Các giải pháp công nghệ xử lí giếng nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu ở giai đoạn khai thác cuối của mỏ Bạch Hổ

Ths. Cao Mỹ Lợi, KS. Trần Văn Hồi, KS. Nguyễn Văn Kim, KS. Lê Văn Hải
Xí nghiệp Liên doanh Dầu khí Vietsovpetro

I. Mở đầu

Khai thác dầu khí ở Việt Nam hiện nay là một ngành công nghiệp mũi nhọn mang lại hiệu quả kinh tế cao nhất so với các ngành khác. Tuy nhiên, trong các quá trình khoan, hoàn thiện giếng, khai thác và sửa chữa giếng đều gây ra hiện tượng nhiễm bẩn thành hệ ở các mức độ khác nhau, làm giảm lưu lượng khai thác của giếng. Chính vì vậy cần phải có các giải pháp công nghệ tối ưu tác động lên vùng cận đáy giếng để tăng hệ số thu hồi dầu khí và kéo dài thời gian khai thác của mỏ.

Trong những năm qua, Vietsovpetro đã tiến hành hàng loạt các giải pháp công nghệ tác động lên vùng cận đáy giếng ở mỏ Bạch Hổ & Rồng và đã mang lại những hiệu quả kinh tế to lớn. Mỏ Bạch Hổ thuộc loại có trữ lượng lớn trên thế giới với hai đặc trưng cơ bản: Dầu chứa trong đá móng và dầu nhiều parafin.

Với trữ lượng dầu - khí hiện có, từ hai đặc trưng cơ bản trên, việc nghiên cứu và ứng dụng các giải pháp công nghệ - kỹ thuật đúng nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu có ý nghĩa đặc biệt quan trọng. Sau đây sẽ phân tích các nguyên nhân gây nhiễm bẩn thành hệ & các giải pháp công nghệ - kỹ thuật đã và sẽ ở áp dụng ở Vietsovpetro để duy trì sự khai thác bền vững, nâng cao hệ số thu hồi dầu của các mỏ dầu khí.

II. Các nguyên nhân chính gây nhiễm bẩn thành hệ

1. Quá trình khoan

Sự trương nở của các khoáng vật sét có mặt trong các tầng sản phẩm khi tiếp xúc với nước, đặc biệt khi tiếp xúc với dung dịch có độ kiềm cao (hệ Lignosunfonal) đã làm co thắt các lỗ rỗng của tầng chứa. Quá trình thấm lọc của nước từ dung dịch khoan vào các lỗ hổng mao dẫn thuộc tầng chứa đã tạo ra thể nhũ tương nước - dầu bền vững, làm giảm độ thấm. Ngoài ra, chất thấm lọc còn mang theo các ion có thể tạo các phản ứng hóa học để tạo thành các muối không tan.

Thêm vào đó, sự xâm nhập của pha rắn trong dung dịch khoan vào thành hệ làm bít nhét các lỗ hổng và khe nứt của collector. Mức độ nhiễm bẩn của tầng chứa càng nghiêm trọng hơn nếu sự chênh áp giữa cột dung dịch và vỉa càng lớn, sập lở thành giếng khoan hoặc mất dung dịch khoan…

2. Quá trình chống ống và trám xi măng

Sau khi chống ống và bơm trám xi măng, khu vực nhiễm xi măng có độ thấm bằng không. Việc khôi phục độ thấm tự nhiên của vỉa gặp khó khăn vì tổn thất thủy lực cục bộ tại bề mặt phân cách giữa đáy giếng và vỉa sản phẩm tăng, làm triệt tiêu một phần áp lực vỉa và làm giảm hệ số sản phẩm của giếng.

Ngoài ra, các sản phẩm sinh ra do phản ứng giữa chất phụ gia và dung dịch đệm cũng gây nhiễm bẩn thành hệ.

3. Công nghệ hoàn thiện giếng và mức độ mở vỉa

Các loại nhiễm bẩn của dung dịch hoàn thiện giếng gây ra cũng tương tự như dung dịch khoan:

+ Làm giảm độ thấm và khả năng khai thác của vỉa do sự bít nhét của các vật rắn và polime có trong dung dịch.

+ Do sự trương nở và khuếch tán của sét, sự thấm lọc của khối nhũ và sự lắng đọng của các chất cặn bẩn.

Đặc biệt trong các giếng khai thác có áp suất thấp, cần chú ý đến biện pháp khống chế mất dung dịch làm chết giếng.

Giếng hoàn thiện về mặt thủy động lực là giếng được mở vỉa toàn bộ chiều dày của tầng sản phẩm và không chống ống để đảm bảo tính thấm tự nhiên của vỉa.

Khi mở vỉa bằng cách chống ống, trám xi măng sau đó bắn mở vỉa thì sự nhiễm bẩn do lớp xi măng, mảnh vụn, sự nén ép xung quanh lỗ bắn, lớp kim loại nóng chảy… làm giảm hệ số sản phẩm của vỉa giảm.

4. Quá trình khai thác

Hiện tượng nhiễm bẩn dễ xảy ra khi khai thác với tốc độ cao hoặc gây ra hiện tượng giảm áp đột ngột. Sự lắng đọng của muối, parafin, chất rắn, quá trình sinh cát, sự tạo thành hydrat và nhũ tương trong quá trình khai thác cũng làm tăng đáng kể mức độ nhiễm bẩn thành hệ.

5. Quá trình sửa chữa và xử lí giếng

Trong quá trình sửa chữa giếng cũng gây ra nhiễm bẩn thành hệ do dung dịch sửa chữa giếng, vật liệu tạo cầu xi măng, do vữa xi măng còn dư trong giếng…

Dung dịch dập giếng (thường sử dụng là dung dịch gốc nước, nước biển đã xử lí bằng PAV và dung dịch sét), có tỷ trọng lớn nên dễ dàng xâm nhập sâu vào vỉa hơn dung dịch khoan và dung dịch mở vỉa và dễ tạo muối kết tủa. Thêm vào đó hiệu ứng pistông khi kéo thả bộ dụng cụ sửa chữa giếng, thiết bị đo trong giếng cũng làm trầm trọng hơn vấn đề.

Ngoài ra, trong quá trình xử lí giếng còn có nguy cơ tạo kết tủa do sử dụng các sản phẩm có chứa các ion gây kết tủa hoặc kết tủa sắt trong các ống chống và các thiết bị lòng giếng.

Các thành phần hạt vụn trong quá trình nứt vỉa cũng là nguyên nhân gây ra sự nhiễm bẩn tầng sản phẩm.

Để khắc phục những nguyên nhân gây nhiễm bẩn thành hệ làm giảm sản lượng khai thác dầu khí ở các mỏ, Vietsovpetro đã tiến hành hàng loạt các giải pháp công nghệ khắc phục.

III. Các phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng

Ở mỏ Bạch Hổ & Rồng trong thời gian khai thác từ năm 1988 - 2008 đã và đang tiến hành các giải pháp công nghệ xử lí vùng cận đáy giếng nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu & khí và kéo dài thời gian khai thác của các mỏ.

1. Vỡ vỉa thủy lực

Phương pháp này có hiệu quả trong tầng Oligoxen. Công nghệ nứt vỉa hết sức phức tạp đòi hỏi nhiều thời gian, công sức và thiết bị cho quá trình xử lí. Không tiến hành nứt vỉa thủy lực ở những giếng có sự cố kỹ thuật như khoảng bắn (phin lọc) của giếng bị phá vỡ, cột ống chống bị biến dạng, chất lượng xi măng bơm trám kém.

a. Bản chất, vai trò và công nghệ vỡ vỉa thuỷ lực

Phương pháp vỡ vỉa thủy lực được ứng dụng đầu tiên ở Mỹ năm 1947, từ đó đến nay, phương pháp vỡ vỉa thủy lực ngày càng hoàn thiện không ngừng về công nghệ - kỹ thuật, thiết bị chuyên dụng hiện đại. Vietsovpetro bắt đầu ứng dụng từ 1994 do các công ty nổi tiếng chuyên thực hiện: Schumberger, Halliburton.

* Bản chất của phương pháp là bơm dung dịch vỡ vỉa (gốc dầu hoặc gốc nước) vào giếng với áp suất cao, lưu lượng lớn để gây ra sự vỡ vỉa tạo khe nứt trong vỉa (Hình 1).

Tại mỏ Bạch Hổ, áp suất vỡ vỉa trên bề mặt được ghi nhận đối với từng giếng khác nhau thì có giá trị khác nhau và dao động trong khoảng 350 - 500 atm. Khối lượng chất lỏng dùng cho một lần vỡ vỉa thuỷ lực từ 120 - 150m³. Sau khi bơm chất lỏng gây vỡ vỉa thì chất lỏng liên kết dạng gel trộn với cát nhân tạo (proppant) theo tỷ lệ tăng dần (1-3-5-7-9 PPA) (pound propant added = pound/gallon) được tiếp tục bơm vào vỉa. Tổng khối lượng proppant dùng cho một lần vỡ vỉa đối với từng giếng khác nhau thì có giá trị khác nhau và dao động trong khoảng 20 - 50 tấn. Proppant đóng vai trò làm chất chèn khe nứt trong vỉa vừa mới tạo thành để tạo vùng có độ thẩm thấu tốt và giữ cho khe nứt không bị khép lại sau khi xả áp suất bơm.

b. Vai trò phương pháp vỡ vỉa thủy lực

- Tăng độ thấm của tầng đá chứa và cũng là tăng hệ số sản phẩm của giếng.

- Tăng sản lượng khai thác dầu, cải thiện hệ số thu hồi dầu của mỏ.

- Giảm tổn thất áp suất nhằm tăng hiệu quả sử dụng nguồn năng lượng vỉa.

- Điều chỉnh độ tiếp nhận theo chiều dày của tầng sản phẩm.

- Thu hồi vốn nhanh hơn, mang hiệu quả kinh tế lớn.

c. Công nghệ vỡ vỉa thuỷ lực

Công nghệ phá vỡ vỉa thủy lực có chèn cát được tiến hành theo các bước sau:

* Công việc chuẩn bị giếng và lắp đặt thiết bị chuyên dụng trên giàn

Tiến hành sửa chữa giếng để kéo toàn bộ cần ống ép hơi và thiết bị lòng giếng lên, bơm rửa giếng, tiến hành các công việc khảo sát địa chất - kỹ thuật hay các công tác khác để chuẩn bị giếng nếu cần thiết, thả bộ cần ống ép hơi mới với Packer chuyên dụng đến độ sâu thiết kế, mở Packer, lắp đặt đường ống cao áp từ miệng giếng đến đầu treo ống mềm cao áp, sau khi tàu vỡ vỉa chuyên dụng cập vào giàn, kéo ống mềm cao áp lên đầu treo của nó và kết nối với đường ống cao áp vừa mới lắp đặt trên giàn. Toàn bộ hệ thống đường ống cao áp từ máy bơm trên tàu tới miệng giếng được bơm ép thử áp suất tới 700 atm.

* Quá trình vỡ vỉa thủy lực

- Chính xác hoá các thông số địa chất - kỹ thuật của hệ giếng - vỉa (Data Frac):

+ Bơm ép vào vỉa chất lỏng “tuyến tính” với các chế độ bơm khác nhau nhằm xác định các thông số kỹ thuật - địa chất của hệ giếng - vỉa như mức độ tổn thất áp suất của hệ, áp suất vỡ vỉa, áp suất vỉa đóng lại, hệ số mất chất lỏng vỡ vỉa, sự hình thành khe nứt trong vỉa…

+ Sau khi thực hiện bước trên đây, phân tích số liệu sẽ được tiến hành, các thông số kể trên được xác định và kế hoạch vỡ vỉa thuỷ lực ban đầu được tính toán thiết kế lại và điều chỉnh cho phù hợp với thực tế.

* Quy trình vỡ vỉa thuỷ lực chính (Main Frac)

- Bơm ép vào vỉa chất lỏng linear fluid vào vỉa nhằm tạo nứt vỉa thuỷ lực với khối lượng khoảng 50 - 60 m³, lưu lượng - 3.18 m³/ph, áp suất bơm trên bề mặt khoảng 400 - 500 atm.

- Bơm ép vào vỉa chất lỏng gel liên kết “Crosslinked gel” cùng với cát nhân tạo (Proppant), khối lượng proppant cho vào theo tỷ lệ tăng dần 1-3-5-7-9 PPA (pound/gallon) phụ thuộc vào các tính chất của vỉa. Theo dõi cẩn thận quá trình bơm proppant vào vỉa và phải dừng đúng lúc nếu thấy có hiện tượng áp suất tăng đột ngột gây ra tắc nghẽn proppant trong lòng giếng.

- Bơm ép thay thế toàn bộ khối lượng gel với proppant trong lòng giếng vào vỉa (Hình 4c). Bước tiếp theo kết thúc công nghệ vỡ vỉa thủy lực: Đóng giếng chừng khoảng thời gian 12 - 24 giờ để proppant trong vùng cận đáy giếng ổn định vị trí và liên kết gel bị phá huỷ. Kéo Packer lên, bơm rửa làm sạch vùng đáy giếng. Thả bộ cần ống khai thác cùng với các thiết bị lòng giếng phù hợp, lắp đặt cây thông. Tiến hành gọi dòng sản phẩm và đưa giếng vào khai thác.

2. Đạn hơi tạo áp suất phối hợp xử lí axit

Phương pháp này có hiệu quả trong tầng Oligoxen. Ưu điểm của phương pháp là mất ít thời gian và công sức, vừa tạo ra khe nứt mới vừa xử lí các chất cặn, các mảnh vụn, mở rộng khe nứt cũ.

Nhược điểm là khe nứt dễ bị khép lại, dễ làm biến dạng cột ống hay bị rối cáp ảnh hưởng đến chất lượng của giếng.

Bản chất của phương pháp: Đạn tạo áp suất được thả trên dây cáp điện xuống vùng đáy giếng đốt cháy nổ tạo ra một áp suất cho phép làm phá vỡ vỉa. Thời gian cháy có thể điều chỉnh kéo dài một vài phút đến một phần của giây (0,01-1giây) trong khoảng giới hạn vùng thân giếng tạo ra áp suất lớn từ 100 -250MPa. Cường độ mạnh của quá trình thay đổi phụ thuộc vào khối lượng của đạn nổ (từ 20 - 500kg).

3. Xử lí bằng axít

a. Dung dịch axit

Phương pháp xử lí này có thể áp dụng đối với vỉa có nhiệt độ thấp và có hiệu quả cao trong tầng Mioxen. Ưu điểm chính là đơn giản và thời gian xử lí nhanh. Phương pháp này có nhược điểm là tốc độ ăn mòn cao, không xâm nhập sâu vào vỉa, cần nhiều kinh nghiệm để chọn thời gian giữ axit hợp lí. Bản chất của phương pháp là: Hỗn hợp dung dịch axit (axit HCl, axit HF, axit acetic CH3COOH cùng với chất chống ăn mòn) được bơm ép vào vùng cận đáy giếng. Chờ phản ứng xảy ra, tiến hành gọi dòng sản phẩm trong vỉa và đánh giá hiệu quả.

b. Rửa axit

Rửa axit đây là dạng cần thiết đầu tiên của sự tác dụng axit để cho tất cả các giếng có thân trần ở vỉa sản phẩm (thân giếng đi qua vùng sản phẩm không thả ống chống và bơm trám xi măng) sau khi khoan, mở vỉa hoặc trong quá trình mở vỉa.

Bản chất của phương pháp: Hỗn hợp dung dịch axit được tính toán và bơm vào vùng đáy giếng một khối lượng thích hợp. Chờ phản ứng xảy ra và bơm rửa ngược để đưa sản phẩm của phản ứng đi lên, làm sạch đáy giếng. Phương pháp này được áp dụng rất nhiều giếng khai thác, bơm ép có hiệu quả ở Vietsovpetro.

c. Bọt axit

Phương pháp này xử lí hiệu quả trong tầng Oligoxen. Ưu điểm là bọt axit có thể xâm nhập sâu vào vỉa, tăng sự bao bọc tác dụng lên toàn bộ chiều dày của tầng sản phẩm. Công tác gọi dòng sau xử lí dễ dàng. Phương pháp này có hạn chế là công nghệ xử lí tương đối phức tạp và cần đặc biệt chú ý đến công tác an toàn.

(a) Bơm ép chất lỏng vỡ vỉa thuỷ lực (linear fuid).

(b) Bơm ép chất lỏng gel liên kết (Crosslinked gel) với proppant vào vỉa.

(c) Bơm ép thay thế chất lỏng gel liên kết với proppant trong giếng vào vỉa.

Bản chất của dạng được xử lí, thể hiện như sau: Trong vùng cận đáy giếng, bơm hỗn hợp dung dịch bọt tạo ra bởi dung dịch axit với khí Nitơ cùng với chất hoạt tính bề mặt và bơm ép vào vỉa sản phẩm. Khi tiến hành xử lí sử dụng máy bơm axit chuyên dụng và máy nén khí.

d. Nhũ tương axit

Phương pháp này xử lí rất hiệu quả trong tầng Móng và Oligoxen, đạt hiệu quả cao nhất trong các phương pháp xử lí axit. Các ưu điểm là công nghệ không phức tạp, áp suất làm việc không cao, tính ăn mòn thép thấp, khả năng xâm nhập sâu. Tuy nhiên cần xác định một cách hợp lí thời gian đóng giếng sau mỗi chu kỳ bơm ép, nồng độ axit, tỷ lệ pha chế nhũ tương thích hợp với tính chất của đất đá tầng chứa.

Bản chất của giải pháp này là: Dung dịch xử lí ngoài axit còn có dầu tách khí (có thể là dầu diezel) cùng với chất hoạt tính bề mặt dưới dạng nhũ tương. Nhũ dầu axit sẽ làm giảm bề mặt tiếp xúc giữa axit với đất đá vòng ngoài và tạo điều kiện hỗn hợp này đi vào vỉa sâu hơn so với hỗn hợp axit bình thường. Đồng thời nhũ tương dầu-axit sẽ làm giảm khả năng ăn mòn kim loại của axit. Giải pháp nhũ tương dầu-axit được tiến hành bằng cách bơm đồng thời hoặc kế tiếp nhau các thành phần nhũ tương khí-dầu-axit vào giếng xử lí. Tỉ lệ thể tích của các thành phần và trình tự bơm nhũ tương được lựa chọn sao cho đạt được khả năng hoà khí lớn nhất trong hỗn hợp nhũ tương dầu-axit.

Công nghệ này được áp dụng xử lí ở những đối tượng có áp suất vỉa thấp. Ưu thế của giải pháp này được khơi thông mạnh, tháo nhanh những chất gây bẩn và các sản phẩm phản ứng từ vỉa vào đáy giếng sau đó theo sản phẩm khai thác đi lên.

IV. Hiệu quả kinh tế của giải pháp công nghệ xử lý giếng từ 1988 - 2008 

 Nghiên cứu các số liệu thực tế ở mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn 1988 - 2008 cho thấy, công tác xử lí giếng khai thác dầu không ngừng tăng về số lượng và hiệu quả xử lí l/414 lần xử lí bằng các phương pháp khác nhau với lượng dầu thu thêm được là 1.835.104 tấn. Hiệu quả của phương pháp xử lí giếng được đánh giá dựa trên kết quả lượng dầu thu thêm được trên một lần xử lí.

- Phương pháp nhũ tương axit đã được áp dụng nhiều nhất với 229 lần (chiếm 55,3%), trong đó có 182 lần xử lí thành công (79,5%) với lượng dầu thu thêm được 1.394.850 tấn (chiếm 76,0%).

Hiệu quả xử lí của phương pháp này cao nhất tại mỏ Bạch Hổ.

- Phương pháp nứt vỉa thủy lực đã được tiến hành 55 lần (chiếm 15%) và có 37 lần thành công (67,2%) với lượng dầu thu thêm chỉ có 176.928 tấn (chiếm 9,6%). Hiệu quả kinh tế do phương pháp xử lí mang lại khá cao.

- Phương pháp xử lí bằng đạn tạo áp suất phối hợp với xử lí axit đã áp dụng 33 lần (chiếm 7,9%), trong đó 16 lần thành công (48,5%) với lượng dầu thu thêm là 117.590 tấn (chiếm 6,4%). Hiệu quả kinh tế chỉ đạt mức trung bình.

- Phương pháp xử lí bằng dung dịch axit đã tiến hành 86 lần (chiếm 21,0%) thì có 63 lần thành công (73,0%) với lượng dầu thu thêm được 134.036 tấn (chiếm 7,3%). Hiệu quả kinh tế mang lại là khá cao.

- Phương pháp xử lí bằng bọt axit được áp dụng ít nhất với 5 lần (chiếm 1,2%) trong đó có 3 lần thành công (60%), thu thêm 11.700 tấn (chiếm 0,64%) đạt hiệu quả kinh tế khá ở mức trung bình.

- Năm 2001 là năm xử lí thành công nhất với lượng dầu thu thêm cao nhất là 558.000 tấn với chỉ hai phương pháp nhũ tương axit và nứt vỉa thủy lực, trong đó xử lí bằng nhũ tương axit tăng thêm 550.000 tấn.

Như vậy, phương pháp nhũ tương axít là phương pháp xử lí vùng cận đáy giếng được áp dụng rộng rãi nhất và cũng là phương pháp đạt hiệu quả cao nhất ở mỏ Bạch Hổ.

V. Kết luận

Công tác xử lí vùng cận đáy giếng trong thời gian qua ở mỏ Bạch Hổ và Rồng đã mang lại hiệu quả kinh tế cao, góp phần duy trì và gia tăng sản lượng khai thác toàn mỏ. Phương pháp, nhũ tương axit là phương pháp xử lí áp dụng rộng rãi nhất và đạt hiệu quả cao nhất.

Theo thời gian khai thác áp suất vỉa giảm dần, việc xử lí ngày càng gặp khó khăn, đặc biệt công tác gọi dòng sau sửa chữa và xử lí giếng. Do đó trong thời gian tới cần phải:

- Tiếp tục hoàn thiện công nghệ xử lí tăng sản lượng khai thác dầu trên cơ sở đúc kết kinh nghiệm trong những năm qua, đặc biệt chú trọng nâng cao hiệu quả xử lí của từng phương pháp.

- Tăng cường công tác xử lí giếng bằng hóa chất chủ yếu là là dung dịch axit và nhũ tương axit.

- Tổng kết, đánh giá và hoàn thiện quy trình công nghệ xử lí giếng bằng phương pháp cơ học (vỡ vỉa thuỷ lực).

- Tìm kiếm các phương pháp xử lí giếng mới, đảm bảo có hiệu quả cao (các phương pháp ngăn cách vỉa nước nhỏ trong các giếng khai thác dầu bằng hóa chất…)

NangluongVietnam.vn