Các phương pháp tăng cười thu hồi dầu và kết quả áp dụng tại một số mỏ trên thế giới
Nguyễn Văn Hùng, Vũ Mạnh Hào Lê Vũ Quân, Lương Hải Linh Đại học Dầu khí Việt Nam Viện Dầu khí Việt Nam Email: hungnv@pvu.edu.vn

Quá trình khai thác mỗi mỏ dầu thường trải qua 3 giai đoạn: Giai đoạn sơ cấp sử dụng năng lượng của vỉa hoặc sử dụng bơm, khí nâng; giai đoạn thứ cấp sử dụng công nghệbơm khí hoặc bơmnướcđể giữ áp suất vỉa và giai đoạn khai thác tam cấp hay tăng cường thu hồi dầu (EOR) bằng nhiều kỹ thuật khác nhau khi giai đoạn thứ cấp không còn hiệu quả.

Phương pháp EOR được lựa chọn dựa vào yếu tố kỹ thuật, kinh tế cũng như các vấn đề công nghệ. Bài báo giới thiệu các phương pháp EOR đã được kiểm nghiệm tại mỏ, trong đó một số phương pháp đã được thương mại hóa hoặc đang được quan tâm trong nghiên cứu ứng dụng. Bằng cách sử dụng các dữ liệu khai thác và thông tin mỏ, các phương pháp thu hồi dầu tăng cường được chia làm 2 nhóm: nhóm sử dụng nhiệt và nhóm không sử dụng nhiệt, bao gồm: bơm ép khí, bơm ép polymer, bơm ép chất hoạt tính bề mặt, bơm ép alkaline, đốt trong lòng vỉa, bơmép hơi nóng, MEOR.

Từ khóa: EOR, bơm ép khí, bơm ép polymer, bơm ép chất hoạt tính bề mặt, bơm ép alkaline, đốt trong lòng vỉa, bơm ép hơi nóng, MEOR.

1. Giới thiệu

Ngoài phương pháp tăng cường thu hồi dầu bằng việc cung cấp năng lượng cho vỉa chứa, hiện nay còn phương pháp thực hiện bơm ép chất lưu khác với chất lưu trong vỉa để tạo tương tác chất lưu bơm ép - dầu - đá tầng chứa. Mục đích của phương pháp này là tăng hiệu suất quét và hiệu suất đẩy dầu nhờ tác động tăng độ nhớt nước, giảm độ nhớt và chất trộn lẫn trong dầu, giảm sức căng bề mặt giữa các chất và thay đổi tính dính ướt của đá chứa. Tùy theo đặc tính vỉa chứa và tính chất dầu, có thể lựa chọn phương pháp phù hợp: (1) Bơm polymer, (2) bơm ép hơi nóng hoặc nước nóng, (3) đốt tại chỗ, (4) bơm ép vi sinh, (5) bơm ép CO2, (6) bơm ép khí hydrocarbon hoặc N2, (7) bơm các chất hoạt tính bề mặt và sử dụng chất kiềm [1, 2].

Phương pháp bơm ép khí có ưu điểm làm tăng năng lượng vỉa, tăng thể tích dầu khi khí trộn lẫn hoặc hòa tan, tăng tỷ số khí dầu, giảm độ nhớt dầu, giảm sức căng bề mặt giữa vỉa và vùng trộn lẫn hợp chất dầu/khí, đặc biệt với phương án bơm ép khí CO2, tăng khả năng đẩy dầu và khí bơm ép vào chỗ rỗng khi đẩy dầu ra. Tuy nhiên, phương pháp bơm ép khí cần áp suất cao do chênh lệch tỷ trọng giữa dầu và khí cao gây nên phân dị trọng lực và phân tỏa dạng ngón, làm giảm hiệu quả quét ngang và quét đứng; bơm khí CO2 vào vỉa yêu cầu thiết bị chuyên dụng, chi phí tách CO2 và chống ăn mòn cao. Vì vậy, phương pháp này chỉ phù hợp với các vỉa nghiêng.
 
Các phương pháp hóa học, vi sinh, hóa lý thường sử dụng tổ hợp chất hóa học như kiềm, polymer, chất hoạt động bề mặt kết hợp với vi sinh được bơm ép vào vỉa theo từng nút trước nút đệm của nước bơm ép với polymer. Các chất hoạt động bề mặt và kiềm giảm sức căng bề mặt giữa dầu và nước, đẩy dầu ra khỏi lỗ rỗng, đồng thời tăng tính dính ướt của nước trong vỉa, gia tăng hiệu quả đẩy dầu. Ngoài ra, tác động của nút đệm nước bơm ép và polymer giúp gia tăng độ linh động của các chất đẩy. Tuy nhiên, phương pháp bơm chất hóa học không được áp dụng cho các vỉa có muối trong nước vỉa và nhiệt độ dưới 100oC. Một nhược điểm khác của phương pháp này là chi phí thực hiện cao do giá thành chất hóa học và phụ gia cao.

Các phương pháp nhiệt thường được sử dụng cho vỉa dầu nông, nhiệt độ của vỉa thấp. Nguyên lý của phương pháp nhiệt là giảm độ nhớt, tăng thành phần nhẹ của dầu để dầu di chuyển dễ dàng hơn. Phương pháp này tổn hao nhiệt lớn, giá thành cao, phạm vi áp dụng hẹp và chỉ hiệu quả với các vỉa dầu mỏng. Ngoài ra, hơi nước nóng chỉ áp dụng cho vỉa cát bở rời có độ thấm lớn, khó điều khiển.

Các giai đoạn khai thác dầu của một số phương pháp điển hình được mô tả trong Hình 1 [3].

Tại Mỹ, các dự án EOR có nhiều ảnh hưởng tới kinh tế cũng như tình hình giá dầu. Có thể nhận thấy số lượng các dự án EOR tăng đều từ những năm 1970 và đạt đỉnh vào khoảng năm 1986 sau đó giảm dần, trừ phương pháp bơm ép khí có xu hướng tăng nhẹ. Đặc biệt, vào năm 2002 đã chứng kiến số lượng dự án bơm ép khí vượt số lượng bơm chất tải nhiệt, điều này chứng tỏ bơm ép khí có khả năng ứng dụng rất lớn (Hình 2a). Các dự án sử dụng phương pháp EOR tập trung nhiều nhất ở các vỉa cát kết (phương pháp nhiệt và hóa học), chiếm tỷ lệ ~78% trên tổng số 1.507 dự án được thống kê trên thế giới; phương pháp bơm ép khí được sử dụng chủ yếu cho vỉa đá vôi và các loại vỉa khác (Hình 2b).

Phương pháp bơm ép chất tải nhiệt Các mỏ áp dụng công nghệ bơm ép hơi nóng thường có tầng chứa là cát kết, đối với các mỏ có tầng chứa là đá carbonate hoặc đá nứt nẻ tự nhiên thường rất ít sử dụng. Sơ đồ bơm ép sử dụng trong thực tế gồm hệ thống 5 điểm, 7 điểm và 9 điểm, trong đó hệ thống 5 điểm là phổ biến nhất vì có thể dễ dàng chuyển sang các hệ thống khác trong quá trình khai thác đối với các giếng cách nhau trong khoảng 100 - 200m. Dưới đây là một số ví dụ về mỏ sử dụng phương pháp bơm ép chất tải nhiệt: Kern River tại California, Duri tại Indonesia, Tây Coalinga tại California, Karamay và Qi-40 tại Trung Quốc, Cold Lake tại Alberta - Canada và các mỏ cát dầu tại Canada [1]. 

Mỏ Kern River tại California

Dầu nặng tại mỏ này chứa chủ yếu trong vỉa nông là cát không cố kết có xen kẹp bùn, sét với độ rỗng trong khoảng 25 - 35%, độ thấm 1-5D và độ nhớt dầu 4.000mPa.s ở nhiệt độ 70oF (15mPa.s tại 250oF), áp suất vỉa khoảng 100psig. Phương pháp bơm ép nhiệt đã được sử dụng từ những năm 1950 với thiết bị gia nhiệt tại lòng giếng và chuyển sang giếng bơm ép sử dụng nước nóng với tổng cộng 47 điểm vào năm 1964. Tuy nhiên, với công nghệ bơm ép, cát tạo thành các nút đóng cản trở sự di chuyển của dầu. Để hạn chế nhược điểm này, các công ty khai thác chuyển sang phương pháp khai thác theo từng tầng, cô lập vỉa sản phẩm thông qua tầng sét và bùn xen kẹp.

Mỏ Duri, Indonesia

Mỏ nằm ở vùng Riau, Indonesia, là mỏ sử dụng bơm ép hơi nóng có quy mô lớn nhất thế giới với số lượng trên 4.000 giếng khai thác. Vỉa chứa dầu có độ sâu 600ft, chiều dày vỉa 109ft, độ rỗng và độ thấm trung bình tương ứng 36% và 1.550mD với độ nhớt 157cP ở nhiệt độ vỉa 100oF. Mỏ Duri bắt đầu được khai thác từ năm 1958. Đến năm 1967, phương pháp kích thích vỉa bằng hơi nhiệt đã được đưa vào sử dụng tổng cộng 339 lần. Vào năm 1975, lần đầu

tiên phương pháp bơm ép hơi nhiệt được thử nghiệm thành công tại mỏ, sau đó số lượng giếng khai thác có sử dụng mô hình hệ thống 7 điểm được nhân rộng lên thành 420 giếng trên 95 cụm. Trong thời gian đầu, bơm nước nóng được đặt theo đường ống trong ống lớn hơn nhưng cát cản trở đường di chuyển dầu nên đã thay thế bằng bơm hơi nhiệt trong ống riêng biệt lắp đặt van điều khiển dưới đáy giếng. Tuy nhiên cho tới khi mô hình lai kết hợp hệ thống 5 điểm và 9 điểm được sử dụng, hiệu suất khai thác mới đạt mức tối đa. Mỏ Tây Coalinga, California Đây là ví dụ điển hình về việc ứng dụng quá trình bơm ép hơi nóng và nước luân phiên cho đối tượng vỉa cát. Phương pháp bơm hơi nóng bắt đầu sử dụng vào năm 1973 với mô hình hệ thống 6 điểm cho tầng chứa là cát tại độ sâu trung bình 420m, độ thấm trong khoảng 1 - 4D, nhiệt độ trung bình 240oF, đến năm 1984 đã chuyển sang bơm nước nóng theo hệ thống 5 điểm với số lượng giếng tăng dần và chuyển về bơm ép hơi nóng. Tuy nhiên, cát tập trung tại đáy giếng do tác dụng nhiệt, tạo thành những nút cát trong giếng khai thác. Giải pháp xử lý tạm thời là lắp hệ thống bơm trong lòng giếng để đẩy ngược cát vào thành hệ. Vào năm 1988, phương pháp bơm nước - khí nóng luân phiên được đưa vào sử dụng giúp giải quyết hạn chế trên.

Mỏ Karamay và Qi-40, Trung Quốc

Đối tượng vỉa nghiên cứu là cát không cố kết: mỏ Karamay có độ sâu vỉa 100 - 170m, chiều dày vỉa 8 - 17m, độ bão hòa dầu 60 - 70%, độ rỗng 29 - 34%, độ thấm 1,2 - 6,2D, áp suất vỉa 1,8 - 2,16MPa và độ nhớt dầu tại nhiệt độ vỉa 1.100 - 1.600mPa.s; mỏ Qi-40 có chiều sâu vỉa chứa 910 - 1.045m, chiều dày vỉa 60,5m, độ rỗng 25%, độ thấm 1,49D và áp suất vỉa 8 - 10MPa. Sau thời gian dài thử nghiệm trên 2 mỏ này có thể thấy việc lựa chọn khí nóng chất lượng tốt và tốc độ bơm phải được kiểm soát, khoảng cách giữa các giếng phải hợp lý, thời gian ngừng bơm nhiệt để chờ tác dụng cho vùng đốt nóng cần được xác định trước (được biết với tên gọi bơm nhiệt theo từng tập - Cyclic steam stimulation/CSS hay huff-and-puff).

Mỏ Cold Lake tại Alberta - Canada

Đối tượng vỉa chứa là cát kết yếu tại độ sâu 300 - 600m, chiều dày vỉa 33m, độ rỗng 37%, độ thấm 3D, độ nhớt dầu 100.000mPa.s tại nhiệt độ vỉa 13oC. Thử nghiệm bắt đầu từ cuối năm 1964 và được sử dụng rộng rãi từ năm 1970. Sau khi bơm ép nhiệt cần chờ 5 ngày để giếng có thể khai thác trong vòng 5 - 8 tháng trước khi lặp lại quy trình bơm ép nhiệt sử dụng hệ thống 5 điểm. Phương pháp CSS cũng được sử dụng rộng rãi tại các mỏ: Liaohe Huaxiling, Gudao, Gaosheng tại Trung Quốc.

Các mỏ dầu cát - Canada

Các mỏ dầu cát (bitumen) chiếm 2/3 trữ lượng dầu trên thế giới, được khai thác nhiều tại Canada, Venezuela và Liên bang Nga. Trong đó, Canada là nơi sản xuất dầu cát lớn nhất hiện nay (tập trung tại phía Bắc tỉnh Alberta) với sản lượng ước tính 5,1 triệu thùng/ngày vào năm 2035. Phương pháp khai thác hiện nay là tạo đường dẫn trọng lực nhờ hỗ trợ bơm nhiệt - SAGD (Steam assisted gravity drainage) nay được đánh giá là phương pháp chủ lực trong tương lai. Nguyên lý của phương pháp này là xây dựng 2 đường ống song song, trong đó nhiệt được bơm liên tục vào đường ống phía trên để làm giảm độ nhớt của dầu nhằm tạo ra vùng dầu nóng chảy xung quanh. Vùng dầu nóng chảy có độ linh động cao theo kênh dẫn chảy theo nguyên tắc trọng lực từ trên xuống dưới, tích tụ vào đường ống song song phía dưới, từ đó dầu được đưa lên trên bề mặt (Hình 3).

3. Phương pháp đốt cháy trong lòng vỉa (ISC)

Phương pháp này diễn ra theo quy trình sau: thiết bị đốt nóng được đặt dưới đáy của giếng bơm ép và đốt nóng một phần vỉa, tạo nên vùng nhiệt có nhiệt độ cao. Để tạo lò cháy, thiết bị đốt cháy bằng điện hoặc bằng khí được đặt ở trên đáy giếng. Sau khi đốt cháy vùng cận đáy giếng, tác nhân oxy hóa được bơm vào giếng để dầu trong vỉa bắt lửa và tạo nên lò cháy nhân tạo khởi điểm. Tiếp tục bơm tác nhân oxy hóa vào vỉa cho đến khi lò cháy ổn định, dầu sẽ bắt đầu chuyển động theo các hướng tới giếng khai thác. Lúc này, giếng dùng để tạo lò cháy khởi điểm trở thành giếng bơm ép và thiết bị dùng để đốt cháy được lấy lên trên bề mặt. Quá trình đốt cháy làm giảm độ nhớt dầu và cracking các hydrocarbon nặng tạo ra các thành phần nhẹ hơn, được đẩy đến các giếng khai thác nhờ tác động khí nén. Những phần nhựa nặng dạng than cốc còn lại trong vỉa trở thành nguồn cháy để tuyến cháy tiếp tục chuyển động lên phía trước [5].

Phương pháp ISC đã được thử nghiệm tại các mỏ Suplacu de Barcau, mỏ Tây Balaria và mỏ Nam Belridge từ những năm 1970 với nhiệt độ lớn nhất thu được khi đốt cháy là 620oC. Các thử nghiệm tiếp tục được tiến hành tại mỏ dầu nặng Morgan, Alberta từ năm 1984 - 1992 với đối tượng vỉa cát không cố kết tại độ sâu 600m. Cùng thời gian này có nhiều dự án thử nghiệm cho đối tượng dầu cát

trên các mỏ: Gregoire Lake tại Athabasca, Marguerite tại Canada, Joli Fou tại Wabasca-Canada, Kentucky, Bellamy và Đông Bắc Ridge, Utah tại Mỹ. Tuy nhiên vẫn tồn tại các vấn đề về thiết bị đốt cháy để có thể làm việc tại nhiệt độ cao, một số vùng vỉa cô lập, khó kiểm soát vùng đẩy dầu, giếng khai thác bị gián đoạn trong quá trình đốt cháy… Tính tới hiện tại có khá ít dữ liệu công bố về tính thương mại của phương pháp ISC, tuy nhiên các nhà nghiên cứu tin tưởng đây là phương pháp có nhiều triển vọng trong tương lai, đặc biệt là tại giếng ngang.

4. Sử dụng vi khuẩn

Phương pháp vi sinh (MEOR - Microbial Enhanced Oil Recovery) thực hiện nhờ các vi khuẩn có khả năng tạo thành các khí và acid hữu cơ từ các phân tử liên kết theo chuỗi dài hydrocarbon trong điều kiện vỉa. Các khí hòa tan làm giảm độ nhớt dầu, acid hữu cơ hòa tan những khoáng vật carbonate làm tăng tiết diện các kênh thấm. Nhờ nguyên lý hoạt động này, sản lượng khai thác và hệ số thu hồi dầu được tăng lên.

Phương pháp này được nghiên cứu và thử nghiệm tại Nga, Rumani, Canada, Mỹ với khoảng 81% dự án thành công sử dụng các vi khuẩn: Clostridium, Desulfovibrio, Acinetobacter và Nocardia [6]. Phương pháp này hiệu quả với điều kiện nhiệt độ vỉa < 80oC, áp suất vỉa 10,5 - 20MPa, độ sâu vỉa < 2.400m, độ rỗng > 0,15, độ thấm > 50mD, nồng độ NaCl < 10%, độ bão hòa dầu dư > 0,25, độ nhớt của dầu 5 - 50mPa.s, độ pH: 4 - 9 và khối lượng riêng của dầu < 0,966g/ cm3. Một số mỏ tại Trung Quốc đã thử nghiệm thành công và chứng minh tính thương mại hóa của phương pháp: mỏ Liaohe sử dụng vi khuẩn Pseudomonas, mỏ Fuyu sử dụng vi khuẩn Enterobacter sp., Qianda. Phương pháp này đòi hỏi duy trì khoảng 108 - 1.020 con vi khuẩn/ml, đối với điều kiện từng mỏ cụ thể nên tiến hành các giải pháp kích thích hoạt động sống của các vi khuẩn trong vỉa bằng cách bơm dung dịch nhân giống vi khuẩn tạo khí cho đến khi đạt lượng vi khuẩn cần thiết [5].

5. Bơm ép polymer

Được coi là phương pháp thu hồi dầu tăng cường sử dụng chất hóa học hoàn thiện nhất được sử dụng cho những vỉa cát kết và đá vôi từ những năm 1980. Phương pháp này cải thiện hiệu quả diện tích quét theo phương ngang và phương đứng nhờ cơ chế tăng dịch chuyển các vùng có độ nhớt lớn làm dịch chuyển lượng dầu dư trong vỉa [7, 8].
Phương pháp này hiện nay được nghiên cứu ứng dụng tại nhiều mỏ khác nhau trên thế giới: El Tordillo (Argentina); Pelican Lake, Horsefly Lake, Đông Bodo (Canada); Jhalora, Sanand (Ấn Độ); Daqing, Gudao, Gudong, Karamay, Xiaermen (Trung Quốc), Bochstedt (Đức); Carmopolis, Buracica, Canto do Amaro (Brazil); Mamul (Oman); Vacuum, Dos Cuadras (Mỹ) [9].

6. Các phương pháp hóa học khác

Ngoài phương pháp bơm ép polymer được ứng dụng nhiều tại các vỉa cát kết [10], các phương pháp hóa học khác cũng được nghiên cứu, bao gồm: Alkali, hoạt tính bề mặt (HTBM), Alkali-polymer (AP), Surfactant-polymer (SP), Alkali-surfactant-polymer (ASP). Đối với chất hoạt tính bề mặt được chia làm 2 loại: ionogen và không ionogen.

Trong công nghiệp dầu khí, hoạt tính bề mặt không ionogen thường được sử dụng do đặc tính hòa tan tốt trong dung dịch muối KCl và không tạo chất lắng đọng, đồng thời làm giảm mạnh sức căng bề mặt của nước tại ranh giới dầu và bề mặt đất đá, giúp đẩy được dầu hoàn toàn trong vỉa. Đồng thời, dung dịch chứa hoạt tính bề mặt có khả năng nghiền những cục dầu bị nước bao bọc, làm giảm mức chênh áp cần thiết để chất lỏng chảy trong đất đá làm giảm lưu lượng nước và tăng tính chất rửa của nước. Do các chất hoạt tính bề mặt có nhiều chức năng, tùy thuộc đặc thù của vỉa, trạng thái dầu và nước trong vỉa và mục đích quá trình xử lý mà tiến hành lựa chọn chất hoạt tính bề mặt thích hợp. Sử dụng chất hoạt tính bề mặt làm tăng hệ số thu hồi dầu thêm 15 - 16% so với phương pháp chỉ sử dụng nước, nhưng chất này vẫn chưa phát huy trong các vỉa không đồng nhất [5].

Trong các phương pháp bơm ép sử dụng chất hóa học nói trên thì phương pháp ASP được sử dụng phổ biến tại các mỏ ở Trung Quốc: Daqing, Gudong và một số mỏ khác trên thế giới như Viraj (Ấn Độ); Tây Kiehl, Sho-Vel- Tum, Cambridge Minnelusa, Tanner, Delaware Childers, Lawrence, Nowata (Viraj) [4]. Một số mỏ trên thế giới đang thử nghiệm phương pháp AP như: Xing Long Tai (Trung Quốc), David Pool (Canada), Minas (Indonesia), Midland Farm Unit (Mỹ). Một số nước đang triển khai ở mức độ phòng thí nghiệm như: Argentina, Canada, Ấn Độ. Trong bối cảnh giá dầu thấp hiện nay, phương pháp hóa học sử dụng chất hoạt tính bề mặt đang là xu hướng nghiên cứu và ứng dụng tại nhiều quốc gia [11 - 18].

7. Bơm ép khí

Phương pháp này phổ biến tại các mỏ dầu nhẹ, condensate hoặc dễ bay hơi, vỉa đá vôi; thực hiện bằng cách bơm liên tục hoặc bơm định kỳ một loại khí cùng với nước (WAG - Water Alternating Gas) [19]. Tùy vào đặc tính trộn lẫn giữa khí vào dầu được quyết định bởi áp suất bơm mà có thể phân biệt theo 2 trạng thái: khí hòa tan và khí không hòa tan. Khi bơm với áp suất lớn hơn áp suất trộn lẫn tối thiểu, MMP (Minimum Miscible Pressure) thì khí được hòa tan sẽ làm cho độ nhớt của nước và dầu thay đổi; một phần khí chuyển từ nước vào dầu làm độ nhớt của dầu giảm dần, dẫn tới ứng suất bề mặt trên ranh giới dầu - nước và độ dính ướt của đất đá cũng giảm, nhờ đó mà tính linh động của dầu tăng lên. Các khí sử dụng trong phương pháp này gồm: CO2, hydrocarbon (thành phần chủ yếu C1, có trộn lẫn ethane C2, propane C3 hoặc butane C ), N . Với phương pháp này, hệ số thu hồi dầu có thể
 
Bơm ép CO2 được áp dụng thành công tại các vỉa dầu nhẹ, nông và vỉa đá vôi nhiệt độ thấp. Các phương pháp nhiệt và hóa học phù hợp cho vỉa cát kết. Phương pháp bơm ép N2/CO2 là công nghệ tiềm năng trong tương lai.

Công nghệ sử dụng bơm ép chất hóa học kết hợp: SP, AP, ASP cần thêm nhiều nghiên cứu để tối ưu hóa mặt kinh tế.

Bơm ép nước trộn lẫn CO2 là công nghệ giúp mang lại nhiều hiệu quả kinh tế và phù hợp với nhiều loại mỏ dầu từ nhẹ tới trung bình, vỉa nông và nhiệt độ thấp [20]. Tuy nhiên công nghệ này vẫn tồn tại một số nhược điểm: vấn đề môi trường, cơ sở hạ tầng để xử lý và ăn mòn, an toàn. Một số mỏ dầu trên thế giới đang sử dụng hiệu quả phương pháp này: Siggins, Midway Sunset, Wilmington, Rock Creek, Rangely Weber Sand Unit, Bắc Ward-Estes, Đông Vacuum Grayburg/San Andres Units, Đông Mallet Unit, McElmo Creek Unit (Mỹ), Enchant Midale, Judy Creek, Swan Hills, Weyburn (Canada), Bati Raman (Thổ Nhĩ Kỳ), Ghawar (Saudi Arabia), Dulang (Malaysia).

Bơm ép nước trộn lẫn N2 tương tự như CO2 về nguyên tắc và cơ chế, tuy nhiên bơm ép trộn lẫn N2 có áp suất trộn lẫn tối thiểu lớn hơn CO2. Phương pháp này phù hợp cho vỉa dầu nhẹ, độ sâu vỉa lớn hơn trường hợp CO2 và nhiệt độ vỉa ở mức trung bình. Dự án lớn nhất trên thế giới sử dụng công nghệ này là mỏ Cantarell tại Mexico với sản lượng khai thác lên tới 500.000 thùng/ngày.
 
Tài liệu tham khảo

1. James J.Sheng. Enhanced oil recovery: Field case studies. Elservier sciences & Technology. 2013.

2. Nguyen Huu Trung. Enhanced oil recovery in Vietnam: Potential and opportunities. Petrovietnam Journal. 2018; 6: p. 83.

3. Abubaker Alagorni, Zulkefli Yaacob, Abdurahman Nour. An overview of oil production stages: Enhanced oil recovery techniques and nitrogen injection. International Journal of Environemental Science and Development. 2015; 6(9): p. 693 - 701.

4. Vladimir Alvarado, Eduardo Manrique. Enhanced oil recovery: An update review. Energies. 2010; 3(9): p. 1529
- 1575.

5. Phùng Đình Thực, Dương Danh Lam, Lê Bá Tuấn, Nguyễn Văn Cảnh. Công nghệ và kỹ thuật khai thác dầu khí.
 
Nhà xuất bản Giáo dục Việt Nam. 1999.
 
6. I.Lazar, I.G.Petrisor, T.F.Yen. Microbial enhanced oil recovery (MEOR). Petroleum Science and Technology. 2007; 25(11): p. 1353 - 1366.

7. Kirk H.Raney, Subhash C.Ayirala, Robert W.Chin, Paul Verbeek. Surface and subsurface requirements for successful implementation of offshore chemical enhanced oil recovery. Offshore Technology Conference, Houston, Texas, USA. 2 - 5 May, 2011.

8. Bandar Duraya Al-Anazi. Enhanced oil recovery techniques and nitrogen injection. CSEG Recorder. 2007; 32(8): p. 29 - 33.

9. Eduardo Jose Manrique, Viviana Eugenia Muci, Mariano E.Gurfinkel. EOR field experiences in carbonate reservoirs in the United States. SPE Reservoir Evaluation & Engineering. 2007; 10(6): p. 667 - 686.

10. R.K.Manning, G.A.Pope, Larry W.Lake, G.W.Paul, T.C.Wesson. A technical survey of polymer flooding projects. Bartlesville Project Office, U.S. Department of Energy. 1983.

11. Catherine Watkins. Chemically enhanced oil recovery stages a comeback. In International News on Fats, Oils and Related Materials; The American Oil Chemists’ Society: Boulder, IL, USA. 2009.

12. Vladimir Alvarado, Geoff Thyne, Glen Murrell. Screening strategy for chemical enhanced oil recovery in Wyoming basins. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Colorado, USA. 21 - 24 September, 2008.

13. A.P.A.Costa, D.J.Schiozer, P.Moczydlower, P.Bedrikovetsky. Use of representative models to improve the decision making process of chemical flooding in a mature field. SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition, Moscow, Russia. 2008.

14. Amitabh Pandey, Dennis Beliveau, M.Suresh Kumar, Malcolm John Pitts, Jie Qi. Evaluation of chemical flood potential for Mangala field, Rajasthan, India- Laboratory experiment design and results. International Petroleum Technology Conference, Kuala Lumpur, Malaysia. 3 - 5 December, 2008.

15. Amitabh Pandey. Refinement of chemical selection for the planned ASP pilot in Mangala field - Additional phase behaviour and coreflood studies. SPE Oil and Gas India Conference and Exhibition, Mumbai, India. 20 - 22 January, 2010.

16. Mikel Morvan, Guillaume Degré, Jacques Leng, Chloe Masselon, Patrick Moreau, Jerome Bouillot, Alain Zaitoun. New viscoelastic fluid for chemical EOR. SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, The Woodlands, Texas, USA. 20 - 22 April, 2009.

17. Meghdad Roshanfekr, Russell Taylor Johns, Gary A.Pope, Larry N.Britton, Harry Linnemeyer, Chris Britton, Alexader Vyssotski. Effect of pressure, temperature, and solution gas on oil recovery from surfactant polymer floods. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, LA. 4 - 7 October, 2009.

18. Alan Weatherill. Surface development aspects of alkali-surfactant-polymer (ASP) flooding. International Petroleum Technology Conference, Doha, Qatar. 7 - 9 December, 2009.

19. Madhav Mukund Kulkarni. Immiscible and miscible gas-oil displacements in porous media. Louisiana State University. 2003.

20. S.Thomas. Enhanced oil recovery: An overview. Oil & Gas Science and Technology. 2008; 63(1): p. 9 - 19.

21. Lê Quốc Trung và nnk. Đánh giá các biện pháp tăng cường khai thác và lựa chọn các giải pháp nâng cao hệ số thu hồi cho tầng Miocene hạ của các mỏ dầu ở bể Cửu Long. Viện Dầu khí Việt Nam. 2017.
 
 

 







Summary
 
AN OVERVIEW OF ENHANCED OIL RECOVERY AND FIELD APPLICATIONS IN THE WORLD
Nguyen Van Hung1, Vu Manh Hao2 Le Vu Quan2, Luong Hai Linh1 1Petrovietnam University
2Vietnam Petroleum Institute Email: hungnv@pvu.edu.vn
 
During the life of oil reservoirs, the production process usually passes three stages: primary recovery using the natural source of energy or pumps and gas lifting, secondary recovery with the aim to maintain the reservoir pressure by gas flooding or water flooding, tertiary recovery or enhanced oil recovery (EOR) is the implementation of various techniques to increase recovery from reservoirs which have been depleted by secondary recovery.
The choice of the EOR method depends on many considerations, economic as well as technological. This paper presents the EOR methods that have been tested in the field. Some of these have been commercially successful, while others are largely of academic in- terest. Utilising the reservoir and produced oil data, different enhanced oil recovery techniques are divided into two types: thermal and non-thermal recovery. These methods include gas flooding, polymer flooding, surfactant flooding, alkaline flooding, in situ combustion, steam flooding, and MEOR.
Key words: EOR, gas flooding, polymer flooding, surfactant flooding, alkaline flooding, in situ combustion, steam flooding, MEOR.


Bình luận
Họ tên
Email
Mã xác nhận
 
 

Tin khác

Cơ quan chủ quản: Tập đoàn Dầu khí Việt Nam.
Trưởng ban biên tập: Đỗ Chí Thanh, Phó Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam. .
Số giấy phép: 176/GP-TTĐT, cấp ngày: 11/09/2019. Website: www.pvn.vn
Địa chỉ: Số 18 Láng Hạ, Hà Nội. Tel: (84-4) 38252526. Fax (84-4) 38265942
Liên hệ     |    Đánh giá     |    Sitemap     |    Điều khoản sử dụng
Phát triển bởi www.paic.pvn.vn