30 năm kể từ khi phát hiện dầu trong móng mỏ Bạch Hổ, Liên doanh Việt-Nga Vietsovpetro (VSP) đã khai thác hơn 180 triệu tấn dầu từ đối tượng này. Sau Bạch Hổ, VSP đã phát hiện thêm và đưa vào khai thác nhiều thân dầu Móng khác tại khu vực mỏ Rồng như thân dầu móng Đông Nam Rồng, Trung Tâm Rồng, Đông Bắc Rồng, Nam Rồng Đồi Mồi…Ngoài ra còn có nhiều đối tượng móng khác được những công ty khai thác dầu khí hoạt động tại thềm lục địa Việt Nam phát hiện và đưa vào khai như: Đông Rồng (1993), Rạng Đông, Ruby, Sư Tử Đen (2000), Sư Tử Vàng (2001), Cá Ngừ Vàng (2002), Sư Tử Trắng, Sư Tử Nâu (2005), Thăng Long (2007), Hải Sư Đen, Hổ Xám và trong những khối đá magma cổ bị chôn vùi từ hàng chục triệu năm trước. Sản lượng dầu khai thác từ đối tượng Móng đóng góp phần lớn vào sản lượng khai thác chung của LD Việt-Nga Vietsovpetro nói riêng và của toàn Tập Đoàn Dầu Khí Quốc Gia Việt Nam nói chung.
Trong suốt giai đoạn 30 năm qua, kể từ thời điểm đưa vào khai thác thân dầu đá móng mỏ Bạch Hổ đến nay, công tác nghiên cứu đối tượng khai thác đặc biệt này áp dụng các biện pháp địa kỹ thuật đã được tiến hành rất nghiêm túc và thường xuyên. Trong đó xử lý Axit vùng cận đáy giếng là một trong những giải pháp địa chất kỹ thuật quan trọng được áp dụng thường xuyên nhằm duy trì và tăng cường sản lượng khai thác. Mặc dù vậy, thân dầu móng nứt nẻ hiện nay vẫn là đối tượng phức tạp, đặt ra nhiều thách thức đối với đội ngũ chuyên gia địa chất, công nghệ mỏ; nhiều vấn đề cần được nghiên cứu kỹ càng để được giải thích một cách đầy đủ và rõ ràng. Trong khuôn khổ của bài báo này, nhóm tác giả sẽ tổng hợp những công nghệ xử lý đã được áp dụng, phân tích nguyên nhân thành công cũng như thất bại từ đó đề xuất tối ưu công nghệ và quy trình nhằm nâng cao hiệu quả xử lý đồng thời mở rộng phạm vi áp dụng trong thời gian tới.
Lịch sử xử lý vùng cần đáy giếng
Thân dầu trong đá móng được phát hiện lần đầu tiên vào năm 1988, từ thời điểm đó đến hiện tại đã tiến hành xử lý được hơn 247 lượt xử lý vùng cận đáy. Tại mỏ Bạch Hổ đã tiến hành thực hiện một số dạng xử lý VCĐ bằng axit như: Xử lý bằng axit muối, axit sét, tổng hợp axit muối và axit sét, nhũ tương dầu-axit, nhũ tương khí dầu axit, bọt axit, axit hóa phẩm DMC.
| Dạng xử lý axit | Lượt xử lý | Tỉ lệ thành công (%) |
| Axit muối (CKP) | 5 | 20 |
| Axit sét (ГКР) | 88 | 80 |
| Tổng hợp (CKP+ ГКР) | 17 | 95 |
| Nhũ tương dầu axit | 78 | 82 |
| Nhũ tương khí dầu axit | 7 | 71 |
| Bọt axit | 12
| 89 |
| Axit + hóa phẩm DMC | 40 | 65 |
| ∑Số lượng | 247
| |
Bảng 1. Tổng kết lịch sử xử lý axit trong tầng móng đến hết 2017.
Trong những năm 1995-1997 đã tiến hành thử nghiệm xử lý bọt axit đã thu được hiệu quả nhất định mặc dù số lượng áp dụng phương pháp này chưa cao. Từ năm 1997-2012 đã áp dụng phương pháp nhũ tương axit và nhũ tương dầu diezen axit để áp dụng với số lượng lớn và đã thu được kết quả tốt với tỉ lệ thành công cao trên 80%. Tuy nhiên sau 2012 phương pháp nhũ tương axit lại không thu được kết quả tốt nên đã hạn chế áp dụng. Đặc biệt trong giai đoạn từ 2016-2017 và đến thời điểm hiện tại tháng 03-2018 tỉ lệ xử lý axit tại khu vực tầng móng tại mỏ Bạch Hổ đạt tỉ lệ thành công cao trên 95%. Công nghệ áp dụng cho giai đoạn này chủ yếu tập trung vào xử lý axit bằng tổng hợp axit muối và axit sét, bọt axit, nhũ tương khí dầu axit trên gốc dung dịch axit muối, axit sét. Từ những thành công trong việc xử lý axit tầng móng ở giai đoạn gần đây từ 2016 đến nay cho phép ta tiếp tục nghiên cứu áp dụng các công nghệ này cho giai đoạn tiếp theo.
Đặc trưng tầng móng
Quá trình nghiên cứu, vận hành và khai thác mỏ cho thấy rằng thân dầu đá móng nứt nẻ có đặc trưng địa chất với nhiều điểm khác biệt so với các đối tượng trầm tích thông thường. Tầng móng dạng khối chưa collector granin nứt nẻ có hang hốc và lỗ rỗng, trong các khe nứt và vi khe nứt có chiều gày 0.3-3mm; độ rỗng khong 3-5% và độ thẩm thấu thay đổi trong phạm vi rộng từ 0,004-464 D (trung bình là 0.135 D). Nhiệt độ vỉa dao động trong khoảng trung bình khoảng 130-1550C và áp suất vỉa thay đổi từ 200-320 at (đo ở độ sâu 3650m). Theo kết quả nghiên cứu, đá móng mỏ Bạch Hổ được tạo thành chủ yếu từ đá granit. Ngoài đá loại này ra còn có granodiorit, monsodiorit thạch anh, diorit, diorite thạch anh. Thành phần khoáng vật đá móng mỏ Bạch Hổ được trình bày trong hình.
Hình 1: Cấu trúc đá móng mỏ Bạch Hổ
Là đá chứa được tạo nên bởi hệ thống các nứt nẻ Micro và Macro, hệ thống nứt nẻ này được hình thành chủ yếu bởi các yếu tố phá huỷ kiến tạo và sự co dãn mắc ma. Tính chất chứa của đá móng rất phức tạp và bất đồng nhất cao, nó phụ thuộc vào rất nhiều yếu tố, như lực kiến tạo, loại đá magma (granite, granodiorite, diorite…), độ sâu của khối đá, hoạt động nhiệt dịch…Do vậy, sự biến đổi nhanh của các loại đá magma, sự biến đổi về độ sâu mặt móng, về hoạt động kiến tạo, về hoạt động nhiệt dịch… sẽ góp phần dẫn đến sự thay đổi nhanh về tính chất thấm chứa của đá.
Các đá tầng Móng mỏ Bạch Hổ đã bị tác động bởi những quá trình kiến tạo, thủy nhiệt, phong hóa… hình thành các lỗ hổng, khe nứt, vi khe nứt, trong đó chứa nhiều khoáng vật thứ sinh chủ yếu là zeolite, felfan được biến đổi tử plagiocla. Hầu hết các giếng khai thác trong tầng móng đều thuộc loại hoàn thiện thân trần không chống ống (giếng sâu nhất ở độ sâu thân giếng 5400m).
Các nguyên nhân gây nhiễm bẩn ở khu vực móng.
Từ những đặc trưng riêng của tầng đá móng trong mỏ Bạch Hổ thì các nguyên nhân gây nhiễm bẩn cũng khác biệt so với các khu vực trầm tích khác, báo cáo này tác giả muốn đề cấp tới các nguyên nhân gây nhiễm bẩn trong tầng đá móng để nhằm mục đích làm cơ sở cho việc lựa chọn các công nghệ xử lý:
Nhiễm bẩn do quá trình khoan: Như ta đã biết đặc trưng của tầng móng khi khoan tới tầng sản phẩm dấu hiệu nhận biết đó là sự mất dung dịch rất lớn, bởi vậy trong quá trình khoan các mùn khoan và dung dịch khoan có thể thấm vào vỉa, dung dịch khoan sẽ phản ứng với nước vỉa sinh ra các muối không thể hòa tan được hoặc có thể tạo ra các nhũ tương, cụm nước cục bộ trong khe nứt. Ngoài ra sự trương nở sét có thể từ dung dịch khoan hoặc do khoáng vật sét có mặt trong tầng sản phẩm tiếp xúc với pha nước trong hệ dung dịch khoan gây bịt kín các khe nứt.
Hình 2: Nhiễm bẩn bởi sự xâm nhập dung dịch khoan
Nhiễm bẩn trong quá trình khai thác: Đây là nguyên nhân chủ yếu gây ra nhiễm bẩn của các giếng tại khu vực tầng móng vì các giếng thường làm việc với lưu lượng cao trong thời gian dài. Sau khi đưa vào khai thác một thời gian giếng thường giảm lưu lượng mạnh nguyên nhân do những hạt mịn, sét, mảnh vụn đất đá dịch chuyển từ trong vỉa làm bít nhét các kênh dẫn giảm độ thấm vùng cận đáy giếng.
Nhiễm bẩn trong quá trình sửa giếng, bắn mở vỉa khu vực nóc móng hoặc tầng sản phẩm trên có sự mất dung dịch, các thành phần lơ lửng trong dung dịch khoan trong thời gian dài cũng có thể gây bít nhét các kênh dẫn, các mảnh vụn do bắn vỉa, đá hoặc xi măng bơm chám rớt xuống VCĐ làm suy giảm hệ số sản phẩm. Riêng đối với những giếng khoan thuộc tầng móng có sử dụng chất đệm từ dung dịch sét có pha trộn thêm Tambon (vỏ chấu, mùn cưa…) nhằm mục đích loại trừ sự mất dung dịch thì mức độ nhiễm bẩn xảy ra trong quá trình này sẽ tăng cao hơn so với các giếng khai thác tầng trầm tích
Nguyên nhân nhiễm bẩn do lắng đọng muối, paraffin, asphalten…: xảy ra trong TBLG, vùng cận đáy giếng cũng là nguyên nhân đặc trưng đối với các giếng móng tại mỏ Bạch Hổ khi số lượng các giếng đóng muối được phát hiện trong suất quá trình khai thác chủ yếu được phát hiện tại tầng móng với tỉ lệ lên tới 98% (01 giếng muối được phát hiện tại tầng Oligocen hạ).
Hình 3: Nhiễm bẩn quá trình bắn mìn
Các phương pháp áp dụng để xử lý vùng cận đáy giếng áp dụng cho tầng Móng
Có rất nhiều công nghệ được áp dụng để xử lý axit cho tầng móng trong những điều kiện khác nhau của từng giếng và từng khu vực vỉa. Mỗi công nghệ luôn đem lại những mặt tích cực và những mặt vẫn còn hạn chế. Tuy nhiên từ những phân tích đặc trưng và những bài học kinh nghiệm rút ra từ Lịch sử khai thác áp dụng công nghệ xử lý axit cho tầng Móng trong suất thời gian hơn 30 năm qua nhóm tác giả xin đề xuất một số các công nghệ đem lại tính hiệu quả cao đồng thời hoàn toàn có thể áp dụng trong điều kiện cơ sở vật chất của LD Việt-Nga Vietsovpetro và có thể áp dụng rộng rãi cho nhiều loại đối tượng giếng trong khu vực tầng móng:
Công nghệ tổng hợp axit muối và axit sét:
Đây là công nghệ được áp dụng rất nhiều trong giai đoạn từ 2015 đến nay với tổng số lượt xử lý là 24 lượt. Công nghệ này được tiến hành dựa trên tác động hóa học lên các thành phần Carbonat và sét có trong nứt nẻ tại tầng móng, cũng như sét được đưa vào khu vực móng có độ phong hóa cao trong quá trình khai thác và khoan sửa giếng, các kênh dẫn chính bị chèn bởi các vật chất thứ sinh, trong quá trình khoan dung dịch khoan tương tác với các chất này, trương nở chèn kín các kênh dẫn có thể là nguyên nhân chính dẫn đến nhiễm bẩn của giếng.
| Thành phần axit muối | Thành phần axit sét |
1. axit clohiđric (HCl) 10 - 15%, 2. axit axetic (CH3COOH) 2 - 5%,
3. chất ức chế ăn mòn axit 2 - 6%, 4. surfactant 1 - 2%, 5. NTF 2 - 6%, 6. Nước còn lại đến 100%. | 1. acid hydrofluoric 3 - 5%; 2. axit clohiđric 8 - 10%; 3. chất ức chế ăn mòn axit 2 - 6%; 4. axit axetic 2 - 5%; 5. Chất hoạt động bề mặt 1 - 2%; 6. NTF 2 - 6%, 7. Nước còn lại đến 100%. |
Axit muối (CKP) bơm trước được sử dụng để xử lý các khoáng chất hàm lượng đá cacbonat có chứa trong các khe nứt nẻ của tầng Móng (hơn 1%).
Ngoài ra, việc bơm Axit muối (CKP) trước khi bơm dung dịch axit sét (ГКР) còn làm giảm tiêu thụ không hiệu quả acid hydrofluoric (HF) để hòa tan cacbonat, gây giảm nồng độ của axit sét và tránh tạo ra kết tủa (CaF2, MgF2…) gây bít nhét khe nứt. Thể tích axit sét đề nghị trong khoảng 0.1-0.2 m3/m mở vỉa hiệu dụng.
Axit sét (ГКР) được sử dụng để xử lý vùng đáy của các giếng khoan, nứt nẻ và lỗ rỗng, đặc trưng bởi sự hiện diện của silicat, thạch anh và đất sét, bất kể nguồn gốc của chúng, nếu cần có thể rửa trôi một phần phần đá chứa để tăng tính thẩm thấu của vỉa, và do đó làm tăng hệ số sản phẩm cho giếng.
Việc xử lý hỗn hợp axit muối và axit sét đạt hiệu quả cao cho tầng móng mỏ Bạch Hổ trong những năm gần đây với tỉ lệ thành công lên tới 95%, tiêu biểu cho việc áp dụng biện pháp này là kết quả xử lý cho giếng 488 BK3 với hiệu quả trước va sau khi sử lý 13/500 tấn dầu/ngày đêm.
Công nghệ nhũ tương dầu axit:
Công nghệ nhũ tương dầu axit được áp dụng từ năm 2006-2012 với số lượng lớn trên 70 giếng đã mang lại những kết quả đáng kể. Công nghệ này được áp dụng khi tiến hành xử lý giếng trong điều kiện nhiệt độ vỉa cao làm giảm tối đa hoạt động ăn mòn trong OKT và TBLG nhờ sự ổn định của nhũ tương, thâm nhập sâu vào trong vỉa làm gia tăng phạm vi tác động của axit nhưng vẫn đảm bảo được tính chất của axit trong việc bao phủ bởi nhũ tương, ngăn ngừa sự hình thành hắc ín trong vỉa.
Thành phần nhũ tương dầu axit
1. axit clohiđric (HCl) 10 - 12%,
2. axit hydrofluoric 3 - 5%,
3. axit axetic (CH3COOH) 2 - 3%,
4. chất ức chế ăn mòn axit 1- 2%,
5. NTF 2 - 6%,
6. Chất tạo nhũ 2 - 6%;
7. Dầu DO 30-40%
8. Nước còn lại đến 100%.
Nhũ tương dầu axit bao gôm 02 pha: gồm pha axit là chất phân tán và pha từ hydrocacsbon là môi trường phân tán nhờ các chất tạo nhũ tương (Emugator). Khi bề mặt tiếp xúc giữa axit trong hỗn hợp dầu nhũ tương và axit với đất đá giảm mạnh thì hỗn hợp này sẽ đi sâu vào trong vỉa so với hỗn hợp axit bình thường, đồng thời làm giảm khả năng ăn mòn với kim loại của dung dịch axit khi tác động với TBLG do axit đã được bọc bởi một lớp dầu thô bên ngoài trong quá trình đi vào vỉa.
Tùy vào điều kiện địa chất – kỹ thuật cụ thể của giếng trước khi xử lý mà sơ đồ công nghệ xử lý áp dụng. Tuy nhiên nhóm tác giả để xuất công nghệ áp dụng đối với các giếng ở khu vực tầng móng có nhiệt độ cao, đã qua xử lý axit nhiều lần mà chưa đạt hiệu quả cao và hạn chế việc ăn mòn HKT trong quá trình xử lý.
Công nghệ bọt axit:
Từ đầu tháng 06/2017, đã áp dụng công nghệ bọt axit cho xử lý các giếng tại khu vực tầng móng cho 08 giếng. Công nghệ này được áp dụng với mục đích xử lý VCĐ đối với những giếng nhiễm bẩn nhưng có độ ngập nước cao, hạn chế dung dịch axit đi vào các vỉa nước làm tăng độ ngập nước vì thế giảm hiệu quả của giếng sau xử lý. Đây là vấn đề khá phức tạp vì các giếng truyền thống được chọn lựa xử lý axit thường phải có độ ngập nước thấp dưới 15-20%. Dung dịch bọt axit được tạo ra bằng cách nạp khí vào dung dịch axit (axit sét, muối…) và cho thêm các chất hoạt tính bề mặt (PAV).
Ưu điểm của dung dịch bọt-axit là rất nhẹ (tỉ trọng có thể đạt tới 0.3-0.65 g/cm3 ) các tính chất cấu trúc cơ học và độ nhớt của nó lớn cho phép làm tăng khả năng tác động của nó liên toàn bộ bề dày hiệu dụng của vỉa sản phẩm được mở. Dung dịch axit ngậm khí đi vào các khoảng khe nứt nẻ lớn có độ tiếp nhận tốt nhất. Trong khi bơm axit không ngậm khí vào vỉa thì dung dịch này đi vào những tập vỉa có độ thẩm thấu tốt sẽ gặp khó hơn vì trong các tập vỉa này đã chứa dung dịch bọt axit vì vậy tạo nên áp suất bổ sung cho phép axit không ngậm khí vào những tập vỉa có độ thẩm thấu nhỏ. Như vậy sẽ bao trùm tác động của axit lên toàn bộ bề dày của vỉa sản phẩm đồng thời ngăn ngừa dung dịch axit đi nhiều vào các khe nứt lớn làm tăng độ ngập nước sau khi xử lý.
Khi cho thêm chất hoạt tính bề mặt (PAV) dung dịch bọt axit ngăn ngừa được sự tích tụ các bọt khí khi chúng chuyển động với axit dọc theo HKT, làm giảm sự ăn mòn của HKT bởi axit gây ra.
Ngoài ra trong quá trình gọi dòng, áp suất ở trong VCĐG giảm nhờ các bọt khí tạo nên chênh áp cáo làm dòng chảy dầu mạnh rửa sạch các sản phẩm trong các lỗ rỗng, khe nứt của đất đá, đẩy nhanh quá trình gọi dòng nâng cao hiệu quả xử lý.
Trong điều kiện nhiệt độ vỉa cao, bọt axit kéo dài thời gian hòa tan của axit với đất đá nâng cao hiệu quả xử lý vì vậy bọt axit cũng là phương án được sử dụng để xử lý VCĐG trong điều kiện nhiệt độ vỉa cao.
Hình 4: Sơ đồ thiết bị xử lý VCĐG bằng phương pháp Bọt- axit
Thành công và kinh nghiệm rút ra từ xử lý giếng 488/BK-3
Hình 5: Sơ đồ mặt cắt giếng 488/BK3
Giếng 488 khoan vào khu vực đông bắc và cách 300m giếng 7009 có lưu lượng hiện tại 672m3/nđ, 0% nước.
Giếng khoan vào nóc phần nóc của 2 đứt gãy với tiềm năng dầu khí cao tương đương giếng 7009. Trong quá trình khoan từ thời điểm vào móng KHÔNG MẤT DUNG DỊCH. Nhưng sử dụng tỉ trọng dung dịch 1.28 – 1.36g/cm3. Khi khoan vào móng chỉ số khí max đạt 3.4%.
Từ những dấu hiệu trên các chuyên gia trong lĩnh vực xử lý axit VCĐ giếng đưa ra giả thiết về sự nhiễm bẩn: Giả thuyết là khoảng cho dòng của giếng là nhỏ (trong tổng 65m thân trần), khu vực nóc móng có độ phong hóa cao, các kênh dẫn chính bị chèn bởi các vật chất thứ sinh, trong quá trình khoan dung dịch khoan tương tác với các chất này, trương nở chèn kín các kênh dẫn có thể là nguyên nhân chính dẫn đến không mất dung dịch trong quá trình khoan.
Trên những cơ sở về việc đánh giá tiềm năng của giếng, giả thuyết về sự nhiễm bẩn nhóm chuyên gia đã đưa ra phương pháp xử lý axit tối ưu nhất được lựa chọn: xử lý axit hỗn hợp tổng hợp axit muối và axit sét.
Hình 6: Biên bản xử lý giếng 488/BK3
Việc xử lý hỗn hợp axit muối và axit sét đạt hiệu quả cao cho tầng móng mỏ Bạch Hổ trong những năm gần đây với tỉ lệ thành công lên tới 95%, kết hợp với việc đánh giá tiềm năng cũng như nguyên nhân nhiễm bẩn của giếng. Việc xử lý cho giếng 488 BK3 đã đem lại hiệu quả ngoài mong muốn với hiệu quả trước va sau khi sử lý 13/500 tấn dầu/ngày đêm.
Hình 7: Lưu lượng trước và sau xử lý 488/BK3
Hiệu quả xử lý trong 03 tháng đầu năm hiệu quả thu được 12430 tấn.
Kết luận
Đang có thách thức lớn về việc hoàn thành kế hoạch khai thác dầu năm 2018 cũng như trong các năm tới trong điều kiện sản lượng dầu ngày một suy giảm với độ ngập nước tăng cao. Thành công thu được từ việc xử lý axit VCĐ đối với khu vực tầng móng tại mỏ Bạch Hổ nói chung và đối với riêng 488/BK-3 nói riêng đã đóng góp không nhỏ vào sản lượng chung của kế hoạch khai thác.Tối ưu hóa công nghệ và lựa chọn các giếng các giếng xử lý phù hợp nhằm gia tăng sản lượng khai thác đóng nhằm nâng cao hiệu quả xử lý vùng cận đáy giếng sẽ giúp duy trì mức sản lượng dầu khai thác, tiết giảm chi phí sản xuất, góp phần nâng cao hiệu quả hoạt động của LD Việt-Nga Vietsovpetro trong thời gian tới.
Tin bài : Nguyễn Văn Thắng - B.TSL KTD