Tải bản đầy đủ
CHƯƠNG 1: ĐẶC ĐIỂM KHU VỰC NGHIÊN CỨU

CHƯƠNG 1: ĐẶC ĐIỂM KHU VỰC NGHIÊN CỨU

Tải bản đầy đủ

được phát triển ở Bể Đông Phi.Cấu trúc mỏ Ruby là một lớp phủ nồi mà che phủ một
trong những đặc điểm địa lũy bên trong bể.
Phía Nam của Cửu Long là bể Nam Côn Sơn và được ngăn cách bởi một phần
mở rộng ra theo hướng TN-ĐB dọc theo dãy nồi tầng móng và được gọi là Bể Côn
Sơn. Bể Nam Côn Sơn dài khoảng 550km và phần rộng nhất là 200 km. Từ vết lộ đá
granit trên đảo Côn Sơn, nó được cho rằng một số phần của Bể Côn Sơn là được hình
thành của dạng granit cuối thời kỳ phấn kỷ.
1.1.2 Địa tầng

Hình 1.2: Cột địa tầng của bể Cửu Long
Theo tài liệu khoan, kết quả phân tích mẫu vụn, mẫu lõi, tài liệu carota và các
phân tích cổ sinh, địa tầng của bể Cửu Long bao gồm đá móng cổ trước Kainozoi và
trầm tích phủ Kainozoi.

4

 Móng cổ trước Kainozoi
Dựa vào đặc trưng thạch học và tuổi tuyệt đối có thể chia thành ba phức hệ:
phức hệ Hòn Khoai, Định Quán và Cà Ná.
Phức hệ Hoàn khoai: tuổi Trias muộn và có thể được xem là phức hệ đá magma
cổ nhất trong móng của bể Cửu Long. Móng của phức hệ này chủ yếu là
amphybolbiotit-diorit, monzonit và adamelit.Đá bị biến đổi, cà nát mạnh.Hầu hết các
khoáng vật thứ sinh (calcit-epidot-zeolit) đã lấp đầy các khe nứt.Đá có thể phân bố chủ
yếu ở phần cánh của các khối nâng móng.
Phức hệ Định Quán: tuổi Jura, chủ yếu là đá granodiorit, đôi chỗ gặp monzonitbiotit-thạch anh đa sắc. Các thành tạo của phức hệ xâm nhập này có mức độ dập vỡ và
biến đổi cao. Hầu hết các khe nứt được lấp đầy bởi các khoáng vật thứ sinh: calcit,
zeolite, thạch anh, clorit, trong biến đổi mạnh biotit thường bị clorit hóa. Phức hệ này
gặp khá phổ biến ở nhiều cấu tạo Bạch Hổ, Ba Vì, Hồng Ngọc, Rạng Đông, Sư Tử
Đen, Sư Tử Vàng.
Phức hệ Cà Ná: tuổi Jura muộn, có phức hệ magma phát triển, đặc trưng là
granit thủy mica và biotit, thuộc loại Natri-kali, dư nhôm, silic và ít canxi. Đá bị dập vỡ
nhưng mức độ biến đổi thứ sinh yếu hơn so với hai phức hệ trên.
 Trầm tích Kainozoi
Trầm tích Eocene – Hệ tầng Cà Cối: hệ tầng này đặc trưng bởi trầm tích vụn thô
(cuổi sạn kết, cát kết đa khoáng, xen các lớp mỏng bột kết và sét kết hydromicacloritsericit), trầm tích có màu nâu đỏ, đỏ tím, tím lục, độ chọn lọc rất kém, đặc trưng
kiểu molas lũ tích lục tích lục địa thuộc các trũng trước núi creta-Paleocene-Eocene.
Chiều dày của hệ tầng có thể đạt tới 600m.
Trầm tích Oligocene dưới – Hệ tầng Trà Cú: trầm tích chủ yếu là sét kết, bột kết
và cát kết, có chứa các vỉa than mỏng và sét bôi, được tích tụ trong điều kiện sông hồ.
Đôi khi gặp các đá núi lửa, thành phần chủ yếu là porphyr diabas, tufbasal và gabbrodiabas. Đặc trưng tướng đá gồm 2 phần: phần trên chủ yếu là các thành tạo mịn và
phần dưới là thành tạo hạt thô. Hệ tầng này có tiềm năng chứa và sinh dầu khí rất
cao.Chiều dày của hệ tầng dao động từ 0 đến 800m.

5

Trầm tích Oligocene trên – Hệ tầng Trà Tân: đá của hệ tầng Trà Tân đôi chỗ
nằm bất chỉnh hợp trên hệ tầng Trà Cú. Theo thành phần thạch học và tài liệu địa chấn,
mặt cắt hệ tầng có thể chia thành ba phần: trên, giữa và dưới. Phần dưới với bề dày từ 0
đến 2000m gồm chủ yếu là cát kết hạt mịn đến thô, đôi chỗ sạn, cuội kết, xen sét kết
nâu đậm, nâu đen, bột kết. Phần giữa có bề dày nằm trong khoảng 0-1000m gồm chủ
yếu là sét kết nâu đậm, nâu đen, cát kết và bột kết.Phần trên bề dày thay đổi từ 0 đến
400m gồm chủ yếu là sét kết màu nâu, nâu đậm, nâu đen, rất ít sét màu đỏ, cát kết và
bột kết.Sét kết hệ tầng này có hàm lượng và chất lượng được tích tụ chủ yếu trong môi
trường đồng bằng sông, aluvi-đồng bằng ven bờ và hồ.
Trầm tích Miocene dưới – Hệ tầng Bạch Hổ: có thể chia làm hai phần: trên và
dưới. Phần dưới gồm chủ yếu là cát kết, bột kết, xen với các lớp sét kết màu xám, vàng
đỏ.Phần trên gồm chủ yếu là sét kết màu xám, xám xanh xen kẽ với cát kết và bột kết,
trên cùng là sét kết Rotalia có bề dày khoảng 50-150m.Sét kết Rotalia là tầng chắn khu
vực rất tốt cho toàn bể.Các trầm tích của hệ tầng được tích tụ trong môi trường đồng
bằng ven bờ - biển nông ở phần trên.Hệ tầng Bạch Hổ có chiều dày thay đổi từ 100 đến
1.500m.
Trầm tích Miocene giữa – Hệ tầng Côn Sơn: trầm tích chủ yếu là cát kết hạt thô
– trung, bột kết, xen kẽ với các lớp sét kết màu xám, nhiều màu dày 5 – 15m, lớp than
mỏng. Trầm tích của hệ tầng được thành tạo trong môi trường sông (aluvi) ở phía Tây,
đầm lầy – đồng bằng ven bờ ở phía Đông, Đông Bắc. Bề dày của hệ tầng này thay đổi
từ 250 – 900m. Tuy đá hạt thô của hệ tầng có khả năng thấm, chứa tốt nhưng chúng lại
nằm trên tầng chắn khu vực nên hệ tầng này và các tầng trẻ hơn của bể xem như không
có trển vọng chứa dầu khí.
Trầm tích Miocene trên – Hệ tầng Đồng Nai: trầm tích chủ yếu là cát hạt trung
xen kẽ với bột và các lớp mỏng sét màu xám hay nhiều màu, đôi khi gặp các vỉa
carbonat hoặc than mỏng. Môi trường trầm tích đầm lầy – đồng bằng ven bờ ở tầng này
từ 500 – 750m.
Trầm tích Pliocene – Đệ Tứ - Hệ tầng Biển Đông: trầm tích chủ yếu là hạt cát
trung – mịn với ít lớp mỏng bùn, sét màu xám nhạt chứa phong phú hóa đá biển và
glauconit thuộc môi trường trầm tích biển nông, ven bờ, một số nơi có gặp đá carbonat.
Bề dày khá ổn định trong khoảng 400 - 700m.

6

1.2 Giới thiệu về mỏ Ruby và giàn Ruby A
1.2.1 Mỏ Ruby
Trong mỏ Ruby, ở giàn khai thác RBDP-A chất lưu được khai thác từ 3 thành
hệ. Tầng cát nông nhất là tầng Miocene, tiếp theo đó là tầng Oligocene, và cuối cùng là
tầng đáy.
Các đặc trưng của chất lưu được xác định theo DSTs như sau:
Bảng 1.1: Các đặc trưng chất lưu của mỏ Ruby
Reservoir

MI-10

OL-04

OL-35/40

Basement

Pour point (deg C)

27

21

18

30

Wax content (wt%)

14.44

9.97

5.48

22.58

API Gravity

35.64

18.69

43.97

39

Sulphur content (wt
%)

0.11

0.16

0.24

0.06

Vicosity @40 deg C

0.511

469

4.541

5.53

Flash point (deg C)

<-35

<-35

<-35

<-35

Density @ 15 deg C

0.8462

0.9416

0.806

0.8295

Characterisation
factor

11.17

10.04

11.56

11.4

H2S

-

-

-

-

Asphaltene Content
(wt%)

0.26

2.67

1.46

0.39

1.065

1.47

1.03

1.42

Copper

<1

<1

<1

<1

Potassium

1

<1

<1

3

Total acid content
(mg KOH/100g)
Metal content (ppm)

7

Sodium

5

1

14

12

Vanadium

<1

3

1

3

Nickle

12

25

<1

<1

Hình 1.3: Giàn khai thác Ruby A
Thiết bị bao gồm 1 giàn khai thác 4 chân với 1 sàn chính, các nhà trên giàn hầu
hết là để các thiết bị phụ trợ, các hệ thống xử lý, và 1 sàn chính. Giàn Ruby A thiết kế
là để không cần người và vận hành tự động, để có khả năng vận hành trên 7 ngày mà
không cần sự chăm lom và hỗ trợ.

8

Tuổi thọ thiết kế của các thiết bị là 25 năm và được thiết kế để đáp ứng các yêu
cầu cho công tác khoan và vận hành khai thác.Sự bảo vệ bằng catot cho các kết cấu để
đạt được tuổi thọ thiết kế như vậy thì được cung cấp bởi các anot thế.
Thiết bị xử lý được thiết kế để xử lý sơ bộ dầu chứa nhiều parafin cái mà chảy
tự do đến tàu FPSO cho quy trình xử lý cuối cùng để thu được dầu thương phẩm. Việc
kiểm tra giếng được thực hiện thường xuyên trên giàn bởi các nhà điều hành từ FPSO.
Vận chuyển công nhân từ FPSO đến giàn khai thác bằng tàu hoặc nếu thời tiết xấu thì
bằng máy bay trực thăng.
Trong suốt quá trình hoạt động vừa khoan vừa khai thác thì các kỹ thuật viên
điều hành sẽ ở trên giàn khoan để kết nối liên tục giữa giàn khoan với giàn khai thác để
kiểm tra giếng và xử lý bất kỳ vấn để nào có thể xảy ra.

9

CHƯƠNG 2: CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC CƠ HỌC
Trong quá trình khai thác dầu, tuỳ thuộc vào chế độ năng lượng vỉa mà giếng
sau khi khoan xong được chuyển sang khai thác theo các phương pháp 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 đáp ứng
hoặc hiệu quảkhai thác tự phun kém thì phải chuyển sang khai thác cơ học.

Hình 2.1: Các phương pháp khai thác cơ học
Mục đích áp dụng giải 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

10

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.
ΔP = Pv – Pñ

[2.1]

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 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 thủy lực.
Truyền lực bằng điện năng.
Truyền lực bằng khí nén cao áp.

Dưới đây là một số phương pháp khai thác cơ học hiệu quả và phạm vi ứng
dụng của từng phương pháp trong công nghiệp khai thác dầu trên thế giới.
2.1 Phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm piston cần
2.1.1 Bản chất của phương pháp.
Máy bơm cần truyền lực còn gọi là máy bơm cần kéo (hình 2.2) bao gồm thiết
bị trên bề mặt và thiết bị trong giếng.Thiết bị trong giếng bao gồm máy bơm cùng với
van hút 1 (cố định); van đẩy 2; máy bơm 3 và các ống dẫn. Ngoài ra thiết bị lòng giếng
còn có các bộ phận bảo vệ khác như thiết bị chống cát, chống khí xâm nhập, v.v…
được nối với miệng hút của máy bơm nhằm tăng khả năng làm việc của máy bơm trong
những trường hợp phức tạp (giếng có khí hoặc có cát).

11