Các dự án nâng cao hệ số thu hồi dầu trên thế giới và khu vực
Dựa trên kết quả đánh giá hơn 1.000 dự án EOR (Bảng 1.1) đã áp dụng trên thế giới được phân loại theo các thông số vỉa, điều kiện khai thác (trong đất liền, ngoài biển) và hiệu quả áp dụng của giải pháp, các nhà nghiên cứu đã chỉ ra xu hướng áp dụng EOR cho các đối tượng. Giải pháp nhiệt và hóa học được áp dụng chủ yếu cho đối tượng trầm tích và các mỏ dầu khí khai thác có vị trí trên đất liền. Giải pháp khí và bơm ép nước thứ cấp chiếm ưu thế với đối tượng carbonate, turbidite và các mỏ dầu khí khai thác ngoài biển. Bơm ép hóa phẩm có hạn chế là rất khó để áp dụng tại các mỏ có độ sâu lớn (nhiệt độ cao, áp suất cao) hoặc khai thác ngoài biển do chế
(1.10) Soi – Sor
Ed =
Soi EA = Ev x EI
24
tạo các hóa phẩm chịu được nhiệt độ trên 800C và chịu được độ khoáng hóa cao của nước biển và nước vỉa là rất khó hoặc nguồn cung với khối lượng lớn. Các dự án EOR trên thế giới tập trung chủ yếu ở các mỏ dầu khí của nước Mỹ và Canada, ngoài ra cịn có ở một sớ nước ở Châu Âu, Châu Á và Châu Mỹ.
Bảng 1.1: Bảng tổng hợp cách phương pháp EOR đã thực hiện trên thế giới
Phương pháp thu hồi Đá vỉa
Cát kết Carbonate Khác
Giải pháp nhiệt
Bơm ép hơi nước 513 7 12
Bơm ép không khí 27 10 1
Nước nóng 17 - - Giải pháp khí CO2 117 92 10 Hydrocarbon 45 47 25 N2 19 14 2 Giải pháp hóa Alkaline 22 - - Polyme 267 64 9 Micellar Polyme 38 6 -
S, AP, AS & ASP 27 - -
- Giải pháp nhiệt: bao gồm bơm ép nước nóng nhằm kích thích vỉa hoặc áp dụng giải pháp “huff and puff”, bơm ép SAGD, đốt nóng vỉa chứa, thậm chí một số giải pháp không có hiệu quả kinh tế cao như đốt nóng bằng phương pháp điện từ hoặc vi sóng để nâng cao thu hồi dầu . Giải pháp nhiệt chủ yếu được áp dụng cho các mỏ dầu nặng, có API < 20 và mỏ dầu khí có vị trí trên đất liền hoặc có thể áp dụng hiệu quả cho các mỏ bitumen hoặc dầu nặng trên thế giới. Trong đó kích thích vỉa tuần hoàn bằng dòng nước nóng (CSS-Cyclic Steam Stimulation), bơm ép nước nóng và hơi nước nóng/khí bơm ép áp suất cao (SAGD - Stream Assisted Gravity Drainage) là những phương pháp áp dụng nhiều nhất cho các mỏ dầu nặng, bitumen và các vỉa cát kết [37] .
- Giải pháp hóa: bao gồm bơm ép polyme, gel, chất hoạt động bề mặt (HĐBM), các loại kiềm hữu cơ, kiềm vô cơ, dung môi hóa học, phức hợp vi sinh hóa lý, phân
25
tử hóa học dạng nano hoặc tổ hợp các chất hóa học [78]. Các công trình nghiên cứu và áp dụng giải pháp đến nay trong công nghệ khai thác dầu khí trên thế giới đang có xu hướng sử dụng tích hợp nhiều tác nhân hóa học trong một giải pháp, các nghiên cứu gần đây đã chứng minh sự kết hợp giữa tác nhân Nano và chất HĐBM sẽ đem lại hiệu quả cao cho tổ hợp EOR [20]. Việc nghiên cứu, lựa chọn giải pháp, chế tạo và phát triển ứng dụng nâng cao hệ số thu hồi dầu đã là một phần trong kế hoạch phát triển ban đầu với bất kỳ một mỏ dầu khí nào [102,104]. Bơm ép hóa phẩm có hạn chế là rất khó để áp dụng tại các mỏ có độ sâu lớn (nhiệt độ cao, áp suất cao do công nghệ để chế tạo các hóa phẩm chịu được nhiệt độ trên 800C và chịu được độ khoáng hóa cao của nước biển và nước vỉa là rất phức tạp và đắt tiền. Ngoài ra với mỏ dầu khí ngoài biển thì việc cung cấp nguồn hóa phẩm hàng ngày để phục vụ bơm ép cũng là rất khó khả thi.
- Giải pháp khí: gồm bơm ép trộn lẫn và hòa tan, bơm ép gần trộn lẫn, bơm ép không trộn lẫn của các nguồn khí. Các tác nhân bơm ép khí bao gồm khí hydrocarbon (đã được làm giàu hoặc làm sạch, hoặc khí đồng hành), CO2 và N2. Giải pháp bơm ép tác nhân khí được sử dụng nhiều trong các mỏ dầu nhẹ và cho đối tượng trầm tích có áp suất vỉa đủ lớn cho quá trình bơm ép trộn lẫn. Bơm ép N2 được đề xuất áp dụng để tăng thu hồi dầu dưới điều kiện trộn lẫn, cả không trộn lẫn [98] và áp dụng cho trầm tích lục nguyên nhưng theo ghi nhận các nghiên cứu gần đây thì không thấy sự gia tăng các dự án thử nghiệm giải pháp này có thể một phần do hạn chế của nguồn cung N2 cũng như khả năng trộn lẫn và gia tăng thu hồi của N2 không cao so với giải pháp bơm ép khí CO2 hoặc khí hydrocarbon. Giải pháp bơm ép khí CO2 hoặc hydrocarbon được áp dụng chủ yếu cho đối tượng trầm tích lục nguyên, đặc biệt áp dụng nhiều với các mỏ trong đất liền do gắn với trang thiết bị bơm ép và yếu tố kinh tế của dự án bơm ép khí. Trong giải pháp này thì phương pháp bơm ép luân phiên nước - khí (WAG-Water Alternating Gas) được áp dụng nhiều nhất và cũng đem lại hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu cao nhất, đặc biệt áp dụng nhiều tại Canada, Mỹ, Venezuela, Trung Đông. Hầu hết các giải pháp bơm ép trộn lẫn hay không trộn lẫn của khí Hydrocarbon áp dụng tại Mỹ đều là ở các mỏ dầu ở vùng Alaska [85].
26
Hiện nay, các dự án áp dụng giải pháp khí cho các mỏ ngoài biển cũng tăng nhanh cùng với sự phát triển của công nghệ khai thác dầu khí, đối với các giàn/mỏ khai thác ngoài biển nguồn khí cung cấp cho bơm ép là hết sức quan trọng vì xa bờ. Nhiều dự án bơm ép CO2 đã chứng minh tính hiệu quả của giải pháp tuy nhiên lại không được áp dụng cho các mỏ ngoài biển nhiều bởi nguồn cung cấp khí CO2 không khả thi do xa các nhà máy công nghiệp cũng như hệ thống đường ống vận chuyển khí quá đắt đỏ. Nên với một số mỏ thì giải pháp bơm ép khí đồng hành hydrocarbon và nước luân phiên là giải pháp khả thi, giải pháp bơm ép luân phiên nước-khí đòi hỏi áp suất vỉa chứa phải đủ lớn trên giá trị áp suất trộn lẫn (MMP – Minimum Miscibility Pressure) để có thể trộn lẫn với hệ chất lưu vỉa. Nếu chỉ gần đến điểm áp suất trộn lẫn thì hiệu quả của giải pháp cũng giảm sút đáng kể khi áp dụng thực tế. Các thống kê và nghiên cứu trên thế giới cho thấy rằng, với các mỏ dầu khí khai thác ở ngoài biển thì các dự án EOR chủ yếu là bơm ép khí thay cho bơm ép nước thông thường [104], điển hình là một số dự án EOR ở ngoài khơi Malaysia [27] (Hình 1.7).
Hình 1.7. Xu hướng EOR tại mỏ dầu khí ngồi biển của Malaysia
Dựa trên thớng kê các dự án nâng cao hệ số thu hồi dầu trên thế giới (Bảng 1.1) và các đánh giá ở trên cũng cho thấy hai phương pháp bơm ép khí và bơm ép hóa phẩm là phù hợp với địa chất, tính chất đá chứa, tính chất lưu thể, điều kiện khai thác của các mỏ dầu khí ở Việt Nam. Phương pháp nhiệt chủ yếu áp dụng cho dầu nặng (API < 20) hoặc mỏ dầu khí có vị trí trên đất liền nên không phù hợp với dầu
27
vỉa và điều kiện khai thác ở Việt Nam.
Đánh giá và lựa chọn phương pháp bơm ép luân phiên nước - khí
Hiệu quả của các phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu như phương pháp nhiệt, phương pháp hóa, phương pháp bơm ép khí đều phụ thuộc quá trình phân tích từ kỹ thuật đến kinh tế của dự án. Các phân tích, đánh giá kỹ thuật - kinh tế sẽ chỉ ra giải pháp phù hợp để áp dụng triển khai thực tế dự án nâng cao hệ số thu hồi cho các mỏ dầu khí [66]. Ảnh hưởng của tính chất địa chất - địa vật lý, công nghệ mỏ của mỏ dầu khí như độ sâu của đối tượng địa chất, cấu trúc vỉa chứa, mức độ đồng nhất và các tính chất vật lý - thạch học của đá vỉa đối với việc lựa chọn và hiệu quả của các phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu [34,67,108].
- Độ sâu của các vỉa chứa tại Việt Nam khá lớn nên nhiệt độ vỉa và áp suất vỉa cao, việc áp dụng phương pháp hóa học sẽ bị hạn chế. Hóa phẩm bơm ép khó chịu được nhiệt độ và áp suất cao hoặc có thể chịu được thì chi phí để chế tạo hóa phẩm cũng rất lớn. Ngoài ra, điều kiện khai thác ở Việt Nam chủ yếu ngoài khơi sẽ gây khó khăn và chi phí tăng cao khi áp dụng bơm ép hóa phẩm, công nghệ bơm ép áp dụng ngoài biển cũng rất phức tạp.
- Mức độ đồng nhất/bất đồng nhất của vỉa chứa đặc biệt ảnh hưởng đến hai giải pháp hóa và khí khi áp dụng bơm ép thực tế. Một số mỏ bơm ép tác nhân hóa và khí cho thấy xẩy ra hiện tượng xuyên thủng/đánh thủng (by pass/breakthrough) của hệ chất lưu bơm ép, cụ thể hệ chất lưu bơm chủ yếu tập trung đi vào các vùng hoặc đới có độ thấm cao và sau đó đến giếng khai thác rất nhanh chóng. Hiện tượng này làm giảm rất nhiều hiệu quả của phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu. Với các vỉa dầu khí tại Việt Nam, mức độ bất đồng nhất trong vỉa rất cao nên giải pháp bơm ép luân phiên nước khí với cơ chế trộn lẫn sẽ phù hợp.
- Tính chất vật lý - thạch học của đá vỉa cũng ảnh hưởng rất lớn đến việc lựa chọn phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu phù hợp và hiệu quả cho mỏ dầu khí. Một số nghiên cứu đã chứng minh với vỉa chứa có độ rỗng lớn, độ thấm lớn nếu sử dụng giải pháp bơm ép tác nhân hóa sẽ cho hiệu quả tốt hơn so với các vỉa chứa có
28
độ rỗng, thấm nhỏ. Tuy nhiên, với tính chất thạch học chứa nhiều khoáng vật có tính tương tác hóa học cao sẽ dẫn đến sự hấp thụ các chất polyme, chất HĐBM lên đá vỉa làm giảm hiệu quả của giải pháp này, cũng như tăng chi phí hóa phẩm làm dự án EOR không có tính khả thi về kinh tế.
Nghiên cứu các dự án nâng cao hệ số thu hồi dầu trên thế giới, đặc biệt là các dự án bơm ép tác nhân hóa thì tính chất của chất lưu vỉa ảnh hưởng lớn nhất đến hiệu quả của giải pháp. Với các vỉa dầu có độ nhớt cao, nước vỉa khống hóa thấp, độ bão hịa dầu dư còn lớn thì giải pháp bơm ép Polyme sẽ được ưu tiên [77], những vỉa dầu có tỷ trọng dầu nhẹ đến trung bình, thành phần dầu chứa nhiều axit hữu cơ thì ưu tiên bơm ép Alkalin và chất HĐBM [78]. Tuy nhiên, phương pháp hóa học sẽ tiềm ẩn nhiều rủi ro như tạo sa lắng vỉa, bít nhét vỉa hoặc bị tương tác phá hủy làm các chất bơm ép mất tác dụng khi tương tác với chất lưu vỉa. Phương pháp bơm ép tác nhân khí thì áp dụng hiệu quả nhất với dầu nhẹ và thành phần khí hydrocarbon bơm ép có điểm MMP thấp thì khả trộn lẫn cao hơn. Theo các đánh giá và phân tích ở trên thì phương pháp bơm ép khí là phù hợp nhất với các mỏ dầu khí tại Việt Nam. Căn cứ trên phương pháp nâng cao thu hồi dầu đã được áp dụng trên thế giới và các đánh giá ở trên có thể nhận thấy phương pháp bơm ép luân phiên nước-khí cho các mỏ dầu khí tại Việt Nam có tính khả thi và phù hợp với tình hình thực tế các mỏ, nhằm đem lại hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu cao nhất. Đặc biệt là áp dụng phương pháp bơm ép khí trộn lẫn/không trộn lẫn cho hệ dầu khí chưa bão hòa.
Cơ sở lý thuyết của bơm ép khí cho các mỏ dầu khí
Một sớ vỉa chứa dầu trên thế giới và Việt Nam có sự thay đổi thành phần các cấu tử hydrocarbon theo độ sâu và theo diện của mỏ. Phần % mol của các thành phần nhẹ giảm theo độ sâu, trong khi phần mol của các thành phần nặng tăng dần theo độ sâu. Các mỏ dầu khí đang khai thác ở trạng thái trên bão hòa hoặc dưới bão hòa, tùy thuộc vào mối quan hệ giữa áp suất vỉa và áp suất bão hòa của hệ chất lưu vỉa. Đa số các mỏ dầu khí đều tiến hành bơm ép nước để duy trì áp suất trên áp suất bão hòa để gia tăng thu hồi dầu nên trong luận án này cũng tập trung nghiên cứu cho các mỏ
29
khai thác ở điều kiện trên bão hòa hoặc đã tiến hành bơm ép nước duy trì áp suất vỉa. Bơm ép khí là sử dụng khí như một dung môi để bơm ép vào vỉa nhằm mục đích trộn lẫn hoặc gần trộn lẫn với chất lưu vỉa. Nếu hai chất lưu đó trộn lẫn với nhau theo bất cứ tỷ lệ nào thành một pha duy nhất được gọi là trộn lẫn hoàn toàn. Tại điểm áp suất mà khí trộn lẫn với dầu ở bất cứ tỷ lệ nào được gọi là áp suất trộn lẫn tối thiểu (MMP) [26]. Khả năng trộn lẫn và hiệu suất đẩy dầu ra khỏi kênh rỗng phụ thuộc nhiều vào chính áp suất bơm ép và áp suất trộn lẫn tối thiểu. Tại điểm áp suất bơm ép bằng với MMP thì áp suất bơm ép nhỏ nhất và hiệu suất thu hồi dầu cao nhất, chính vì vậy điểm áp suất làm việc tại MMP là tối ưu [30]. Để đảm bảo được hiệu quả và tối ưu hóa chương trình bơm ép thử nghiệm thì điều kiện tiên quyết là xác định được MMP. Trường hợp khí được sử dụng là tác nhân bơm ép thì kết quả MMP trong phòng thí nghiệm cần thiết.
Các dự án bơm ép khí trộn lẫn/gần trộn lẫn thơng thường địi hỏi phải đầu tư thêm các thiết bị bơm ép nếu áp suất vỉa chứa dưới áp suất trộn lẫn/gần trộn lần. Ngoài ra, khí bơm ép cũng cần phải được làm giàu để giảm áp suất trộn lẫn tối thiểu. Do đó, để tối ưu hóa hiệu quả kinh tế của dự án, phương pháp bơm khí trộn lẫn/gần trộn lẫn được so sánh với việc bơm khí không trộn lẫn (chi phí khí thấp). Các công cụ mô phỏng được phát triển để giảm thiểu chi phí phân tích thực nghiệm và có thể dự đoán được các quá trình trộn lẫn, sự thay đổi điểm MMP theo các thông số động thực tế trong vỉa chứa. Từ các kết quả mô phỏng xác định chính xác MMP và hạn chế tối đa rủi ro khi tiến hành bơm ép khí cũng như có thể đánh giá được hiệu quả của phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu.
Mô phỏng vỉa chứa theo mô hình thành phần hydrocabon là công cụ chính được sử dụng trong nghiên cứu này. Ngoài ra, mô hình giả lập PVT đã được sử dụng để tính toán thành phần dầu và giá trị áp suất trộn lẫn tối thiểu (MMP) cho khí bơm ép cụ thể.
Các mô hình số 1-D, 2-D và 3-D được xây dựng để mô phỏng điều kiện trộn lẫn và cơ chế phát triển trộn lẫn. Phân tán số học liên quan đến các mô phỏng số học
30
đã được loại bỏ theo quy định thông thường [46], ngoại suy tuyến tính của hệ số thu hồi ở tổng khối lượng bơm ép theo thể tích lỗ rỗng để ước tính thu hồi không trộn lẫn. Số lượng ô lưới được sử dụng trong các mô phỏng này thường dao động từ 100 đến 5.000 ô. Bơm ép khí được thực hiện ở các áp suất khác nhau. Mục tiêu là xác định hệ thống MMP để bơm ép khí đã làm giàu (ví dụ: khí phân tách), khi áp suất vỉa chứa giảm cục bộ dưới áp suất bão hịa tới đa và một vùng hai pha đã hình thành trong vỉa chứa [70]. Đối với bơm ép khí đã làm giàu, cơ chế trộn lẫn chiếm ưu thế là tương tác nhiều lần giữa thành phần ngưng tụ/thành phần hơi. Để mô hình hóa đúng cách cần một hệ thống ô lưới rất chi tiết.
Để xác định cơ chế trộn lẫn thì cần phải hiểu về các khái niệm cũng như các