XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG 712MSP7 MỎ BẠCH HỔ BẰNG NHŨ TƢƠNG DẦUAXIT TRONG ĐIỀU KIỆN NHIỆT ĐỘ VÀ ÁP SUẤT CAO

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

NGÔ NHƢ QUỲNH
LỚP: KHOAN-KHAI THÁC K57 VT

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP
ĐỀ TÀI:
XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG 712/MSP7 MỎ BẠCH HỔ
BẰNG NHŨ TƢƠNG DẦU-AXIT TRONG ĐIỀU KIỆN NHIỆT ĐỘ
VÀ ÁP SUẤT CAO

HÀ NỘI, 5/2017


BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƢỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT
NGÔ NHƢ QUỲNH
LỚP: KHOAN-KHAI THÁC K57 VT

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP
ĐỀ TÀI:
XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG 712/MSP7 MỎ BẠCH HỔ
BẰNG NHŨ TƢƠNG DẦU-AXIT TRONG ĐIỀU KIỆN NHIỆT ĐỘ
VÀ ÁP SUẤT CAO

GIÁO VIÊN HƢỚNG DẪN

GIÁO VIÊN CHẤM

PGS.TS CAO NGỌC LÂM

PGS.TS HOÀNG DUNG

HÀ NỘI,5/2017


MỤC LỤC
DANH MỤC CÁC BẢNG
DANH MỤC HÌNH VẼ
BẢNG QUY ĐỔI ĐƠN VỊ TÍNH TOÁN
LỜI NÓI ĐẦU ............................................................................................................1
GIỚI THIỆU VỀ XÍ NGHIỆP LIÊN DOANH VIETSOVPETRO VÀ LỊCH SỬ
PHÁT TRIỂN CỦA PHƢƠNG PHÁP XỬ LÝ AXIT VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG ..3
1. Lịch sử hình thành và phát triển của xí nghiệp liên doanh vietsovpetro .............3
2. Lịch sử phát triển phƣơng pháp xử lý axit vùng cận đáy giếng .........................8
CHƢƠNG I: TỔNG QUAN VỀ VÙNG MỎ BẠCH HỔ ........................................10
1.1. Khái quát đặc điểm địa lý tự nhiên.................................................................10
1.2. Địa chất vùng mỏ bạch hổ ..............................................................................11
1.2.1. Đặc điểm địa tầng vùng mỏ .....................................................................11
1.2.1.1. Lát cắt địa chất kiến tạo ....................................................................11
1.2.1.2. Đặc điểm địa tầng .............................................................................12
1.2.1.3. Trầm tích ...........................................................................................13
1.2.2 Đối tƣợng khai thác chính của mỏ ............................................................15
1.2.2.1 Ý nghĩa và cơ sở của việc phân chia đối tƣợng khai thác ..................15
1.2.2.2

Đối tƣợng khai thác .........................................................................15

CHƢƠNG II: TÍNH CHẤT VẬT LÝ VỈA ..............................................................16
2.1 Đặc điểm của tầng chứa ..................................................................................16

2.1.1 Chiều dày ..................................................................................................16
2.1.2 Độ chứa .....................................................................................................17
2.1.3 Tính dị dƣỡng ...........................................................................................18
2.1.4 Tính không đồng nhất ............................................................................19
2.2 Tính chất của chất lƣu trong vỉa sản phẩm ......................................................20
2.2.1 Tính chất dầu trong điều kiện vỉa .............................................................20


2.2.2 Tính chất lý hóa của các dầu.....................................................................21
2.2.3 Các loại khí có trong dầu ..........................................................................22
2.2.4 Các tính chất của nƣớc vỉa ........................................................................23
2.2.5 Các đặc trƣng thủy động học ....................................................................23
2.3 Gradient địa nhiệt và gradient áp suất của các vỉa sản phẩm mỏ Bạch Hổ.....25
2.3.1 Gradient địa nhiệt (GDN) của các đá phủ trên móng ...............................25
2.3.2 Gradient địa nhiệt của đá móng ................................................................26
2.3.3 Dị thƣờng nhiệt độ ....................................................................................26
2.3.4 Nguyên nhân dị thƣờng nhiệt độ ..............................................................26
2.3.5 Gradien áp suất .........................................................................................27
CHƢƠNG III: CÁC YẾU TỐ ẢNH HƢỞNG TỚI SỰ NHIỄM BẨN VÙNG CẬN
ĐÁY GIẾNG .............................................................................................................31
3.1 Quá trình khoan ...............................................................................................31
3.2 Quá trình chống ống và trám xi măng .............................................................31
3.3 Công nghệ hoàn thiện giếng và mức độ mở vỉa ..............................................32
3.4 Quá trình khai thác ..........................................................................................32
3.5 Quá trình sửa chữa và xử lý giếng ...................................................................33
3.6 Hiệu ứng Skin ..................................................................................................33
CHƢƠNG IV: CÁC PHƢƠNG PHÁP XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG ..........37
4.1 Phƣơng pháp xử lý vùng cận đáy giếng bằng cơ học ......................................37
4.1.1 Phƣơng pháp tạo mạng khe nứt nhờ trái nổ ..............................................37
4.1.2 Phƣơng pháp tạo xung thủy lực ................................................................39

4.1.3 Phƣơng pháp xử lý bằng nứt vỉa thủy lực (NVTL) ..................................40
4.1.4 Phƣơng pháp bắn tia thủy lực ...................................................................43
4.2 Phƣơng pháp tác dụng nhiệt ............................................................................43
4.2.1 Phƣơng pháp bơm chất mang nhiệt ..........................................................44
4.2.2 Phƣơng pháp đốt nóng cận đáy giếng .......................................................44
4.2.3 Phƣơng pháp xử lý nhiệt hóa vùng cận đáy giếng ....................................44


4.3 Phƣơng pháp xử lý vùng cận đáy giếng bằng axit ..........................................45
4.4 Phƣơng pháp kết hợp .......................................................................................46
4.4.1. Phƣơng pháp nứt vỉa bằng axit ................................................................46
4.4.2. Phƣơng pháp nứt vỉa bằng đạn tạo áp suất phối hợp với xử lý axit ........47
4.5. Ảnh hƣởng của các phƣơng pháp xử lý axit tới mức độ thành công của các
giếng tại mỏ Bạch Hổ (từ 1988-2010) ...................................................................49
CHƢƠNG V: CÔNG NGHỆ XỬ LÝ AXIT VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG ...............51
5.1 Khái niệm chung và mục đích cơ bản của xử lý axit vùng cận đáy giếng ..........51
5.1.1 Khái niệm chung .......................................................................................51
5.1.2 Mục đích cơ bản của xử lý axit vùng cận đáy giếng ................................52
5.2 Các phƣơng pháp xử lý axit vùng cận đáy giếng ............................................52
5.2.1 Rửa axit .....................................................................................................52
5.2.2 Xử lý axit bình thƣờng ..............................................................................53
5.2.3 Xử lý axit dƣới tác dụng của áp suất cao ..................................................53
5.2.4 Xử lý nhiệt axit ........................................................................................54
5.2.5 Xử lý axit các tập vỉa sản phẩm ................................................................55
5.2.6 Xử lý axit nhiều tầng ................................................................................55
5.2.7 Xử lý bọt axit ............................................................................................55
5.2.8 Xử lý bằng nhũ tƣơng dầu – axit ..............................................................56
5.3 Các loại axit và khả năng hòa tan của chúng trong các vỉa chứa ....................57
5.3.1 Bản chất xử lý axit vỉa chứa cacbonat ......................................................57
5.3.2 Bản chất xử lý axit vỉa cát kết .................................................................59

5.4 Những khó khăn và giải pháp xử lý axit vùng cận đáy giếng cho từng vỉa ....60
5.4.1 Xử lý cho vỉa cacbonat .............................................................................60
5.4.2 Xử lý cho vỉa cát kết .................................................................................61
5.4.2.1 Kết tủa hidroxit sắt .............................................................................61
5.4.2.2 Kết tủa gel silicat Si(OH)4.nH2O .....................................................62
5.4.2.3 Kết tủa muối florua – canxi CaF2 ......................................................62


5.4.2.4 Kết tủa hexanfloruasilicat-hexanflorualuminat..................................62
5.5 Các chất phụ gia đƣợc sử dụng trong quá trình xử lý axit ..............................63
5.5.1 Chất ức chế sự ăn mòn của axit ................................................................63
5.5.2 Các chất hoạt tính bề mặt..........................................................................63
5.5.3 Chất phụ gia tạo keo và chống mất dung dịch ..........................................64
5.5.4 Các chất bôi trơn .......................................................................................64
5.5.5 Các chất chống tạo cặn .............................................................................64
5.5.6 Các chất làm chậm phản ứng ....................................................................64
5.5.7 Tác nhân tạo sự lơ lửng ............................................................................64
5.5.8 Rƣợu .........................................................................................................65
5.6 Các yếu tố ảnh hƣởng trong quá xử lý axit .....................................................66
5.6.1 Nhiệt độ.....................................................................................................66
5.6.2 Áp suất ......................................................................................................66
5.6.3 Nồng độ axit đem xử lý ............................................................................66
5.6.4 Vận tốc dòng chảy ....................................................................................66
5.6.5 Sản phẩm khí sau khi phản ứng ................................................................67
5.6.6 Thành phần khoáng vật .............................................................................67
5.6.7 Tính chất cơ lý của thành giếng ................................................................67
5.7 Hiệu quả của các phƣơng pháp xử lý axit đối với các tầng sản phẩm của mỏ
Bạch Hổ .................................................................................................................67
CHƢƠNG VI: LẬP PHƢƠNG ÁN XỬ LÝ NHŨ TƢƠNG DẦU - AXIT GIẾNG
712\MSP7 MỎ BẠCH HỔ .......................................................................................70

6.1 Cơ sở lập phƣơng án xử lý nhũ tƣơng dầu axit phù hợp với điều kiện giếng
712 giàn MSP7 mỏ Bạch Hổ .................................................................................70
6.1.1 Nhóm đặc tính liên quan tới thành phần trầm tích và khoáng vật ............71
6.1.2 Nhóm đặc tính liên quan tới nhiệt độ, áp suất ..........................................74
6.1.3 Nhóm đặc tính liên quan tới lƣu thể vỉa ...................................................75


6.3 Tính toán khối lƣợng dung dịch axit, nhũ tƣơng dầu-axit và các hòa chất khác
để xử lý ..................................................................................................................78
6.3.1 Tính toán thể tích các khoảng trong lòng giếng: ......................................78
6.3.2 Tính tổng lƣợng các loại axit và hóa phẩm dùng để xử lý .......................80
6.4 Các công tác chuẩn bị trƣớc khi xử lý .............................................................86
6.5 Các bƣớc tiến hành xử lý nhũ tƣơng dầu-axit giếng 712\MSP7 .....................88
6.6 Tính toán hiệu quả kinh tế đạt đƣợc sau khi xử lý giếng ................................91
CHƢƠNG VII: AN TOÀN LAO ĐỘNG VÀ BẢO VỆ MÔI TRƢỜNG KHI ÁP
DỤNG CÁC PHƢƠNG PHÁP XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG ......................94
7.1 Yêu cầu chung .................................................................................................94
7.2 Yêu cầu an toàn tuyệt đối với thiết bị máy móc cho việc xử lý axit ...............94
7.3 Yêu cầu an toàn trong vận chuyển và mang hóa chất .....................................95
7.4 Yêu cầu an toàn khi lắp đặt các thiết bị máy móc ở miệng giếng ...................96
7.5 Yêu cầu an toàn khi xử lý axit .........................................................................96
7.6 Biện pháp an toàn khi xử lý giếng ...................................................................97
7.7 Yêu cầu an toàn khi kết thúc công việc ...........................................................97
KẾT LUẬN ...............................................................................................................99
TÀI LIỆU THAM KHẢO


DANH MỤC CÁC BẢNG
STT

SỐ HIỆU
BẢNG

TÊN BẢNG

TRANG

1

Bảng 2.1

Các nhóm dầu của mỏ Bạch Hổ

21

2

Bảng 2.2

Thành phần khí hòa tan trong dầu và nƣớc vỉa

22

3

Bảng 2.3

Tính chất của nƣớc vỉa

23

4

Bảng 2.4

Gradient áp suất của các tầng mỏ Bạch Hổ

27

5

Bảng 2.5

Các thông số vật lý vỉa

27

6

Bảng 5.1

Khả năng hòa tan các khoáng canxit và
dolomite của một số dung dịch axit

58

7

Bảng 5.2

Khả năng hòa tan các khoáng vật của axit
flohydric

60

8

Bảng 5.3

Ảnh hƣởng của dạng xử lý tới mức độ thành
công trong xử lý các đối tƣợng địa chất và loại

68

giếng khác nhau

Bảng 6.1

Một số đặc tính địa chất vật lý chính của các
đối tƣợng khai thác Oligoxen hạ, Mioxen hạ
mỏ Bạch Hổ

70

10

Bảng 6.2

Thành phần thạch học trung bình theo phân
loại trầm tích của đối tƣợng khai thác Oligoxen

hạ

71

11

Bảng 6.3

Các thông số của ống chống

80

12

Bảng 6.4

Thành phần và hàm lƣợng các hóa phẩm

80

13

Bảng 6.5

Nồng độ % các axit trƣớc khi đem pha chế các
dung dịch để để xử lý

81

14

Bảng 6.6

Thành phần và thể tích các hóa phẩm đƣợc sử
dụng trong quá trình xử lý giếng

83

15

Bảng 6.7

Đặc tính kỹ thuật của máy bơm TWS-600

85

16

Bảng 6.8

Đặc tính kỹ thuật của máy bơm SA-320

87

9


17

Bảng 6.9

18

Bảng 6.10

Chi phí trong quá trình xử lý nhũ tƣơng dầuaxit giếng 712
Chi phí trong quá trình xử lý nhũ tƣơng dầuaxit giếng 712

88

92


DANH MỤC HÌNH VẼ
STT

SỐ HIỆU
HÌNH

TÊN HÌNH

TRANG

1

Hình 1.1

Vị trí địa lý mỏ Bạch Hổ

10

2

Hình 1.2

Cột địa tầng mỏ Bạch Hổ phần lát cắt chứa sản
phẩm

13

3

Hình 3.1

4

Hình 4.1

Tạo khe nứt nhờ trái nổ

38

5

Hình 4.2

Sơ đồ tổng quát quá trình nứt vỉa thủy lực

41

6

Hình 4.3

Nứt vỉa bằng đạn tạo áp suất

48

7

Hình 4.4

Biểu đồ thể hiện tỷ lệ ứng dụng và % dầu thu
thêm của các phƣơng pháp xử lý

49

8

Hình 5.1

Xử lý axit vùng cận đáy giếng

51

9

Hình 5.2

Quy trình xử lý bọt axit

56

10

Hình 6.1

Sơ đồ cấu trúc giếng 712

77

11

Hình 6.2

Sơ đồ thiết kế công nghệ xử lý giếng 712-MSP7

90

Ảnh hƣởng của hệ số Skin tới sự suy giảm áp
suất vùng vỉa chứa xung quanh giếng

36


BẢNG QUY ĐỔI ĐƠN VỊ TÍNH TOÁN
1 Acres.ft

= 7758

bbl

1 Acres.ft

= 0,4047

Ha

1 kg

1 Acres.ft

= 43560

ft2

1 kg/m3

= 0,0624

lbs/ft3

1 kg/cm3

= 14,223

lbs/in3

1 at

= 1,00323

KG/cm2

= 14,696

psi

1 bbl = 5,614
= 0,15898

lbs

ft3
m3

1m

= 42 gals
1 bar = 14,503

= 2,20462

ft

= 39,37

in

1mm = 0,03937

in

in

1 ft2

m2

1 cm3 = 0,06102

in3

1 in2 = 6,4516

1 ft3

m3

= 645,16

0

0

1 C

=

psi

= 3,2808

F  32
1,8

1 cm = 0,032808 ft
= 0,3937

= 0,02832

1 ft3/min

= 0,028317 m3/min

1 in3 = 16,387

cm3

1 m3 = 6,289

bbl

= 35,3146

ft3

= 264,172

gals

1 m3/h = 4,4028
1 0F

= 1,8.0C + 32

1 ft

= 30,48

= 0,0929

1 m2 = 10,7639
1 mm2 = 0,00155

cm2
mm2
ft2
in2

gals/min
=1

kg.m/s2

cm

=1

J/m

bbl

= 0,003785 m3

1 Pa.s = 1
=1

N.s/m2
kg/m.s

= 231 in3

1 N.m = 1

kg.m2/s2

1 gals = 0,02381

1N


= 8,337

lbs

1 at

= 10-5 pa

LỜI NÓI ĐẦU
Dầu khí là sản phẩm có tính chất chiến lƣợc, là nguồn thu ngoại tệ rất lớn của
mỗi quốc gia. Đồng thời, nó còn là sản phẩm có tính điều tiết các quan hệ chính trị
quốc tế. Rõ ràng tầm quan trọng của dầu khí trong mỗi quốc gia là không thể phủ
nhận đƣợc.
Với nhu cầu về dầu khí ngày càng tăng trong khi nguồn tài nguyên có hạn. Do
đó, bên cạnh việc tìm kiếm thăm dò các vỉa dầu mới thì việc sử dụng và khai thác
một cách có hiệu quả các mỏ đã đƣa vào khai thác là rất quan trọng. Để nâng cao
hiệu quả khai thác ở các mỏ, ngƣời ta có thể tiến hành xử lý sự nhiễm bẩn vùng cận
đáy trên các giếng khai thác và giếng bơm ép. Việc nâng cao hiệu quả khai thác ở
các giếng đang khai thác là biên pháp trực tiếp còn việc nâng cao hiệu quả bơm ép
để duy trì áp suất vỉa, đẩy dầu về giếng khai thác là biên pháp gián tiếp. Với điều
kiện tại mỏ Bạch Hổ, trong số các biên pháp xử lý vùng cận đáy giếng đƣợc áp
dụng thì phƣơng pháp xử lý nhũ tƣơng dầu-axit đạt hiệu quả cao nhất.
Căn cứ vào tình hình khai thác hiện nay có thể thấy rằng phƣơng pháp xử lý vùng
cận đáy giếng bằng nhũ tƣơng dầu-axit đạt hiệu quả kinh tế cao, không những phù
hợp với điều kiện kinh tế - kỹ thuật của mỏ Bạch Hổ mà đã trở thành một phƣơng
pháp đặc thù của mỏ Bạch Hổ. Hơn nữa, việc xử lý bằng nhũ tƣơng dầu-axit cho
phép sử dụng tối đa điều kiện cơ sở vật chất kỹ thuật hiện có của Liên Doanh Dầu
Khí “Vietsovpetro” và lực lƣợng khoa học kỹ thuật có sẵn. Đồng thời nó khắc phục
đƣợc những khó khăn ở mỏ Bạch Hổ là nhiệt độ vỉa cao, điều kiện giếng sâu gây
giảm hiệu quả xử lý bằng axit trong khi điều kiện cơ sở vật chất có hạn và cần phải
áp dụng hàng loạt.
Với những nhận định trên, và thời gian thực tập tại xí nghiệp tăng sản lƣợng của
Vietsopretro, em quyết định chọn đề tài “Xử lý vùng cận đáy giếng 712/MSP7 mỏ
Bạch Hổ bằng nhũ tương dầu-axit trong điều kiện nhiệt độ và áp suất cao ” để
làm đồ án tốt nghiệp.
Do kiến thức chuyên sâu về lĩnh vực xử lý axit còn hạn chế, kinh nghiệm thực tế
rất ít nên đồ án hoàn thành không thể tránh khỏi những thiếu sót, em rất mong nhận

đƣợc những ý kiến đóng góp của các thầy cô và các bạn để đồ án đƣợc hoàn thiện
hơn.
Qua đây, em xin chân thành cám ơn PGS.TS Cao Ngọc Lâm và các thầy cô
trong Bộ Môn Khoan Khai Thác Dầu Khí – trƣờng Đại Học Mỏ-Địa Chất Hà Nội,
1


xin cám ơn các kỹ sƣ đang công tác tại giàn MSP7 đã giúp đỡ và tạo mọi điều kiện
thuận lợi cho em trong việc hoàn thành đồ án này.
Em xin chân thành cám ơn!
Hà Nội, Tháng 5 năm 2017
Sinh viên:

Ngô Nhƣ Quỳnh
Lớp: Khoan - Khai Thác Dầu Khí K57

2


GIỚI THIỆU VỀ XÍ NGHIỆP LIÊN DOANH VIETSOVPETRO VÀ LỊCH
SỬ PHÁT TRIỂN CỦA PHƢƠNG PHÁP XỬ LÝ AXIT VÙNG CẬN ĐÁY
GIẾNG

1. LỊCH SỬ HÌNH THÀNH VÀ PHÁT TRIỂN CỦA XÍ NGHIỆP LIÊN
DOANH VIETSOVPETRO
Dầu khí là nguồn tài nguyên quý giá của mỗi quốc gia, nó đóng vai trò quan
trọng trong việc phát triển kinh tế của đất nƣớc. Việt Nam có dải bờ biển dài trên
3000 km, với thềm lục địa trải dài từ Bắc vào Nam đƣợc đánh giá là có tiềm năng
về dầu khí, đặc biệt là thềm lục địa phía Nam (từ Bà Rịa-vũng Tàu đến Cà Mau).
Do vậy việc nghiên cứu thăm dò tìm kiếm đã đƣợc các công ty của Mỹ trƣớc đây

tiến hành vào năm 1960-1970. Tuy nhiên do nhiều yếu tố kinh tế, chính trị nên việc
tìm kiếm thăm dò bị gián đoạn, chƣa thể thực hiện đƣợc.

Sau khi đất nƣớc ta hoàn toàn độc lập, thống nhất chính phủ và tổng cục dầu khí
quyết định thành lập Xí nghiệp liên doanh dầu khí Vietsovpetro. XNLD

3


Vietsovpetro đƣợc thành lập theo Hiệp định giữa Chính phủ Nƣớc CHXHCN Việt
Nam và CHLB Xô Viết ngày 19/6/1981 và hiệp định sửa đổi ký ngày 16/07/1991
Đây là liên doanh đầu tiên với nƣớc ngoài trong lĩnh vực tìm kiếm và thăm dò
khai thác dầu khí việt Nam.
Ngày 27/05/1993 Chính phủ Liên Bang Nga chính thức thừa kế CHLB Xô Viết
tham gia liên doanh Vietsovpetro. Tổng vốn pháp định của XNLD là 1,5 tỷ USD,
trong đó mỗi bên đóng góp 50%. Thời gian hoạt động của liên doanh là 20 năm tính
đến từ ngày 01/01/1991
Ngày 27/12/2010 tại Trụ sở Bộ Công Thƣơng Việt Nam đã diễn ra Lễ ký Hiệp
định giữa Chính phủ CHXHCN Việt Nam và Liên bang Nga về tiếp tục hợp tác
trong lĩnh vực thăm dò địa chất và khai thác dầu khí tại thềm lục địa Việt Nam
trong khuôn khổ Liên doanh Việt-Nga “Vietsovpetro”
Bảng quá trình phát triển
NGÀY

SỰ KIỆN

19.06.1981

Ký Hiệp định Liên Chính phủ về việc thành lập XNLD
Vietsovpetro.

19.11.1981

Hội đồng Bộ trƣởng Việt Nam ra quyết định số 136-HĐBT cho
phép XNLD hoạt động trên lãnh thổ Việt Nam - ngày thành lập
XNLD Vietsovpetro.

31.12.1983

Khoan giếng khoan thăm dò đầu tiên BH-5 mỏ Bạch Hổ bằng giàn
khoan tự nâng Mirchink.

31.03.1984

Khởi công lắp ráp chân đế số 1 giàn MSP-1 mỏ Bạch Hổ.

24.05.1984

Phát hiện dòng dầu công nghiệp ở mỏ Bạch Hổ tại giếng thăm dò
BH-5

21.06.1985

Phát hiện dòng dầu công nghiệp ở mỏ Rồng tại giếng thăm dò R-1.

4


26.06.1986

11.05.1987

18.07.1988

06.09.1988

Khai thác tấn dầu thô đầu tiên từ giếng số 1 giàn MSP-1 mỏ Bạch
Hổ.
Phát hiện dòng dầu công nghiệp ở tầng Móng mỏ Bạch Hổ tại
giếng thăm dò BH-6.

Phát hiện dòng dầu công nghiệp ở mỏ Đại Hùng tại giếng ĐH-1.

Bắt đầu khai thác dầu từ tầng Móng mỏ Bạch Hổ từ giếng số 1
giàn MSP-1.

29.12.1988

Khai thác tấn dầu thứ 1 triệu từ mỏ Bạch Hổ.

5.12.1990

Khai thác tấn dầu thứ 5 triệu từ mỏ Bạch Hổ.

16.07.1991

Ký Hiệp định Liên Chính phủ sửa đổi về XNLD Vietsovpetro.

02.03.1992

Khai thác tấn dầu thứ 10 triệu từ mỏ Bạch Hổ.

27.05.1993

Ký Hiệp định Liên Chính phủ về Liên Bang Nga thừa kế quyền và
nghĩa vụ Phía Liên Xô (trƣớc đây) đối với XNLD Vietsovpetro.

12.11.1993

Khai thác tấn dầu thứ 20 triệu từ mỏ Bạch Hổ.

11.12.1994

Bắt đầu khai thác dầu ở mỏ Rồng.

16.04.1995

Bắt đầu đƣa khí từ mỏ Bạch Hổ vào bờ.
5


23.04.1995

Khai thác tấn dầu thứ 30 triệu từ mỏ Bạch Hổ và Rồng.

08.09.1996

Khai thác tấn dầu thứ 40 triệu từ mỏ Bạch Hổ và Rồng.

12.10.1997

Khai thác tấn dầu thứ 50 triệu từ mỏ Bạch Hổ và Rồng.

16.09.1998

Khai thác tấn dầu thứ 60 triệu từ mỏ Bạch Hổ và Rồng.

12.02.1999

XNLD Vietsovpetro đƣợc giao chức năng điều hành khai thác mỏ
Đại Hùng.

26.07.1999

Khai thác tấn dầu thứ 70 triệu từ mỏ Bạch Hổ và Rồng.

12.08.1999

Ký Thỏa thuận giữa PetroVietnam và Zarubezhneft về hợp tác
thăm dò và khai thác mỏ Đại Hùng.

22.02.2001

Khai thác tấn dầu thứ 90 triệu từ mỏ Bạch Hổ và Rồng.

01.03.2001

Ký Nghị định thƣ liên Chính phủ về việc đƣa lô 04-3 vào vùng
hoạt động XNLD.

21.11.2001

Khai thác tấn dầu thứ 100 triệu từ mỏ Bạch Hổ và Rồng.

02.11.2002

Khai thác tấn dầu thứ 100 triệu từ tầng Móng mỏ Bạch Hổ.

13.05.2003

Phía Nga chính thức tuyên bố rút khỏi đề án Đại Hùng.

04.12.2005

Khai thác tấn dầu thứ 150 triệu từ mỏ Bạch Hổ và Rồng.
6


16.12.2005

Ký Nghị định thƣ liên Chính phủ về việc tăng thuế suất thuế thu
nhập doanh nghiệp (thuế lợi tức) từ 40% lên 50%.
Ký Tuyên bố chung của Chủ tịch nƣớc CHXHCN Việt Nam và

20.11.2006

Tổng thống Liên bang Nga về tiếp tục hợp tác trong lĩnh vực thăm
dò địa chất và khai thác dầu khí.

08.12.2006

Khai thác tấn dầu thứ 160 triệu từ mỏ Bạch Hổ và Rồng.

11.09.2007

Ký Nghị định thƣ liên Chính phủ về việc mở rộng vùng hoạt động
XNLD.

31.01.2008

Khai thác tấn dầu thứ 170 triệu từ mỏ Bạch Hổ và Rồng.

27.10.2008

Ký Thỏa thuận Liên Chính phủ về việc tiếp tục hợp tác trên cơ sở
XNLD Vietsovpetro sau năm 2010.

09.06.2009

Khai thác tấn dầu thứ 180 triệu từ mỏ Bạch Hổ và Rồng.

23.10.2010

Chủ tịch nƣớc CHXHCN Việt Nam ký quyết định số 1813/QĐCTN trao tặng Huân chƣơng Sao Vàng cho XNLD Vietsovpetro.

30.10.2010

Ký văn bản ghi nhớ về hợp tác giữa Tập đoàn Dầu khí Việt Nam
và OAO Zarubezhneft trong khuôn khổ XNLD Vietsovpetro sau
năm 2010.

27.12.2010

Ký Hiệp định Liên Chính phủ về việc tiếp tục hợp tác trong lĩnh v
ực
thăm dò
địa chất và khai thác dầu khí tại thềm lục địa CHXHCN ViệtNam t
rong khuôn khổ XNLD Vietsovpetro.

05.01.2011

Khai thác tấn dầu thứ 190 triệu từ mỏ Bạch Hổ và Rồng.
7


2. LỊCH SỬ PHÁT TRIỂN PHƢƠNG PHÁP XỬ LÝ AXIT VÙNG CẬN ĐÁY
GIẾNG
Trong số các phƣơng pháp xử lý vùng cận đáy giếng, xử lý bằng axit đƣợc xem
là cổ điển nhất mà hiện nay vẫn áp dụng. Không kể phƣơng pháp ép nitơ đã có từ
trƣớc và kỹ thuật nứt vỉa thủy lực mới phát triển gần đây thì kỹ thuật xử lý axit đã
từng là phƣơng pháp kích thích vỉa tốt nhất trong thể kỷ qua.
Trƣờng hợp xử lý bằng HCl do Herman Fash – trƣởng phòng hóa học ở Standard
Oil Co’s Solar Refinery tại Lima, Ohio thực hiện năm 1895 đƣợc xem là phát minh
đầu tiên về xử lý axit. Cho đến nay các nguyên tắc chính đề cập trong bằng phát
minh Frash (đƣợc cấp ngày 17/03/1896) vẫn đƣợc tôn trọng.
Kế đó John W.Van Dyke, Tổng Giám Đốc của Solar Refinery cũng đƣợc cấp
bằng sáng chế. Đó là xử lý giếng bằng axit sunfuric, không có tầm quan trọng về
mặt kỹ thuật nhƣng có giá trị lịch sử.
Năm 1928, Gypsy Oil Co (một công ty con của Gulf Oil) đã xử lý bằng HCl ở
Okalhoma – giải quyết thành công vấn đề các vẩy đá vôi, lắng đọng trong ống và

các thiết bị lòng giếng ở các giếng khai thác từ thành hệ cát kết. Nhƣng đến đầu
năm 1930 phƣơng pháp xử lý bằng axit giảm dần vì ảnh hƣởng của cuộc khủng
hoảng kinh tế 1929-1933 làm sụt giảm giá dầu.
Năm 1932, bắt đầu kỷ nguyên hiện đại về xử lý axit, thƣơng lƣợng giữa Pure Oil
và Dow Chemical Co (đang có hoạt động khai thác ở Michigan), W.A.Thomas, kỹ
sƣ địa chất của Pure sử dụng HCl tác dụng với cát kết (công việc tình cờ giống
Frash). John Grebe phụ trách phòng thí nghiệm của Dow đã kết hợp kinh nghiệm xử
lý các giếng trong vùng của Dow để xử lý các giếng của Pure thành công.
Mối quan tâm về xử lý axit nhanh chóng lan rộng và nhiều công ty đã đƣợc thành
lập để cung cấp các dịch vụ này. Well Service Group có hoạt động dịch vụ đang
phát triển nên cần thành lập công ty phụ và đến ngày 19/11/1932, từ một nhóm Dow
Well Service, Công ty Do Well Inc đƣợc thành lập (sau này chi nhánh của
Schumberger).

8


Các công ty khác bắt đầu thành lập nhƣ Oil Maker’s Co. Tháng 6/1932 thành lập
Chemical Process Co tại Michigan (hoạt động đến 1958 và sát nhập vào ByronJackson Texas). Tháng 3/1935, Halliburton Oil Well Cemmeting Co bắt đầu xử lý
giếng dầu thƣơng mại.
Đối với việc xử lý axit thành hệ cát kết, 16/3/1933 Jesse Rusell Wilson ở công ty
Standar Oil của Indiana, đƣợc cấp bằng phát minh về xử lý axit HF trong thành hệ
cát kết. Việc tạo ra HCl trong giếng hoặc thành hệ, Wilson đã nhận ra khả năng HF
tác dụng với sét và vật liệu chứa silic.
Đầu năm 1933, A.M.McPherson tiếp tục công trình của Wilson, đề nghị
Halliburton tiếp tục sử dụng HF trong thành hệ cát kết, hi vọng sẽ thành công nhƣ
HCl.
Ngày 3/5/1933, hỗn hợp HCl và HF đƣợc dùng nhƣng thất bại hỗn hợp đã hòa
tan thành phần canxi nhƣng để lại một lƣợng lớn cát và Halliburton đã không sử
dụng phƣơng pháp này cho đến giữa 1950.

Nhƣng sau đó phƣơng pháp này đƣợc áp dụng rộng rãi vì giá cả hợp lý, có hiệu
quả kinh tế rõ rệt nhƣng không đòi hỏi kỹ thuật cao.
Riêng ở việt Nam, XNLD Vietsovpetro đã quan tâm đến xử lý axit từ năm 1987,
đến năm 1992 thành lập xƣởng xử lý giếng, từ đó đến nay vẫn thƣờng xuyên tiến
hành xử lý axit và mang lại lợi nhuận đáng kể. XNLD Vietsovpetro cũng chú ý
nghiên cứu và áp dụng các phƣơng pháp xử lý đặc biệt. Áp dụng phƣơng pháp này
ở mỏ Bạch Hổ rất phù hợp vì điều kiện nhiệt độ cao không làm mất khả năng tác
dụng của nhũ tƣơng axit, trong hầu hết các axit đƣợc làm chậm tác dụng khác tỏ ra
không có hiệu quả.

9


CHƢƠNG I
TỔNG QUAN VỀ VÙNG MỎ BẠCH HỔ

1.1. KHÁI QUÁT ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ TỰ NHIÊN
Mỏ Bạch Hổ nằm ở lô 09 thuộc bồn trũng Cửu Long thềm lục địa Việt Nam,
cách thành phố Vũng Tàu 120km về phía Đông Nam.tọa độ địa lý: 9030 - 9050 vĩ độ
Bắc 107050 – 108000 kinh Đông, Mỏ gần Bạch Hổ nhất là mỏ Rồng nằm cách 35km
về hƣớng Tây Nam.

Hình 1.1 Vị trí địa lý mỏ Bạch Hổ

Đặc điểm khí hậu của mỏ Bạch Hổ là khí hậu nhiệt đới gió mùa với mùa hè mƣa,
mùa đông khô. Trong mùa khô từ tháng 11 đến tháng 3 có gió mùa Đông Bắc với
sức gió mạnh nhất vào tháng 12 và tháng 1.
Gió mùa Đông quyết định hƣớng của sóng biển (Tây – Bắc, Bắc – Tây Bắc).
Sóng cao tới 8m, nhiệt độ không khí ban ngày 24-270C, đêm và sáng 22-240C. Mƣa
rất ít ở thời kỳ gió mùa Đông Bắc (0,7mm vào tháng 2-tháng khô nhất). Độ ẩm

không khi tƣơng đối thấp là 65% trong thời gian chuyển mùa (tháng 4-5) có sự di
10


chuyển của khối không khí lạnh từ phía Bắc xuống phía Nam. Dần dần hƣớng gió
chủ yếu là hƣớng Tây-Nam thổi từ vùng xích đạo. Gió Tây Nam làm tăng độ ẩm
khí, tuy nhiên mƣa vận ít và không đều. Nhiệt độ không khí và nƣớc tƣơng đối cao,
trung bình từ 28-300C. Chênh lệch nhiệt độ giữa ban ngày và đêm không đáng kể,
mƣa trở nên thƣờng xuyên và to hơn, kéo dài vài giờ. Có kèm theo giông tố vận tốc
25m/s, kéo dài từ 10-30 phút, độ ẩm không khí vào thời kỳ này là 85-89%. Vào
tháng 10 trong thời kỳ chuyển mùa lần thứ hai, gió Tây Nam yếu dần thay bằng gió
Đông Bắc. Nhiệt độ không khí hạ thấp 24-300C, vào cuối tháng hầu nhƣ hết mƣa.
Các dòng chảy tuân theo gió mùa và thủy triều. Nhiệt độ ở vùng thềm lục địa thay
đổi trong năm từ 24,9-29,60C. Độ mặn nƣớc biển từ 33-35g/l. Trong thời kỳ gió
mùa Đông Bắc biển thƣờng có bão và gió xoáy. Bão thƣờng tập trung từ tháng 6-10,
hàng năm có khoảng 10 cơn bão, vận tốc gió là 20m/s, có úc tới 60m/s. Trong các
cơn bão mạnh chiều cao của song có thể đạt tới 10m. Do đó vào mùa đông số lƣợng
ngày thuận lợi để tiến hành công tác trên biển tƣơng đối ít. Vào gió mùa Tây Nam
và hai thời kỳ chuyển mùa điều kiện công tác biển lại thuận lợi, hơn nữa vào thời
gian mƣa thƣờng có sét, giông và gió xoáy ảnh hƣởng không tốt tới tiến trình công
việc.
1.2. ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ BẠCH HỔ
1.2.1. Đặc điểm địa tầng vùng mỏ
1.2.1.1. Lát cắt địa chất kiến tạo
Lát cắt mỏ Bạch Hổ bao gồm trầm tích cát sét đệ tứ Neogen và Paleogen nằm
trên móng kết tinh tuổi Mezozoi, chiều dày lớp trầm tích gần 3km ở vòng cấu tạo và
tăng lên 5-7km ở các cánh và nếp uốn kế cận. Trầm tích chứa sản phẩm là cát, bột
kết Mixoen hạ (Điệp Bạch Hổ) với các thân dầu trong tầng 22, 23, 24, Oligoxen
thƣợng (Điệp Trà Tân) với các thân dầu trong tầng I, II, III, IV, V và Oligoxen hạ
(Điệp Trà Cú ) với các thân dầu VI, VII, VIII, IX, X.

Đá chắn của những thân dầu này là những tầng sét khu vực (Điệp Bạch Hổ trên
tầng 22, 23) Oligoxen nằm trên Oligoxen hạ và đá móng. Đá chứa Oligoxen thƣợng
nằm giữa sét có dạng thấu kính và đặc trƣng bởi dị thƣờng cao, hệ số dị thƣờng thấp
lên tới 1,7. Đá phun trào từ núi lửa, bazan, profirit phát triển mạnh giữa những trầm
tích sét thuộc Oligoxen thƣợng và hạ.
Thân dầu cho sản phẩm cao có dạng khối chứa trong đá móng, hang hốc, nứt nẻ.
Cấu tạo mỏ Bạch hổ là nếp lồi uốn có 3 vòm chạy theo hƣớng á kinh tuyến, bị phức
11


tạp hóa bởi hệ thống đứt gẫy có biên độ tắt dần về phía trên theo lát cắt. Đối với
nhiều đứt gãy hƣớng chủ yếu là hƣớng á kinh tuyến và theo đƣờng chéo. Vòm
Trung Tâm là vòm cao nhất của cấu tạo, nó cao hơn vòm Bắc và vòm Nam tƣơng
ứng là 250m và 950m. Vòm Bắc là vòm có cấu trúc phức tạp nhất của vòm nâng.
Cánh Tây của nó bị phức tạp bởi địa hào hẹp, xa hơn nữa là vòm nâng mới đƣợc
vạch ra. Cánh Đông và chính vòm nâng bị chia cắt bởi hang loạt đứt gãy thuận có
hƣớng chéo tạo thành hàng loạt các khối bậc thang. Vòm Nam là phần lún chìm của
cấu tạo, nó cũng bị hệ thống các đứt gãy thuận chia ra làm nhiều khối.
Nói chung, cấu tạo không đối xứng, góc nghiêng ở cánh rìa phía Tây tăng theo
chiều sâu từ 8-280, còn phía Đông từ 6-210 trục nếp nối chìm nhất về hƣớng Bắc,
thoải về hƣớng Nam, kích thƣớc cấu tạo 22x8 km2.
1.2.1.2. Đặc điểm địa tầng
Trình tự nghiên cứu bắt đầu các phƣơng pháp đo địa vật lý trên mặt, mà chủ yếu
là đo địa chấn. Sau đó các phƣơng pháp đo địa vật lý trong các lỗ khoan thăm dò và
cho phép phân tích mẫu đá thu đƣợc trong quá trình khoan giúp xác định khá rõ các
thành hệ của mỏ Bạch Hổ
Mỏ Bạch Hổ là một mỏ dầu khí lớn, loại đa vỉa có cấu trúc địa chất phức tạp và
dầu khí phân bố ở nhiều loại đá chứa khác nhau trong trầm tích Mioxen hạ, trầm
tích Oligoxen và đá móng nứt nẻ.
Trầm tích mỏ Bạch Hổ là đá lục nguyên, chứa 13 tầng sản phẩm cho dòng dầu

công nghiệp, phần phía dƣới trong đá nứt nẻ của móng phát hiện thân dầu dạng khối
cho sản lƣợng cao. Địa tầng trầm tích cấu tạo mỏ Bạch Hổ có tuổi từ Oligoxen đến
Đệ Tứ nằm bất chỉnh hợp trên móng không đồng nhất. Thành tạo móng trƣớc Đệ
Tam có tuổi trƣớc Kainozoi. Nằm phủ trên móng kết tinh là trầm tích Đệ Tam, Đệ
Tứ gồm đất cát bở rời, sét cát luân phiên nhau và có độ dày khoảng 600m. Nguồn
cung cấp vật liệu cho trầm tích bồn trũng từ đới nâng Côn Sơn ở phía Đông.
Dựa vào cấu trúc địa tầng, các dạng thân dầu, tính chất dầu và các đặc trƣng
nhiệt độ, áp suất vỉa trên mỏ đã chia ra làm bốn phức hệ chứa dầu đƣợc phân cách
nhau bởi các tập sét chắn khu vực dày.

12


Hình 1.2 Cột địa tầng mỏ Bạch Hổ phần lát cắt chứa sản phẩm
1.2.1.3. Trầm tích
Từ trên xuống dƣới, phức hệ đá chứa dầu đầu tiên bao gồm tầng 23 và 24 thuộc
điệp Bạch Hổ Mioxen hạ. Trầm tích phức hệ này phân bố trên khắp diện tích khu
mỏ và trên các vùng lân cận ngoài phạm vi mỏ nó đƣợc phủ đều, chúng đƣợc liên
kết một phần chắc chắn trong lát cắt của tất cả các giếng khoan. Các thân dầu ở vòm
này thuộc dạng vòm vỉa, tầng này dƣới tầng kia, bị chia cắt bởi các đứt gãy phá hủy
có ranh giới dầu nƣớc và đới chứa nƣớc bao quanh phía ngoài. Áp suất vỉa tƣơng
ứng với áp suất thủy tĩnh. Thành phần dầu của tầng này khác với thành phần dầu

13