Tải bản đầy đủ

Thiết kế khai thác dầu khí bằng phương pháp gaslift liên tục cho giếng 1104 tại giàn MSP11 Mỏ Bạch Hổ

MỤC LỤC


DANH MỤC HÌNH VẼ
i quan hệ q = f(v)………………………….110

DANH MỤC BẢNG BIỂU



4

L ỜI NÓI ĐẦ U
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 1104 tại giàn MSP-11 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
GVC.TS. Nguyễn Thế Vinh và các anh,các chú làm việc trong XNKT
Vietsovpetro đã giúp em hoàn thành đồ án này.
Em xin chân thành cảm ơn!

Sinh viên thực hiện:
Phạm Ngọc Quang


5

CH ƯƠNG I: ĐẶ C ĐI ỂM ĐỊ A LÝ- ĐỊ A CH ẤT VÙNG M Ỏ. VÀ TÌNH
HÌNH KHAI THÁC D ẦU 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.
MỏBạch 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 bộcơ sởdịch vụtrên bờ nằm ở thành phốVũng 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


6

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.


7

Hình 1.1. Vị trí địa lí mỏ Bạch Hổ


8

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.


9

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.
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.


10

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 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


11

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.
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


12

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. Tínhdịdưỡng:
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%.
1.3.4. 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.


13

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 chấtvà 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%.

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 Ps.


14

. 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 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.

Số
nhó
m
I

Đối
tượng

Áp suất bão
hòa
(Mpa.s)

Mioxen
dưới vòm
trung tâm
13,4 ÷ 16

Oligoxen
trên

Các thông số
Tỷ suất
Hệ số
khí dầu
thể tích
(m3/t)

Độ nhớt
dầu vỉa
(MPa.s)

88 ÷ 108 1,26÷ 1,35 1,34 ÷
1,7

Tỷ
trọng
dầu vỉa

0,733 ÷
0,760


15

II
III

Mioxen
dưới vòm
Bắc
Oligoxen
dưới và
móng

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

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 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)

% CO2

Tỷ trọng

Yếu tố khí (m3/m3)


16

2885 – 2935
3165 – 3215
3405 – 3415
3455 – 3515
3535 – 3565
3565 – 3585
3525 – 3695
3695 – 3715
3755 – 3785

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

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

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 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.
∗ 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.
∗ 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.


17

1.5. Nhiệt độ và gradient địa nhiệt.
a.
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 ÷ 50C.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.
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
2,50C. Ở độ sâu 4300m có nhiệt độ là 157,50C.

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


18

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 m 3/ 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%.


19

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 ỤCCHO GI ẾNG 1104 –MSP 11
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
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


20

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.
- 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.


21

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.
+ 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.


22

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.
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 :


23

- 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).

c.

- 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.
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 700m 3/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.


24

- 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 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.


25

- 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 :
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.


x

Tài liệu bạn tìm kiếm đã sẵn sàng tải về

Tải bản đầy đủ ngay

×