Download Đồ Án Tốt Nghiệp Ngành Khai Thác Dầu Khí Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Hà Nội THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO GIẾNG 1604 – BK16 Ở MỎ BẠCH HỔ

MỤC LỤC
LỜI NÓI ĐẦU
CHƯƠNG I: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ- ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ VÀ TÌNH
HÌNH KHAI THÁC DẦU KHÍ TẠI MỎ BẠCH HỔ
1.1. Đặc điểm địa lý tự nhiên
1.2. Đặc điểm cơ bản của vỉa sản phẩm
1.2.1.Chiều dày tầng sản phẩm
1.2.2.Đặc trưng về độ chứa dầu
1.2.3.Tính dị dưỡng
1.2.4.Tính không đồng nhất
1.3. Đặc điểm cơ bản của các chất lưu
1.4. Nhiệt độ và gradient địa nhiệt
1.5. Tình hình khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
CHƯƠNG II: CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC VÀ CƠ SỞ
ĐỂ LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC GASLIFT LIÊN TỤC
CHO GIẾNG 1604 – BK16
2.1. Các phương pháp khai thác cơ học phổ biến
2.2. Phương pháp khai thác bằng máy bơm piston cần và máy bơm guồng
xoắn
2.3. Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm
2.4. Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm điện ly tâm điện ngầm
2.5. Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift
CHƯƠNG III: CƠ SỞ LÝ THUYẾT KHAI THÁC GIẾNG DẦU BẰNG
PHƯƠNG PHÁP GASLIFT LIÊN TỤC
3.1. Nguyên lý hoạt động của phương pháp khai thác dầu bằng gaslift
3.2. Sơ đồ nguyên lý cấu trúc Hệ thống cột ống khai thác bằng gaslift
3.3. Quá trình khởi động giếng
3.4. Tính toán đường kính và chiều dài cột ống khai thác cho giếng thiết kế
3.5. Tính toán độ sâu đặt van gaslift
3.6. Phương pháp tính áp suất khởi động
3.7. Các phương pháp làm giảm áp suất khởi động

CHƯƠNG IV: TÍNH TOÁN THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG
PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO GIẾNG 1604 – BK16 Ở MỎ BẠCH HỔ
4.1. Các thông số của vỉa và giếng thiết kế
4.2. Tính toán cột ống nâng cho giếng thiết kế
4.2.1. Xác định chiều dài cột ống nâng L
4.2.2. Xác định đường kính cột ống nâng
4.3. Xây dựng biểu đồ xác định độ sâu đặt van gaslift
4.3.1. Xây dựng đường cong phân bố áp suất lỏng khí (GLR) trong cột ống
nâng (đường số 1)

1
2
2
6
6
7
9
9
10
13
13
15

15
15
16
17
18
26
26

28
30
37
40
47
49
52
52
53
53
55
56
56


4.3.2. Xây dựng đường phân bố áp suất thuỷ tĩnh (đường số 2)
4.3.3. Xây dựng đường phân bố áp suất khí nén ngoài cần (đường số 3)
4.3.4. Xây dựng đường gradient nhiệt độ của khí nén ngoài cần (đường số
4)
4.3.5. Xây dựng đường gradient nhiệt độ chất lỏng trong cần (đường số 5)
4.4. Xác định độ sâu đặt van gaslift và các đặc tính của van
4.4.1. Van số 1
4.4.2. Van số 2
4.4.3. Van số 3
4.4.4. Van số 4
4.4.5. Van số 5
CHƯƠNG V: HỆ THỐNG THIẾT BỊ VÀ NGUYÊN LÝ VẬN HÀNH
KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT LIÊN TỤC
5.1. Thiết bị miệng giếng
5.2. Thiết bị lòng giếng

5.2.1. Phễu định hướng
5.2.2. Nhippen
5.2.3. Ống đục lỗ
5.2.4. Van cắt
5.2.5. Paker
5.2.6. Thiết bị bù trừ nhiệt
5.2.7. Van tuần hoàn
5.2.8. Mandrel
5.2.9. Van an toàn sâu
5.2.10. Các loại ống khai thác
5.2.11. Van gaslift
5.3. Hệ thống thu gom xử lý
5.3.1.. Chức năng nhiệm vụ
5.3.2. Nguyên lý làm việc của hệ thống thu gom và xử lý dầu
5.3.3. Các loại bình tách
5.4. Khảo sát giếng khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift
5.4.1. Phương pháp thay đổi áp suất
5.4.2. Phương pháp thay đổi lưu lượng khí
CHƯƠNG VI: SỰ CỐ VÀ PHỨC TẠP TRONG KHAI THÁC DẦU
BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT
6.1. Sự hình thành nút cát ở đáy giếng khai thác
6.2. Sự lắng đọng paraffin trong ống khai thác và đường ống
6.3. Sự tạo thành những nút rỉ sắt trong khoảng không gian vành xuyến
6.4. Sự lắng tụ muối trong ống nâng
6.5. Sự tạo thành nhũ tương trong giếng
6.6. Sự cố về thiết bị
6.7. Sự cố về công nghệ

56
57

58
58
60
60
63
65
68
70
87
87
91
92
92
93
93
94
96
96
98
98
99
101
103
103
103
104
105
105
107
108

108
109
110
111
112
112
113


CHƯƠNG VII: AN TOÀN LAO ĐỘNG VÀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG
TRONG KHAI THÁC DẦU KHÍ NGOÀI KHƠI
7.1. An toàn trong khai thác dầu khí trên biển
7.2. An toàn trong công tác khai thác dầu bằng phương pháp gaslift
7.3. Bảo vệ môi trường
KẾT LUẬN
TÀI LIỆU THAM KHẢO

114
114
114
115
116
117

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ TRONG ĐỒ ÁN
Hình 1.1. Vị trí địa lí mỏ Bạch Hổ
Hình 1.2: Mặt cắt dọc của mỏ Bạch Hổ và vòm Đông Bắc cấu tạo Rồng
Hình 1.3. Cột địa tầng mỏ Bạch Hổ
Hình 2.1: Sơ đồ khai thác dầu bằng gaslift
Hình 3.1: Sơ đồ nguyên lý làm việc của phương pháp khai thác bằng gaslift

theo cấu trúc hai dãy ống nâng - Hệ vành xuyến
Hình 3.2 Cấu trúc chế độ vành khuyên hai cột ống
Hình 3.3 Cấu trúc chế độ trung tâm một cột ống
Hình 3.4 Cấu trúc chế độ trung tâm hai cột ống
Hình 3.5 Hệ thống ống khai thác dạng mở
Hình 3.6 Hệ thống ống khai thác dạng bán đóng
Hình 3.7 Hệ thống ống khai thác dạng đóng
Hình 3.8 Đồ thị xác định Pđế theo L và Rtối ưu

2
5
6
20
27
28
28
28
28
29
29
29


Hình 3.9 Sơ đồ nguyên tắc tính toán chiều sâu đặt van
Hình 3.10 Sơ đồ tính toán áp suất khởi động hệ thống vành xuyến 2 cột ống
Hình 3.11 Sơ đồ phương pháp hoá khí vào chất lỏng
Hình 3.12 Sơ đồ biến thiên áp suất theo thời gian khi khởi động
Hình 3.13 Quá trình khí nén tiếp tục đẩy cột chất lỏng trong khoảng không
vành xuyến xuống phía dưới
Hình 3.14: Quá trình khí vào van gaslift khởi động số 2 và van số 1 đóng

lại
Hình 3.15: Quá trình khí vào van gaslift khởi động số 2 và đẩy cột chất
lỏng trong khoảng không vành xuyến xuống phía dưới
Hình 3.16: Quá trình khí vào van gaslift khởi động số 3 và van gaslift khởi
động số 2 sắp đóng lại
Hình 3.17: Quá trình khí vào van gaslift khởi động số 3 và van gaslift thứ 2
đóng lại
Hình 3.18: Quá trình van gaslift làm việc sắp lộ ra và van gaslift khởi động
cuối cùng sắp đóng lại
Hình 3.19: Quá trình khí vào van gaslift làm việc và van gaslift khởi động
cuối cùng đóng lại
Hình 3.20: Biểu đồ áp suất trong cần (màu xanh) và ngoài cần khai thác
(màu hồng) trong quá trình khởi động giếng gaslift
Hình 3.21. Đồ thị xác định Pđế theo L và Rtối ưu
Hình 3.22: Sơ đồ nguyên tắc tính toán chiều sâu đặt van
Hình 3.23: Xác độ sâu van gaslift bằng phương pháp biểu đồ Camco
Hình 3.24. Sơ đồ tính toán áp suất khởi động hệ thống vành xuyến 2 cột
ống
Hình 3.25.- Sơ đồ phương pháp hoá khí vào chất lỏng
Hình 4.1: Đồ thị camco
Hình 4.2: Biểu đồ cong phân bố áp suất của hỗn hợp lỏng-khí
Hình 4.3 : Biểu đồ xác định hệ số nén
Hình 4.4: Biểu đồ lưu lượng khí
Hình 5.1. Sơ đồ thiết bị miệng giếng và cây thông khai thác
Hình 5.2: Sơ đồ thiết bị miệng giếng với cây thông kiểu chạc 3
Hình 5.3: Sơ đồ thiết bị miệng giếng với cây thông kiểu chạc tư
Hình 5.4: Phễu hướng dòng (a) và Thiết bị định vị (b, c)
Hình 5.5: Ống đục lỗ
Hình 5.6: Sơ đồ van cắt
Hình 5.7: Sơ đồ paker loại 1

Hình 5.8: Sơ đồ thiết bị bù trừ nhiệt
Hình 5.9: Sơ đồ van tuần hoàn
Hình 5.10: Mandrel
Hình 5.11: Van an toàn sâu

30
32
32
33
33
34
34
35
35
36
36
37
39
41
45
48
51
59
75
76
77
88
90
91
92

93
93
95
96
97
98
99


Hình 5.12: Sơ đồ cấu trúc thiết bị lòng giếng
Hình 5.13: Sơ đồ nguyên lý cấu tạo van gaslift
Hình 5.14: Sơ đồ nguyên lý cấu tạo van gaslift hoạt động theo áp suất khí
nén ngoài cần và áp suất trong cần
Hình 5.15: Đồ thị biểu diễn mối quan hệ Q=fv

100
101
102
107

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU TRONG ĐỒ ÁN
Bảng 1.1. Đặc trưng các thân dầu trong đá trầm tích
Bảng 1.2. Đặc trưng của dầu trong đá móng
Bảng 1.3. Các nhóm dầu của mỏ Bạch Hổ
Bảng 1.4. Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu
Bảng 2.1. Tổng kết khả năng và hiệu quả áp dụng các phương pháp khai
thác dầu bằng cơ học
Bảng 4.1. Các thông số của vỉa và giếng
Bảng 4.2. Ống HKT sản xuất theo tiêu chuẩn API
Bảng 4.3. Kết quả tính toán cho các van Gaslift

Bảng 4.4. Bảng hệ số áp suất cột khí
Bảng 4.5. Đặc tính của một số van gaslift liên tục
Bảng 4.6. Hệ số hiệu chỉnh áp suất và đường kính tối đa của van
Bảng 4.7: Bảng hệ số điều chỉnh áp suất mở van
Bảng 5.1. Ống OKT sản xuất theo tiêu chuẩn API
Bảng 5.2. Ống OKT sản xuất theo tiêu chuẩn GOST 633 - 80
Bảng 5.3. Các loại van gaslift thường dùng

8
9
11
12
25
52
55
74
80
81
82
86
99
100
102


BẢNG QUY ĐỔI VÀ CÁC ĐƠN VỊ ĐƯỢC SỬ DỤNG TRONG ĐỒ ÁN
1. Hệ quốc tế SI:
Độ dài: m
Khối lượng: kg
Thời gian: s

Lực: N
Áp suất: N/m2 = Pa
Độ nhớt: P

1kG = 9,90665N
1kG/m2 = 0,981bar
KPa = 1000Pa
1P = 10-6 bar.s.
1Cp = 10-8 bar.s

2. Qui đổi hệ Anh sang hệ SI:
1 inch
1m
1 mile
1 bbl
1m3/m3
1 psi
1 at
1 at
1 psig

= 2,54 cm
= 3,281 ft
= 1,609 km
= 0,1589 m3
= 5,62 ft3/bbl
= 0,07031 kG/cm2
=14,7 psi
= 1,033 kG/ cm2
= 1,176 psi

0

API
141.5
 131.5
0
K =  (G / cm 2 )
0
R = 273 + 0C
0
C = 460 + 0F
5
o
F  32
9
=


Lời nói đầu
Hiện nay ở mỏ Bạch Hổ có nhiều giếng khai thác đã giảm áp suất (một số
giếng đã ngưng chế độ tự phun hoặc phun kém không theo lưu lượng yêu cầu). Sản
lượng khai thác giảm đáng kể, để hoàn thành kế hoạch khai thác hàng năm thì việc
khai thác theo phương pháp tự phun sẽ không thực hiện được. Vậy với những giếng
đã ngừng chế độ tự phun hay các giếng hoạt động tự phun theo chu kì với sản lượng
nhỏ, thì ngoài việc xử lý vùng cận đáy giếng bằng các phương pháp khác nhau thì
việc chuyển ngay các giếng này sang khai thác bằng phương pháp cơ học là cần
thiết. Hiện nay mỏ Bạch Hổ đã đưa hai giàn máy nén khí đồng hành với áp suất P =
125 at, lưu lượng Q = 51 triệu m 3/ ngày đêm vào hoạt động với hệ thống đường ống

dẫn đến tất cả các giàn MSP thì việc khai thác bằng phương pháp Gaslift sẽ rất
thuận tiện và hiệu quả, nó trở thành phương pháp khai thác cơ học chính của mỏ.
Đồ án tốt nghiệp với đề tài: “Thiết kế khai thác dầu khí bằng phương
pháp gaslift liên tục cho giếng 1604 – BK16 Mỏ Bạch Hổ” của em sẽ đề cập cơ
bản đến các công đoạn thiết kế một giếng khai thác bằng phương pháp gaslift cho
giếng khoan thuộc vùng mỏ Bạch Hổ.
Để lập kế hoạch khai thác và phát triển mỏ tối ưu trong phương pháp khai thác bằng
gaslift mang lại hiệu quả cao nhất thì việc thiết kế lựa chọn công nghệ gaslift là hết
sức quan trọng và cần thiết.
Em xin chân thành cảm ơn sự hướng dẫn tận tình của ThS. Vũ Thiết Thạch
và các anh, các chú làm việc trong XNLDDK Vietsovpetro đã giúp em hoàn thành
đồ án này.
Em xin chân thành cảm ơn!
Sinh viên thực hiện

1


CHƯƠNG I: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ- ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ VÀ TÌNH HÌNH
KHAI THÁC DẦU KHÍ TẠI MỎ BẠCH HỔ
1.1. Đặc điểm địa lý tự nhiên:
Mỏ Bạch Hổ là vùng mỏ dầu khí lớn nằm trong lô 09 thềm lục địa Việt Nam
thuộc bồn trũng Cửu Long trong vùng biển Nam Trung Hoa cách bờ 100 km và
cách TP. Vũng Tàu 130 km về hướng Đông Nam, nơi có căn cứ sản xuất
VIETSOVPETRO. Vị trí của mỏ nằm trong khoảng từ 80,30’ đến 110,00’ vĩ tuyến
Bắc và từ 106o40’ đến 108o 40’ kinh độ Đông, phía Đông- Nam là mỏ Đại Hùng,
phía Tây- Nam cách Mỏ Rồng 35 km.
Vũng tàu được nối với thành phố Hồ Chí Minh một trung tâm công nghiệp,
dịch vụ lớn. Đường bộ dài 125 km và đường thủy dài 80 km.

Hình 1.1. Vị trí địa lí mỏ Bạch Hổ.
Chiều sâu mực nước biển trên mỏ là 50 m, mức độ chấn động ở khu vực mỏ
và khu vực đất liền lân cận và thềm lục địa không vượt quá 6 độ Richter.
Khí hậu trong vùng mỏ là khí hậu nhiệt đới gió mùa gồm:
 Mùa đông khô (từ tháng 11 đến tháng 3) có nhiệt độ (24 - 30o C), chủ yếu
là gió mùa Đông- Bắc với những trận gió lớn tới 20 km/h tạo nên sóng cao
2








5 - 8 m và nhiều khi có bão với vận tốc gió tới 60km/ giờ và sóng cao tới
10m.
Mùa hè (từ tháng 6 đến tháng 9) có nhiệt độ (25 - 32 oC), chủ yếu là gió
Tây- Nam, hay có mưa to trong thời gian ngắn, có gió giật với tốc độ
25m/s. Độ ẩm không khí 87 - 89%. Thời tiết thuận lợi cho tiến hành
công việc trên biển là mùa gió Tây - Nam (từ tháng 6 đến tháng 9) cùng
với giai đoạn chuyển tiếp giữa hai mùa (tháng 4, 5, 11).
Vận tốc dòng chảy đo ở độ sâu 15-20 m đạt 80 cm/s còn ở lớp nước đáy
thay đổi từ 20 -30 cm/s.
Nhiệt độ nước trong năm thay đổi từ 20 -30oC.
Độ mặn nước biển thay đổi từ 33- 35g/dm3.

Mỏ Bạch Hổ là một nếp uốn gồm 3 vòm nhỏ, kéo dài theo phương kinh
tuyến bị phức tạp bởi hệ thống đứt gãy, biên độ và độ kéo dài giảm dần về phía trên
theo mặt cắt. Cấu trúc tương phản nhất được thể hiện trên mặt tầng móng bằng các

trầm tích Oligoxen dưới. Đặc tính địa lũy thấy rất rõ ở phía dưới của mặt cắt. Nếp
lồi có cấu trúc bất đối xứng nhất là phần vòm. Góc dốc của vỉa tăng theo độ sâu từ
80 đến 28˚ ở cánh Tây, từ 6 0 đến 210˚ ở cánh Đông. Trục nếp uốn ở phần kề vòm
thấp dần về phía Bắc với góc dốc 2100 (đo ở giếng 604).
 Hướng phá hủy kiến tạo chủ yếu theo hai hướng á kinh tuyến và đường
chéo. Đứt gãy á kinh tuyến I, II có dạng hình phức tạp và kéo dài trong
phạm vi vòm trung tâm. Độ nghiêng của bề mặt đứt gãy không phản
ảnh rõ trong các tài liệu do địa chấn nên tạm lấy bằng 600.
 Đứt gãy số I chạy dọc theo hướng á kinh tuyến ở cánh Tây của lớp uốn
theo móng và tầng địa chấn CG2 lên vòm Bắc thì chạy sang hướng
Đông Bắc, độ dịch chuyển ngang ở phía lên đến 4 0 - 9˚, mức nghiêng
của đá là 70 - 400m/km. Trục uốn phía Nam thụt xuống thoải hơn
( <60 ) với mức nghiêng của đá từ 500 đến 200m/km.Nam khoảng
500km, vòm trung tâm khoảng 400m, vòm Bắc khoảng 200m. Độ
nghiêng xoay của mặt trượt khoảng 600, trong phạm vi vòm Bắc nó kéo
theo hai đứt gãy thuận gần như song song là Ia và Ib với biên độ từ 100
đến 200m.
 Đứt gãy số II chạy theo sườn Đông vòm trung tâm ở rìa Bắc quay theo
hướng Đông Bắc độ dịch chuyển ngang tới 900m. Sự dịch chuyển ngang
bề mặt đứt gãy cũng được xác định bằng các đứt gãy cắt III, V, VI, VIII.
Hiện tượng lượn sóng giữ vai trò quan trọng trong việc hình thành cấu trúc
mỏ hiện nay. Đây là hai đứt gãy thuận tạo thành cấu trúc địa hào đặc
trưng của mỏ.
Ngoài hai đứt gãy trên có rất nhiều đứt gãy phát triển trong phạm vi của từng
vòm với độ dịch chuyển ngang từ vài chục đến 200m, dài từ 1 đến 2km theo hướng
chéo. Sự lượn sóng của nếp uốn và các đứt gãy đã phá hủy khối nâng thành hàng
loạt cấu trúc kiến tạo:
 Vòm Trung Tâm: là phần cao nhất của kiến tạo đó là những địa lũy
của phần móng. Trên cớ sở hiện nay nó được nâng cao hơn so với vòm
Bắc và vòm Nam của móng tương ứng là 250m và 950m. Phía Bắc

ngăn cách bằng đứt gãy thuận IV, có kinh tuyến và hướng đổ bề mặt
3


nghiêng về phía Tây Bắc. Phía Nam được giới hạn bằng đứt gãy số IV
có phương vĩ tuyến với hướng đổ bề mặt về phía Nam. Các đứt gãy phá
hủy chéo II, VI, VII, loại trừ đứt gãy V vắng mặt ở vòm Trung Tâm làm
cho cánh Đông của vòm bị phá hủy thành một khối dạng bậc thang lún
ở phía Nam, biên độ phá huỷ tăng dần về phía Đông và đạt tới 900km.
Phần vòm bị phá hủy yếu của khối bị chia cắt bời hàng loạt đứt gãy a, b,
c, d, e có biên độ nhỏ từ 0 đến 200m kéo dài trong khoảng ngắn từ 1,5
đến 2km. Oligoxen hạ vắng mặt tại đỉnh vòm, hai bên cánh có đầy đủ
phân vị địa tầng, bề dày lớn. Đá móng bị nứt nẻ mạnh do phong hóa,
bào mòn nên khả năng chứa dầu rất tốt.
 Vòm Bắc: là phần phức tạp nhất của khối nâng. Đứt gãy thuận số I và
các nhánh của nó chia vòm thành hai khối có cấu trúc riêng biệt. Ở phía
Tây nếp uốn dạng lưỡi trai tiếp nối với phần lún chìm của cấu tạo. Cánh
Đông và vòm Bắc của nếp uốn bị chia cắt thành nhiều khối bởi một loạt
các đứt gãy thuận V, VI có phương chéo đổ về phía Đông Nam tạo
thành dạng địa hào, dạng bậc thang, trong đó khối phía Nam lún thấp
hơn khối phía Bắc kế cận. Theo mặt móng, bẫy cấu tạo vòm Bắc được
khép kín bằng đường thẳng sâu 4300m, lát cắt Oligoxen – Đệ Tứ của
phần này có cấu tạo đặc trưng với đầy đủ các thành phần. Móng không
nhô cao như vòm trung tâm nên vẫn có mặt trầm tích móng Oligoxen
hạ. Đối tượng khai thác là vỉa dầu trong Oligoxen và móng, nhưng sản
phẩm chỉ bằng một nửa của đá móng trung tâm. Bẫy của vòm khép kín
theo đường 430m theo mặt móng.
 Vòm Nam: Đây là phần lún chìm sâu nhất của cấu tạo. Phía Bắc được
giới hạn bởi đứt gãy thuận á vĩ tuyến số IV, các phía khác được giới hạn
bởi đường đồng mức 4300 mét theo mặt móng. Phần nghiêng xoay của

cấu tạo bị phân chia ra nhiều khối riêng biệt. Tại đây phát hiện được
một vòm nâng, đỉnh vòm nâng thấp hơn vòm trung tâm 950m.
Như vậy, hệ thống phá hủy kiến tạo mỏ Bạch Hổ thể hiện khá rõ trên mặt
móng và Oligoxen dưới. Số lượng đứt gãy, biên độ và mức độ liên tục của chúng
giảm dần từ dưới lên và hầu như mất đi ở Oligoxen thượng.

4


Hình 1.2. Mặt cắt dọc của mỏ Bạch Hổ và vòm Đông Bắc cấu tạo Rồng

5


Hình 1.3. Cột địa tầng mỏ Bạch Hổ
1.2. Đặc điểm cơ bản của vỉa sản phẩm
1.2.1. Chiều dày tầng sản phẩm

6


Đối với đá trầm tích, độ rỗng giữa các hạt lớn hơn 14% và đối với Mioxen
hạ, độ thấm tuyệt đối là 2,5mD thì mới được xếp vào chiều dày hiệu dụng. Đối với
các oligoxen hạ độ rỗng là 9,5% độ thấm tuyệt đối là 1mD. Khi phân chia chiều dày
chứa dầu, sử dụng giá trị của dầu là 40%.
Việc phân chia chiều dày hiệu dụng trong đá mỏng rất phức tạp do sự cố mặt
của các vết nứt có thể tích rất nhỏ nhưng cho phép dầu chảy qua, đầu tiên giá trị tới
hạn của độ rỗng được lấy gần bằng 0,6. Chiều dày tầng 23 vòm Bắc thay đổi từ 11,6
57,6m trung bình là 30,4 với hệ số biến đổi là 0,33. Chiều dày hiệu dụng trung
bình của đá chứa là 13,6m, khi đó chiều dày hiệu dụng chứa dầu từ 0 22,4 trung

bình là 11,3m với hệ số biến đổi là 0,03.
Đá chứa của tầng bị phân chia ra 2 5 vỉa bởi lớp cát, sét mỏng, hệ số phân
lớp trung bình là 3,6 với hệ số là 0,28, hệ số cát (phần chứa trong chiều dày chung
của tầng là 0,45) với hệ số biến đổi là 0,24.
Tầng 23 vòm trung tâm có chiều dày là 40,8m với hệ số biến đổi là 0,26
chiều dày hiệu dụng trung bình là 14m với hệ số biến đổi là 0,41 còn chiều dày hiệu
dụng trung bình chứa dầu khí chỉ có 8,4m. So với vòm Bắc tầng 23 ở đây kém đồng
nhất hơn, hệ số phân lớp 5,5, hệ số cát là 0,34 vói hệ số biến đổi là 0,58.
Trầm tích Oligoxen hạ nói chung chỉ phát triển trên phạm vi vòm Bắc, chiều
dày thay đổi từ 35 268,2m trung bình là 149, hệ số biến đổi là 0,41. Chiều dày
hiệu dụng từ 1 146,4m. Mức phân lớp trung bình của tầng rất cao và ở một số vỉa
giếng khoan được xác định 18 20 vỉa cát. Hệ số trung bình là 0,39, hệ số biến đổi
0,29. Các đứt gãy làm tăng mức độ không liên tục của vỉa.
1.2.2. Đặc trưng về độ chứa dầu
Trữ lượng dầu cơ bản tập trung ở tầng 23 thuộc Mioxen dưới, tầng VI đến
tầng X thuộc Oligoxen dưới và đá móng.
 Tầng 23 bao gồm cát và bột kết phát triển hầu như trên toàn bộ diện tích mở.
Ở một vài khu vực, đá chứa bị sét hóa đáng kể, mất tính dị dưỡng. Các thân
dầu dạng vỉa, vòm ranh giới dầu – nước, nhưng vai trò quan trọng trong việc
phân bố độ chứa dầu là đứt gãy kiến tạo và màng chắn thạch học. Đã phát
hiện thấy 6 thân dầu riêng biệt, trong đó 3 ở vòm Bắc, 2 ở vòm trung tâm và
1 ở vòm nam (hình 1.1).
 Móng chứa thân dầu lớn nhất và thân dầu cho sản lượng lớn nhất của mỏ. Đá
móng granit và granitoit. Tính dị dưỡng của chúng được tạo bởi những quá
trình địa chất như phong hóa, khử kiềm những khoáng vật không bền bằng
các dung dịch thủy nhiệt, nứt nẻ kiến tạo, đứt gãy chuyển dịch cùng với việc
tạo thành các đới Mionit (đới phá huỷ kiến tạo) hạ theo các mặt trượt, nứt và
co lại trong quá trình đông đặc hỗn hợp macma. Thành tạo đá chứa dạng
7

hang hốc, còn kênh dẫn chủ yếu là cá khe nứt. Cần chú ý rằng rất nhiều đá
móng không tạo thành màng chắn ngược lại chúng làm tăng khả năng thủy
dẫn của đá. Đặc trưng chứa tốt đảm bảo cho sản lượng cao, phát triển ở phạm
vi vòm Trung Tâm, dọc theo sườn tây của vòm Bắc. Vòm Bắc có tính dị
hướng kém. Trong phạm vi vòm Bắc ở phần trên đá móng phát hiện thấy đới
đá rắn chắc, đới “tôi cứng” của móng, đới này hầu như không chứa dầu và
không tham gia vào thể tích hiệu dụng của thân dầu.
Thân dầu dạng khối, tất cả đá dị dưỡng từ mặt móng đến ranh giời của thân
dầu đều bão hòa dầu, chưa phát hiện được chiều sâu ranh giới dưới của thân dầu dù
chiều cao thân dầu đã được chứng minh tới 1000m. Bản chất của ranh giới cũng
chưa được xác định rõ ràng, liệu có tương ứng ranh giới dầu – nước thực tế hay
không? Hay do đá chứa chuyển thành đá không chứa? Dầu trong móng lún chìm ở
vòm Nam chưa được phát hiện.
Ranh giới thân dầu (ranh giới cấp 2 – C2) chạy qua độ sâu tuyệt đối – 4121m,
với giả thiết về thân dầu đồng nhất của Oligoxen dưới và móng. Đối với những thân
dầu này sự thống nhất còn thấy tính lý hóa của dầu và áp suất vỉa. Móng đã cho
dòng dầu không lẫn nước tới độ sâu – 4046m.

Thân
dầu

Mioxen
dưới

Điệp
- phụ
điệp

Bạch

Hổ
23

Vòm

Độ sâu
Thân
ranh giới
dầu,
dầu nước
đới
(m)

Chiều
dày
(m)

Bắc

1B
2B
3B

-2913
-3816
-2835

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

134
37
66

Trung
Tâm

1TT
2TT

-2879
-2829

4,6x1,0
8,2x2,0

173
93

Nam
Bắc

Oligox
en dưới

Kích
thước
(km)

29
19

57
57

19
16
14

57
66
65

16

51

Chiều
Độ
dày hiệu rỗng
dụng(m) (%)

11,3
8,4

1N
-3348 4,9x22,7
69
Tốt

4,5x9,0 1074
34,4
Xấu
2,5x8,0
21,4
Phía Đông
vòm Trung
2,5x9,0
13,8
Tâm +
vòm Nam
Bắc Tốt
3,0x9,0
27,2
Xấu
2,0x7,0
18,3
Phía Đông
vòm Trung
1,5x9,0
8,4
Tâm +
vòm Nam
Bảng 1.1. Đặc trưng các thân dầu trong đá trầm tích.
8

20
20
20

Độ
bão
hòa
dầu
(%)
57
57
57

14
12
16

19
67
55


Vòm
Bắc
Trung
Tâm

Cấp
trữ
lượn
g
C1
C2
C1

C2

Độ sâu
ranh giới
(m)

Kích
thước
(km)

Chiều
dày
(m)

Chiều dày
trung bình
(m)

Độ
rỗng
(%)

Độ bão hòa
dầu
(%)

-4121

19 x 4,5

720

46,5

85

970

742

2,1
1,0
3,1
1,4

-4121

85

Bảng 1.2. Đặc trưng của dầu trong đá móng.
1.2.3. Tính dị dưỡng
Các tầng sản phẩm của mỏ Bạch Hổ được đánh giá nghiên cứu mẫu lõi trong
phòng thí nghiệm dựa vào kết quả địa vật lý giếng khoan và nghiên cứu thuỷ động
học.
Nghiên cứu mẫu lõi để xác định độ rỗng độ thấm, độ bão hoà trong nước xử
lý số liệu nghiên cứu thuỷ động lực để xác định các thông số.
Cát kết chứa sản phẩm ở vòm Bắc thuộc tầng 23 có độ rỗng từ 14 24,7%
(theo phòng thí nghiệm) và từ 15 28% (theo tài liệu).
Độ rỗng và độ bão hoà ở vòm trung tâm tầng 23 trùng với những giá trị ở
vòm Bắc (độ rỗng 19%, độ bão hoà dầu 57%).

So sánh trầm tích Mioxen và trầm tích Oligoxen hạ thì độ rỗng của Oligoxen
hạ thấp hơn nhưng độ bão hoà dầu cao hơn.
Khả năng chứa của đá mỏng là do nứt nẻ, hang hốc của đá. Hầu hết mẫu lõi
đại diện cho phần khung rắn chắc thường cho những giá trị rỗng khoáng vài phần
trăm. Phương đo địa lý nghiên cứu những khoáng lớn hơn rất nhiều, trong đó có các
đới hang hốc và nứt nẻ không nghiên cứu bằng mẫu lõi.
Theo tài liệu đã xác định những khoáng có độ rỗng rất cao tới 18,5% còn độ
rỗng trung bình cho chiều dày hiệu dụng là 4,3% khi tích trữ lượng. Độ rỗng được
biện luận cho chiều dày chung của móng với giá trị sau vòm Bắc từ 2,5 15% vòm
trung tâm 2,3 3,8%. Không thể xác định trực tiếp độ bão hoà dầu của đá mỏng mà
nó được đánh giá bằng các phương pháp gián tiếp theo quan hệ với bề mặt riêng
giữa chúng và được lấy bằng 85%.
1.2.4 Tính không đồng nhất
Mỏ Bạch Hổ là mỏ có dạng đa vỉa, đặc trưng bằng mức độ khác nhau về tính
không đồng nhất của các đối tượng khai thác.
 Các thân dầu Mioxen dưới:
 Đồng chất hơn cả là tầng 23 của vòm bắc, tính không đồng nhất của các
Mioxen cao nhất trong số các vỉa của mỏ.

9


 Tầng Mioxen được phân làm nhiều lớp mỏng, hệ số phân lớp trung bình
ở vòm Bắc là 3,6, ở vòm Trung tâm là 5,5, tương ứng với hệ số cát của
vòm là 0,45 cho vòm Bắc và 0,34 cho vòm Trung tâm.
 Tài liệu nghiên cứu địa vật lý giếng khoan và tài liệu phân tích mẫu lõi
trong phòng thí nghiệm lấy được ở tầng 3 tầng Mioxen dưới cho thấy lát
cắt các tập không đồng nhất.
 Các thân dầu Oligoxen hạ:
 Theo tài liệu địa vật lý và tài liệu mẫu lõi trong giếng khoan thuộc tầng

Oligoxen hạ cho thấy mặt cắt các tầng sản phẩm rất không đồng nhất
được xen kẽ bởi các lớp cát kết, bột kết chứa sản phẩm và sét mỏng
không chứa sản phẩm. So sánh các đặc tính không đồng nhất của các đối
tượng khai thác cho thấy rằng trong các đối tượng đá có chứa độ rỗng
như Oligoxen hạ thường không đồng nhất. Hệ số phân lớp và hệ số cát
của tầng Oligoxen hạ lần lượt là 10,8 và 0,39.
 Nói chung khi đánh giá mức độ không đồng nhất của các tầng sản phẩm
có thể nói rằng trầm tích sản phẩm Oligoxen là kém đồng nhất hơn cả.
Mức độ phân lớp lớn nhất tới 20 vỉa. Hệ số phân lớp trung bình là 19,8%.
1.3 Đặc điểm cơ bản của các chất lưu
1.3.1 Dầu thô
Dầu thô là hỗn hợp phức tạp của các hydrocacbon và các hợp chất khác,
nhưng phần chủ yếu là các hydrocacbon, tồn tại ở thể lỏng. Màu sắc của dầu thô
biến đổi có thể là xanh đậm, vàng, nâu và đen.
Dầu ở tất cả các vỉa trong mỏ Bạch Hổ đều chưa bão hòa, hệ số ép (tỷ số
giữa áp suất vỉa và áp suất bão hòa):
 1,43 cho Mioxen hạ dưới vòm Bắc.
 1,9 cho Mioxen dưới vòm Trung tâm.
 3,54 cho Oligoxen thượng.
 1,94 cho Oligoxen hạ.
 1,76 cho đá móng.
Theo các giá trị thông số cơ bản, các loại dầu mỏ Bạch Hổ có thể chia thành
3 nhóm. Theo chiều từ nhóm I đến nhóm III các thông số gia tăng:
 Tỷ số khí dầu – dầu GOR.
 Hệ số thể tích B.
 Áp suất bão hòa Ps.
 Tỷ trọng dầu ãd.
 Độ nhớt của dầu ìd.
Trong nhóm I sự khác biệt giữa dầu Mioxen dưới vòm Trung tâm Oligoxen
trên được nhận biết bởi thành phần khí hòa tan. Khí tách dầu từ Mioxen trên và hàm

lượng nước dị thường còn khí tách dầu từ Mioxen dưới vòm Trung tâm chứa trong
thành phần propan, butan, pentan và lớn hơn. Trong nhóm III dầu Oligoxen so với
đá móng có độ khí thấp hơn, có giá trị hệ số thể tích thấp hơn, tỷ trọng thì lớn hơn,
độ nhớt lớn hơn.
Theo các giá trị áp suất bão hòa và tỷ trọng khí hòa tan, dầu trong nhóm III
tương tự như dầu Oligoxen dưới. Trên cơ sở các mô hình thực nghiệm có thể khẳng
10


định rằng: đối với dầu đá móng, sự thay đổi nhiệt độ ít gây ảnh hưởng đến áp suất
bão hòa được xác định bằng tỷ suất khí dầu.
Qua phân tích số liệu theo tách vi phân ta thấy được dầu được chia thành 2
nhóm:
 Dầu đá móng và dầu Oligoxen dưới.
 Dầu Oligoxen thượng và Mioxen.
Về thành phần cấu tử dầu vỉa, vì lý do hạn chế các số liệu về chưng cất chân
không nên sử dụng dầu tách có tỷ trọng 833,6 và phân tử lượng 251,15g/mol để tính
toán cho tầng đá móng và Mioxen hạ, còn sử dụng dầu có trọng lượng riêng là
865kg/m3 và phân tử lượng là 300g/mol cho Oligoxen trên và Mioxen dưới. Sự cho
phép kể trên dựa trên cơ sở về sự giống nhau của các giá trị trọng lượng riêng dầu
tách khí của các nhóm và đáp ứng với các đặc tính trung bình.
Các thông số
Số
nhó
m

I

II

III

Đối tượng

Áp suất
bão hòa
(Mpa.s)

Mioxen
dưới vòm
trung tâm và 13,4 ÷ 16
Oligoxen
trên
Mioxen
dưới vòm 18,4 ÷ 21,1
Bắc
Oligoxen
dưới và
19,5 ÷ 24,7
móng

Tỷ suất
khí dầu
(m3/t)

Hệ số
thể tích

Độ nhớt
dầu vỉa

(MPa.s)

88 ÷ 108

1,26÷ 1,35

1,34 ÷ 1,7

0,733 ÷
0,760

134 ÷ 147 1,39 ÷ 1,41

0,88 ÷ 1,16

0,696 ÷
0,710

160 ÷ 209 1,46 ÷ 1,59

0,38 ÷ 0,48

0,634 ÷
0,668

Tỷ trọng
dầu vỉa

Bảng 1.3. Các nhóm dầu của mỏ Bạch Hổ
1.3.2 Condensate

Condensate là hỗn hợp của các hydrocacbon mà chúng có thể tồn tại trong
thành hệ khai thác ở dạng lỏng hoặc dạng hơi ngưng tụ. Sự hoá lỏng của thành phần
pha khí của condensate thường xảy ra khi nhiệt độ của dòng sản phẩm hạ xuống khi
di chuyển từ vỉa lên trên mặt. Trong pha hơi chúng có các tính chất thông thường
của khí. Hơi ngưng tụ có tỷ trọng biến đổi từ: 0,55 4,49 và độ nhớt từ: 0,006 0,011
CP ở điều kiện tiêu chuẩn. Màu sắc của Condensate có thể là màu trắng, vàng nhạt,
xanh nhạt.

11


1.3.3 Khí tự nhiên
Chất khí là chất không có hình dạng hoặc thể tích xác định. Nó sẽ lấp kín
hoàn toàn vật chứa và sẽ lấy hình dạng của vật chứa. Khí hydrocacbon đi cùng với
dầu thô được gọi là khí tự nhiên và có thể thấy ở dạng khí tự nhiên hoặc khí hòa
tan .Tỷ trọng của khí tự nhiên biến đổi từ: 0,55 0,90 và độ nhớt từ: 0.011 0,024 CP
ở điều kiện tiêu chuẩn.
1.3.4 Khí tự do
Khí tự do là một hydrocacbon mà nó tồn tại ở thể khí tại áp suất và nhiệt độ
vận hành. Khí tự do có thể hiểu như bất kỳ loại khí nào ở bất cứ áp suất nào mà
không hoà tan trong các hydrocacbon lỏng.
1.3.5 Khí hoà tan
Khí hoà tan được chứa đồng đều trong dầu ở nhiệt độ và áp suất đã định. Sự
giảm áp suất, tăng nhiệt độ có thể làm cho khí thoát khỏi dầu và những khí thoát ra
đó có các tính chất của khí tự do.
Độ sâu (m)
% CO2
Tỷ trọng
Yếu tố khí (m3/m3)
2885 – 2935

0,03 – 0,04
0,741
140
3165 – 3215
0,03 – 0,04
0,668
180
3405 – 3415
0,03 – 0,04
0,641
130
3455 – 3515
0,03 – 0,04
0,640
130
3535 – 3565
0,03 – 0,04
0,654
130
3565 – 3585
0,03 – 0,04
0,656
130
3525 – 3695
0,03 – 0,04
0,655
160
3695 – 3715
0,03 – 0,04
0,650

120
3755 – 3785
0,03 – 0,04
0,645
130
Bảng 1.4. Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu.
Khí hòa tan trong dầu thuộc loại khí béo và rất béo. Trong thành phần của
chúng lượng C2+ là 22,7 ÷ 39%. Theo chiều từ Mioxen đến đá móng độ béo của khí
giảm dần, đồng thời các giá trị của C 2+ lớn hơn ở các tầng Oligoxen trên, dưới và
Mioxen vòm Bắc rất nhiều (gần 39%). Khí thuộc loại không chứa Lưu huỳnh và
hàm lượng Cacbondioxit thấp (0,09 ÷ 0,61%), hàm lượng khí Nitơ từ 1,0 ÷ 2,8%
với các giá trị dị thường là 9,85% ở Oligoxen trên.
1.3.6 Nước
Nước khai thác cùng dầu thô hoặc khí tự nhiên có thể tồn tại ở dạng lỏng
hoặc ở dạng hơi tuỳ thuộc vào nhiệt độ và áp suất làm việc. Nước lỏng có thể ở
trạng thái tự do hoặc dạng nhũ tương. Nước tự do tách ra từ các hydrocacbon lỏng.
Nước nhũ tương bị phân tán trong dạng những hạt nhỏ trong hydrocacbon lỏng.
1.3.7 Các tạp chất và các chất khác:
Các dòng sản phẩm khai thác từ các vỉa có thể chứa các tạp chất ở thể khí
như Nitơ (N2), cacbon đioxit (CO2), hyđro sunfua (H2S) và các loại khí khác, chúng
không phải là các hydrocacbon trong tự nhiên. Chúng có thể có lợi hoặc có hại cho
quá trình khai thác (giúp giảm tỷ trọng của dòng sản phẩm, gây ăn mòn thiết bị…).
12


dòng sản phẩm có thể chứa các tạp chất lỏng hoặc sền sệt như nước và parafin.
Chúng có thể còn chứa các tạp chất rắn như mùn khoan, cát, bùn và muối.
1.4 Nhiệt độ và gradient địa nhiệt.
1.4.1 Gradient địa nhiệt (GDN) các đá phủ trên móng.
Móng được phủ bởi các thành phần tạo trầm tích sét tuổi Mioxen và

Oligoxen, các lớp phủ này có hệ số dẫn nhiệt bé hơn so với hệ số dẫn nhiệt của đá
móng. Dòng nhiệt này sau khi ra khỏi móng sẽ bị ứ ở các lớp phủ phía trên, GDN
của các lớp đá này lớn hơn đá ở móng.
Những đo đạc trong các giếng mở vào thân dầu tuổi Mioxen hạ, Oligoxen có
quy luật như sau :
 Cùng chiều sâu như nhau, giếng nào nằm ở vùng đá móng nâng cao thì nhiệt
độ cao hơn, ngược lại giếng nào nằm ở vùng đá móng hạ thấp thì có nhiệt độ
thấp hơn.
 Tại Vòm Nam các lớp phủ nằm ở độ sâu từ 2800m xuống gặp đá móng ở độ
sâu 3100m, GDN có giá trị trong khoảng 4 ÷ 5 0C.Các lớp phủ này gặp đá
móng ở sâu hơn (3300m) thì GDN từ 3,8 ÷ 4 0C. Tại Vòm Bắc các lớp nằm ở
độ sâu 2800m trở xuống gặp đá móng ở 3500 ÷ 3700m, GDN thay đổi từ 3,5
÷ 50C. Các lớp phủ gặp móng sâu hơn (4000m) thì GDN từ 3 ÷ 40C.
1.4.2 Gradient địa nhiệt đá móng.
Do ảnh hưởng của lớp phủ Mioxen và Oligoxen và do vị trí mỗi vòm khác
nhau cho nên nhiệt độ các vùng trên mặt đá móng khác nhau. Nhưng sau khi đi vào
móng ở độ sâu nào đó (có thể chọn là 4300m) thì nhiệt độ vòm nam và vòm bắc
tương đương nhau.
Kết quả nghiên cứu cho phép xác định được giá tri GDN của đá móng là
0
2,5 C. Ở độ sâu 4300m có nhiệt độ là 157,50C.
1.5. Tình hình khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ.
Mỏ Bạch Hổ được đưa vào khai thác công nghiệp từ năm 1986. Tầng khai
thác Mioxen dưới khai thác năm 1986, Oligoxen năm 1987 và tầng Móng Granit
năm 1988. Tính đến tháng 01/2009 mỏ Bạch Hổ khai thác được hơn 169 triệu tấn
dầu. Tổng số giếng là 315 trong đó số giếng khai thác 213, giếng bơm ép nước 59,
giếng theo dõi quan sát 7, giếng đóng tạm thời 20 và giếng huỷ 16
Sản lượng khai thác của mỏ hiện nay trung bình 17 – 18 nghìn tấn/ ngày
đêm. Khối lượng nươc bơm ép vỉa trung bình khoảng 37 – 38 nghìn m3/ ngày đêm
Tình hình khai thác ở tầng Mioxen: Vỉa 23 tầng Mioxen dưới thuộc vòm

trung tâm được đưa vào khai thác thử nghiệm công nghiệp từ tháng 6 năm 1986.
Hiện nay trong vỉa này có 55 giếng khoan, trong đó 32 giếng khai thác, 8 giếng bơm
ép, 4 giếng theo dõi và 1 giếng dừng tạm thời và 10 giếng huỷ. Hiện tại chỉ có 3
giếng khai thác theo chế độ tự phun, 28 giếng khai thác theo chế độ gazlif. Các
giếng hiện nay phần lớn khai thác với sản phẩm có hệ số ngập nước khá cao. Quá
trình bơm ép nước duy trì áp suất vỉa được tiến hành tốt và đem lại hiệu quả cao.
Lưu lượng khai thác trung bình 648 tấn/ng. đ với độ ngập nước 67,6%.
13


Tình hình khai thác ở tầng Oligoxen: Vỉa dầu tầng Oligoxen dưới được đưa
vào khai thác thử công nghiệp tháng 5 năm 1987. Tính đến thời điểm 01.01.2009
vỉa này có 84 giếng, trong đó có 65 giếng khai thác (5 giếng khai thác theo chế độ
tự phun, 60 giếng gaslift), 12 giếng bơm ép và 5 giếng huỷ. Lưu lượng khai thác
trung bình 1725 tấn/ng. đêm với độ ngập nước 11,8%.
Tình hình khai thác ở tầng Móng: Vỉa dầu trong đá Móng nứt nẻ vòm Trung
Tâm được đưa vào khai thác thử công nghiệp tháng 9 năm 1988. Tính đến thời điểm
01.01.2009 tầng móng có 124 giếng, trong đó có 63 giếng khai thác bằng chế độ tự
phun với sản lượng cao, 22 giếng gaslift, 26 giếng bơm ép, 3 giếng theo dõi, 10
giếng đóng tạm thời và 1 giếng huỷ. Các giếng khai thác với lưu lượng cao trung
bình khoảng 400 tấn/ngày đêm. Lưu lượng khai thác trung bình 15134 tấn/ng. đêm với
độ ngậm nước 20,2%.

14


CHƯƠNG II: CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC VÀ CƠ SỞ
ĐỂ LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC GASLIFT LIÊN TỤC CHO
GIẾNG 1604 – BK16 MỎ BẠCH HỔ
2.1. Các phương pháp khai thác cơ học phổ biến.

Trong quá trình khái thác dầu khí tuỳ thuộc vào chế độ năng lượng vỉa mà
giếng sau khi đã khoan xong được chuyển sang khai thác theo những phương pháp
khai thác khác nhau. Nếu năng lượng vỉa đủ thắng tổn hao năng lượng trong suốt
quá trình dòng sản phẩm chảy (với một lưu lượng khai thác nhất định nào đó) từ vỉa
vào đáy giếng, dọc theo cột ống khai thác nâng lên bề mặt và theo các đường ống
vận chuyển đến hệ thống thu gom, xử lý thì giếng sẽ khai thác theo chế độ tự phun.
Một khi điều kiện này không thảo mãn thì phải chuyển sang khai thác bằng phương
pháp cơ học.
Mục đích áp dụng phương pháp cơ học là nhằm bổ sung thêm năng lượng
bên ngoài (nhân tạo) cùng với năng lượng vỉa (tự nhiên) để đảm bảo giếng hoạt
động. Việc cung cấp năng lượng bổ sung này thường để giảm chiều cao mực chất
lỏng trong giếng hoặc để giảm mật độ của dòng sản phẩm trong ống khai thác nhằm
tăng chênh áp (  P = Pv – Pđ).
Nhưng thực tế trong khai thác dầu trên thế giới, phương pháp tự phun thường
kéo dài trong vài năm đầu tiên của đời mỏ. Do vậy cần phải có biện pháp kéo dài
chế độ tự phun của giếng dầu càng lâu càng tốt. Khi chế độ tự phun không thể thực
hiện được, người ta phải nghiên cứu và tìm ra các giải pháp khai thác dầu bằng
phương pháp cơ học. Tuy nhiên dựa theo nguyên lý truyền năng lượng mà các
phương pháp khai thác cơ học được phân loại theo các nhóm sau: truyền lực bằng
cần, truyền lực bằng thuỷ lực, truyền lực bằng điện năng và truyền lực bằng khí nén
cao áp.
2.2. Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm piston cần và máy bơm guồng
xoắn:
a. Bản chất của phương pháp:
Loại máy bơm này hoạt động nhờ động cơ điện được chuyển trực tiếp xuống
máy bơm ngầm thông qua hệ thống cần truyền lực. Đối với máy bơm piston cần thì
chuyển động quay của động cơ điện thông qua cần truyền lực chuyển thành chuyển
động tịnh tiến để kéo thả piston trong giếng. Trên piston có lắp van ngược, khi
piston hạ xuống thì dầu tràn qua van ngược đi lên phía trên, khi piston di chuyển lên
phía trên thì van ngược sẽ đóng lại và nâng dầu lên mặt đất. Cứ như vậy dầu được

chuyển từ đáy giếng lên mặt đất.
Đối với máy bơm guồng xoắn thì chuyển động quay của động cơ được
chuyển thành chuyển động xoay theo phương thẳng đứng để quay guồng xoắn
trong giếng. Nhờ vậy mà dầu sẽ di chuyển lên mặt đất theo các rãnh xoắn của
guồng.
b. Ưu điểm :
 Đáng tin cậy, ít gặp sự cố trong quá trình hoạt động.
 Hệ thống cấu tạo cơ học tương đối đơn giản.
15


Dễ dàng thay đổi tốc độ khai thác cho phù hợp.
Dễ dàng tháo lắp và di chuyển đến các giếng khai thác với chi phí thấp.
Quá trình vận hành đơn giản hiệu quả.
Ứng dụng với giếng có lưu lượng nhỏ và khai thác ở nhiều tầng sản phẩm, ở
áp suất thấp, nhiệt độ và độ nhớt cao.
 Dễ dàng xác định hư hỏng của máy bơm và xử lý khi bị ăn mòn.





c. Nhược điểm:
 Phải lắp đặt ở vị trí trung tâm của giếng.
 Hệ thống bơm piston cần nặng cồng kềnh đối với việc khai thác dầu khí trên
biển.
 Rất nhạy cảm với trường hợp có parafin.
 Không thể sơn phủ bên trong ống khai thác một lớp chống ăn mòn.
 Độ sâu để bơm bị hạn chế bởi nồng độ H2S.
d. Phạm vi ứng dụng:

Giải pháp này được áp dụng chủ yếu ở các mỏ thuộc các nước Liên Xô cũ,
các mỏ ở Trung Cân Đông và các mỏ ở Mỹ. Các mỏ này có chung đặc điểm là vỉa
sản phẩm có độ sâu không lớn, đang trong giai đoạn khai thác giữa và cuối đời của
mỏ, có áp suất đáy giếng thấp dao động trong khoảng 10  15at. Bơm piston cần chỉ
sử dụng có hiệu quả trong những giếng có lưu lượng khai thác < 70 tấn/ngđ. Do
điều kiện khai thác trên biển bằng giàn cố định hay giàn tự nâng có diện tích sử
dụng nhỏ nếu áp dụng phương pháp này sẽ có nhiều điểm hạn chế so với các
phương pháp khai tác cơ học khác. Phương pháp này không được áp dụng ở mỏ
Bạch Hổ.
2.3. Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm:
a. Bản chất của phương pháp:
Hiện nay trong công nghiệp khai thác dầu người ta sử dụng hai loại máy bơm
thuỷ lực ngầm chính: Bơm đẩy thuỷ lực ngầm và bơm tia.
 Bơm đẩy thuỷ lực ngầm làm việc bằng động cơ piston thuỷ lực được nối
với piston của bản thân máy bơm. Dòng chất lỏng mang năng lượng (dầu
hoặc nước) được bơm xuống từ mặt đất theo không gian giữa cột ống khai
thác và ống chống khai thác cung cấp năng lượng cho máy bơm, sau đó
dòng chất lỏng mang năng lượng cùng với dòng sản phẩm từ giếng được
đẩy lên bề mặt.
 Bơm tia hoạt động nhờ vào sự biến đổi các dạng năng lượng từ áp suất sang
vận tốc và ngược lại. Dòng chất lỏng mang năng lượng cao (áp suất cao)
được bơm xuống giếng từ miệng giếng theo ống khai thác đến thiết bị
chuyển hoá năng lượng. Ở đó năng lượng áp suất được biến thành năng
lượng vận tốc. Dòng chất lỏng có vận tốc lớn nhưng áp suất nhỏ này tiếp tục
đẩy dòng sản phẩm khai thác cùng đi vào bộ phận phân ly và sau đó cùng đi
lên bề mặt theo khoảng không giữa ống chống khai thác và ống khai thác.
b. Ưu điểm:
 Không cần lắp đặt tại vị trí trung tâm giếng.
16

 Không bị ảnh hưởng do giếng khoan bị lệch.
 Dễ dàng thay đổi vận tốc cho phù hợp với lưu lượng giếng.
 Có thể khai thác với áp suất tương đối thấp và độ nhớt của dầu tương đối
cao. Vì chất lỏng mang năng lượng có thể nung nóng sản phẩm khai thác.
 Có thể khai thác nhiều tầng sản phẩm cùng một lúc và áp dụng khai thác trên
biển.
 Hệ thống khép kín đã hạn chế được sự ăn mòn.
 Dễ dàng chọn chế độ bơm theo chu kỳ với thời gian định sẵn.
 Các hoá phẩm chống lắng đọng hay chống ăn mòn có thể bơm xuống cùng
với chất lỏng mang năng lượng.
c. Nhược điểm:
 Lưu lượng khai thác của giếng phải tương đối lớn.
 Khả năng hư hỏng thiết bị khai thác trong quá trình hoạt động tương đối cao,
khi sửa chữa phải dùng hệ thống cơ học chuyên dụng.
 Không áp dụng được trong trường hợp dòng sản phẩm có chất lượng cao.
 Giá thành vận hành thường cao hơn dự tính.
 Việc xử lý phần rỉ sắt bên dưới Paker rất khó.
 Mất an toàn do áp suất vận hành trên bề mặt cao.
 Đòi hỏi đội ngũ công nhân vận hành lành nghề hơn so với máy bơm ly tâm
ngầm hay Gaslift vì vận tốc máy bơm cần hiệu chỉnh thường xuyên và không
cho phép vượt quá giới hạn.
d. Phạm vi ứng dụng:
Phương pháp cơ học này chủ yếu được áp dụng ở những vùng mỏ trên đất
liền và ngoài biển của Liên Xô cũ, các vùng mỏ trên đất liền và thêm lục địa của
Mỹ, ở vùng Biển Bắc. Giếng khai thác bằng máy bơm thuỷ lực ngầm có sản phẩm
vừa và trung bình, thường đạt 100 m 3/ngđ. Các vùng mỏ kế cận có độ sâu tầng sản
phẩm từ 1500  2500m. Thân giếng có độ nghiêng trung bình từ 20  300. Phương
pháp này không được áp dụng ở mở Bạch Hổ.
2.4. Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm điện ly tâm điện ngầm:

a. Bản chất của phương pháp:
Đây là loại máy bơm ly tâm nhiều cấp, hệ thống hoạt động nhờ năng lượng
điện được cung cấp từ máy biến thế trên mặt đất theo cáp truyền xuống mô tơ điện
đặt trong giếng ở phần dưới của máy bơm. Chuyển động quay của động cơ điện
được truyền qua trục dẫn làm quay các bánh công tác (Rôto). Chất lỏng trong bánh
công tác sẽ bị đẩy theo các hướng của cánh Rôto đập vào cánh tĩnh (Stato) có chiều
ngược lại, tạo ra sự tăng áp đẩy dầu chuyển động lên tầng trên. Cứ như vậy dầu khi
qua mỗi tầng bơm sẽ được tăng áp và được đẩy lên mặt đất theo cột ống khai thác.
b. Ưu điểm:
 Có thể khai thác với lưu lượng lớn.
 Có thể áp dụng cho các giếng khai thác đơn lẻ trong điều kiện chi phí hạn
chế.
 Chi phí đầu tư ban đầu thấp hơn phương pháp Gaslift.
17


 Thuận lợi trong khai thác các giếng có độ ngậm nước cao (lớn hơn 80%) và
yếu tố khí thấp, nhất là trong giai đoạn khai thác thứ cấp.
 Không gian dành cho thiết bị ít hơn so với các phương pháp khác, phù hợp
khai thác ngoài khơi.
 Nguồn năng lượng điện cung cấp cho các máy bơm là nguồn điện cao thế
hoặc được tạo ra nhờ động cơ điện.
 Áp dụng trong giai đoạn cuối của quá trình khai thác áp suất vỉa rất thấp để
hút cạn dòng dầu (do tạo được chênh áp lớn).
 Là phương pháp khai thác an toàn, việc theo dõi và điều khiển dễ dàng.
 Cho phép đưa giếng vào khai thác sau khi khoan xong.
c. Nhược điểm:
 Không tận dụng được nguồn năng lượng tự nhiên (khí đồng hành).
 Hàm lượng tạp chất ảnh hưởng lớn đến hoạt động của máy bơm.
 Kém hiệu quả trong những giếng có yếu tố khí cao hệ số sản phẩm thấp,

nhiệt độ vỉa cao, hàm lượng vật cứng và hàm lượng Parafin cao.
 Khó khăn trong việc lắp đặt các thiết bị an toàn sâu.
 Đòi hỏi phải có thiết bị kiểm tra và điều khiển cho từng giếng.
 Thực tế không khai thác được giếng có lưu lượng thấp hơn 21m 3/ngđ đối với
giếng sâu 2500m.
 Do bị giới hạn bởi đường kính ống chống khai thác nên không thể khai thác
các giếng có sản lượng lớn hơn 700m3/ngđ ở độ sâu 2400m đối với máy bơm
có trục nhỏ và không lớn hơn 100m 3/ngđ đối với máy bơm có đường kính
lớn từ các giếng có đường kính ống chống khai thác 168mm.
 Lưu lượng giảm nhanh theo chiều sâu lắp đặt, thường khai thác ở độ sau nhỏ
hơn 4000m.
 Khó tiến hành khảo sát nghiên cứu giếng, đo địa vật lý ở các vùng nằm dưới
máy bơm và khó xử lý vùng cận đáy giếng.
 Khó điều chỉnh được lưu lượng khai thác.
d. Phạm vi ứng dụng:
Phương pháp này tương đối phổ biến vì cấu trúc thiết bị và hệ thống khai
thác đơn giản, máy làm việc dễ dàng có khả năng thu được lượng dầu tương đối lớn
đến hàng trăm tấn/ngđ. Loại máy bơm này rất thuận lợi khi khai thác dầu ở những
vỉa có tỷ số dầu thấp, nhiệt độ vỉa dưới 250 0F. Đặc biệt hiệu quả trong những giếng
khai thác dầu có độ ngậm nước cao và giếng dầu chưa bão hoà nước.
Ngày nay với sự phát triển của kỹ thuật hệ thống bơm điện chìm được sử
dụng trong những giếng có nhiệt độ lên tới 3500F, khắc phục những giếng có tỷ lệ
khí dầu cao, bằng cách lắp đặt thiết bị tách khí đặc biệt. Các chất ăn mòn gây hư
hỏng như H2O, CO2 có thể khắc phục nhờ các vật liệu đặc biệt phủ bên ngoài.
Phương pháp này hiện đang được áp dụng tại một số giếng ở mỏ Bạch Hổ và Mỏ
Rồng.
2.5 Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift
a. Giới thiệu chung về phương pháp:
18