LƯỢG GIẾG Ở TẦG MIOXE HẠ VÒM BẮC MỎ BẠCH HỔ
VỊ1. Duy trì áp suất vỉa bằng bơm ép nước
Áp suất vỉa ban đầu xấp xỉ áp suất thuỷ tĩnh, các giếng phân bố trên các diện tích không có hoặc kém liên thông thuỷ lực với vùng nước rìạ Đó là điều kiện cần phải duy trì sáp suất vỉa để đáp ứng yêu cầu phải đạt được nhịp độ thu hồi dầu cao cho mỏ dầụ Các đặc trưng vật lý ,thuỷ lực của collector và chất lưu sau đây đáp ứng điều kiện đủ để có thể bơm ép nước duy trì áp suất vỉa:
-Quan hệ thuỷ lực, liên thông tốt thân dầu với nước bao -Độ nhớt của dầu không cao (µ=1÷2cP).
-N ước bơm ép qua quy trình xử lý đảm bảo yêu cầu vật lý hoá học. -Hệ số tiếp nhận trung bình.
-Áp suất bão hoà không cao chỉ bằng 0,6÷ 0,7 áp suất vỉa ban đầụ
Hiệu quả của bơm ép nước của cụm giếng 63, 69,71,87,giếng bơm ép 70 và
cụm giếng 815,816,95, 806, giếng bơm ép 202 được minh hoạ trong các hình VỊ1,
Hình VỊ1. Động thái áp suất vỉa cụm giếng 63, 71, 87, 70, 69
(Thời điểm bắt đầu bơm ép)
Hình VỊ3. Ảnh hưởng bơm ép của giếng 202iw đến áp suất các giếng lân cận
Hình VỊ4. Ảnh hưởng bơm ép của giếng 202iw đến lưu lượng các giếng lân cận
Trên các hình trên ta dễ dàng nhận thấy 2 cụm giếng khai thác trong giai đoạn đầu áp suất vỉa suy giảm nhanh chóng tương ứng với sự suy giảm của lưu lượng dầu, sau khi đưa 2 giếng bơm ép 202 và giếng 70 áp suất các giếng đã bắt đầu ổn định đồng thời lưu lượng dầu cũng tăng lên và ổn định. Ở các cụm giếng khai thác không được tổ chức bơm ép thì lưu lượng giảm nhanh đồng thời ổn định ở mức rất nhỏ (3-4t/ng.đ).
Sự phân bố quỹ giếng bơm ép theo từng năm được trình bày trong bảng VỊ1.
Bắt đầu từ năm 2005 tổng lượng nước bơm ép ở đối tượng này tăng lên nhờ chuyển giếng 905/MSP-9 vào bơm ép.
Bảng VỊ1. Quỹ giếng bơm ép ở đối tượng Mioxen hạ
Từ đó ta có thể rút ra kết luận rằng để nâng cao hiệu quả bơm ép nước thì ngoài việc lựu chọn đúng đắn giếng để bơm ép nước thì cần phải bắt đầu bơm ép nước khi áp suất vỉa mới chỉ đạt < 20% so với áp suất bão hoà.
VỊ2. Gia tăng hệ số quét VỊ2.1. Khoan á ngang
Gia tăng hệ số quét của hệ thồng khai thác được thực hiện bằng việc đan dầy hệ thống mạng lưới giếng khoan và khoan mở vỉa sản phNm bằng thân dầu giếng á
ngang (hình VỊ5)
Tuy nhiên, đan dầy mạng lưới giếng khoan để nâng cao hiệu quả kinh tế - kỹ thuật khai thác dầu một đối tượng cụ thể lại là một vấn đề không đơn giản có khi không thể triển khai vì lý do các giới hạn kinh tế.
Áp dụng giải pháp công nghệ này ta phải đánh giá hàng loạt thông số công nghệ khai thác của từng giếng, một cụm giếng hoặc thông qua mô phỏng độ bão hoà nước bơm ép, qua đó xác định các vùng còn tồn đọng dầu khả năng thu hồi dầu từ các vùng đó.
Tăng hê số bao trùm bằng việc khoan mở vỉa các tầng sản phNm bằng thân giếng á ngang: Đối tượng khai thác Mioxen của VietSovpetro có đặc trưng sau:
- Các thân cát không liên tục
- Hệ số phân lớp cao 3-4 có khi đến 10 - Hệ số cát bé, thường 0,1-0,2
- Góc đổ của vỉa mở không lớn
- Tổng bề dầy hiệu dụng khi mở vỉa thẳng đứng không lớn (10-15m)
Căn cứ vào đó để việc khoan mở vỉa có hiệu quả bằng thân á ngang. Về mặt công nghệ khoan thân á ngang vẫn thuận lợi hơn khoan thân ngang.
Đối với tầng sản phNm 23 Mioxen dưới mỏ Bạch Hổ đã có 2 giếng mở vỉa bằng thân á ngang (815 và 917). Hai giếng này đều cho thấy kết quả là lưu lượng ban đầu cao gấp 1,5 lần đến 3 lần so với các giếng mở vỉa bẳng thân thẳng đứng. (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
Tuy nhiên việc duy trì ổn định lưu lượng của giếng mở vỉa bằng thân á ngang (thường cho lưu lượng khá cao) còn phụ thuộc vào một yếu tố quan trọng là khả năng duy trì áp suất vỉa ở xung quanh các giếng nàỵ Thực tế cho thấy rằng lưu lượng giếng 815 được duy trì tốt hơn so với giếng 917 vì ở khu vực giếng 815 có bơm ép nước giữ áp suất vỉa còn ở khu vực khai thác giếng 917 một thời gian dài không có bơm ép nước duy trì áp suất vỉạ Vì vậy, ở những khu vực có khoan thân á ngang cần thiết tổ chức bơm ép nước để duy trì áp suất vỉạ
Hình VỊ5. Minh hoạ giếng khoan á ngang
VỊ2.2. 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 dầụ 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.
VỊ2.3. 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:
- Xác định được tương đối chắc chắn sự tồn tại của trữ lượng dầu còn tồn đọng đủ lớn để có thể định vị được vị trí xác định (toạ độ) của thân giếng 2
- Trên diện tích đã xác định còn dầu tồn đọng có các giếng đã dừng hoạt 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 nhiềụKhoan 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 caọ
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 dầụ 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 chuNn bị thân giếng để cắt thân nhanh hơn song chi phí cho công nghệ mới lại tương đối caọ
VỊ3. 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=2πrh nằm cách
tâm giếng khoảng cách r .Phương trình (1) trở thành: Q= dr dP Kh . 2 µ π (2)
Tách biến và lấy tích phân ta có:
∫PdP Pwf = Kh Q π µ 2 ∫r drr rw (3) Q = dr dP Kh . 2 µ π dP = Kh Q π µ 2 ∫r drr rw ∫PdP Pwf = Kh Q π µ 2 ∫r drr rw
Trong đó : h là chiều dày hữu hiệu tầng sản phNm, ft
Pwf là ký hiệu quy ước cho áp suất lòng giếng khi có dòng chảỵ Ta có : Pe - Pw = Kh Q π µ 2 ln rw r (4) N ó 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 ngoàị Đặc biệt khi r=re thì:
Pe - Pw = Kh Q π µ 2 ln rw r (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 (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
giếng như trên hình VỊ6 ( rd là bán kính của đới này).
N ếu 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
∆Pskin = Kh Q π µ 2 .S (6)
Trong đó ∆Pskin là chênh áp do suy giảm vùng quanh giếng còn S là hệ số
skin hay hệ số bịt vỉạ Khi dùng hệ số này thì phương trình (6) có dạng sau:
Hình VỊ6. Sự thay đổi độ thấm xung quanh giếng
Pe - Pw = Pe - Pw = Kh Q π µ 2 (ln rw r +S) (7)
N ếu S=0 thì không có hiệu ứng bịt vỉạ
N ếu S>0 thì phát sinh chênh áp do giảm độ thấm vùng quanh giếng (K1<K2
hình VỊ7).
N ếu 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. Kh Bo Qµ (ln rw r +S) (8)
Áp suất vỉa ban đầu của các tầng sản phNm 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 caọ 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 bNn vỉa (nhiễm bNn) 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 bNn (hệ số skin) bằng hoá học, vật lý học, thuỷ động lực học, và tổ hợp các phương pháp.
Bảng VỊ2. Kết quả áp dụng các phương pháp hoá học
Trong các giếng khai thác Trong các giếng bơm ép
Dạng xử lý
axít Số giếng xử lý Độ thành công
% Số giếng xử lý Độ thành công % Muối axít 1 0 1 100 Sét axít 15 40 4 75 N hũ 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…
VỊ3.1.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 (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
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 VỊ2) ta thấy :
+Trong các giếng bơm ép xử lý giếng bằng muối-axit, sét-axit và axit+ hoá phNm “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 phNm “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 bNn vùng cận đáy giếng khai thác đã diễn ra phức tạp,
tương tác của nhiều thành phần từ trong vỉa chảy ră3 pha) với thành phần đất đá.Trong khi đó, ở giếng bơm ép sự nhiễm bNn 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 VỊ5÷VỊ8).Hình VỊ8 giếng 42-MSP1, 2/1998, gia
tăng 20÷29 t;hìnhVỊ9giếng 45-MSP1, 3/2001, gia tăng 32÷63t; hình VỊ10 giếng 46-
MSP1, 7/1997, gia tăng 35÷100t; hình VỊ11 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 VỊ11. Sự gia tăng lưu lượng theo thời gian của giếng 806-MSP8 do xử lý axit.
VỊ3.2. ứt 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 dầụ
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 nhiêủ, 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