Hiện trạng và tiềm năng áp dụng các giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu (EOR) tại Lô 09-1

Tại Lô 09-1, LD Vietsovpetro đang khai thác các mỏ: Bạch Hổ, Rồng, Gấu Trắng, Thỏ Trắng, và Nam Rồng - Đồi Mồi. Trong đó mỏ Bạch Hổ được đưa vào khai thác sớm nhất từ năm 1986 tại đối tượng Mioxen dưới vòm Trung Tâm, sau đó lần lượt là mỏ Rồng đối tượng Miocen dưới khu vực Trung Tâm năm 1994, mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi năm 2010 đối tượng Móng, mỏ Gấu Trắng khai thác đối tượng Miocen dưới năm 2012 và mỏ Thỏ Trắng đối tượng Oligocen trên năm 2013.

Tổng sản lượng dầu khai thác đến hết năm 2025 là 253,8 triệu tấn, trong đó mỏ Bạch Hổ đóng góp phần lớn vào sản lượng khai thác chung toàn bộ Vietsovpetro với 227,3 triệu tấn chiếm 89,5%, mỏ Rồng là 21,9 triệu tấn chiếm 8,6%, mỏ Thỏ Trắng là 1,9 triệu tấn chiếm 0,8%, mỏ Gấu Trắng 1,3 triệu tấn chiếm 0,5%, mỏ Nam Rồng Đồi Mồi phần của Vietsovpetro là 1,5 triệu tấn chiếm 0,6% (Hình 1).

Sản lượng khai thác các mỏ tại Lô 09-1 đạt đỉnh vào năm 2002 với sản lượng đạt 13,5 tr.tấn dầu và giảm dần những năm sau đó. Hiện nay, sản lượng khai thác hàng năm của Lô 09-1 đạt khoảng 2,8 tr.tấn và có xu hướng suy giảm, mức độ ngập nước gia tăng nhanh chóng, tỷ lệ thành công trong công tác tìm kiếm và thăm dò thấp, các phát hiện dầu khí mới có trữ lượng nhỏ, hiệu quả từ các giải pháp địa chất - kỹ thuật ngày càng giảm (Hình 2). Trước tình hình này, nhiệm vụ nghiên cứu và áp dụng các giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu (EOR) trở thành một yêu cầu cấp thiết nhằm duy trì sản lượng khai thác và tối ưu hóa việc khai thác các nguồn tài nguyên còn lại.

Theo kết quả tính toán tài nguyên dầu tại các mỏ thuộc Lô 09-1 cho thấy tài nguyên dầu còn lại khoảng 638 triệu tấn (Hình 3), trong đó đối tượng Móng là 370 triệu tấn chiếm 58% và trầm tích là 268 triệu tấn chiếm 42%. Ngoài ra, tại Lô 09-1 cơ sở hạ tầng kỹ thuật khá hoàn chỉnh cho thấy tiềm năng và cơ hội để áp dụng các giải pháp EOR, đặc biệt là tại mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng.

Các giải pháp EOR đã được nghiên cứu và áp dụng trên thế giới từ thập niên 1950 và ngày càng được áp dụng rộng rãi. Theo các thống kê, hiệu quả của các dự án EOR trên thế giới, tại các khu vực có điều kiện tương tự Lô 09-1 cho phép gia tăng hệ số thu hồi từ 3 đến 16% (Bảng 1). Đây cũng là xu hướng đang được các công ty khai thác dầu khí trên thế giới áp dụng rộng rãi, đặc biệt đối với các mỏ đang ở cuối giai đoạn khai thác.

Kinh nghiệm thế giới về triển khai các dự án EOR tại các mỏ dầu ngoài khơi với điều kiện địa chất và vận hành tương đồng với các mỏ thuộc Lô 09-1 là một yếu tố quan trọng cần được phân tích và tham khảo trong quá trình đánh giá tiềm năng của các đối tượng nghiên cứu tại Lô 09-1.

Mỏ Bạch Hổ được đưa vào khai thác từ năm 1986, tiếp theo là mỏ Rồng (1994), Nam Rồng - Đồi Mồi (2010), Gấu Trắng (2012) và Thỏ Trắng (2013). Hiện nay, các mỏ này đều đang bước vào giai đoạn cuối của khai thác thứ cấp. Mặc dù các giải pháp gia tăng sản lượng (IOR) như bơm ép nước, gaslift và khoan đan dày đã được áp dụng rộng rãi, các công nghệ nâng cao hệ số thu hồi dầu (EOR) như bơm ép vi sinh hóa lý (VSHL), khí - nước luân phiên (WAG), polymer và chất hoạt tính bề mặt trước đây chủ yếu mới dừng ở quy mô phòng thí nghiệm, mô phỏng hoặc thử nghiệm nhỏ lẻ.

Trong giai đoạn 2000-2014, Vietsovpetro phối hợp với Viện Dầu khí Việt Nam, Công ty Hóa phẩm Dầu khí và Viện Khoa học Vật liệu Ứng dụng nghiên cứu, thử nghiệm các giải pháp EOR cho các đối tượng Miocen dưới, Oligocen và móng (Bảng 2). Kết quả cho thấy hệ số đẩy dầu gia tăng từ 3-10%, trung bình đạt 5,58%.

Giai đoạn 2017-2021, Vietsovpetro hợp tác với Rhodia (Solvay) đánh giá khả năng áp dụng EOR tại tầng Miocen dưới mỏ Bạch Hổ. Kết quả cho thấy giải pháp Surfactant-Polymer đạt hiệu quả cao nhất, với hệ số đẩy dầu 30-45%, tương đương mức gia tăng hệ số thu hồi dầu từ 3-5%, tạo tiền đề cho các chương trình thử nghiệm tại các vòm Bắc, Trung tâm và Nam của mỏ Bạch Hổ.

Năm 2021, Vietsovpetro phối hợp với VPI nghiên cứu, thiết kế và thử nghiệm hệ hóa phẩm Surfactant-Polymer cho đối tượng Miocen dưới vòm Nam mỏ Bạch Hổ (BK-16). Trong quá trình thử nghiệm, 100 tấn hóa phẩm SP được bơm vào giếng 1609/BK16. Sau 6 tháng, sản lượng dầu tăng thêm 2,7 nghìn tấn và lợi nhuận sau thuế đạt 704,5 nghìn USD. Trên cơ sở kết quả tích cực này, Vietsovpetro tiếp tục xây dựng chương trình thử nghiệm mở rộng với quy mô hóa phẩm và thời gian bơm lớn hơn nhằm nâng cao hiệu quả thu hồi dầu.

Hoạt động EOR tại Vietsovpetro được triển khai từ năm 2006. Nếu trước năm 2014 các nghiên cứu chủ yếu mang tính cục bộ, thì từ sau năm 2014 EOR đã trở thành một trong những định hướng nghiên cứu trọng tâm, song hành với mục tiêu khai thác an toàn, hiệu quả và gia tăng trữ lượng. Quá trình này được thực hiện với sự tham gia của nhiều đối tác nghiên cứu trong và ngoài nước như Rhodia Operation (Pháp), NMIMT-ESS (Mỹ), SNF (Pháp) và VNIINHEFT (Nga), tạo nền tảng cho việc triển khai các dự án EOR quy mô công nghiệp trong tương lai.

Định hướng chương trình áp dụng các giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu tại Lô 09-1

Định hướng các bước thực hiện dự án EOR tại Lô 09-1

Để triển khai hiệu quả các dự án nâng cao hệ số thu hồi dầu (Enhanced Oil Recovery - EOR), việc xây dựng một quy trình nghiên cứu và áp dụng thống nhất là yêu cầu tiên quyết nhằm xác định rõ khối lượng công việc, kiểm soát rủi ro và tối ưu hiệu quả đầu tư. Thông thường, một dự án EOR cần khoảng 6-8 năm từ giai đoạn nghiên cứu đến khi triển khai trên quy mô toàn mỏ. Quy trình này bao gồm các bước chính: thu thập và phân tích dữ liệu địa chất - khai thác để sàng lọc đối tượng và lựa chọn công nghệ phù hợp; thực hiện các thí nghiệm trên mẫu lõi nhằm đánh giá tính tương thích và hiệu quả của tác nhân EOR; kiểm chứng kết quả bằng mô hình mô phỏng vỉa; đánh giá hiệu quả kinh tế - kỹ thuật; thiết kế và triển khai dự án thử nghiệm ngoài thực địa; sau đó mở rộng áp dụng cho các khu vực có điều kiện tương tự khi kết quả thử nghiệm đạt yêu cầu.

Đối với các mỏ thuộc Liên doanh Vietsovpetro, công tác sàng lọc và lựa chọn giải pháp EOR cần đáp ứng đồng thời các tiêu chí về kỹ thuật, công nghệ, môi trường và kinh tế. Do đặc thù khai thác ngoài khơi với các đối tượng chứa dầu nằm ở độ sâu lớn, các yêu cầu kỹ thuật và vận hành nghiêm ngặt hơn đáng kể so với các dự án trên đất liền. Trên cơ sở kinh nghiệm quốc tế và quá trình hợp tác với các đối tác công nghệ như Solvay, SNF, Schlumberger và Proprocess, Vietsovpetro định hướng rút ngắn thời gian triển khai từ 6-8 năm xuống còn 3-4 năm (Hình 5) nhằm sớm đưa công nghệ vào thực tiễn, tận dụng cơ sở hạ tầng hiện hữu và tối ưu chi phí đầu tư.

Link bài đăng: https://vjst.vn/chien-luoc-nang-cao-he-so-thu-hoi-dau-eor-cac-mo-dau-khi-cua-lien-doanh-viet-nga-vietsovpetro-86963.html

Nguồn: vjst.vn