ĐỒ ÁN TÔT NGHIỆP NGANH KHAI THÁC DẦU KHÍ

Thiết kế khai thác dầu bằng Gaslift cho giếng 817 MSP8 CHƯƠNG 1 ĐẶC ĐIỂM CÁC TẦNG CHỨA SẢN PHẨM, TÍNH CHẤT CỦA CHẤT LƯU VÀ TÌNH HÌNH KHAI THÁC TẠI MỎ “BẠCH HỔ” 1.1. Các tầng sản phẩm của mỏ Bạch Hổ. Mỏ Bạch Hổ nằm ở lô 09 thuộc bồn trũng Cửu Long, trong vùng biển Đông trên thềm lục địa phía Nam Việt Nam, có tọa độ trong khoảng 9 – 10º vĩ độ Bắc và 107 – 108º kinh độ Đông, diện tích khoảng 10000km2 cách đất liền 120km, cách cảng dịch vụ của xí nghiệp liên doanh VIETSOVPETRO khoảng 120km. Ở phía Tây Nam của mỏ Bạch Hổ cách khoảng 35km là mỏ Rồng và xa hơn nữa là mỏ Đại Hùng. Toàn bộ cơ sở dịch vụ trên bờ nằm trong phạm vi thành phố Vũng Tàu bao gồm xí nghiệp khoan biển, xí nghiệp vận tải, xí nghiệp khai thác, xí nghiệp dịch vụ kỹ thuật, xí nghiệp xây lắp, viện dầu khí, trường kỹ thuật nghiệp vụ và bộ máy điều hành Vietsovpetro.

DANH MỤC BẢNG BIỂU 16

BẢNG QUY ĐỔI CÁC ĐƠN VỊ 25

MỞ ĐẦU 1 CHƯƠNG 1 3 ĐẶC ĐIỂM CÁC TẦNG CHỨA SẢN PHẨM, TÍNH CHẤT CỦA CHẤT LƯU VÀ TÌNH HÌNH KHAI THÁC TẠI MỎ “BẠCH HỔ” 3

1.1 Các tầng sản phẩm của mỏ Bạch Hổ 3

1.1.1.Tầng Mioxen hạ: 4

1.1.2.Tầng Oligoxen thượng: 4

Phức hệ chứa dầu thứ hai gồm các tầng sản phẩm Ia, I, II, III, IV, V thuộc điệp Trà Tân, phụ thống Oligoxen thượng Trầm tích của các tầng này được phân biệt bởi sự thay đổi mạnh tướng đá Đá chứa phát triển chủ yếu ở rìa phía Bắc và cánh phía Đông của vòm Bắc Đặc trưng của phức hệ này là áp suất vỉa cao dị thường là 1,6 at/100m 4

1.1.3.Tầng Oligoxen hạ: 4

Phức hệ chứa dầu thứ ba gồm các tầng sản phẩm VI, VII, VIII, IX, X thuộc điệp Trà Cú, phụ thống Oligoxen hạ Các tầng sản phẩm này là cát kết phát triển trên toàn bộ 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 được 4

1.1.4.Tầng đá móng nứt nẻ: 4

Phức hệ chứa dầu thứ tư là đá nứt nẻ trong móng bao gồm granit và granodiorit Khả năng di dưỡng của đá được hình thành do có độ nứt nẻ và hang hốc thông nhau bằng các khe nứt và sự giãn tách Thân dầu trong phức hệ này có dạng khối 4

1.2 Đặc điểm tầng chứa sản phẩm của mỏ Bạch Hổ 6

1.2.2 Chiều dày: 6

1.2.3 Độ chứa dầu: 6

1.2.4 Tính di dưỡng: 7

1.2.5 Tính không đồng nhất: 7

1.2.6 Gradien địa nhiệt và gradient áp suất của các vỉa sản phẩm mỏ Bạch Hổ 8

1.2.6.1 Gradient địa nhiệt (GDN): 8

1.2.6.2 Gradient áp suất: 9

1.3 Tính chất của chất lưu trong điều kiện vỉa 9

1.3.1 Các tính chất của dầu trong điều kiện vỉa: (Bảng 1.3) 9

1.3.2 Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu: 11

1.3.3 Đặc tính hóa lý của dầu tách khí: 11

1.3.4 Các tính chất của nước vỉa: 11

1.3.5 Các đặc trưng vật lý thủy động học: 12

1.4 Hiện trạng khai thác tại mỏ Bạch Hổ 12

1.4.1 Đối tượng 1: 12

1.4.2 Đối tượng 2: 13

1.4.3 Đối tượng 3: 13

1.4.4 Đối tượng 4: 13

CHƯƠNG 2 14 CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC, CƠ SỞ ĐỂ LỰA CHỌN KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO MỎ BẠCH HỔ 14

2.1 Tổng quan 14

2.2 Các phương pháp khai thác cơ học 14

2.2.2 Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm 15

2.2.3 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm ly tâm điện ngầm 17

2.2.4 Khai thác dầu bằng phương pháp gaslift 18

2.3 Cơ sở khoa học để lựa chọn phương pháp khai thác dầu bằng gaslift cho mỏ Bạch Hổ 20

CHƯƠNG 3 24 CƠ SỞ LÝ THUYẾT ĐỂ THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT 24 3.1 Nguyên lý hoạt động của phương pháp khai thác dầu bằng gaslift 24

3.1.1 Bản chất của phương pháp: 24

3.1.2 Nguyên lý làm việc: 25

3.2 Sơ đồ nguyên lý cấu trúc hệ thống ống khai thác bằng phương pháp gaslift 26

3.2.1 Cấu trúc hệ vành xuyến: 27

3.2.2 Cấu trúc hệ trung tâm: 28

3.3 Quá trình khởi động giếng: 29

3.3.1 Đối với giếng không lắp van gaslift khởi động: 29

3.3.2 Đối với giếng có lắp van gaslift khởi động: 29

3.4 Tính toán cột ống nâng 36

3.4.1 Tính toán cột ống nâng khi khống chế lưu lượng khai thác: 37

3.4.2 Tính toán cột ống nâng khi không khống chế lưu lượng khai thác 38

3.5 Tính toán độ sâu đặt van gaslift 39

3.5.1 Tính toán độ sâu đặt van gaslift theo phương pháp giải tích 39

3.5.2 Tính toán độ sâu đặt van gaslift theo phương pháp đồ thị Camco 41

3.6.1 Phương pháp thay đổi chế độ khai thác ổn định: 46

3.6.2 Phương pháp thay đổi áp suất ở miệng giếng theo từng chế độ 48

CHƯƠNG 4 49 CÁC THIẾT BỊ SỬ DỤNG TRONG KHAI THÁC DẦU BẰNG GASLIFT 49

4.1 Thiết bị miệng giếng 49

4.1.1 Chức năng, nhiệm vụ: 49

4.1.2 Các thành phần chính của thiết bị miệng giếng và chức năng của chúng: 49

4.2 Thiết bị lòng giếng: 53

4.2.1 Phễu định hướng: 54

4.2.2 Nhippen: 54

4.2.3 Ống đục lỗ: 54

4.2.4 Van cắt: 55

4.2.5 Paker: 56

4.2.6 Thiết bị bù trừ nhiệt: 58

4.2.7 Van tuần hoàn: 58

4.2.8 Mandrel: 60

4.2.9 Van an toàn sâu: 60

4.2.10 Các loại ống khai thác: 62

4.2.11 Van gaslift: 64

CHƯƠNG 5 67 THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO GIẾNG 817 – MSP8 67 5.1 Số liệu thiết kế của giếng 817 – MSP8 67

5.3 Tính toán cột ống nâng cho giếng thiết kế 68

5.3.1 Xác định chiều dài cột ống nâng L 68

5.3.2 Xác định đường kính cột ống nâng 69

5.4 Xây dựng biểu đồ xác định độ sâu đặt van gaslift 70

5.4.1 Xây dựng đường cong phân bố áp suất lỏng khí trong cột ống nâng (đường số 1) 70

5.4.2 Xây dựng đường phân bố áp suất thuỷ tĩnh (đường số 2) 70

5.4.3 Xây dựng đường phân bố áp suất khí nén ngoài cần (đường số 3) 70

5.4.4 Xây dựng đường gradient nhiệt độ của khí nén ngoài cần (đường số 4) 71

5.4.5 Xây dựng đường gradient nhiệt độ chất lỏng trong cần (đường số 5) .71

5.5 Xác định độ sâu đặt van gaslift và các đặc tính của van 71

5.5.1 Van số 1: 71

5.5.2 Van số 2 73

5.5.3 Van số 3: 74

5.5.4 Van số 4: 75

5.5.5 Van số 5: 75

CHƯƠNG 6 87 SỰ CỐ VÀ PHỨC TẠP TRONG KHAI THÁC DẦU 87

BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT 87

6.1 Sự hình thành nút cát ở đáy giếng khai thác 87

6.1.1 Nguyên nhân phát sinh: 87

6.1.2 Biện pháp phòng ngừa: 87

6.2 Sự lắng đọng parafin trong ống khai thác 88

6.2.1 Nguyên nhân phát sinh: 88

6.2.2 Biện pháp phòng ngừa: 88

6.2.3 Biện pháp khắc phục: 88

6.3 Sự tạo thành những nút rỉ sắt trong đường ống khai thác 89

6.3.1 Nguyên nhân phát sinh: 89

6.3.2 Biện pháp khắc phục: 89

6.4 Sự tạo thành muối trong ống nâng 89

6.4.1 Nguyên nhân phát sinh: 89

6.4.2 Biện pháp phòng ngừa: 89

6.4.3 Biện pháp khắc phục: 90

6.5 Hiện tượng trượt khí 90

6.6 Giếng không khởi động được 90

6.7 Các sự cố thiết bị 91

6.7.1 Sự rò rỉ của các thiết bị chịu áp lực: 91

6.7.2.Các thiết bị hư hỏng: 91

6.8 Sự cố về công nghệ 91

6.8.1 Áp suất cung cấp không ổn định: 91

6.8.2 Sự cố cháy: 92

CHƯƠNG 7 93 CÔNG TÁC AN TOÀN TRONG PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC BẰNG GASLIFT VÀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG 93

7.1 An toàn lao động khi khai thác các giếng bằng gaslift 93

7.1.1 Những yêu cầu chung: 93

7.2 An toan lao dộng khi vận hanh cac thiết bị gaslift 94

7.2.1 Những yêu cầu chung: 94

7.2.2 Những yêu cầu an toàn khi vận hành thiết bị gaslift: 95

7.2.3 Những yêu cầu an toàn khi xảy ra sự cố: 96

7.3 Bảo vệ môi trường trong hoạt động thăm dò và khai thác dầu – khí 96

7.3.1 Một số khái niệm cơ bản về môi trường và công tác bảo vệ môi trường tại XNLD Vietsovpetro 96

7.3.2 Chất thải sản xuất trong các hoạt động dầu khí biển và biện pháp khắc phục 98

7.3.3 Chất thải sinh hoạt trong các hoạt động dầu khí biển và biện pháp ngăn ngừa ô nhiễm 99

7.3.4 Chất thải nguy hại hiện có tại XNLD và phương pháp xử lý 99

7.3.5 Các nguyên nhân sự cố tràn dầu, các phương pháp xử lý và nhiệm vụ của bản thân 100

KẾT LUẬN 101 TÀI LIỆU THAM KHẢO 102

DANH MỤC BẢNG BIỂU 17

BẢNG QUY ĐỔI CÁC ĐƠN VỊ 26

MỞ ĐẦU 1 CHƯƠNG 1 3 ĐẶC ĐIỂM CÁC TẦNG CHỨA SẢN PHẨM, TÍNH CHẤT CỦA CHẤT LƯU VÀ TÌNH HÌNH KHAI THÁC TẠI MỎ “BẠCH HỔ” 3

1.1 Các tầng sản phẩm của mỏ Bạch Hổ 3

Hình 1.1: Vị trí địa lý của mỏ Bạch Hổ 3

1.1.1.Tầng Mioxen hạ: 4

1.1.2.Tầng Oligoxen thượng: 4

Phức hệ chứa dầu thứ hai gồm các tầng sản phẩm Ia, I, II, III, IV, V thuộc điệp Trà Tân, phụ thống Oligoxen thượng Trầm tích của các tầng này được phân biệt bởi sự thay đổi mạnh tướng đá Đá chứa phát triển chủ yếu ở rìa phía Bắc và cánh phía Đông của vòm Bắc Đặc trưng của phức hệ này là áp suất vỉa cao dị thường là 1,6 at/100m 4

1.1.3.Tầng Oligoxen hạ: 4

Phức hệ chứa dầu thứ ba gồm các tầng sản phẩm VI, VII, VIII, IX, X thuộc điệp Trà Cú, phụ thống Oligoxen hạ Các tầng sản phẩm này là cát kết phát triển trên toàn bộ 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 được 4

1.1.4.Tầng đá móng nứt nẻ: 4

Phức hệ chứa dầu thứ tư là đá nứt nẻ trong móng bao gồm granit và granodiorit Khả năng di dưỡng của đá được hình thành do có độ nứt nẻ và hang hốc thông nhau bằng các khe nứt và sự giãn tách Thân dầu trong phức hệ này có dạng khối 4

Hình 1.2:Cột địa tầng mỏ Bạch Hổ phần lát cắt chứa sản phẩm 5

1.2.1 Thành phần thạch học: 6

1.2.2 Chiều dày: 6

1.2.3 Độ chứa dầu: 6

1.2.4 Tính di dưỡng: 7

1.2.5 Tính không đồng nhất: 7

1.2.6 Gradien địa nhiệt và gradient áp suất của các vỉa sản phẩm mỏ Bạch Hổ 8

1.2.6.1 Gradient địa nhiệt (GDN): 8

1.2.6.2 Gradient áp suất: 9

1.3 Tính chất của chất lưu trong điều kiện vỉa 9

1.3.1 Các tính chất của dầu trong điều kiện vỉa: (Bảng 1.3) 9

1.3.2 Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu: 11

1.3.3 Đặc tính hóa lý của dầu tách khí: 11

1.3.4 Các tính chất của nước vỉa: 11

1.3.5 Các đặc trưng vật lý thủy động học: 12

1.4 Hiện trạng khai thác tại mỏ Bạch Hổ 12

1.4.1 Đối tượng 1: 12

1.4.2 Đối tượng 2: 13

1.4.3 Đối tượng 3: 13

1.4.4 Đối tượng 4: 13

CHƯƠNG 2 14 CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC, CƠ SỞ ĐỂ LỰA CHỌN KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO MỎ BẠCH HỔ 14

2.1 Tổng quan 14

2.2.1 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm piston cần: 14

2.2.2 Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm 15

2.2.3 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm ly tâm điện ngầm 17

2.2.4 Khai thác dầu bằng phương pháp gaslift 18

2.3 Cơ sở khoa học để lựa chọn phương pháp khai thác dầu bằng gaslift cho mỏ Bạch Hổ 20

CHƯƠNG 3 24 CƠ SỞ LÝ THUYẾT ĐỂ THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT 24 3.1 Nguyên lý hoạt động của phương pháp khai thác dầu bằng gaslift 24

3.1.1 Bản chất của phương pháp: 24

3.1.2 Nguyên lý làm việc: 25

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 25

3.2 Sơ đồ nguyên lý cấu trúc hệ thống ống khai thác bằng phương pháp gaslift 26

Hình 3.2: Các dạng cấu trúc cột ống nâng 26

3.2.1 Cấu trúc hệ vành xuyến: 27

3.2.2 Cấu trúc hệ trung tâm: 28

3.3 Quá trình khởi động giếng: 29

3.3.1 Đối với giếng không lắp van gaslift khởi động: 29

Hình 3.3: Đồ thị biểu diễn mối quan hệ giữa áp suất khí nén và thời gian khi khởi động giếng 29

3.3.2 Đối với giếng có lắp van gaslift khởi động: 29

Hình 3.4: Giếng đã sẵn sàng cho quá trình gọi dòng 30

Hình 3.5: Quá trình bắt đầu nén khí vào giếng 31

Hình 3.6: Quá trình khí nén đi vào van gas lift khởi động số 1 31

Hình 3.8: Quá trình khí vào van gaslift khởi động số 2 và van số 1 đóng lại 32

Hình 3.9: Quá trình khí vào van gaslift khởi động số 2 và đẩy cột chất lỏng trong khoảng không vành xuyến xuống phía dưới 33

Hình 3.10: Quá trình khí vào van gaslift khởi động số 3 và van gaslift khởi động số 2 sắp đóng lại 33

Hình 3.11: Quá trình khí vào van gaslift khởi động số 3 và van gaslift thứ 2 đóng lại 34

Hình 3.12: Quá trình van gaslift làm việc sắp lộ ra và van gaslift khởi động cuối cùng sắp đóng lại 34

Hình 3.13: Quá trình khí vào van gaslift làm việc và van gaslift khởi động cuối cùng đóng lại 35

Hình 3.14: Biểu đồ áp suất trong cần (màu xanh) và ngoài cần khai thác (màu hồng) trong quá trình khởi động giếng gaslift 35

3.4 Tính toán cột ống nâng 36

3.4.1 Tính toán cột ống nâng khi khống chế lưu lượng khai thác: 37

3.4.2 Tính toán cột ống nâng khi không khống chế lưu lượng khai thác 38

Hình 3.15: Đồ thị xác định Pđế theo L và Rtối ưu 39

3.5 Tính toán độ sâu đặt van gaslift 39

3.5.1 Tính toán độ sâu đặt van gaslift theo phương pháp giải tích 39

Hình 3.16: Sơ đồ nguyên tắc tính toán chiều sâu đặt van 40

3.5.2 Tính toán độ sâu đặt van gaslift theo phương pháp đồ thị Camco 41

Hình 3.17: Xác độ sâu van gaslift bằng phương pháp biểu đồ Camco 44

3.6 Nghiên cứu giếng khai thác bằng gaslift: 46

3.6.1 Phương pháp thay đổi chế độ khai thác ổn định: 46

Hình 3.18: Đồ thị biểu thị mối quan hệ của sản lượng khai thác, lưu lượng riêng của khí nén, áp suất khí nén với lưu lượng khí nén 47

3.6.2 Phương pháp thay đổi áp suất ở miệng giếng theo từng chế độ 48

CHƯƠNG 4 49 CÁC THIẾT BỊ SỬ DỤNG TRONG KHAI THÁC DẦU BẰNG GASLIFT 49

4.1 Thiết bị miệng giếng 49

4.1.2 Các thành phần chính của thiết bị miệng giếng và chức năng của

chúng: 49

Hình 4.1 Sơ đồ thiết bị miệng giếng và cây thông khai thác 50

Hình 4.2: Sơ đồ thiết bị miệng giếng với cây thông kiểu chạc 3 52

Hình 4.3: Sơ đồ thiết bị miệng giếng với cây thông kiểu chạc tư 53

4.2 Thiết bị lòng giếng: 53

4.2.1 Phễu định hướng: 54

Hình 4.4: Phễu hướng dòng (a) và Thiết bị định vị (b,c) 54

4.2.2 Nhippen: 54

4.2.3 Ống đục lỗ: 54

Hình 4.5: Ống đục lỗ 55

4.2.4 Van cắt: 55

Hình 4.6: Sơ đồ van cắt 55

4.2.5 Paker: 56

Hình 4.7: Sơ đồ paker loại 1 57

4.2.6 Thiết bị bù trừ nhiệt: 58

Hình 4.8: Sơ đồ thiết bị bù trừ nhiệt 58

4.2.7 Van tuần hoàn: 58

Hình 4.9: Sơ đồ van tuần hoàn 59

4.2.8 Mandrel: 60

Hình 4.10: Mandrel 60

4.2.9 Van an toàn sâu: 60

Hình 4.11: Van an toàn sâu 61

4.2.10 Các loại ống khai thác: 62

Hình 4.12: Sơ đồ cấu trúc thiết bị lòng giếng 63

4.2.11 Van gaslift: 64

Hình 4.13: Sơ đồ nguyên lý cấu tạo van gaslift 65

CHƯƠNG 5 67

THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO GIẾNG

5.1 Số liệu thiết kế của giếng 817 – MSP8 67

5.2 Lựa chọn ống nâng cho giếng thiết kế: 67

5.3 Tính toán cột ống nâng cho giếng thiết kế 68

5.3.1 Xác định chiều dài cột ống nâng L 68

5.3.2 Xác định đường kính cột ống nâng 69

5.4 Xây dựng biểu đồ xác định độ sâu đặt van gaslift 70

5.4.1 Xây dựng đường cong phân bố áp suất lỏng khí trong cột ống nâng (đường số 1) 70

5.4.2 Xây dựng đường phân bố áp suất thuỷ tĩnh (đường số 2) 70

5.4.3 Xây dựng đường phân bố áp suất khí nén ngoài cần (đường số 3) 70

5.4.4 Xây dựng đường gradient nhiệt độ của khí nén ngoài cần (đường số 4) 71

5.4.5 Xây dựng đường gradient nhiệt độ chất lỏng trong cần (đường số 5) .71

5.5 Xác định độ sâu đặt van gaslift và các đặc tính của van 71

5.5.1 Van số 1: 71

5.5.2 Van số 2 73

5.5.3 Van số 3: 74

5.5.4 Van số 4: 75

5.5.5 Van số 5: 75

Hình 5.1: Xác định chiều sâu đặt van gaslift bằng phương pháp đồ thị Camco 77

Hình 5.2- Đường cong phân bố áp suất của hỗn hợp lỏng-khí 78

SỰ CỐ VÀ PHỨC TẠP TRONG KHAI THÁC DẦU 87

BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT 87

6.1 Sự hình thành nút cát ở đáy giếng khai thác 87

6.1.1 Nguyên nhân phát sinh: 87

6.1.2 Biện pháp phòng ngừa: 87

6.1.3 Biện pháp khắc phục: 87

6.2 Sự lắng đọng parafin trong ống khai thác 88

6.2.1 Nguyên nhân phát sinh: 88

6.2.2 Biện pháp phòng ngừa: 88

6.2.3 Biện pháp khắc phục: 88

6.3 Sự tạo thành những nút rỉ sắt trong đường ống khai thác 89

6.3.1 Nguyên nhân phát sinh: 89

6.3.2 Biện pháp khắc phục: 89

6.4 Sự tạo thành muối trong ống nâng 89

6.4.1 Nguyên nhân phát sinh: 89

6.4.2 Biện pháp phòng ngừa: 89

6.4.3 Biện pháp khắc phục: 90

6.5 Hiện tượng trượt khí 90

6.6 Giếng không khởi động được 90

6.7 Các sự cố thiết bị 91

6.7.1 Sự rò rỉ của các thiết bị chịu áp lực: 91

6.7.2.Các thiết bị hư hỏng: 91

6.8 Sự cố về công nghệ 91

6.8.2 Sự cố cháy: 92

CHƯƠNG 7 93 CÔNG TÁC AN TOÀN TRONG PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC BẰNG GASLIFT VÀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG 93

7.1 An toàn lao động khi khai thác các giếng bằng gaslift 93

7.1.1 Những yêu cầu chung: 93

7.1.2 Những yêu cầu an toàn khi khai thác giếng gaslift : 93

7.2 An toan lao dộng khi vận hanh cac thiết bị gaslift 94

7.2.1 Những yêu cầu chung: 94

7.2.2 Những yêu cầu an toàn khi vận hành thiết bị gaslift: 95

7.2.3 Những yêu cầu an toàn khi xảy ra sự cố: 96

7.3 Bảo vệ môi trường trong hoạt động thăm dò và khai thác dầu – khí 96

7.3.1 Một số khái niệm cơ bản về môi trường và công tác bảo vệ môi trường tại XNLD Vietsovpetro 96

7.3.2 Chất thải sản xuất trong các hoạt động dầu khí biển và biện pháp khắc phục 98

7.3.3 Chất thải sinh hoạt trong các hoạt động dầu khí biển và biện pháp ngăn ngừa ô nhiễm 99

7.3.4 Chất thải nguy hại hiện có tại XNLD và phương pháp xử lý 99

7.3.5 Các nguyên nhân sự cố tràn dầu, các phương pháp xử lý và nhiệm vụ của bản thân 100

KẾT LUẬN 101 TÀI LIỆU THAM KHẢO 102

DANH MỤC BẢNG BIỂU 16

BẢNG QUY ĐỔI CÁC ĐƠN VỊ 25

MỞ ĐẦU 1 CHƯƠNG 1 3 ĐẶC ĐIỂM CÁC TẦNG CHỨA SẢN PHẨM, TÍNH CHẤT CỦA CHẤT LƯU VÀ TÌNH HÌNH KHAI THÁC TẠI MỎ “BẠCH HỔ” 3

1.1 Các tầng sản phẩm của mỏ Bạch Hổ 3

Hình 1.1: Vị trí địa lý của mỏ Bạch Hổ 3

1.1.1.Tầng Mioxen hạ: 4

1.1.2.Tầng Oligoxen thượng: 4

Phức hệ chứa dầu thứ hai gồm các tầng sản phẩm Ia, I, II, III, IV, V thuộc điệp Trà Tân, phụ thống Oligoxen thượng Trầm tích của các tầng này được phân biệt bởi sự thay đổi mạnh tướng đá Đá chứa phát triển chủ yếu ở rìa phía Bắc và cánh phía Đông của vòm Bắc Đặc trưng của phức hệ này là áp suất vỉa cao dị thường là 1,6 at/100m 4

1.1.3.Tầng Oligoxen hạ: 4

Phức hệ chứa dầu thứ ba gồm các tầng sản phẩm VI, VII, VIII, IX, X thuộc điệp Trà Cú, phụ thống Oligoxen hạ Các tầng sản phẩm này là cát kết phát triển trên toàn bộ 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 được 4

1.1.4.Tầng đá móng nứt nẻ: 4 Phức hệ chứa dầu thứ tư là đá nứt nẻ trong móng bao gồm granit và

granodiorit Khả năng di dưỡng của đá được hình thành do có độ nứt nẻ và

phức hệ này có dạng khối 4

Hình 1.2:Cột địa tầng mỏ Bạch Hổ phần lát cắt chứa sản phẩm 5

1.2 Đặc điểm tầng chứa sản phẩm của mỏ Bạch Hổ 6

1.2.1 Thành phần thạch học: 6

1.2.2 Chiều dày: 6

1.2.3 Độ chứa dầu: 6

1.2.4 Tính di dưỡng: 7

1.2.5 Tính không đồng nhất: 7

Bảng 1.1: Các thông số vật lý của vỉa 8

1.2.6 Gradien địa nhiệt và gradient áp suất của các vỉa sản phẩm mỏ Bạch Hổ 8

1.2.6.1 Gradient địa nhiệt (GDN): 8

1.2.6.2 Gradient áp suất: 9

Bảng1.2: Gradient áp suất của các tầng ở mỏ Bạch Hổ 9

1.3 Tính chất của chất lưu trong điều kiện vỉa 9

1.3.1 Các tính chất của dầu trong điều kiện vỉa: (Bảng 1.3) 9

Bảng 1.3: Các nhóm dầu của mỏ Bạch Hổ 10

1.3.2 Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu: 11

Bảng 1.4: Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu 11

1.3.3 Đặc tính hóa lý của dầu tách khí: 11

1.3.4 Các tính chất của nước vỉa: 11

1.3.5 Các đặc trưng vật lý thủy động học: 12

1.4 Hiện trạng khai thác tại mỏ Bạch Hổ 12

1.4.1 Đối tượng 1: 12

1.4.2 Đối tượng 2: 13

1.4.4 Đối tượng 4: 13

CHƯƠNG 2 14 CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC, CƠ SỞ ĐỂ LỰA CHỌN KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO MỎ BẠCH HỔ 14

2.1 Tổng quan 14

2.2 Các phương pháp khai thác cơ học 14

2.2.1 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm piston cần: 14

2.2.2 Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm 15

2.2.3 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm ly tâm điện ngầm 17

2.2.4 Khai thác dầu bằng phương pháp gaslift 18

2.3 Cơ sở khoa học để lựa chọn phương pháp khai thác dầu bằng gaslift cho mỏ Bạch Hổ 20

Bảng 2.1: Tổng kết khả năng và hiệu quả áp dụng cácphương pháp khai thác dầu bằng cơ học 22

CHƯƠNG 3 24 CƠ SỞ LÝ THUYẾT ĐỂ THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT 24 3.1 Nguyên lý hoạt động của phương pháp khai thác dầu bằng gaslift 24

3.1.1 Bản chất của phương pháp: 24

3.1.2 Nguyên lý làm việc: 25

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 25

3.2 Sơ đồ nguyên lý cấu trúc hệ thống ống khai thác bằng phương pháp gaslift 26

Hình 3.2: Các dạng cấu trúc cột ống nâng 26

3.2.1 Cấu trúc hệ vành xuyến: 27

3.3 Quá trình khởi động giếng: 29

3.3.1 Đối với giếng không lắp van gaslift khởi động: 29

Hình 3.3: Đồ thị biểu diễn mối quan hệ giữa áp suất khí nén và thời gian khi khởi động giếng 29

3.3.2 Đối với giếng có lắp van gaslift khởi động: 29

Hình 3.4: Giếng đã sẵn sàng cho quá trình gọi dòng 30

Hình 3.5: Quá trình bắt đầu nén khí vào giếng 31

Hình 3.6: Quá trình khí nén đi vào van gas lift khởi động số 1 31

Hình 3.7: Quá trình khí nén tiếp tục đẩy cột chất lỏng trong khoảng không vành xuyến xuống phía dưới 32

Hình 3.8: Quá trình khí vào van gaslift khởi động số 2 và van số 1 đóng lại 32

Hình 3.9: Quá trình khí vào van gaslift khởi động số 2 và đẩy cột chất lỏng trong khoảng không vành xuyến xuống phía dưới 33

Hình 3.10: Quá trình khí vào van gaslift khởi động số 3 và van gaslift khởi động số 2 sắp đóng lại 33

Hình 3.11: Quá trình khí vào van gaslift khởi động số 3 và van gaslift thứ 2 đóng lại 34

Hình 3.12: Quá trình van gaslift làm việc sắp lộ ra và van gaslift khởi động cuối cùng sắp đóng lại 34

Hình 3.13: Quá trình khí vào van gaslift làm việc và van gaslift khởi động cuối cùng đóng lại 35

Hình 3.14: Biểu đồ áp suất trong cần (màu xanh) và ngoài cần khai thác (màu hồng) trong quá trình khởi động giếng gaslift 35

3.4 Tính toán cột ống nâng 36

3.4.1 Tính toán cột ống nâng khi khống chế lưu lượng khai thác: 37

3.4.2 Tính toán cột ống nâng khi không khống chế lưu lượng khai thác 38

Hình 3.15: Đồ thị xác định Pđế theo L và Rtối ưu 39

3.5 Tính toán độ sâu đặt van gaslift 39

3.5.1 Tính toán độ sâu đặt van gaslift theo phương pháp giải tích 39

Hình 3.16: Sơ đồ nguyên tắc tính toán chiều sâu đặt van 40

3.5.2 Tính toán độ sâu đặt van gaslift theo phương pháp đồ thị Camco 41

Hình 3.17: Xác độ sâu van gaslift bằng phương pháp biểu đồ Camco 44

3.6.1 Phương pháp thay đổi chế độ khai thác ổn định: 46

Hình 3.18: Đồ thị biểu thị mối quan hệ của sản lượng khai thác, lưu lượng riêng của khí nén, áp suất khí nén với lưu lượng khí nén 47

3.6.2 Phương pháp thay đổi áp suất ở miệng giếng theo từng chế độ 48

CHƯƠNG 4 49 CÁC THIẾT BỊ SỬ DỤNG TRONG KHAI THÁC DẦU BẰNG GASLIFT 49

4.1 Thiết bị miệng giếng 49

4.1.1 Chức năng, nhiệm vụ: 49

4.1.2 Các thành phần chính của thiết bị miệng giếng và chức năng của chúng: 49

Hình 4.1 Sơ đồ thiết bị miệng giếng và cây thông khai thác 50

Hình 4.2: Sơ đồ thiết bị miệng giếng với cây thông kiểu chạc 3 52

Hình 4.3: Sơ đồ thiết bị miệng giếng với cây thông kiểu chạc tư 53

4.2 Thiết bị lòng giếng: 53

4.2.1 Phễu định hướng: 54

Hình 4.4: Phễu hướng dòng (a) và Thiết bị định vị (b,c) 54

4.2.2 Nhippen: 54

4.2.3 Ống đục lỗ: 54

Hình 4.5: Ống đục lỗ 55

4.2.4 Van cắt: 55

Hình 4.6: Sơ đồ van cắt 55

4.2.5 Paker: 56

Hình 4.7: Sơ đồ paker loại 1 57

4.2.6 Thiết bị bù trừ nhiệt: 58

Hình 4.8: Sơ đồ thiết bị bù trừ nhiệt 58

4.2.7 Van tuần hoàn: 58

Hình 4.9: Sơ đồ van tuần hoàn 59

Hình 4.10: Mandrel 60

4.2.9 Van an toàn sâu: 60

Hình 4.11: Van an toàn sâu 61

4.2.10 Các loại ống khai thác: 62

Bảng 4.1: Ống OKT sản xuất theo tiêu chuẩn API 62

Bảng 4.2: Ống OKT sản xuất theo tiêu chuẩn GOST 633 - 80 62

Hình 4.12: Sơ đồ cấu trúc thiết bị lòng giếng 63

4.2.11 Van gaslift: 64

Hình 4.13: Sơ đồ nguyên lý cấu tạo van gaslift 65

Hình 4.14: Sơ đồ nguyên lý cấu tạo van gaslift hoạt động theo áp suất khí nén ngoài cần và áp suất trong cần 65

Bảng 4.3: Các loại van gaslift thường dung 66

CHƯƠNG 5 67 THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO GIẾNG 817 – MSP8 67 5.1 Số liệu thiết kế của giếng 817 – MSP8 67

Bảng 5.1: Các thông số của vỉa và giếng 67

5.2 Lựa chọn ống nâng cho giếng thiết kế: 67

5.3 Tính toán cột ống nâng cho giếng thiết kế 68

5.3.1 Xác định chiều dài cột ống nâng L 68

5.3.2 Xác định đường kính cột ống nâng 69

5.4 Xây dựng biểu đồ xác định độ sâu đặt van gaslift 70

5.4.1 Xây dựng đường cong phân bố áp suất lỏng khí trong cột ống nâng (đường số 1) 70

5.4.2 Xây dựng đường phân bố áp suất thuỷ tĩnh (đường số 2) 70

5.4.3 Xây dựng đường phân bố áp suất khí nén ngoài cần (đường số 3) 70

4) 71 5.4.5 Xây dựng đường gradient nhiệt độ chất lỏng trong cần (đường số 5) .71 5.5 Xác định độ sâu đặt van gaslift và các đặc tính của van 71 5.5.1 Van số 1: 71 5.5.2 Van số 2 73 5.5.3 Van số 3: 74 5.5.4 Van số 4: 75 5.5.5 Van số 5: 75

Bảng 5.2: Thông số các van gaslift sau khi thiết kế 76 Hình 5.1: Xác định chiều sâu đặt van gaslift bằng phương pháp đồ thị Camco 77 Hình 5.2- Đường cong phân bố áp suất của hỗn hợp lỏng-khí 78 Hình 5.4: Cấu trúc cột ống nâng giêng 817- MSP8 sau khi thiết kế 80 Bảng 5.3: Bảng hệ số áp suất cột khí - Tỷ trọng 0,65 81 Bảng 5.4: Hệ số hiệu chỉnh áp suất và đường kính tối đa của van 82 Bảng 5.5a: Bảng hệ số hiệu chỉnh áp suất mở van 83 Bảng 5.5b: Bảng hệ số hiệu chỉnh áp suất mở van 84 Bảng 5.5c: Bảng hệ số hiệu chỉnh áp suất mở van 85 Bảng 5.5d: Bảng hệ số hiệu chỉnh áp suất mở van 86

6.2.2 Biện pháp phòng ngừa: 88 6.2.3 Biện pháp khắc phục: 88 6.3 Sự tạo thành những nút rỉ sắt trong đường ống khai thác 89 6.3.1 Nguyên nhân phát sinh: 89 6.3.2 Biện pháp khắc phục: 89 6.4 Sự tạo thành muối trong ống nâng 89 6.4.1 Nguyên nhân phát sinh: 89 6.4.2 Biện pháp phòng ngừa: 89 6.4.3 Biện pháp khắc phục: 90 6.5 Hiện tượng trượt khí 90 6.6 Giếng không khởi động được 90 6.7 Các sự cố thiết bị 91 6.7.1 Sự rò rỉ của các thiết bị chịu áp lực: 91 6.7.2.Các thiết bị hư hỏng: 91 6.8 Sự cố về công nghệ 91 6.8.1 Áp suất cung cấp không ổn định: 91 6.8.2 Sự cố cháy: 92

CÔNG TÁC AN TOÀN TRONG PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC BẰNG GASLIFT

VÀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG 93

7.1 An toàn lao động khi khai thác các giếng bằng gaslift 93 7.1.1 Những yêu cầu chung: 93 7.1.2 Những yêu cầu an toàn khi khai thác giếng gaslift : 93 7.2 An toan lao dộng khi vận hanh cac thiết bị gaslift 94

7.2.2 Những yêu cầu an toàn khi vận hành thiết bị gaslift: 95 7.2.3 Những yêu cầu an toàn khi xảy ra sự cố: 96 7.3 Bảo vệ môi trường trong hoạt động thăm dò và khai thác dầu – khí 96 7.3.1 Một số khái niệm cơ bản về môi trường và công tác bảo vệ môi trường tại XNLD Vietsovpetro 96 7.3.2 Chất thải sản xuất trong các hoạt động dầu khí biển và biện pháp khắc phục 98 7.3.3 Chất thải sinh hoạt trong các hoạt động dầu khí biển và biện pháp ngăn ngừa ô nhiễm 99 7.3.4 Chất thải nguy hại hiện có tại XNLD và phương pháp xử lý 99 7.3.5 Các nguyên nhân sự cố tràn dầu, các phương pháp xử lý và nhiệm

vụ của bản thân 100

TÀI LIỆU THAM KHẢO 102

0C = F−

MỞ ĐẦU

Dầu khí là nguồn năng lượng và nguồn nguyên liệu chủ đạo trong nền kinh tếthế giới, mang tính chất chiến lược của mỗi quốc gia Ngành dầu khí nước ta tuycòn khá trẻ, nhưng đã có những đóng góp quan trọng vào sự phát triển của nền kinh

tế nước nhà Từ nhiều năm nay dầu khí luôn là mặt hàng xuất khẩu chủ lực của ViệtNam, chiếm tỷ lệ khoảng 30% tổng giá trị xuất khẩu của cả nước Đến nay ngànhdầu khí đã tự khẳng định mình là một ngành công nghiệp mũi nhọn trong công cuộccông nghiệp hóa và hiện đại hóa đất nước Trong những năm qua đã có những bước

đi vững chắc trong lĩnh vực công nghệ khoan, khai thác dầu khí cũng như xây dựngcác công trình dầu khí

Những cột mốc đáng ghi nhớ đó là sự ra đời của XNLD Vietsovpetro vàongày 19-11-1981 trên cơ sở Hiệp định của hai chính phủ Việt Nam và Liên Xô (cũ)

về việc thành lập XNLD Vietsovpetro đã ký kết ngày 19-06-1981 Sau 5 năm tìmkiếm và thăm dò những tấn dầu đầu tiên đã được khai thác tại mỏ Bạch Hổ vào năm

1986 và nhanh chóng đưa sản lượng dầu khai thác đạt 50 triệu tấn vào năm 1997lên 100 triệu tấn năm 2001 Cho đến nay tổng sản lượng khai thác dầu của XNLD

từ 2 mỏ Rồng và Bạch Hổ đạt trên 200 triệu tấn cũng như vận chuyển vào bờ hàng

tỷ mét khối khí đồng hành, chiếm đến 50% tổng sản lượng khai thác của toànngành XNLD Vietsovpetro đã trở thành con chim đầu đàn của Tập đoàn dầu khíViệt Nam

Tại mỏ Bạch Hổ của XNLD Vietsovpetro gồm các đối tượng khai thác như:Mioxen hạ, Oligoxen hạ và Móng đã lần lượt đưa vào khai thác Hầu hết trong thờigian đầu các giếng đều khai thác ở chế độ tự phun nhờ năng lượng tự nhiên của vỉa.Theo thời gian năng lượng vỉa giảm dần mặc dù đã áp dụng các biện pháp duy trì ápsuất vỉa như: Bơm ép nước vào vỉa; nhiều giếng đã ngừng tự phun và bị ngập nước

Vì vậy việc lựa chọn phương pháp khai thác cơ học tiếp theo là hết sức cần thiếtnhằm duy trì sản lượng khai thác ở mức cao và nâng cao hệ số thu hồi dầu của mỏ.Phương pháp khai thác bằng bơm điện ly tâm chìm đã được đưa vào áp dụng,nhưng hiệu quả kinh tế mang lại không cao Do đó phương pháp khai thác bằnggaslift đã và đang được đưa vào áp dụng tại mỏ Bạch Hổ mặc dù với chi phí xâydựng cơ bản ban đầu lớn, nhưng hiệu quả của nó mang lại lớn hơn nhiều so với cácphương pháp khai thác khác

Được sự đồng ý của Bộ môn Khoan - Khai thác – Khoa dầu khí, em đã tiến

hành thực hiện Đồ án tốt nghiệp với đề tài:“Thiết kế khai thác dầu bằng Gaslift

cho giếng 817 - MSP8” Nội dung chính là: các bước tính toán thiết kế khai thác

dầu bằng gaslift, các thiết bị dùng trong khai thác gaslift, vận hành hệ thống điềukhiển cung cấp khí nén cho các giếng khai thác dầu bằng gaslift trên giàn cố định số

8 mỏ Bạch Hổ, công tác an toàn và bảo vệ môi trường

Với kiến thức đã học kết hợp với thực tế, quá trình thực tập cùng với sự nỗlực của bản thân, sự cộng tác của bạn bè đồng nghiệp, sự giúp đỡ của XNLD

Vietsovpetro và đặc biệt là sự hướng dẫn tận tình của thầy giáo TS Lê Quang Duyến cùng các thầy cô trong bộ môn Khoan - Khai thác, đồ án của em đã được

hoàn thành Mặc dù đã rất cố gắng, nỗ lực, song bản đồ án chắc chắn không tránhkhỏi những sai sót, vậy em rất mong nhận được sự đóng góp ý kiến, phê bình củacác thầy cô giáo và các bạn đồng nghiệp để bản đồ án được hoàn thiện hơn

Em xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới thầy giáo TS Lê Quang Duyến

-người trực tiếp hướng dẫn em trong suốt quá trình thực hiện đồ án, các thầy cô giáotrong bộ môn, XNLD Vietsovpetro và các bạn đồng nghiệp đã giúp đỡ em hoànthành bản đồ án này!

Một lần nữa em xin chân thành cảm ơn!

Hà Nội, tháng 06 năm 2016 Sinh viên

Trần Văn Tiến

CHƯƠNG 1 ĐẶC ĐIỂM CÁC TẦNG CHỨA SẢN PHẨM, TÍNH CHẤT CỦA CHẤT LƯU VÀ TÌNH HÌNH KHAI THÁC TẠI MỎ “BẠCH HỔ”

kỹ thuật, xí nghiệp xây lắp, viện dầu khí, trường kỹ thuật nghiệp vụ và bộ máy điềuhành Vietsovpetro

Hình 1.1: Vị trí địa lý của mỏ Bạch Hổ

Mỏ Bạch Hổ là một mỏ dầu khí lớn, loại đa vỉa có cấu trúc địa chất phức tạp

và dầu khí phân bố ở nhiều loại đá chứa khác nhau trong trầm tích Mioxen hạ, trầmtích Oligoxen và đá móng nứt nẻ Dựa vào cấu trúc địa chất, các dạng thân dầu, tínhchất dầu và các đặc trưng nhiệt độ, áp suất vỉa trên mỏ đã chia ra làm bốn phức hệchứa dầu được phân cách nhau bởi các tập sét chắn khu vực dày Trong trầm tíchchứa ba phức hệ đá chứa dầu và phức hệ thứ tư nằm trong tầng móng nứt nẻ

1.1.1.Tầng Mioxen hạ:

Từ trên xuống dưới, phức hệ đá chứa dầu đầu tiên bao gồm tầng 23 và 24thuộc điệp Bạch Hổ, phụ thống Mioxen hạ Trầm tích phức hệ này phân bố trênkhắp diện tích khu mỏ, và trên các vùng lân cận ngoài phạm vi mỏ nó được phủđều, chúng được liên kết một cách chắc chắn trong các lát cắt của tất cả các giếngkhoan Các thân dầu của tầng này thuộc dạng vòm vỉa, tầng này nằm dưới tầng kia,

bị chia cắt bởi các đứt gãy phá hủy có ranh giới dầu nước và có đới chứa nước baoquanh phía ngoài Áp suất vỉa tương ứng với áp suất thủy tĩnh Thành phần dầu củatầng này khác với thành phần dầu của tầng dưới, khả năng chứa dầu phân bố cả ởvòm Trung tâm và vòm Bắc của mỏ

1.1.2.Tầng Oligoxen thượng:

Phức hệ chứa dầu thứ hai gồm các tầng sản phẩm Ia, I, II, III, IV, V thuộcđiệp Trà Tân, phụ thống Oligoxen thượng Trầm tích của các tầng này được phânbiệt bởi sự thay đổi mạnh tướng đá Đá chứa phát triển chủ yếu ở rìa phía Bắc vàcánh phía Đông của vòm Bắc Đặc trưng của phức hệ này là áp suất vỉa cao dịthường là 1,6 at/100m

1.1.3.Tầng Oligoxen hạ:

Phức hệ chứa dầu thứ ba gồm các tầng sản phẩm VI, VII, VIII, IX, X thuộcđiệp Trà Cú, phụ thống Oligoxen hạ Các tầng sản phẩm này là cát kết phát triểntrên toàn bộ diện tích của vòm Bắc tạo thành thân dầu thống nhất dạng vòm vỉakhối 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 được

Phân lớp sét giữa tầng IX và tầng X là ổn định nhất Áp suất vỉa khác đôichút so với áp suất thủy tĩnh Hệ số dị thường không vượt quá 1,2 at/100m Tínhchất dầu của các tầng giống nhau Ranh giới tiếp xúc dầu nước chưa được phát hiện

1.1.4.Tầng đá móng nứt nẻ:

Phức hệ chứa dầu thứ tư là đá nứt nẻ trong móng bao gồm granit vàgranodiorit Khả năng di dưỡng của đá được hình thành do có độ nứt nẻ và hanghốc thông nhau bằng các khe nứt và sự giãn tách Thân dầu trong phức hệ này códạng khối

Qua các công trình nghiên cứu cho thấy rằng đá chứa trong khoảng địa tầng

từ phần trên của phụ thống Oligoxen hạ (tầng sản phẩm VI) đến mặt móng chứamột loại dầu có cùng nguồn gốc và có thể tạo thành một thân dầu thống nhất dạngvỉa khối Mức độ lưu thông về thủy lực của từng vùng, từng đới và các khoảng cách

đá chứa sản phẩm của thân dầu này như sau:

Hình 1.2:Cột địa tầng mỏ Bạch Hổ phần lát cắt chứa sản phẩm

 Theo mặt đứt gãy kiến tạo đối với đá móng, các mặt đứt gãy không là màn chắn

mà ngược lại chúng làm tăng độ hang hốc của đá granit

 Theo mạng lưới các khe nứt kiến tạo trong đá đặc sít

 Theo các cửa sổ trầm tích là vùng không có sét làm vách ngăn cách giữa các vỉa

đá chứa

Khả năng chứa dầu của đá móng là do hang hốc nứt nẻ Đại đa số mẫu lõi chỉđại diện cho phần rắn chắc khung đá, và thường chỉ cho những giá trị độ rỗng trongkhoảng một vài phần trăm Tuy nhiên, địa vật lý giếng khoan nghiên cứu nhữngkhoảng lớn hơn rất nhiều, trong đó có các đới hang hốc và nứt nẻ không đượcnghiên cứu bằng mẫu lõi Theo tài liệu đã xác định được những khoảng với độ rỗngrất cao tới 18,5%; còn độ rỗng trung bình cho chiều dày hiệu dụng là 4,3% Khi tínhtrữ lượng, độ rỗng được biện luận cho chiều dày chung của móng với những giá trịsau: vòm Bắc 2,5 – 15% và vòm trung tâm 2,4 – 3,8%

1.2 Đặc điểm tầng chứa sản phẩm của mỏ Bạch Hổ.

1.2.1 Thành phần thạch học:

Tầng Oligoxen có thành phần chủ yếu là cát kết nên nó thường chứa cáckhoáng vật tha sinh là thạch anh, chiếm từ 75 – 90%, sét 10 – 20% Ngoài ra, còn cócác khoáng vật phụ khác như sắt, cacbonat…tạo thành những lớp sét mỏng xen giữacác lớp cát trong vỉa

1.2.2 Chiều dày:

Đá chứa sản phẩm tầng Oligoxen chỉ phát triển trên phạm vi vòm Bắc, bị vátmỏng ở cánh Tây của vòm, trên vòm Trung tâm Tại khu vòm Bắc, chiều dày đáchứa thay đổi từ 35 – 282m, trung bình 149m với hệ số biến đổi 0,41 Chiều dàyhiệu dụng trung bình là 7,5m với hệ số biến đổi 0,71 Mức phân lớp trung bình củatầng rất cao 10,8; hơn nữa một vài giếng khoan riêng biệt xác định được 18 – 20 vỉacát, hệ số cát trung bình là 0,39 với hệ số biến đổi tương đối nhỏ 0,29 Hệ số biếnđổi chiều dày của tầng chứa dầu là 0,71 Liên kết tỉ mỉ các lát cắt các giếng khoangặp khó khăn, các đứt gãy làm tăng mức độ không liên tục của vỉa

1.2.3 Độ chứa dầu:

Có năm thân dầu được phân ra trong tầng Oligoxen hạ, thân dầu dạng khối,vỉa Đá chứa chỉ có vòm Bắc và sườn Đông của vòm Trung tâm và vòm Nam.Riêng ở vòm Trung tâm cũng như cánh Tây của vòm Bắc đã phát hiện ra các tập cátkết có tính di dưỡng kém Những giếng khoan ở dưới này cho thấy rõ những dấuhiệu có dầu, nhưng cho dòng dầu không lớn, không có dòng dầu công nghiệp

Trữ lượng trầm tích Oligoxen hạ được phân tích thành hai đối tượng chínhlà: điệp Trà Cú trên (tầng VI, VII, VIII) và điệp Trà Cú dưới (tầng IX, X) Sự phânchia này chỉ có tính ước lệ vì vách sét ngăn giữa tầng VIII – IX không phải trêntoàn diện tích của đá di dưỡng và thân dầu trên các tầng Oligoxen hạ Đá tầng chứaOligoxen hạ không có tính thống nhất về địa chất, chưa phát hiện ranh giới dầunước Theo số liệu địa vật lý giếng khoan, tại độ sâu tuyệt đối 4348m chiều dày lớnnhất nhận được dòng dầu lưu lượng cao là 4121m (giếng khoan 12) theo vạch ranhgiới trữ lượng cấp C1.

1.2.4 Tính di dưỡng:

Các tầng sản phẩm mỏ Bạch Hổ được đánh giá theo nghiên cứu mẫu lõitrong phòng thí nghiệm theo kết quả đo địa vật lý giếng khoan và nghiên cứu thủyđộng lực Nghiên cứu mẫu lõi trong phòng thí nghiệm để xác định độ rỗng, độthấm, độ bão hòa nước được tiến hành theo phương pháp chuẩn Xử lý số liệu củanghiên cứu thủy động lực để xác định độ thấm được thực hiện cùng với việc sửdụng những giá trị chiều dày hiệu dụng trong khoảng bắn vỉa của các giếng khoan

Cát kết chứa sản phẩm của tầng 23 vòm Bắc có độ rỗng nằm trong khoảng

14 – 24,7% theo số liệu phòng thí nghiệm mẫu lõi và khoảng 15 – 28% theo số liệuđịa vật lý giếng khoan Giá trị trung bình dùng để tính trữ lượng bằng 20% rất phùhợp với phân tích mẫu lõi cũng như số liệu địa vật lý giếng khoan Độ bão hòa dầutrung bình của đá chứa bằng 57% được biện luận theo kết quả thí nghiệm và đo địavật lý giếng khoan

Sản phẩm tầng 23 vòm Trung tâm thực tế có độ rỗng và độ bão hòa dầutrùng với vòm Bắc (độ rỗng 19% và độ bão hòa dầu 57%)

Trầm tích tầng chứa sản phẩm Oligoxen hạ có độ rỗng thấp, trung bình 12%theo mẫu lõi và 15% theo kết quả đo địa vật lý giếng khoan Nhưng có độ bão hòadầu cao hơn 68%

Bảng 1.1: Các thông số vật lý của vỉa

Chiều dày bão hòa dầu (B+C) (m)

Hệ số nén của dầu (10-4/MPa) 18.43 19.52 20.86 25.30

Hệ số hòa tan của khí trong dầu (10

1.2.6 Gradien địa nhiệt và gradient áp suất của các vỉa sản phẩm mỏ Bạch Hổ 1.2.6.1 Gradient địa nhiệt (GDN):

Những đo đạc nhiệt độ 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 trồi lên thì nhiệt độ cao hơn, ngược lại giếng nào nằm ở vùng đá móng trụtxuống thì có nhiệt độ thấp hơn Nói cách khác, GDN của các tầng chứa Mioxen vàOligoxen vòm Nam (nơi móng trồi lên – 3050m) cao hơn ở vòm Bắc (nơi móng trụtxuống – 3500m) Càng xuống sâu thì sự khác biệt của lớp phủ và đá móng càng bé.

Ở vòm Nam, các lớp phủ nằm ở độ sâu từ 2800m xuống gặp đá móng ở3100m, GDN có giá trị trong khoảng 5 – 4 ºC/100m Các lớp phủ gặp đá móng ởsâu hơn (3500m) thì từ 4 – 3,8 ºC/100m Tại vòm Bắc, các lớp phủ nằm ở độ sâu2800m xuống gặp đá móng ở độ sâu từ 3500 – 3700m, GDN thay đổi từ 5 – 3,5ºC/100m Còn các lớp phủ gặp đá móng ở sâu hơn (4000m) thì từ 4 – 3 ºC/100m

Đá móng là một khối thống nhất, cơ bản là đá granitoid, có thể xem rằngGDN có giá trị không đổi với toàn khối Do ảnh hưởng của lớp phủ Mioxen vàOligoxen, và do vị trí của mỗi vòm khác nhau cho nên nhiệt độ các vùng ở trên mặtmóng khác nhau Nhưng sau khi đi vào đá móng ở một độ sâu nào đó (có thể chọn4300m – đối với diện tích nghiên cứu) thì nhiệt độ ở vòm Bắc và Nam giống nhau.Giữa móng và lớp phủ Oligoxen có một đới nhỏ chuyển tiếp Độ dày của lớpchuyển tiếp này được xác định là khoảng 200m

Kết quả nghiên cứu cho phép xác định được giá trị GDN của đá móng làkhoảng 2,5 ºC/100m Nhiệt độ ở độ sâu 4300m là khoảng 157,5 ºC

1.2.6.2 Gradient áp suất:

Ở mỏ Bạch Hổ, áp suất của các tầng sản phẩm khác nhau thì khác nhau Điều

đó thể hiện qua sự thay đổi gradient áp suất ở các vị trí khác nhau trong bảng sau:

Bảng1.2: Gradient áp suất của các tầng ở mỏ Bạch Hổ

Từ bảng 1.2 ta thấy gradient áp suất ở tầng móng, tầng Oligoxen hạ và tầngMioxen hạ khá gần nhau Tuy nhiên, có sự chênh lệch khá lớn ở tầng Oligoxenthượng khoảng 0,5 at/100m

1.3 Tính chất của chất lưu trong điều kiện vỉa.

1.3.1 Các tính chất của dầu trong điều kiện vỉa: (Bảng 1.3)

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 suấtkhí dầu(m3/t)

Hệ sốthể tíchB

Độ nhớtdầu vỉa(MPa.s)

Tỷ trọngdầu vỉa

134 ÷ 147 1,39 ÷

1,41

0,88 ÷1,16

0,696 ÷0,710

dưới và móng

19,5 ÷24,7

160 ÷ 209 1,46 ÷

1,59

0,38 ÷0,48

0,634 ÷0,668

Trong nhóm I sự khác biệt giữa dầu Mioxen dưới vòm Trung tâm Oligoxentrên được nhận biết bởi thành phần khí hòa tan Khi tách dầu từ Mioxen trên và hàmlượng nước dị thường (4,28 - 14,81 mol) còn khí tách dầu từ Mioxen dưới vòmTrung tâm chứa trong thành phần propan, butan, pentan và lớn hơn Trong nhóm IIIdầu 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 IIItương tự như dầu Oligoxen dưới Trên cơ sở các mô hình thực nghiệm có thể khẳngđịnh rằng: đối với dầu đá móng, sự thay đổi nhiệt độ ít gây ảnh hưởng đến áp suấtbão 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 2nhóm:

+ 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 chânkhông nên sử dụng dầu tách có tỷ trọng 833,6kg/m3 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 Sựcho phép kể trên dựa trên cơ sở về sự giống nhau của các giá trị trọng lượng riêngdầu tách khí của các nhóm và đáp ứng với các đặc tính trung bình

1.3.2 Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu:

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 củachúng lượng C2+ là 22,7 ÷ 39% Theo chiều từ Mioxen đến đá móng độ béo của khígiảm dần, đồng thời các giá trị của C2+ lớn hơn ở các tầng Oligoxen trên, dưới vàMioxen vòm Bắc rất nhiều (gần 39%) Khí thuộc loại không chứa Lưu huỳnh vàhàm 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

1.3.3 Đặc tính hóa lý của dầu tách khí:

Theo các số liệu về khoảng biến thiên và các giá trị trung bình của các thông

số dầu tách khí sau quá trình vi phân cho thân dầu thuộc loại đá nặng, nhiều parafin,

ít lưu huỳnh, ít nhựa cho đến nhiều nhựa, tỷ lệ thu hồi sản phẩm sáng màu thuộcloại trung bình Nhiệt độ đông đặc của các loại dầu 29 ÷ 340C

1.3.4 Các tính chất của nước vỉa:

Trong các trầm tích của tầng Mioxen dưới thường gặp 2 loại nước chính là:nước Canxiclorua (CaCl2) và nước Natrihydrocarbonat (NaHCO3) Đặc điểm củaloại nước NaHCO3 là có độ khoáng hóa thấp (6,64g/l) chỉ nhận biết trong vòm Bắc,nước vòm Nam thuộc loại CaCl2 có độ khoáng hóa cao hơn (16g/l), đồng thời độkhoáng hóa gia tăng theo hướng Tây – Nam Nước thuộc trầm tích Oligoxen hạđược lấy từ vỉa lăng kính nằm trên các tầng sản phẩm thuộc loại NaHCO3 có độkhoáng hóa thấp hơn (5,4g/l)

Thành phần khí hòa tan trong nước khác với thành phần khí hòa tan ở trongdầu ở chỗ có hàm lượng Metan (CH4) cao hơn Lượng cấu tử Carbon của khí hòatan trong nước là 1,54 ÷ 3,0% và lượng Nitơ là 1,29 ÷ 2,8%

0,7410,6680,6410,6400,6540,6560,6550,6500,645

140180130130130130160120130

1.3.5 Các đặc trưng vật lý thủy động học:

Các đặc trưng này bao gồm độ dính ướt, hệ số nén đặc trưng quá trình đẩydầu bằng tác nhân (nước) Đặc trưng quá trình đẩy dầu bao gồm: hệ số đẩy dầu,hàm lượng nước dư, dầu dư, các giá trị của độ thấm pha tương đối của nước, dầutương ứng với các độ bão hòa trên và quan hệ của các hệ số trên với tính thấm của

đá

Để tính toán các thông số thủy động học trong quá trình khai thác vỉa dầu ta

sử dụng các hệ số nén của đất đá:

- Đối với đá móng: 10,8 x 10-4.Mpa-1

- Đối với đá Oligoxen: 1,20 x 10-4.Mpa-1

- Đối với đá Mioxen dưới: 2,11 x 10-4.Mpa-1

1.4 Hiện trạng khai thác tại mỏ Bạch Hổ.

Hiện mỏ Bạch Hổ được phân chia thành 4 đối tượng để tiến hành khai thác.Việc phân chia đối tượng khai thác là một phần của việc thiết kế tối ưu khai thác mỏdầu khí Mục tiêu của việc phân chia này là thu hồi từ vỉa nhiều nhất và tối ưu nhất.Việc phân chia các đối tượng khai thác cho phép thẩm định chính xác tính chất củacác đối tượng khai thác và sự thay đổi tính chất vật lý, hóa học cũng như thủy độnglực học Từ đó, đề ra đối sách khai thác đúng đắn cho từng đối tượng

Việc phân chia đối tượng khai thác phải được thực hiện đồng bộ trên cơ sởnghiên cứu các đặc thù địa chất của toàn khu mỏ, các tính toán thủy động lực học vàcác luận chứng kinh tế Để tìm ra các đối tượng có triển vọng cao hơn, đảm bảo hơntrong việc thu lại lợi nhuận từ các khoản đầu tư

Từ những đặc điểm đặc trưng của địa chất mỏ, các nhà thiết kế khai thác đãphân tích mỏ Bạch Hổ ra thành các đối tượng khai thác khác nhau, được đánh sốthứ tự theo thứ tự địa tầng từ trên xuống

1.4.1 Đối tượng 1:

Bao gồm các tầng sản phẩm 23, 24 thuộc điệp Bạch Hổ tuổi Mioxen hạ Cáctầng này phân bố trên toàn bộ diện tích mỏ Gồm các thân dầu cả ở vòm Bắc vàvòm Trung tâm của cấu tạo, chúng bị các đứt gãy chia cắt thành các khối riêng biệt.Các thân dầu dạng vỉa, vòm có ranh giới tiếp xúc dầu nước và đới chứa nước nằmngoài biên

Bề dày trung bình chứa dầu là 160m, tầng 23 là tầng chính, tầng 24 là tầngphụ Độ rỗng 19 – 22%, độ thấm 30 – 80mD, độ bão hòa dầu 57% Vỉa chia thànhnhiều lớp, hệ số cát trung bình 0,35 – 0,45; chiều dày hiệu dụng 8 – 11m Áp suấtban đầu tương đương áp suất thủy tĩnh Gradient địa nhiệt từ 3,3 – 4 ºC/100m

1.4.2 Đối tượng 2:

Đối tượng này bao gồm các tầng sản phẩm I, II, III, IV, V thuộc điệp Trà Tântuổi Oligoxen thượng, có thành phần là cát kết, bột kết Đặc điểm cơ bản của đáchứa trong đối tượng này là không phân bố đều trên khắp mỏ và thường xảy ra biếntướng mạnh của đá chứa Các thân dầu có dạng thấu kính, có dị thường áp suất caonhưng dự trữ năng lượng vỉa không lớn Chiều dày trung bình tầng chứa dầu là700m

1.4.3 Đối tượng 3:

Bao gồm tất cả các tầng sản phẩm VI, VII, VIII, IX, X, XI của Oligoxen hạ,thành phần là cát, bột kết tướng cửa sông, đầm lầy ven biển Phân bố chủ yếu ởvùng Bắc và Đông – Bắc mỏ Bạch Hổ Bị các đứt gãy kiến tạo (biên độ thẳng đứng

từ 200 – 300m) chia cắt thành các khối riêng biệt, tạo nên các thân dầu đóng kínriêng biệt Chiều dày trung bình tầng chứa là 1047m, ranh giới tiếp xúc dầu nướcchưa được phát hiện

Độ rỗng thấp 12 – 14%, độ thấm nhỏ 20 – 30mD, hệ số cát thấp 0,3 – 0,4; độbão hòa dầu 65%, chiều dày hiệu dụng bão hòa dầu 40 – 50m Áp suất vỉa tươngđương áp suất thủy tĩnh Gradient địa nhiệt 3,4 – 3,5 ºC/100m Đặc tính collectorthay đổi lớn, vát nhọn về phía Tây, Tây – Nam theo đới nâng cao của móng Vềphía Đông, Đông – Bắc tính chất collector kém dần và bị sét hóa

1.4.4 Đối tượng 4:

Thân dầu thuộc dạng khối trong đá móng bao gồm granit và granodiorit hanghốc, nứt nẻ Chiều dày tầng chứa dầu hơn 960m và tối đa là 1600m, chưa phát hiệnranh giới tiếp xúc dầu nước Chiều dày hiệu dụng bão hòa dầu là 300 – 400m, độbão hòa dầu 85%, độ rỗng 1 – 3%, độ thấm trung bình 100 – 150mD Gradient địanhiệt 2,25 – 2,5 ºC/100m Áp suất vỉa ban đầu đạt 41,7 MPa; tầng này không có dịthường áp suất

Hiện tại mỏ Bạch Hổ chủ yếu khai thác dầu từ tầng Móng và tầng Oligoxen

hạ, sắp tới đây ở khu vực vòm Bắc sẽ tiến hành đưa vào khai thác các đối tượng ởtầng Oligoxen thượng và Mioxen hạ Phương pháp khai thác cơ học được áp dụng

là phương pháp khai thác dầu bằng gaslift

CHƯƠNG 2 CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC, CƠ SỞ ĐỂ LỰA CHỌN KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO MỎ

BẠCH HỔ

2.1 Tổng quan.

Trong quá trình khái thác dầu khí tuỳ thuộc vào chế độ năng lượng vỉa màgiếng sau khi đã khoan xong được chuyển sang khai thác theo những phương phápkhai thác khác nhau Nếu năng lượng vỉa đủ thắng tổn hao năng lượng trong suốtquá trình dòng sản phẩm chảy (với một lưu lượng khai thác nhất định nào đó) từ vỉavào đáy giếng, dọc theo cột ống khai thác nâng lên bề mặt và theo các đường ốngvận 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 phươngpháp cơ học

Mục đích áp dụng phương pháp cơ học là nhằm bổ sung thêm năng lượngbên ngoài (nhân tạo) cùng với năng lượng vỉa (tự nhiên) để đảm bảo giếng hoạtđộng Việc cung cấp năng lượng bổ sung này thường để giảm chiều cao mực chấtlỏng trong giếng hoặc để giảm mật độ của dòng sản phẩm trong ống khai thác nhằmtăng chênh áp (∆P = Pv– Pđ)

Nhưng thực tế trong khai thác dầu trên thế giới, phương pháp tự phun thường

áp dụng vào thời kỳ đầu của mỏ 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 khaithác cơ học được phân loại theo các nhóm sau: truyền lực bằng cần, truyền lực bằngthuỷ lực, truyền lực bằng điện năng và truyền lực bằng khí nén cao áp

2.2 Các phương pháp khai thác cơ học.

2.2.1 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm piston cần:

2.2.1.1 Bản chất của phương pháp:

Loại máy bơm này hoạt động nhờ động cơ điện được chuyển trực tiếp xuốngmáy bơm ngầm thông qua hệ thống cần truyền lực Đối với máy bơm piston cần thìchuyển động quay của động cơ điện thông qua cần truyền lực chuyển thành chuyểnđộng tịnh tiến để kéo thả piston trong giếng Trên piston có lắp van ngược, khipiston hạ xuống thì dầu tràn qua van ngược đi lên phía trên, khi piston di chuyển lênphía trên thì van ngược sẽ đóng lại và nâng dầu lên mặt đất Cứ như vậy dầu đượcchuyển từ đáy giếng lên mặt đất

2.2.1.2 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 ápsuất thấp, nhiệt độ và độ nhớt cao

2.2.1.3 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 trênbiển

 Rất nhạy cảm với trường hợp có parafin

 Không thể sơn phủ bên trong ống khai thác một lớp chống ăn mòn

2.2.1.4 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 vỉasản 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 Dođiều kiện khai thác trên biển bằng giàn cố định hay giàn tự nâng có diện tích sửdụng nhỏ nếu áp dụng phương pháp này sẽ có nhiều điểm hạn chế so với cácphương pháp khai tác cơ học khác Phương pháp này không được áp dụng ở mỏBạch Hổ

2.2.2 Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm.

2.2.2.1 Bản chất của phương pháp:

Hiện nay trong công nghiệp khai thác dầu người ta sử dụng hai loại máy bơmthuỷ lực ngầm chính: Bơm đẩy thuỷ lực ngầm và bơm phun tia

 Bơm đẩy thuỷ lực ngầm làm việc bằng động cơ piston thuỷ lực được nối vớipiston của bản thân máy bơm Dòng chất lỏng mang năng lượng (dầu hoặcnước) được bơm xuống từ mặt đất theo không gian giữa cột ống khai thác vàống chống khai thác cung cấp năng lượng cho máy bơm, sau đó dòng chất lỏngmang 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 vậntốc và ngược lại Dòng chất lỏng mang năng lượng cao (áp suất cao) được bơmxuống giếng từ miệng giếng theo ống khai thác đến thiết bị chuyển hoá năng