Chuyên đề Tìm hiểu cấu tạo nguyên lý hoạt động của bình tách dầu khí ở mỏ Bạch Hổ : Tính toán cho bình tách dầu khí C1 tại giàn khai thác MSP3 mỏ Bạch Hổ

LỜI NÓI ĐẦU Ngành dầu khí Việt Nam ngày càng phát triển, sản lượng khai thác dầu thô và khí đồng hành ngày càng tăng. Dầu thô và khí đồng hành chủ yếu được khai thác tại phần thềm lục địa phía Nam Việt Nam. Dầu thô được khai thác trên các mỏ ở Việt Nam là dầu có hàm lượng parafin tương đối cao, độ nhớt ,nhiệt độ đông đặc cao nên việc khai thác, vận chuyển hỗn hợp dầu khí gặp nhiều khó khăn, đòi hỏi phải xử lý nhiều sự cố kỹ thuật xảy ra trên đường ống vận chuyển như: sự cố tắc đường ống do lắng đọng parafin, xung động trong hệ thống vận chuyển hỗn hợp dầu khí, làm giảm công suất tách, giảm mức độ an toàn với thiết bị công nghệ. Với mục đích áp dụng lý thuyết và thực tế sản xuất trong quá trình thu gom, vận chuyển hỗn hợp dầu khí, với sự giúp đỡ của các cán bộ trong công ty Dầu Khí Sông Hồng và Xí nghiệp Liên doanh Vietsovpetro. Em đã kết thúc đợt thực tập sản xuất, thực tập tốt nghiệp, thu thập tài liệu và hoàn thành đồ án dưới sự hướng dẫn trực tiếp của thầy THS. Lê Đức Vinh Đồ án mang tên ‘‘Tìm hiểu cấu tạo nguyên lý hoạt động của bình tách dầu khí ở mỏ Bạch Hổ. Chuyên đề: Tính toán cho bình tách dầu khí C1 tại giàn khai thác MSP3 mỏ Bạch Hổ.” Đồ án tốt nghiệp là công trình nghiên cứu khoa học được xây dựng dựa trên quá trình học tập, nghiên cứu tại truờng kết hợp với thực tế sản xuất nhằm giúp cho sinh viên nắm vững kiến thức đã học. Với mức độ tài liệu và thời gian nghiên cứu hoàn thành đồ án cũng như kiến thức và kinh nghiệm còn hạn chế nên sẽ không tránh khỏi có những thiếu sót. Em rất mong nhận được sự góp ý bổ sung của các thầy cô, các nhà chuyên môn và các bạn đồng nghiệp. Em xin chân thành cảm ơn các thầy cô giáo Bộ môn Thiết bị dầu khí và Công trình- Khoa dầu khí, các bạn cùng lớp và đặc biệt là thầy THS. Lê Đức Vinh đã giúp đỡ, hướng dẫn tạo điều kiện cho em hoàn thành đồ án này. Sinh viên thực hiện Hà Thanh Nam CHƯƠNG 1 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ ĐỊA CHẤT MỎ BẠCH HỔ VÀ THIẾT BỊ TÁCH 1.1. Đặc điểm địa lý vùng mỏ Bạch Hổ 1.1.1. Vị trí địa lý Mỏ Bạch Hổ nằm ở lô số 9 cuả bể Cửu Long thuộc thềm lục địa Nam Việt Nam , toạ độ: 90o30’ - 90o50’. Diện tích khoảng 10.000 Km2 cách đất liền 120 Km theo đờng chim bay, cách cảng dịch vụ của xí nghiệp liên doanh Vietsov Petro khoảng 120 Km. Phía Tây Nam của mỏ Bạch Hổ khoảng 35 Km là mỏ Rồng, xa hơn nữa là mỏ Đại Hùng. Toàn bộ cở sở dịch vụ trên bờ nằm trong phạm vi thành phố Vũng Tàu bao gồm: Xí Nghiệp Khoan - Sửa Giếng, Xí Nghiệp Khai Thác, Xí Nghiệp Dịch Vụ Kỹ Thuật, Viện NCKH và TK,v.v... 1.1.2. Đặc điểm khí hậu Khí hậu của mỏ là khí hậu cận nhiệt đới gió mùa, nằm trong khu vực khối không khí có chế độ tuần hoàn ổn định, mùa Đông gió Đông Nam kéo dài từ tháng 11 đến tháng 3 năm sau, gió mạnh thờng xuyên. Tháng 6 đến tháng 9 hàng năm gió nhẹ không liên tục. Tháng 4, 5 đến tháng 10 gió không ổn định và thay đổi liên tục. Bão thờng xuyên xảy ra vào tháng 7, 8, 9, 10 ảnh hởng lớn đến công trình biển, tháng 12 và tháng 1 hầu nh không có bão. Trung bình hàng năm mỏ Bạch Hổ có khoảng 8 cơn bão thổi qua, hớng chuyển động chính của bão là hớng Tây-Tây Bắc, tốc độ di chuyển trung bình là 28 Km/h và cao nhất là 45 Km/h. Trong tháng 11, sang có chiều cao nhỏ hơn 1 mét là 13,38%, tháng 12 là 0.8%. Trong tháng 3, loại sóng thấp hơn 1 mét tăng lên đến 44,83%. Tần số xuất hiện của sang cao hơn 5 mét là 4,08% và xuất hiện chủ yếu vào tháng 1 và tháng 11. Nhiệt độ không khí của vùng mỏ hàng năm là 26oC, cao nhất là 33,5oC và thấp nhất là 21,5oC. Nhiệt độ nước ở vùng thềm lục địa thay đổi trong năm từ 24,9oC -29,6oC. Độ mặn nớc biển khoảng 34-35 g/l. 1.1.3. Đặc điểm địa lý tự nhiên
Hình 1.1 Sơ đồ vị trí mỏ Bạch Hổ trong bồn trũng Cửu Long Địa hình thềm lục địa phía Nam Việt Nam kéo dài dọc bờ biển từ Phan Thiết đến Hà Tiên, bao gồm một phần của Biển Đông và một phần của Vịnh Thái Lan. Phía Đông Bắc và phía Đông đảo Phú Quý thềm lục địa đặc trng bởi độ dốc lớn và chiều rộng hẹp. Còn ở Phía Tây thì chiều rộng của thềm lục địa trên đờng đẳng sâu nớc 20m đạt hơn 100 Km. Đặc biệt còn có đới nâng Côn Sơn với chiều dài hơn 100 Km. Đổ ra thềm lục địa Việt Nam có nhiều con sông lớn, lớn nhất là sông Cửu Long với lưu lượng 38.000 m3/s cho lợng phù sa 0,25 Kg/m3. Bờ biển Việt Nam phát triển theo hớng Đông Bắc-Tây Nam, hình dạng đáy biển phức tạp. Khu vực bể Cửu Long, đáy biển đặc trng cho vùng trung tâm thềm lục địa Nam Việt Nam , ngăn cách ở phía Tây Nam là vùng chuyển tiếp và vùng thềm ngoài. Đối với các vùng cửa sông giáp biển, địa hình bồn trũng rất đa dạng bao gồm các rạch, sông ngầm, bãi cát ngầm. Phần trung tâm của bể Cửu Long, độ sâu đáy biển thay đổi từ 40-60 m. ở đây còn các đảo san hô ngầm nằm phía Đông Nam có chiều dài 13 Km, rộng 8 Km, nhô cao cách đáy biển 25m. Phần lớn  những ám tiêu san hô thể hiện địa hình đáy biển tập trung ở phần Đông Nam , cấu tạo mỏ Bạch Hổ và Rồng. Theo kết quả quan sát nhiều năm mức độ địa chấn không vợt quá 6o Ricte. Nghiên cứu về dòng chảy ở đây cho thấy dới tác dụng của gió mùa vùng biển Đông tạo nên dòng đối lu. Ngoài ra còn có các dòng chảy khác nh dòng triều và dòng trôi dạt đợc tạo ra do sự chênh lệch về khối lợng riêng của nớc, chế độ gió địa phơng, thuỷ triều, địa hình đáy biển và cấu tạo bờ. Bên cạnh sự nghiên cứu về sóng còn cho thấy chế độ sóng ở khu vực mang tính chất gió mùa. Về mùa Đông, sóng có u thế hớng Đông Bắc-Tây Nam, chiều cao trung bình khoảng 2,5m. Chế độ gió mùa hè kéo dài từ tháng 5 đến tháng 10 với hướng sóng chủ yếu là Tây Nam-Đông Bắc, chiều cao khoảng 0.6 - 2m. 1.2.  Đặc điểm địa chất mỏ Bạch Hổ 1.2.1. Đặc điểm kiến tạo Nói chung đối với mỏ Bạch Hổ là một mỏ có nếp lồi lớn kéo dài đỉnh của nó về hớng Đông Bắc và bị chia cắt chủ yếu bởi đứt gãy có biên độ dọc, chiều dài đứt gãy giảm dần về phía trên của mặt cắt, thờng xaỷ ra ở tầng Mioxen và Oligoxen. Cấu tạo này không đối xứng nhất là ở phần vòm. Tại đây phần cánh Tây của góc nghiêng tăng dần theo chiều sâu từ 8-6o còn cánh Đông tăng dần từ 6-10o. Độ nghiêng của đất đá 125 m/km. Dần về phía cuối Đông Bắc của nếp uốn, cấu tạo thể hiện rõ rệt ở trầm tích Mioxen hạ và Oligoxen. Cấu tạo địa chất ở mỏ Bạch Hổ rất phức tạp. Nó thể hiện ở chỗ có nhiều đứt gãy, trong đó đứt gãy lớn nhất ở cánh Tây của nếp uốn có biên độ là 1200m theo tầng nóc. Nếp thuận kéo dài 32 km và có hàng loạt nếp nối thuận khác đợc đánh số từ 1-6. Nếp thuận số 1: Nó thuộc về cánh Tây và có tính đồng sinh. Biên độ ở phần Oligoxen hạ từ 700-900m và giảm về phía Bắc. Trong trầm tích Oligoxen hạ chứa nhiều đứt gãy nhỏ khoảng 60m và nghiêng về phía Đông khoảng 60-70o. Nếp thuận số 2: Đờng phơng của nếp thuận chuyển sang nhánh Đông mạnh. Biên độ 40-50m, mặt đứt gãy khoảng 60-70o. Nếp thuận số 3: Chia cắt phía Đông ở phần vòm, cấu tạo kéo dài ở trầm tích Oligoxen và biên độ là 100m. Nếp thuận số 4: Nằm về phía cánh Đông của cấu tạo. Phía cánh Đông nó bị ngăn cách bởi đới nâng trung tâm có dạng khối. Nếp có tính đồng sinh, biên độ 500-600m, ở tầng móng khoảng 60m. Nếp uốn không chỉ tắt dần trên lát cắt mà bắt đầu từ Nam đến Bắc. Nếp uốn số 5,6: Trùng với phương vĩ tuyến, nó là ranh giới giữa phía Nam và phía Bắc của khối nội địa. Biên độ nếp thuận là khoảng 300-400m. 1.2.2. Đặc điểm địa tầng          Mỏ Bạch Hổ là loại đá vỉa, các đá trầm tích là các đá lục nguyên chứa 13 tầng sản phẩm cho dòng dầu công nghiệp. Móng phát hiện thân dầu dạng khối cho sản lợng cao, nó chiếm phần lớn sản lượng của mỏ. Dựa vào cấu trúc địa chất, tính chất dầu, nhiệt độ và áp suất của vỉa chia làm 4 phức hệ. 1.2.2.1. Trầm tích          Từ trên xuống đới phức hệ dầu gồm tầng 23 và tầng 24 thuộc điểm Bạch Hổ Mioxen hạ. Trầm tích phức hệ này phân bố khắp mỏ và trên vùng lân cận, chúng được liên kết chắc chắn trong tất cả các lát cắt của giếng khoan. Các thân dầu thuộc dạng vòm, vỉa tầng này ở dới tầng kia đợc chia cắt bởi đứt gãy phá huỷ, có ranh giới dầu và nước.          Phức hệ dầu thứ hai gồm các tầng sản phẩm I,II,III,IV, V của điệp Trà Tân thuộc Oligoxen thợng . Trầm tích của các tầng này đợc phân biệt bởi sự thay đổi mạnh của các tớng đá. Đá chứa phát triển chủ yếu ở rìa phía Bắc. Ranh giới tiếp xúc dầu nước được phát hiện. Đặc trưng của phức hệ này là áp suất vỉa cao, hệ số dị thờng là 1,6.          Phức hệ dầu thứ 3 gồm các tầng sản phẩm VI, VII, VIII, IX, X của điệp Trà Cú thuộc Oligoxen hạ. Các tầng sản phẩm này là kết quả phát triển trên toàn bộ diện tích của vòm Bắc tạo thành thân dầu thống nhất dạng vòm vỉa khối. Các lớp sét giã các tầng có chiều dày nhỏ lẫn cát, có khả năng bị nứt nẻ và không thể làm màn chắn tin cậy được.          Phần sét giữa tầng IX và X là ổn định nhất, áp suất vỉa khác đôi chút so với áp suất thuỷ tĩnh. Hệ số dị thường không vợt qua 1,2. Ranh giới tiếp xúc dầu nước được phát hiện và tính chất của dầu ở các tầng cũng khác nhau. 1.2.2.2. Đá móng          Phức hệ chứa dầu thứ t là đá nứt nẻ trong móng bao gồm Granit và Granodioit, khả năng dị dưỡng của đá được hình thành do có độ nứt nẻ và hang hốc thông nhau bằng các khe nứt và sự giãn tách. Thân dầu dạng khối và ranh giới tiếp xúc dầu cha đợc phát hiện.          Trong các công trình nghiên cứu cho thấy rằng đá chứa trong  khoảng địa tầng từ phần trên của Oligoxen hạ (tầng sản phẩm thứ IV) đến mặt móng chứa một loại dầu.          Theo các mặt đứt gãy kiến tạo với đá móng, các đứt gãy không là vật chắn mà ngợc lại chúng làm tăng độ hang hốc của đá Granit.          Theo mạng lưới các khe nứt kiến tạo trong đá chặt sít.          Theo các cửa sổ trầm tích là vùng không có sét, làm vách ngăn giữa các vỉa đá chứa. 1.2.3.Các đặc điểm của tầng chứa 1.2.3.1.Chiều dày          Đối với đá trầm tích, độ rỗng giữa các hạt lớn hơn 14% và đối với Mioxen hạ, độ thấm tuyệt đối là 2,5 mD thì mới đợc xếp vào chiều dày hiệu dụng. Đối với các Oligoxen hạ, độ rỗng là 9,5%, độ thấm tuyệt đối là 1 mD. Khi phân chia chiều dày chứa dầu, sử dụng giá trị của dầu là 40%.          Việc phân chia chiều dày hiệu dụng trong đá móng rất phức tạp do sự có mặt của vết nứt có thể tích rất nhỏ nhng lại cho phép dầu chảy qua. Đầu tiên giá trị tới hạn của độ rỗng đợc lấy gần bằng 0,6. Chiều dày tầng 23 vòm Bắc thay đổi từ 11,6-57,6 m, trung bình là 30,4 m, với hệ số biến đổi là 0,33. Chiều dày hiệu dụng trung bình của đá chứa là 13,6 m, khi đó chiều dày hiệu dụng chứa dầu từ 0-22,4 m, trung bình là 11,3 m với hệ số biến đổi là 0,03.          Đá chứa của tầng bị phân chia ra thành 2-5 vỉa bởi lớp cát và sét mỏng. Hệ số phân lớp trung bình là 3,6, với hệ số biến đổi là 0,28. Hệ số cát ( phần chứa trong chiều dày chung của tầng là 0,45) với hệ số biến đổi là 0,24.          Tầng 23 vòm Trung Tâm có chiều dày là 40,8m với hệ số biến đổi là 0,26, chiều dày hiệu dụng trung bình là 14 m, với hệ số biến đổi là 0,41. Còn chiều dày hiệu dụng trung bình chứa dầu chỉ có 8,4 m hay nhỏ hơn vòm Bắc 25,6%. So với vòm Bắc thì tầng 23 ở đây kém đồng nhất hơn. Hệ số phân lớp là 5,5, hệ số cát là 0,34 với hệ số biến đổi là 0,58.          Trầm tích Oligoxen hạ nói chung chỉ phát triển trên phạm vi vòm Bắc, bị vát mỏng ở cánh Tây của vòm trên và vòm Trung Tâm. Tại đới đá chứa dầu trên vòm Bắc, chiều dày thay đổi tù 35-268,2 m, trung bình là 149 m, với hệ số biến đổi là 0,41. Chiều dày hiệu dụng từ 1-146,4 m. Mức phân lớp trung bình của tầng rất cao và một số vỉa giếng khoan đợc xác định 18-20 vỉa cát. Hệ số trung bình là 0,39, hệ số biến đổi là 0,29. Các đứt gãy làm tăng mức độ không liên tục của vỉa.         Áp suất trong mỏ Bạch Hổ đợc xác định như sau:             - Mioxen dới: 1,027.             - Oligoxen trên: 1,637-1,727.             - Oligoxen dới: 1,137.             - Tầng móng: 1,151.          Các thông số thuỷ động học trong quá trình khai thác vỉa dầu có thể sử dụng các hệ số nén của đá sau:             - Đá móng: 1,08x10-4 MPa-1.             - Oligoxen: 1,20x10-7 MPa-1.             - Đối với Mioxen: 2,11x10-4 MPa-1.          Nhiệt độ:             - Móng: 141,7oC (ở độ sâu 3650 m).             - Oligoxen: 139,2oC (ở độ sâu 3650 m).             - Mioxen: 111,7oC (ở độ sâu 2821m). 1.2.3.2. Độ chứa dầu           Dầu chủ yếu tập trung trong tầng 23 thuộc Mioxen dưới và tầng VI, VII, VIII, IX, X thuộc oligoxen hạ và trong tầng móng. Độ chứa dầu trong tất cả các tầng còn lại thì trữ lợng nhỏ hơn. Việc khai thác các trữ lợng 22, 23, 24 có thể khai thác cùng một lúc. Còn tầng I, II, III, IV, V thuộc Oligoxen trên đợc xác định bằng các giếng khoan riêng biệt.             Móng chứa thân dầu lớn nhất và cho sản lợng cao nhất trên toàn mỏ. Đá móng là đá Granit và Granodioit có tính dị dưỡng được tạo thành từ quá trình địa chất  phong hoá những khoáng vật không bền, ăn mòn hoá học, nứt nẻ kiến tạo, đứt gãy chuyển dịch , cùng với việc tạo thành các đới phá huỷ kiến tạo dọc theo các mặt trượt , nứt và co đặc của đá khi đông đặc Magma. Kết quả tạo thành đá chứa dạng hang hốc, còn các kênh dẫn là các khe nứt., chúng không tạo thành màng chắn mà lại tăng khả năng thuỷ dẫn của đá.Đặc trưng của đá chứa đảm bảo lưu lượng cao phát triển trên vòm Trung Tâm, dọc theo sờn Tây của vòm Bắc. Nhưng vòm Bắc lại đặc trưng bởi tính dị dưỡng kémvà tương ứng là độ sâu sản phẩm thấp. Trong phạm vi vòm Bắc ở phía trên của vòm Trung Tâm có phát hiện đá rắn chắc, đới này hầu như không chứa dầu và không tham gia vào thể tích hiệu dụng của thân dầu. Thân dầu thuộc dạng khối, tất cả đá dị dưỡng từ mặt móng cho tới ranh giới của thân dầu phát hiện được chiều sâu ranh giới của thân dầu, mặc dù chiều sâu thân dầu lên tới 1000m. Bản chất của ranh giới cũng được xác định rõ có phải là ranh giới dầu nước hay không hay do đá chứa dầu chuyển thành đá không chứa dầu. Thân dầu với viền dày liên tục bao trùm vòm Trung Tâm cũng như vòm Bắc. Dầu trong Móng lún chìm của vòm Nam cha đợc phát hiện. Ranh giới của thân dầu cấp 2 chạy qua độ sâu tuyệt đối 4121m theo số liệu của giếng khoan Oligoxen dới ( giếng 12 ) điều này gắn liền với giả thuyết thân dầu thống nhất của Oligoxen và tầng Móng. Đối với thân dầu này còn thấy được sự đồng nhất ở tính chất hoá lý của dầu và áp suất vỉa. Móng đã cho dòng dầu không lẫn nước tới độ sâu tuyệt đối 4046m. Cấu trúc các tầng có thể thống nhất một cách trực quan trên các cấu tạo nóc và trên các mặt địa chấn ngang dọc. 1.2.3.3. Tính dị dưỡng           Các tầng sản phẩm của mỏ Bạch Hổ được đánh giá theo nghiên cứu mẫu lõi trong phòng thí nghiệm, dựa vào kết quả của địa vật lý giếng khoan và nghiên cứu thuỷ động học.             Nghiên cứu mẫu lõi để xác định độ thấm độ rỗng, độ bão hoà trong nước. Xử lý các số liệu nghiên cứu thuỷ động lực để xác định các thông số.             Cát kết chứa sản phẩm ở vòm bắc thuộc tầng 23 có độ rỗng từ 14-24,7% ( theo phòng thí nghiệm) và từ 15-28 %( theo tài liệu địa vật lý) Độ rỗng và độ bão hoà ờ vòm trung tâm tầng 23 trùng với những giá trị ở vòm Bắc ( độ rỗng 19% và độ bão hoà dầu 57% ) So sánh trầm tích Mioxen và trầm tích Oligoxen hạ thì độ rỗng của Oligoxen hạ thấp hơn nhng độ bão hoà dầu cao hơn. Khả năng chứa của đá Móng là do nứt nẻ hang hốc của đá. Hầu hết mẫu lõi đặc trưng cho phần khung rắn chắc có độ rỗng khoảng vài phần trăm. Phương pháp đo địa vật lý nghiên cứu những khoảng lớn hơn rất nhiều, trong đó có các đới nứt nẻ không nghiên cứu bằng mẫu lõi. Theo tài liệu xác định đợc có những khoảng độ rỗng rất cao tới 18.5% còn độ rỗng trung bình cho chiều dày hiệu dụng là 4,3% khi tích trữ lợng. Độ rỗng đợc biện luận cho chiều dày chung của Móng với giá trị sau vòm Bắc từ 2,5-15%, vòm Trung Tâm 2,3-3,8%. Không thể xác định trực tiếp độ bão hoà dầu của đá Móng mà nó đợc đánh giá bằng các phương pháp gián tiếp theo quan hệ với bề mặt riêng giữa chúng và đợc lấy bằng 85%. 1.2.3.4. Tính không đồng nhất             Mỏ Bạch Hổ là mỏ có dạng đá vỉa, đặc trưng bằng mức độ khác nhau về tính không đồng nhất của các đối tợng khai thác. Các thân dầu Mioxen hạ:             Đồng nhất hơn cả là tầng 23 của vòm Bắc, tính không đồng nhất của Mioxen cao nhất trong số các vỉa của mỏ.             Tầng mioxen đợc phân làm nhiều lớp mỏng, hệ số phân lớp trung bình ở vòm Bắc là 3,6 , ở vòm Trung Tâm là 5,5. Hệ số cát của vòm Bắc là 0,45 và của vòm Trung Tâm là 0,34.             Tài liệu nghiên cứu mẫu lõi và tài liệu đo đạc vật lý ở tầng Mioxen cho thấy lát cắt các tập không đồng nhất. Các thân dầu Oligoxen hạ:             Theo tài liệu địa vật lý và các tài liệu mẫu lõi trong giếng khoan thuộc tầng Oligoxen hạ cho thấy mặt cắt các tầng sản phẩm không đồng nhất được xen kẽ bởi các lớp cát kết, bột kết chứa sản phẩm và sét mỏng không chứa sản phẩm.             So sánh đặc tính của các đối tợng khai thác cho thấy rằng trong các đối tượng có đá chứa độ rỗng như Oligoxen hạ thường không đồng nhất hơn cả. Hệ số phân lớp và hệ số cát của tầng Oligoxen hạ lần lượt là 10,8 và 19,8. Nhìn chung khi đánh giá mức độ không đồng nhất của các tầng sản phẩm, ta thấy rằng trầm tích sản phẩm của Oligoxen hạ là kém đồng nhất hơn cả. Mức độ phân lớp lớn nhất tới 20 vỉa, hệ số phân lớp trung bình là 19,8%. 1.2.4. Tính chất của các chất lưu trong vỉa sản phẩm 1.2.4.1. Tính chất của dầu trong điều kiện vỉa             Dầu ở hầu hết các vỉa trong mỏ Bạch Hổ chưa bão hoà khí, hệ số ép ( tỷ số giữa áp suất vỉa và áp suất bão hoà) là: -          1,43 cho Mioxen hạ ở vòm Bắc. -          1,8 cho Mioxen hạ ở vòm Trung Tâm. -          3,54 cho Oligoxen thợng. -          1,94 cho Oligoxen hạ. -          1,67 cho đá Móng.             Theo các giá trị của các thông số cơ bản các loại dầu vỉa ở mỏ Bạch Hổ có thể chia làm 3 nhóm theo chiều từ nhóm 1 đến nhóm gia tăng các thông số: -          Tỷ số khí dầu GOR. -          Hệ số thể tích B. -          áp suất bão hoà Ps. -          Tỷ trọng dầu . -          Độ nhớt của dầu . Trong nhóm 1 sự khác biệt giữa dầu Mioxen đới vòm Trung Tâm và Oligoxen trên được nhận biết chỉ bởi lượng khí hoà tan. Khi tách từ dầu Oligoxen trên và hàm lượng nước dị thường (4,28 -14,81 mol) còn khí tách dầu từ Mioxen dới vòm Trung Tâm chứa trong thành phần Propan, Butan, Pentan và lớn hơn. trong nhóm 3 dầu Oligoxen so với đá Móng có độ khí thấp hơn, có giá trị hệ số thể tích thấp hơn, tỷ trọng thì lớn hơn, độ nhớt lớn hơn. Theo các giá trị áp suất bão hoà và tỷ trọng khí hoà tan, dầu trong nhóm 3 tơng tự nh dầu Oligoxen dới. Trên cơ sở các mô hình thực nghiệm có thể khẳng định rằng : đối với dầu đá Móng, sự thay đổi nhiệt độ ít gây ảnh huởng tới áp suất bão hoà đợc xác định bằng tỷ suất khí dầu. Qua phân tích các số liệu bằng tách vi phân ta thấy dầu được chia làm 2 nhóm:        Dầu đá móng và dầu Oligoxen dưới.        Dầu Oligoxen thợng và Mioxen. Về thành phần cấu tử dầu vỉa, vì lý do hạn chế các số liệu chưng cất chân không nên sử dụng dầu tách có tỷ trọng 833,6 kg/m3 và phân tử lợng 251,15 g/mol cho Oligoxen dới , tỷ trọng 865 kg/m3 và 300g/mol cho Oligoxen thợng và Mioxen dới. 1.2.4.2.Đặc tính lý hoá của dầu tách khí             Các số liệu về khoảng biến thiên và các giá trị trung bình của các thông số dầu tách khí sau quá trình tách vi phân cho thân dầu thuộc loại đá nặng, nhiều parafin, ít lu huỳnh, ít nhựa cho đến nhiều nhựa, tỷ lệ thu hồi sản phẩm sáng màu thuộc loại trung bình. Nhiệt độ đông đặc của các loại dầu 29 -340C. 1.2.4.3. Thành phần và tính chất của khí hoà tan trong dầu             Thành phần khí hoà tan trong dầu thuộc loại béo và rất béo, trong thành phần của chúng chứa hàm lượng C+2 lớn hơn 22.7-39% mol.Theo chiều từ Mioxen đến đá Móng độ béo của khí giảm. Các giá trị trung bình của C+2 lớn hơn các tầng Oligoxen trên và dới, Mioxen vòm Bắc rất gần nhau(27,84-31,55%), còn ở Mioxen hạ và vòm Trung Tâm giá trị này là 39%. Khí thuộc loại không chứa lưu huỳnh (S) và chứa hàm lượng Carbondioxit thấp (0,09-0,61). Hàm lượng N2 (1-2,8%)với giá trị dị thường 9.85% ở Oligoxen trên. 1.2.4.4. Các tính chất của nước vỉa             Trong các