….....37
4.3.5 Xây dựng đường gradient nhiệt độ của chất lỏng trong cần (đường số 5)………38
4.4 Xác định độ sâu đặt van và các thông số van…………………………………….38

4.4.1 Các thông số van số 1……………………………………………………………38
4.4.2 Các thông số van số 2……………………………………………………………40
4.4.3 Các thông số van số 3……………………………………………………………41
4.4.4 Các thông số van số 4……………………………………………………………43
4.4.5 Các thông số van số 5……………………………………………………………44
4.4.6 Các thông số van số 6……………………………………………………………45
CHƯƠNG 5: THIẾT BỊ KHAI THÁC GASLIFT CHO GIẾNG THIẾT
KẾ.................................................................................................................................58
5.1. Thiết bị miệng giếng...............................................................................................58
5.1.1. Chức năng nhiệm vụ............................................................................................58
5.1.2. Cấu tạo thiết bị miệng giếng................................................................................58
5.1.2.1. Tổ hợp đầu ống chống......................................................................................59
5.1.2.2. Bộ đầu treo ống khai thác.................................................................................60
5.1.2.3. Cây thông khai thác..........................................................................................61
5.2. Thiết bị lòng giếng..................................................................................................65
5.2.1. Chức năng của thiết bị lòng giếng.......................................................................66
5.2.2. Thành phần của thiết bị lòng giếng.....................................................................66
CHƯƠNG 6: PHỨC TẠP SỰ CỐ THƯỜNG GẶP, BIỆN PHÁP KHẮC PHỤC,
SỮA CHỮA TRONG KHAI THÁC GASLIFT VÀ AN TOÀN LAO ĐỘNG, BẢO
VỆ MÔI TRƯỜNG TRONG KHAI THÁC DẦU KHÍ NGOÀI
KHƠI............................................................................................................................75
6.1. Sự hình thành nút cát ở đáy giếng khai thác...........................................................75
6.2. Sự lắng đọng parafin trong ống khai thác và trong đường ống..............................76
6.3. Sự thành tạo muối trong ống nâng..........................................................................77
6.4. Sự thành tạo nhũ tương trong giếng........................................................................78
6.5. Các sự cố về thiết bị................................................................................................79


6.6. Các sự cố về công

nghệ................................................................................................................................80
6.7. An toàn lao động và bảo vệ môi trường trong khai thác dầu khí ngoài
khơi.................................................................................................................................81
6.7.1. Công tác an toàn trong khai thác dầu khí.............................................................81
6.7.2. Công tác an toàn trong khai thác dầu bằng phương pháp
gaslift..............................................................................................................................82
6.7.3. Bảo vệ môi trường................................................................................................82
Kết Luận.......................................................................................................................84
Tài liệu tham khảo.......................................................................................................85
Phụ lục.....................................................................................................................86-87

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ TRONG ĐỒ ÁN


STT
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15

16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29

HÌNH VẼ
Hình 1.1
Hình 2.1
Hình 2.2
Hình 2.3
Hình 2.4
Hình 3.1
Hình 3.2
hình 3.3
Hình 3.4
Hình 3.5
Hình 4.1
Hình 4.2
Hình 4.3
Hình 4.4

Hình 5.1
Hình 5.2
Hình 5.3
Hình 5.4
Hình 5.5
Hình 5.6
Hình 5.7
Hình 5.8
Hình 5.9
Hình 5.10
Hình 5.11
Hình 5.12
Hình 5.13
Hình 5.14
Hình 5.15

TÊN HÌNH VẼ
Cột địa tầng mỏ Bạch Hổ
Hệ thống khai thác dầu bằng phương pháp gaslift
Hệ thống khai thác dầu bằng bơm li tâm điện chìm
Hệ thống khai thác dầu bằng bơm phun tia
Hệ thống khai thác dầu bằng bơm cần hút
Nguyên lý hoạt động của phương pháp khai thác Gaslift
Sơ đồ cấu trúc hệ thống khai thác bằng gaslift
Các dạng cấu trúc cơ bản
Đồ thị xác định Pđế theo L và Rtối ưu
Sơ đồ nguyên tắc tính toán chiều sâu đặt van
Biểu đồ camco cho giếng 1056
Biểu đồ phân bố áp suất lỏng- khí
Biểu đồ xác định hệ số nén

Biểu dồ lưu lượng khí
Sơ đồ thiết bị miệng giếng
Cây thông khai thác kiểu chạc 3
Cây thông khai thác kiểu chạc tư
Hình ảnh cây thông khai thác chạc tư
Thiết bị lòng giếng
Thiết bị định vị (Nipple)
Phễu định hướng
Đoạn ống đục lỗ
Van cắt
Packer
Packer thủy lực mở bằng áp lực bơm trong cần
Thiết bị bù trừ nhiệt
Van tuần hoàn
Van an toàn sâu
Mandrel

TRANG
4
11
15
16
17
20
21
22
26
28
52
53

54
55
59
62
63
64
65
66
67
68
68
70
70
71
72
73
74

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU TRONG ĐỒ ÁN

STT
1
2

Bảng
Bảng 1.1
Bảng 2.1

3
4

5

Bảng 4.1
Bảng 4.2
Bảng 4.3

Tên bảng
Tỷ số giữa áp suất vỉa và áp suất bão hòa
Tổng quan áp dụng phương pháp khai thác dầu
bằng gaslift các mỏ ngoài khơi việt nam
bảng số liệu tính toán thiết kế giếng 1056
đường kính ống khai thác theo tiêu chuẩn GOST
đường kính ống khai thác sản xuất theo tiêu

trang
8
13
30-31
35
35


6
7
8

Bảng 4.4
Bảng 4.5
Bảng 4.6

9

Bảng 4.7

chuẩn GOST 633-80
Bảng thông số các van
Bảng các thông số đặc tính của van
Hệ số hiệu chỉnh áp suất và đường kính tối đa
của van (fp(i))
Bảng hệ số hiệu chỉnh áp suất mở van

47
47-50
51
56-67


LỜI MỞ ĐẦU

Ngành dầu khí Việt Nam nói riêng và ngành dầu khí thế giới nói chung đóng vai
trò rất quan trọng trong nền kinh tế, an ninh năng lượng và một số ngành liên quan
khác.
Với vai trò quan trọng đó, ngành dầu khí đã nhanh chóng triển khai các công tác
thăm dò, khảo sát và khai thác dầu khí, tuy còn non trẻ, gặp nhiều khó khăn...với
những nổ lực không mệt mõi, luôn học hỏi và tiếp thu kinh nghiệm từ các chuyên gia
nước ngoài, từ làm việc thực tế, ngành dầu khí việt nam đều vượt qua và ngày càng
khẳng định được vị thế của mình trên bản đồ dầu khí thế giới. Những thành quả đạt
được trong các năm qua đã đóng góp một phần không nhỏ vào sự phát triển chung của
nền kinh tế cả nước
Với yêu cầu ngày càng cao về chất lượng cũng như trữ lượng, đòi hỏi cán bộ kỹ

phải giỏi về chuyên môn, các công nghệ kỹ thuật, máy móc hiện đại...đặc biệt với việc
khai thác dầu khí ngoài khơi thềm lục địa.
Sau một thời gian khai thác, năng lượng tự nhiên của vĩa đang giảm dần, khai thác
bằng phương pháp tự phun không đạt hiệu quả hoặc không thể khai thác được nửa, để
tiếp tục khai thác, người ta đã dùng các phương pháp khai thác cơ học như phương
pháp khai thác gaslift, khai thác bằng bơm ly tâm điện chiềm, khai thác bằng bơm phun
tia, bơm cần hút... với mục đích làm chênh lệch áp suất của giếng và vỉa để đưa chất
lưu từ vỉa vào đáy giếng và từ đáy giếng lên miệng giếng.
Do đặc tính của mở Bạch Hổ là dầu chứa nhiều parafin, có chứa cát, nhiệt độ vỉa
cao, yếu tố khí tương đối lớn...so sánh các yếu tố như kinh tế, hiệu quả khai thác, tính
linh hoạt, khẳ năng kiểm soát, khả năng áp dụng ngoài khơi... thì phương pháp khai
thác gaslift là tối ưu nhất, và phương pháp này thực tế đang được áp dụng hiệu quả cho
mỏ Bạch Hổ. Sau thời gian đi thực tập tại xí nghiệp khai thác, xin số liệu tại viện
Nippy, em quyết định chọn đề tài “ thiết kế khai thác dầu bằng phương pháp gaslift trên
giếng 1056/MSP-10 mỏ Bạch Hổ ” làm đồ án tốt nghiệp.
Qua tìm hiểu về khai thác dầu bằng phương pháp gaslift và được sự hướng dẫn tận
tình của cô Doãn Thị Trâm và các thầy cô trong bộ môn đã giúp em hoàn thành đồ án
tốt nghiệp này.
Em đã cố gắng làm đồ án cẩn thận, hoàn thành đúng thời hạn, tuy nhiên không
tránh khỏi những sai sót không mong muốn, vì thế em mong nhận được sự góp ý chân
thành của thầy cô để đồ án được chính xác và hoàn thiện hơn.

9


Em xin chân thành cảm ơn !
Hà Nội, tháng 5 năm 2017
Sinh viên
Đoàn Minh Quang

10


Chương 1
ĐẶC ĐIỂM VÀ TÌNH HÌNH KHAI THÁC Ở MỎ BẠCH HỔ

1.1. Đặc điểm Mỏ Bạch Hổ

1.1.1. Khái Quát Về Mỏ Bạch Hổ
Mỏ Bạch hổ thuộc bồn trũng Cửu Long, mỏ nằm ở vị trí đông nam, cách bờ
biển Vũng Taù khoảng 145km, là mỏ cung cấp dầu khí chủ yếu cho Việt Nam
Mỏ Bạch hổ nằm ở lô 09, được quản lý và khai thác bởi liên doanh
VIETSOVPETRO thuộc tập đoàn dầu khí quốc gia việt nam, mỏ có trử lượng khoảng
200 triệu tấn.

1.1.2. Đặc Điểm Địa Tầng Mỏ Bạch Hổ.
Theo tài liệu từ các phương pháp đo địa vật lý, các phương pháp phân tích từ các
mẫu đất đá thu được và từ các công trình nghiên cứu về địa chất mỏ thì địa tầng của
mỏ Bạch hổ gồm đá móng cổ trước kainozoi và trầm tích lớp phủ kainozoi. Đặc trưng
thạch học của mỗi phân vị địa tầng được xác định như hình 1.1

 Tầng móng trước kainozoi
Ở tầng này, đá móng chủ yếu là các đá magma xâm nhập, có thể xếp thành hai
nhóm chính: granit và granodiorit – diorite, ngoài ra còn gặp đá biến chất và các thành
tạo núi lửa, đôi chổ gặp monzonit-biotit- thạch anh đa sắc. Đá thuộc loại kiềm vôi, có
thành phần axit vừa phải SiO2 dao động 63%-67%, các thành tạo có mức độ dập vỡ.
Có 3 phức hệ đá : Hòn Khoai, Định Quán và Cà Ná. Đá móng có màu xám phớt
hồng, dạng khối, hạt trung bình.
Thành phần khoáng vật của đá móng bao gồm : Thạch anh 10%-30%, fenspatm
50-80% mica và mafibol từ hiếm đến 8,9% và các thành phần khác. Tuổi của đá móng

từ Jura đến Kreta, đá magma có cấu tạo bất đồng nhất. Ảnh hưởng của biến đổi thứ
sinh, bị nứt nẻ do phong hóa. Kết quả nghiên cứu không gian rỗng trong đá móng của
mỏ Bạch Hổ cho thấy độ rỗng và độ nứt nẻ phân bố không đồng đều trung bình từ 3%5%, quy luật phân bố độ rỗng rất phức tạp, quá trình khe nứt hóa, quá trình linonit, tác
động của quá trình phong hóa và hoạt động thủy nhiệt đã tạo thành bẫy dạng khối chứa
những bề dầu lớn ở trung tâm mặt cắt. Tầng móng là nơi cung cấp hơn 50% trữ lượng
dầu thô mỏ Bạch Hổ.

11


Hình 1.1: Cột địa tầng mỏ Bạch Hổ

 Thống Eoxen
Hệ tầng đặc trưng bởi trầm tích vụn thô, cuội sạn kết, cát kết đa khoáng, xen các
lớp mỏng bột kết và sét kết hydromica – clorit – sericit. Trầm tích có màu nâu đỏ, đỏ
tím, tím lục sặc sỡ với độ chọn lọc rất kém, đặc trưng kiểu molas lũ tích lục địa thuộc
các trũng trước núi Kreta – Paleoxen – Eoxen. Chiều dày hệ tầng có thể đạt tới 600m.

 Thống oligoxen – phụ thống oligoxen hạ - hệ tầng trà cú
Trầm tích Oligoxen hạ nằm bất chỉnh hợp trên đá móng trước kainozoi. Bề
dày thay đổi từ 0-750m, trung bình là 375m. Ở vòm trung tâm chiều dày mỏng do

12


trong thời điểm này vòm nhô cao trên mực nước biển nên rất khó trầm tích hoặc trầm
tích xong thì bị bào mòn.
Trầm tích diệp trà cú được chia thành 2 phần:

- Phụ diệp trà cú hạ: thành phần là các trầm tích hạt thô như sạn kết, sỏi kết xem

-

kẽ với những lớp bột sét chứa cuội, sạn, sỏi được tạo thành trong quá trình tái
trầm tích của vật liệu sản phẩm của sự phong hóa bào mòn bề mặt đá móng. Đây
là tập lót đáy phủ trực tiếp trên đá móng.
Phụ diệp trà cú thượng: thành phần bao gồm các lớp sét kết giàu vật chất hữu
cơ, sét kết chứa nhiều vụn thực vật và sét kết chứa than đôi khi có các lớp than
màu đen. Phần lớn đá sét bị biển đổi thứ sinh và nén ép mạnh thành đá phiến sét
màu xám sẫm, xám lục hoặc xám nâu, xen với các lớp mỏng bột kết và cát kết.
Thành phần của tập sét kết này gồm Kaolinit, ilit và clorit.
 Thống oligoxen – phụ thống oligoxen thượng – hệ tầng trà tân

Hệ tầng trà tân được tạo thành trong điều kiện môi trường không giống nhau
giữa các khu vực, từ điều kiện sông bồi tích, đồng bằng châu thổ vùng vịnh. Thành
phần trầm tích chủ yếu là sét giàu vật chất hữu cơ và các tàn tích thực vật thuộc đầm hồ
vùng vịnh.
Đá của hệ tầng trà tân đôi chổ nằm bất chỉnh hợp trên hệ tầng trà cú. Mặt cắt hệ
tầng có thể chia thành 3 phần khác biệt nhau về thạch học. Phần trên gồm chủ yếu là
sét kết màu nâu, rất ít sét màu đỏ, cát kết và bột kết, tỉ lệ cát sét khoảng 40%.
Sét kết của hạ tầng trà tân có hàm lượng vật chất hữu cơ cao đến rất cao. Bề dày
của trầm tích hệ tầng trà tân thay đổi từ vài chục đến 1400m, bề dày trung bình là
700m.

 Thống Mioxen – phụ thống Mioxen hạ - hệ tầng Bạch Hổ
Trầm tích Mioxen hạ phủ bất chỉnh hợp lên trầm tích Oligoxen, có bề dày thay
đổi từ 770-900m, trung bình là 835m.
Hệ tầng gồm hai phần: phần dưới chủ yếu là sét kết, cát kết hơn lớp mỏng màu
xám đen, xám xanh, chuyển lê trên hàm lượng cát kết tăng dần và xe các lớp bột kết
màu xám đến nâu. Phần trên chủ yếu là sét kết màu xám nâu chuyển dần lên sét kết

màu xám xanh, đồng chất, chứa hóa thạch động vật biển thuộc nhóm Rotalia nên gọi là
sét Rotalid. Phần dưới gồm cát kết kích thước hạt khác nhau xen kẽ bột kết và sét kết,
ngập nước trong điều kiện năng lượng thay đổi khá mạng từ vùng này tới vùng khác.
Phần trên hầu hết mọi nơi đều phát triển kết tương đối sạch, chứa nhiều hóa thạch biển
nông Rotalia xen kẽ các lớp bột kết, ít lớp các kết hạt nhỏ, màu xám lục chứa nhiều
glauconit. Nhìn chung hệ tầng được thành tạo trong môi trường biển, biển nông. Toàn
bộ trầm tích Mioxen hạ hệ tầng Bạch Hổ phản ánh quá trình biển tiến.

13


 Thống Mioxen – phụ thống Mioxen giữa – hệ tầng côn sơn
Trầm tích Mioxen trung nằm trên hệ tầng Bạch Hổ bề dày biến đổi từ 850-900m,
trung bình là 875m.
Phần lớn đất đá của điệp này là cát kết, bột kết, sét kết, nằm xen kẽ nhau, bột kết
chiếm tỉ lệ thấp. Xi măng gắn kết là sét, cacbonat. Đấy là những đất đá lục nguyên
dạng khối bở rời màu xám vàng và màu xám xanh, kích thước của hạt từ 0,1-10mm,
thành phần chính là thạch anh chiếm hơn 80%, còn có montmorilonit, hydromica.
Trong trầm tích của hệ tầng Côn Sơn có mặt các lớp mỏng sét vôi, các mảnh than xen
kẹp cũng như hóa thạch Foraminifera. Môi trường trầm tích là biển nông ven bờ.

 Thống Mioxen – phụ thống Mioxen thượng – hệ tầng Đồng Nai
Trầm tích hệ tầng Đồng Nai có bề dày thay đổi từ 500-600m, trung bình 550m.
Gồm những lớp cát kết hạt nhỏ đến vừa, cát sạn kết, chuyển dần lên là cát kết xen bột
kết, cát kết và than. Có nơi cát kết chứa Pyric và glauconit.
Hệ tầng Đồng Nai có mặt trong toàn bể Cửu Long, bao gồm các trầm tích được
hình thành trong môi trường sông, đồng bằng châu thổ, đầm lầy ven biển. Trầm tích
đang ở giai đoạn thành đá sớm; đá mới chỉ được gắn kết yếu hoặc còn bở rời và dễ tan
vụn. Hệ tầng có thể phân thành hai phần chính: phần dưới chủ yếu là các trầm tích hạt
thô như cát hạt vừa đến thô lẫn sạn, sỏi đôi khi chứa cuội, phân lớp dày hoặc dạng

khối, độ chọn lọc và mài mòn trung bình đến kém, thường chứa nhiều mảnh vụn hóa
thạch động vật. Phần trên là cát, cát yếu chủ yếu là hạt nhỏ, màu xám, xám sáng, bột
kết, sét kết xen kẽ những vỉa than lignit hoặc sét chứa phong phú các di tích thực vật
hóa than.

 Thống Plioxen – Đệ tứ - hệ tầng Biển Đông.
Hệ tầng có thể chia làm 2 phần: phần dưới đặc trưng bằng cát thạch anh thô, xám
trắng chứa nhiều hóa thạch trùng lỗ. Phần trên chủ yếu là sét, bột phong phú trùng lỗ
đa dạng, bề dày của hệ tầng khoảng 600m.
Hệ tầng biển đông có đặc điểm chung là hình thành chủ yếu trong môi trường
biển nông và trầm tích còn bở rời. Chủ yếu gồm cát thạch anh màu xám, xám lục, xám
phớt nâu, hạt từ vừa đến thô, xen kẽ ít lớp sét, bột. Các phân lớp dày hoặc dạng khối,
hạt vụn có chọn lọc, thường chứa nhiều mảnh vụn hóa thạch.
1.2. Đặc Điểm Tầng Chứa.

1.2.1. Đặc Điểm Nhiệt Độ Và Gradient Nhiệt Độ Mỏ Bạch Hổ:
-

Mỏ Bạch Hổ có nhiệt độ khá cao. Qua các nghiên cứu cho thấy, nhiệt độ của:
Tầng mioxen ( độ sâu 2821m ) : 111,7°C

14


- Tầng mioxen hạ : 135-147,3°C
- Đá móng ( độ sâu 3650m ) : 157,5°C
Theo số liệu đo được ở các giếng khoan, hiện tượng dị thường nhiệt độ thường
hay xảy ra, có giếng cao hơn nhiệt độ bình thường tính theo gradient địa nhiệt đến hàng
chục độ.
Gradient địa nhiệt của đá móng :

Đá móng có dạng khối, chủ yếu là đá magma xâm nhập granitoid. Do ảnh
hưởng của các lớp phủ phía trên, vị trí các vòm khác nhau nên nhiệt độ của các vùng
trên mặt móng cũng khác nhau. Giá trị gradient nhiệt độ trung bình đá móng thường
lấy là 25°C/100m.

1.2.2. Đặc Điểm Đá Chứa Dầu Của Tầng Móng :
Đá chứa dầu dạng khối bao gồm granit và granodionit, hang hốc nứt nẻ. Chiều
dày của tầng chứa dầu là 970m. Tính collector của đá móng là kết quả của hoạt động
kiến tạo, phong hóa bào mòn, quá trình biến đổi thứ sinh của các khoáng vật, quá trình
nhiệt dịch hay do nứt vỡ và co lại khối magma khi đông đặc. Kết quả tạo thành đá chứa
dạng hang hốc, các kênh dẫn là các khe nứt. Nhiều nơi đá móng nứt nẻ còn có tác dụng
làm tăng độ lưu dẫn. Những lý do trên giải thích tại sao đá móng kết tinh lại là nơi
chứa dầu tốt. Thân dầu trong đá móng được chắn tốt đóng vai trò quan trọng trong việc
đá móng chứa một lượng dầu lớn. Đá móng chứa dầu tốt phát triển ở phạm vi bồn
trũng trung tâm và dọc theo sườn Tây Bắc của vòm Bắc. Tại vòm bắc, tính collector
kém đi nhiều, do vậy các giếng khoan khai thác ở vòm này cho lưu lượng thấp hơn.
Vòm trung tâm có tính thấm chứa tốt gần gấp đôi vòm Bắc. Độ rỗng của đá móng vòm
Bắc trung bình là 2,8%. Trong khi vòm trung tâm trung bình là 5,4% về độ thấm cũng
tương tự như vậy, có nghĩa là gần gấp đôi vòm Bắc. Vòm bắc có tính collector kém còn
có lý do khác : phần trên của vòm bắc, phát hiện đới đá móng rắn chắc hầu như không
chứa dầu.
Đá móng có tính bất đồng nhất cao, có nơi đá móng có độ nứt nẻ lớn, dạng hang
hốc, độ thấm cũng có thể lớn tới vài Darcy, có nơi chỉ là các đới khe nứt có độ thấm
kém hoặc đới đá chặt xít, rắn chắc và hầu như không thấm.

1.2.3. Tính Chất Của Các Chất Lưu Trong Tầng Vỉa Sản Phẩm :
- Tính chất lý hóa của dầu :
Dầu ở mỏ Bạch Hổ là loại dầu paraffin với hàm lượng từ 18% đến 25,3% và
hàm lượng lưu huỳnh rất thấp ( 0,02-0,15% ) thuộc loại dầu ngọt. Trong các vỉa dầu
Mioxen và Oligoxen trên thường thấy hạm lượng nhựa tăng cao ( 11-13,4% ),

asphalten cũng cao ( 1,29-2,62% ). Tỷ trọng thuộc loại trung bình và nặng γ = 0,86-

15


0,92 g/cm3. Trong các vỉa dầu Oligoxen dưới và móng thì hàm lượng nhựa thường ít
hơn ( 6,5-8,6% ) và ít asphalten hơn ( 0,65-1,28% ), tỉ trọng nhỏ thuộc loại dầu nhẹ ( γ
= 0,82-0,83 g/cm3 ). Trong các vỉa dầu Mioxen dưới, Oligoxen trên hàm lượng lưu
huỳnh tuy thấp, song vẫn cao hơn so với các vỉa dầu ở Oligoxen dưới và móng. Ngược
lại, tỉ số HC satmuratm/HC aromatm lại thấp chỉ đạt 7,36-8,53 trong khi đó ở các tầng
dưới tỉ lệ này đạt 10,12-14,1, hàm lượng vi nguyên tố trong dầu rất thấp V=0,08-3,55
ppm, Ni= 2,5-3,6 ppm, rất ít khi đạt 26,96 ppm. Các vỉa dầu của mỏ Bạch Hổ được tích
tụ với áp suất bão hòa thuộc loại trung bình từ 16-24 Mpa.
Bảng 1.1- Tỷ số giữa áp suất vỉa và áp suất bão hòa:
Tỷ số

Mioxen hạ
vòm trung tâm

Mioxen hạ
vòm Bắc

Oligoxen
thượng

Oligoxen
hạ

Đá móng

Pv/Pbh

1, 9

1, 43

3, 54

1, 94

1, 67

Hàm lượng khí thường từ 40m3 đến 200m3. Hệ số nén thường đạt 1,8-2,6 E6/Mpa.
Nhiệt độ đông đặc của dầu sau khi đã tách khí nắm trong khoảng 29-34°C.
Hiện nay có một số tranh luận về nguồn gốc dầu tại mỏ Bạch hổ. Trước đây một
số chuyên gia khẳng định là có 2 loại dầu sinh ra từ 2 nguồn khác nhau: nhóm 1 là
nhóm dầu tầng Mioxen và Oligoxen thượng, nhóm 2 là nhóm dầu tầng Oligoxen hạ và
móng. Tuy nhiên, một số chuyên gia dựa vào các chỉ tiêu địa hóa và một số chỉ tiêu
khác lạ cho rằng dầu tại mỏ Bạch Hổ là cùng nguồn gốc.

 Thành phần, tính chất của khí hòa tan trong dầu.
Khí hòa tan trong dầu thuôc loại khí béo, thành phần C 2+ là 22,7- 39% theo chiều
từ Mioxen xuống đá móng, độ béo của khí giảm dần. Khí không chứa lưu huỳnh,
sunfuahydro ( H2S ), hàm lượng CO2 thấp ( 0,09-0,61 % ). Heli và Nito có hàm lượng
từ 1-2,86%.
Tầng Mioxen hạ có đặc điểm: độ khoáng hóa của nước vỉa thay đổi theo chiều
Đông Bắc – Tây Nam. Trên vòm Bắc, nước chủ yếu thuộc loại Natmri bicacbonatm, độ
khoáng hóa trung bình là 6,8g/l. Nước ở vòm Nam chủ yếu là loại Canxiclorua, độ
khoáng hóa cao, trung bình là 16g/l, cực đại lên tới 27,52g/l.
Tầng Oligoxen hạ: nước thuộc loại Natmri bicacbonatm, độ khoáng hóa thấp từ

2,92 đến 9,52 g/l, trung bình là 5,4 g/l. Nước chủ yếu là Natmri bicacbonatm có độ pH
dao động từ 7,7-9,3.

1.3.

Tình Hình Khai Thác Ở Mỏ Bạch Hổ:

16


Từ năm 1975, mỏ Bạch Hổ được quản lý và khai thác bởi liên doanh
Vietsovpetro ( nay là liên doanh VIET-NGA ), trải qua 40 năm vừa thăm dò khoan và
khai thác được trên 200 triệu tấn dầu thô. Đây cũng là sản lượng mà từ những ngày đầu
các chuyên gia đã khảo sát và nghiên cứu trữ lượng của mỏ đưa ra ở tầng móng granit
nứt nẻ của mỏ Bạch Hổ. Chính vì vậy mà sản lượng ở mỏ Bạch Hổ đã đi qua giai đoạn
khai thác đỉnh cao. Những năm gần đây sản lượng đả suy giảm, nhiều giếng bị ngập
nước trên 95% và hiện nay đả cắt bỏ hoàn toàn một số giếng không còn khả năng cho
sản phẩm. Hiện tại mỏ Bạch Hổ khai thác chủ yếu dầu từ tầng móng và tầng Oligoxen
hạ, tới đây khu vực vòm Bắc sẻ được khai thác ở tầng Oligoxen thượng và Mioxen hạ.

17


Chương 2
CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC DẦU VÀ CƠ SỞ ĐỂ LỰA CHỌN KHAI
THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GAS LIFT CHO MỎ BẠCH HỔ

2.1. Tổng quan các phương pháp khai thác dầu :
Trong khai thác dầu khí có các phương pháp khai thác sau: phương pháp tự phun,
phương pháp gaslift, bơm li tâm điện chìm ( electric submersible pumping ), bơm phun

tia ( Hydraulic Jet Pump ), phương pháp bơm cần hút ( Rod pump )....
2.1.1. Phương pháp tự phun ( phương pháp cơ học ) :

 Khái niệm : là phương pháp khai thác nhờ sự chênh lệch giữu áp suất vỉa và
áp suất đáy giếng
 Một số đặc tính của giếng tự phun :
• Khi áp suất đáy Pđ tăng dẫn đến lưu lượng khai thác tăng, nhưng do
tổn thất ma sát tăng nên lưu lượng thực tế giảm.
• Hàm lượng nước trong sản phẩm khai thác tăng thì yếu tố khí sẻ giảm
( với cùng điều kiện áp suất đáy P đ ) nên cần khống chế hàm lượng
nước trong sản phẩm khai thác về duy trì quá trình tự phun.
• Sự thay đổi đường kính cột ống nâng trong cùng một điều kiện như
nhau ( độ dài, áp suất miệng giếng P m ) sẻ dẩn đến sự thay đổi của áp
suất đáy giếng và lưu lượng khai thác dầu ( tăng đường kính cột ống
nâng thì áp suất đáy giếng Pđ giảm và lưu lượng tăng lên ).
• Áp suất đáy giếng Pđ có thể thay đổi bằng các biện pháp :
 Thay đổi đường kính cột ống nâng
 Tạo đối áp trên miệng giếng hoặc tạo ra độ chênh áp bằng cách
đặt cột tiết lưu trên ống nâng.
 Các sự cố thường gặp trong khai thác tự phun :
• Tích tụ nước ở đáy
• Hiện tượng phun trào
• Lắng đọng parafin
• Hiện tượng xung áp
• Các sự cố bề mặt
2.1.2. Phương pháp gaslift :
 Khái niệm : là phương pháp bơm khí cao áp ( khí đồng hành, khí mỏ ) vào
giếng, hòa trộn với chất lỏng trong giếng để giảm tỷ trọng và đưa chúng lên bề
mặt.

18


Hình 2.1. Hệ thống khai thác dầu bằng phương pháp gaslift

 Ưu điểm:
• Có thể khai thác sản phẩm có chứa cát hay tạp chất, nhiệt độ vỉa cao, yếu
tố khí dầu lớn, dầu chưa parafin.

19


• Khai thác với lưu lượng lớn ( 50.000 thùng/ngày.đêm ở chế độ gaslift liên
•
•
•
•
•
•
•
•
•

tục ) và độ sâu lớn.
Ít bị ảnh hưởng của các chất ăn mòn đến sự hoạt động của các thiết bị so
với các phương pháp khai thác cơ học khác
Độ nghiêng và độ sâu của giếng ít bị ảnh hưởng đến hiệu quả khai thác
Dể dàng truyền áp xuống đáy giếng nhờ các van gaslift
Có thể tiến hành đồng bộ quá trình khảo sát nghiên cứu giếng, đo địa vật
lý, làm sạch lắng đọng parafin.

Không cần thêm nguồn năng lượng bổ sung ( điện ) trong quá trình khai
thác
Có thể chuyển đổi linh hoạt giữa các chế độ khai thác ( liên tục sang định
kỳ ) khi áp suất vỉa và lưu lượng giảm.
Có thể khai thác và điều hành nhiều giếng nhờ hệ thống gaslift trung tâm
Chi phí vận hành sữa chữa giếng thấp
Có thể sử dụng kỹ thuật cáp tời trong việc sữa chữa các thiết bị lòng
giếng nên tiết kiệm được thời gian và chi phí sữa chữa ( vì không cần đến
tháp khoan ).

• Nhược điểm :
• Chi phí đầu tư ban đầu cho việc lắp đặt các thiết bị gaslift lớn hơn so với
các phương pháp khai thác cơ học khác, đặc biệt là cho những giếng sâu.
• Hiện tượng áp suất ngược ( áp suất do cột thủy tĩnh tác động lên giếng )
nên có thể làm giảm lưu lượng khai thác nếu độ sâu giếng quá lớn và áp
suất vỉa giảm mạnh
• Hiệu suất của phương pháp thấp, dễ bị hiện tượng hydratm
• Mức độ nguy hiểm cao vì sử dụng khí nén cao áp, đòi hỏi độ kín và độ
bền của đường ống cao.

2.1.2.1

. Phương pháp gaslift liên tục :

• Nguyên lý hoạt động : khí nén được đưa vào giếng một cách liên tục và
dòng sản phẩm khai thác cũng được đưa lên bề mặt một cách liên tục.

• Khí nén có thể được đưa vào giếng theo khoảng không vành xuyến giữa
cột ống chống khai thác và ống khai thác, còn hỗn hợp sản phẩm khai
thác theo ống khai thác lên bề mặt ( hoặc ngược lại ).

20


2.1.2.2

. Phương pháp gaslift định kỳ :

• Nguyên lý hoạt động : dựa trên sự vận chuyển các nút chất lỏng, thường
là kết hợp quá trình dịch chuyển và khí hóa các nút chất lỏng từ đáy
giếng lên bề mặt bằng khí nén cao áp diễn ra không liên tục mà theo một
chu kỳ nhất định.

• Khí nén từ khoảng không vành xuyến đi vào ống nâng, qua một hay
nhiều van gaslift với một lưu lượng đủ lớn để duy trì vận tốc đi lên của
các nút chất lỏng rơi xuống.

Bảng 2.1. Tổng quan áp dụng phương pháp khai thác dầu bằng gaslift các mỏ
ngoài khơi Việt Nam

Mỏ

Quỹ giếng khai
thác

Quỹ giếng
gaslift

Bơm điện chìm % quỹ giếng
khai thác

gaslift
0
65%

Bạch Hổ

203

132

Rạng Đông

42

34

0

81%

Sư Tử Đen

22

22

0

100%

Sư Tử Vàng

10

6

0

60%

Ruby

32

25

0

78%

Pearl

4

4

0

100%

Rồng

21

15

4

71%

2.1.3. Phương pháp khai thác dầu bằng bơm li tâm điện chìm :

• Nguyên lý hoạt động :
• Năng lượng bổ sung dưới dạng điện năng được cung cấp từ bề mặt theo
hệ thống cáp điện 3 pha làm quay động cơ điện gắn ở phần dưới của bơm
đặt trong giếng.

21


• Nguyên lý hoạt động của tổ máy bơm điện ngầm dựa trên sự biến đổi các
dạng năng lượng trong quá trình chất lỏng qua nhanh một trục, động cơ
điện quay làm cho các cánh dẫn của máy bơm quay theo, xuất hiện lực li
tâm và xảy ra quá trình chuyển hóa năng lượng có vận tốc lớn sang dạng
năng lượng có áp suất cao. Nhờ vậy mà chất lưu từ đáy giếng đi vào
miệng máy bơm và được đẩy lên bề mặt đến hệ thống thu gom và xử lý.

• Ưu điểm :

• Giải pháp cho sử dụng bơm ly tâm điện chìm trong quá trình khai

thác là an toàn và tiện cho điều kiện ngoài khơi.
• Có thể khai thác dầu từ các giếng dầu có độ nghiêng lớn hơn 80°
• Không gian dành cho các thiết bị lòng giếng và các thành phần
phụ khác ít hơn so với các phương pháp khác , điều này có ý nghĩa
quan trọng đối với việc khai thác dầu ngoài khơi.
• Máy bơm ly tâm điện chìm mang lại hiệu quả cao khi khai thác
tăng cường sản phẩm với độ ngậm nước cao hơn 80% và cho phép
đưa ngay giếng vào khai thác sau khi khoan xong
• Nhược điểm :
• Chi phí cho việc sữa chửa lớn, thời gian làm việc của máy bơm ngắn do
đó hiệu suất sử dụng máy bơm không cao.
• Ảnh hưởng của tạp chất lên hoạt động máy bơm rất lớn. Do đó việc kéo
thả các thiết bị lòng giếng để sữa chửa cần phải sử dụng tháp khoan để
thực hiện nên dẫn đến giảm tốc độ khoan các giếng mới khoan trong điều
kiện khai thác dầu ngoài khơi , đặc biệt với các giếng trên các giàn vệ
tinh ( quá trình sữa giếng nhờ vào tàu khoan tự nâng và điều kiện thời tiết
cho phép ).
• Do giới hạn đường kính ống chống khai thác ko vượt quá 168 mm nên
không thể sử dụng phương pháp này trên các giếng có sản lượng
700m3/ng.đ
• Đối với các giếng có yếu tố khí-dầu cao, hệ số sản phẩm thấp và nhiệt độ
vỉa lớn hơn 93°C sẻ ảnh hưởng đáng kể tới tuổi thọ của cáp điện và tăng
đáng kể giá thành toàn bộ tổ hợp máy bơm.
• Khó tiến hành khảo sát nghiên cứu giếng , đo địa vật lý...các vùng nằm
dưới máy bơm và khó xử lý vùng cận đáy giếng.

22

Hình 2.2. Hệ thống khai thác dầu bằng bơm li tâm điện chìm
2.1.4.Phương pháp khai thác bằng bơm phun tia :

• Nguyên lý làm việc :
• Tổ hợp máy bơm phun tia hoạt động dựa trên sự biến đổi các dạng năng
lượng từ áp suất cao ( thế năng ) sang vận tốc cao ( động năng ) và ngược
lại.
• Dòng chất lỏng công tác ( áp suất cao khoảng 200 atm ) được bơm xuống
từ miệng giếng theo cột ống khai thác đi qua rãnh dẫn đến đầu phun tia.

• Ưu điểm :
• Không cần lắp đặt tại vị trí trung tâm giếng.
• Không bị ảnh hưởng bởi quỹ đạo giếng.
23


• 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 tượng 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 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
• Nhược điểm :
• Lưu lượng khai thác của giếng phải tương đối lớn.
• Khả năng hư hỏng của thiết bị trong quá trình khai thác tương đối cao,
khi sữa chửa 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 lớn
• Việc xử lý phần rỉ sắt bên dưới Paker rất khó.

• Mất an toàn do áp suất vận hành trên bề mặt cao.

Hình 2.3 Hệ thống khai thác dầu bằng bơm phun tia
2.1.5.Phương pháp khai thác bằng bơm cần hút :

• Nguyên lý hoạt động : theo 2 pha
• Pha đi lên : năng lượng truyền lên mặt đất thông qua hệ thống truyền
xung lực kéo pittong đi lên, áp suất dưới pittong giảm và lúc này do áp

24


suất của cột chất lỏng ngoài vành xuyến đẩy vào nên van hút sẽ mở, sự
xuất hiện chênh lệch áp suất làm chất lỏng khai thác từ ngoài sẽ chảy vào
máy bơm. Trong khi đó van đẩy sẽ đóng lại do ứng suất của cột chất lỏng
nằm trên pittong.
• Pha đi xuống : năng lượng lúc này là do năng lượng của chính toàn bộ hệ
thống cần truyền và chất lỏng chứa trong cột ống khai thác đẩy pittong
chuyển động đến điểm cuối cùng của xilanh máy bơm. Lúc này thì van
hút sẽ đóng và van đẩy mở.
• Ưu điểm :
• Hệ thống hoạt động đáng tin cậy, vận hành đơn giản, ít gặp sự cố.
• Cấu tạo tương đối đơn giản, dễ tháo lắp.
• 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
• 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.
• Nhược điểm :
• Phải lắp đặt ở trung tâm giếng
• Xuất hiện lực ma sát trong giếng nghiêng, ảnh hưởng tới hệ thống bơm

cần
• Rất nhạy với dầu có nhiều parafin
• Hệ thống bơm cần nặng cồng kềnh đối với khai thác trên biển
• Độ sâu để bơm bị hạn chế bởi nồng độ H2S.

25