Tải bản đầy đủ

Thiết kế khai thác dầu khí bằng phương pháp gaslift liên tục cho giếng 912 Mỏ Bạch Hổ

MỤC LỤC


DANH MỤC HÌNH VẼ

DANH MỤC BẢNG BIỂU


3

L ỜI NÓI ĐẦU
Hiện nay ở mỏ Bạch Hổ có nhiều giếng khai thác đã giảm áp suất (một số giếng đã
ngưng chế độ tự phun hoặc phun kém không theo lưu lượng yêu cầu). Sản lượng khai
thác giảm đáng kể, để hoàn thành kế hoạch khai thác hàng năm thì việc khai thác theo
phương pháp tự phun sẽ không thực hiện được. Vậy với những giếng đã ngừng chế độ
tự phun hay các giếng hoạt động tự phun theo chu kì với sản lượng nhỏ, thì ngoài việc
xử lý vùng cận đáy giếng bằng các phương pháp khác nhau thì việc chuyển ngay các
giếng này sang khai thác bằng phương pháp cơ học là cần thiết. Hiện nay mỏ Bạch Hổ
đã đưa hai giàn máy nén khí đồng hành với áp suất P = 125 at, lưu lượng , Q = 51
triệu m3/ ngày đêm vào hoạt động với hệ thống đường ống dẫn đến tất cả các giàn
MSP thì việc khai thác bằng phương pháp Gaslift sẽ rất thuận tiện và hiệu quả, nó trở

thành phương pháp khai thác cơ học chính của mỏ.
Đồ án tốt nghiệp với đề tài: “Thiết kế khai thác dầu khí bằng phương pháp gaslift
liên tục cho giếng 912 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. TRẦN HỮU KIÊN 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:
Phan Tá Hoài Bảo


4

CH ƯƠNG I: ĐẶC ĐI ỂM ĐỊ A LÝ- ĐỊ A CH ẤT VÙNG M Ỏ. VÀ TÌNH HÌNH KHAI
THÁC DẦU KHÍ T ẠI M Ỏ B ẠCH H Ổ
1.1.Vị trí địa lý và các điều kiện tự nhiên mỏ Bạch Hổ.
Mỏ Bạch Hổ nằm trong lô số 9 của thềm lục địa nam Việt Nam thuộc bồn trũng
Cửu Long. Bồn trũng Cửu Long nằm trong toạ độ 8030’ đến 11000’ vĩ Bắc và 105000’
đến 110000’ kinh Đông, phía Tây được bao phủ bởi đường từ Cà Nà – Phan Thiết –
Vũng Tàu đến Bạc Liêu, Cà Mau phía Nam và Tây Nam được bao bởi bề Malay – Thổ
Chu. Phía Đông và Nam được ngăn cách bởi bề nam Côn Sơn là đới tầng ngầm dọc
theo các đảo Hòn Khoan – Hòn Chứng – Côn Sơn.
Mỏ Bạch Hổ cách cảng dịch vụ của Liên doanh dầu khí Vietsovpetro khoảng
120km, chiều sâu nước biển khoảng 50m, diện tích khoảng 10.000km2. Toàn bộ
cơ sở dịch vụ trên bờ nằm ở thành phố Vũng Tàu. Thành phố Vũng Tàu được
nối với Thành phố Hồ Chí Minh bằng đường bộ dài 120km và đường thuỷ dài 80km,
cho phép tất cả các tàu của Liên doanh Vietsovpetro đi lại một cách thuận tiện, sân bay
Vũng Tàu đáp ứng đầy đủ cho việc đưa đón công nhân, cán bộ cũng như các thiết bị
phục vụ cho việc khai thác dầu khi trên biển.
Khí hậu của mỏ Bạch Hổ là khí hậu nhiệt đới gió mùa với hai mùa rõ rệt là mùa
mưa và mùa khô. Mùa khô từ tháng 11 đến tháng 3 năm sau có gió mùa Đông Bắc với
sức gió mạnh nhất vào tháng 12 và tháng 1. Sóng cao tới 8m, nhiệt độ không khí ban
ngày khoảng 22-240C, đêm và sáng khoảng 16 -200C . Mưa rất ít ở thời kỳ này, độ ẩm
tương đối của không khí thấp là 65%. Trong thời gian chuyển mùa (tháng 4-5) có sự di

chuyển của khối không khí lạnh từ Bắc xuống Nam. Dần dần hướng gió chủ yếu là
Tây – Nam thổi từ đường xích đạo. Gió tây nam làm tăng độ ẩm không khí, tuy nhiên
mưa vẫn ít và không đều, nhiệt độ từ 25-300C. Vào mùa hè từ tháng 6 đến tháng 9 có
gió mùa Tây Nam, nhiệt độ của không khí là 28-300C, chênh lệch nhiệt độ giữa ngày
và đêm không đáng kể, mưa trở nên thường xuyên và to hơn kéo dài vài giờ. Có kèm
theo giông tố, vận tốc gió là 25m/s, kéo dài từ 10-30 phút, độ ẩm không khí 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
như hết mưa, các dòng chảy tuân theo gió mùa và thuỷ triều. Nhiệt độ nước ở vùng
thêm lục địa thay đổi trong năm từ 24,9 – 29,60C, độ măn nước biển từ 34-350C.


5

Hình 1.1. Vị trí địa lí mỏ Bạch Hổ


6

1.2.Đặc điểm địa chất.
1.2.1.Đặc điểm kiến tạo.
Lát cắt mỏ Bạch Hổ bao gồm trầm tích cát sét đệ từ Neogen và Paleogen nằm
trên mỏng kết tinh tuổi Mezozoi. Chiều dày lớp phủ trầm tích ở vòm cấu tạo khoảng
3km và lên tới 5-7 km ở các cánh và các nếp uốn kế cận. Trầm tích chứa sản phẩm là
cát bột kết Mioxen dưới (điệp Bạch Hổ), với các thân dầu trong tầng 22,23,24 và
Oligoxen trên (điệp Trà Tân) với các thân dầu trong tầng I, II, III, IV, V và Oligogen
dưới (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 trong điệp Bạch Hổ
trên tầng 22, 23 và những tầng sét trong Oligoxen trên nằm trên các thân cát Oligoxen
dưới và đá mỏng. Đá chưa Oligoxen trên nằm giữa các lớp sét có dạng thấu kính và
đặc trưng bởi dị thường áp suất cao, hệ số dị thường lên đến 1,7. Đá phun trào trong
núi lửa, bazan phát triển mạnh giữa những trầm tích sét thuộc Oligoxen trên và dưới.
Móng là đá granit có thành phần khoáng vật khác nhau. Chiều dày lớn nhất được mở
vào đá mỏng là 877m.
Thân dầu cho sản phẩm cao có dạng khối chứa trong đá mỏng hang hốc, nứt nẻ.
Cấu tạo bạch Hổ là nếp lồi lớn có 3 vòm chạy theo hướng kính tuyến, được phức tạp
hoá bởi hệ thống đứt gãy có biến độ tắt dần về phía trên theo lát cắt. Đối với nhiều đứt
gãy có hướng chủ yếu là kinh tuyến và hướng Đông Bắc – Tây Nam. Vòm trung tâm
là vòm cao nhất của cấu tạo, nó cao hơn vòm Bắc và vòm Nam tương 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 hoá bởi địa hào hẹp, xa hơn nữa là vòm nâng mái được vạch ra. Cánh Đông
và chính của vòm nâng bị chia cắt bởi hàng loạt đứt gẫy thuận có hướng chéo tạo
thành hàng loạt các khối bậc thang.
Vòm Nam là phần lún chìm nhất của cấu tạo, nó cũng bị hệ thống đứt gãy thuận
chia ra thành nhiều khối.
Nói chung cấu tạo này 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 lồi chìm nhất về hướng Bắc,
thoát về hướng Nam, kích thước cấu tạo 22x18km2.
1.2.2.Đặc điểm địa tầng.
Mỏ Bạch Hổ là mỏ dầu ở biển, loại đá vỉa, các lớp trầm tích là đá lục nguyên
chứa 13 tầng sản phẩm cho dòng dầu công nghiệp, phần dưới trong đá nứt nẻ của
móng phát hiện thân dầu dạng khối cho sản lượng cao chứa phần lớn sản lượng của
mỏ.


7

Dựa vào cấu trúc địa chất, tính chất và các đặc trưng nhiệt độ, áp suất vỉa trên
đã chia làm 4 phức hệ chứa dầu được phân cách bởi các tệp sét chắn khu vực dày; ba
phức hệ đá trầm tích chứa dầu và phức hệ thứ tư nằm trong tầng móng.
• Phức hệ thứ nhất:
Phức hệ đá chứa dầu đầu tiên bao gồm tầng 23,24 thuộc điệp Bạch Hổ
(Mioxen). Trầm tích phức hệ này phân bổ trên khắp diện tích khu vực mỏ và trên các
vùng lân cận. Chúng được liên kết một cách chắc chắc trong các lát cắt của tất cả các
giếng khoan, các thân dầu của vòm này thuộc dạng vòm vỉa, tầng này dưới tầng kia, bị
chia cắt bởi các đứt gãy phá huỷ có ranh giới dầu nước và có đới chứa nước bao quanh
phía ngoài. Áp suất vỉa tương ứng với áp suất thuỷ tĩnh. Thành phần dầu của tầng trên
khác với tầng dưới, khả năng chứa dầu phân bố cả vòm trung tâm và vòm Bắc của mỏ.
• Phức hệ thứ hai:
Phức hệ chứa dầu thứ hai gồm các tầng sản phẩm I, II, III, IV, V của điệp Trà
Tân thuộc (Oligoxen thượng). Trầm tích của các tầng này được phân biệt bởi sự thay
đổi mạnh của hướng đá. Đá chứa chủ yếu ở rìa phía Bắc và cánh phía Đông của vòm
Bắc. Ranh giới tiếp xúc dầu - nước chưa được phát hiện. Đặc trưng của phức hệ này là
áp suất vỉa cao.
• Phức hệ thứ ba:
Phức hệ chứa dầu thứ ba gồm các tầng sản phẩm: VI, VII, VIII, IX, X của điệp
Trà Cú thuộc Oligoxen hạ. Các tầng sản phẩm này là cát kết phát triển trên toàn vộ
diện tích của vòm Bắc tạo thành thân dầu thống nhất dạng vòm vỉa khối các phân lớp
sét giữa các tầng có chiều dày nhỏ lẫn cát, có khả năng bị nứt nẻ và không thể làm màn
chắn tin cậy.
Phần lớp sét giữa tầng IX và X ổn định nhất. Có áp suất vỉa khả đôi chút với áp
suất thuỷ tĩnh. Hệ số dị thường không vượt quá 1,2. Ranh giới tiếp xúc dầu nước chưa
phát hiện thấy, tính chất dầu của các tầng khác nhau.
• Phức hệ thứ tư:
Phức hệ chứa dầu thứ tư là đá nứt nẻ gồm granit và granodioxit. Khả năng dị
dưỡng của đá được hình thành do có độ nứt nẻ và hang hốc thông nhau bằng các khe
nứt và sự giãn cách. Thân dầu có dạng khối, ranh giới tiếp xúc dầu nước chưa được
xác định.
Trong các công trình nghiên cứu cho thấy đá chứa trong khoảng địa tầng từ trên
của oligoxen hạ (tầng sản phẩm VI). Đến mặt móng chứa một loại dầu có cùng nguồn
gốc và có thể tạo thành một thân dầu thống nhất có dạng vỉa khối. Mức độ lưu thông


8

về thuỷ lực của từng cùng, từng đới và khoảng cách các đá chứa sản phẩm của thân
dầu như nhau:
+ Theo mặt đứt gãy kiến tạo với đá mỏng, các mặt đứt gãy này không làm màn
chắn mà ngược lại chúng làm tăng độ hang hốc của granit.
+ Theo mạng lưới các khe nứt kiến tạo trong đá đặc sít.
+ Theo các “Cửa sổ” trầm tích là các cùng không có sét làm vách ngăn cách
giữa các đá chứa.
1.3.Đặc điểm cơ bản của vỉa sản phẩm:
1.3.1.Chiều dày tầng sản phẩm:
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 hay nhỏ hơn vòm Bắc 25,6%. 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.


9

1.3.2.Độ chứa dầu:
Dầu chủ yếu tập trung trong tầng 23 thuộc Oligoxen và tầng VI, VII, VIII, IX,
X thuộc tầng Oligoxen hạ và trong tầng mỏng. Độ chứa dầu trong tất cả các tầng còn
lại thì trữ lượng nhỏ hơn. Việc khai thác tất cả các tầng 22, 23, 24 có thể khai thác
cùng một lúc. Còn tầng I, II, III, IV, V thuộc Oligoxen được khai thác thực hiện bằng
các tầng Oligoxen hạ và đá mỏng.
Độ chứa dầu và tầng mỏng có thân dầu lớn nhất và cho sản lượng cao nhất của
mỏ. Đá mỏng là đá Granit và đá Granodionit có tính dị dưỡng được tạo từ quá trình địa
chất như phong hoá những khoáng vật không bền. Các dung dịch thuỷ nhiệt bị khử
kiềm nứt nẻ kiến tạo đứt gãy, chuyển dịch cùng với việc tạo thành các đới Mionit dọc
theo các mặt trượt nứt và co lại của đá khi đông đặc của mắcma. Kết quả tạo thành đá
chứa dạng hang hốc, nứt nẻ mà thể tích chứa chủ yếu là các hang hốc, còn các kênh
dẫn chủ yếu là các khe nứt.
Đặc trưng của đá chứa bảo đảm lưu lượng cao phát triển trên vòm trung tâm
theo sườn tây của vòm Bắc, nhưng vòm Bắc lại đặc trưng bằng tính dị dưỡng kém,
trong phạm vi vòm Bắc ở phần trên của đá móng có phát hiện đá rắn chắc. Đá này hầu
như không chứa dầu và không tham gia vào thể tích hiệu dụng của thân dầu. tất cả các
đá dị dưỡng từ mặt móng cho tới ranh giới dưới của thân dầu bão hoà, thân dầu thuộc
dạng khối chưa phát hiện được chiều sâu ranh giới dưới của thân dầu mặc dù chiều
dày của thân dầu là dày liên tục bao trùm vòm trung tâm cũng như vòm Bắc, ranh giới
cả thân dầu cấp (C2) chạy qua độ sâu tuyệt đối 4121m. Theo số liệu giếng khoan
Oligoxen hạ và điều này gắn liền với giá thiết kế về thân dầu thống nhất của Oligoxen
hạ và móng. Đối với những thân dầu này sự thống nhất còn thấy ở tính chất lý hoá của
dầu và áp suất vỉa. Tầng móng cho dòng dầu không lẫn nước đối với độ sâu tuyệt đối.
1.3.3. 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%).


10

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%.
1.3.4. Tính không đồng nhất.
Mỏ Bạch Hổ là mỏ có dạng đá vỉa của vòm Bắc, tính không đồng nhất của các
Mioxen cao nhất trong số các vỉa của mỏ.
Tầng Mioxen được phân làm nhiều lớp mỏng, hệ số phân lớp trung bình ở vòm
Bắc là 3,6 ở vòm trung tâm là 5,5. Hệ số cát của vòm Bắc là 0,45 và hệ số cát của vòm
trung tâm là 0,34.
Tài liệu nghiên cứu mẫu lõi và tài liệu đo đạc ở tầng Mioxen cho thấy lát cắt
các tập không đồng nhất.
• Các thân dầu Oligoxen hạ:
Theo tài liệu địa chất và tài liệu mẫu lõi trong giếng khoan thuộc tầng Oligoxen
hạ cho thấy mặt cắt các tầng sản phẩm 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 đặc tính của các đối tượng khai thác cho thấy rằng trong các đối tượng
có đá 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.
Nhìn chung khi đánh giá mức độ không đồng nhất của các tầng sản phẩm, thấy
rằng trầm tích sản phẩm Oligoxen hạ là kém đồng nhất hơn cả. Mức độ phân lớp lớn
nhất tới 20 vỉa. Hệ số phân lớp trung bình là 19,8%.


11

1.4. Đặc điểm cơ bản của các chất lưu.
Dầu thô

Dầu thô là hỗn hợp phức tạp của các hydrocacbon và các hợp chất khác, nhưng phần
chủ yếu là các hydrocacbon, tồn tại ở thể lỏng. Màu sắc của dầu thô biến đổi có thể là
xanh đậm, vàng, nâu và đen.
Dầu ở tất cả các vỉa trong mỏ Bạch Hổ đều chưa bão hòa, hệ số ép (tỷ số giữa áp suất
vỉa và áp suất bão hòa) :
. 1,43 cho Mioxen hạ dưới vòm Bắc.
. 1,9 cho Mioxen dưới vòm Trung tâm.
. 3,54 cho Oligoxen thượng.
. 1,94 cho Oligoxen hạ.
. 1,76 cho đá móng.
Theo các giá trị thông số cơ bản, các loại dầu mỏ Bạch Hổ có thể chia thành 3
nhóm. Theo chiều từ nhóm I đến nhóm III các thông số gia tăng:
. Tỷ số khí dầu – dầu GOR.
. Hệ số thể tích B.
. Áp suất bão hòa P s.
. Tỷ trọng dầu ãd.
. Độ nhớt của dầu ìd.
Trong nhóm I sự khác biệt giữa dầu Mioxen dưới vòm Trung tâm Oligoxen trên
được nhận biết bởi thành phần khí hòa tan. Khí tách dầu từ Mioxen trên và hàm lượng
nước dị thường còn khí tách dầu từ Mioxen dưới vòm Trung tâm chứa trong thành
phần propan, butan, pentan và lớn hơn. Trong nhóm III dầu Oligoxen so với đá móng
có độ khí thấp hơn, có giá trị hệ số thể tích thấp hơn, tỷ trọng thì lớn hơn, độ nhớt lớn
hơn.
Theo các giá trị áp suất bão hòa và tỷ trọng khí hòa tan, dầu trong nhóm III tương
tự như dầu Oligoxen dưới. Trên cơ sở các mô hình thực nghiệm có thể khẳng định
rằng: đối với dầu đá móng, sự thay đổi nhiệt độ ít gây ảnh hưởng đến áp suất bão hòa
được xác định bằng tỷ suất khí dầu.
Qua phân tích số liệu theo tách vi phân ta thấy được dầu được chia thành 2
nhóm:
+ Dầu đá móng và dầu Oligoxen dưới.
+ Dầu Oligoxen thượng và Mioxen.
Về thành phần cấu tử dầu vỉa, vì lý do hạn chế các số liệu về chưng cất chân
không nên sử dụng dầu tách có tỷ trọng 833,6 và phân tử lượng 251,15g/mol để tính


12

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
Mioxen
dưới vòm
trung tâm

Oligoxen
trên
Mioxen
dưới vòm
Bắc
Oligoxen
dưới và
móng

Áp suất bão
hòa
(Mpa.s)

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

18,4 ÷ 21,1

134 ÷ 147 1,39 ÷ 1,41

0,88 ÷ 1,16

0,696 ÷
0,710

19,5 ÷ 24,7

160 ÷ 209 1,46 ÷ 1,59

0,38 ÷ 0,48

0,634 ÷
0,668

13,4 ÷ 16

Tỷ trọng
dầu vỉa

0,733
0,760

÷

Bảng 1.1. Các nhóm dầu của mỏ Bạch Hổ


Condensate:

Condensate là hỗn hợp của các hydrocacbon mà chúng có thể tồn tại trong thành hệ
khai thác ở dạng lỏng hoặc dạng hơi ngưng tụ. Sự hoá lỏng của thành phần pha khí của
condensate thường xảy ra khi nhiệt độ của dòng sản phẩm hạ xuống khi di chuyển từ
vỉa lên trên mặt. Trong pha hơi chúng có các tính chất thông thường của khí. Hơi
ngưng tụ có tỷ trọng biến đổi từ: 0,55

÷

4,49 và độ nhớt từ: 0,006

÷

0,011 CP ở điều

kiện tiêu chuẩn. Màu sắc của Condensate có thể là màu trắng, vàng nhạt hoặc xanh
nhạt.



Khí tự nhiên:

Chất khí là chất không có hình dạng hoặc thể tích xác định. Nó sẽ lấp kín hoàn toàn
vật chứa và sẽ lấy hình dạng của vật chứa. Khí hydrocacbon đi cùng với dầu thô được
gọi là khí tự nhiên và có thể thấy ở dạng khí tự nhiên hoặc khí hòa tan .Tỷ trọng của


13

khí tự nhiên biến đổi từ: 0,55

÷

0,90 và độ nhớt từ: 0.011

÷

0,024 CP ở điều kiện tiêu

chuẩn.
Khí tự do:

Khí tự do là một hydrocacbon mà nó tồn tại ở thể khí tại áp suất và nhiệt độ vận
hành. Khí tự do có thể hiểu như bất kỳ loại khí nào ở bất cứ áp suất nào mà không hoà
tan trong các hydrocacbon lỏng.
Khí hoà tan:

Khí hoà tan được chứa đồng đều trong dầu ở nhiệt độ và áp suất đã định. Sự giảm
áp suất, tăng nhiệt độ có thể làm cho khí thoát khỏi dầu và những khí thoát ra đó có
các tính chất của khí tự do.
Độ sâu (m)
2885 – 2935
3165 – 3215
3405 – 3415
3455 – 3515
3535 – 3565
3565 – 3585
3525 – 3695
3695 – 3715
3755 – 3785

% CO2
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04
0,03 – 0,04

Tỷ trọng
0,741
0,668
0,641
0,640
0,654
0,656
0,655
0,650
0,645

Yếu tố khí (m3/m3)
140
180
130
130
130
130
160
120
130

Bảng 1.2. 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 C2+ lớn hơn ở các tầng Oligoxen trên, dưới và Mioxen vòm
Bắc rất nhiều (gần 39%). Khí thuộc loại không chứa Lưu huỳnh và hàm lượng
Cacbondioxit thấp (0,09 ÷ 0,61%), hàm lượng khí Nitơ từ 1,0 ÷ 2,8% với các giá trị dị
thường là 9,85% ở Oligoxen trên.



Nước:


14

Nước khai thác cùng dầu thô hoặc khí tự nhiên có thể tồn tại ở dạng lỏng hoặc ở
dạng hơi tuỳ thuộc vào nhiệt độ và áp suất làm việc. Nước lỏng có thể ở trạng thái tự
do hoặc dạng nhũ tương. Nước tự do tách ra từ các hydrocacbon lỏng. Nước nhũ tương
bị phân tán trong dạng những hạt nhỏ trong hydrocacbon lỏng.
Các tạp chất và các chất khác:

Các dòng sản phẩm khai thác từ các vỉa có thể chứa các tạp chất ở thể khí như Nitơ
(N2), cacbon đioxit (CO2), hyđro sunfua (H2S) và các loại khí khác, chúng không phải
là các hydrocacbon trong tự nhiên. Chúng có thể có lợi hoặc có hại cho quá trình khai
thác (giúp giảm tỷ trọng của dòng sản phẩm, gây ăn mòn thiết bị…). dòng sản phẩm
có thể chứa các tạp chất lỏng hoặc sền sệt như nước và parafin. Chúng có thể còn chứa
các tạp chất rắn như mùn khoan, cát, bùn và muối.
1.5.
a.

Nhiệt độ và gradient địa nhiệt.
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 ÷ 40C. Tại Vòm Bắc các lớp nằm ở độ sâu 2800m trở xuống
gặp đá móng ở 3500 ÷ 3700m, GDN thay đổi từ 3,5 ÷ 5 0C. Các lớp phủ gặp móng sâu
hơn (4000m) thì GDN từ 3 ÷ 40C.
b.
Gradient địa nhiệt đá móng.
Do ảnh hưởng của lớp phủ Mioxen và Oligoxen và do vị trí mỗi vòm khác nhau
cho nên nhiệt độ các vùng trên mặt đá móng khác nhau. Nhưng sau khi đi vào móng ở
độ sâu nào đó (có thể chọn là 4300m) thì nhiệt độ vòm nam và vòm bắc tương đương
nhau.
Kết quả nghiên cứu cho phép xác định được giá tri GDN của đá móng là 2,5 0C. Ở
độ sâu 4300m có nhiệt độ là 157,50C.


15

1.6.

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%.
- 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%.


16

CH ƯƠNG II: CÁC PH ƯƠNG PHÁP KHAI THÁC C Ơ H ỌC VÀ C Ơ S Ở ĐỂ
L ỰA CH ỌN PH ƯƠNG PHÁP KHAI THÁC GASLIFT LIÊN T ỤC CHO GI ẾNG
912
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 b ơm gu ồng
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.


17

Đối với máy bơm guồng xoắn thì chuyển động quay của động cơ được chuyển
thành chuyển động xoay theo phương thẳng đứng để quay guồng xoắn trong giếng.
Nhờ vậy mà dầu sẽ di chuyển lên mặt đất theo các rãnh xoắn của guồng.
b. Ưu điểm :
- Đáng tin cậy, ít gặp sự cố trong quá trình hoạt động.
- Hệ thống cấu tạo cơ học tương đối đơn giản.
- Dễ dàng thay đổi tốc độ khai thác cho phù hợp.
- 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.
a.

Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm :
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.


18

+ 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.
- 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.


19

- 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.
a.

Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm điện ly tâm điện ngầm:
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.
- 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.


20

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 100m3/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 350 0F, khắc phục những giếng có tỷ lệ khí dầu
cao, bằng cách lắp đặt thiết bị tách khí đặc biệt. Các chất ăn mòn gây hư hỏng như
H2O, CO2 có thể khắc phục nhờ các vật liệu đặc biệt phủ bên ngoài. Phương pháp này
hiện đang được áp dụng tại một số giếng ở mỏ Bạch Hổ và Mỏ Rồng.
2.5.
a.

Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift :
Giới thiệu chung về phương pháp:
Bản chất của phương pháp :
Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift dựa trên nguyên tắc bơm khí nén cao
áp vào vùng không gian vành xuyến giữa ống khai thác và ống chống khai thác, nhằm
đưa khí cao áp đi vào trong ống khai thác qua van Gaslift với mục đích làm giảm tỷ


21

trọng của sản phẩm khai thác trong cột ống nâng, dẫn đến giảm áp suất đáy và tạo nên
độ chênh áp cần thiết để sản phẩm chuyển động từ vỉa vào giếng. Đồng thời do sự thay
đổi nhiệt độ và áp suất trong ống khai thác làm cho khí giãn nở góp phần đẩy dầu đi
lên, nhờ đó mà dòng sản phẩm được nâng lên mặt đất và vận chuyển đến hệ thống thu
gom và xử lý.
Ưu điểm :
- Có thể đưa ngay giếng vào khai thác khi giai đoạn tự phun kém hiệu quả.
- Cấu trúc cột của ống nâng đơn giản không có chi tiết chóng hỏng.
- Phương pháp này có thể áp dụng với giếng có độ sâu, độ nghiêng lớn.
- Khai thác với giếng có yếu tố khí lớn và áp suất bão hòa cao.
- Khai thác lưu lượng lớn và điều chỉnh lưu lượng khai thác dễ dàng.
- Có thể khai thác ở những giếng có nhiệt độ cao và hàm lượng Parafin lớn,
giếng có cát và có tính ăn mòn cao.
- Khảo sát và xử lý giếng thuận lợi, không cần kéo cột ống nâng lên và có thể
đưa dụng cụ qua nó để khảo sát.
- Sử dụng triệt để khí đồng hành.
- Ít gây ô nhiễm môi trường.
- Có thể khai thác đồng thời các vỉa trong cùng một giếng.
- Thiết bị lòng giếng tương đối rẻ tiền và chi phí bảo dưỡng thấp hơn so với
phương pháp khai thác cơ học khác.
- Giới hạn đường kính ống chống khai thác không ảnh hưởng đến sản lượng
khai thác khi dùng khai thác Gaslift.
- Có thể sử dụng kỹ thuật tời trong dịch vụ sửa chữa thiết bị lòng giếng. Điều này
không những tiết kiệm thời gian mà còn làm giảm chi phí sửa chữa.
Nhược điểm :
- Đầu tư cơ bản ban đầu rất cao so với các phương pháp khác.
- Năng lượng sử dụng để khai thác một tấn sản phẩm cao hơn so với các
phương pháp khác.
- Không tạo được chênh áp lớn nhất để hút dầu ở trong vỉa ở giai đoạn cuối của
quá trình khai thác.
- Nguồn cung cấp năng lượng khí phải lớn đủ cho toàn bộ đời mỏ.
- Chi phí vận hành và bảo dưỡng trạm khí nén cao, đòi hỏi đội ngũ công nhân
vận hành và công nhân cơ khí lành nghề.
Phạm vi ứng dụng :


22

Hiện nay giải pháp khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift đang được áp dụng
rộng rãi trên cả đất liền và cả ngoài biển, đặc biệt đối với vùng xa dân cư và khó đi lại.
Giải pháp này thích hợp với những giếng có tỷ số khí dầu cao, có thể khai thác ở
những giếng có độ nghiêng lớn và độ sâu trung bình của vỉa sản phẩm trên 3000m.
Phương pháp này hiện đang được áp dụng rộng rãi trên mỏ Bạch Hổ.
b.
Đặc điểm cụ thể của phương pháp gaslift.
- Phương pháp Gaslift là phương pháp khai thác cơ học.
- Phương pháp áp dụng khi giếng không thực hiện được quá trình tự phun .
- Bản chất của phương pháp như sau: (xem hình vẽ) Bơm khí nén vào ống bơm ép
làm cho chất lỏng trong ống bơm ép di chuyển xuống đế ống nâng. Khi mực chất lỏng
đến đế ống nâng, áp suất nén khí đạt giá trị cựa đại, áp suất tại thời điểm này gọi là áp suất
khởi động (Pkd). Khí nén tiếp tục đi vào ống nâng hoà trộn với chất lỏng, làm cho tỷ trọng
cột chất lỏng giảm trong ống nâng giảm, dẫn đến Pđ giảm  chênh áp



p tăng,  chất

lỏng đi từ vỉa vào đáy giếng và đi lên miệng giếng.

SP

KN
Ô KT (NKT )
ống chống khai thác


PV
Hình 2.1: Sơ
khai thác dầu
gaslift
- Hiệu quả của phương pháp Gaslift phụ thuộc vào:
+ Độ sâu dẫn khí ( Chiều sâu nhúng chìm ống nâng).
+ Lưu lượng khí (Qhd).
+ Áp suất trên nhánh xả.

đồ
bằng


23

+ Hệ số sản phẩm ( Độ cho dầu của vỉa).
+ Lượng khí tách ra khỏi dầu (Ghd ).
+ Tính chất dầu ( , …)
µ ρ
+ Cấu trúc ống khai thác.
* Ưu điểm của phương pháp Gaslift:
+ Cấu trúc ống nâng đơn giản, không có chi tiết dễ hư hỏng.
+ Sử dụng ở giếng có độ sâu và nghiêng lớn.
+ Khai thác được lưu lượng lớn, dễ điều chỉnh Qkt.
+ Khai thác giếng có yếu tố khí Giếng lớn và Pbh cao.
+ Khai thác giếng có t0 cao, hàm lượng parafin lớn, có cát, tính ăn mòn
mạnh.
+ Khảo sát và xử lý giếng thuận lợi (Không cần nâng cột ống khai thác).
+ Sử dụng triệt để khí đồng hành.
+ Ít gây ô nhiễm môi trường.
+ Có thể khai thác đồng thời từng vỉa trong cùng một giếng
* Nhược điểm :
+ Đầu tư ban đầu lớn.
+ Năng lượng chi phí cho 1 tấn sản phẩm lớn.
+ Hệ số hiệu dụng của cột ống nâng và cả hệ thống thấp.
Tùy thuộc vào phương pháp bơm ép khí nén và lưu lượng khai thác mà chia ra
làm 2 phương pháp khai thác Gaslift.
Phương pháp khai thác gaslift liên tục:
Phương pháp Gaslift liên tục là phương pháp khí nén đưa vào khoảng không
vành xuyến giữa ống chống khai thác và cột ống nâng, còn sản phẩm theo ống nâng
lên mặt đất liên tục.
* Phạm vi ứng dụng: khai thác Gaslift liên tục được áp dụng tốt nhất đối với các giếng:
+ Có lưu lượng khai thác lớn.
+ Sản phẩm cát hay bị ngập nước.
+ Sản phẩm có độ nhớt cao, dòng chảy có nhiệt độ lớn.
+ Có tỷ suất khí cao mặc dù sản lượng giếng có thể nhỏ.
* Ưu điểm:
+ Năng lượng của khí nén và khí đồng hành được tận dụng tại miệng giếng để
vận chuyển sản phẩm đi tiếp đến hệ thống thu gom và xử lý.


24

+ Lưu lượng khai thác tương đối ổn định, hạn chế được nhiều phức tạp trong hệ
thống Gaslift.
+ Điều chỉnh lưu lượng khí nén thuận lợi bằng côn điều khiển.
+ Có thể điều chỉnh lưu lượng khai thác bằng việc điều chỉnh lưu lượng khí
nén.
* Nhược điểm: Không hiệu quả đối với giếng có mực nước động thấp (mặc dù lưu
lượng khai thác lớn).
Phương pháp khai thác Gaslift định kỳ:
Khai thác Gaslift định kỳ được tiến hành bằng cách ép khí vào khoảng không
vành xuyến và hỗn hợp sản phẩm khai thác theo ống khai thác lên mặt đất diễn ra
không liên tục mà có định kỳ được tính toán dựa theo các thông số địa chất kỹ thuật
của đối tượng khai thác.
* Phạm vi áp dụng:
+ Có áp suất đáy thấp nhưng hệ số sản phẩm cao.
+ Có hệ số sản phẩm thấp.
+ Giếng sâu và mực chất lỏng thấp.
+ Có lưu lượng khai thác nhỏ.
* Ưu điểm:
+ Kinh tế và linh hoạt (giá thành khai thác và thiết bị cho các giếng sâu với mực
chất lỏng thấp, thấp hơn so với các phương pháp cơ học khác).
* Nhược điểm:
+ Lưu lượng cực đại bị giới hạn.
+ Không thích hợp với các giếng sâu, ống nâng nhỏ đặc biệt là ống dạng mì ống
do khả năng tải của ống bị giới hạn.
+ Áp suất dao động mạnh vùng cận đáy giếng có thể dẫn đến sự phá huỷ đáy
giếng.
+ Khó điều khiển trong hệ thống Gaslift khép kín và nhỏ .
Ngoài ra còn có phương pháp khai thác Gaslift không cần máy nén khí.

c. Cơ sở lý luận chọn phương pháp khai thác gaslift liên tục cho giếng thiết kế.
Từ đặc tính của những phương pháp đã nêu trên, cùng với bảng tổng kết khả
năng hiệu quả áp dụng các phương pháp khai thác cơ học theo bảng 2.1, ta có thể thấy
rõ luận chứng khoa học lựa chọn phương pháp Gaslift ở mỏ Bạch Hổ.


25

Điều kiện khai thác ngoài biển phức tạp và khó khăn hớn rất nhiều so với đất
liền. Do vậy thời gian khai thác và phát triển mỏ thường kéo dài trong khoảng 20 ÷ 30
năm. Vì vậy bên cạnh việc đưa nhanh tốc độ khoan và đưa giếng mới vào khai thác,
chúng ta cần áp dụng các phương pháp khai thác khác nhau, nhằm gia tăng sản lượng
khai thác và tận dụng cơ chế năng lượng của vỉa sản phẩm.
Với điều kiện hiện tại ở mỏ Bạch Hổ ngoài đối tượng móng đang khai thác theo
chế độ tự phun cho sản lượng cao và áp suất giảm không đáng kể thì hầu hết các giếng
khai thác ở tầng Mioxen và Oligoxen đã ờ thời kỳ cuối của quá trình tự phun hoặc
ngừng phun và bị ngập nước. Do đó việc đưa các giếng này vào giai đoạn khai thác cơ
học là rất cần thiết.
Qua phân tích các ưu nhược điểm của từng phương pháp khai thác cơ học ở trên
ta nhận thấy rằng một số hạn chế của phương pháp này có thể khắc phục bằng phương
pháp khác. Nhưng điều này không toàn diện vì bản thân ưu và nhược điểm của các
phương pháp trên không thể bù trừ nhau. Để có cơ sở lựa chọn phương pháp khả thi và
hiệu quả nhất đối với điều kiện mỏ Bạch Hổ cần phải xét đến các yếu tố sau:
- Tính chất lưu thể của vỉa (dầu, khí, nước)
- Tính chất colectơ của đá chứa.
- Điều kiện địa chất của mỏ tiến hành khai thác.
- Tình trạng kỹ thuật, công nghệ áp dụng trên mỏ và thiết bị hiện có.
- Điều kiện thời tiết, khí hậu và kinh tế xã hội.
- Đánh giá hiệu quả kinh tế kỹ thuật thông qua các thí nghiệm trên mỏ.
Trên cơ sở phân tích ưu nhược điểm của các phương pháp khai thác dầu bằng cơ
học trên thế giới, liên hệ với điều kiện thực tế của mỏ Bạch Hổ, em thấy rằng : với các
giếng khai thác tập trung trên giàn cố định hay giàn tự nâng với diện tích sử dụng hạn
chế, độ sâu vỉa sản phẩm tương đối lớn từ 3000 ÷ 5000m, sản lượng khai thác lại lớn,
nên giải pháp khai thác bằng máy bơm piston thuỷ lực là kém hiệu quả đối với mỏ
Bạch Hổ.
Năm 1998 Viện nghiên cứu khoa học và thiết kế dầu khí biển của xí nghiệp liên
doanh Vietsovpetro đã tiến hành thử nghiệm với bộ máy bơm piston thuỷ lực và máy
bơm ly tâm điện chìm trên một số giàn cố định. Kết quả thử nghiệm cho thấy khả năng
sử dụng máy bơm thuỷ lực khi khai thác giếng có lưu lượng 30 ÷ 50m3/ngđ và sản
phẩm khai thác có độ ngậm nước cao là không hiệu quả. Các lần thử nghiệm máy bơm
thuỷ lực đã chỉ ra hàng loạt nhược điểm về đặc tính kỹ thuật của máy bơm, do vậy
máy bơm không bền và chóng hỏng.


Tài liệu bạn tìm kiếm đã sẵn sàng tải về

Tải bản đầy đủ ngay

×