Tạp chí Dầu khí

Ethyl acetate là hóa chất chủ yếu được dùng làm dung môi trong sản xuất các chất phủ bề mặt và làm dung môi cho ngành mực in. Bài báo giới thiệu khả năng đầu tư xây dựng nhà máy sản xuất ethyl acetate từ nguồn nguyên liệu ethanol được sản xuất từ các nhà máy nhiên liệu sinh học do các đơn vị thành viên thuộc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam tham gia đầu tư. Nhóm tác giả nghiên cứu hai phương án: độc lập và tích hợp với các nhà máy nhiên liệu sinh học, Nhà máy Lọc dầu Dung Quất, Nhà máy Đạm Phú Mỹ (tại các địa điểm Phú Thọ, Quảng Ngãi, Bình Phước và Phú Mỹ), dựa trên các tiêu chí về thị trường nguyên liệu, sản phẩm, công nghệ, vốn đầu tư và hiệu quả kinh tế - xã hội. Kết quả nghiên cứu cho thấy việc tiến hành đầ u tư xây dựng nhà máy sản xuất ethyl acetate tại Quảng Ngãi, tích hợp với Nhà máy Lọc dầu Dung Quất, có thể được xem như một phương án để nâng cao khả năng tiêu thụ ethanol sinh học tại thị trường trong nước.

Kỹ thuật viễn thám siêu cao tần đã được ứng dụng hiệu quả trong phát hiện sớm và phân loại vết dầu trên biển. Tuy nhiên do bản chất tán xạ của tia radar, ảnh vệ tinh radar cửa mở tổng hợp (SAR) thường bị nhiễu hạt tiêu (sự giao thoa của nhiều tín hiệu tán xạ phản hồi từ một diện tích tương ứng với một pixel). Ngoài ra, việc phân tích, phát hiện vết dầu trên biển từ ảnh SAR còn gặp khó khăn do ảnh hưởng của các điều kiện khí tượng trên biển (gió, dao động của sóng biển, nhiệt độ bề mặt biển, mưa…) cũng như đặc tính hóa lý và thời gian tồn tại của vết dầu trên biển. Bài báo giới thiệu kết quả nghiên cứu ứng dụng phương pháp lọc thích nghi và logic mờ (Fuzzy logic) trong nhận dạng và phân loại vết dầu trên ảnh vệ tinh Envisat Asar. Phương pháp này có thể sử dụng hiệu quả trong trường hợp vết dầu phức tạp, khó nhận biết bằng các phương pháp phân loại khác.

Từ các hệ dung dịch khoan đơn giản (tự tạo, gốc sét…), Việt Nam đã nghiên cứu, áp dụng các hệ dung dịch khoan có đặc tính kỹ thuật - công nghệ phù hợp với điều kiện địa chất phức tạp (như: sét trương nở, mất dung dịch, phun trào, đặc biệt nhất khi gặp nhiệt độ cao…), góp phần bảo tồn tối đa các tính chất thấm chứa tự nhiên tầng sản phẩm. Bài báo phân tích ưu, nhược điểm của các hệ dung dịch khoan đã và đang sử dụng tại Việt Nam từ năm 1969 đến nay để thi công các giếng khoan tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí.

The study of the heat flow in Vietnam’s offshore oil basins has been carried out at the Vietnam Petroleum Institute by using data from 80 exploratory wells, distributed from the Song Hong basin in the North to the Nam Con Son basin in Southern part of the Vietnam East sea. The thermal conductivities of 427 cores were measured using equipment from CCOP, brought to Vietnam by Dr. O.Matsubayashi and simultaneously using the Thercon 2 - 1992, high quality new Vietnamese-made equipment designed and manufactured by Prof. Dam Trung Don of Hanoi University. The temperature gradients of wells were calculated from well log data and from well tests data. The average heat flow values of sedimentary basins in offshore Vietnam are as follows: Song Hong basin (119mW/m2), Da Nang basin(89mW/m2), Cuu Long basin (64mW/m2), Nam Con Son basin (80mW/m2). The distribution pattern of heat flow in a sedimentary basin is believed to be related to its tectonic history. The heat flow and temperature history are the consequence of the geological history of a basin, therefore the main phases of rifting and phase of recent volcanic activity will be the primary sources of thermal energy in Vietnam’s sedimentary basins (Fig.2). The Red River Fault (RRF) in the Song Hong basin, the North - South trending fault in the Bac Bo gulf, and others faults are important thermal channels in offshore Vietnam. The coal beds in the Song Hong basin, the Rotalit shale in the Cuu Long basin and the local shale layers in all basins are good thermal sealing layers. Due to the differences in geological characteristics and heat flow regime, Vietnam’s sedimentary basins have different geothermal energy distributions. Their thermal regimes are generally conducive for providing the conditions necessary for the maturation of hydrocarbon source rocks and facilitating the migration of oil to the traps. Also, with high heat potential, the geothermal energy of some regions is favourable for power generation and for other industrial and human needs.

The purpose of the study is to evaluate the fault seal capacity and hydrocarbon (HC) retention potential of the Miocene -Oligocene fault-bounded structures in Block 04-3, Nam Con Son basin, offshore southern Viet Nam. Seismic and well petrophysical interpretation data are used to build 3D fault model and stratigraphic model within the 6 selected structures. Parameters such as fault throw, bed thickness, Vshale, lithology, burial depth, and fluid density are incorporated into fault seal evaluation. The critical leak points at the Middle Miocene, Lower Miocene and Oligocene intervals on faults bounding the 6 structures are defined. Hydrocarbon column heights supported by the faults can be estimated using the empirical relationship between Shale Gouge Ratio and threshold pressure. The study predicts that the maximum gas column ranges from 136m to 252m in Middle-Lower Miocene reservoirs in the drilled structures and from 119m to 295m in Middle-Lower Miocene and Oligocene reservoirs in the undrilled structures.  

Công nghệ và vật liệu nano được ứng dụng hiệu quả trong nhiều lĩnh vực, trong đó có ngành công nghiệp dầu khí nhờ sự phát triển của các kỹ thuật monitoring sáng tạo và phát triển bộ cảm biến (sensor) nano thông minh. Công nghệ nano có thể được sử dụng để cải thiện quá trình khoan và khai thác dầu khí bằng cách cung cấp vật liệu khoan nhẹ, chống mài mòn và bền cơ học hơn; phát triển các loại chất lỏng thông minh mới để tăng hiệu suất thu hồi dầu (EOR) nhất là ở điều kiện nhiệt độ và áp suất cao; phân tách các tạp chất kim loại trong dầu hay khí dễ dàng hơn... Trong bài báo này, nhóm tác giả giới thiệu các ứng dụng của công nghệ và vật liệu nano trong lĩnh vực thăm dò, khai thác và chế biến dầu khí trên thế giới, đánh giá khả năng nghiên cứu, ứng dụng ngắn hạn và dài hạn của Việt Nam để khai thác hiệu quả tiềm năng công nghệ và vật liệu nano trong ngành công nghiệp dầu khí.

PTT Public Co., Ltd. thực hiện chiến lược 3D với mục tiêu tập trung tăng trưởng doanh nghiệp cũng như hướng đến quy trình phát triển bền vững, đảm bảo lợi ích lâu dài của các bên liên quan. Cụ thể, PTT tập trung nâng cao khả năng cạnh tranh, đổi mới công nghệ để giảm chi phí và gia tăng lợi nhuận; đầu tư cơ sở hạ tầng và mở rộng các lĩnh vực liên quan có tiềm năng tạo ra giá trị gia tăng ở trong và ngoài nước; theo đuổi các cơ hội kinh doanh và đầu tư mới nhằm đảm bảo tăng trưởng dài hạn. Đầu năm 2020, trước tác động kép của cuộc khủng hoảng giá dầu và đại dịch COVID-19, PTT đã điều chỉnh chiến lược để ứng phó với các tác động tiêu cực, thể hiện sự linh hoạt, tức thời và hiệu quả trong hoạch định chiến lược. Bài báo giới thiệu chiến lược của PTT đến năm 2024, với mục tiêu trở thành công ty năng lượng đa quốc gia, tích hợp kinh doanh năng lượng và các sản phẩm hóa dầu.

Hệ dung dịch khoan gốc nước tiên tiến Protrol (High performance WBM) đã được Công ty Dung dịch khoan và Dịch vụ Giếng khoan (DMC-WS) và Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” thử nghiệm thành công ở giếng khoan 902-RC9, mỏ Rồng, bể Cửu Long. Hệ dung dịch khoan Protrol đã duy trì ổn định các thông số lưu biến, giảm độ thải nước và thể hiện khả năng ức chế hiệu quả sự trương nở của các tập sét dày, gia cố thành giếng khoan với quỹ đạo phức tạp.

Sau quá trình khai thác dài, các giếng ngầm tại khu vực phía Bắc mỏ Đại Hùng (DH-01) đã bị nhiễm bẩn nặng, sản lượng giảm nhanh, áp suất đầu giếng thấp và khai thác không liên tục. Để cải thiện sản lượng khai thác, Tổng công ty Thăm dò Khai thác Dầu khí (PVEP)/Công ty TNHH MTV Điều hành Thăm dò Khai thác Dầu khí trong nước (PVEP POC) đã nghiên cứu đánh giá mức độ nhiễm bẩn và đề xuất thực hiện giải pháp xử lý acid. Tuy nhiên, công nghệ này mang tính rủi ro cao, thậm chí có thể gây hỏng giếng, đặc biệt phương pháp xử lý acid tại các giếng có hoàn thiện đầu giếng ngầm rất khó khăn và chưa từng được áp dụng tại Việt Nam. Bài báo đánh giá hiệu quả ứng dụng các cải tiến trong công nghệ bơm rửa acid cho giếng ngầm khai thác tại mỏ Đại Hùng. Kết quả thực hiện cho thấy giải pháp bơm acid đã giúp xử lý nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng, đưa 6/8 giếng ngầm khai thác trở lại ổn định với lưu lượng gia tăng 12 - 40%, trong đó có một số giếng tăng lưu lượng từ 4 - 11 lần (DH-12X, DH-4X, DH-5P). Việc cải tiến công nghệ bơm rửa acid với tỷ lệ áp dụng thành công cao (khoảng 75%) đã giúp duy trì và nâng cao hiệu quả khai thác, làm tiền đề và là bài học kinh nghiệm quý cho công tác xử lý acid trên toàn mỏ Đại Hùng và các mỏ khác trong tương lai.

Bach Ho is the largest reservoir in the continental shelf of Vietnam. This field consists of numerous oil pay zones, from Lower Miocene, Upper Oligocene, Lower Oligocene to Cenozoic fractured basement, which is known for a unique oil zone with nearly 2,000m in thickness. This oil zone features a large number of naturally flowing wells with production rate of approximately 1,000 tons per day, contributing to over 90% of total production. The oil pay zone in the fractured granitic basement is considered unconventional with extremely high degree of heterogeneity, anisotropy, and permeability. This requires more challenging production methods than those applied for conventional pay zones around the world. To achieve current optimal treatment methods, Vietsovpetro has been researching, selecting, and applying various acid treatment methods for damaged zones in this complicated basement. Nowadays, these treatment methods are successfully performed in most reservoirs in the continental shelf of Vietnam. The success of research and application of acid treatment for pay zones in Bach Ho fractured granitic basement has made significant scientific and technological contribution not only to Vietnam but also to the South East region and the world. This paper will present the acid treatment methods applied for Bach Ho fractured basement reservoir and their techniques to optimise the production.