VI.2.2. Khai thác quay lại
Đến nay đã có hàng loạt các giếng quay lại:
- Từ móng quay lên Mioxen:60, 809, 920,445,446… - Từ Oligoxen quay lên Mioxen : 93, 145; 710,708…
Trong đó giếng 920 được chuyển từ đối tượng Oligoxen lên Mioxen từ tháng 07/2003 đến 07/2008 đã thu hồi được 190.933 tấn dầu. Đây là lượng dầu đáng kể thu hồi được mà chi phí đầu tư rất nhỏ, sản lượng khai thác dầu của giếng này góp phần quan trọng dự báo sản lượng khai thác dầu của đối tượng Mioxen dưới ở vòm trung tâm mỏ Bạch Hổ.
VI.2.3. Cắt thân
Khả năng cắt thân 2 để đan dầy mạng lưới về mặt công nghệ là khả thi, vietsovpetro đã cắt được 2 thân song vì chọn vị trí không thuận lợi nên lưu lượng các giếng này nhỏ dẫn tới hiệu quả kinh tế kỹ thuật thấp. Trong tương lai, cần áp dụng giải pháp cắt thân 2 ở những khu vực hổi đủ 2 điều kiện:
động (hoặc hoạt động với lưu lượng không hiệu quả) với tình trạng kỹ thuật có thể cắt thân 2.
Việc cắt thân 2, thân 3 các giếng đã dừng hoạt động đòi hỏi chi phí hơn so với tận dụng giếng quay lại ở Vietsovpetro thực sự chỉ mới thực hiện ở một giếng (117b).
Giếng 117b được cắt vào thân phía ngoài đường của MSP3, nơi dự kiến còn có lượng dầu tồn đọng tương đối nhiều.Khoan giếng mới 705 để khai thác dầu vùng Đông Bắc của MSP3 và Tây nam MSP7 được thực hiện vì ở đây không có quỹ giếng quay lại, cũng không có khả năng cắt thân 2, đồng thời dự báo lượng dầu có thể thu hồi bổ sung ở đầu được đảm bảo có lãi dù chi phí khoan 1 giếng mới tương đối cao.
Kết quả cắt thân 2 ở giếng 117b cho lưu lượng dầu ban đầu là 190t/ng.đ và giếng mới 705-MSP7 có lưu lượng ban đầu đến 300t/ng.đ đến 31-12-2007 giếng 705 đã thu hồi được 145.762 tấn dầu và ở giếng 117b đã thu hồi được 100.337 tấn dầu. Sản lượng khai thác từ 2 giếng này góp phần quan trọng ổn định sản lượng khai thác thân dầu của tầng 23 Mioxen hạ ở vòm Bắc mỏ Bạch Hổ.
Việc cắt thân 2 để đan dầy mạng lưới giếng cũng cần áp dụng vì hầu như không còn các lỗ tự do trên các giàn hiện có hoặc việc tạo ra các lỗ bổ sung cũng rất hạn chế. Để cắt thân 2,ở Vietsopetro đã áp dụng 2 kiểu:
+ Cắt bỏ 1 đoạn ống chống, đặt cầu xi măng, sau đó trên đáy cầu xi măng khoan thân mới theo thiết kế với động cơ đáy và dụng cụ để cắt xiên. Kiểu này dễ áp dụng song chi phí cao, mất nhiều thời gian để dọn sạch các vật liệu khi cắt 1 đoạn ống chống.
+ Cắt tạo “cửa sổ ” sử dụng dao cắt doa và máng xiên (whipstock) của hãng Catcl Fishing International Services. Kiểu này cho phép chuẩn bị thân giếng để cắt thân nhanh hơn song chi phí cho công nghệ mới lại tương đối cao.
VI.3. Giảm hệ số skin Cơ sở lý thuyết:
Định luật Daxi đối với giếng khai thác dầu (một pha) được biểu thị như sau: Q= µ KA . dr dP (1) Trong đó: Q =lưu lượng dòng chảy, cm³/s
A=Thiết diện dòng chảy, cm² µ =Độ nhớt của chất lưu, cP
dP= Gradien áp suất
dr= Gradien bán kính ảnh hưởng, cm
Vì lưu lượng không đổi đối với bất kỳ bán kính nào nên A=2π rh nằm cách tâm giếng khoảng cách r .Phương trình (1) trở thành:
Q=2 Kh .dPdr
µ π
(2)
Tách biến và lấy tích phân ta có: ∫PdP Pwf =2QπKhµ ∫r drr rw (3) Q = 2 Kh .dPdr µ π dP = 2QπKhµ ∫r drr rw ∫PdP Pwf = 2QπKhµ ∫r drr rw
Trong đó : h là chiều dày hữu hiệu tầng sản phẩm, ft
Pwf là ký hiệu quy ước cho áp suất lòng giếng khi có dòng chảy. Ta có :
Pe Pw =2QπKhµ lnrwr (4) Nó chỉ ra rằng : áp suất gia tăng theo loga của bán kính ; áp suất giảm mạnh hơn ở vùng xung quanh giếng so với vùng xa giếng nhất là vùng biên ngoài. Đặc biệt khi r=re thì:
Pe Pw =2QπKhµ ln rwr (5) Khi khoan qua vỉa phải tạo áp suất lòng giếng cao hơn áp suất vỉa để ngăn cản dòng chảy vào giếng; chất lượng dung dịch khoan phải tốt (chứa ít hạt rắn) để tránh làm giảm độ thấm của đá và xâm nhập vào vỉa tạo nên đới tổn hại xung quanh giếng như trên hình VI.6 ( rd là bán kính của đới này).
Nếu giếng không bị tổn hại thì đồ thị áp suất biểu biễn bằng đường chấm chấm. Do có sự suy giảm áp suất trong đới tổn hại nên chênh áp trong phương trình (5) phải lớn hơn mức bình thường hoặc phải giảm Pwf . Mức chênh này là ∆Pskin theo Everdingen là :
∆Pskin = Qµ
Trong đó ∆Pskin là chênh áp do suy giảm vùng quanh giếng còn S là hệ số skin hay hệ số bịt vỉa. Khi dùng hệ số này thì phương trình (6) có dạng sau:
Hình VI.6. Sự thay đổi độ thấm xung quanh giếng
Pe Pw =2QπKhµ (lnrwr +S) (7)
Nếu S=0 thì không có hiệu ứng bịt vỉa.
Nếu S>0 thì phát sinh chênh áp do giảm độ thấm vùng quanh giếng (K1<K2
hình VI.7).
Nếu S<0 thì ∆Pskin có giá trị âm, K1>K2, vùng quanh giếng có độ thấm cao hơn vùng xa giếng.
Phương trình (7) được các kỹ sư vỉa dùng thường xuyên nên nó được thay đơn vị Daxi bằng đơn vị công trường và có dạng sau:
Pe Pw =141,2.QKhµBo
(lnrwr +S) (8)
Áp suất vỉa ban đầu của các tầng sản phẩm Mioxen dưới chỉ xấp xỉ áp suất thuỷ tĩnh (khi tính quy về chiều sâu ranh giới dầu nước) có nghĩa là vỉa dầu không có dị thường áp suất cao. Trong khi đó, khi khoan giếng mở vỉa thường dùng dung dịch gốc sét có tỷ trọng tương đối cao, đặc biệt các giếng được khoan vào giai đoạn vỉa đã suy giảm áp suất, làm xấu đi tính chất colecto vùng lân cận đáy giếng.
Khi chống ống và trám xi măng, một lần nữa chất lượng colecto của đá chứa lại xấu thêm. Công nghệ bắn mìn mở vỉa đã áp dụng với chiều xuyên thân vào vỉa (sau khi đã bắn thủng ống chống và vành đá xi măng) không loại trừ hoàn toàn các yếu tố gây nhiễm bẩn vỉa (nhiễm bẩn) nêu trên. Vì vậy ngay khi mới đưa vào khai thác, các giếng đều có giá trị skin dương ( giếng 117b có s = 14,6).
Trong quá trình sử dụng giếng sửa chữa giá trị skin có xu hướng tăng lên do các tính chất dầu vỉa (hàm lượng parafin cao, nhựa cao) cũng như dung dịch sử dụng trong quá trình sửa chữa giếng.
Thực tế đó đặt ra nhiệm vụ phải tìm và áp dụng các giải pháp công nghệ nhằm cải thiện hệ số nhiễm bẩn (hệ số skin) bằng hoá học, vật lý học, thuỷ động lực học, và tổ hợp các phương pháp.
% % Muối axít 1 0 1 100 Sét axít 15 40 4 75 Nhũ tương dầu axít 6 50 - - Bọt axít +h/h DMC 1 0 - - axít +h/h DMC 8 49 2 100 Tổng hợp 31 41 7 86
Để giảm hệ số skin, Vietsopetro đã áp dụng nhiều giải pháp: xử lý axit, siêu âm, từ trường, công nghệ phân rữa sét bằng dung dịch xôđa và dung dich bisulfit natri, nổ cao áp (PGD) và cả nứt vỉa thuỷ lực…
VI.3.1.Phương pháp xử lý axit
Phương pháp này mang lại hiệu quả cũng khá rõ rệt như giếng 46 – MSP1 được xử lý vào tháng 07/1997 sau khi xử lý axít+h/h “DMC” thì lưu lượng dầu tăng lên khá rõ từ 35t/ng.đ lên 100t/ng.đ; giếng 45-MSP1 tăng từ 32t/ng.đ lên 63t/ng.đ ;Giếng 1005-MSP10 xử lý axit tháng 8/2000 lưu lượng giếng tăng từ 26 lên 142m3/ng.đ, giếng 104-MSP5 xử lý axit tháng 4/2001 lưu lượng giếng tăng từ 9 lên 43m3/ng.đ.
Bảng tổng kết các phương pháp hoá học đã áp dụng ở Vietsopetro trong thời gian qua (bảng VI.2) ta thấy :
+Trong các giếng bơm ép xử lý giếng bằng muối-axit, sét-axit và axit+ hoá phẩm “DMC” cho hệ số thành công cao(75÷100%)
+Trong các giếng khai thác, hệ số thành công không cao (40÷50%) ở dạng xử lý sét axit, axit +hoá phẩm “DMC” và nhũ tương dầu-axit(gốc sét-axit). Hệ số skin càng thấp trong các giếng khoan khai thác so với trong các giếng bơm ép có thể được lý giải bởi sự nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng khai thác đã diễn ra phức tạp, tương tác của nhiều thành phần từ trong vỉa chảy ra(3 pha) với thành phần đất đá.Trong khi đó, ở giếng bơm ép sự nhiễm bẩn diễn ra đơn giản hơn, sự tương tác
của nước bơm ép với đất đá (đơn pha) . Đồng thời vận tốc dòng chảy đơn pha của nước bơm ép thể hiện hiệu quả gia tăng lưu lượng dầu các giếng tương ứng với việc cải thiện hệ số skin (trên các hình VI.5÷VI.8).Hình VI.8 giếng 42-MSP1, 2/1998, gia tăng 20÷29 t;hìnhVI.9giếng 45-MSP1, 3/2001, gia tăng 32÷63t; hình VI.10 giếng 46- MSP1, 7/1997, gia tăng 35÷100t; hình VI.11 giếng 806-MSP8.
Tuy vậy hầu hết các giếng có vùng xử lý cận đáy giếng không được tiến hành nghiên cứu thuỷ địa hoá trước và sau xử lý nên không có cụ thể về giá trị skin
Hình VI.11. Sự gia tăng lưu lượng theo thời gian của giếng 806-MSP8 do xử lý axit.
VI.3.2. Nứt vỉa thuỷ lực
Kết quả các giếng sử dụng phương pháp nứt vỉa thuỷ lực như sau: Giếng 701- MSP7 gây nứt vỉa thuỷ lực tháng 7 /1995. Lưu lượng dầu tăng từ 56 lên 128t/ng.đ. Hiện nay lưu lượng giảm xuống còn khoảng 20t/ng.đ (đến thời điểm 07/2008). Tổng sản lượng khai thác hiện tại khá cao khoảng 400ngàn tấn.
Giếng 507-MSP5 gây nứt vỉa thuỷ lực tháng 6/2002 cho lưu lượng dầu tăng từ14 lên 60t/ng.đ. Giếng 1102-MSP11 gây nứt vỉa thuỷ lực tháng 7/2007. Lưu lượng tăng từ 36 lên 155t/ng.đ đến tháng 07/2008 giảm xuống còn 45t/ng.đ. Tổng sản lượng sau khi nứt vỉa thuỷ lực chỉ đạt gần 15 ngàn tấn dầu.
Cho nên tính khi sử dụng phương pháp nứt vỡ thuỷ lực cần tính toán kỹ xem vùng đó lượng dầu tồn đọng còn bao nhiêu?, có mang lại hiệu quả kinh tế không? Vì chi phí mỗi lần nứt vỡ thuỷ lực khá cao (khoảng 1triệu USD).
Xử lý axit và nứt vỉa thuỷ lực là các giải pháp có triển vọng áp dụng, thứ tự ưu tiên trên vẫn là những giếng có tiềm năng lớn và nằm trong cụm giến có bơm ép nước duy trì áp suất vỉa, đối với giải pháp nứt vỉa thuỷ lực sẽ đạt hiệu quả cao nếu tiến hành ngay từ giai đoạn đầu đưa giếng vào khai thác hoặc quay lại từ các đối tượng khác
VI.3.3. Phương pháp vi sinh hoá lý
Tại VietSovpetro, năm 2006 đã áp dụng thử nghiệm công nghệ vi sinh hoá lý mỏ Bạch Hổ. Cơ sở của phương pháp này là dùng các tác nhân vi sinh hoá lý để cải thiện hệ số đẩy dầu nhờ tác động của các chất hoạt động bề mặt Anion kết hợp với hơp chất hoạt động bề mặt không Anion để làm giảm sức căng bề mặt giữa dầu và nước, đồng thời kết kợp với phức hệ vi sinh như một xúc tác làm giảm sức căng bề mặt xuống thấp hơn nữa, ngoài ra phức hệ vi sinh còn có tác dụng tăng mức chịu nhiệt của phức hợp, làm giảm độ nhớt của dầu, tăng nhanh quá trình vận động của dầu đã lựa chọn cụm giếng gồm 3 giếng (giếng bơm ép nước 74 và 2 giếng khai thác 117b và 705). Hệ số đẩy dầu trung bình đối với đá chứa Mioxen hạ là 0,571 , giá trị này trương đối nhỏ, nếu các phải pháp làm gia tăng sẽ nâng cao được hệ số thu hồi
và không anion cộng với các sản phẩm nên men của vi sinh vật sau khi loại bỏ vi sinh vật đã được bơm vào giếng bơm ép 74 với khối lượng 67T trong 3 giờ. Sau đó được tiếp tục bơm ép nước biển theo chế độ công nghệ đã xác định, nước bơm ép sẽ đẩy nút đệm hỗn hợp dung dịch vi sinh hoá cộng với nước biển vào trong vỉa hướng về các giếng khai thác.
Các chất hoạt động bề mặt có tác dụng làm giảm sức căng bề mặt giữa dầu và nước, tạo điều kiện đầy dầu triệt để hơn ra khỏi các kẽ hở, hang hốc, phức hợp vi sinh có tác dụng làm giảm độ nhớt dầu tại các giếng khai thác 117b và 705) thường xuyên theo dõi các chỉ số làm việc như lưu lượng dầu, hàm lượng nước, áp suất miệng giếng, chỉ hệ số khí dầu, theo dõi các chỉ số làm việc như lưu lượng, áp suất miệng giếng, chỉ số khí dầu theo định kỳ lấy mẫu nước, dầu để phân tích các thông số cần thiết.
Toàn bộ quá trình áp dụng công nghệ này được sự phối hợp chặt chẽ giữa các xí nghiệp khai thác VSP và DMC. Trên hình VI.12 và VI.13 thể hiện động thái các thông số làm việc của 2 giếng khoan khai thác 117b và 705 (trong khi hầu như các thông số làm việc của giếng bơm ép 74 được giữ cố định).
Hình VI.12. Sự biến động các thông số khai thác của giếng 117 do áp dụng phương pháp VSHL.
Hình VI.13. Sự biến động các thông số khai thác của giếng 705 do áp dụng phương pháp VSHL.
bơm ép của giếng 74 được cải thiện, chứng tỏ các tác nhân vi sinh hoá lý đã có tác dụng thay đổi các tính chất lưu biến của chất đẩy và chất bị đẩy.Tuy vậy thời gian theo dõi chưa đủ dài nên các đánh giá định lượng chưa được đánh giá.
Công nghệ phức hợp vi sinh hoá lý quy trình áp dụng đơn giản, không phải đòi hỏi trang bị thiết bị lớn, không phải dừng khai thác, đảm bảo yêu cầu bảo vệ môi trường và lòng đất. Bước đầu được đánh giá có hiệu quả, đang mở rộng cho một cụm giếng lớn hơn ở khu vực giữa MSP8 và MSP9 mỏ Bạch Hổ. Nếu các phức hệ vi sinh hoá lý được cải thiện để giữ được hiệu quả ở điều kiện nhiệt độ lớn (130- 150ºC) thì phạm vi ứng dụng của phương pháp này có thể mở rộng trên cả đối tượng Oligoxen trên và Oligoxen dưới
VI.3.4. Các giải pháp khác
Đây là giải pháp nhằm tạo điều kiện thuận lợi để chất lưu chảy từ vỉa vào giếng và đẩy được chất lỏng từ giếng nên miệng giếng thoả mãn yêu cầu của hệ thống vận chuyển. Tuy nhiên việc giảm áp suất đáy ở đây đến đến giới hạn nào còn phụ thuộc vào giá trị áp suất bão hoà của đối tượng khai thác (sơ đồ của một giếng khai thác thể hiện trên hình VI.14)
Hình VI.14. Sơ đồ của giếng khai thác
VI.3.4.1. Phương pháp khai thác gazlift
Với áp suất bão hoà có giá trị khoảng 0,6÷0,7 áp suất vỉa ban đầu thì thời điểm hợp lý để giếng sang khai thác gazlift hoặc bằng bơm điện chìm là khi áp suất vỉa chưa sụt giảm quá khoảng 30-40% giá trị áp suất vỉa ban đầu.
Sử dụng bơm điện chìm để khai thác cơ học ở VietSovpetro được đánh giá là không hiệu quả vì thời gian sử dụng một máy bơm tương đối ngắn, giá trị mua khá cao, Vietsovpetro không có cơ sở chuyên môn để sửa chữa chi phí để bảo dưỡng sửa chữa máy bơm cũng không nhỏ. Bởi vậy ở Vietsovpetro áp dụng chủ yếu là gazlift. Thông thường, ngay từ khi đầu giếng vào khai thác, trong thiết bị lòng giếng đã lắp sẵn hệ thống van cho gazlift cũng như đường cung cấp khí dầu trên cả giàn khoan.Thời gian đầu, thường đến khi giếng đã bị ngập nước cao, khả năng tự phun không còn hoặc giếng làm việc theo chế độ không liên tục mới quyết định chuyển giếng sang khai thác gazlift. Thực tế đã chứng minh rằng, cách giải quyết vấn đề