Đang tải... (xem toàn văn)
MỤC LỤC LỜI NÓI ĐẦU 6 CHƯƠNG I: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ. VÀ TÌNH HÌNH KHAI THÁC DẦU KHÍ TẠI MỎ BẠCH HỔ 7 1.1.Vị trí địa lý và các điều kiện tự nhiên mỏ Bạch Hổ. 7 1.2.Đặc điểm địa chất. 9 1.2.1.Đặc điểm kiến tạo. 9 1.2.2.Đặc điểm địa tầng. 9 1.3.Đặc điểm cơ bản của vỉa sản phẩm: 11 1.3.1.Chiều dày tầng sản phẩm: 11 1.3.2.Độ chứa dầu: 12 1.3.3. Tínhdịdưỡng: 12 1.3.4. Tính không đồng nhất. 13 1.4. Đặc điểm cơ bản của các chất lưu. 14 1.5.Nhiệt độ và gradient địa nhiệt. 17 1.6. Tình hình khai thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ. 17 CHƯƠNG II: CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC VÀ CƠ SỞ ĐỂ LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC GASLIFT LIÊN TỤC CHO GIẾNG 219 BK6 18 2.1. Các phương pháp khai thác cơ học phổ biến. 18 2.2. Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm piston cần và máy bơm guồng xoắn: 19 2.3. Khai thác dầu bằng máy bơm thuỷ lực ngầm : 20 2.4. Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm điện ly tâm điện ngầm: 22 2.5. Khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift : 23 Điều kiện khai thác 30 NGUYÊN LÝ TRUYềN ĐộNG 30 Gaslift 30 CHƯƠNG III: CƠ SỞ LÝ THUYẾT KHAI THÁC GIẾNG DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT LIÊN TỤC 32 3.1. Sơ đồ nguyên lý cấu trúc Hệ thống cột ống khai thác bằng gaslift. 32 3.2. Tính toán đường kính và chiều dài cột ống khai thác cho giếng thiết kế. 34 3.2.1. Tính toán cột ống nâng khi khống chế lưu lượng khai thác: 34 3.2.2. Tính toán cột ống nâng khi không khống chế lưu lượng khai thác: 36 3.3. Phương pháp tính toán chiều sâu đặt van gaslift. 37 3.4. Phương pháp tính áp suất khởi động. 39 3.5. Các phương pháp làm giảm áp suất khởi động. 42 3.6. Trình tự khởi động giếng khai thác bằng gaslift. 44 CHƯƠNG IV: TÍNH TOÁN THIẾT KẾ KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT CHO GIẾNG 219 BK6 Ở MỎ BẠCH HỔ 46 4.1. Các thông số của giếng thiết kế. 46 4.2. Tính toán cột ống nâng cho giếng thiết kế. 47 4.2.1. Xác định chiều dài cột ống nâng L. 47 4.2.2. Xác định đường kính cột ống nâng. 48 4.2.3. Xác định lưu lượng khí ép 49 4.3. Xây dựng biểu đồ xác định độ sâu đặt van gaslift. 49 4.3.1. Xây dựng đường cong phân bố áp suất lỏng khí (GLR) trong cột ống nâng (đường số 1). 49 4.3.2. Xây dựng đường phân bố áp suất thuỷ tĩnh (đường số 2). 50 4.3.3. Xây dựng đường phân bố áp suất khí nén ngoài cần (đường số 3). 50 4.3.4. Xây dựng đường gradient nhiệt độ của khí nén ngoài cần (đường số 4). 51 4.3.5. Xây dựng đường gradient nhiệt độ chất lỏng trong cần (đường số 5). 51 4.3.6. Các thông số cần thiết cho việc thiết kế lắp đặt van: 51 4.4. Xác định độ sâu đặt van gaslift và các đặc tính của van. 52 4.4.1. Van số 1: 52 4.4.2. Van số 2. 54 4.4.3. Van số 3: 56 4.4.4. Van số 4. 57 4.4.5. Van số 5. 58 4.4.6. Van số 6 59 5.1. Thiết bị lòng giếng. 72 5.1.1. Phễu định hướng. 72 5.1.2. Nhippen. 72 5.1.3. Ống đục lỗ. 73 5.1.4. Van cắt. 73 5.1.5. Paker. 73 5.1.6. Thiết bị bù trừ nhiệt. 75 5.1.7. Van tuần hoàn. 76 5.1.8. Mandrel. 77 5.1.9. Van an toàn sâu. 77 5.1.10. Van gaslift. 78 5.2. Thiết bị miệng giếng. 87 5.3. Hệ thống thu gom xử lý. 91 5.3.1..Chức năng nhiệm vụ. 91 5.3.2. Nguyên lý làm việc của hệ thống thu gom và xử lý dầu. 91 5.3.3. Các loại bình tách. 92 5.4. Quá trình khởi động giếng gaslift 94 5.5. Khảo sát giếng khai thác dầu bằng phương pháp Gaslift 99 5.5.1. Phương pháp thay đổi áp suất. 99 5.5.2. Phương pháp thay đổi lưu lượng khí. 100 102 CHƯƠNG VI: SỰ CỐ VÀ PHỨC TẠP TRONG KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT. 103 6.1. Sự hình thành nút cát ở đáy giếng khai thác. 103 6.2. Sự lắng đọng paraffin trong ống khai thác và đường ống. 104 6.3. Sự tạo thành những nút rỉ sắt trong khoảng không gian vành xuyến 105 6.4. Sự lắng tụ muối trong ống nâng. 106 6.5. Sự tạo thành nhũ tương trong giếng. 107 6.6. Sự cố về thiết bị. 107 6.7. Sự cố về công nghệ. 108 CHƯƠNG VII: AN TOÀN LAO ĐỘNG VÀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG TRONG KHAI THÁC DẦU KHÍ NGOÀI KHƠI 110 7.1. An toàn trong khai thác dầu khí trên biển 110 7.2. An toàn trong công tác khai thác dầu bằng phương pháp gaslift. 110 7.3. Bảo vệ môi trường: 111 KẾT LUẬN 112 TÀI LIỆU THAM KHẢO 113 PHỤ LỤC HỆ THỐNG ĐƠN VỊ ĐO LƯỜNG 114
MỤC LỤC DANH MỤC HÌNH VẼ DANH MỤC BẢNG BIỂU LỜI NÓI ĐẦU Hiện mỏ Bạch Hổ có nhiều giếng khai thác giảm áp suất (một số giếng ngưng chế độ tự phun phun không theo lưu lượng yêu cầu) Sản lượng khai thác giảm đáng kể, để hoàn thành kế hoạch khai thác hàng năm việc khai thác theo phương pháp tự phun không thực Vậy với giếng ngừng chế độ tự phun hay giếng hoạt động tự phun theo chu kì với sản lượng nhỏ, việc xử lý vùng cận đáy giếng phương pháp khác việc chuyển giếng sang khai thác phương pháp học cần thiết Hiện mỏ Bạch Hổ đưa hai giàn máy nén khí đồng hành với áp suất P = 125 at, lưu lượng , Q = 51 triệu m 3/ ngày đêm vào hoạt động với hệ thống đường ống dẫn đến tất giàn MSP việc khai thác phương pháp Gaslift thuận tiện hiệu quả, trở thành phương pháp khai thác học mỏ Đồ án tốt nghiệp với đề tài: “Thiết kế khai thác dầu khí phương pháp gaslift liên tục cho giếng 219 giàn BK-6Mỏ Bạch Hổ ” em đề cập đến công đoạn thiết kế giếng khai thác phương pháp gaslift cho giếng khoan thuộc vùng mỏ Bạch Hổ Để lập kế hoạch khai thác phát triển mỏ tối ưu phương pháp khai thác gaslift mang lại hiệu cao việc thiết kế lựa chọn công nghệ gaslift quan trọng cần thiết Em xin chân thành cảm ơn hướng dẫn tận tình GVC.TRẦN HỮU KIÊN anh,các làm việc XNLDDK Vietsovpetro giúp em hoàn thành đồ án Em xin chân thành cảm ơn! Sinh viên thực hiện: TRẦN TRUNG DŨNG 33 CHƯƠNG I: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ- ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ VÀ TÌNH HÌNH KHAI THÁC DẦU KHÍ TẠI MỎ BẠCH HỔ 1.1.Vị trí địa lý điều kiện tự nhiên mỏ Bạch Hổ Mỏ Bạch Hổ nằm lô số thềm lục địa nam Việt Nam thuộc bồn trũng Cửu Long Bồn trũng Cửu Long nằm toạ độ 8030’ đến 11000’ vĩ Bắc 105000’ đến 110000’ kinh Đông, phía Tây bao phủ đường từ Cà Nà – Phan Thiết – Vũng Tàu đến Bạc Liêu, Cà Mau phía Nam Tây Nam bao bề Malay – Thổ Chu Phía Đông Nam ngăn cách bề nam Côn Sơn đới tầng ngầm dọc theo đảo Hòn Khoan – Hòn Chứng – Côn Sơn Mỏ Bạch Hổ cách cảng dịch vụ Liên doanh dầu khí Vietsovpetro khoảng 120km, chiều sâu nước biển khoảng 50m, diện tích khoảng 10.000km2 Toàn sở dịch vụ bờ nằm thành phố Vũng Tàu Thành phố Vũng Tàu nối với Thành phố Hồ Chí Minh đường dài 120km đường thuỷ dài 80km, cho phép tất tàu Liên doanh Vietsovpetro lại cách thuận tiện, sân bay Vũng Tàu đáp ứng đầy đủ cho việc đưa đón công nhân, cán thiết bị phục vụ cho việc khai thác dầu biển Khí hậu mỏ Bạch Hổ khí hậu nhiệt đới gió mùa với hai mùa rõ rệt mùa mưa mùa khô Mùa khô từ tháng 11 đến tháng năm sau có gió mùa Đông Bắc với sức gió mạnh vào tháng 12 tháng Sóng cao tới 8m, nhiệt độ không khí ban ngày khoảng 22-240C, đêm sáng khoảng 16 -200C Mưa thời kỳ này, độ ẩm tương đối không khí thấp 65% Trong thời gian chuyển mùa (tháng 4-5) có di chuyển khối không khí lạnh từ Bắc xuống Nam Dần dần hướng gió chủ yếu Tây – Nam thổi từ đường xích đạo Gió tây nam làm tăng độ ẩm không khí, nhiên mưa không đều, nhiệt độ từ 25-300C Vào mùa hè từ tháng đến tháng có gió mùa Tây Nam, nhiệt độ không khí 28-300C, chênh lệch nhiệt độ ngày đêm không đáng kể, mưa trở nên thường xuyên to kéo dài vài Có kèm theo giông tố, vận tốc gió 25m/s, kéo dài từ 10-30 phút, độ ẩm không khí thời kỳ 85-89% Vào tháng 10 thời kỳ chuyển mùa lần thứ hai gió Tây Nam yếu dần thay gió Đông Bắc Nhiệt độ không khí hạ thấp 24-300C vào cuối tháng hết mưa, dòng chảy tuân theo gió mùa thuỷ triều Nhiệt độ nước vùng thêm lục địa thay đổi năm từ 24,9 – 29,60C, độ măn nước biển từ 34-350C 44 Hình 1.1 Vị trí địa lí mỏ Bạch Hổ 55 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 Paleogen nằm mỏng kết tinh tuổi Mezozoi Chiều dày lớp phủ trầm tích vòm cấu tạo khoảng 3km lên tới 5-7 km cánh nếp uốn kế cận Trầm tích chứa sản phẩm cát bột kết Mioxen (điệp Bạch Hổ), với thân dầu tầng 22,23,24 Oligoxen (điệp Trà Tân) với thân dầu tầng I, II, III, IV, V Oligogen (điệp Trà Cú) với thân dầu (VI, VII, VIII, IX, X) Đá chắn thân dầu tầng sét khu vực điệp Bạch Hổ tầng 22, 23 tầng sét Oligoxen nằm thân cát Oligoxen đá mỏng Đá chưa Oligoxen nằm lớp sét có dạng thấu kính đặc trưng dị thường áp suất cao, hệ số dị thường lên đến 1,7 Đá phun trào núi lửa, bazan phát triển mạnh trầm tích sét thuộc Oligoxen Móng đá granit có thành phần khoáng vật khác Chiều dày lớn mở vào đá mỏng 877m Thân dầu cho sản phẩm cao có dạng khối chứa đá mỏng hang hốc, nứt nẻ Cấu tạo bạch Hổ nếp lồi lớn có vòm chạy theo hướng kính tuyến, phức tạp hoá hệ thống đứt gãy có biến độ tắt dần phía theo lát cắt Đối với nhiều đứt gãy có hướng chủ yếu kinh tuyến hướng Đông Bắc – Tây Nam Vòm trung tâm vòm cao cấu tạo, cao vòm Bắc vòm Nam tương ứng 250m 950m Vòm Bắc vòm có cấu trúc phức tạp vòm nâng Cánh Tây bị phức tạp hoá địa hào hẹp, xa vòm nâng mái vạch Cánh Đông vòm nâng bị chia cắt hàng loạt đứt gẫy thuận có hướng chéo tạo thành hàng loạt khối bậc thang Vòm Nam phần lún chìm cấu tạo, bị hệ thống đứt gãy thuận chia thành nhiều khối Nói chung cấu tạo không đối xứng, góc nghiêng cánh rìa phía Tây tăng theo chiều sâu từ 8-280, phía Đông từ 6-210, trục nếp lồi chìm hướng Bắc, thoát hướng Nam, kích thước cấu tạo 22x18km2 1.2.2.Đặc điểm địa tầng Mỏ Bạch Hổ mỏ dầu biển, loại đá vỉa, lớp trầm tích đá lục nguyên chứa 13 tầng sản phẩm cho dòng dầu công nghiệp, phần đá nứt nẻ móng phát thân dầu dạng khối cho sản lượng cao chứa phần lớn sản lượng mỏ 66 Dựa vào cấu trúc địa chất, tính chất đặc trưng nhiệt độ, áp suất vỉa chia làm phức hệ chứa dầu phân cách tệp sét chắn khu vực dày; ba phức hệ đá trầm tích chứa dầu phức hệ thứ tư nằm tầng móng • Phức hệ thứ nhất: Phức hệ đá chứa dầu bao gồm tầng 23,24 thuộc điệp Bạch Hổ (Mioxen) Trầm tích phức hệ phân bổ khắp diện tích khu vực mỏ vùng lân cận Chúng liên kết cách chắc lát cắt tất giếng khoan, thân dầu vòm thuộc dạng vòm vỉa, tầng tầng kia, bị chia cắt đứt gãy phá huỷ có ranh giới dầu nước có đới chứa nước bao quanh phía Áp suất vỉa tương ứng với áp suất thuỷ tĩnh Thành phần dầu tầng khác với tầng dưới, khả chứa dầu phân bố vòm trung tâm vòm Bắc mỏ • Phức hệ thứ hai: Phức hệ chứa dầu thứ hai gồm tầng sản phẩm I, II, III, IV, V điệp Trà Tân thuộc (Oligoxen thượng) Trầm tích tầng phân biệt thay đổi mạnh hướng đá Đá chứa chủ yếu rìa phía Bắc cánh phía Đông vòm Bắc Ranh giới tiếp xúc dầu - nước chưa phát Đặc trưng phức hệ áp suất vỉa cao • Phức hệ thứ ba: Phức hệ chứa dầu thứ ba gồm tầng sản phẩm: VI, VII, VIII, IX, X điệp Trà Cú thuộc Oligoxen hạ Các tầng sản phẩm cát kết phát triển toàn vộ diện tích vòm Bắc tạo thành thân dầu thống dạng vòm vỉa khối phân lớp sét tầng có chiều dày nhỏ lẫn cát, có khả bị nứt nẻ làm chắn tin cậy Phần lớp sét tầng IX X ổn định Có áp suất vỉa khả đôi chút với áp suất thuỷ tĩnh Hệ số dị thường không vượt 1,2 Ranh giới tiếp xúc dầu nước chưa phát thấy, tính chất dầu tầng khác • Phức hệ thứ tư: Phức hệ chứa dầu thứ tư đá nứt nẻ gồm granit granodioxit Khả dị dưỡng đá hình thành có độ nứt nẻ hang hốc thông khe nứt giãn cách Thân dầu có dạng khối, ranh giới tiếp xúc dầu nước chưa xác định Trong công trình nghiên cứu cho thấy đá chứa khoảng địa tầng từ oligoxen hạ (tầng sản phẩm VI) Đến mặt móng chứa loại dầu có 77 nguồn gốc tạo thành thân dầu thống có dạng vỉa khối Mức độ lưu thông thuỷ lực cùng, đới khoảng cách đá chứa sản phẩm thân dầu nhau: + Theo mặt đứt gãy kiến tạo với đá mỏng, mặt đứt gãy không làm chắn mà ngược lại chúng làm tăng độ hang hốc granit + Theo mạng lưới khe nứt kiến tạo đá đặc sít + Theo “Cửa sổ” trầm tích sét làm vách ngăn cách đá chứa 1.3.Đặc điểm vỉa sản phẩm: 1.3.1.Chiều dày tầng sản phẩm: Đối với đá trầm tích, độ rỗng hạt lớn 14% Mioxen hạ, độ thấm tuyệt đối 2,5mD xếp vào chiều dày hiệu dụng Đối với oligoxen hạ độ rỗng 9,5% độ thấm tuyệt đối 1mD Khi phân chia chiều dày chứa dầu, sử dụng giá trị dầu 40% Việc phân chia chiều dày hiệu dụng đá mỏng phức tạp cố mặt vết nứt tích nhỏ cho phép dầu chảy qua, giá trị tới hạn độ rỗng lấy gần 0,6 Chiều dày tầng 23 vòm Bắc thay đổi từ 11,6 57,6m trung bình 30,4 với hệ số biến đổi 0,33 Chiều dày hiệu dụng trung bình đá chứa 13,6m, chiều dày hiệu dụng chứa dầu từ 22,4 trung bình 11,3m với hệ số biến đổi 0,03 Đá chứa tầng bị phân chia vỉa lớp cát, sét mỏng, hệ số phân lớp trung bình 3,6 với hệ số 0,28, hệ số cát (phần chứa chiều dày chung tầng 0,45) với hệ số biến đổi 0,24 Tầng 23 vòm trung tâm có chiều dày 40,8m với hệ số biến đổi 0,26 chiều dày hiệu dụng trung bình 14m với hệ số biến đổi 0,41 chiều dày hiệu dụng trung bình chứa dầu khí có 8,4m hay nhỏ vòm Bắc 25,6% So với vòm Bắc tầng 23 đồng hơn, hệ số phân lớp 5,5, hệ số cát 0,34 vói hệ số biến đổi 0,58 Trầm tích Oligoxen hạ nói chung phát triển phạm vi vòm Bắc, chiều dày thay đổi từ 35 268,2m trung bình 149, hệ số biến đổi 0,41 Chiều dày hiệu dụng từ 146,4m Mức phân lớp trung bình tầng cao số vỉa giếng khoan xác định 18 20 vỉa cát Hệ số trung bình 0,39, hệ số biến đổi 0,29 Các đứt gãy làm tăng mức độ không liên tục vỉa 88 1.3.2.Độ chứa dầu: Dầu chủ yếu tập trung tầng 23 thuộc Oligoxen tầng VI, VII, VIII, IX, X thuộc tầng Oligoxen hạ tầng mỏng Độ chứa dầu tất tầng lại trữ lượng nhỏ Việc khai thác tất tầng 22, 23, 24 khai thác lúc Còn tầng I, II, III, IV, V thuộc Oligoxen khai thác thực tầng Oligoxen hạ đá mỏng Độ chứa dầu tầng mỏng có thân dầu lớn cho sản lượng cao mỏ Đá mỏng đá Granit đá Granodionit có tính dị dưỡng tạo từ trình địa chất phong hoá khoáng vật không bền Các dung dịch thuỷ nhiệt bị khử kiềm nứt nẻ kiến tạo đứt gãy, chuyển dịch với việc tạo thành đới Mionit dọc theo mặt trượt nứt co lại đá đông đặc mắcma Kết tạo thành đá chứa dạng hang hốc, nứt nẻ mà thể tích chứa chủ yếu hang hốc, kênh dẫn chủ yếu khe nứt Đặc trưng đá chứa bảo đảm lưu lượng cao phát triển vòm trung tâm theo sườn tây vòm Bắc, vòm Bắc lại đặc trưng tính dị dưỡng kém, phạm vi vòm Bắc phần đá móng có phát đá rắn Đá không chứa dầu không tham gia vào thể tích hiệu dụng thân dầu tất đá dị dưỡng từ mặt móng ranh giới thân dầu bão hoà, thân dầu thuộc dạng khối chưa phát chiều sâu ranh giới thân dầu chiều dày thân dầu dày liên tục bao trùm vòm trung tâm vòm Bắc, ranh giới thân dầu cấp (C2) chạy qua độ sâu tuyệt đối 4121m Theo số liệu giếng khoan Oligoxen hạ điều gắn liền với giá thiết kế thân dầu thống Oligoxen hạ móng Đối với thân dầu thống thấy tính chất lý hoá dầu áp suất vỉa Tầng móng cho dòng dầu không lẫn nước độ sâu tuyệt đối 1.3.3 Tính dị dưỡng: Các tầng sản phẩm mỏ Bạch Hổ đánh giá nghiên cứu mẫu lõi phòng thí nghiệm dựa vào kết địa vật lý giếng khoan nghiên cứu thuỷ động học Nghiên cứu mẫu lõi để xác định độ rỗng độ thấm, độ bão hoà nước xử lý số liệu nghiên cứu thuỷ động lực để xác định thông số Cát kết chứa sản phẩm vòm Bắc thuộc tầng 23 có độ rỗng từ 14 24,7% (theo phòng thí nghiệm) từ 15 28% (theo tài liệu) 99 Độ rỗng độ bão hoà vòm trung tâm tầng 23 trùng với giá trị vòm Bắc (độ rỗng 19%, độ bão hoà dầu 57%) So sánh trầm tích Mioxen trầm tích Oligoxen hạ độ rỗng Oligoxen hạ thấp độ bão hoà dầu cao Khả chứa đá mỏng nứt nẻ, hang hốc đá Hầu hết mẫu lõi đại diện cho phần khung rắn thường cho giá trị rỗng khoáng vài phần trăm Phương đo địa lý nghiên cứu khoáng lớn nhiều, có đới hang hốc nứt nẻ không nghiên cứu mẫu lõi Theo tài liệu xác định khoáng có độ rỗng cao tới 18,5% độ rỗng trung bình cho chiều dày hiệu dụng 4,3% tích trữ lượng Độ rỗng biện luận cho chiều dày chung 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 đá mỏng mà đánh giá phương pháp gián quan hệ với bề mặt riêng chúng lấy 85% 1.3.4 Tính không đồng Mỏ Bạch Hổ mỏ có dạng đá vỉa vòm Bắc, tính không đồng Mioxen cao số vỉa mỏ Tầng Mioxen phân làm nhiều lớp mỏng, hệ số phân lớp trung bình vòm Bắc 3,6 vòm trung tâm 5,5 Hệ số cát vòm Bắc 0,45 hệ số cát vòm trung tâm 0,34 Tài liệu nghiên cứu mẫu lõi tài liệu đo đạc tầng Mioxen cho thấy lát cắt tập không đồng • Các thân dầu Oligoxen hạ: Theo tài liệu địa chất tài liệu mẫu lõi giếng khoan thuộc tầng Oligoxen hạ cho thấy mặt cắt tầng sản phẩm không đồng xen kẽ lớp cát kết, bột kết chứa sản phẩm sét mỏng không chứa sản phẩm So sánh đặc tính đối tượng khai thác cho thấy đối tượng có đá chứa độ rỗng Oligoxen hạ thường không đồng Hệ số phân lớp hệ số cát tầng Oligoxen hạ 10,8 0,39 Nhìn chung đánh giá mức độ không đồng tầng sản phẩm, thấy trầm tích sản phẩm Oligoxen hạ đồng Mức độ phân lớp lớn tới 20 vỉa Hệ số phân lớp trung bình 19,8% 10 * Pk: áp suất trọng lượng cột khí từ van làm việc đến miệng giếng * Pms:áp suất ma sát dòng khí nén từ van làm việc đến miệng giếng * P1: áp suất cột chất lỏng từ van làm việc đến đáy giếng Vì Qkne = const nên Pms Pk xem không thay đổi Qkth thay đổi từ Q1 đến Qn ρ Vì = const nên P1 = const Do Pd biến thiêng tương ứng với Pg công thức (1) viết sau: Q = k (Pv – Pg ) (2) Dựa vào công thức (2) để tiến hành khảo sát giếng - Phương pháp khảo sát nghiên cứu sau: * Mở van miệng giếng hết cỡ: giếng làm việc ổn định ta ghi giá trị Pgl Q1 * Đóng dần van (côn điều tiết) để giảm lưu lượng khai thác 70% Khi giếng làm việc ổn định ta ghi giá trị Pg2 Q2 * Từ số liệu thu ta viết hệ phương trình sau: Q1 = k ( Pv − Pgl ) Q2 = k ( Pv − Pg ) Q1 − Q2 = k ( Pg − Pg1 ) * Xác định hệ số sản phẩm k sau: k= Q1 − Q2 Pg − Pg1 * Xác định Pv sau: Q1 = k (Pv – Pgl ) Q1 + Pg1 k Pv = * Xác định Pd sau: Pd = Pgl + P1 Pl = ρ1.g H1 Trong đó: H1: chiều dài từ van làm việc đến đáy giếng 99 5.5.2 Phương pháp thay đổi lưu lượng khí Trình tự bước sau: - Trước hết giảm lưu lượng khí đến mức thấp mà giếng hoạt động Khi giếng làm việc ổn định ta ghi giá trị: * Lượng khí nén V1 * Lượng sản phẩm khai thác Q1 * Áp suất khí nén Pgl - Sau tăng lượng khí nén 25 %, sau giếng làm việc ổn định ta ghi được: V 2, Q2, Pg2 - Bằng nhiều lần đo ta vẽ đồ thị biểu diễn mối quan hệ V Q, từ ta xác định chế độ làm việc tối ưu giếng khai thác gaslift 100 100 Hình 5.13 Đồ thị biểu diễn mối quan hệ q=f(v) 101 101 CHƯƠNG VI: SỰ CỐ VÀ PHỨC TẠP TRONG KHAI THÁC DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP GASLIFT Trong trình khai thác dầu khí, thường xảy cố ý muốn, ảnh hưởng đến trình làm việc giếng Để trì làm việc giếng ta phải xác định nguyên nhân cố, đồng thời đề biện pháp khắc phục hữu hiệu trường hợp cố cụ thể 6.1 Sự hình thành nút cát đáy giếng khai thác a Nguyên nhân phát sinh : Hiện tượng khai thác dầu số giếng mà sản phẩm có chứa nhiều vật liệu vụn học, chúng tích tụ đáy giếng khai thác hình thành nên nút cát Cơ chế hình thành nút cát xuất phát từ việc dòng chảy có vận tốc nhỏ khả thắng lực hút trọng lực dẫn đến cát bị lắng đọng xuống đáy giếng Một nguyên nhân khác không phần quan trọng trình khởi động giếng khai thác Gaslift, thường xuất xung áp lực áp xuất đáy thay đổi đột ngột Điều dẫn đến sập lở phá vỡ tầng sản phẩm có cấu trúc yếu Đó nguồn cung cấp vật liệu tích tụ đáy giếng tao thành nút, nút cát theo thời gian khai thác ngày dày bịt kín khoảng mở vỉa sản phẩm gây tắc giếng Nó gây hậu lớn ảnh hưởng đến lưu lượng khai thác b Biện pháp phòng ngừa Để phòng ngừa tượng phải hạn chế nguyên nhân gây nút cát, cần thực biện pháp sau: + Thả ống nâng có cấu trúc thích hợp cho phù hợp với lưu lượng giếng + Đưa giếng vào khai thác cách điều hoà để tránh làm việc phập phù giếng + Điều chỉnh lưu lượng khai thác cho phù hợp để giếng làm việc ổn định + Hạ thấp ống nâng sử dụng hệ thống ống nâng phân bậc để tăng khả vét cát ống nâng + Thường xuyên chuyển chế độ khai thác từ chế độ vành khuyên sang chế độ trung tâm ngược lại c Biện pháp khắc phục : Khi nút cát thành tạo lấp đầy khoảng mở vỉa, gây tắc ống nâng làm giảm đột ngột hệ số khai thác giếng, ta cần phải phá bỏ nút cát Việc phá bỏ có 102 102 thể thực nhờ sử dụng biện pháp làm tăng tốc độ dòng chảy đáy ống nâng để dòng sản phẩm vét hết cát đáy giếng khai thác Nếu dòng chảy giếng bị dừng lại mà áp xuất bơm ép khí tăng đột ngột nguyên nhân nút cát đóng ống nâng Trong trường hợp người ta sử dụng biện pháp ép hỗn hợp khí chất lỏng vào ống nâng để bỏ nút cát Khi biện pháp thực không mang lại hiệu cần phải ngừng khai thác tiến hành sửa chữa giếng Mặt khác cát dính với keo, parafin thành khối, ta cần sử dụng biện pháp sau: + Dùng máy bơm hút cát + Dùng máy thổi khí để phá nút cát + Phá nút cát dụng cụ thuỷ lực chuyên dụng cần khoan + Rửa nút cát tia bơm + Phá nút cát ống múc có lắp cánh phá cát 6.2 Sự lắng đọng paraffin ống khai thác đường ống a Nguyên nhân phát sinh Chúng ta thường biết hàm lượng parafin dầu mỏ Bạch Hổ tương đối cao, trung bình là12%, thường xuyên xảy tượng lắng đọng parafin ống khai thác đường ống vận chuyển Nguyên nhân chủ yếu tượng nhiệt độ dầu ống giảm xuống nhiệt độ kết tinh parafin Ngoài tượng tách khí khỏi dầu dẫn đến áp xuất giảm làm cho dung môi hoà tan parafin tăng hàm lượng dầu, làm cho parafin lắng đọng Cát gây lên tượng lắng đọng parafin, hạt cát thường tâm kết tinh parafin Tại cấp đường kính thay đổi, lắng đọng parafin ngày trầm trọng, làm giảm lưu lượng khai thác b Biện pháp phòng ngừa : Để ngăn chặn tượng lắng đọng parafin, cần phải giữ nhiệt độ cho dầu trình vận chuyển nâng lên ống nâng, cách gia nhiệt cho đường ống nhiệt độ dầu lớn nhiệt kết tinh parafin Người ta thực biện pháp sau để giảm lắng đọng parafin: + Tăng áp lực đường ống (từ 10 – 15at), làm cho khí khó tách khỏi dầu để tạo điều kiện cho parafin hoà tan + Giảm độ nhám đường ống hạn chế thay đổi đột ngột đường kính ống nâng đường ống vận chuyển 103 103 + Tăng nhiệt độ dòng khí ép xuống giếng Nó làm cho nhiệt độ dòng dầu lên ổn định + Dùng hóa phẩm chống đông đặc parafin, với hoá phẩm khác cần dùng nồng độ khác nhau, nhiều parafin dùng từ 0,2–0,3% Các chất hoá học gồm loại xăng dầu nhẹ làm dung môi hoà tan parafin chất chống đông đặc chất hoạt tính bề mặt (hàm lượng từ 1–5%) + Bơm dầu nước làm giảm tổn thất thuỷ lực, bơm dầu nhờ nút đẩy phân cách ( bơm xen kẽ đoạn dầu có độ nhớt nhỏ) c Biện pháp khắc phục: Để phá vỡ nút parafin người ta sử dụng phương phác sau: + Phương pháp nhiệt học: bơm dầu nóng nóng vào ống để kéo parafin + Phương pháp học: dùng thiết bị cát nạo parafin thành ống khai thác Hệ thống thiết bị lắp đặt vào dụng cụ cáp tời, thả vào giếng để đóng giếng cắt gọt parafin Dụng cụ cắt gọt phải có đường kính tương xứng với đường kính ống khai thác, sau kéo thiết bị từ từ khỏi giếng để tránh trường hợp rơi ngạnh cặn + Phương pháp hóa học: phương pháp ta ép chất lưu H-C nhẹ chất hoạt tính bề mặt vào giếng khai thác qua khoảng không vành xuyến H-C nhẹ hoà tan parafin làm giảm kết tinh parafin Chất hoạt tính bề mặt đưa vào dòng chảy dầu giếng để hấp thụ thành phần nhỏ parafin để làm giảm ngừng kết tinh parafin Các chất hoá học thường dùng tác nhân phân tán, tác nhân thấm ướt phổ biến công nghiệp khai thác dầu khí nước Tác nhân thấm ướt có khả phủ lên bề mặt ống lớp màng mỏng, điều ngăn ngừa tích tụ parafin giữ phần tử parafin phân tán dính lại với từ đáy giếng đến hệ thống xử lý dầu thô Ngoài đưa vào ống chất Polyme ( sản phẩm Mỹ) Chất sử dụng Nỉcomat natri – Na2Cr2O7.2H2O (10%) đưa vào buồng trộn với nhiệt độ 80 – 90 0C Nó có tác dụng phá dần nút parafin 6.3 Sự tạo thành nút rỉ sắt khoảng không gian vành xuyến a Nguyên nhân phát sinh Sự tạo thành nút rỉ sắt khoảng không gian vành xuyến kim loại thành ống bị ăn mòn hóa học, bị ôxi hóa 4Fe + 6H2O + 3O2 = 4Fe(OH)3 104 104 Sự ăn mòn mạnh dòng khí ép có độ ẩm từ 70-80% Các kết nghiên cứu khẳng định rằng: áp suất ống khí ảnh hưởng tới ăn mòn, áp suất tăng hình thành rỉ sắt tăng lên Nút rỉ sắt chủ yếu ôxit sắt (chiếm 50%) lại bụi đá vôi cát Hiện tượng biểu áp suất đường khí vào tăng mà lưu lượng khai thác giảm b Biện pháp khắc phục - Xử lý mặt ống chất lỏng đặt biệt nhằm tăng độ bền ống chống ăn mòn - Đảm bảo khoảng không gian hai ống ép khí ống nâng đủ lớn khoảng 20mm - Lắp đặt bình ngưng đường dẫn khí, dầu không khí, thông thường lắp vị trí cao ống dốc cao lên - Lắp đặt phận làm khí khỏi bụi ẩm: bình tách, bình sấy khô - Thay đổi thường xuyên chế độ khai thác từ vành khuyên sang trung tâm ngược lại Mục đích để xúc rửa rỉ sắt bám đường ống - Rửa định kỳ vành ống nhũ tương không chứa nước - Làm khí trước đưa vào sử dụng phương pháp lý hóa - Để phá huỷ nút kim loại đóng chặt, người ta thường bơm dầu nóng vào khoảng không vành xuyến, biện pháp không đạt kết phải kéo ống lên để tiến hành cạo rỉ 6.4 Sự lắng tụ muối ống nâng a Nguyên nhân phát sinh Sự lắng tụ muối trình khai thác nước vỉa có hàm lượng muối cao Muối bị tách khỏi chất lỏng lắng đọng, bám vào thành ống thiết bị lòng giếng Sự lắng tụ muối gây tắc ống nâng b Biện pháp phòng ngừa Để hạn chế tượng muối lắng đọng, người ta dùng hóa chất có pha thêm số phụ gia Nó có tác dụng tạo tinh thể muối màng keo bảo vệ, ngăn trở muối kết tinh lại với không cho muối bám vào thép Ngoài người ta dùng nước theo phương pháp, tức bơm liên tục định kỳ nước xuống đáy giếng Mục đích giữ cho muối suốt trình lên thiết bị xử lý trạng thái chưa bão hòa để không xảy trình lắng đọng 105 105 c Biện pháp khắc phục Tích tụ muối giếng Gaslift ống nâng chủ yếu độ sâu 150m đến 300m từ miệng giếng Nếu muối bám vào ống nâng chiếm phần đường kính ta dùng nước để loại bỏ tịch tụ muối cacbonat Đối với muối CaCO3, MgCO3, CaSO4, MgSO4 dùng dung dịch NaPO3 Na5P3O10 ép vào khoảng không gian vành xuyến Tinh thể cacbonat sunfat nhanh chóng hấp thụ NaPO3 Na5P3O10 để hình thành lớp vỏ keo tinh thể giữ chúng khôwwng dính lại với dính vào ống nâng Sự lắng đọng muối ống nâng vùng cận đáy giếng nhanh chóng loại bỏ cách dùng từ 1,2-1,5% dung dich axit HCl CaCO3 + 2HCl = CaCl2 + H2O + CO2 ↑ Để loại bỏ tích tụ muối sunfat thực tế người ta bơm ép dung dịch NaOH CaSO4 + 2NaOH = Ca(OH)2 + Na2SO4 + H2O 6.5 Sự tạo thành nhũ tương giếng a Nguyên nhân phát sinh Trong trình khai thác, nước vỉa chuyển động với dầu khí tạo thành nhũ tương bền vững, làm tăng giá thành sản phẩm phí tách nước khỏi dầu b Biện pháp khắc phục Một biện pháp có hiệu để ngăn ngừa tạo thành nhũ tương việc sử dụng dầu làm nhân tố làm việc, sử dụng chất phụ gia bơm vào với khí nén Để thu nhận dầu có hiệu cao hơn, người ta khử nhũ tương giếng Chất dùng để khử ngăn chặn hình thành nhũ tương ΠAB HΓK Nếu trộn chúng với khí ép theo tỉ lệ 1-2% hỗn hợp khử nhũ tương tương đối tốt 6.6 Sự cố thiết bị a Sự rò rỉ thiết bị chịu áp lực Các thiết bị chịu áp lực như: đương ống, van chặn, mặt bích… Sau thời gian làm việc bị mòn ảnh hưởng độ rung mặt bích nới lỏng, gioăng làm kín bị lão hóa, tất tượng gây tượng rò rỉ dầu khí Khi phát có dầu khí ò rỉ, người ta phải khắc phục kịp thời, trường hợp yêu cầu sửa chữa phải dừng khai thác giếng 106 106 b Các thiết bị hư hỏng - Van điều khiển mực chất lỏng không làm việc: Khi phát hiện tượng ta phải kịp thời xử lý cách điều chỉnh van tay Đóng đường điều chỉnh tự động, khắc phục sửa chữa thiết bị Sau đưa hệ thống làm việc trở lại - Hệ thống báo mức chất lỏng không xác: Trong trương hợp binh quan trọng người ta thường làm thiết bị để theo dõi mức chất lỏng, nhờ người ta sửa chữa hai thiết bị - Máy bơm vận chuyển dầu bị cố: Trong trường hợp người ta lắp đặt máy bơm dự phòng Khi máy bơm bị cố không bơm tắt máy bật máy dự phòng Sau đo sửa chữa hư hỏng máy bơm - Các thiết bị báo tín hiệu không tốt: Khi phát sai lệch thông tin phải tiến hành kiểm tra hiệu chỉnh thay thiết bị đảm bảo độ tin cậy cao - Thiết bị bảo vệ điều khiển không tốt: Cần phải có kế hoạch kiểm tra định kì Trường hợp có cố phải sửa chữa kịp thời Nói chung hoàn hảo thiết bị yêu cầu gắt gao trình khai thác dầu khí Những người làm việc trực tiếp luôn theo dõi làm việc thiết bị, phát kịp thời có biện pháp khắc phục… Sao cho đảm bảo dòng dầu liên tục khai thác lên vận chuyển đến tàu chứa 6.7 Sự cố công nghệ a Áp suất nguồn cung cấp không ổn định Khi giếng làm việc không ổn định liên tục Hệ thống tự động tự ngắt giếng người theo dõi công nghệ phải biết để thao tác - Nguyên nhân: Do máy nén khí bị hỏng đột suất, lượng khí tiêu thụ lớn, lượng khí cung cấp cho máy nén không đủ phải giảm bớt tổ máy nén - Biện pháp khắc phục: Cân đối lại lượng khí vào khí Có kế hoạch tiêu thụ cụ thể tránh tượng khởi động nhiều giếng mộtt thời điểm Các máy nén dự phòng sẵn sàng hoạt động cần Việc ổn định nguồn khí cấp ảnh hưởng đến trình khai thác giếng người ta hạn chế việc dừng giếng áp suất nguồn khí b Sự cố cháy Sự cố cháy nguy hiểm ảnh hưởng lớn đến an toàn toàn khu mỏ Vì người ta lắp đặt thiết bị tự động cầm tay, có cố cháy thiết bị cảm nhận báo hệ thống xử lý làm lệch cho van điều khiển ngắt 107 107 nguồn khí toàn hệ thống (SVD), lượng khí lại bình chứa, đường ống xả vòi đốt Các giếng khai thác dừng làm việc đồng thời đóng van tự động miệng giếng Trong trương hợp van tự động làm việc không tốt ta đóng van tay Trong thực tế việc xảy cháy giàn cố định trình khai thác bất cẩn người Khi phát cháy người ta dập đám cháy thiết bị cứu hoả trang bị giàn, tàu cứu hộ… 108 108 CHƯƠNG VII: AN TOÀN LAO ĐỘNG VÀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG TRONG KHAI THÁC DẦU KHÍ NGOÀI KHƠI 7.1 An toàn khai thác dầu khí biển Các hoạt động cán công nhân viên giàn khoan cố định biển tiến hành không gian hạn ché, tập trung nhiều loại thiết bị công nghiệp phức tạp (Máy động lực, đường ống áp suất cao chứa chất lỏng khí dễ cháy nổ …) điều kiện sản xuất liên tục môi trường khu vực biển không thuận lợi Các hoạt động nguy hiểm đe doạ đến tính mạng người Do vấn đề an toàn phải đặt lên hàng đầu Việc đảm bảo công tác gian phải an toàn, bảo vệ người mà vấn đề kinh tế, chi phí để khắc phục hậu lớn Những yêu cầu người làm công tác dầu khí biển: Trình độ tay nghề cao, chấp hành kỷ luật công nghệ Hiểu biết chấp hành đắn yêu cầu, quy chế an toàn lao động, an toàn cháy nổ Có kỷ luật lao động cao phải tự giác hiểu rõ trách nhiệm với người công việc Tổ chức kiểm tra thiết bị an toàn xuồng cứu sinh, phao cứu sinh, đường cứu hoá, thiết bị cháy nổ, lập kế hoạch phòng chống cố phương pháp giải có cháy nổ Phải tổ chức buổi thực tập cứu hộ, thực tập báo động - - - 7.2 An toàn công tác khai thác dầu phương pháp gaslift Đối với phương pháp khai thác dầu gaslift cần ý đến điểm sau: - Các cột ống giếng phải liên kết với thiết bị đầu giếng Thiết bị đầu giếng phải thử áp lực trước lắp ráp đảm bảo an toàn - Miệng giếng khai thác phương pháp gaslift phải lắp đặt thiết bị tiêu chuẩn có áp suất làm việc tương ứng với áp suất dự tính lớn miệng giếng 109 109 - Thiết bị trước lắp đặt lên miệng giếng phải lắp ráp lại toàn nén thử với áp lực cho phép, kết thử phải ghi vào biên - Để đo áp suất cần ống khai thác giếng khai thác phải lắp đặt van kế sau van phân dòng - Các đường ống dẫn khí có áp lực cao phải lắp ống thép liên tục nối với phương pháp hạn mặt bích, mối nối bằn mupta phép sử dụng chỗ lắp van, van chiều thiết bị khác - Khi khai thác phương pháp gaslift mà sản phẩm có chứa chất ăn mòn kim loại phải sử dụng vật liệu chống ăn mòn, giếng cần bổ sung kịp thời chất chống ăn mòn vào sản phẩm 7.3 Bảo vệ môi trường: Trong hoạt động dầu khí biển bắt buộc công trình khai thác phải đảm bảo quy tắc bảo vệ môi trường sau: - Thu gom dầu vào bình thải, sau bơm theo đường ống đến tàu chứa - Chỉ xả nước đạt tiêu chuẩn cho phép xuống biển - Các chất thải cho vào container để chuyển vào đất liền - Dầu nguyên liệu bị trào thu gom để xử lý - Dầu Diezel nước rò rỉ thu gom chuyển vào bờ - - Hệ thống tách làm sach khí phải bảo đảm hệ số tách 99% sau đưa Fakel đốt Phải có bình chứa barit hay bentonit để tránh ô nhiễm môi trường Đặt van an toàn sâu van an toàn trung tâm để tự động trường hợp áp suất cao hay thấp hay có khí độc Nói tóm lại cán công nhân viên phải thực yêu cầu, quy định, quy trình an toàn lao động, bảo đảm an toàn cá nhân tập thể nơi làm việc sinh sống Mỗi người phải chịu trách nhiệm an toàn công trình 110 110 KẾT LUẬN Sau thời gian nghiên cứu tài liệu hoàn thành đồ án với đề tài: “Thiết kế khai thác dầu phương pháp Gaslift liên tục cho giếng 219 giàn BK-6 mỏ Bạch Hổ” Trong thời gian làm đồ án, qua tài liệu địa chất vùng mỏ Bạch Hổ cho thấy điều kiện áp suất, nhiệt độ với chất phức tạp đất đá vùng mỏ với lựa chọn áp dụng phương pháp khai thác học đóng vai trò quan trọng, định chủ yếu đến khả khai thác trữ lượng dầu khí Trên sơ phân tích đưa phương án thiết kế khai thác dầu phương pháp Gaslift rút rằng: Khai thác dầu phương pháp Gaslift chứng minh tính ưu việt mặt công nghiệp, tính hiệu mặt kinh tế có nhiều ưu điểm so với phương pháp khai thác học khác Hiện công ty sản xuất thiết bị khai thác dầu giới thân phòng khai thác dầu khí Viện NCKH & TK thuộc XNLD có sẵn chương trình lập trình máy tính xác định tất thông số cần thiết tiến hành thiết kế khai thác gaslift Đồ án nhằm mục đích minh họa phương pháp bước tính toán trình thiết kế, có sử dụng phương pháp biểu đồ Camco để xác định chiều sâu đặt van Trong trình khai thác gaslift, áp suất vỉa không đủ sức thắng tổn hao lượng nâng sản phẩm cần chuyển sang chế độ khai thác gaslift định kì Thực tế lượng khí đồng hành sử dụng không nhiều, phần lớn bị đốt bỏ nhiều nguyên nhân Do cần đẩy nhanh công tác xây dựng trạm nén khí công suất lớn để phục vụ kịp thời việc triển khai mở rộng khai thác dầu phương pháp gaslift vận chuyển khí vào bờ Đồng thời tăng cường nghiên cứu tác động lên dòng chảy nhiều pha để tiết kiệm lượng vỉa, nâng cao sản lượng khai thác tối ưu hóa trình thiết kế lắp đặt hệ thống gaslift Với hiểu biết thân với giúp đỡ nhiệt tình thầy cô giáo Bộ môn Khoan-Khai thác dầu khí, đặc biệt thầy giáo GVC.TRẦN HỮU KIÊN, đồ án hoàn thành, nhiên đồ án nhiều sai sót, mong có đóng góp ý kiến thầy cô bạn bè đồng nghiệp để đồ án hoàn thiện Em xin cảm ơn! Hà Nội, tháng năm 2017 111 111 TÀI LIỆU THAM KHẢO -Báo cáo tham gia hội nghị khoa học hội nghị khoa học lần thứ 12,Trường Đại Học Mỏ Địa Chất -Công nghệ khai thác dầu khí PGS -TS CAO NGỌC LÂM -Công nghệ kỹ thuật khai thác dầu khí – Nhà xuất giáo dục (Phùng Đình Thực, Dương Danh Lam, Lê Bá Tuấn, Nguyễn Văn Cảnh - 1999 ) -Hoàn thiện công nghệ khai thác tập I +II viện nghiên cứu NIPPI -Tạp chí dầu khí ( 1/1990 ) 112 112 PHỤ LỤC HỆ THỐNG ĐƠN VỊ ĐO LƯỜNG Hệ quốc tế SI: Độ dài: m Khối lượng: kg Thời gian: s Lực: N Áp suất: N/m2 = Pa Độ nhớt: P 1kG = 9,90665N 1kG/m2 = 0,981bar KPa = 1000Pa 1P = 10-6 bar.s 1Cp = 10-8 bar.s Qui đổi hệ Anh sang hệ SI: inch = 2,54 cm 1m = 3,281 ft mile = 1,609 km bbl = 0,1589 m3 1m3/m3 = 5,62 ft3/bbl psi = 0,07031 kG/cm2 at =14,7 psi at = 1,033 kG/ cm2 psig = 1,176 psi 0 API K R C 141.5 − 131.5 γ ( G / cm ) = = 273 + 0C = 460 + 0F o = F − 32 113 113 ... liên tục cho giếng thiết kế Từ đặc tính phương pháp nêu trên, với bảng tổng kết khả hiệu áp dụng phương pháp khai thác học theo bảng 2.1, ta thấy rõ luận chứng khoa học lựa chọn phương pháp Gaslift... Trung tâm 3,54 cho Oligoxen thượng 1,94 cho Oligoxen hạ 1,76 cho đá móng Theo giá trị thông số bản, loại dầu mỏ Bạch Hổ chia thành nhóm Theo chiều từ nhóm I đến nhóm III thông số gia tăng: Tỷ... phép kể dựa sở giống giá trị trọng lượng riêng dầu tách khí nhóm đáp ứng với đặc tính trung bình Bảng 1.1 Các nhóm dầu mỏ Bạch Hổ Các thông số Số Áp suất bão Tỷ suất Độ nhớt Hệ số Tỷ trọng nhó