Nghiên cứu và đánh giá hiệu quả xử lý Acid cho các giếng ngầm khai thác tại mỏ Đại Hùng

Bài viết đánh giá hiệu quả ứng dụng các cải tiến trong công nghệ bơm rửa Acid cho giếng ngầm khai thác tại mỏ Đại Hùng. Kết quả thực hiện cho thấy giải pháp bơm Acid đã giúp xử lý nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng, đưa 6/8 giếng ngầm khai thác trở lại ổn định với lưu lượng gia tăng 12 - 40%, trong đó có một số giếng tăng lưu lượng từ 4 - 11 lần (DH-12X, DH-4X, DH-5P). Việc cải tiến công nghệ bơm rửa Acid với tỷ lệ áp dụng thành công cao (khoảng 75%) đã giúp duy trì và nâng cao hiệu quả khai thác, làm tiền đề và là bài học kinh nghiệm quý cho công tác xử lý Acid trên toàn mỏ Đại Hùng và các mỏ khác trong tương lai.

PETROVIETNAM NGHIÊN CỨU VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ XỬ LÝ ACID CHO CÁC GIẾNG NGẦM KHAI THÁC TẠI MỎ ĐẠI HÙNG Trần Văn Lâm, Nguyễn Mạnh Tuấn, Lê Bá Tuấn Trần Như Huy, Nguyễn Tất Hoàn, Nguyễn Xuân Vinh Trần Thanh Hải, Phạm Đức Thành Công ty TNHH MTV Điều hành Thăm dò Khai thác Dầu khí nước Email: lamtv@pvep.com.vn Tóm tắt Sau q trình khai thác dài, giếng ngầm khu vực phía Bắc mỏ Đại Hùng (DH-01) bị nhiễm bẩn nặng, sản lượng giảm nhanh, áp suất đầu giếng thấp khai thác không liên tục Để cải thiện sản lượng khai thác, Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP)/Cơng ty TNHH MTV Điều hành Thăm dò Khai thác Dầu khí nước (PVEP POC) nghiên cứu đánh giá mức độ nhiễm bẩn đề xuất thực giải pháp xử lý acid Tuy nhiên, cơng nghệ mang tính rủi ro cao, chí gây hỏng giếng, đặc biệt phương pháp xử lý acid giếng có hồn thiện đầu giếng ngầm khó khăn chưa áp dụng Việt Nam Bài báo đánh giá hiệu ứng dụng cải tiến công nghệ bơm rửa acid cho giếng ngầm khai thác mỏ Đại Hùng Kết thực cho thấy giải pháp bơm acid giúp xử lý nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng, đưa 6/8 giếng ngầm khai thác trở lại ổn định với lưu lượng gia tăng 12 - 40%, có số giếng tăng lưu lượng từ - 11 lần (DH-12X, DH-4X, DH-5P) Việc cải tiến công nghệ bơm rửa acid với tỷ lệ áp dụng thành cơng cao (khoảng 75%) giúp trì nâng cao hiệu khai thác, làm tiền đề học kinh nghiệm quý cho công tác xử lý acid toàn mỏ Đại Hùng mỏ khác tương lai Từ khóa: Xử lý acid, giếng ngầm, hệ số nhiễm bẩn, mỏ Đại Hùng Giới thiệu nhanh đến thời điểm PVEP nhận chuyển giao Mỏ Đại Hùng đưa vào khai thác sớm khu vực phía Bắc với giếng ngầm giàn FPU DH-01 từ năm 90 trước giao quyền điều hành cho PVEP vào năm 2003 (Hình 1) Sản lượng khai thác mỏ Đại Hùng ban đầu đạt 35.000 thùng dầu/ngày, sau suy giảm 2.000 thùng/ngày Sau tiếp nhận, PVEP tiếp tục đánh giá khoan đưa vào khai thác thêm giếng vào năm 2007 nâng tổng lưu lượng khai thác lên khoảng 10.000 thùng/ngày Tuy nhiên, tốc độ suy giảm sản lượng mỏ nhanh (dưới 3.500 thùng/ngày vào cuối năm 2009) (Hình 2) Chú dẫn Giếng khoan tìm kiếm, thăm dò khoan Giếng khoan thăm dò khoan khai thác Giếng khoan khai thác khoan Giếng khoan thẩm lượng khai thác khoan Giếng khoan khai thác dự kiến Khu vực khai thác sớm Diện tích phân bố đá vơi Hình Sơ đồ công nghệ khu vực khai thác sớm DH-01 với giếng ngầm Ngày nhận bài: 20/3/2017 Ngày phản biện đánh giá sửa chữa: 20/3 - 7/4/2017 Ngày báo duyệt đăng: 5/5/2017 DẦU KHÍ - SỐ 5/2017 51 10 5000 0 7,90% 4,35% 12,91 9,99 3,61 3,58% 14,25 12,25 0,44 1,84 8,91% 9,82 0,78 1,92 0,17 20 18 16 14 12 10 Hệ số thu hồi (%) 15 Khối đá vơi phía Đơng 10000 Xử lý Acid PVEP tiếp quản Khối N 15000 20 12,89% Khối G1 Đưa vào khai thác thêm giếng ngầm 20000 15,04% 66,42 Khối J 25 2P OIIP Sản lượng cộng dồn đến 31/12/2009 Hệ số thu hồi Khối K 25000 68,57 Khối L 30 18,82% 83,12 Khối D 35 30000 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 Trữ lượng 2P & sản lượng cộng dồn (triệu thùng) 35000 40 DH-01 Lưu lượng dầu DH-01 Sản lượng dầu cộng dồn 31/12/1993 31/12/1994 31/12/1995 31/12/1996 31/12/1997 31/12/1998 31/12/1999 31/12/2000 31/12/2001 31/12/2002 31/12/2003 31/12/2004 31/12/2005 31/12/2006 31/12/2007 31/12/2008 31/12/2009 31/12/2010 31/12/2011 31/12/2012 31/12/2013 Lưu lượng dầu (thùng/ngày) 40000 Sản lượng dầu cộng dồn (triệu thùng) THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Hình Tình trạng khai thác dầu khu vực khai thác sớm DH-01 Hình Hệ số thu hồi dầu khu vực khai thác sớm DH-01 đến ngày 31/12/2009 Hệ số thu hồi dầu trung bình tồn khu vực đạt khoảng 12%, có nhiều khối có hệ số thu hồi < 10% gia tăng sản lượng (Hình 3) Các giếng khai thác lâu chưa thực biện pháp tăng cường thu hồi dầu rửa giếng để cải thiện lưu lượng hay bơm ép nước nhằm trì áp suất vỉa suy giảm mạnh Do vậy, giếng bị nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng thân giếng, suy giảm lượng vỉa Ngoài ra, giếng khai thác sớm có hệ thống kết nối giếng đặt ngầm đáy biển sử dụng thời gian dài nên gặp nhiều khó khăn, thách thức: thông thường gặp nhiều rủi ro ảnh hưởng tới sản lượng khai thác như: không gọi lại dòng khai thác gây hỏng giếng không bơm rửa sản phẩm lắng đọng từ phản ứng không mong muốn acid với nhiều tập vỉa khác ngăn chặn dòng khai thác chí lấp nhét ống khai thác Trên thực tế, việc thực xử lý acid cho giếng ngầm chưa triển khai Việt Nam Do tiếp nhận vận hành mỏ, PVEP/ PVEP POC tiến hành nghiên cứu nhằm đánh giá khả thực hiệu bơm xử lý acid giếng ngầm để cải thiện lưu lượng như: - Các công tác khảo sát giếng can thiệp giếng đo MPLT/PLT khoảng mở vỉa, đóng mở cửa sổ khai thác (SSD) thân giếng để đánh giá động thái khai thác tập vỉa thực không đưa thiết bị qua đầu giếng ngầm; - Hệ thống hóa việc theo dõi trạng đánh giá động thái khai thác giếng; - Các thiết bị thu thập tài liệu áp suất nhiệt độ đáy giếng khơng hoạt động việc lắp đặt thiết bị thực gây nhiều khó khăn làm giảm xác việc đánh giá mức độ chế nhiễm bẩn thân giếng vùng cận đáy giếng (hệ số skin từ phân tích động thái áp suất đáy); - Năng lượng vỉa thấp nên cần gọi lại dòng lên bề mặt sau thao tác can thiệp giếng bơm xử lý acid, bơm tuần hoàn rửa giếng Cơng tác gọi dòng cho giếng gần khơng có hiệu khơng thể đưa ống cuộn (coil tubing) xuống qua đầu giếng ngầm nhằm bơm khí thay cột chất lỏng bên để tạo đủ chênh áp đưa dòng dầu lên bề mặt Đối với giếng có thời gian khai thác dài, cần đánh giá động thái khai thác tiến hành biện pháp xử lý vùng cận đáy giếng bơm acid để cải thiện lưu lượng khai thác Do hạn chế giếng hoàn thiện ngầm mỏ Đại Hùng, việc áp dụng công nghệ bơm xử lý acid 52 DẦU KHÍ - SỐ 5/2017 - Đánh giá mức độ chế nhiễm bẩn (hệ số skin) cách điều chỉnh quy đổi điều kiện đáy giếng sử dụng tài liệu khai thác bề mặt; - Phân tích đặc điểm thạch học tầng khai thác mỏ Đại Hùng để lựa chọn thành phần acid tương thích; - Xem xét khả triển khai quy trình bơm acid gọi dòng hợp lý thực địa cho giếng ngầm Các kết nghiên cứu giúp triển khai thực chiến dịch xử lý acid năm 2010 với tỷ lệ thành công cao khoảng 75%, giúp trì lưu lượng từ giếng ngầm khu vực DH-01 ổn định khoảng 5.000 thùng/ngày gần năm (Hình 2), hồn thành vượt mức kế hoạch sản lượng giao Các nghiên cứu xử lý acid mỏ Đại Hùng 2.1 Khái niệm chung xử lý acid Công nghệ xử lý acid ứng dụng khả acid để hòa tan vật liệu lạ xâm nhập, tích tụ bề mặt PETROVIETNAM Bảng Thành phần hỗn hợp acid truyền thống [3, 4] > 100mD 12% HCl 3% HF 7,5% HCl 3% HF 10% HCl 1,5% HF 12% HCl 1,5% HF Độ thấm 20 - 100mD 10% HCl 2% HF 6% HCl 1% HF 8% HCl 1% HF 10% HCl 1% HF < 2mD 6% HCl 1,5% HF 4% HCl 0,5% HF 6% HCl 0,5% HF 8% HCl 0,5% HF Hàm lượng sét cao (> 10%) 10% HCl 2% HF 6% HCl 1,5% HF 6% HCl 1,5%HF Hàm lượng bột kết cao (> 10%) 6% HCl 1% HF 4% HCl 0,5% HF 4% HCl 0,5% HF Hàm lượng sét thấp (< 10%) 8% HCl 1% HF 6% HCl 0,5% HF 6% HCl 0,5% HF Hàm lượng bột kết cao (> 10%) 10% HCl 1% HF 8% HCl 0,5% HF 8% HCl 0,5% HF Thành phần khoáng vật Nhiệt độ Hàm lượng thạch anh cao (> 80%) Hàm lượng sét thấp (< 10%) < 93oC Hàm lượng sét cao (> 10%) Hàm lượng bột kết thấp (< 10%) > 93oC mạng lưới kênh dẫn vỉa chứa hòa tan phần vật liệu cấu tạo vỉa chứa dầu khí Cơng nghệ xử lý acid chia thành loại chính: rửa acid, xử lý acid thông thường xử lý acid kết hợp nứt vỡ vỉa thủy lực thiết bị khai thác cũ nên việc áp dụng phương pháp xử lý acid kết hợp nứt vỉa thủy lực không phù hợp Công nghệ rửa xử lý acid vùng cận đáy giếng lựa chọn cho giếng - Rửa acid nhằm loại bỏ cặn hòa tan bám thành giếng khoan lỗ bắn vỉa: lắng đọng calcium, sản phẩm ăn mòn, tồn đọng vỏ bùn, chất chống dung dịch từ dung dịch khoan, lớp xi măng tồn đọng Kiểu hệ acid truyền thống cho xử lý acid vùng cận đáy giếng vỉa cát kết kiểu hệ hỗn hợp acid flohydric (HF) acid chlohydric (HCl) [1, 2] HF hòa tan vật liệu nhiễm bẩn vơ có chứa khống sét, feldspar, SiO2 HCl chống kết tủa thứ cấp sản phẩm không mong muốn sau phản ứng HF với vật liệu nhiễm bẩn khống vật vỉa Để hòa tan vật liệu chứa khoáng carbonate, trước xử lý hỗn hợp HF/HCl, người ta bơm dung dịch HCl không chứa HF Ngoài HCl, acid acetic (CH3COOH) acid formic (HCOOH) sử dụng để xử lý đối tượng chứa vật chất carbonate Chọn nồng độ acid phù hợp với thành phần thạch học đặc điểm địa chất vỉa chứa yếu tố quan trọng thực công nghệ xử lý acid vùng cận đáy giếng Các hệ acid truyền thống tổng hợp trình bày nhiều nghiên cứu trước [3, 4] tóm tắt Bảng - Xử lý acid thông thường: Bơm dung dịch chứa acid vào hệ thống khe nứt, kênh dẫn vùng vỉa lân cận đáy giếng với áp suất bơm nhỏ áp suất phá vỡ vỉa để thơng qua chế hòa tan, phục hồi làm tăng độ thấm vùng vỉa chứa Với đá chứa carbonate, xử lý acid có tác dụng tạo mở rộng kênh dẫn tiến sâu vào bên vỉa sản phẩm Với đá chứa lục nguyên, xử lý acid nhằm loại bỏ nhiễm bẩn, phục hồi độ thấm nguyên trạng vỉa chứa vùng cận đáy giếng; mở rộng hệ thống kênh dẫn, tăng độ thấm cho vùng vỉa Quá trình xử lý acid thông thường gắn liền với việc ép acid vào vỉa chiều sâu xâm nhập nhỏ tác động lên lớp đá vùng lân cận đáy giếng khoan, nên phương pháp gọi xử lý acid vùng cận đáy giếng 2.2 Đặc điểm địa chất thạch học tầng chứa dầu/ khí mỏ Đại Hùng - Xử lý acid kết hợp nứt vỡ vỉa thủy lực trình bơm ép dung dịch acid vào vỉa chứa dạng carbonate (không dùng cho vỉa chứa dạng cát kết) với áp suất lớn áp suất phá vỡ vỉa Địa chất tầng chứa mỏ Đại Hùng thành tạo granodiorite trước Đệ Tam gồm: Các giếng khai thác ngầm mỏ Đại Hùng hoàn thiện khai thác đồng thời nhiều tầng sản phẩm, bao gồm vỉa trầm tích lục ngun carbonate Ngồi ra, + Các tập trầm tích lục ngun lót đáy (H150 - H200) chủ yếu cuội kết, cát kết, chuyển dần lên phía bột kết, sét kết tập than Tầng chứa tập - Các tầng trầm tích lục nguyên tuổi Miocene hệ tầng Dừa (H80 - H200) DẦU KHÍ - SỐ 5/2017 53 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ cát kết có độ hạt khác nhau, khơng đồng nhất; tập cát kết chứa dầu có độ rỗng độ thấm tốt chủ yếu phân bố khối L, K + Các tập trầm tích lục nguyên chứa than (H100 - H150) tập cát kết chứa sản phẩm mỏ Đại Hùng Thành phần thạch học gồm cát kết đa khoáng, bột kết, sét kết than Cát kết loại hạt mịn đến trung với thành phần chủ yếu thạch anh, feldspar, mảnh đá, xi măng carbonate xi măng sét thành tạo môi trường biến đổi mạnh biển nông ven bờ, đồng thủy triều, đồng ngập lụt, lòng sơng, bãi bồi Các vỉa cát chứa sản phẩm chủ yếu chứa dầu, vỉa chứa khí; độ rỗng độ thấm khơng đồng + Các tập trầm tích lục nguyên hạt mịn (H80 H100) chủ yếu cát kết, bột kết, sét kết xen kẽ lớp sét vôi đá vôi mỏng Các thân cát chứa dầu, khí có chiều dày thay đổi phát triển không liên tục theo chiều ngang, mức độ chứa dầu tầng không đồng - Các tầng trầm tích lục ngun chứa vơi tuổi Miocene - hệ tầng Thông - Mãng Cầu (H30 H80) gồm tập đá vơi thềm phía dưới, độ rỗng nhỏ, rải rác có nứt nẻ, hang hốc, chủ yếu chứa nước phía xen kẽ phức tạp cát kết, bột kết, sét kết, sét vơi đá vơi ám tiêu có chứa dầu chủ yếu thân cát, đá vôi, vài thân đá vơi bão hòa khí tồn mũ khí Chỉ có giếng ngầm có khai thác dầu tập có đá vơi DH-12X Kết phân tích thạch học số mẫu đại diện giếng DH-1X trình bày Bảng Thành phần hạt vụn chiếm 65 - 80%, xi măng chiếm khoảng 20 - 35%, chủ yếu xi măng carbonate Thạch anh chiếm tỷ lệ lớn (40 - 50%), feldspar chiếm tỷ lệ 20 - 25% Các mảnh vụn đá silic, granite, đá phun trào, đá biến chất, đá trầm tích, quặng… xuất với tỷ lệ thấp từ - 5% Trong thành phần xi măng gắn kết carbonate chiếm phần lớn tiếp đến thủy mica, hydroxide sắt siderite, chlorite Khi lựa chọn tổ hợp dung dịch hóa phẩm (các loại acid + phụ gia) với tỷ lệ thích hợp cần thiết cho xử lý acid dựa vào đặc điểm địa chất thành phần thạch học để tăng hiệu xử lý nhiễm bẩn giảm thiểu kết tủa khơng mong muốn 54 DẦU KHÍ - SỐ 5/2017 2.3 Nghiên cứu thành phần hệ dung dịch xử lý acid giếng khai thác ngầm Để xử lý vỉa chứa carbonate (có chứa khống/đá calcite và/hoặc dolomite), acid HCl acid hữu acid acetic (CH3COOH) acid formic (HCOOH) thường hay sử dụng Khả hòa tan khống carbonate xếp theo thứ tự từ mạnh đến yếu sau HCl > HCOOH > CH3COOH Sản phẩm phản ứng acid với khoáng carbonate hợp chất muối tan môi trường acid nên acid gọi chung acid muối Các dung dịch acid muối dùng để xử lý trầm tích lục nguyên gắn kết vật liệu carbonate với khả tan HCl 20% theo khối lượng Nồng độ HCl sử dụng thường dao động khoảng 10 - 15% Nồng độ < 10% bị hạn chế khả hòa tan nồng độ > 15% bị hạn chế tính ăn mòn cao, điều kiện nhiệt độ vỉa mỏ Đại Hùng khoảng từ 95 - 110oC Trong hệ acid dựa sở HCl, số thành phần khác bổ sung CH3COOH (hạn chế kết tủa thứ cấp gel sắt, nhôm silic), chất ức chế ăn mòn (bảo vệ thiết bị lòng giếng) chất hoạt động bề mặt (tăng khả chui sâu vào vỉa khả tiếp xúc dung dịch acid với vật liệu cần hòa tan) Đối với vỉa chứa cát kết, HF acid chủ đạo sử dụng khả hòa tan oxide silic (SiO2), feldspar khống sét nên hệ acid có HF gọi acid sét Tuy nhiên, HF phản ứng với khoáng chất vỉa cát kết carbonate thành hợp chất kết tủa [5, 6] Để khắc phục tượng này, cần áp dụng phương pháp ngăn ngừa tượng kết tủa cách bổ sung HCl vào hỗn hợp acid xử lý HCl trước tiến hành xử lý acid sét [7] Ngồi ra, bơm NH4Cl vào vỉa cát kết trước xử lý để đẩy nước vỉa có chứa K, Na xa vùng cần xử lý nhằm hạn chế tượng tạo kết tủa ion kim loại tác dụng với HF [8] Bảng Kết phân tích thạch học số mẫu giếng DH-1X Chiều sâu mẫu (mMD) Thành phần hạt vụn (%) Thạch anh (%) Feldspar (%) Mảnh đá silic (%) Mảnh đá phiến (%) Mảnh đá quartzite Mảnh đá granite Mica (%) Quặng (%) Thành phần xi măng (%) Carbonate (%) Thủy mica (%) Hydroxide sắt (%) Mẫu DH1-9-2-32 2.953,7 65 40 20 35 30 Mẫu Mẫu DH1-12-1-38 DH1-14-3-45 3.032,4 3.104 80 83 40 50 27 23 7 1 20 17 10 13 PETROVIETNAM Dựa vào kết thạch học, PVEP/PVEP POC điều chỉnh thành phần hỗn hợp acid, khác với loại nhà thầu khác sử dụng Schlumberger BJ cung cấp (Bảng 1) Đầu tiên, mẫu vụn trầm tích lục nguyên giếng sử dụng để thực thí nghiệm xác định độ hòa tan đá vỉa hệ dung dịch acid với tỷ lệ pha trộn acid khác (HCl, HF, CH3COOH) (Bảng 4) Độ hòa tan theo thời gian (sau 30 phút 60 phút) ghi nhận để đánh giá tốc độ hòa tan (tốc độ phản ứng chậm khả xử lý nhiễm bẩn vào thành hệ xa) khả hòa tan tối đa Kết thí nghiệm cho thấy hệ acid muối HCl với nồng độ 15% hay hệ acid sét HCl-HF với tỷ lệ 15:2 có khả hòa tan 20% phù hợp cho xử lý acid giếng khai thác đa tầng vỉa trầm tích lục ngun có thành phần carbonate biến thiên rộng từ khoảng - 30% Hệ acid đề xuất hỗn hợp acid muối HCl 15% bơm trước để xử lý khống carbonate đẩy ion gây kết tủa, sau hệ acid sét HCl-HF tỷ lệ 15:2 + CH3COOH 5% để xử lý khoáng sét giảm kết tủa, với phụ gia chống ăn mòn chất hoạt động bề mặt (Bảng 5) 2.4 Động thái khai thác chế nhiễm bẩn Bảng Khả hòa tan đá vỉa hỗn hợp acid khác nhiệt độ thường Thời gian Độ hòa tan (%) đá vỉa M01 M02 M03 M04 M05 12,2 13,0 12,8 13,9 12,9 14,2 13,5 14,5 14,7 14,5 Thành phần hệ acid HCl 12% HF 4% HCl 13% HF 3% HCl 15% HF 2% + CH3COOH 5% HCl 12% HF 4% HCl 13% HF 3% HCl 15% HF 2% + CH3COOH 5% 30 phút 60 phút 17,8 17,5 18,2 17,9 18,2 18,2 21,6 19,3 22,1 18,5 23,1 19,7 21,8 20,5 23,4 18,5 28,7 30,1 30,1 30,5 Bảng Khả hòa tan đá vỉa hỗn hợp acid khác nhiệt độ 65oC Thời gian Độ hòa tan (%) đá vỉa M01 M02 M03 M04 M05 19,0 21,5 26,2 23,9 24,5 23,4 24,3 24,9 27,1 30,4 Thành phần hệ acid HCl 15% HCl 8% + HF 2% HCl 15% + HF 2% + CH3COOH 5% HCl 15% HCl 8% + HF 2% HCl 15% + HF 2% + CH3COOH 5% 30 phút 60 phút 27,1 28,6 29,8 30,2 27,7 27,0 30,4 28,5 31,3 26,2 29,9 28,8 32,1 27,5 31,4 35,1 33,6 35,8 36 ,2 37,7 Bảng Hỗn hợp acid chất phụ gia đề xuất cho xử lý giếng ngầm Đại Hùng Thành phần Acid Acid Acid Chống muối sét acetic ăn mòn HCl HCl-HF CH3COOH WCI-1212 Nồng độ (%) 15 15:2 1,25 Chống ăn mòn WHT8213 Chất hoạt động bề mặt NTF 3,75 2,5 Bảng Thông số khai thác giếng ngầm DH-4X thời điểm ngày 16/1/1995 5/9/2002 Lưu lượng chất lỏng (thùng/ ngày) Hàm lượng nước (%) Tỷ số khí - dầu (ft3 tiêu chuẩn/ thùng) Áp suất đầu giếng (psi) 16/1/1995 5/9/2002 22/1/2009 4.600 653 48 4.613 896 69 0,3 27 30 665 956 1.200 230 250 700 DH-4X (Khối D) 5000 60 Tỷ số khí-dầu GOR Áp suất đầu giếng WHP Lưu lượng dầu Qo Hàm lượng nước BSW 50 4000 40 3000 30 2000 20 1000 10 BSW (%) 6000 0 04/01/1994 04/01/1995 04/01/1996 03/01/1997 03/01/1998 03/01/1999 03/01/2000 02/01/2001 02/01/2002 02/01/2003 02/01/2004 01/01/2005 01/01/2006 01/01/2007 01/01/2008 31/12/2008 31/12/2009 Khối D: Giếng DH-4X giếng khai thác khối D có trữ lượng dầu chỗ 2P cao Tuy nhiên, hệ số thu hồi giếng DH-4X đạt 4,3% nên lượng vỉa tương đối lớn Động thái khai thác giếng Hình cho thấy lưu lượng dầu giảm nhanh từ trung bình 4.600 thùng/ngày (BSW < 1%) xuống ~ 1.100 thùng/ngày (BSW 15%) sau năm đầu khai thác, sau tiếp tục suy giảm xuống 600 thùng/ngày (BSW 25%) vào năm 2003 khoảng 10 thùng/ngày (BSW 30%) thời điểm ngày 31/12/2009 Áp suất đầu Thời điểm Lưu lượng dầu (thùng dầu/ ngày) Qo (thùng/ngày), GOR (bộ khối/thùng), WHP (psi) Đến cuối năm 2009, khu vực DH-01 có giếng hoạt động khai thác gồm (DH-1P, DH-8P, DH-9P) khối K, DH-3P khối L, DH-4X khối D, DH-5P khối G1, DH-7X khối N, DH-10P khối J, DH-12X khối đá vơi phía Đông Việc lựa chọn giếng để xử lý acid dựa sở phân tích động thái khai thác giếng thuộc khối, chế nhiễm bẩn trữ lượng số liệu thu hồi cho giếng Hình Động thái khai thác giếng DH-4X (khối D) đến 31/12/2009 DẦU KHÍ - SỐ 5/2017 55 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ giếng trung bình khoảng 250psi (trước năm 2013), sau tăng lên khoảng 400psi Sự suy giảm lưu lượng đánh giá nguyên nhân giếng bị nhiễm bẩn và/hoặc lượng vỉa bị suy giảm Do giếng chưa tiến hành khảo sát thủy động lực học thiếu thông số đáy giếng áp suất nhiệt độ trình khai thác nên phương pháp đánh giá thực dựa vào thông số khai thác bề mặt giả thuyết hợp lý thơng số đáy giếng/tính chất vỉa để xây dựng mơ hình dòng chảy thân giếng (outflow) dòng chảy từ vỉa vào giếng (inflow), điều chỉnh cho tính tốn bề mặt phù hợp với thơng số khai thác đo thời điểm khác số liệu khai thác thời điểm khác (Bảng 6), mơ hình dòng chảy giếng DH-4X với điểm nút 2.641m xây dựng Hình Dựa vào thông số quỹ đạo giếng (thân đứng), cấu trúc hoàn thiện giếng, áp suất vỉa ban đầu ~ 4.000psi 2.641m, độ thấm vỉa trung bình ~ 20mD theo mẫu lõi, Giả sử thời điểm ban đầu 16/1/1995, áp suất vỉa chưa bị suy giảm Pr = 4.000psi giếng chưa bị nhiễm bẩn với hệ số skin 1, đường inflow/outflow sở thiết lập Hình 5a Tại thời điểm ngày 5/9/2002, lưu lượng chất lỏng 896 thùng/ngày, giếng không bị nhiễm bẩn nguyên nhân dẫn đến lưu lượng khai thác giảm giảm áp suất vỉa áp suất vỉa phải giảm 50% (Hình 5b) khơng phù hợp với thực tế khai thác Hình 5c cho thấy thay đổi lưu lượng theo hệ số nhiễm bẩn skin áp suất đầu giếng trường hợp khơng có suy giảm áp suất vỉa Có thể thấy gia tăng mức độ nhiễm bẩn đóng vai trò chủ yếu việc làm suy giảm lưu lượng Hình 5d xét trường hợp áp suất vỉa suy giảm (a) (b) (c) (d) Hình Kết mô mức độ nhiễm bẩn (hệ số skin) giếng DH-4X 56 DẦU KHÍ - SỐ 5/2017 PETROVIETNAM khơng đáng kể ~ 7,5% = 300psi hệ số nhiễm bẩn theo mô vào ngày 5/9/2002 22/1/2009 lên đến 43,5 95 cho thấy mức độ nhiễm bẩn cao Các tính tốn cho thấy cần phải xử lý acid vùng cận đáy giếng bị nhiễm bẩn để cải thiện lưu lượng khai thác đề xuất áp dụng giải pháp cho giếng DH-4X vào tháng 1/2010 Phương pháp tính tốn đánh giá tương tự áp dụng cho giếng ngầm lại Khối L: Giếng DH-3P giếng khai thác chủ lực hoạt động khối L (2 giếng 2P 4P dừng khai thác) Sau 16 năm khai thác, hệ số thu hồi giếng DH-3P cao (~ 19%) nên lượng vỉa suy giảm Ngoài ra, giếng bị ngập nước với hàm lượng BSW lên đến 80 - 90% từ năm 2003 (Hình 6a) Nếu xử lý acid giếng acid tác động vào vùng nước làm tăng thêm lưu lượng nước không cải thiện lưu lượng dầu Vì vậy, giếng khơng đề xuất áp dụng phương pháp xử lý acid Khối K: Có giếng khai thác hoạt động DH-1P (16 năm) DH-8P DH-9P (3 năm), DH-1P giếng chủ lực Dù tổng thu hồi khối K đạt ~ 15% lưu lượng suy giảm nhiều so với thời gian ban đầu giếng khối K có lưu lượng tương đối lớn chưa bị ngập nước (BSW < 5%) Giếng DH-1P DH-8P khai thác với tỷ số khí - dầu (GOR) cao 2.500 ft3/ thùng hàm lượng nước thấp Đây yếu tố thuận lợi cho việc thực gọi dòng sau áp dụng phương pháp xử lý acid (Hình 6b 6c) Giếng DH-9P có khác biệt tỷ số GOR nhỏ 1.000 ft3/thùng, không thuận lợi cho việc gọi dòng lượng vỉa khối suy giảm nhiều (Hình 6d) Hệ số nhiễm bẩn giếng khoảng từ 15 - 57 (Bảng 7) Sự suy giảm lưu lượng ảnh hưởng suy giảm áp suất vỉa nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng Từ kết phân tích, giếng DH-1P đề xuất xử lý acid trước để đánh giá hiệu cho khối K, giếng DH-8P DH-9P thực sau tùy thuộc vào kết DH-1P Khối J: Có giếng khai thác DH-10P từ năm 2007 (3 năm) Tuy hệ số thu hồi đạt ~ 3,6% lưu lượng dầu giảm nhanh từ 2.000 xuống ~ 360 thùng/ ngày với áp suất đầu giếng < 100psi chưa bị ngập nước (BSW < 2%) Giếng có lần ngưng dòng chảy có tượng dầu bị đông đặc ống khai thác vào tháng 6/2009 (Hình 6e) Giếng kiểm tra hệ thống khai thác gọi dòng trở lại thành cơng, nhiên lưu lượng không cải thiện tiếp tục suy giảm Vì vậy, suy giảm lưu lượng dầu đồng thời có khí lên bề mặt (GOR tăng vọt lên 4.500 ft3/ngày) tượng lắng đọng paraffin và/hoặc vùng cận giếng bị nhiễm bẩn nặng Phân tích cho thấy hệ số skin giếng khoảng 25 Giếng DH-10P đề xuất xử lý acid vào đợt Khối G1: Có giếng khai thác DH-5P từ năm 1998 (12 năm) với hệ số thu hồi đạt 13% Lưu lượng dầu giảm từ 3.000 thùng/ngày xuống khoảng 200 thùng/ngày với hàm lượng nước tăng cao lên đến 40 60% (Hình 6f ) Tại thời điểm trước xử lý acid, giếng hoạt động yếu với lưu lượng không ổn định, suy giảm nhanh xuống 100 thùng/ngày có khí lên nhiều Kết phân tích mức độ nhiễm bẩn cho thấy hệ số nhiễm bẩn tương đối giếng khoảng 33 Giếng đề xuất xử lý acid vào đợt Khối N: Có giếng khai thác DH-7X từ năm 2007 (3 năm) với hệ số thu hồi đạt 0,8% Giếng có lưu lượng suy giảm mạnh từ 4.000 thùng/ngày xuống 300 thùng/ngày có nhiều khí lên bề mặt, GOR lên tới 10.000 ft3/ngày so với 850 ft3/ngày lúc ban đầu (Hình 6g) Lưu lượng suy giảm nhanh GOR tăng cao cho thấy lượng vỉa quanh giếng bị suy giảm nhiều áp suất bão hòa và/hoặc có xâm nhập mũ khí Tuy nhiên, hàm lượng nước thấp 10% GOR cao điều kiện thuận lợi cho việc xử lý acid gọi dòng trở lại giếng Giếng DH-7X đề xuất thực acid đợt Khối đá vơi phía Đơng: Có giếng khai thác DH-12X từ năm 2007 (3 năm) với hệ số thu hồi đạt khoảng 9% Lưu lượng khai thác giảm nhanh từ 2.000 thùng/ngày xuống 20 thùng/ngày chảy khơng ổn định với lưu lượng khí cao (GOR > 3.000 ft3/thùng), hàm lượng nước dao động khoảng 10 - 30% (Hình 6h) Cuối năm 2009, giếng bị dập bơm ép nước gọi dòng trở lại vào tháng 1/2010 phục vụ xử lý acid với lưu lượng tức thời ban đầu khoảng 500 thùng/ngày Việc gọi dòng trở lại thành cơng sau dập giếng cho thấy lượng vỉa tốt, tỷ số GOR cao điều kiện thuận lợi cho công tác gọi lại dòng sau xử lý acid Hàm lượng nước dao động mạnh nên có khả giếng bị ngập nước sau xử lý Tuy nhiên, khu vực có trữ lượng nhỏ giếng khai thác tầng chứa có carbonate nên kết xử lý acid cung cấp thêm thơng tin hữu ích cho cơng tác đánh giá hiệu xử lý acid tầng carbonate Giếng DH-12X đề xuất xử lý acid đợt Ngoài trình khai thác, theo dõi bề mặt giếng ngầm cho thấy có diện hạt có kích thước nhỏ từ 0,023 - 0,3mm Do thành phần đất DẦU KHÍ - SỐ 5/2017 57 DH-1P (Khối K) 12000 10000 12 Tỷ số khí dầu GOR Áp suất đầu giếng WHP Lưu lượng dầu Qo Hàm lượng nước BSW 10 6000 4000 2000 0 04/01/1994 04/01/1995 04/01/1996 03/01/1997 03/01/1998 03/01/1999 03/01/2000 02/01/2001 02/01/2002 02/01/2003 02/01/2004 01/01/2005 01/01/2006 01/01/2007 01/01/2008 31/12/2008 31/12/2009 8000 BSW (%) Qo (thùng/ngày), GOR (bộ khối/thùng), WHP (psi) THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ (a) (b) DH-8P (Khối K) , BSW (%) , , , , (c) (d) , BSW (%) , , , , (e) (f) đá vơi phía Đơng (g) (h) Hình Động thái khai thác giếng ngầm mỏ Đại Hùng đến ngày 31/12/2009 58 DẦU KHÍ - SỐ 5/2017 PETROVIETNAM đá có chứa khống vật sét nên q trình khai thác, hạt mịn theo dòng chất lưu từ vỉa dịch chuyển vùng cận đáy giếng tích tụ làm giảm độ thấm vùng dẫn tới giảm lưu lượng giếng Bên cạnh đó, độ ngập nước giếng có xu tăng, nguyên nhân tạo tượng nước chặn dầu vùng cận đáy giếng Dựa vào phân tích động thái khai thác chế nhiễm bẩn nói trên, tất giếng ngầm ngoại trừ DH-3P có nhu cầu xử lý acid Tuy nhiên để gọi dòng giếng này, sau xử lý acid cần lựa chọn cơng nghệ quy trình thực phù hợp để tránh gây giếng, ảnh hưởng đến sản lượng Xem xét khả triển khai thiết bị ngồi thực địa, PVEP/PVEP POC có sáng kiến dùng dầu diesel (khối lượng riêng 0,83g/cc) để bơm đẩy hỗn hợp acid vào vỉa thay dùng nước (dung dịch muối hay nước biển có khối lượng riêng 1,05 - 1,2g/cc) kết hợp với việc nén khí đồng hành trích từ giếng khai thác khác để trì áp suất miệng giếng trường hợp lượng vỉa thấp Đây bước đột phá PVEP/PVEP POC công nghệ xử lý acid, giúp giảm đáng kể khối lượng riêng cột chất lưu thân giếng vùng cận đáy giếng khoảng 0,3 - 0,4g/cc, tăng độ chênh áp thêm ~ 700 - 1.200psi đảm bảo khả gọi dòng lên bề mặt sau xử lý bơm acid DH-5P, DH-9P DH-10P với nồng độ hỗn hợp acid đề xuất Bảng Thể tích acid xác định dựa vào độ dày khoảng mở vỉa trình bơm xử lý mô phần mềm StimCADE Bảng tổng hợp thơng số giếng thể tích hỗn hợp acid đề xuất áp dụng thực tế để bơm xử lý cho giếng Hình biểu diễn kết mô tiêu biểu StimCADE cho thơng số q trình bơm, bán kính xâm nhập dự kiến kết xử lý mức độ nhiễm bẩn kỳ vọng cho giếng DH-4X Sau xử lý, theo tính tốn hệ số nhiễm bẩn skin giảm từ 95 xuống khoảng 38 tương ứng với lưu lượng chất lỏng đạt khoảng 800 - 1.100 thùng/ngày tùy vào WHP (Hình 5d) Quy trình xử lý acid giếng thực sau: - Bơm khoảng 5m3 dầu diesel (DO) vào cần khai thác để kiểm tra độ tiếp nhận tạo dung dịch đệm; - Bơm hỗn hợp dung dịch acid muối, acid sét chất phụ gia theo tỷ lệ đề xuất cho giếng Bảng 7; 2.5 Đề xuất công nghệ xử lý acid giếng khai thác ngầm giàn DH-01 - Bơm ép acid vào vỉa dầu diesel Trong trình ép có bơm đồng thời với khí đồng hành trích từ hệ thống thu gom giàn qua hệ thống hòa trộn để trì áp suất bơm ép giảm tỷ trọng dung dịch bơm ép (lưu lượng khí hòa trộn cho dung dịch bơm ép có khối lượng riêng < 0,6g/cc); Dựa vào kết nghiên cứu đánh giá bên trên, phương án đề xuất xử lý acid vùng cận đáy giếng cho giếng ngầm khu vực DH-01 thông qua sau: đợt gồm DH-12X, DH-4X, DH-1P, DH-7X đợt gồm DH-8P, - Đóng giếng vòng 30 phút mở giếng gọi lại dòng Trong trường hợp giếng khơng có biểu tự phun, thực bơm dầu diesel có trộn khí để tạo chênh áp vùng cận đáy giếng để tiếp tục gọi dòng Bảng Thơng số giếng thể tích xử lý acid thực tế cho giếng ngầm mỏ Đại Hùng Giếng xử lý đợt Các thông số giếng Loại giếng Tập vỉa khai thác Đường kính ống khai thác (mm) Độ sâu khoảng vỉa (mMD) Tổng độ dày bắn vỉa (m) Độ rỗng trung bình (%) Hệ số nhiễm bẩn Thể tích acid muối HCl (m3) Thể tích acid sét, HCl - HF (m3) Thể tích diesel + khí nén (m3) DH-12X Giếng nghiêng 37o DH-4X DH-1P Giếng đứng Giếng đứng Carbonate Cát kết Miocene Miocene 245 × 178 245 × 178 3.190 2.594 3.211 2.749 21 39 16,2 16,9 22 > 95 16 34 30 Giếng xử lý đợt DH-7X Giếng nghiêng 39o DH-8P Giếng nghiêng 35o DH-5P Giếng nghiêng 55o DH-9P Giếng nghiêng 37o DH-10P Giếng nghiêng 25o Cát kết Cát kết Cát kết Cát kết Cát kết Cát kết Miocene Miocene Miocene Miocene Miocene Miocene 245 × 178 245 × 178 245 × 178 245 × 178 245 × 178 245 × 178 2.263 3.235,5 2.580 2.811 2.552 2.481 2.731 3.255 3.012 3.104 3.110 2.887 108,5 19,5 146 75,5 187 83 19,3 20,8 18,5 14,7 18,1 19,1 17 15 33 25 8 8 24 12 32 16 32 12 32 40 32 36 48 32 DẦU KHÍ - SỐ 5/2017 59 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Giếng DH-4X: Trước xử lý acid, giếng khai thác lưu lượng thấp 50 thùng/ngày Sau xử lý acid, lưu lượng dầu trì mức ổn định, trung bình đạt 600 - 800 thùng/ngày, tăng khoảng 12 - 16 lần so với trước xử lý acid Áp suất miệng WHP = 150psi, tỷ số GOR thấp trước xử lý acid (500 so với 2.000ft3/thùng) hàm lượng nước khai thác trì ổn định mức 40% Ước tính sản lượng gia tăng thêm xử lý acid đến cuối năm 2012 đạt khoảng 590.000 thùng (Hình 8b) Dựa vào phân tích dòng chảy Hình 5d thơng số khai thác cho thấy hệ số nhiễm bẩn giảm xuống 35, phù hợp với tính tốn mơ trước xử lý DH-5P: Trước xử lý acid, giếng chảy với lưu lượng 100 thùng/ngày có xu hướng suy giảm nhanh Sau xử lý acid, lưu lượng trung bình đạt 400 - 500 thùng/ngày, tăng - lần so với trước xử lý acid Hàm lượng nước khai thác trì ổn định khoảng 25 - 35% thấp trước xử lý acid (40 60%) Ước tính sản lượng gia tăng thêm từ xử lý acid đến cuối năm 2012 đạt khoảng 210.000 thùng (Hình 8c) Hình Kết mô xử lý acid StimCADE cho giếng DH-4X Kết xử lý acid học kinh nghiệm Sau xử lý acid, sản lượng khai thác 6/8 giếng cải thiện rõ rệt, đặc biệt lưu lượng giếng DH-12X, DH-4X, DH-5P tăng cao (gấp lần trở lên) Các giếng DH-1P, DH-8P, DH-9P có lưu lượng tăng 25% Kết xử lý acid giếng DH-7X DH-10P không thành công, lưu lượng giảm so với trước Giếng DH-12X: Trước xử lý acid, giếng ngừng chảy dập bơm ép nước Khi mở lại vào đầu năm 2010 để chuẩn bị xử lý acid, lưu lượng tức thời đạt 500 thùng/ngày Sau xử lý, lưu lượng dầu trung bình đạt 2.900 thùng/ngày, tăng gấp lần Do khối có trữ lượng thấp với việc xử lý acid làm cho giếng bị ngập nước (hàm lượng nước khai thác tăng từ 25% lên 80%), dẫn đến sản lượng khai thác suy giảm dừng khai thác vào tháng 1/2012 (Hình 8a) Ước tính sản lượng gia tăng thêm xử lý acid so với suy giảm tự nhiên khoảng 70.000 thùng trì khai thác, giúp nâng tổng hệ số thu hồi khối từ 9% lên khoảng 21% (tổng thu hồi sau acid ~ 230.000 thùng) Công tác xử lý acid giếng phần vỉa carbonate thành cơng 60 DẦU KHÍ - SỐ 5/2017 DH-1P: Trước xử lý acid, giếng khai thác lưu lượng trung bình 690 thùng/ngày Sau xử lý acid, lưu lượng dầu trung bình trì ổn định mức 950 thùng/ ngày tăng khoảng 40% so với trước xử lý acid Hàm lượng nước khai thác trì ổn định mức 3% Sản lượng gia tăng thêm từ xử lý acid đến cuối năm 2012 đạt khoảng 120.000 thùng dầu (Hình 8d) DH-8P: Trước xử lý acid giếng khai thác lưu lượng trung bình 650 thùng/ngày có xu hướng suy giảm nhanh Sau xử lý acid, sản lượng dầu trung bình trì ổn định đạt 850 thùng/ngày, tăng khoảng 30% so với trước xử lý acid Hàm lượng nước khai thác trì ổn định mức 3% Sản lượng gia tăng thêm từ xử lý acid đến cuối năm 2012 đạt khoảng 80.000 thùng dầu (Hình 8e) DH-9P: Trước xử lý acid, lưu lượng dầu không ổn định suy giảm nhanh từ 1.600 thùng/ngày xuống 850 thùng/ngày Sau xử lý acid, lưu lượng dầu đạt ổn định 950 thùng/ngày, tăng khoảng 12% trì thời gian tháng, sau bắt đầu suy giảm tỷ lệ nước khai thác tăng từ 2% lên 5% Điều cho thấy giếng có nhiễm bẩn xử lý acid giúp cải thiện sản lượng, nhiên lượng vỉa suy giảm giếng bị ngập nước Thực tế lưu lượng khai thác giảm xuống 400 thùng/ngày, giếng tiến hành tái xử lý acid lần vào tháng 8/2011 đưa lưu lượng trở lại mức 650 - 850 thùng/ngày tỷ lệ nước khai thác tăng lên 15 - 30% (Hình 8f ) Tóm lại cơng tác xử lý acid 10 200 31/12/2012 02/10/2012 04/07/2012 05/04/2012 08/10/2011 06/01/2012 11/01/2011 BSW (%) 31/12/2012 02/10/2012 04/07/2012 05/04/2012 06/01/2012 08/10/2011 11/04/2011 BSW (%) 10 31/12/2012 02/10/2012 04/07/2012 05/04/2012 06/01/2012 08/10/2011 10/07/2011 11/04/2011 11/01/2011 15/07/2010 (g) 31/12/2012 02/10/2012 04/07/2012 08/10/2011 10/07/2011 11/04/2011 13/10/2010 15/07/2010 16/04/2010 16/01/2010 - 180.000 thùng 05/04/2012 Acid - 30.000 thùng 06/01/2012 Tỷ số khí dầu GOR Áp suất đầu giếng WHP Lưu lượng dầu Qo Hàm lượng nước BSW Sản lượng dự báo (không làm acid) Sản lượng gia tăng (sau làm acid) Sản lượng suy giảm (sau làm acid) Acid 4,5 3,5 2,5 1,5 0,5 BSW (%) DH-10P (Khối J) 18/10/2009 Qo (thùng/ngày ), GOR (bộ khối/thùng), WHP (psi) 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 20/07/2009 31/12/2012 02/10/2012 04/07/2012 Sảnlượng dự báo (không làm acid) Sản lượng gia tăng (sau làm acid) Sản lượng suy giảm (sau làm acid) 05/04/2012 06/01/2012 08/10/2011 Acid 10/07/2011 11/04/2011 11/01/2011 13/10/2010 15/07/2010 16/04/2010 - 120.000 thùng 20 18 16 14 12 10 BSW (%) Tỷ số khí dầu GOR Áp suất đầu giếng WHP Lưu lượng dầu Qo Hàm lượng nước BSW Acid 16/01/2010 20/07/2009 15 (f) DH-7X (Khối N) 18/10/2009 20 Acid 13/10/2010 20/07/2009 31/12/2012 02/10/2012 04/07/2012 05/04/2012 06/01/2012 08/10/2011 11/04/2011 10/07/2011 11/01/2011 13/10/2010 15/07/2010 16/04/2010 16/01/2010 25 Tỷ số khí dầu GOR Áp suất đầu giếng WHP Lưu lượng dầu Qo Hàm lượng nước BSW - 5.000 thùng 16/04/2010 Sản lượng dự báo (không làm acid) Sản lượng gia tăng (sau làm acid) Sản lượng suy giảm (sau làm acid) Acid 16/01/2010 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 18/10/2009 + 80.000 thùng BSW (%) Qo (thùng/ngày), GOR (bộ khối/thùng), WHP (psi) 10/07/2011 20/07/2009 Qo (thùng/ngày ), GOR (bộ khối/thùng), WHP (psi) Tỷ số khí dầu GOR Áp suất đầu giếng WHP Lưu lượng dầu Qo Hàm lượng nước BSW 18/10/2009 20/07/2009 Qo (thùng/ngày), GOR (bộ khối/thùng), WHP (psi) Sản lượng dự báo (không làm acid) Sản lượng gia tăng thêm (sau làm acid) DH-9P (Khối K) (e) 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 11/01/2011 13/10/2010 15/07/2010 (d) DH-8P (Khối K) Sau Acid (c) 2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 500 16/04/2010 10 + 120.000 thùng 1000 31/12/2012 02/10/2012 05/04/2012 04/07/2012 06/01/2012 13/10/2010 20/07/2009 08/10/2011 10 10/07/2011 200 11/04/2011 20 15/07/2010 30 400 16/04/2010 600 16/01/2010 40 18/10/2009 800 Sau Acid 1500 16/01/2010 50 12 Tỷ số khí dầu GOR Áp suất đầu giếng WHP Lưu lượng dầu Qo Hàm lượng nước BSW Sản lượng dự báo (không làm acid) Sản lượng gia tăng thêm (sau làm acid) 2000 18/10/2009 60 Qo (thùng/ngày) GOR (bộ khối/thùng), WHP (psi) 70 + 210.000 thùng 1000 2500 80 BSW (%) 1200 DH-1P (Khối K) 90 Tỷ số khí dầu GOR Áp suất đầu giếng WHP Lưu lượng dầu Qo Hàm lượng nước BSW Sảnlượng dự báo (không làm acid) Sản lượng gia tăng (sau làm acid) 1400 11/01/2011 Qo (thùng/ngày), GOR (bộ khối/thùng), WHP (psi) (b) Sau Acid 1600 10/07/2011 (a) DH-5P (Khối G1) 1800 BSW (%) 20 400 31/12/2012 04/07/2012 02/10/2012 05/04/2012 08/10/2011 06/01/2012 10/07/2011 11/01/2011 11/04/2011 13/10/2010 16/04/2010 15/07/2010 20/07/2009 16/01/2010 500 30 600 11/04/2011 1000 40 800 13/10/2010 1500 50 Hàm lượng nước BSW 11/01/2011 2000 Lưu lượng dầu Qo Sản lượng gia tăng thêm (sau làm axit) 15/07/2010 + 70.000 thùng Áp suất đầu giếng WHP 1000 16/04/2010 2500 1200 60 Tỷ số khí-dầu GOR + 590.000 thùng Sau Acid 16/01/2010 Tỷ số khí dầu GOR Áp suất đầu giếng WHP Lưu lượng dầu Qo Hàm lượng nước BSW Sản lượng dự báo (không làm acid) Sản lượng gia tăng thêm (sau làm acid) Sản lượng suy giảm (sau làm acid) 3000 DH-4X (Khối D) 1400 20/07/2009 18/10/2009 3500 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 Qo (thùng/ngày), GOR (bộ khối/thùng), WHP (psi) Sau Acid BSW (%) DH-12X (Khối đá vơi phía Đơng) 4000 18/10/2009 Qo (thùng/ngày), GOR (bộ khối/thùng), WHP (psi) PETROVIETNAM (h) Hình Động thái khai thác giếng ngầm mỏ Đại Hùng sau xử lý acid DẦU KHÍ - SỐ 5/2017 61 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ 8000 7000 34 29 28 01/01/2013 1000 01/07/2012 30 01/01/2012 31 2000 01/07/2011 3000 01/01/2011 32 01/07/2010 4000 01/01/2010 33 01/07/2009 5000 01/01/2009 Lưu lượng dầu (thùng/ngày) 35 + 725.000 thùng Sau xử lý Acid 6000 36 DH- 01 Sản lượng dầu cộng dồn Sản lượng dầu theo Suy giảm tự nhiên Sản lượng dầu cộng dồn (triệu thùng) DH-01 Lưu lượng dầu Lưu lượng dầu theo suy giảm tự nhiên Hình Biểu đồ sản lượng khai thác khu vực giếng ngầm (DH-01) trước sau xử lý acid giếng DH-9P có hiệu việc giảm mức độ nhiễm bẩn, phục hồi ổn định lưu lượng chất lỏng, nhiên tăng mức độ ngập nước làm giảm sản lượng dầu thu hồi thực tế (khoảng 5.000 thùng so với dự báo thu hồi từ suy giảm tự nhiên) DH-7X: Giếng DH-7X tiến hành gọi dòng lại sau thực xử lý acid lần vào tháng 1/2010 không thành công Sau tháng giếng tiếp tục gọi dòng trở lại cho lưu lượng ổn định thấp khoảng 150 thùng/ngày, giảm 50% so với trước xử lý acid (300 thùng/ngày) Giếng tiến hành xử lý acid lần vào tháng 8/2011 với kết dòng khai thác 150 thùng/ngày giảm 25% so với trước thực xử lý acid 200 thùng/ngày (Hình 8g) Kết xử lý không thành công cho thấy suy giảm lưu lượng tượng nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng mà chủ yếu lượng vỉa suy giảm, suy giảm áp suất mũ khí DH-10P: Trước xử lý acid, giếng DH-10P có tượng lắng đọng paraffin gây cản trở giảm lưu lượng chất lỏng có khí lên bề mặt Biểu cụ thể GOR đột ngột tăng cao từ 1.500 ft3/ thùng lên 5.000 ft3/thùng lưu lượng dầu giảm mạnh Sau xử lý acid vào tháng 3/2010, lưu lượng dầu giảm khoảng 56% từ 360 thùng/ngày xuống 160 thùng/ngày Do yêu cầu cần rửa giếng sạch, lắng đọng paraffin tích tụ thân giếng, xử lý acid lần tiến hành sau vào tháng 11/2010 khơng gọi lại dòng (Hình 8h) Kết thực tế cho thấy xử lý acid không phù hợp cho giếng DH-10P biện pháp khác giúp giảm thiểu lắng đọng paraffin mang lại hiệu tốt Nhìn chung, đợt xử lý acid vùng cận đáy giếng PVEP/PVEP POC thực năm 2010 mang lại hiệu tốt, gia tăng sản lượng dầu tồn mỏ trung bình từ 4.000 thùng/ngày lên 5.000 thùng/ ngày góp phần hồn thành sớm kế hoạch sản lượng năm 2010 Dựa theo dự báo khai thác phương pháp suy giảm tự nhiên thời điểm trước xử lý acid (tháng 1/2010), mức sản lượng gia tăng từ chiến dịch xử lý acid khoảng 725.000 thùng, chiếm khoảng 18,5% sản lượng giai đoạn năm 2010 - 2012 (Hình 9) 62 DẦU KHÍ - SỐ 5/2017 Thực tiễn xử lý acid cho thấy hỗn hợp hệ acid muối + acid sét đề xuất áp dụng xử lý thành cơng cho tập vỉa carbonate lẫn trầm tích lục nguyên mỏ Đại Hùng Đối với giếng có mức độ nhiễm bẩn cao, lượng vỉa tương đối tốt chưa bị ngập nước sử dụng trực tiếp hệ acid để bơm ép Đối với giếng có hàm lượng nước cao 20% có gần đới nước phải điều chỉnh công nghệ xử lý để giảm thiểu khả acid tác động vào vùng ngập nước làm tăng lưu lượng nước mà không tăng lưu lượng dầu mong muốn Một số giải pháp đề xuất tính tốn điều chỉnh khối lượng acid bơm cho hợp lý tránh xâm nhập vùng nước sử dụng công nghệ bọt acid hỗn hợp acid trộn với khí (N2) có tỷ trọng nhẹ làm cân biên dạng tiếp nhận tầng vỉa xử lý làm cho acid vào vùng chứa dầu nhiều Cơng nghệ bọt acid giúp việc gọi dòng lại dễ dàng giếng ngầm giếng có lượng vỉa thấp Kết luận Trên sở nghiên cứu, phân tích tổng hợp động thái khai thác thông số khai thác bề mặt (xây dựng mơ hình dòng chảy thân giếng từ vỉa vào thân giếng thời điểm khác nhau), nguyên nhân suy giảm lưu lượng mức độ nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng đánh giá Kết mô cho thấy đa số giếng có hệ số nhiễm bẩn (skin) tăng cao theo thời gian nguyên nhân chủ yếu dẫn đến giảm lưu lượng khai thác cần thiết phải tiến hành xử lý acid Kết nghiên cứu thực tiễn áp dụng xử lý acid giếng ngầm khai thác sớm giàn DH-01 mỏ Đại Hùng cho thấy: - Hỗn hợp acid muối HCl 15% acid sét HCl:HF tỷ lệ 15:2 với CH3COOH 5% chất phụ gia chống ăn mòn hệ acid phù hợp, áp dụng hiệu cho vỉa trầm tích lục ngun đá vơi mỏ Đại Hùng - PVEP/PVEP POC có sáng kiến dùng dầu diesel (khối lượng riêng 0,83g/cc) để bơm đẩy hỗn hợp acid vào vỉa thay dùng dung dịch muối hay nước biển (khối lượng PETROVIETNAM riêng 1,05 - 1,2g/cc) kết hợp với việc nén khí đồng hành để trì áp suất miệng giếng trường hợp lượng vỉa thấp giảm khối lượng riêng cột chất lưu khoảng 0,3 - 0,4g/cc thân giếng vùng cận đáy giếng, tăng độ chênh áp thêm ~ 700 - 1200psi đảm bảo khả gọi dòng lên bề mặt sau bơm acid cores Society of Petroleum Engineers of Journal 1976; 16(5): p 248 - 260 Kết xử lý acid với tỷ lệ thành công 75%, giếng sau xử lý giảm mức độ nhiễm bẩn gia tăng lưu lượng dầu, ngoại trừ giếng DH-12X trữ lượng thấp bị ngập nước nhiều trước xử lý Ngược lại, có giếng tăng lưu lượng chất lỏng lại gia tăng độ ngập nước sau xử lý acid, dẫn tới suy giảm lưu lượng dầu Vì vậy, cơng tác chuẩn bị xử lý acid phải ý đến việc giảm khả tác động vào vùng chứa nước, ví dụ dùng phương pháp bơm bọt acid (trộn acid với khí) H.Perthuis, R.Thomas Fluid selection guide for matrix treatment Tulsa, Oklahoma, USA, Dowell Schlumberger 1991 Tóm lại, cơng tác xử lý nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng dung dịch acid giếng khai thác mỏ Đại Hùng cho kết tốt, cụ thể giếng ngầm khu vực khai thác sớm phía Bắc Đây học kinh nghiệm quý để áp dụng công nghệ cho giếng hoàn thiện ngầm cho toàn mỏ Đại Hùng mỏ khác có điều kiện khai thác tương tự tương lai Tài liệu tham khảo Pill Rae, GinoDi Lullo Matrix acid stimulation - A review of the State of the Art SPE European Formation Damage Conference, The Hague, Netherlands 13 - 14 May 2003 Curtis Crowe, JacquesMasmonteil, EricTouboul, RonThomas Trend in matrix acidizing Oilfield Review 1992 C.F.Smith, A.R.Hendrickson Hydrofluoric acid stimulation of sandstone reservoirs Journal of Petroleum Technology 1965; 17(2): p 215 - 222 B.B.Williams Hydroflouric acid reaction with sandstone formation Journal of Engineering for Industry 1975 R.D.Gdanski Fluosilicate solubilities affect HF acid compositions SPE Production and Facilities 1994; 9(4): p 225 - 229 Rick Gdanski Modeling acid returns profiles after HF acidizing treatment SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas 13 - 16 February, 2001 H.S.Fogler, K.Lund, C.C.McCune Predicting the flow and reaction of HCl/HF acid mixtures in porous sandstone Studies and efficiency assessment of acid treatment in subsea production wells in Dai Hung field Tran Van Lam, Nguyen Manh Tuan, Le Ba Tuan, Tran Nhu Huy, Nguyen Tat Hoan Nguyen Xuan Vinh, Tran Thanh Hai, Pham Duc Thanh Petrovietnam Domestic Exploration Production Operating Company Limited Email: lamtv@pvep.com.vn Summary After a long production period, most subsea wells in the northern area of Dai Hung field (DH-01) have been heavily damaged along with fast reduction in flow rate, low wellhead pressure and discontinuous production To improve production and recovery, the Petrovietnam Exploration Production Corporation (PVEP)/Petrovietnam Domestic Exploration Production Operating Company Limited (PVEP POC) has carried out a series of studies to evaluate the level of formation damage and made proposal for acid treatment However, pumping acid into producing wells is a high-risk operation and in some cases could lead to loss of wells Additionally, the implementation of acid treatment in subsea wells is highly challenging and there has been no precedent in Vietnam This paper reviews the efficiency of innovative improvement in acidising practices for subsea wells in Dai Hung field The acid pumping helped treat the near-wellbore damaged zone effectively, bringing 6/8 subsea wells back to stable production with flow rate increment of 12 - 40%, and in some special cases achieving oil rate from - 11 times higher (DH-12X, DH-4X, and DH-5P) The improvement in acid treatment with high success rate (about 75%) has helped maintain and enhance production efficiency, provided premises and valuable lessons for future acid operations in Dai Hung as well as other fields Key words: Acid treatment, subsea wells, skin damage, Dai Hung field DẦU KHÍ - SỐ 5/2017 63 ... lưu lượng khai thác cần thiết phải tiến hành xử lý acid Kết nghiên cứu thực tiễn áp dụng xử lý acid giếng ngầm khai thác sớm giàn DH-01 mỏ Đại Hùng cho thấy: - Hỗn hợp acid muối HCl 15% acid sét... dòng Bảng Thơng số giếng thể tích xử lý acid thực tế cho giếng ngầm mỏ Đại Hùng Giếng xử lý đợt Các thông số giếng Loại giếng Tập vỉa khai thác Đường kính ống khai thác (mm) Độ sâu khoảng vỉa (mMD)... khai thác Trên thực tế, việc thực xử lý acid cho giếng ngầm chưa triển khai Việt Nam Do tiếp nhận vận hành mỏ, PVEP/ PVEP POC tiến hành nghiên cứu nhằm đánh giá khả thực hiệu bơm xử lý acid giếng