intTypePromotion=3

Tạp chí Dầu khí - Số 12/2014

Chia sẻ: Mai Hong Luu | Ngày: | Loại File: PDF | Số trang:80

0
7
lượt xem
0
download

Tạp chí Dầu khí - Số 12/2014

Mô tả tài liệu
  Download Vui lòng tải xuống để xem tài liệu đầy đủ

Tạp chí với các thông tin hoạt động trong nước và quốc tế của ngành Dầu khí Việt Nam trong tháng 12 năm 2014. Cùng với các bài viết: bài học kinh nghiệm về công tác hoàn thiện giếng tại bể Cửu Long; Một số giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu cho thân dầu trong đá móng trước Đệ Tam mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng; Các tính chất cơ học của đá xi măng trám giếng khoan trong điều kiện áp suất cao, nhiệt độ cao bể Nam Côn Sơn... Mời các bạn cùng tham khảo tạp chí để biết thêm chi tiết các bài viết.

Chủ đề:
Lưu

Nội dung Text: Tạp chí Dầu khí - Số 12/2014

  1. DÇuKhÝ T¹p chÝ cña tËp ®oµn dÇu khÝ quèc gia viÖt nam - petrovietnam Petro ietnam SỐ 12 - 2014 ISSN-0866-854X
  2. DÇuKhÝ T¹p chÝ cña tËp ®oµn dÇu khÝ quèc gia viÖt nam - petrovietnam Petro ietnam SỐ 12 - 2014 ISSN-0866-854X 214 VỀ ĐÍCH TRƯỚC 1 THÁNG CỤM CÔNG NGHIỆP KHÍ - ĐIỆN - ĐẠM CÀ MAU TỔNG BIÊN TẬP TS. Nguyễn Quốc Thập PHÓ TỔNG BIÊN TẬP TS. Lê Mạnh Hùng TS. Phan Ngọc Trung BAN BIÊN TẬP TS. Hoàng Ngọc Đang TS. Nguyễn Minh Đạo CN. Vũ Khánh Đông TS. Nguyễn Anh Đức ThS. Trần Hưng Hiển ThS. Vũ Văn Nghiêm ThS. Lê Ngọc Sơn KS. Lê Hồng Thái ThS. Nguyễn Văn Tuấn TS. Phan Tiến Viễn ThS. Trần Quốc Việt TS. Nguyễn Tiến Vinh TS. Nguyễn Hoàng Yến THƯ KÝ TÒA SOẠN ThS. Lê Văn Khoa ThS. Nguyễn Thị Việt Hà PHỤ TRÁCH MỸ THUẬT Lê Hồng Văn TỔ CHỨC THỰC HIỆN, XUẤT BẢN Viện Dầu khí Việt Nam TÒA SOẠN VÀ TRỊ SỰ Tầng 16, Tòa nhà Viện Dầu khí Việt Nam - 173 Trung Kính, Yên Hòa, Cầu Giấy, Hà Nội Tel: 04-37727108 | 0982288671 * Fax: 04-37727107 * Email: tapchidk@vpi.pvn.vn Ảnh bìa: Phó Thủ tướng Chính phủ Hoàng Trung Hải và lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam kiểm tra chất lượng Dự án khối thượng tầng giàn công nghệ HRD do PTSC M&C thi công, chế tạo cho ONGC (Ấn Độ). Ảnh: PTSC Giấy phép xuất bản số 100/GP - BTTTT của Bộ Thông tin và Truyền thông cấp ngày 15/4/2013
  3. TRONG SỐ NÀY 7,­8ï,ŧ0 7,­8ï,ŧ0 6þQO òļQJNKDLWKÄFGŗXNKÐQôP  TIÊU ĐIỂM 3(7529,(71$09ŕăí&+75ijů&1*á< Ngày 9/12/2014, Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đã đạt mốc sản lượng khai thác dầu trong và ngoài nước với 16,21 triệu tấn, về đích trước kế hoạch 22 ngày. Trước đó 2 tháng, Petrovietnam đã hoàn thành kế hoạch gia tăng trữ lượng với gần trên 48 triệu tấn dầu quy đổi. Đây là tiền đề quan trọng để Petrovietnam phát triển bền vững trong năm 2015 và những năm tiếp theo. õ³XWÞQ²QJF´SPçUØQJ 1+j0k
  4. CONTENTS 7+õ0 'µ. +$,7+ ¤&'Ŝ 8.+° 0ų76ů *,ă,3 +¤31¥ 7521* 1*&$ ï¤0¶ 2+ũ6ů 1*75óĽ 7+8+Ű &ïũ7$ ,'Ŝ8& 00ė6 +27+¥ ó7ʼnï 1'Ŝ8 Tóm tắt (16ó 7ʼn9£1 Đặ ThS. Đặ ng Ng * c điểm ọc Tổng côn Quý, PG địa chấ địa chấ g ty S.TS. Ho t ảnh hư t của thâ Email: quy Thăm dò Kha àng Văn ởng đế n dầu tro dn@pve i thác Dầ Quý chế độ n khả nă ng đá mó p.com.v u khí thủy ng mỏ n Oligocen động lực tương ng thu hồi dầu Sư Tử Đe e xâm lấn đối riêng như: mứ n - Sư Tử và tăng trong qu biệt, đặ c độ bấ Vàng kh cường á trình c trưng hệ t đồ ng nhất á phức tạp ° mỏ Sư ảnh hư khai thá thống đứ của mỏ , trong .+ Tử Đen ởng tích c [2, t gãy và gâ y ra sự ph đó có Ŝ8 nước áp - Sư Tử cực của các yếu 4]. Bài báo giớ nứt nẻ ân chia nhiều yếu ' Vàng nh i thiệu thứ sin nhiều kh tố 1* sườn và khoan ư: tối ưu tố địa chấ một số h, nước ối có óľ đan dà hệ thống t để nâ giải ph áp sườn từ các thà các ģ75 Từ khóa : Nước áp y ở các giếng kh ng cao hệ số thu áp nhằm 7+ sườn, hệ khối có ai thác, hồi dầu hạn chế nh hệ ứng suấ chế độ tối ưu chế trong đá ảnh hư t trọng thống giế thủy độ độ khai ởng xấu trường, ng khai ng lực riê thác, hạ móng trư gradient thác, chế ng biệt. ớc Đệ Tam thủy độn độ khai n chế ản 1. Tối ưu g lực, gra thác, hệ h hưởn hệ thống c dient trọ số thu hồi g xấu của giếng kh mứ ng trường dầu, trư Đây là ai thácẽ đạt y so . ờng ứng suất thủ s gà y động lực giải ph 15 0 chênh áp đặc 20 g/n 0.00 và trường áp giữ a biệ ă mt quthùn 2 3 nhằm đả kh oảng nkh g n an trọó Gra dient thủ m bảo tro ai trthá iệu ước đ ng giúp tối y động cho việ c và mặ g ranh giớ cầu c du 0,9 báo tr t nước án ưu lực được tính bằn i dầ +°dầ u nư àn ng tăng y trì dịc g th dâ u và qu .ét toớc, ỉ hĩa i dự h chuyển on triệ ng σ2 = ∆P g công thức: mỏi nưy, ch o vlàớ đảm bảo ầu trổn9địn a Ŝ8 uubở 4,1 h mặ Koμ w trư dầ /ngà ớc ơtới n s đới kh nđạc t kh đưt H (1 - * 'Vànnguthấ cầum ùchứ n g a của ấ p htần ai thá ỏ tocà cao v ạảt nă đã iệu à đ Mỹng đẩ tr y Trong đó : Kwμ o ) g ľ1 nêbiếnt hệ nhđược th g móng m ày nh a ,9 ,3 (2) u th khốn vàg chế ầu mỏ gSư củất. Do c (1đặcng 1 ǻP và H: ó iệ 4 bở d /n Tử s ít lụ ố Ch ģ75 tr 1 i đặngc ùm g ặt Đekỷ Sưxu thô mặt dân từ ênh áp ,3 thống 20 ng (khnailượ điể n cth gã ng n - m và độ cao + vị trí 93và ăm àgiế y . th hđứ í tă iả Tử u ạt g lên của giữ 7 i nquỹ đạ g o giế , sả thá o , kh 40.0 và 0 0c ubơk ầ m PE g sẽ ecunứ y C và kh g d ầ ng t, 015 K , , đ nước; a mặt thu ăm ép vớ ng/n áng hồi dầu 7n 01 4 được thi thù ết kếdtối ự b m 3oảng g d oài Oéph) ưgồ n m mậ n 1/2 o Kw , P và và ng 2/2 tro n ng mỏ A ưu g iả the lượn kh ỏ naig thá4),c ncũn Nguồ t áđộ ng, nước tươ ấ t ng o Pw : Độ thấm ph o 1 IE như qu sẽ n o phân201 015 nh .g th h ứng. t tr ng ua. Tép rê Sả sự um ưo bơm n nh hơn a và độ hấ thá 4, xu thế 015 ỹ đạ àoy. của dầ ăm bốmcác 2 đớàyi và nhớt của gm ức thấ pn nh ng mạ vòn ngày ng, g g m 1 q /20 iá 1có tro 7 nă 6/12hướndầguTây Bắc ùng gónclưvới /2 ôn /ng ợng cácg giế 1vu th- Đông ả g s Na ày gày trthố0ng tổn g/ngm gvà n n ngnă g khai g/n tro hệ on thùn thác và bơm các 0 đứàtygã . g đứt gãy um dầ ùng vùn mạ Trưpờn iảm yh, thấ bagngứng suất thủ ỏ g sin à ra do /ng c. Liê xuấ n u từ t hiện ớg lân th và chênh áp giữ y động lực là trư dầu và FOCUS 04 ốn iảm ng hù 2. Tối ưu chế /n Đông .0 g y (ch ờng ứn xu c g c tro w Yo SD/t rk n n 15 Bắcg/n thụ ính u )th ngnư trư oanhcậnM. ỹCh a vùng g suất iả m tụ lụ e g iảm độ khthaiù tháthù iảm 3 thùn - TâytiNa ê u m. tr iệ á ớcdáp đáy a ênh e . áp càn g cận đáy ên t kỷ N U , u c g ầu th g do t củ ho in lớn khi giếng và ug ô li n tử 55,6 ùng. 1 thô giảm triệ C sẽ triệ u u c còn 3 ,4 áo ọnlớn Uk raặc áp sườ nước bơ Investment plan for upgrading and dầ ấ Tro . Dư hạới tác u th ấp nh óa điệ mức ầu ng qu PE 0,32 nh ựb gp tại độngh giá n tác độ m ép ho Giá dầ /th épd ớc cầu inhá tếtrình kh Oai iết giảm với d iêm dầu tr ừn vỉa ảding ịn của ng vào ặc h SD giá nnư hu ho c3 thá ob utrường thân dầu Giá ức th àng uống ,15U h, sườ a kặc với Dự mứ c với , ch việcga ày so g ng h h tr ng ho chu n đ từấtcác ậyển dầ ứng suấ càng g m ịch h m x c 60 tíc do n, dầcủ SD). ứảnh c hưởng của IEA ang N áp lện thá ủc hay còn nh u ầu g xun vùn t thủy ốn ân 4 làchủưởng uỹvỉa (U luôn /ngdụng ởn cm ác kh h) gọn x ầu d động lực xu giao d giả mứ ph ng chị m bnước áp ng h hư vbơ ộcdầu phcụAnthu ớc sải làuvùn g quanh , n W TI ố ng g ia 6/201 ng tr yếu ô la, Mđó xlàuốtrư u mỏu tác động L iêncủa0 thù ảđáy n hohặcàáp n cu ố ưộc n h c g thu hồ i đến vùn g khai u expansion of Dung Quat Refinery approved sà dầu xu tă ứng suấ đ m u Dờn ầ g ứng ở 0 2 trư ị ạn ế n vào dầu. Tốc ên g 5.0 ang bờng m nđ độgng q lựcác đế n nhiều iá iảm c h uy thán độ đồng ể gt iảtrọng h ẩ trư suất thủ 1 9 y m ứngusuấ a ư ơ n n c là yếu n g tố yếu về u xtố, tro độ di chu yển g nt g i các so vớ a, n iá củ hịp agradie ó thnt thủ ất k ờng. Ha c ađộđ ng glực iả q t (V kiệnhiế độ k để nư quan trọ n 15 ng đó gra Bre ứnô c c Xu y .động lực ứi ch trườngNgứng ksuấ hí vàliêntrườngics c thể đó tá ớc có thể đẩy luậ ng20hàn dient thủ eo ừ g ây om cóđẩy ảo năm ốngg đầu. Tuy y Th 50% ư th tăng ầu th g.nướ i thác ia) tổ và ọgra v ng die dầu ngt Tnày nt sincohn raống trọ cao , từ nhất khi gra ã th ngdầu tới xu đới , nhiên điề g d ự d c a s tr n g trọ ngư ơ E tư đ nkha u n g s Cá g kh on al u u ng trườn nley die o m o 06 un giá u iể ph trườn t trnt thủ i thác với oả và kh ồn c ậm 2015 chức lưGra a (A giá tr ầu tr ng pitg tươi x đầ g giảy độngs ợn dientnntrọ Ca tục đngu và Sta[1]: Bren thể m Lo ng lực nhỏ hơ hệ số u h ng giới c năm ếu Tổ sản ie áng nh trưnờn c g - g đư o u tr của ên hi tiê u. an ầu iá có Ada n gradie iV dầ ợc htín u li org ủa d nt 6 tạ ãđ cu Oil and gas production in 2014: m h the ầ g g thế tron ùng ắt giả n 16 EC đ báo V1 giá o côn dầg hẹp c àn c ,M c áo g ÔnV2 < V1 Tro ủa = J n- Jđ ịn thế thứ to 14Tro giá h b tới. o bá SD/t ông h c thứ O ngP đó: dự h c sự wổ oinh tế ợng thu trcê[1] n : /20 iảmng 2hơ trư cảnờnngămhợp gra 0 U k h ị lần 014, b iệt han g k lư ỏ 5/1 ảnnggra diev ànt die (3) ) h c n n e g m y o nt 4 EC ng 1/2 Jo : Tỷ đặtrọng m o rằ c kh ỏ n ì sả thá i n (1)à Ng kịchdịch/thchu b g ùn ng vtrọng trường à thủy độ (OP H ội ng 1 mỏ, t giả của ị c hdầu sứ vỉa tr từ im , D yển h ù ổn thì mặ ng lực nhỏ Tại i thá dầuJw : Tỷ sụ ngh với ; uy ận ua c g đạS /t định, hệ t ranh hd ớn 0U t giáD giới dầ Petrovietnam reaches its goals 22 days in ố g sự trọộng i ối u l-N á hư 8 - 7lưỡ43US trị cao nhất, số đẩy u nước cu ườn nhận y, H ncủa g đ nưtớc. địn ỏa th Ali a ai th ngược dầu tới vào thị tr . 20 i â ọ yế ư th ia kh 2 ấp i nước. Nhiệm lại sẽ dẫ đới khai Gh ầ'p8 n đ an tr qu h rab ng từ c th nâng cao vụ của n đến thác củ a 15 g .+‡ qu - 6Ӕv ẫn ày, n udi A n lượ y mứ việc tối hình thà 20 áng gà hiệu qu m trò PEC /ng  Sa sả ốn gradient ả thu hồ ưu chế nh nă ng th vai ng u mỏ giảm g b ) ch o thủy độ i dầu kh độ khai ữ có n ,O ù n ng í là thác, advance n h u iê th Dầ ể cô (IEA lực khôn đả m bảo dầ nh iệu g g th R) g được sao cho giá Tuy 30 tr trưởn khôn (OM uốc tế tăng cao i. giớ i thác ]. Bộ c này mỏ Q và vượt ầu ợng a kh 011 h nư [1 ớ gd ờn ng lư trư 08 /2 12 ng địn thị an N ă ẳ . á o kh mỏ oc qu dầ u Bá ], Cơ Development strategy to be developped ng Tro 014 [2    /2 Ӕ /12 -6 12 +‡ 8. 'p 70 and finalised 10 Orientations for development of petroleum processing sector 12 SCIENTIFIC RESEARCH Lessons learned from well completion practices in Cuu Long basin 20 Solutions for enhancing oil recovery factor for fractured basement reservoirs of Su Tu Den and Su Tu Vang oil fields 24 Mechanical properties of cement bond of wellbore in high pressure high temperature conditions of Nam Con Son basin 32 Study on manufacturing demulsifier to separate water from crude oil to ensure quality requirements during production operations 44 Study, design, installation and operating procedures for buses using LPG/diesel fuel 50 Integrating oil spill model into 3D digital map for Ca Mau Gas, Power and Fertilizer complex area to facilitate oil spill response 58 Increase the competitiveness of Petrovietnam’s gas turbine power plant projects in Vietnam competitive generation market NEWS Vietnam-South Korea co-operation in the field of energy to be boosted The 44th meeting of Vietsovpetro Joint Venture Council Obstacles for Junin 2 project to be removed Use of natural gas for energy saving VPI receives International Quality Crown Award Pemex to build USD 6 billion LNG plant Sonatrach to continue with USD 90 billion investment plan
  5. TIÊU ĐIỂM Đầu tư nâng cấp, mở rộng NHÀ MÁY LỌC DẦU DUNG QUẤT Thủ tướng Chính Nâng công suất chế biến lên 8,5 triệu khí Việt Nam triển khai dự án theo phương phủ đã chấp thuận Dự tấn/năm án tự đầu tư song song với việc đàm phán án đầu tư nâng cấp, chuyển nhượng với đối tác Gazprom Neft. mở rộng Nhà máy Lọc Ngày 16/12/2014, Văn phòng Chính UBND tỉnh Quảng Ngãi xem xét cấp giấy dầu Dung Quất và giao phủ đã có Thông báo ý kiến kết luận của chứng nhận đầu tư cho dự án theo quy định. Bộ Công Thương chỉ Thủ tướng Chính phủ Nguyễn Tấn Dũng tại cuộc họp Thường trực Chính phủ về “Dự án Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và UBND đạo Tập đoàn Dầu khí đầu tư nâng cấp, mở rộng Nhà máy Lọc dầu tỉnh Quảng Ngãi thống nhất các nội dung Việt Nam triển khai dự Dung Quất”. và tiến độ chi tiết của công tác đền bù, tái án theo phương án tự định cư, giải phóng mặt bằng và phương đầu tư song song với Theo đó, Thủ tướng Chính phủ chấp án vốn để triển khai dự án. UBND tỉnh việc đàm phán chuyển thuận Dự án đầu tư nâng cấp, mở rộng Nhà Quảng Ngãi chịu trách nhiệm điều chỉnh nhượng với đối tác máy Lọc dầu Dung Quất do Tập đoàn Dầu quy hoạch mặt bằng, bố trí đất đai, giải Gazprom Neft. Dự án khí Việt Nam chủ trì lập, đã được Bộ Công quyết các vấn đề liên quan đến sử dụng có tổng mức đầu tư trên Thương và các Bộ/Ngành liên quan thẩm đất của dự án, phù hợp với quy định của 1,82 tỷ USD. Sau khi định với các nội dung cơ bản về công suất Luật Đất đai và các quy định của pháp luật hoàn thành (dự kiến chế biến; định hướng nguồn nguyên liệu khác có liên quan, thực hiện các công việc trong Quý III/2021), dầu thô; cấu hình công nghệ, chất lượng sản giải phóng mặt bằng và bàn giao mặt bằng công suất chế biến của phẩm; tiêu chuẩn môi trường; tiến độ triển theo yêu cầu tiến độ của dự án. Nhà máy Lọc dầu Dung khai và tổng mức đầu tư dự kiến của dự án. Quất sẽ nâng lên 8,5 Thủ tướng Chính phủ giao Bộ Công triệu tấn dầu thô/năm. Thủ tướng Chính phủ giao Hội đồng Thương chỉ đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam thành viên Tập đoàn Dầu khí Việt Nam rà triển khai dự án, chủ động xử lý các vướng soát, hoàn thiện các nội dung cụ thể và mắc phát sinh trong quá trình thực hiện, phê duyệt dự án đầu tư theo quy định. Thủ báo cáo Thủ tướng Chính phủ các vấn đề tướng Chính phủ cũng đồng ý Tập đoàn Dầu vượt thẩm quyền. Về ưu đãi đầu tư và cơ 4 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014
  6. PETROVIETNAM Năm 2014, BSR đã nhập 81 chuyến dầu thô với khối lượng 6,4 triệu tấn, đạt 119% kế hoạch năm. Tổng sản lượng sản xuất đạt khoảng 5,81 triệu tấn, vượt khoảng 964.000 tấn, đạt 120% kế hoạch. Tổng sản phẩm tiêu thụ dự kiến đạt 5,85 triệu tấn, vượt kế hoạch hơn 1 triệu tấn, đạt 121% kế hoạch. Doanh thu dự kiến đạt 127.797 tỷ đồng, vượt kế hoạch hơn 28.000 tỷ đồng, đạt 128% kế hoạch. Nộp ngân sách Nhà nước dự kiến 23.009 tỷ đồng, vượt kế hoạch gần 11.000 tỷ đồng, đạt 191% kế hoạch. hoạch sản xuất kinh doanh năm 2015. Lãnh đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã rà soát, đánh giá công tác quản trị, tổ chức sản xuất kinh doanh, cung cấp dầu thô và tiêu thụ sản phẩm, triển khai các dự án đầu tư, công tác tái cấu trúc; sự biến động giá dầu thô trên thị trường, từ đó đưa ra các giải pháp triển khai kế hoạch sản xuất kinh doanh năm 2015. Theo Tổng giám đốc BSR Đinh Văn Ngọc, các chỉ tiêu sản xuất kinh doanh của BSR năm 2014 đều đạt và vượt kế hoạch đề ra. Đặc biệt, BSR đã hoàn thành kế hoạch bảo dưỡng tổng thể Nhà máy trước 4 ngày; đẩy mạnh tối ưu hóa sản xuất, phát huy sáng kiến cải tiến kỹ thuật (cải hoán phao rót dầu không bến - SPM, tăng khả năng tiếp nhận tàu dầu thô từ 110.000DWT lên 150.000DWT; nâng công suất vận hành Nhà máy lên 105% đảm bảo an toàn, ổn định); phối trộn và thương mại hóa xăng E5 RON 92; tích cực triển khai công tác chuyển đổi/cổ phần hóa và nâng cấp, mở rộng chế tài chính, Bộ Công Thương chủ trì phối hợp với Bộ Tài Nhà máy Lọc dầu Dung Quất theo kế hoạch đề ra. chính, Bộ Kế hoạch và Đầu tư hoàn thiện phương án tài Nhiệm vụ trọng tâm của BSR trong năm 2015 là vận chính, nguồn vốn và ưu đãi đầu tư cho dự án, báo cáo Thủ hành Nhà máy Lọc dầu Dung Quất an toàn, ổn định và tướng Chính phủ xem xét quyết định. tối ưu hóa quá trình sản xuất để nâng cao hiệu quả, đảm Được biết, Dự án đầu tư nâng cấp, mở rộng Nhà máy bảo các tiêu chuẩn môi trường theo quy định; từng bước Lọc dầu Dung Quất có tổng mức đầu tư trên 1,82 tỷ USD tối ưu hóa nguồn dầu thô, trong đó tăng cường chế biến (trong đó 30% là vốn chủ sở hữu, còn lại là vốn vay). Sau dầu nhập khẩu nhằm chủ động nguồn dầu thô và tăng khi hoàn thành (dự kiến trong Quý III/2021), công suất chế hiệu quả sản xuất kinh doanh… BSR đặt mục tiêu sẽ sản biến của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất nâng lên 8,5 triệu xuất trên 5,86 triệu tấn sản phẩm các loại, đạt doanh thu tấn dầu thô/năm. Cấu hình công nghệ chế biến hiện đại, trên 120,653 nghìn tỷ đồng, nộp ngân sách Nhà nước trên bảo đảm tiêu chuẩn môi trường theo quy định hiện hành, 16,079 nghìn tỷ đồng; vận hành Nhà máy Lọc dầu Dung sản phẩm đạt tiêu chuẩn mức EURO V. Hiện công tác Quất ổn định ở công suất 107 - 110%. chuẩn bị bộ máy Ban Quản lý Dự án đầu tư nâng cấp, mở Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đánh giá rộng Nhà máy Lọc dầu Dung Quất, triển khai phương án BSR đang hoạt động và phát triển ổn định, xứng đáng là thu xếp vốn vay, ký kết các thỏa thuận cung cấp dầu thô niềm tự hào của Petrovietnam trong việc nắm bắt và làm dài hạn, chuẩn bị tài liệu đấu thầu thiết kế FEED song song chủ công nghệ hiện đại. Để triển khai thành công kế hoạch với việc đàm phán với đối tác Gazprom Neft về thành lập sản xuất kinh doanh năm 2015 và nâng cao tính cạnh tranh, Liên doanh... đang được triển khai tích cực, đồng bộ. Tổng giám đốc Nguyễn Quốc Khánh yêu cầu BSR tập trung nghiên cứu tìm giải pháp tối ưu hóa sản xuất, phát huy nội Nâng cao hiệu quả và tính cạnh tranh lực, tăng cường công tác quản trị để nâng cao hiệu quả sản Ngày 13/12/2014, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt xuất kinh doanh. Trong tình hình giá dầu thô biến động Nam Nguyễn Quốc Khánh đã làm việc với Công ty TNHH mạnh như hiện nay, BSR cần tăng cường công tác dự báo, MTV Lọc - Hóa dầu Bình Sơn (BSR) về tình hình thực hiện ngăn ngừa và giảm thiểu rủi ro. kế hoạch sản xuất kinh doanh năm 2014 và triển khai kế Nguyễn Hoàng DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 5
  7. TIÊU ĐIỂM Sản lượng khai thác dầu khí năm 2014: PETROVIETNAM VỀ ĐÍCH TRƯỚC 22 NGÀY Ngày 9/12/2014, Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đã đạt mốc sản lượng khai thác dầu trong và ngoài nước với 16,21 triệu tấn, về đích trước kế hoạch 22 ngày. Trước đó 2 tháng, Petrovietnam đã hoàn thành kế hoạch gia tăng trữ lượng với gần trên 48 triệu tấn dầu quy đổi. Đây là tiền đề quan trọng để Petrovietnam phát triển bền vững trong năm 2015 và những năm tiếp theo. Vượt kế hoạch sản lượng khai thác nước; giám sát điều hành chặt chẽ hoạt động khảo sát địa chấn, khoan thăm dò/thẩm lượng. Tập đoàn đã hoàn Ngày 9/12/2014, Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam thành vượt mức kế hoạch thu nổ/khảo sát địa chấn 2D đã đạt mốc sản lượng khai thác dầu trong và ngoài nước và 3D, gia tăng trữ lượng trên 48 triệu tấn dầu quy đổi. Ở với 16,21 triệu tấn, về đích trước kế hoạch 22 ngày. Trước trong nước, Tập đoàn đã khoan thăm dò, thẩm lượng 31 đó, Petrovietnam đã hoàn thành chỉ tiêu khai thác 14,37 giếng, trong đó có 10 giếng khoan thăm dò (7 giếng kết triệu tấn dầu trong nước (23 giờ ngày 6/12/2014) và khai thúc, 3 giếng đang thi công), 21 giếng khoan thẩm lượng thác 9,5 tỷ m3 khí (2 giờ ngày 8/12/2014). Dự kiến trong (15 giếng đã kết thúc, 6 giếng đang thi công); phát triển năm 2014, Tập đoàn sẽ khai thác vượt kế hoạch trên 1 triệu khai thác 47 giếng (24 giếng đã kết thúc, 23 giếng đang tấn dầu và khoảng 0,5 tỷ m3 khí. Trong đó, sản lượng khai thi công). Ở nước ngoài, đã phát triển khai thác 17 giếng thác của Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” vượt trên (15 giếng đã kết thúc, 2 giếng đang thi công). 250.000 tấn, cụm mỏ Sư Tử vượt trên 150.000 tấn, Tổng Để đảm bảo sản lượng khai thác, Tập đoàn Dầu khí Việt công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP) và các nhà thầu Nam và các đơn vị (Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”, khác vượt 500.000 tấn, Hải Thạch - Mộc Tinh vượt 200 triệu Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí, Viện Dầu khí Việt m3, Lan Tây - Lan Đỏ vượt 200 triệu m3… Các mỏ ở nước Nam) đã triển khai hiệu quả công tác quản lý mỏ, nghiên ngoài (như Nhenhetsky hay Lô 67 Peru) đều hoàn thành cứu khoa học, áp dụng các công nghệ mới, giải pháp kỹ và hoàn thành vượt mức kế hoạch sản lượng khai thác... thuật để duy trì và nâng cao sản lượng khai thác: ngăn Trong năm 2014, Petrovietnam đã triển khai tích cực cách nước ở các giếng bị ngập nước, xử lý vùng cận đáy công tác thăm dò, khai thác dầu khí ở cả trong và ngoài giếng, điều tiết bơm ép nước, xử lý nứt vỉa thủy lực, nâng 6 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014
  8. PETROVIETNAM cao thời gian hoạt động của các phương tiện thiết bị khai thác, khoan đan dày... Đây là cơ sở để đảm bảo duy trì và gia tăng sản lượng khai thác cho các năm tiếp theo, góp phần nâng cao hiệu quả khai thác và kéo dài đời hoạt động của mỏ. Đối với các mỏ chuẩn bị đưa vào khai thác, Tập đoàn thực hiện đồng bộ các giải pháp nhằm đưa các mỏ/công trình vào khai thác đúng/vượt tiến độ, đảm bảo gia tăng trữ lượng, đồng thời có phương án dự phòng để bù trữ lượng/sản lượng khai thác. Trong những ngày cuối tháng 12, Petrovietnam tập trung kiểm soát chặt chẽ tiến độ các dự án tìm kiếm thăm dò, phát triển mỏ và khai thác ở trong và ngoài nước. Tư duy mới, cách làm mới Năm 2014, Petrovietnam đã có các phát hiện dầu khí mới, quan trọng như: Hàm Rồng Nam, Hàm Rồng Đông, Đông Bắc mỏ Rạng Đông, Nam Thỏ Trắng, Cá Tầm, Sao Vàng, CKD-1X... Đặc biệt, công tác tìm kiếm, thăm dò được triển khai ở một số khu vực cũ (về lý thuyết gần như không có tiềm năng). Trong đó, PVEP đã tiếp quản và vận hành mỏ Sông Đốc - một mỏ cận biên mà Công ty Điều hành chung Trường Sơn đã trả lại do sản lượng quá thấp, đồng thời triển khai các biện pháp để khôi phục các giếng đã hỏng và khoan thêm các giếng mới. PVEP đã triển khai xây dựng mô hình, quy trình phù hợp, bố trí nhân lực… để quản lý điều hành dự án hiệu quả. Sau 1 năm vận hành tính từ thời điểm chuyển giao (ngày 24/11/2013), mỏ Sông Đốc được PVEP vận hành tuyệt đối an toàn, thời gian làm việc luôn được duy trì ở mức cao nhất với hiệu suất trung bình 99,97%. Công tác quản lý mỏ được PVEP thực hiện chặt chẽ, sản lượng khai thác duy trì ở mức 3.000 thùng dầu/ngày. Mỏ Sông Đốc đã hoàn thành kế hoạch sản lượng khai thác vào ngày 28/9/2014 và dự kiến cả năm 2014 vượt 30% với Mỏ Sư Tử Vàng. Ảnh: PVEP tổng sản lượng khai thác là 1.017.988 thùng, mang lại doanh thu hơn 100 triệu USD. Tính đến hết tháng 11/2014, Tập đoàn Trong quá trình điều hành, PVEP đã phát huy tối đa nội lực, áp dụng đã sản xuất 14,76 tỷ kWh điện, 1,51 triệu tấn 2 sáng kiến: “Nâng cấp chương trình điều khiển hệ thống máy nén khí đạm, 5,17 triệu tấn xăng dầu, 44,5 nghìn tấn gaslift” và “Thay thế ống mềm điều khiển thủy lực cao áp tới các van an xơ sợi (sản lượng xơ sợi các loại xuất bán tính đến ngày 27/11/2014 đạt 29,65 nghìn toàn trên đầu giếng bằng loại ống thép ½ inch” để nâng cao hiệu quả làm tấn). Toàn Tập đoàn đạt tổng doanh thu 689 việc cho hệ thống thiết bị. Giếng khoan NC-3XP vừa đảm bảo sản lượng nghìn tỷ đồng, bằng 114,1% kế hoạch 11 khai thác cho mỏ Sông Đốc, vừa kết hợp tận thăm dò cho khu vực, cung tháng và 103,3% kế hoạch năm; nộp ngân cấp thông tin rõ hơn về địa chất khu vực bể Malay - Thổ Chu. sách Nhà nước 158,6 nghìn tỷ đồng, bằng 124% kế hoạch 11 tháng và 113% kế hoạch Kết quả tận thăm dò mỏ Đại Hùng cho thấy chương trình phát triển năm. Petrovietnam đã về đích nhiều chỉ tiêu pha II và pha II mở rộng đã khẳng định hướng đi đúng của Tập đoàn Dầu kế hoạch Chính phủ giao: gia tăng trữ lượng khí Việt Nam và PVEP trong việc tiếp tục tự điều hành hoạt động dầu khí dầu khí về đích trước 2 tháng; sản xuất xăng trên mỏ Đại Hùng nói riêng và Lô 05-1a nói chung. Kết quả khoan thành dầu các loại về đích trước 2 tháng; sản xuất công các giếng khoan trên mỏ Đại Hùng trong pha II (kể cả trong đối LPG về đích trước 35 ngày; tổng doanh thu toàn Tập đoàn về đích trước 41 ngày; nộp tượng clastic lẫn đá vôi) đã gia tăng trữ lượng dầu khí, đảm bảo cung cấp ngân sách Nhà nước toàn Tập đoàn về đích đủ khí, nâng cao hiệu quả dự án đầu tư phát triển khai thác mỏ Thiên Ưng trước 51 ngày; tổng doanh thu hợp nhất về và đường ống Nam Côn Sơn 2. Trên cơ sở kết quả tận thăm dò mỏ Đại đích trước 36 ngày; lợi nhuận hợp nhất về Hùng và thăm dò mở rộng toàn Lô 05-1a, PVEP sẽ đưa ra kế hoạch phát đích trước 2 tháng; tổng doanh thu và lợi triển tổng thể dự án Đại Hùng 05-1a. nhuận của Công ty mẹ - Tập đoàn Dầu khí Việt Hà Việt Nam về đích trước 2 tháng. DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 7
  9. TIÊU ĐIỂM XÂY DỰNG, HOÀN THIỆN CHIẾN LƯỢC PHÁT TRIỂN Ngày 3/12/2014, tại Tp. Vũng Tàu, Tiểu ban Kinh tế - Quản lý Dầu khí và Tiểu ban Hóa - Chế biến Dầu khí đã phối hợp tổ chức Kỳ họp lần thứ II nhiệm kỳ 2014 - 2016. Kỳ họp đã cập nhật và thảo luận về các nội dung chính trong Dự thảo “Chiến lược phát triển của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đến năm 2025 và định hướng đến năm 2035”; Dự thảo “Chiến lược đầu tư ra nước ngoài của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đến năm 2025 và định hướng đến năm 2035”; đánh giá một số tồn tại trong quản trị doanh nghiệp tại Tập đoàn Dầu khí Việt Nam… Tiểu ban Kinh tế - Quản lý Dầu khí phối hợp cùng Tiểu ban Hóa - Chế biến Dầu khí tổ chức phiên họp chung tại Kỳ họp II. Ảnh: Khiếu Minh Xác định rõ mục tiêu chiến lược mỏ dầu khí hiện có ở nước ngoài để thu hồi vốn cho đầu tư các dự án mới. Trước đó, ngày 18/11/2014, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã trình Bộ Công Thương dự thảo “Chiến lược phát Tại Kỳ họp, Tiểu ban tiếp tục thảo luận, làm rõ và triển của Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đến năm góp ý mục tiêu Chiến lược, trong đó cần nhấn mạnh 2025 và định hướng đến năm 2035”. Dự thảo Chiến lược Petrovietnam với vai trò là một doanh nghiệp Nhà nước đã xác định mục tiêu tổng quát là xây dựng và phát triển cần có tiêu chí cơ bản để đánh giá hiệu quả kinh tế (tỷ suất Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam năng động, có tiềm lợi nhuận, khả năng cạnh tranh...). Về giải pháp tổ chức lực mạnh về tài chính và khoa học công nghệ, có sức cạnh quản lý, Tiểu ban cho rằng Tập đoàn cần xem xét, điều tranh cao ở trong nước và quốc tế, góp phần quan trọng chỉnh phù hợp, đặc biệt là công tác tái cơ cấu; có tính đến trong quá trình xây dựng, phát triển và bảo vệ Tổ quốc. việc chấp nhận thoái vốn tại các lĩnh vực không gắn với Dự thảo Chiến lược cũng nêu rõ mục tiêu cụ thể và định hoạt động sản xuất kinh doanh chính của Petrovietnam hướng triển khai đối với từng lĩnh vực cụ thể. Trong lĩnh mà chỉ có tính chất tạm thời giai đoạn trước mắt. Tiểu ban vực thăm dò và khai thác dầu khí, Tập đoàn đẩy mạnh cho rằng, cần có các nghiên cứu nghiêm túc về kịch bản công tác điều tra cơ bản và tìm kiếm thăm dò dầu khí ở dự báo giá dầu thô để làm cơ sở cho các định hướng, mục trong nước; phấn đấu đến năm 2035, cơ bản đánh giá tiêu, kế hoạch tương ứng, phù hợp; rà soát lại cơ sở xây được đầy đủ trữ lượng dầu khí trên toàn thềm lục địa Việt dựng các mục tiêu cụ thể, phân bổ ưu tiên nguồn lực cho Nam; tích cực triển khai hoạt động tìm kiếm dự án dầu khí các lĩnh vực hoạt động của Petrovietnam. ở nước ngoài trên nguyên tắc hiệu quả và quản trị tốt rủi Dự thảo “Chiến lược đầu tư ra nước ngoài của Tập đoàn ro. Nghiên cứu và phát triển các dạng hydrocarbon phi Dầu khí Việt Nam đến năm 2025 và định hướng đến năm truyền thống (khí than, khí nông, khí đá phiến sét, hydrate 2035” nêu quan điểm phát triển tích cực đẩy mạnh đầu khí), phấn đấu sau năm 2025, có thể triển khai các phương tư thăm dò khai thác dầu khí ra nước ngoài trên nguyên án phát triển để phục vụ phát triển kinh tế đất nước. Khai tắc hiệu quả kinh tế, có trọng tâm, trọng điểm, nhằm: góp thác hiệu quả các mỏ hiện có, phát triển và đưa các mỏ đã phần đặt cơ sở cho sự phát triển bền vững của Tập đoàn phát hiện vào khai thác một cách hợp lý để sử dụng tài Dầu khí Việt Nam; nâng cao năng lực cạnh tranh, trở thành nguyên dầu khí trong nước lâu dài. Khai thác nhanh các công ty dầu khí quốc tế mạnh trong khu vực; bổ sung sản 8 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014
  10. PETROVIETNAM Mỏ Pirana (Dự án Lô 67 - Peru) đã đạt mốc sản lượng khai thác 1,5 triệu thùng dầu kể từ ngày đón dòng dầu thương mại đầu tiên 25/12/2013. Ảnh: PVEP lượng thiếu hụt từ khai thác trong nước góp phần đảm Nâng cao hiệu quả quản trị doanh nghiệp bảo an ninh năng lượng cho sự nghiệp công nghiệp hóa Tại Kỳ họp, Tiểu ban đã nghiên cứu đặc điểm quản và hiện đại hóa đất nước. trị tập đoàn kinh tế nhà nước tại châu Á, từ đó đánh giá Dự thảo xác định địa bàn tập trung đầu tư có trọng một số tồn tại trong quản trị doanh nghiệp tại Tập đoàn tâm, trọng điểm và hiệu quả tại các khu vực/nước, nơi Tập Dầu khí Việt Nam. Mặc dù trong thời gian qua, mô hình đoàn/PVEP đang có dự án tốt, có tiềm năng dầu khí cao, quản trị Tập đoàn đã được nâng cao, song công tác quản thuận lợi về quan hệ chính trị để từ đó mở rộng ra các trị nói chung vẫn còn một số bất cập về: cơ chế chính nước/khu vực lận cận, trong đó chú trọng địa bàn Liên sách quản lý (hệ thống văn bản pháp luật chưa đầy đủ, bang Nga và các nước SNG, Đông Nam Á, Nam Mỹ, châu đồng bộ, kịp thời); mô hình tổ chức quản lý; công tác Phi và Trung Đông... hoặc các địa bàn khác khi có các dự đào tạo, tổ chức cán bộ; áp dụng khoa học, công nghệ; án cụ thể có tiềm năng và hiệu quả tốt. Tiếp tục thực hiện quản trị tài chính doanh nghiệp; công tác đầu tư; công hiệu quả các dự án hiện có; đẩy mạnh đầu tư các dự án tác kiểm tra, giám sát... Trong thời gian tới, Tiểu ban Kinh mới; đầu tư hợp lý các dự án tìm kiếm thăm dò, phát triển tế và Quản lý Dầu khí sẽ tiếp tục nghiên cứu thêm các khai thác và mua mỏ; định kỳ rà soát, đánh giá danh mục vấn đề về nghiệp vụ quản trị và công cụ phục vụ quản lý đầu tư để tối ưu hóa nhằm đầu tư có trọng tâm, hiệu quả. đề xuất hướng hoàn thiện, kịp thời tham mưu cho lãnh Tiểu ban đề nghị Tập đoàn Dầu khí Việt Nam cần điều đạo Tập đoàn. chỉnh, hoàn thiện dự thảo Chiến lược đầu tư ra nước ngoài Dự kiến trong Quý I/2015, Tiểu ban Kinh tế và Quản để báo cáo các Bộ/Ngành. Trong đó, cần làm rõ hơn mục lý Dầu khí sẽ tổ chức Kỳ họp III để thảo luận các chuyên tiêu Chiến lược: vấn đề bảo đảm/góp phần bảo đảm an đề: phát triển đội ngũ chuyên gia trong công tác quản ninh năng lượng quốc gia nhằm mục tiêu xây dựng chỉ lý và kỹ thuật công nghệ của Petrovietnam; đánh giá tiêu về gia tăng trữ lượng và sản lượng khai thác; cần cụ tình hình sản xuất kinh doanh xăng dầu của Tập đoàn thể hóa mục tiêu hiệu quả kinh tế. Đồng thời, cần có cơ và các giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế; ưu tiên chế chính sách phù hợp (vốn, con người, thẩm quyền và tăng cường sử dụng dịch vụ trong Ngành để phát quyết định đầu tư…) để thực hiện Chiến lược vì với thực tế triển bền vững, hiệu quả, phù hợp theo các quy định hoạt động và cơ chế như hiện nay thì việc đầu tư ra nước hiện hành... Ngọc Linh ngoài gặp rất nhiều khó khăn. DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 9
  11. TIÊU ĐIỂM ĐỊNH HƯỚNG PHÁT TRIỂN LĨNH VỰC CHẾ BIẾN DẦU KHÍ Ngày 5/12/2014, Tiểu Ban Hóa - Chế biến Dầu khí đã tổ chức Kỳ họp lần II với phiên họp chuyên đề: “Chiến lược phát triển của Tập đoàn và các đơn vị trong lĩnh vực chế biến dầu khí đến năm 2025 và tầm nhìn đến năm 2035”. Tiểu ban đã tập trung thảo luận các nội dung: Dự thảo “Chiến lược phát triển lĩnh vực chế biến dầu khí đến 2025, tầm nhìn đến 2035 của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam”; định hướng sử dụng, tối ưu hóa xúc tác, hóa phẩm của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất; tính khả thi của việc xây dựng Nhà máy Phiên họp chuyên đề của Tiểu ban Hóa - Chế biến Dầu khí tại Kỳ họp II nhiệm kỳ 2014 - 2016. Ảnh: Khiếu Minh sản xuất xúc tác FCC ở Việt Nam. Vận hành an toàn, ổn định, hiệu quả được chuẩn bị tốt, cô đọng hơn, sát với thực tế và mang tính khả thi cao. Tiểu ban cho rằng, cần điều chỉnh lại, cụ Theo Ban Chế biến Dầu khí, mục tiêu phát triển cụ thể hóa giải pháp chính sách nguồn lực, hệ thống quản thể của dự thảo “Chiến lược phát triển lĩnh vực chế biến lý; chú ý xây dựng và phát huy hệ thống quản trị rủi ro dầu khí đến 2025, tầm nhìn đến 2035” là vận hành các trong quá trình triển khai dự án, có sự thay đổi chính sách nhà máy an toàn (LTI ≤ 10-6), ổn định (PAF ≥ 95%) với công và đưa ra các giải pháp giảm thiểu mức độ thiệt hại… suất cao; cải tiến, tối ưu hóa và thực hiện tiết giảm chi phí, Từ mục tiêu Chiến lược (đã được phê duyệt) đến khi xây tiêu hao năng lượng (EII), chi phí bảo trì bảo dưỡng (MEI) dựng Quy hoạch đã có sự điều chỉnh đáng kể, bổ sung nằm trong nhóm dẫn đầu trong khu vực. Đa dạng hóa sản thêm Nam Vân Phong, Vũng Rô, Cần Thơ. Do đó, Tập đoàn phẩm, tập trung ưu tiên sản xuất sản phẩm mang lại giá cần tính toán quy hoạch trên cơ sở dự báo nhu cầu các sản trị gia tăng cao hơn; chủ động trong công tác bảo dưỡng, phẩm của các nhà máy đã có, đánh giá mức độ và các ảnh sửa chữa và áp dụng các công cụ tiên tiến cho bảo dưỡng, hưởng, khả năng phá vỡ quy hoạch khi bổ sung thêm các hình thành một đơn vị bảo dưỡng tổng thể cho các nhà dự án mới chưa tính từ trước. máy khâu sau. Phát triển nguồn nhân lực đáp ứng nhu cầu Tiểu ban cho rằng Chiến lược cần nhấn mạnh vấn đề cho các dự án; đầu tư mạnh vào các chuyên gia R&D theo nâng cao năng lực cạnh tranh, nghiên cứu và chỉ rõ lĩnh hướng đảm bảo năng lực tư vấn lựa chọn công nghệ hóa vực chế biến dầu khí của Petrovietnam đang ở đâu trên dầu và nghiên cứu chuyên sâu một số công nghệ sản xuất bản đồ công nghiệp chế biến dầu khí của khu vực và thế sản phẩm hóa dầu. Đảm bảo đủ nguồn vốn cho đầu tư các giới; các lợi thế cạnh tranh của Petrovietnam so với các Tập dự án, ưu tiên hợp tác đầu tư với các đối tác trong và ngoài đoàn/đơn vị khác trong nước. Đồng thời, khi nâng cấp, nước. Sử dụng có hiệu quả nguồn lực tài chính, duy trì chỉ mở rộng Nhà máy Lọc dầu Dung Quất cần nghiên cứu về số ROE tối thiểu đạt 13% đối với các nhà máy đưa vào vận thách thức khi ở giữa 2 dự án (Nghi Sơn, Vũng Rô). Việc hành; áp dụng quản trị rủi ro trong tài chính; xây dựng hệ phát triển hóa dầu từ dầu thô và khí thiên nhiên (sẽ giảm thống dự báo tốt đáp ứng yêu cầu quản trị tiên tiến; liên trữ lượng/sản lượng) sẽ gặp phải thách thức về nguyên kết giữa các công ty hóa dầu và các đối tác để xây dựng liệu, do đó cần có chiến lược nguyên liệu cho hóa dầu nói chuỗi cung ứng sản phẩm và dịch vụ; đẩy mạnh việc hợp riêng và lĩnh vực chế biến dầu khí nói chung. tác với các đối tác trong và ngoài nước... Về công tác nghiên cứu phát triển, đa dạng hóa sản Trên cơ sở đó, Tiểu ban Hóa - Chế biến Dầu khí đánh phẩm để phát triển bền vững và nâng cao sức cạnh tranh, giá dự thảo Chiến lược phát triển lĩnh vực chế biến dầu khí Tiểu ban cho rằng các cơ sở nghiên cứu trong nước mới 10 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014
  12. PETROVIETNAM đáp ứng khâu tư vấn sản xuất/vận hành, đánh giá khả tăng cao, dự báo đạt 11,5 triệu tấn vào năm 2017 và 29 năng, đánh giá triển vọng… chưa có công nghệ mang triệu tấn vào năm 2021 (trong đó Nhà máy Lọc dầu Dung bản quyền Petrovietnam. Tập đoàn cần tiếp tục đầu tư Quất và Nghi Sơn chiếm gần 50%). Tiểu ban cho rằng, cần nghiên cứu phát triển, chỉ đạo Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) tìm đối tác bao tiêu sản phẩm để xuất khẩu, nghiên cứu kết hợp chặt chẽ với các đơn vị sản xuất kinh doanh (BSR, đa dạng hóa sản phẩm (chất hấp phụ, các sản phẩm xúc PVFCCo, PVCFC, PVTex…), hợp tác với các đơn vị nghiên tác khác); cần hợp tác với các nhà sản xuất xúc tác để có cứu/tư vấn uy tín của quốc tế, thu hút các chuyên gia nghiên cứu sâu hơn về mặt chất lượng nguyên liệu; công trong và ngoài nước để hình thành các trung tâm nghiên nghệ Incorporation có nhiều ưu điểm hơn công nghệ in- cứu phát triển sản phẩm. situ. Về địa điểm, Tiểu ban đề nghị xem xét đặt Nhà máy sản xuất xúc tác FCC công suất 20.000 tấn/năm ở miền Theo Tiểu ban Hóa - Chế biến Dầu khí, cần xác định rõ Trung, gần Nhà máy Lọc dầu Dung Quất; trong thời gian mô hình tổ chức đối với lĩnh vực khâu sau của Petrovietnam; đầu sẽ xem xét bán zeolite Y hoặc đầu tư dây chuyền sản có hệ thống quản trị thông tin tốt (thông tin dự báo ngắn xuất xúc tác hydrocracking từ zeolite Y của Nhà máy. Hiệu hạn, thường xuyên, chuyên gia phân tích). Tìm kiếm các quả kinh tế của Nhà máy đạt IRR = 12,9% (13,2% nếu có ưu giải pháp quản lý hiệu quả các nhà máy chế biến dầu khí đãi thuế), thời gian hòa vốn 6,5 năm. thông qua mô hình quản lý thống nhất, phát huy cơ sở vật chất hiện có của các nhà máy Petrovietnam. Đặc biệt, triển Phát biểu chỉ đạo tại Kỳ họp, TS. Lê Mạnh Hùng - Phó khai nâng cấp, mở rộng Nhà máy Lọc dầu Dung Quất để Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam yêu cầu Ban nâng cao hiệu quả của dự án; quan tâm, đầu tư sâu hơn Chế biến Dầu khí phối hợp cùng Viện Dầu khí Việt Nam vào các lĩnh vực Petrovietnam có thế mạnh, có thị trường, tiếp thu các ý kiến góp ý để tiếp tục hoàn chỉnh dự thảo nhất là khâu hóa dầu từ khí (mỏ khí Cá Voi Xanh, khí giàu “Chiến lược phát triển lĩnh vực chế biến dầu khí đến 2025, CO2), đẩy mạnh tiến độ thực hiện dự án Tổ hợp Hóa dầu tầm nhìn đến 2035 của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam”. Nghiên Long Sơn; tìm đối tác chiến lược để phát triển lĩnh vực hóa cứu việc kết hợp, tích hợp các nhà máy chế biến dầu khí, dầu; nghiên cứu, sản xuất sản phẩm xăng dầu cho quân nâng tính cạnh tranh và hiệu quả hoạt động; chuẩn bị đội và sản phẩm dầu FO cho động cơ thủy. đầy đủ thông tin, các công cụ tính toán để đưa vào Quy hoạch ngành chế biến dầu khí của Việt Nam; nghiên cứu Tối ưu hóa xúc tác, hóa phẩm mô hình quản trị phù hợp cho các đơn vị thuộc lĩnh vực Tại Kỳ họp, Công ty TNHH MTV Lọc - Hóa dầu Bình Sơn chế biến dầu khí. (BSR) đã trình bày báo cáo “Định hướng sử dụng, tối ưu Đối với định hướng sử dụng, tối ưu hóa xúc tác, hóa hóa xúc tác, hóa phẩm của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất”. phẩm của Nhà máy Lọc dầu Dung Quất và tính khả thi của Việc sử dụng xúc tác hấp phụ hiện nay đang gặp một số việc xây dựng Nhà máy sản xuất xúc tác FCC ở Việt Nam, khó khăn: nguồn cung chưa đa dạng, thiếu sản phẩm Phó Tổng giám đốc Lê Mạnh Hùng yêu cầu VPI và DMC kết trong nước, thời gian giao hàng chậm, rủi ro trong quá hợp với các đơn vị sản xuất (BSR, PVFCCo, PVCFC…) tiếp trình vận chuyển, lưu kho cao, cần sự hỗ trợ kỹ thuật... Trên tục nghiên cứu để xây dựng chiến lược sử dụng tối ưu xúc cơ sở đó, BSR đã thử nghiệm khoảng 12 hóa phẩm xúc tác, tác, hóa phẩm cho các nhà máy lọc hóa dầu ở Việt Nam. phụ gia: RFCC, hóa phẩm CDU (chất chống ăn mòn, chống Tập đoàn Dầu khí Việt Nam sẽ nghiên cứu, lựa chọn đối tạo cặn...), hóa phẩm chống tạo cặn lò hơi… Tiểu ban định tác hợp tác sản xuất xúc tác để triển khai nghiên cứu sâu hướng tối ưu hóa lượng tiêu thụ hóa phẩm xúc tác hiện hơn nhằm xác định yêu cầu tính chất nguyên liệu và các có, thử nghiệm hóa phẩm xúc tác mới và tương đương; vấn đề khác liên quan đến chi phí đầu tư, chi phí vận hành. hợp tác sản xuất xúc tác hấp phụ, xử lý, tái chế xúc tác thải. Đồng thời, sẽ triển khai nghiên cứu khả năng sản xuất các Về tính khả thi xây dựng Nhà máy sản xuất xúc tác FCC loại xúc tác cho công nghiệp chế biến dầu khí, nhằm đa ở Việt Nam, Viện Dầu khí Việt Nam cho biết tổng nhu cầu dạng hóa sản phẩm và nâng cao hiệu quả hoạt động của tiêu thụ xúc tác FCC ở thị trường trong nước ngày càng các nhà máy. Ngọc Minh DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 11
  13. THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ BÀI HỌC KINH NGHIỆM VỀ CÔNG TÁC HOÀN THIỆN GIẾNG TẠI BỂ CỬU LONG ThS. Vũ Mạnh Hào, ThS. Lê Quốc Trung, KS. Lê Vũ Quân Viện Dầu khí Việt Nam Email: haovm@vpi.pvn.vn Tóm tắt Bể Cửu Long là khu vực có nhiều mỏ dầu được phát hiện và đang trong giai đoạn khai thác như mỏ Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng... Điều kiện địa chất của bể không có phức tạp lớn, tuy nhiên trong quá trình khai thác đã xảy ra một số sự cố: cát xâm nhập, ngập nước và lắng đọng paraffin… dẫn đến giảm tuổi thọ giếng, tăng chi phí xử lý sự cố và sửa chữa giếng, làm giảm hiệu quả khai thác. Bài viết đánh giá hiện trạng công tác hoàn thiện giếng, rút ra bài học kinh nghiệm cho công tác thiết kế, thi công và định hướng sử dụng công nghệ hoàn thiện giếng trong tương lai. Từ khóa: Hoàn thiện giếng, bể Cửu Long, cát xâm nhập. 1. Giới thiệu  2. Công tác hoàn thiện giếng bể Cửu Long Công tác hoàn thiện giếng là mối quan tâm hàng Ở bể Cửu Long, các giếng khai thác tại tầng cát kết đầu của các nhà thầu dầu khí để đảm bảo cho quá trình Miocene và Oligocene sử dụng công nghệ hoàn thiện khai thác dầu khí lâu dài và hiệu quả. Sự thành công của giếng đơn để khai thác một hoặc nhiều tầng sản phẩm công tác hoàn thiện giếng góp phần cho giếng vận hành đồng thời, sử dụng công nghệ hoàn thiện giếng kép để an toàn, giảm thiểu thời gian và chi phí cho công tác sửa khai thác các tầng sản phẩm riêng biệt. Phương pháp giếng sau này. hoàn thiện vỉa chứa thường sử dụng là thả ống chống, Địa tầng trầm tích bể Cửu Long có ảnh hưởng lớn đến trám xi măng và bắn đục lỗ ống chống. Tại các khu vực công tác hoàn thiện giếng. Khu vực này chủ yếu là các có nguy cơ khai thác cát cao, phần vỉa chứa hoàn thiện trầm tích có tuổi Miocene, có tính bở rời và độ gắn kết kiểu thân trần kết hợp lắp đặt lưới chắn cát. Tại tầng yếu, do đó nguy cơ cát xâm nhập vào giếng rất lớn. móng, các giếng thường được hoàn thiện bằng cách sử dụng một cột ống khai thác, phần vỉa chứa hoàn thiện Đá móng trước Cenozoic ở bể Cửu Long chủ yếu là kiểu thân trần. các đá xâm nhập granitoid với thành phần không đồng nhất do được kết tinh ở các điều kiện địa chất và thời gian Để nâng cao hiệu quả khai thác, đảm bảo an toàn khác nhau. Đặc tính chứa của đá móng ở bể Cửu Long trong quá trình vận hành khai thác, giảm thiểu chi phí, không đồng đều trong một mỏ và giữa các khu vực. Tại bể các nhà thầu đã áp dụng nhiều giải pháp, công nghệ Cửu Long, các giếng khai thác đối tượng móng chiếm gần và thiết bị tiên tiến hiện đại trong quá trình hoàn thiện 50%, các giếng đều được hoàn thiện kiểu thân trần do đất giếng như: đá thành hệ ở đây có tính rắn chắc và độ ổn định cao. Tuy - Sử dụng packer trương nở để khai thác đồng thời nhiên, do đối tượng này có đặc tính bất đồng nhất cao, với nhiều tầng sản phẩm và kiểm soát hiện tượng ngập nước, nhiều khe nứt, nứt nẻ lớn; các giếng được hoàn thiện kiểu đặc biệt khi khai thác tại tầng móng. thân trần, gây khó khăn trong việc kiểm soát hiện tượng - Áp dụng công nghệ hoàn thiện giếng kép trong ngập nước. việc khai thác riêng biệt nhiều tầng sản phẩm. Trong bài viết này, nhóm tác giả đánh giá việc ứng - Sử dụng lưới chắn cát đối với các mỏ có nguy cơ bị dụng công nghệ trong công tác hoàn thiện giếng tại trên cát xâm nhập cao. 350 giếng khai thác ở bể Cửu Long. Trên cơ sở đó, nhóm tác giả phân tích hiện trạng khai thác của các mỏ, đề xuất Các yếu tố ảnh hưởng đến công tác hoàn thiện giếng phương án thiết kế hoàn thiện giếng phù hợp, đánh giá gồm: điều kiện địa chất, chiều sâu mực nước biển, nhiệt động thái giếng và tìm ra các nguyên nhân gây ra các khó độ và áp suất vỉa, thành phần H2S và CO2.... Tuy nhiên, các khăn, phức tạp trong công tác hoàn thiện giếng. yếu tố này không ảnh hưởng lớn vì các kết quả nghiên cứu 12 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014
  14. PETROVIETNAM cho thấy điều kiện địa lý tự nhiên của bể Cửu Long không 2.1. Công nghệ và thiết bị hoàn thiện giếng quá phức tạp, hàm lượng CO2 và H2S thấp. Một số mỏ khai 2.1.1. Đối tượng Miocene và Oligocene thác tại đối tượng Miocene ở khu vực đất đá thành hệ có tính chất bở rời, liên kết kém, đã xảy ra hiện tượng cát Các giếng tại bể Cửu Long chủ yếu áp dụng phương xâm nhập vào giếng. Cát xâm nhập tập trung nhiều ở khu pháp hoàn thiện giếng đơn. Một số giếng ở mỏ Ruby, vực Đông Bắc bể Cửu Long nơi trầm tích Miocene có độ Pearl… sử dụng phương pháp hoàn thiện giếng kép. rỗng > 19% (Hình 1). Phương pháp mở vỉa phổ biến nhất đối với các giếng khai thác tại đối tượng Miocene là bắn đục lỗ ống chống. Đây Do tính chất dầu tại bể Cửu Long có hàm lượng là phương pháp hoàn thiện đơn giản và tiết kiệm chi phí, paraffin cao (một số mỏ có hàm lượng paraffin > 25%), song có thể xảy ra hiện tượng cát xâm nhập vào giếng. tính chất của nước vỉa, sự thay đổi nhiệt độ áp suất Do vậy, việc áp dụng phương pháp này chỉ đạt hiệu quả trong giếng… nên trong quá trình khai thác xảy ra tại các mỏ không có nguy cơ xảy ra cát xâm nhập trong hiện tượng lắng đọng paraffin, làm giảm sản lượng quá trình khai thác. Tại các giếng khai thác tại đối tượng khai thác [1, 5]. Oligocene mỏ Bạch Hổ, đặc tính đất đá có độ ổn định cao hơn nên áp dụng phương pháp mở vỉa kiểu thân trần. Đối với các mỏ có nguy cơ cát xâm nhập cao, phương pháp hoàn thiện vỉa dạng thân trần kết hợp với lưới chắn cát là giải pháp tối ưu nhất. Điều này đã được minh chứng bằng hiệu quả kiểm soát cát tốt tại các giếng ở mỏ Sư Tử Đen, Rạng Đông. Để kiểm soát cát thường sử dụng lưới chắn cát độc lập, lưới chắn cát chèn sỏi, lưới chắn cát giãn nở… Trong đó, lưới chắn cát độc lập được sử dụng phổ biến tại mỏ Sư Tử Đen, Rạng Đông, Pearl bể Cửu Long, do tiết kiệm chi phí và hiệu quả kiểm soát cát và khai thác cao (Hình 2). Phương Hình 1. Sơ đồ các mỏ xuất hiện cát xâm nhập tại bể Cửu Long pháp kiểm soát cát bằng lưới chắn 16 cát chèn sỏi được áp dụng tại một số 15 STD giếng mỏ Ruby, song hiệu quả không RD 14 Ruby cao do cát bít nhét xung quanh lưới, 12 Pearl làm giảm khả năng khai thác. Số lượng giếng 10 10 2.1.2. Đối tượng móng nứt nẻ 8 Móng nứt nẻ là đối tượng khai 6 thác chính của bể Cửu Long với gần 4 200 giếng khai thác và bơm ép. Các 2 giếng hoàn thiện trong móng được 2 1 thiết kế với cấu trúc một cột ống khai 0 thác và hoàn thiện vỉa kiểu thân trần. Lưới chắn cát độc lập Lưới chắn cát chèn sỏi Phương pháp kiểm soát cát Packer trương nở được áp dụng tại nhiều giếng mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Hình 2. Phương pháp kiểm soát cát áp dụng cho các giếng khai thác tại Miocene Vàng, Cá Ngừ Vàng nhằm ngăn cách DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 13
  15. THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ khoảng ngập nước đối với các giếng khai thác tại 12 11 STD tầng móng (Hình 3). 10 Cá Ngừ Vàng 10 STV 2.2. Sự cố phức tạp và biện pháp khắc phục PD 8 Số lượng giếng Quá trình hoàn thiện giếng có vai trò quan trọng, ảnh hưởng đến khả năng khai thác và tuổi thọ của 6 giếng. Vì vậy, trước khi giếng đưa vào hoàn thiện, các 4 4 nhà thầu tiến hành nghiên cứu, lựa chọn công nghệ 2 và thiết bị phù hợp đảm bảo khả năng khai thác tốt 2 nhất. Sự cố xảy ra trong quá trình hoàn thiện giếng 0 được xử lý kịp thời. Packer giãn nở Trong quá trình khai thác, các mỏ thường xuất Hình 3. Packer trương nở sử dụng tại các giếng khai thác trong tầng móng hiện hiện tượng lắng đọng paraffin và muối vô cơ, làm giảm sản lượng khai thác, tăng thời gian và chi Sản lượng dầu khai thác cộng dồn, MMstb phí sửa giếng. Các giếng khai thác ở tầng cát kết Miocene xảy ra hiện tượng cát xâm nhập, nếu không Lưu lượng dầu khai thác, bbl/d sử dụng biện pháp kiểm soát cát sẽ gây mòn thiết bị Tỷ số khí - dầu, scf/stb Độ ngập nước, % lòng giếng và các thiết bị khai thác bề mặt, làm giảm khả năng khai thác của giếng. 2.2.1. Hiện tượng cát xâm nhập Cát xâm nhập là hiện tượng thường gặp tại các Năm giếng khai thác đối tượng cát kết Miocene, nơi mà Hình 4. Sản lượng khai thác của giếng RD-1 thành hệ có tính bở rời và gắn kết kém. Hiện tượng Bảng 1. Thống kê hàm lượng cát khai thác tại một số giếng mỏ Ruby này xảy ra tại một số mỏ Ruby, Rạng Đông, Rồng. Hàm lượng cát Thời gian Tên giếng Đối tượng Tại mỏ Rạng Đông, cát xâm nhập xảy ra tại một khảo sát (pptb) số giếng khai thác tầng Miocene. Trong đó, giếng RB-1 1/3/2011 Miocene-10/20 6,66 RB-2 2/3/2011 Miocene-9 6,31 RD-1 đã phải đóng giếng để sửa chữa và nạo vét cát, RB-3 5/3/2011 Miocene-9/10/20 5,96 do cát chảy cao 200 lít/ngày (2003). Sau đó, giếng RB-4 7/3/2011 Miocene-9/10 6,31 được tiếp tục đưa vào khai thác và sản lượng khai RB-5 9/3/2011 Miocene-10 5,96 thác của giếng hiện nay đạt khoảng 700 thùng/ RB-6 17/10/2010 Miocene-20 5,69 ngày (Hình 4) [3]. RB-7 15/10/2010 Miocene-9/10/30 5,60 RB-8 10/3/2011 Miocene-9/10 6,31 Đa số các giếng khai thác tại mỏ Rạng Đông RB-9 16/2/2010 Móng 4,55 không lắp đặt lưới chắn cát. Vì vậy, phương pháp RB-10 18/10/2010 Miocene-9/10 5,60 kiểm soát cát hiện nay là kiểm soát giếng để có thể khai thác an toàn khi hàm lượng cát từ 0,01 - 0,1% thể Sản lượng dầu khai thác cộng dồn, MMstb tích và các thiết bị được ngăn chặn mài mòn bằng các bộ tách lọc cát trên bề mặt. Khi hàm lượng cát vượt Lưu lượng dầu khai thác, bbl/d Tỷ số khí - dầu, scf/stb ngưỡng trên thì giảm côn hoặc đóng giếng. Độ ngập nước, % Các giếng khai thác của mỏ Ruby đa phần không sử dụng biện pháp kiểm soát cát, do đó cát xuất hiện trong sản phẩm với hàm lượng từ 5 - 10pptb (pound per thousand barrel), thậm chí có giếng hàm lượng cát vượt quá giới hạn cho phép là 15pptb. Một số giếng lắp đặt lưới chắn cát chèn sỏi nhưng không đạt hiệu quả cao. Trước tình hình đó, phương thức quản lý mỏ Năm được xem xét và cập nhật cho phù hợp nhằm phục Hình 5. Trạng thái khai thác của các giếng tại tầng móng mỏ Sư Tử Đen 14 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014
  16. PETROVIETNAM vụ khai thác dầu một cách hợp lý như: theo dõi và giám tháng, độ ngập nước lên tới 70 - 80%, khiến nhiều giếng sát hàm lượng cát trong sản phẩm dầu từng giếng nhỏ ngừng phun. Độ ngập nước trung bình của đối tượng hơn mức cho phép 15ptb; thường xuyên khảo sát giếng móng mỏ Bạch Hổ tại tháng 1/2007 là 12,7% và chỉ còn để kiểm soát bằng chênh áp và đôi khi cần thiết giảm côn 30 giếng khai thác cho dòng sản phẩm không lẫn nước. khai thác; định kỳ kiểm tra tình trạng lòng giếng để có giải Trong đó, 11 giếng có sản lượng rất thấp. Bảng 2 thể hiện pháp kịp thời, nghiên cứu lắp đặt lưới chắn cát để kiểm soát độ ngập nước trong giai đoạn 2006 - 2007 của một số cát. Thống kê lượng cát trong quá trình khai thác tại một số giếng khu vực trung tâm mỏ Bạch Hổ. giếng mỏ Ruby (Bảng 1) [3]. Trước tình hình đó, Vietsovpetro đã thực hiện các 2.2.2. Vấn đề ngập nước đối với các giếng khai thác tại biện pháp can thiệp và sửa chữa giếng, đặc biệt là cách tầng móng ly khoảng ngập nước tốt, do đó độ ngập nước trung bình của cả đối tượng móng tăng chậm, độ ngập nước trong Do đặc thù của khai thác thân dầu móng nứt nẻ, độ sản phẩm năm 2008 là 17% [4]. ngập nước của giếng tăng lên rất nhanh. Một số giếng khai thác ở đối tượng móng mỏ Bạch Hổ, Sư Tử Đen, Sư Tử 2.3. Bài học kinh nghiệm trong công tác hoàn thiện giếng Vàng đều xảy ra hiện tượng này. Các giếng khai thác có độ 2.3.1. Đối tượng Miocene, Oligocene ngập nước cao gây ảnh hưởng xấu đến hệ thống khai thác như: đóng giếng, chuyển sang khai thác đối tượng khác Theo các tài liệu tổng hợp, các phương pháp hoàn hoặc phải ứng dụng các phương pháp cơ học hay chuyển thiện giếng tại bể Cửu Long gồm: mở vỉa bằng chống ống, sang khai thác theo chu kỳ… Trạng thái khai thác và mức trám xi măng và bắn đục lỗ ống chống (được áp dụng chủ độ ngập nước của các giếng tại tầng mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử yếu tại các mỏ Bạch Hổ, Rồng, Ruby - Pearl, Rạng Đông Vàng được thể hiện trên Hình 5 và 6 [3]. - Phương Đông); mở vỉa thân trần kết hợp lưới chắn cát (được áp dụng chủ yếu tại mỏ Sư Tử Đen và một số giếng Nước xuất hiện trong dòng sản phẩm khai thác tại khoan mỏ Rạng Đông - Phương Đông). tầng móng mỏ Bạch Hổ từ cuối năm 1994. Chỉ sau vài - Công nghệ hoàn thiện giếng đơn và công nghệ Sản lượng khai thác của một số giếng mỏ Sư Tử Vàng hoàn thiện giếng kép: 100,000 SV-6P SV-2P 100 SV-5P SV-4P Công nghệ hoàn thiện giếng đơn được sử dụng Sản lượng dầu khai thác cộng dồn, MMstb 90,000 SV-3P SV-1P 90 SV-7P SV-8PI chủ yếu tại các mỏ và cho hiệu quả khai thác cao. Lưu lượng dầu khai thác, bbl/d 80,000 SV-9PI SV-10P 80 STV WC Cum oil recovery 70,000 70 Công nghệ hoàn thiện giếng kép được Petronas áp Độ ngập nước, % 60,000 60 dụng thành công tại một số giếng khai thác mỏ Ruby, 50,000 50 Pearl để khai thác riêng biệt các tầng sản phẩm. Các giếng 40,000 40 hoàn thiện kép đều cho sản lượng khai thác dầu cao hơn 30,000 30 các giếng hoàn thiện đơn khi khai thác cùng đối tượng 20,000 20 sản phẩm. Điều này đã được minh chứng tại 2 giếng RB- 10,000 10 0 0 1P, RB-2P sử dụng hai công nghệ hoàn thiện giếng khác Oct-08 Jan-09 Apr-09 Jul-09 Oct-09 Jan-10 Apr-10 Jul-10 Oct-10 nhau để khai thác cùng đối tượng chính Miocene-9 và Hình 6. Trạng thái khai thác của các giếng tại tầng móng mỏ Sư Tử Vàng Miocene-10 (Bảng 3, Hình 7 - 9) [1]. Bảng 2. Độ ngập nước của các giếng ở khu vực trung tâm mỏ Bạch Hổ Giếng khoan BH-1 BH-2 BH-3 BH-4 BH-5 BH-6 BH-7 BH-8 Độ ngập 1/2006 49,1 55,2 0 23,1 74,9 2,5 14,5 73 nước (%) 1/2007 79,9 24,9 64,2 67,3 70,2 76,4 46,9 65,6 Bảng 3. Đặc trưng, sản lượng khai thác dầu của giếng RB-1P, RB-2P Giếng RB-1P RB-2P Kiểu hoàn thiện Hoàn thiện kép Hoàn thiện đơn Đối tượng khai thác chính Miocene-9; Miocene-10 Miocene-9; Miocene-10 Lưu lượng dầu khai thác trung bình (thùng/ngày) 800 500 Sản lượng dầu khai thác cộng dồn (triệu thùng) 0,95 0,7 Độ ngập nước trung bình (%) 1 5 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 15
  17. THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Như vậy, so với giếng hoàn thiện đơn RB-2P, giếng hoàn thiện kép RB-1P cho hiệu suất khai thác tốt hơn. Kết quả khai Sản lượng dầu khai thác cộng dồn, MMstb thác cho thấy độ ngập nước của giếng RB-1P sau khi tăng cao (trên 20%) thì đến Lưu lượng dầu khai thác, bbl/d Tỷ số khí - dầu, scf/stb Độ ngập nước, % nay chỉ còn khoảng 1% và lưu lượng khai thác ổn định với trên 500 thùng/ngày. Đối với giếng RB-2P, độ ngập nước hiện nay khoảng 15%, tuy nhiên lưu lượng dầu khai thác thấp (dưới 100 thùng/ ngày). Do ưu điểm của giếng hoàn thiện kép, Petronas đã áp dụng biện pháp hoàn thiện giếng này cho các giếng mới đưa Năm vào khai thác của mỏ Pearl. Kết quả cho Hình 7. Sản lượng dầu khai thác giếng RB-1PL thấy giếng cho sản lượng dầu khai thác cao (trên 2.000 thùng/ngày). Petronas đang tiếp tục nghiên cứu áp dụng công nghệ hoàn thiện giếng kép cho các giếng Sản lượng dầu khai thác cộng dồn, MMstb phát triển khai thác sắp tới, đặc biệt tại các khu vực có nhiều tầng sản phẩm và Lưu lượng dầu khai thác, bbl/d Tỷ số khí - dầu, scf/stb Độ ngập nước, % có tính chất vỉa tốt. Cấu trúc hoàn thiện giếng đơn và hoàn thiện giếng kép điển hình tại các giếng khai thác mỏ Ruby, Pearl được thể hiện tại Hình 10 [2]. - Công nghệ hoàn thiện giếng sử dụng lưới chắn cát độc lập: Năm Trong quá trình khai thác, hiện tượng Hình 8. Sản lượng dầu khai thác giếng RB-1PS cát khai thác xuất hiện tại nhiều giếng mỏ Ruby, Rạng Đông, Rồng. Đối với các giếng không lắp đặt thiết bị kiểm soát cát ở giai Sản lượng dầu khai thác cộng dồn, MMstb đoạn đầu phát triển mỏ, phải giảm chênh áp để hạn chế cát xâm nhập. Biện pháp Lưu lượng dầu khai thác, bbl/d này chỉ mang tính tình thế vì làm giảm Tỷ số khí - dầu, scf/stb Độ ngập nước, % lưu lượng khai thác và hiệu quả kiểm soát cát không cao. Vì vậy, các giếng mới phát triển khai thác gần đây (có nguy cơ khai thác cát cao), được đề xuất lắp đặt thiết bị kiểm soát cát để ngăn chặn cát trong sản phẩm khai thác. Các giếng sử dụng lưới chèn sỏi tại mỏ Năm Ruby, trong quá trình khai thác cho thấy Hình 9. Sản lượng dầu khai thác giếng RB-2P hiệu quả không cao, không ngăn được còn khoảng 600 thùng/ngày, sản lượng hiện tại của giếng chỉ còn khoảng hiện tượng cát xâm nhập vào giếng và 400 thùng/ngày (Hình 11) [3]. giảm hiệu quả khai thác. Giếng R-3P mỏ Ruby sau khi được lắp đặt lưới chèn sỏi và Phương pháp kiểm soát cát sử dụng cho các mỏ ở khu vực là sử dụng tiến hành xử lý acid, sản lượng khai thác lưới chắn cát độc lập và sử dụng phương pháp chèn sỏi. Lưới chắn cát độc từ trên 1.000 thùng/ngày giảm xuống chỉ lập là giải pháp tốt nhất cho các vỉa Miocene tại các mỏ của Cuu Long JOC, 16 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014
  18. PETROVIETNAM Hình 10. Công nghệ hoàn thiện giếng đơn (bên trái), giếng kép (bên phải) tại mỏ Ruby và Pearl JVPC, Petronas. Các giếng khai thác tại đây được lắp Sau khi sửa giếng và đặt lưới chắn cát độc lập và trong quá trình khai thác Sản lượng dầu khai thác cộng dồn, MMstb lắp đặt lưới chèn sỏi không xảy ra hiện tượng cát xâm nhập vào giếng. Phương pháp chèn sỏi được áp dụng tại một số giếng Lưu lượng dầu khai thác, bbl/d mỏ Ruby đã làm tăng hệ số skin và giảm hiệu quả Độ ngập nước, % Tỷ số khí dầu cf/bbl khai thác. Lưới chắn cát độc lập sử dụng lưới lọc ở trước khoảng khai thác, có thể áp dụng trong hoàn thiện giếng thân trần và giếng chống ống. Khác với lưới chèn sỏi, khoảng không vành xuyến giữa lưới và giếng không chống ống (hoặc đã chống ống) rỗng. Năm Có 2 loại lưới thông thường được sử dụng là: ống Hình 11. Sản lượng khai thác của giếng R-3P, mỏ Ruby lọc quấn dây (wire wrap screen - WWS) và ống lọc dạng lưới (premium screen - PS) (Hình 12). Ống lọc Lớp bảo vệ quấn dây (WWS) gồm 3 bộ phận chính: ống đục lỗ, bên ngoài thanh cài (support rod) và dây quấn (wire wrap). Lớp lọc tăng cường Ống lọc dạng lưới (PS) có 5 bộ phận chính: ống đục Lớp lọc lỗ, lớp thẩm thấu (drainage layer), lớp lọc trung trung gian Lớp thẩm gian (filtration layer), lớp lọc tăng cường (filtration thấu enhancement) và lớp bảo vệ bên ngoài (outer Ống đục lỗ shroud). Ống lọc dạng lưới có ưu điểm là độ bền và khả năng kiểm soát cát cao, song giá thành cao hơn ống lọc quấn dây [6]. Chức năng chính của lưới chắn cát là bảo vệ Ống lọc quấn dây (WWS Ống lọc dạng lưới (PS) và ngăn chặn cát, tạo nút chặn và chống xói mòn. Hiện tượng xói mòn gây ra do dòng chảy chất lưu Hình 12. Cấu tạo lưới chắn cát dạng quấn dây (WWS), dạng lưới (PS) tập trung trong lưới, khi khoảng giữa lưới và giếng DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 17
  19. THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Sản lượng dầu khai thác cộng dồn, MMstb Ống dẫn hướng Van an toàn 4½” Lưu lượng dầu khai thác, bbl/d Tỷ số khí - dầu scf/stb Độ ngập nước, % Ống khai thác 4½” Gaslift mandrel 4½” Ống chống 13-3/8” Thiết bị bù trừ nhiệt Quantum packer Nipple “XN” 4½” Quantum packer Năm Ống chống 9-5/8” Hình 14. Sản lượng khai thác dầu của giếng SD-1A, mỏ Sư Tử Đen Lưới chắn cát độc lập (premium) thân trần/giếng chống ống có độ thấm cao khiến dòng chảy có Packer trương nở tốc độ cao. Phễu hướng dòng Lưới chắn cát độc lập có giá thành thấp, dễ thiết kế và lắp đặt Hình 13. Cấu trúc hoàn thiện giếng có sử dụng lưới chắn cát độc lập tại hơn so với lưới chắn cát chèn sỏi. Việc sử dụng lưới chắn cát độc lập mỏ Sư Tử Đen trong hoàn thiện giếng thân trần có thể cung cấp khả năng dẫn tốt hơn. Cấu trúc hoàn thiện giếng sử dụng lưới chắn cát độc lập được Van an toàn sâu thể hiện trên Hình 13. 2.3.2. Đối tượng móng nứt nẻ 4-1/2” Tubing Packer trương nở được nghiên cứu và sử dụng tại biển Bắc Na Nipple Uy từ năm 2001, có thể hoạt động trong các điều kiện môi trường Van Gaslift nhiệt độ, áp suất cao hoặc có thể áp dụng với các giếng đơn thân, đa thân... Hiện nay, packer trương nở được sử dụng rộng rãi trên thế giới Van Gaslift và cho thấy khả năng bền nhiệt và chịu áp suất cao, khả năng làm kín tốt, cách ly tốt khoảng ngập nước và mũ khí. Van Gaslift Packer trương nở đã được ứng dụng tại nhiều giếng mỏ Sư Tử Van Gaslift Đen, Sư Tử Vàng, Cá Ngừ Vàng, Rạng Đông... Kết quả cho thấy giếng Thiết bị đo nhiệt độ, áp suất được khai thác ổn định hơn, kiểm soát hiện tượng ngập nước tốt 9-5/8” Packer trong quá trình giếng vận hành khai thác. Nipple Công nghệ packer trương nở ngăn cách tầng ngập nước đã được Bộ treo Liner áp dụng tại nhiều giếng khai thác mỏ Sư Tử Đen. Trong đó, giếng SD- 9 - 5/8" Đế ống chống 1A thiết kế sử dụng 2 packer trương nở tại thân trần của giếng nhằm 7" Đế ống ổn định bộ thiết bị lòng giếng và ngăn cách, tạo ra các khoảng khai chống Thiết bị tuần hoàn thác riêng biệt (Hình 15). Các thiết bị tuần hoàn được sử dụng tại 4-1.2” Tubing khoảng giữa 2 packer để thuận tiện điều chỉnh lưu lượng và đóng/ Packer trương nở mở khoảng khai thác, nâng cao hiệu quả khai thác. Khi khoảng khai thác phía dưới bị ngập nước, chỉ cần đóng và cách ly khoảng khai Packer trương nở Đới nứt nẻ thác này, giếng vẫn có thể tiếp tục khai thác ở tầng trên. Trong quá trình khai thác giếng SD-1A, hàm lượng nước trung Fracture #2 bình duy trì ở dưới 15%, lưu lượng dầu khá cao đạt trên 3.000 thùng/ Fracture #3 TD @ 4,519m Fracture #4 ngày. Lưu lượng dầu khai thác của giếng SD-1A theo thời gian được Hình 15. Cấu trúc hoàn thiện giếng của giếng SD-1A, mỏ Sư Tử Đen [2] thể hiện trên Hình 14 [3]. 18 DẦU KHÍ - SỐ 12/2014
  20. PETROVIETNAM 3. Kết luận Tài liệu tham khảo Do tầng Miocene và Oligocene tương đồng về đặc 1. Vũ Mạnh Hào và nnk. Tổng kết đánh giá công tác điểm địa chất nên cấu trúc hoàn thiện giếng khai thác hoàn thiện giếng khai thác tại bể Cửu Long. Viện Dầu khí ở hai tầng trên giống nhau. Tuy nhiên, đất đá ở vùng Việt Nam. 2012. Miocene có độ rỗng cao hơn, dễ bở rời nên thường xuất 2. Báo cáo hoàn thiện giếng (Well completion report, hiện cát trong quá trình khai thác. Kết quả thống kê tại Completion procedure, end of well report) của các giếng khai bể Cửu Long cho thấy, các mỏ có độ rỗng > 19% dễ xảy thác tại bể Cửu Long. ra hiện tượng cát xâm nhập vào giếng khai thác. Phương pháp sử dụng lưới chắn cát độc lập giúp kiểm soát cát xâm 3. Sản lượng khai thác. Báo cáo khai thác định kỳ nhập. Công nghệ hoàn thiện giếng kép được Petronas áp (ngày, tháng, năm) của các giếng mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử dụng tại một số giếng của mỏ Ruby, Pearl để khai thác Vàng, Ruby - Pearl, Rạng Đông. nhiều tầng sản phẩm đạt hiệu quả cao. Do đó, cần xem xét 4. Nguyễn Hải An và nnk. Nghiên cứu tối ưu quỹ đạo ứng dụng công nghệ này cho các giếng mới phát triển khi và phương án hoàn thiện giếng khoan khai thác/bơm ép áp khai thác tại khu vực có đặc điểm tương đồng. dụng cho thân dầu móng nứt nẻ mỏ Bạch Hổ. Viện Dầu khí Các giếng khai thác tại đối tượng móng nứt nẻ chủ Việt Nam. 2009. yếu áp dụng phương pháp hoàn thiện giếng thân trần. 5. Báo cáo phát triển mỏ (ODP, FDP) các mỏ tại bể Cửu Phương pháp kiểm soát hiện tượng ngập nước tại các Long. giếng khai thác của Vietsovpetro phổ biến là đổ cầu xi 6. Jonathan Bellarby. Well completion design. 2009. măng để cách ly khoảng ngập nước bên dưới, sau đó tiến hành bắn vỉa để khai thác khoảng phía trên. Ngoài ra, packer trương nở cũng được một số nhà thầu áp dụng để kiểm soát hiệu quả hiện tượng ngập nước. Bài báo là kết quả nghiên cứu thu được từ việc thực hiện Hợp đồng số 02/KKT/2010/HĐ-NCKH. Lessons learned from well completion practices in Cuu Long basin Vu Manh Hao, Le Quoc Trung, Le Vu Quan Vietnam Petroleum Institute Summary Cuu Long basin is the area where many discoveries of oil and gas have been made and put into production such as Bach Ho, Rong, Rang Dong, Su Tu Den and Su Tu Vang, etc. The geological characteristics in the area is not very complex. However, some damages have happened during production, especially the migration of reservoir sand and fines into a wellbore, water breakthrough, and paraffin deposition which can shorten the lifetime of a well, increase operating costs, and decrease well profitability. This paper reviews the current application of well completion technologies in the Cuu Long basin and draws lessons for well completion design and execution and technology application in the future. Key words: Well completion, Cuu Long basin, sand production. DẦU KHÍ - SỐ 12/2014 19

CÓ THỂ BẠN MUỐN DOWNLOAD

 

Đồng bộ tài khoản