Báo cáo btl nhóm 6

Ngoài việc cung cấp cho khí gaslift, hệ thống nén khí của JVPC cần phải cấp khí phục vụ dự án tăng cường thu hồi dầu EOR giai đoạn 2014 - 2019 nên sẽ có hạn chế công suất nén trong việc

ĐẠI HỌC QUỐC GIA THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH

ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

BÁO CÁO BÀI TẬP LỚN MÔN: CƠ SỞ KỸ THUẬT DẦU KHÍ

CHỦ ĐỀ :TÌNH HÌNH KHAI THÁC DẦU KHÍ Ở KHU VỰC MIỀN NAM VA CÔNG TY ĐIỀU HÀNH DẦU KHÍ

BIỂN ĐÔNG POC

Giảng viên hướng dẫn: MAI CAO LÂN

NHÓM – TỔ: 06

* Thành viên:

1 Phan Văn Thuận Mssv 1513342

2 Nguyễn Tấn Tâm Mssv 1512927 3.Nguyễn Võ Kỳ Tâm Mssv 1512929 4.Trương Minh Tâm Mssv 1512936 5.Nguyễn Văn Triệu Mssv 1513628

MỤC LỤC

MỤC LỤC 3

I BỒN TRŨNG CỬU LONG 4

II BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN 10

III BỒN TRŨNG MALAY-THỔ CHU 13

IV.CÔNG TY ĐIỀU HÀNH DẦU KHÍ BIỂN ĐÔNG POC

15 Tài liệu tham khảo 18

I.Bồn trũng Cửu Long

 Bồn trũng Cửu Long nằm chủ yếu trên thềm lục địa Việt Nam và một phần đất liền thuộc khu vực cửa sông Mê Kông Nằm ở tọa độ 9-11 độ vĩ Bắc; 106,5-109 độ kinh Đông Có biên giới giáp với bể Nam Côn Sơn và bể Phú Khánh Bồn Bồn có hình bầu dục, vồng ra về phía biển đồng thời nằm dọc theo bờ biển Vũng Tàu – Bình Thuận Bồn Cửu Long được coi là bồn khép kín điển hình của Việt Nam Bồn có diện tích khoảng 86000 km2

 Hoạt động thăm dò dầu khí ở khu vực bồn trũng bể Cửu Long đã được triển khai vào những năm 70 của thế kỷ XX (Hình 1) Hoạt động khai thác dầu khí được đánh dấu kể từ khi Vietsovpetro khai thác dòng dầu đầu tiên vào năm 1986 Từ đó đến nay, các hoạt động thăm dò, khai thác dầu khí tại bể Cửu Long tiếp tục được triển khai mạnh mẽ

 Đối tượng dầu khí trong bể Cửu Long: Căn cứ vào đặc trưng hệ thống dầu khí, đặc điểm địa chất của các mỏ và phát hiện dầu khí, trong bể Cửu Long có thể phân ra 5 đối tượng chứa dầu khí: đá móng nứt nẻ tuổi trước Đệ tam, cát kết tuổi Oligocen sớm, cát kết tuổi Oligocen muộn, cát kết tuổi Miocen sớm và cát kết tuổi Miocen trung

Các tiềm năng dầu khí của bể Cửu Long được chia thành 3 nhóm sau:

- Nhóm I: Các mỏ đã thành lập báo cáo trữ lượng dầu khí và đã được Chính phủ phê duyệt;

- Nhóm II: Các phát hiện đã khoan, có phát hiện dầu khí, con số trữ lượng của các phát hiện đã được các nhà thầu đánh giá sơ bộ và chưa được Chính phủ phê duyệt;

- Nhóm III: Các cấu tạo triển vọng chưa được khoan hoặc đã khoan nhưng chưa phát hiện dầu khí

TT Lô Tình trạng phát triển khai thác Hợp đồng dầu khí Số lượng cấu tạo tiềm năng Số lượng cấu tạo nghiên cứu phát

triển khai thác

1 01 & 02/10 01 & 02/10 Chưa phát triển Đã có 15 6

01 & 02/10 mở Chưa phát triển Lô mở 3 3

2 09-2/09 09-2/09 Chưa phát triển Đã có 3 3

09-2/09 mở Chưa phát triển Lô mở 1 1

3 09-2/10 Chưa phát triển Đã có 11 2

4 09-3/12 Chưa phát triển Đã có 9 3

5 15-1/05 Chưa phát triển Đã có 13 4

6 15-2 mở 15-2/13 mở Chưa phát triển Lô mở 9 2

15-2/19 mở Chưa phát triển Lô mở 3

7 16-1 mở 16-1/13 mở16-1/19 mở Chưa phát triểnChưa phát triển Lô mởLô mở 12 24

16-1/20 mở Chưa phát triển Lô mở 1

8 16-2 16-2 Chưa phát triển Đã có 15 3

16-2 mở Chưa phát triển Lô mở 3 3

10 01 & 02 Đang khai thác, phát triển Đã có 3 0

12 15-1 Đang khai thác, phát triển Đã có 3 2

13 15-2 Đang khai thác, phát triển Đã có 9 2

 Theo đánh giá tổng thể, hiện nay hoặc tương lai gần sẽ có các trung tâm xử lý chính ở Bể Cửu Long được cho là phù hợp với phương án kết nối gồm: Cuu Long JOC (FPSO TBVN và giàn công nghệ trung tâm Sư Tử Vàng), JVPC (Rạng Đông CPC), Lam Son JOC (FPSO PTSC Lam Son), giàn công nghệ trung tâm mỏ Bạch

Hổ, cụm thiết bị mỏ Rồng, Hoang Long JOC (FPSO Armada TGT) và PCVL (FPSO Ruby II) Tuy nhiên, trong từng trường hợp cụ thể cần phải xem xét danh sách các hạng mục cần cải hoán và/hoặc nâng cấp để đảm bảo đủ công suất cho các

mỏ được kết nối

Các Bồn Trũng ( bể trầm tích ) tên các Phân Lô tên các mỏ dầu khí các công ty - tập đoàn sở hữu

Mỏ Hồng Ngọc (RuBy) (O)

Mỏ dầu Diamond (O)

Mỏ dầu Pearl (G)

Mỏ dầu Topar (O,G)

Lô 01/97&02/97 Mỏ thăng Long (O) Lam Son JOC

Lô 01/10

Lô 02/10

Mỏ Rồng (O)

Mỏ Bạch Hổ (O)

Mỏ Ca ngu vang ( O,G)

Mỏ Ca Ong Doi (O, G)

Mỏ sư tử đen (O)

Mỏ sư tử vàng (O)

Mỏ Su Tu Den Northeast (O)

Mỏ Sư Tu Nau (O)

Mỏ Su Tu Trang (O,G)

Mỏ Rạng Đông (O,G)

Mỏ Phương Đông ( O,G)

Mỏ Hải sư trắng (O)

Mỏ Hải sư đen (O)

Mỏ Tê giác trắng (O)

Mỏ Voi trắng (O)

Mỏ ngựa O (O)

Mỏ voi vàng (O)

Lô ĐBSCL-02

Lô ĐBSCL-03

BỂ CỬU LONG

Lô 15-2/01

Lô 09-2

Lô 15-1 (ST)

Lô 15-2 (RD)

Lô 16-1

Lô 01 (HN)

Lô 09-1

Thang Long JOC Hoang Long JOC

Total E&P VietNam

PCOSB

PVEP

Hoang Long JOC

Cuu Long JOC

JVPC Vietsopetro

 Cụm mỏ Sư Tử (Cuu Long JOC, Lô 15-1): Công suất xử lý của giàn công nghệ trung tâm Sư Tử Vàng và FPSO TBVN đủ công suất để xử lý sản phẩm khai thác nội mỏ và các cấu tạo tiềm năng dự kiến đưa về kết nối Tuy nhiên, hạn chế là công suất nén khí của Lô 15-1 sẽ bị thiếu kể từ năm 2015 Do đó, cần phải nâng cấp hệ thống nén khí trên giàn công nghệ trung tâm Sư Tử Vàng để có đủ công suất khí nén cấp cho nội mỏ và các cấu tạo kết nối

 Mỏ Rạng Đông (JVPC, Lô 15-2): Công suất xử lý của giàn xử lý trung tâm đủ để

xử lý dầu, khí và nước bơm ép cho nhu cầu nội mỏ và các cấu tạo dự kiến kết nối

về Tuy nhiên, công suất nén khí và công suất xử lý nước của JVPC bị hạn chế Ngoài việc cung cấp cho khí gaslift, hệ thống nén khí của JVPC cần phải cấp khí phục vụ dự án tăng cường thu hồi dầu EOR (giai đoạn 2014 - 2019) nên sẽ có hạn chế công suất nén trong việc cung cấp gaslift cũng như khả năng xuất khí cho các cấu tạo kết nối về mỏ Rạng Đông Khi đưa các cấu tạo kết nối vào JVPC cần phải nâng cấp hệ thống xứ lý nước khai thác lên 75.000 thùng/ngày (công suất hiện tại

là 50.000 thùng/ngày) từ năm 2017

 Mỏ Ruby (PCVL, Lô 01 & 02/10): Hệ thống thiết bị của Lô 01 & 02 được đặt trên FPSO Ruby II Nghiên cứu cho thấy sản lượng khai thác dầu của các mỏ thuộc Lô

01 & 02 còn khá thấp so với công suất thiết kế, do đó có khả năng kết nối cho các

mỏ lân cận Tuy nhiên, công suất khí gaslift cần phải được nâng cấp do chỉ được thiết kế vừa đủ so với nhu cầu nội mỏ Bên cạnh đó, Lô 01 & 02 không có hệ thống nước bơm ép, nên cần nghiên cứu lắp đặt bổ sung hệ thống bơm ép nước trong trường hợp các mỏ kết nối Theo thiết kế hiện nay, FPSO Ruby II không có điểm kết nối thêm riser, trong khi đó giàn Ruby B và Diamond còn có một điểm kết nối

dự phòng (riser 10”) Do đó, có thể nghiên cứu phương án kết nối về giàn Ruby B hay Diamond trước khi sản phẩm khai thác được đưa về xử lý trên FPSO Ruby II

 Mỏ Tê Giác Trắng (Hoang Long JOC, Lô 16-1): Thiết bị xử lý chính là tàu FPSO Armada TGT Đánh giá cho thấy công suất xử lý dầu, khí và lỏng của tàu FPSO đủ cho nội mỏ và các cấu tạo dự kiến kết nối Tuy nhiên công suất bơm ép nước, nén khí và khí gaslift bị hạn chế FPSO hiện không có riser dự phòng, do đó, để sử dụng công suất xử lý tàu FPSO TGT cần lên phương án kết nối các cấu tạo khác vào giàn TGT-H1, TGT-H4, Hải Sư Trắng/Hải Sư Đen hoặc kết nối vào PLEM

 Mỏ Thăng Long - Đông Đô (Lam Son JOC, Lô 01/97 & 02/97): Hệ thống thiết bị của Lô 01/97 & 02/97 được đặt trên tàu FPSO PTSC Lam Sơn Công suất xử lý dầu của FPSO chỉ bắt đầu dư từ năm 2017 và hầu hết công suất xử lý thiết kế các

hệ thống khác (nước bơm ép, nén khí) đều bị hạn chế

 Mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng (Vietsovpetro, Lô 09-1): Hệ thống xử lý của mỏ Bạch

Hổ tập trung ở giàn công nghệ trung tâm CPP-2 và CPP-3), giàn nén khí trung tâm

Có 2 giàn bơm ép nước (PPD-40000 và PPD-30000) được lắp đặt tại mỏ Bạch Hổ, đảm bảo cung cấp đủ nhu cầubơm ép nước tại mỏ Bạch Hổ, Rồng và các mỏ kết nối Tại mỏ Rồng có 3 giàn khai thác có thể xử lý sơ bộ lưu chất khai thác là RP-1, RP-2 và RP-3

Cụm giàn TGT-H5-WHP ở mỏ Tê Giác Trắng

Dự báo khai thác và sử lí

Tổng công suất xử lý dầu của bể Cửu Long

500,000 450,000 400,000 350,000 300,000 250,000 200,000 150,000 100,000 50,000 0

Rong Bach Ho HLJOC JVPC CLJOC LSJOC PCVL Công suất thiết kế Công suất dư

II.Bồn trũng Nam Côn Sơn

 Bồn trũng Nam Côn Sơn có diện tích gần 100000 km2, nằm trong khoảng giữa 6o00’ đến 9o45’ vĩ độ Bắc, 106o00’ đến 109o00’ kinh độ Đông. Diện tích bề mặt khoảng 100.000 Km2 và độ sâu mực nước biển có thể thay đổi từ vài chục mét đến hơn 1000m.Thành phần Karogen chủ yếu là loại II,III nên sản phẩm HC thu được chủ yếu là khí và dầu

 Móng của bồm trũng bao gồm các đá mácma, trầm tích và đá núi lửa có tuổi thuộc đại Trung sinh Có hơn 100 giếng khoan ở thềm lục địa miền Nam Việt Nam đã được tiến hành cho đến năm 1991 và nửa trong số đó gặp đá móng của bồn trũng Đặc điểm thạch học của các mẫu lõi khoan trong 26 giếng trong móng chủ yếu là granit và granitoid có tuổi từ 178 đến 98 Ma (triệu năm), tức thuộc Jura trung -Creta trung

Tiềm năng dầu khí

 Cho đến nay tất cả các ở bể Nam Côn Sơn đã có phát hiện dầu khí: play móng (mỏ Đại Hùng, cấu tạo Bồ Câu), play cát kết Oligocen (cấu tạo Dừa, 12C, Thanh Long ), play cát kết Miocen (mỏ Đại Hùng, Rồng Đôi - Rồng Đôi Tây, Hải Thạch, Thanh Long ) trong đó đã đưa vào khai thác các mỏ Đại Hùng, Lan Tây-Lan Đỏ và đang phát triển các mỏ Rồng Đôi-Rồng Đôi Tây, Hải Thạch để đưa vào khai thác trong thời gian tới Ngoài ra còn một số phát hiện đang được thẩm lượng

 Mỏ Đại Hùng: được XNLD Vietsovpetro phát hiện trong cát kết Miocen năm 1988

 Mỏ khí Lan Tây - Lan Đỏ: được ONGC phát hiện vào năm 1992 và mỏ khí Lan Tây vào năm 1993 bởi tổ hợp các công ty dầu khí BP, ONGC và Statoil Mỏ khí Lan Tây được đưa vào khai thác từ năm 2002 với sản lượng khai thác hiện tại là 2,7 tỷ m3/năm

 Mỏ Hải Thạch: được phát hiện vào năm 1995 bởi tổ hợp công ty BP, Statoil Đối tượng chứa sản phẩm chính của mỏ là các đá có tuổi từ Miocen sớm đến Miocen muôn

 Kết quả thăm dò cho đến nay cho thấy bể Nam Côn Sơn có tiềm năng dầu khí đáng

kể với tổng trữ lượng và tiềm năng khoảng 900 triệu tấn quy dầu trong đó tiềm năng khí chiếm ưu thế (khoảng 60%) Bể Nam Côn Sơn đã có hơn 20 phát hiện dầu khí với tổng trữ lượng và tiềm năng đã phát hiện khoảng 215 triệu tấn quy dầu (khí chiếm ưu thế), trong đó đã đưa 2 mỏ vào khai thác (Đại Hùng, Lan Tây - Lan Đỏ) với trữ lượng khoảng 65 triệu tấn quy dầu; trữ lượng 2 mỏ đang phát triển (Hải Thạch, Rồng Đôi - Rồng Đôi Tây) khoảng 60 triệu tấn quy dầu Tiềm năng chưa phát hiện của bể Nam Côn Sơn dự báo khoảng 680 triệu tấn quy dầu (chủ yếu là khí)

Giàn Đại Hùng 2 ở mỏ Đại Hùng

 Tiềm năng dầu khí cũng như sản lượng khai thác hàng năm của bể trầm tích Nam Côn Sơn được đánh giá đứng thứ 2 trên thềm lục địa Việt Nam, sau bể trầm tích dầu khí Cửu Long Kết quả thăm dò cho đến nay cho thấy bể Nam Côn Sơn có tiềm năng dầu khí đáng kể với tổng trữ lượng và tiềm năng khoảng 900 triệu tấn quy dầu trong đó tiềm năng khí chiếm ưu thế (khoảng 60%) Bể Nam Côn Sơn đã

có hơn 20 phát hiện dầu khí với tổng trữ lượng và tiềm năng đã phát hiện khoảng

215 triệu tấn quy dầu (khí chiếm ưu thế), trong đó đã đưa 2 mỏ vào khai thác (Đại Hùng, Lan Tây - Lan Đỏ) với trữ lượng khoảng 65 triệu tấn quy dầu; trữ lượng 2

mỏ đang phát triển (Hải Thạch, Rồng Đôi - Rồng Đôi Tây) khoảng 60 triệu tấn quy dầu Tiềm năng chưa phát hiện của bể Nam Côn Sơn dự báo khoảng 680 triệu tấn quy dầu (chủ yếu là khí)

III.Bồn trũng Malay – Thổ Chu

Bể Malay-Thổ Chu nằm ở vịnh Thái Lan, phía Đông là vùng biển Tây Nam Việt Nam, phía Đông Bắc là vùng biển Campuchia, phía Tây Bắc và Tây là vùng biển Thái Lan và phía Tây Nam là vùng biển Malaysia Thềm lục địa Tây Nam Việt Nam là vùng rìa Đông Bắc của bể Malay-Thổ Chu, kéo dài theo hướng TB-ĐN với diện tích khoảng 100.000 km2, chiếm xấp xỉ 31% tổng diện tích vùng biển chung, bao gồm các lô từ 37 đến 46 và các lô 48/95, 50, 51, B, 52/97 Đáy biển hiện tại của vùng thềm lục địa Tây Nam không vượt quá 5070m nước

Công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí đã chứng tỏ sự tồn tại các tập sét Oligocen và Miocen sớm giàu vật chất hữu cơ, trong đó tầng sinh Miocen sinh khí là chủ yếu trong lúc tầng sinh Oligocen có khả năng vừa sinh dầu vừa sinh khí Đá chứa là các tập cát kết tuổi Oligocen, Miocen giữa, muộn, được hình thành trong môi trường châu thổ, diện phân bố hẹp, có chiều dày mỏng, độ rỗng trong khoảng 15 – 30% Tầng chắn là các tập sét nằm xen kẽ các tầng chứa trong Oligocen, Miocen và Pliocen Bẫy chứa bao gồm các dạng bẫy cấu tạo, phi cấu tạo, khối nhô của móng và kề áp đứt gãy

Công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí ở bể trầm tích Mã lai- Thổ Chu được bắt đầu từ những năm 80 của thế kỷ trước Một khối lượng lớn khảo sát địa chấn và khoan đã được triển

khai và đã phát hiện được nhiều mỏ dầu khí như Kim Long, Ác Quỷ, Cá Voi, Sông Đốc-Năm Căn, Hoa Mai, Ngọc Hiển, Phú Tân, Khánh Mỹ, U Minh, Cái Nước, Đầm Dơi

Lô 46(CN) Mỏ Sông Đốc(O) Talisman Viet Nam

Lô 46/02 Mỏ U Minh(G) Truong Son JOC Lô46/07

Lô 51

Mỏ Kim Long (O,G)

Mỏ Vàng đen (O,G)

Mỏ Cá Voi (O,G)

Lô B&48/95

Lô PM3 CAA Talisman Viet Nam

Chervon Viet Nam

Các Bồn Trũng tên các Phân Lô tên các mỏ dầu khí các công ty - tập đoàn sở hữu

Bồn trũng Thổ Chu - Mã Lai

Lô 52/97

Mitra energy

GIÀN KHOAN PV DRILLING – I, VI

Theo các số liệu đánh giá tiềm năng của đề án VITRA cũng như các số liệu cập nhật gần đây, con số trữ lượng đã phát hiện và tiềm năng thu hồi dầu khí của vùng thềm lục địa Tây nam vào khoảng 380 triệu tấn quy dầu Sản lượng khai thác dầu khí hàng năm ở đây đang đứng thứ ba, sau các bể trầm tích dầu khí Cửu Long và Nam Côn Sơn

IV CÔNG TY DẦU KHÍ BIỂN ĐÔNG POC

Đôi nét về công ty điều hành dầu khí Biển Đông POC

 Việc rút lui của BP và các đối tác khỏi 2 lô 05-2 và 05-3 đã đưa Petrovietnam  vào tình thế khó khăn

 Tháng 1-2009, Công ty Điều hành Dầu khí Biển Đông (BDPOC) được thành lập với nhiệm vụ tiếp quản “di sản” của BP để lại nhằm phát triển mỏ Hải Thạch - Mộc Tinh Một giai đoạn mới của lĩnh vực khai thác khí bắt đầu

 Địa chỉ: Tòa nhà PetroVietNam, Tầng 3, số 1,5 Đường Lê Duẩn, Phường Bến Nghé, Quận 1, TP Hồ Chí Minh

 Tổng giám đốc: Trần Hồng Nam

 Lĩnh vực: Khai thác dầu thô và khí đốt tự nhiên

Thành tựu nổi bật

 Sản lượng khai thác khí trung bình xấp xỉ 6,5 triệu m3/ ngày

 Sản lượng khai thác khí tối đa khoảng 10,2 triệu m3/ngày

 Sản lượng khai thác condensate đạt 25.000 thùng/ngày

 Đời mỏ: dự kiến khoảng 25 năm

Năm 2014

 Sản lượng khai thác khí: 1,674 tỷ mét khối

 Sản lượng condensate : 360.980 tấn

Năm 2015

 Sản lượng khai thác khí :1,743 tỷ mét khối

 Sản lượng khai thác condensate: 409.000 tấn

Năm 2016

 Đạt mục tiêu 2 tỉ m3 khí và 525 nghìn tấn condenstate với giá trị sản lượng quy đổi tương ứng là 565 triệu USD, đảm bảo hệ số làm việc của giàn đạt trên 96%.

1 Dự án Biển Đông 01

 Dự án Biển Đông 01 bao gồm 3 giàn chính: Giàn khai thác Hải Thạch (HT1); Giàn khai thác Mộc Tinh (MT1) và Giàn công nghệ trung tâm đặt tại mỏ Hải Thạch (PQP)

 Hai mỏ Hải Thạch và Mộc Tinh nằm trong 2 lô dầu khí 05-2 và 05-3 thuộc bể Nam Côn Sơn Bể Nam Côn Sơn là khu vực có giếng khoan đầu tiên ngoài khơi Việt Nam,

từ năm 1974 Hoạt động tìm kiếm, thăm dò dầu khí tại bể Nam Côn Sơn bị gián đoạn đến những năm đầu thập kỷ 1990, khi các công ty lớn trên thế giới như BP, Statoil gia nhập Năm 1992, BP phát hiện mỏ khí Lan Đỏ, năm 1993 phát hiện mỏ khí

Lan Tây nằm ở lô 06-1 (cạnh lô 05-2 & 05-3) Cùng năm đó, công ty này tiến hành khoan thăm dò dầu khí ở lô 05-3 và đã phát hiện mỏ khí Mộc Tinh, năm 1995 tiếp tục phát hiện mỏ khí Hải Thạch ở lô 05-2

Khó khăn gặp phải:

 Một đặc điểm của các mỏ thuộc khu vực này là hầu hết những giếng khoan thăm

dò đầu tiên đều gặp sự cố do điều kiện địa chất phức tạp, đặc biệt là vấn đề nhiệt

độ cao, áp suất cao trong quá trình khoan

 Tầng áp suất tăng nhanh bắt đầu từ bên dưới các đới đất đá tuổi Pliocen từ độ sâu thẳng đứng từ khoảng 2.500m Đường gradient áp suất tăng rất nhanh từ 10 đến 17ppg EMW chỉ trong vòng vài trăm mét Sự tồn tại của khoảng chênh lệch rất nhỏ giữa áp suất thành hệ và áp suất vỡ vỉa (chỉ ~1 ppg) trong đất đá Miocen

đã tạo ra những khó khăn và thách thức cho các công tác khoan và hoàn thiện giếng, điển hình là các vấn đề do mất ổn định thành giếng, mất dung dịch, khống chế khí xâm nhập gây nguy cơ phun trào giếng, các vấn đề do giảm hay tăng áp khi kéo hay thả thiết bị

 Trong khi khoan, nhiệt độ dung dịch tuần hoàn cao làm giảm tuổi thọ của các vật liệu cao su trong bộ đối áp (BOP) Nhiệt độ cao cũng làm giảm mạnh tuổi thọ các thiết bị điện tử dùng để đo đạc các thông số khoan, đo địa vật lý, đo chế

độ khai thác của giếng Ở môi trường nhiệt độ cao, sự giãn nở nhiệt của vật liệu trở nên rất lớn, đạt đến mức tới hạn sức bền của các vật liệu thép thông thường (L-80, N-80) vẫn được dùng để chế tạo các ống chống và đặc biệt là ống khai thác Sự giãn nở nhiệt của chất lưu cũng gây ra áp suất rất lớn trong các khoảng không lòng giếng (vành xuyến) trong quá trình vận hành khai thác