Luanvanfull_Phanbien

Luận văn tốt nghiệp

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA TP. HỒ CHÍ MINH

KHOA KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT VÀ DẦU KHÍ

BỘ MÔN KHOAN VÀ KHAI THÁC DẦU KHÍ

__________________________________________

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP

ĐỀ TÀI

XỬ LÝ AXIT VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG

TẠI TẦNG MÓNG MỎ BẠCH HỔ

GVHD: TS. ĐỖ QUANG KHÁNH

SVTH: HOÀNG THÁI SƠN

MSSV: 31002751

Tp.Hồ Chí Minh, tháng 12 năm 2014

i


ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP. HỒ CHÍ MINH CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAMTRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA Độc lập – Tự do – Hạnh phúc

Số: ……../ĐHBK-ĐT

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP

KHOA : KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT & DẦU KHÍBỘ MÔN : KHOAN VÀ KHAI THÁC DẦU KHÍHỌ VÀ TÊN : HOÀNG THÁI SƠN MSSV: 31002751NGÀNH : KHOAN VÀ KHAI THÁC DẦU KHÍ LỚP : DC10KK

1. Đề tài luận văn:

“XỬ LÝ AXIT VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG TẠI TẦNG MÓNG MỎ BẠCH HỔ”

2. Nhiệm vụ của luận văn tốt nghiệp:................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................3. Ngày giao nhiệm vụ luận văn:.....................................................................................

4. Ngày hoàn thành luận văn:...........................................................................................

5. Họ tên người hướng dẫn: TS. Đỗ Quang Khánh

Nội dung và yêu cầu LVTN đã thông qua Bộ môn Khoan – Khai Thác Dầu Khí thuộc

Khoa Kỹ Thuật Địa Chất & Dầu Khí.

Ngày…….. tháng ……. năm 2014

CHỦ NHIỆM BỘ MÔN CÁN BỘ HƯỚNG DẪN

(Ký và ghi rõ họ tên) (Ký và ghi rõ họ tên)

PHẦN DÀNH CHO KHOA, BỘ MÔN

Người duyệt (chấm sơ bộ):................................................................

Đơn vị:...............................................................................................

Ngày bảo vệ:......................................................................................

Điểm tổng kết:....................................................................................

Nơi lưu trữ luận văn:..........................................................................

ii


MỤC LỤC

LỜI CẢM ƠN..............................................................................................................................viii

MỞ ĐẦU........................................................................................................................................ix

1.Tính cấp thiết của đề tài...........................................................................................................ix

2.Mục tiêu của luận văn..............................................................................................................ix

3.Nhiệm vụ của luận văn.............................................................................................................ix

4.Phương pháp thực hiện..............................................................................................................x

5.Tình hình nghiên cứu.................................................................................................................x

CHƯƠNG 1

TỔNG QUAN VỀ MỎ BẠCH HỔ...............................................................................................1

1.1. Khái quát đặc điểm địa lý vùng mỏ Bạch Hổ [3]..................................................................1

1.2. Đặc điểm địa chất và đối tượng khai thác vùng mỏ Bạch Hổ [3,4]......................................3

1.2.1. Đặc điểm địa tầng...........................................................................................................3

1.2.2 Các đối tượng khai thác của mỏ......................................................................................7

1.3 Đặc điểm tầng chứa ở mỏ Bạch Hổ [3,4]...............................................................................8

1.3.1 Tính chất cơ lý của đất đá................................................................................................8

1.3.2 Độ chứa dầu.....................................................................................................................8

1.3.3 Tính di dưỡng..................................................................................................................9

1.3.4 Tính không đồng nhất....................................................................................................10

1.4 Tính chất lưu thể và các đặc trưng thủy động lực học [4]....................................................11

1.4.1 Tính chất lưu thể trong vỉa sản phẩm............................................................................11

1.4.2 Các đặc trưng thủy động lực học...................................................................................14

1.5 Gradient địa nhiệt của lớp phủ móng và móng ở mỏ Bạch Hổ [4]......................................17

1.5.1 Gradient địa nhiệt của đá phủ trên móng.......................................................................17

1.5.2 Gradient địa nhiệt đá móng...........................................................................................18

1.6 Gradient áp suất ở mỏ Bạch Hổ [4]......................................................................................18

CHƯƠNG 2

CƠ SỞ LÝ THUYẾT LỰA CHỌN XỬ LÝ AXIT VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG TẠI TẦNG MÓNG MỎ BẠCH HỔ................................................................................................................19

2.1 Nguồn gốc của nhiễm bẩn thành hệ [1,2,3,10].....................................................................19

2.1.1 Nhiễm bẩn trong quá trình khoan..................................................................................19

2.1.2 Nhiễm bẩn trong quá trình trám xi măng......................................................................22

2.1.3 Sự nhiễm bẩn trong công tác khoan..............................................................................23

2.1.4 Nhiễm bẩn trong quá trình hoàn thiện và bảo dưỡng giếng..........................................24

iii


2.1.5 Nhiễm bẩn trong quá trình lèn sỏi.................................................................................25

2.1.6 Nhiễm bẩn trong quá trình khai thác.............................................................................25

2.1.7 Sự hư hại trong quá trình xử lý kích thích.....................................................................26

2.1.8 Các vấn đề trong giếng bơm ép.....................................................................................28

2.2 Một số phương pháp tác động lên vùng cận đáy giếng [2,4]...............................................30

2.2.1 Mục đích........................................................................................................................30

2.2.2 Yêu cầu..........................................................................................................................30

2.2.3 Một số phương pháp tác động lên vùng cận đáy giếng ở mỏ Bạch Hổ.........................31

2.3 Phương pháp xử lý axit [2,3,5,6,8].......................................................................................38

2.3.1 Rửa axit.........................................................................................................................39

2.3.2 Xử lý axit bình thường..................................................................................................40

2.3.3 Xử lý axit dưới tác dụng của áp suất lớn.......................................................................41

2.3.4 Xử lý hóa nhiệt và nhiệt axit.........................................................................................42

2.3.5 Các phương pháp xử lý axit trong điều kiện nhiệt độ vỉa cao.......................................43

2.4 Phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng bằng nhũ tương axit ở tầng móng mỏ Bạch Hổ....45

2.4.1 Điều kiện và đối tượng áp dụng....................................................................................45

2.4.2 Các chất kết tủa và lắng đọng thường gặp.....................................................................45

2.4.3 Các hóa phẩm dùng trong pha chế dung dịch axit.........................................................47

2.4.4 Cơ chế tác động của các hóa phẩm trong xử lý axit......................................................50

2.4.5 Hàm lượng các hóa phẩm dùng trong dung dịch xử lý.................................................52

CHƯƠNG 3

THIẾT KẾ XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG BẰNG NHŨ TƯƠNG DẦU–AXÍT CHO GIẾNG X.......................................................................................................................................55

3.1 Cấu trúc giếng X...................................................................................................................55

3.2 Trạng thái của giếng trước khi đưa vào xử lý.......................................................................57

3.3 Xác định các thông số cần thiết............................................................................................57

3.3.1 Thể tích các cột ống khai thác (OKT) và ống chống khai thác (OCKT):.....................57

3.3.2 Khối lượng các hóa phẩm để pha chế hỗn hợp axit......................................................59

3.4 Phần tính toán.......................................................................................................................62

3.5 Các công việc chuẩn bị trước khi xử lý axit.........................................................................65

3.5.1 Pha chế các dung dịch axit............................................................................................65

3.5.2 Lắp đặt thiết bị, kết nối đường ống, chuẩn bị hỗn hợp hóa phẩm cần thiết..................66

3.5.3 Các bước tiến hành xử lý...............................................................................................69

3.6 Đánh giá hiệu quả xử lý giếng..............................................................................................70

3.6.1 Hiệu quả kinh tế dựa trên lượng dầu khai thác thêm được............................................70

iv


3.6.2 Chi phí cho xử lý axit....................................................................................................71

3.6.3 Lợi nhuận kinh tế thu được nhờ xử lý axit....................................................................76

3.7 An toàn lao động và bảo vệ môi trường trong quá trình xử lý axit [4]................................76

3.7.1 Những quy định chung..................................................................................................76

3.7.2 Những quy định an toàn khi chuẩn bị thiết bị, máy móc cho việc xử lý axit................77

3.7.3 Yêu cầu an toàn khi bốc dỡ và vận chuyển hóa phẩm..................................................77

3.7.4 Quy định an toàn khi chuẩn bị giếng để xử lý axit........................................................78

3.7.5 Các quy định an toàn khi xử lý giếng bằng axit............................................................79

3.7.6 Yêu cầu an toàn khi kết thúc công việc.........................................................................80

3.8 Cơ sở vật chất kỹ thuật để xử lý axit [4]..............................................................................80

3.8.1 Khu vực tiếp nhận và pha chế axit................................................................................80

3.8.2 Các thiết bị dùng để phục vụ cho công tác xử lý axit....................................................81

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ......................................................................................................83

TÀI LIỆU THAM KHẢO............................................................................................................85

v


DANH SÁCH BẢNG BIỂU

Bảng 1.1 Các thông số cơ bản của dầu ở mỏ Bạch Hổ [3].............................................................12

Bảng 1.2 Bảng đặc tính nước vỉa...................................................................................................14

Bảng 1.3 Các thông số vật lý của vỉa [3]........................................................................................16

Bảng 1.4 Biểu diễn áp suất ở các tầng [4]......................................................................................18

Bảng 2.1 Chiều sâu xâm nhập của nước lọc [3].............................................................................20

Bảng 2.2 Mức độ thành công của một số phương pháp xử lý axit.................................................44

Bảng 2.3 Nồng độ axit axetic phụ thuộc nồng độ ion sắt [3].........................................................48

Bảng 3.1. Khối lượng riêng của dung dịch axit HCl với nồng độ khác nhau ở nhiệt độ 200C......59

Bảng 3.2 Khối lượng riêng của dung dịch axit HF với nồng độ khác nhau ở nhiệt độ 200C.........60

Bảng 3.3. Khối lượng riêng của dung dịch axit CH3COOH với nồng độ khác nhau ở nhiệt độ 200C................................................................................................................................................61

Bảng 3.4 Tổng hợp thể tích các hóa phẩm cần thiết.......................................................................65

Bảng 3.5 Chi phí cho hóa phẩm xử lý axit.....................................................................................72

Bảng 3.6 Tổng chi phí trong quá trình xử lý axit...........................................................................73

Bảng 3.7 Lợi nhuận thu được nhờ xử lý axit..................................................................................76

Bảng 3.8 Đặc tính kỹ thuật của máy bơm TWS – 250 [4].............................................................82

vi


DANH SÁCH HÌNH ẢNH

Hình 1.1 Vị trí địa lý mỏ Bạch Hổ trong bồn trũng Cửu Long........................................................1

Hình 1.2 Cột địa tầng mỏ Bạch Hổ..................................................................................................3

Hình 2.1 Quy trình lựa chọn công nghệ xử lý vùng cận đáy giếng [4]..........................................53

Hình 2.2 Xác định phương pháp xử lý tối ưu nhất [4]...................................................................54

Hình 3.1 Cấu trúc giếng X..............................................................................................................56

Hình 3.2 Sơ đồ thiết bị xử lý vùng cận đáy giếng bằng nhũ tương dầu-axit..................................68

vii


LỜI CẢM ƠN

Bốn năm rưỡi học tại ngôi trường Đại học Bách Khoa Thành phố Hồ Chí Minh đã

cung cấp nhiều kiến thức và kinh nghiệm quý báu để tôi có một nền tảng vững chắc khi

bước tiếp trên con đường trong tương lai. Để đặt tới bước chân ngày hôm nay, tôi xin gửi

lời cảm ơn chân thành đến những người thân, thầy cô, anh chị và bạn bè đã giúp đỡ tôi

trong khoảng thời gian vừa qua.

Con cảm ơn cha mẹ, những người đã có công sinh thành, dưỡng dục, tần tảo nuôi

con khôn lớn. Cảm ơn cha mẹ đã cho con niềm tin những lúc con khó khăn, vấp ngã.

Xin được bày tỏ lòng biết ơn đến tập thể thầy cô giáo trường Đại học Bách Khoa

Thành phố Hồ Chí Minh đặc biệt là tập thể thầy cô giáo Khoa Kỹ thuật Địa chất và Dầu

khí, thầy cô Bộ môn Kỹ thuật Khoan và Khai Thác Dầu Khí, những người đã trực tiếp dìu

dắt tôi thực hiện ước mơ của mình.

Em xin gửi lời cảm ơn chân thành đến người chú, người anh Phạm Văn Quang,

đã giúp đỡ em trong suốt thời gian thực tập để thực hiện luận văn.

Em xin trân trọng cảm ơn thầy Đỗ Quang Khánh, người đã quan tâm giúp đỡ,

cung cấp cho em nhiều kiến thức bổ ích, nhiều tài liệu, kinh nghiệm quý báu và hướng

dẫn em thực hiện luận văn này.

Em xin chân thành cảm ơn các anh chị cựu sinh viên đã giúp đỡ, cung cấp cho em

nhiều tài liệu và kinh nghiệm quan trọng trong quá trình làm luận văn.

Cuối cùng, tôi xin chân thành cảm ơn các bạn khóa 2010 đặc biệt là các thành

viên lớp DC10KK đã nhiệt tình giúp đỡ tôi trong suốt thời gian qua.

Tp. Hồ Chí Minh, ngày 23 tháng 12 năm 2014 Sinh viên: Hoàng Thái Sơn

viiiSVTH: Hoàng Thái Sơn


MỞ ĐẦU

1. Tính cấp thiết của đề tài

Trong những năm gần đây, ngành công nghiệp Dầu khí đóng vai trò là ngành mũi

nhọn của nền kinh tế thế giới và là động lực phát triển mạnh mẽ đối với nền kinh tế của

các nước đang phát triển và chậm phát triển, trong đó có nước ta.

Ngành Dầu khí của nước ta còn rất non trẻ, tuy mới bước vào chặng đường đầu

tiên nhưng hiệu quả phát triển đã rất rõ ràng và đầy hứa hẹn. Đây là mối quan tâm và hy

vọng của đất nước vì ngành Dầu khí phát triển sẽ là động lực thúc đẩy các ngành kinh tế

khác.

Xí nghiệp Liên Doanh Dầu Khí VietsovPetro đã và đang đẩy nhanh quá trình khai

thác dầu khí tại mỏ Bạch Hổ, đóng góp lớn cho sự phát triển kinh tế của nước ta. Trong

quá trình khoan, khai thác dầu khí, bơm ép nước…, độ thấm tự nhiên của đá chứa vùng

cận đáy giếng bị giảm bởi nhiều nguyên nhân khác nhau làm giảm hiệu quả khai thác. Vì

vậy, việc xử lý vùng cận đáy giếng là một vấn đề cực kỳ quan trọng trong suốt vòng đời

của giếng. Trong đó, phương pháp “xử lý axit vùng cận đáy giếng” là một trong những

phương pháp được áp dụng rộng rãi bởi tính khả thi cũng như chi phí cũng khá rẻ so với

các phương pháp khác.

Xuất phát từ ý tưởng đó, em quyết định thực hiện đề tài : “Xử lý axit vùng cận

đáy giếng tại tầng móng mỏ Bạch Hổ”.

2. Mục tiêu của luận văn

Lựa chọn và thiết kế phương pháp xử lý axit cho giếng X tại tầng móng mỏ Bạch

Hổ dựa trên đặc điểm địa chất cụ thể, đồng thời đánh giá hiệu quả của phương pháp xử lý

axit.

3. Nhiệm vụ của luận văn

- Nêu được khái quát đặc điểm địa chất, thành hệ của khu vực mỏ Bạch Hổ.

- Tổng quan về phương pháp xử lý axit.

ixSVTH: Hoàng Thái Sơn


- Cơ sở lựa chọn phương pháp xử lý axit cho tầng móng mỏ Bạch Hổ.

- Thiết kế, tính toán xử lý axit cho một giếng X tại tầng móng mỏ Bạch Hổ, đồng

thời đánh giá hiệu quả kinh tế sau khi xử lý.

4. Phương pháp thực hiện

- Thu thập, xử lý tài liệu.

- Áp dụng số liệu cụ thể để thiết kế, tính toán.

- Lập bảng tính excel để trình bày kết quả và đánh giá hiệu quả kinh tế.

5. Tình hình nghiên cứu

- K.A. Covel (The Pure Oil Co.) (1934). Acid Treatment of Michigan Oil Wells.

Drilling and Production Practice , 1 January, New York : tiến hành nghiên cứu xử

lý axit (chủ yếu là HCl) cho các giếng khai thác dầu ở Michigan – đa phần là thành

hệ đá vôi (limestone), từ đó phân tích hàm lượng, thành phần axit thích hợp nhất

đối với thành phần của thành hệ.

- Steven L. Bryant, David C. Buller (1990). Formation Damage From Acid

Treatments. Society of Petroleum Engineers, pages 455-460 : nghiên cứu chỉ ra tác

hại của axit HCl đối với thành hệ có chứa Nhôm silicat (Aluminosilicates) vì HCl

phản ứng mạnh với Nhôm silicat tạo thành các hạt Silica ngậm nước, gây tắc nghẽn

và làm giảm độ thấm thành hệ.

- P.J. Closmann (1994). Optimizing an Acid Treatment. Journal of Canadian

Petroleum Technology : đưa ra phương pháp tối ưu hóa xử lý axit trong thành hệ,

bằng cách phân tích mối liên hệ giữa độ thấm xung quanh giếng, bán kính bắn mở

vỉa và lưu lượng axit bơm ép.

- Đào Hoàng Việt (1997). Xử lý axit. Luận văn tốt nghiệp Đại học Bách Khoa Thành

phố Hồ Chí Minh: Trình bày quá trình nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng, khái quát các

phương pháp tác động lên vùng cận đáy giếng, đánh giá hiệu quả của phương pháp

xử lý axit.

xSVTH: Hoàng Thái Sơn


- D. Zhu (The University of Texas at Austin), A.D. Hill (The University of Texas at

Austin), M.D. Looney (Texaco, Inc.) (1999). Evaluation of Acid Treatments in

Horizontal Wells. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 3-6 October,

Houston, Texas : đánh giá hiệu quả của phương pháp xử lý axit đối với giếng

ngang, thông qua tính toán hệ số Skin, từ đó tiến hành phân tích, đánh giá hiệu quả

của phương pháp và có thể sử dụng kết quả để tối ưu hóa các phương pháp xử lý

tiếp theo.

- Phạm Công Định (2008). Xử lý axit vùng cận đáy giếng mỏ Bạch Hổ. Luận văn tốt

nghiệp Đại học Bách Khoa Thành phố Hồ Chí Minh : Nêu tổng quan đặc điểm địa

chất vùng mỏ Bạch Hổ, phân tích và lựa chọn, thiết kế quy trình xử lý axit cho

giếng dầu khí trong tầng Mioxen-Oligoxen.

- Đỗ Thành Trung, Hoàng Linh Lan, Nguyễn Văn Ngọ, Phan Văn Minh, (2012).

Nghiên cứu ứng dụng hệ hóa phẩm mới trên cơ sở HEDP và NH4HF2 thay thế hệ

hóa phẩm truyền thống trên cơ sở HCl/HF trong xử lý axit vùng cận đáy giếng. Tạp

chí Dầu khí số 9/2012: Nghiên cứu cho thấy xử lý axit vùng cận đáy giếng vỉa cát

kết bằng kiểu hệ axit truyền thống trên cơ sở HCl/HF thường gặp nhiều khó khăn,

hai khó khăn chính cần quan tâm liên quan đến nhiệt độ cao và kết tủa thứ cấp. Do

đó, hệ hóa phẩm mới đã được nghiên cứu nhằm khắc phục những khó khăn này.

- Nguyễn Văn Ngọ, Phan Văn Minh, Đỗ Thành Trung, Lê Văn Công (2013). Nghiên

cứu chế tạo hệ vi nhũ tương áp dụng trong xử lý vùng cận đáy giếng vỉa cát kết.

Tạp chí Dầu khí số 12/2013: Trong nghiên cứu này, nhóm tác giả đã thiết lập được

hệ vi nhũ tương trên cơ sở chất hoạt động bề mặt anionic, dầu, nước, dung môi

đồng hòa tan; đồng thời nghiên cứu, đánh giá một số tính chất của hệ vi nhũ tương

nhằm ứng dụng trong xử lý vùng cận đáy giếng, tăng cường thu hồi dầu.

xiSVTH: Hoàng Thái Sơn

Luận văn tốt nghiệp Chương 1 Tổng quan về mỏ Bạch Hổ

CHƯƠNG 1

TỔNG QUAN VỀ MỎ BẠCH HỔ

1.1. Khái quát đặc điểm địa lý vùng mỏ Bạch Hổ [3]

Mỏ dầu Bạch Hổ nằm ở lô 09 trên Biển Đông, trong giải nâng trung tâm thuộc

bồn trũng Cửu Long, cách bờ 100 km, cách cảng Vũng Tàu 130 km, nơi đặt trụ sở của Xí

nghiệp Liên doanh dầu khí Vietsovpetro. Chiều sâu nước biển ở khu mỏ khoảng 50m. Mỏ

gần Bạch Hổ nhất là mỏ Rồng, nằm cách 35 km về hướng Tây Nam. Thành phố Vũng

Tàu được nối với thành phố Hồ Chí Minh- một trung tâm công nghiệp hành chính lớn,

bằng đường ô tô trải nhựa dài 125 km, cũng như đường thủy dài 80 km. Sân bay Vũng

Tàu có thể tiếp nhận những máy bay AN-24, AN-26, trực thăng loại MI8 đáp ứng đầy đủ

cho việc vận chuyển công nhân cũng như các thiết bị phục vụ cho liên doanh dầu khí.

Hình 1.1 Vị trí địa lý mỏ Bạch Hổ trong bồn trũng Cửu Long

1SVTH: Hoàng Thái Sơn


Đặc điểm khí hậu của mỏ Bạch Hổ là khí hậu nhiệt đới, gió mùa với mùa hè mưa,

mùa đông khô. Trong mùa khô từ tháng 11 đến tháng 3 có gió mùa Đông Bắc với sức gió

mạnh nhất vào tháng 12 và tháng 01.

Gió mùa Đông quyết định hướng của sóng biển (Tây - Bắc, Bắc - Tây Bắc). Sóng

cao tới 8m, nhiệt độ không khí ban ngày 24 - 27oC, đêm và sáng 22 - 24oC. Mưa rất ít ở

thời kỳ gió mùa đông bắc (0,7 mm vào tháng 2 - tháng khô nhất). Độ ẩm tương đối của

không khí thấp là 65% trong thời gian chuyển mùa (tháng 4 - 5) có sự di chuyển của khối

không khí lạnh từ phía Bắc xuống phía Nam. Dần dần hướng gió chủ yếu là hướng Tây -

Nam thổi từ vùng xích đạo. Gió Tây Nam làm tăng độ ẩm khí, tuy nhiên mưa vẫn ít và

không đều. Nhiệt độ từ 25 - 30oC. Vào mùa hè (từ tháng 6 - 9), gió mùa Tây Nam, nhiệt

độ không khí và nước tương đối cao, trung bình từ 28 - 30oC. Chênh lệch nhiệt độ giữa

ngày và đêm không đáng kể, mưa trở nên thường xuyên và to hơn, kéo dài vài giờ. Có

kèm theo giông tố vận tốc 25 m/s, kéo dài từ 10 - 30 phút, độ ẩm không khí vào thời kỳ

này là 85 - 89%. Vào tháng 10 trong thời kỳ chuyển mùa lần thứ hai, gió Tây Nam yếu

dần thay bằng gió Đông Bắc. Nhiệt độ không khí hạ thấp 24 - 30oC, vào cuối tháng hầu

như hết mưa. Các dòng chảy tuân theo gió mùa và thủy triều. Nhiệt độ nước ở vùng thềm

lục địa thay đổi trong năm từ 24,9 - 29,6oC. Độ mặn nước biển từ 33 - 35 g/l. Trong thời

kỳ gió mùa Đông Bắc, biển thường có bão và gió xoáy. Bão thường tập trung từ tháng 6 -

10 (70%), hàng năm có khoảng 10 cơn bão, vận tốc gió (lúc bão) là 20 m/s, có lúc tới 60

m/s. Trong các cơn bão mạnh chiều cao của sóng có thể đạt tới 10m. Do đó vào mùa đông

số lượng ngày thuận lợi để tiến hành công tác trên biển tương đối ít. Vào gió mùa Tây

Nam và hai thời kỳ chuyển mùa điều kiện công tác cho công tác biển lại thuận lợi, còn

vào thời gian mưa thường có sét, giông, gió xoáy ảnh hưởng không tốt tới tiến trình công

việc.



1.2. Đặc điểm địa chất và đối tượng khai thác vùng mỏ Bạch Hổ [3,4]

1.2.1. Đặc điểm địa tầng

Hình 1.2 Cột địa tầng mỏ Bạch Hổ

Mỏ Bạch Hổ là mỏ dầu ở biển, loại đa vỉa, các lớp trầm tích là đá lục nguyên

chứa 13 tầng sản phẩm cho dòng dầu công nghiệp, phần phía dưới trong đá nứt nẻ của

móng phát hiện thân dầu dạng khối cho sản lượng cao, chứa phần lớn sản lượng của mỏ.



Mặt cắt của mỏ Bạch Hổ được đặc trưng bởi các thành tạo trầm tích đệ tam và đệ

tứ nằm trên móng kết tinh (có tuổi Creta muộn). Dựa vào cấu trúc, địa chất, các dạng thân

dầu, tính chất dầu và các đặc trưng nhiệt độ, áp suất vỉa trên mỏ đã chia ra làm 4 phức hệ

chứa dầu được phân cách bởi các tập sét chắn khu vực dày.

Trong trầm tích chứa ba phức hệ đá chứa dầu và phức hệ thứ tư nằm trong tầng

móng.

1.2.1.1 Trầm tích

- Hệ thống Mioxen phụ thuộc hệ Neogen

Mặt cắt trầm tích Mioxen tạm chia ra làm 3 phụ thống: trên, giữa và dưới.

Điệp Đồng Nai (trầm tích Mioxen trên): gồm những tập cát kết bở xốp

chuyển dần sang sét và cát kết ở phần dưới của mặt cắt, chiều dày của

chúng khoảng 600 - 650m. Hệ số vỡ vỉa 0.015 Mpa/m.

Điệp Côn Sơn (trầm tích Mioxen giữa): được đặc trưng bởi các lớp cát kết

hạt thô màu xám sang, xen lẫn sét màu nâu đỏ và xám nhạt. Trong sét có

các lớp than nằm bất chỉnh hợp và Macma, bề dày khoảng 740 - 973m, hệ

số vỡ vỉa 0.015 Mpa/m.

Điệp Bạch Hổ (trầm tích Mioxen dưới): có 2 vỉa dầu. Điệp này có bề dày

khoảng 600 - 700m, ở phần trên của mặt cắt có chiều dày 60 - 150m gọi là

tập sét Rotalia có chứa các thân sét xen với màng sét mỏng. Những tập sét

này có cấu tạo rỗng và chứa dầu. Tại phần giữa của mặt cắt có chiều dày

khoảng 180 - 470m gồm các lớp sét màu đỏ nâu, xám đen xen với lớp sét

màu xanh và các lớp cát kết mỏng. Phần dưới của mặt cắt có chiều dày 180-

280m gồm sét kết, cát kết và bột kết xen kẽ nhau, trong đó các lớp cát kết có

chứa dầu, càng xuống dưới lớp cát càng dày, ở phần này của mặt cắt có tầng

sản phẩm 23, 24. Hệ số vỡ vỉa khoảng 0.018 Mpa/m.



- Trầm tích Oligoxen

Dựa trên cơ sở thay đổi thành phần thạch học và hệ số dị thường, trầm tích

Oligoxen được chia làm 2 phần:

Oligoxen thượng: Phụ điệp Trà Tân

Phụ điệp Trà Tân trên: với chiều dày khoảng 600 - 650m chủ yếu là cát kết, sét

màu xanh lá cây. Trong đó cát kết ở cấu tạo Trà Tân có biểu hiện dầu khí, hệ số

vỡ vỉa 0.0165 - 0.017 Mpa/m.

Phụ điệp Trà Tân giữa: chủ yếu gồm cát kết màu đen xen kẽ lên các lớp cát

mỏng có kích thước độ hạt trung bình, màu tối rắn chắc. Cát kết có bão hòa

dầu, dị thường áp suất từ 1.65-1.7 Mpa/m.

Bề dày của điệp Trà Tân giảm ở vòm đới nâng Bạch Hổ và tăng đột ngột ở các

phần rìa đới nâng. Các tầng sản phẩm thuộc điệp này tính từ trên xuống là Ia, Ib, Ic, II, III,

IV, V. Bề dày của điệp Trà Tân là 176 - 1304m.

Oligoxen hạ: Phụ điệp Trà Cú có bề dày từ 0 - 112m. Đặc trưng gồm sét kết màu

nâu xám xen kẽ các hạt trung bình, hạt thô và sạn sỏi. Dị thường áp suất là 0.2 Mpa/m, hệ

số vỡ vỉa là 0.016-0.018 Mpa/m. Các tầng chứa dầu công nghiệp trong tầng tính từ trên

xuống là VI, VII, VIII, IX, X, trữ lượng dầu chủ yếu nằm trong các tầng này.

1.2.1.2 Tầng móng

Đặc điểm thạch học:

Các đá móng ở vùng mỏ Bạch Hổ thuộc nhóm đá Granitoid tuổi từ J3 đến K1, các

đá thuộc nhóm trên bao gồm Granit, Biotit, Granit hai mica, Diorit có thạch anh,

Granofia, Plagiogranit. Ngoài ra còn gặp Basalt, Pocfiarit trên lớp phong hóa và

trong khe nứt của Granitoid phong hóa nứt nẻ.

Hầu hết các đá bị nứt nẻ, cà nát phong hóa và sau đó trải qua quá trình biến đổi hủy

nhiệt với mức độ rất khác nhau về không gian và thời gian. Vòm trung tâm Bạch

Hổ chủ yếu gặp đá Granit được gọi tên dựa trên sự có mặt của khoáng vật màu,

theo kiến trúc và theo mức độ bị cà nát.



Vòm Bắc mỏ Bạch Hổ cũng gặp đá Granit nhưng không phổ biến, chủ yếu là đá

giàu Fenspatkali và Plagioclaz ít thạch anh. Các khoáng vật phụ Xfen, Apatit,

Zicon, Epidot… các khoáng vật thứ sinh Hydromyca, Caolimit, Clorit, Canxit,

Silic, đặc biệt là Zeolit có các hạt thạch anh lấp đầy khe nứt.

Nhìn chung đá vòm Bắc bị nứt nẻ giống như Granit ở vòm Nam nhưng mức độ

phân hóa mạnh hơn. Các khoáng vật nhóm Fenspat bị phá hủy mạnh và tạo thành

các khoáng vật khác.

Cấu trúc không gian lỗ hổng, khe nứt:

Đá móng ở mỏ Bạch Hổ bị nứt nẻ và biến đổi phong hóa ở mức độ khác nhau về

thời gian.

Các lỗ rỗng sinh ra trong quá trình biến đổi, phong hóa, hòa tan các khoáng vật, sự

hòa tan xảy ra càng mạnh thì các khe nứt dài và rộng hơn. Do kết quả của quá trình

hoạt động kiến tạo làm cho đá bị nứt vỡ tạo ra các khe nứt trong chính khối đá

móng kết tinh rắn chắc. Sau đó các dung dịch thủy nhiệt đưa vào làm hòa tan các

khoáng vật ở thành khe nứt làm phức tạo thêm hình dạng và kích thước của chúng.

Độ lỗ rỗng: phần lớn đá móng có độ lỗ rỗng không cao và không đồng đều, lớn

nhất là 10.1% (giếng khoan 810 – 2576m), thấp nhất là 0.55% (Bạch Hổ 6 –

3250m), độ lỗ rỗng trung bình của mỏ là 3.25%.

Kích thước lỗ rỗng: đa số các lỗ rỗng có đường kính trung bình là 0.05-0.1mm, đôi

khi lớn hơn. Hệ số vỡ vỉa 0.012 - 0.014 Mpa/m.

Hình dạng và kích thước khe nứt: các khe nứt trong đá móng có thể quan sát trực

tiếp trên mẫu lõi, chúng thường có độ mở từ 1 - 2mm, cá biệt một vài nơi đến

10mm. Các khe nứt thường gặp ở dạng cong, không phân nhánh, phân nhánh

không liên tục hoặc phân nhánh phức tạp.

Đa phần các mẫu lõi được lấy lên từ các giếng ở vòm Bắc. Các khe nứt bị nhồi đầy

các khoáng vật thứ sinh như Zeolit, Canxit, thạch anh….Hiện tượng này làm suy giảm

đáng kể tính thấm chứa của đá. Chiều dày khe nứt dao động từ 0.5 - 6mm. Chiều dài



chiếm ưu thế khoảng 2 - 8mm. Chiều rộng 0.025 - 0.075mm, có nơi lên đến 0.1 và lớn

hơn.

1.2.2 Các đối tượng khai thác của mỏ

Từ những đặc điểm đặc trưng của địa chất mỏ, các đối tượng khai thác được chia

như sau :

- Đối tượng 1 :

Tầng 23 và 24 thuộc điệp Bạch Hổ Mioxen dưới. Các tầng này phân bố trên toàn

diện tích mỏ. Gồm các thân dầu cả ở vòm Bắc cũng như vòm Trung tâm của cấu tạo. Các

thân dầu dạng vỉa, vòm có ranh giới tiếp xúc dầu nước và đới chứa nước ngoài biên. Bề

dày trung bình chứa dầu là 160m, độ rỗng 19 - 22%, độ thấm từ 30 - 80mD, độ bão hòa

dầu 57%. Gradient địa nhiệt ở vòm trung tâm cao 4o/100m, ở vòm Bắc thấp hơn

3.3o/100m. Tầng 23 là tầng chính, tầng 24 là tầng phụ.

- Đối tượng 2:

Đối tượng này bao gồm tất cả các tầng cát kết điệp Trà Tân thuộc Oligoxen trên.

Đặc điểm cơ bản của đá chứa trong đối tượng này là không tồn tại đều trên khắp mỏ,

thường xảy ra sự biến tướng mạnh của đá chứa. Chiều dày tầng chứa dầu trung bình

700m.

- Đối tượng 3:

Gồm tất cả các tầng sản phẩm của Oligoxen hạ phân bố chủ yếu ở Bắc và Đông

Bắc mỏ. Trầm tích chứa các sản phẩm là cát, bột kết thuộc tướng cửa sông, đầm hồ ven

biển. Chiều cao thân dầu hơn 1000m, độ rỗng thấp 12 - 14%, độ thấm nhỏ 20 - 30mD, độ

chứa cát thấp 0.3 - 0.4, chia thành nhiều lớp, độ bão hòa dầu 65%, chiều dày hiệu dụng

bão hòa dầu 40 - 50m, áp suất vỉa tương đương áp suất thủy tĩnh. Gradient địa nhiệt 3.4 -

3.5o/100m. Đặc tính Collector thay đổi lớn, vát nhọn về phía Tây, Tây Nam theo đới nâng

của móng, về phía Đông, Đông Bắc Collector kém dần và sét hóa, các đứt gãy kiến tạo

chia cắt thành các khối riêng biệt, tạo nên các thân dầu đóng kín riêng biệt và không có

nguồn nuôi.



- Đối tượng 4 :

Thân dầu thuộc dạng khối của đá móng bao gồm Granit và Granodiorit. Đá chứa là

dạng hang hốc nứt nẻ. Thân dầu có chiều dài tối đa là 1600m, chiều dày hiệu dụng bão

hòa dầu là 300 - 400m, độ bão hòa dầu 85%, độ rỗng 1 - 3%, độ thấm trung bình 100 -

150mD. Gradient địa nhiệt 2.25 - 2.5o/100m. Thân dầu này không có dị thường áp suất.

1.3 Đặc điểm tầng chứa ở mỏ Bạch Hổ [3,4]

1.3.1 Tính chất cơ lý của đất đá

Đất đá ở vùng mỏ Bạch Hổ có tính chất cơ lý thay đổi theo chiều sâu phân bố.

- Tầng I (có độ sâu 0 - 520m): đất đá có tỷ trọng là 2.65 G/cm3, độ chứa sét 30%,

giới hạn bền 4 - 8 kG/cm2, độ cứng đất đá từ 5 - 7, còn ở sét 1 – 1.5, tầng này là đất đá

mềm và bở rời.

- Tầng II (520 - 1273m): đất đá có tỷ trọng là 2.03 G/cm3, độ rỗng xốp 30%, tầng

này đất đá mềm bở rời.

- Tầng III (1273 - 2627m): đất đá có độ cứng trung bình, tỷ trọng là 2.1G/cm3, độ

rỗng 24 - 28% độ thẩm thấu 150 - 180, độ chứa sét 50%, độ chứa cacbonat 1 - 20%, giới

hạn bền là 16 - 20 kG/cm2.

- Tầng IV (2627 - 2980m): đất đá mềm xen lẫn cát, độ cứng trung bình : tỷ trọng

trung bình đất đá 2.1 – 2.4 G/cm3, độ lỗ rỗng 12 - 24%, độ chứa sét 70%, giới hạn bền 15

– 20.5 kG/cm2.

1.3.2 Độ chứa dầu

Trữ lượng dầu cơ bản tập trung trong tầng 23 thuộc Mioxen hạ, tầng VI đến X

thuộc Oligoxen hạ và trong đá móng. Độ chứa dầu của các tầng còn lại được xác định

bằng các giếng khoan riêng biệt.



Tầng 23 bao gồm cát và bột kết phát triển hầu như toàn bộ diện tích ở một vài khu

vực đá chứa bị sét hóa đáng kể, mất tính di dưỡng. Các thân dầu dạng vỉa, vòm có ranh

giới dầu – nước nhưng vai trò quan trọng trong việc phân bố độ chứa dầu là đứt gãy kiến

tạo và màng chắn thạch học. Đã phát hiện tất cả 6 thân dầu riêng biệt, trong đó 3 vòm

Bắc, 2 Trung tâm và 1 vòm Nam.

Khi tính trữ lượng, trầm tích Oligoxen hạ được phân tích thành hai đối tượng

chính: Trà Cú thượng (tầng VI, VII, VIII) và Trà Cú hạ (tầng IX, X). Sự phân chia này về

cơ bản là quy ước vì vách sét ngăn giữa tầng VIII và tầng IX không phải trên toàn bộ diện

tích của đá di dưỡng và thân dầu trong các tầng Oligoxen hạ không có tính thống nhất về

địa chất. Chưa phát hiện được ranh giới dầu – nước, nhưng ở độ sâu tuyệt đối 4348m theo

số liệu địa vật lý giếng khoan, chiều dày lớn nhất nhận được dòng dầu với lưu lượng cao

là 4121m (giếng 12).

Tầng móng chứa thân dầu lớn nhất và là thân dầu cho sản lượng cao nhất của mỏ.

Đá móng là đá Granit và Granodiorit. Tính di dưỡng của chúng được tạo thành từ những

quá trình địa chất như phong hóa khử kiềm những khoáng vật không bền trong các dung

dịch thủy nhiệt, nứt nẻ kiến tạo đứt gãy chuyển dịch cùng với việc tạo thành các đới

milonit (đới phá hủy kiến tạo), dọc theo các mặt trượt, nứt và co lại của đá khi đông đặc

magma…. Kết quả tạo thành đá chứa dạng hang hốc nứt nẻ và thể tích chứa chủ yếu là

hang hốc, còn kênh dẫn là các khe nứt. Đặc trưng chứa tốt của đá đảm bảo cho lưu lượng

cao phát triển trên toàn vòm Trung tâm dọc theo sườn Tây vòm Bắc. Nhưng vòm Bắc lại

đặc trưng cho tính di dưỡng kém và sản phẩm thấp. Ở phần trên của đá móng trong vòm

Bắc có phát hiện đá rắn chắc, đới này hầu như không chứa dầu và không tham gia vào

phần thể tích hiệu dụng của thân dầu. Dầu trong đá móng ở vòm Nam chưa phát hiện.

Tầng móng cho dòng dầu không lẫn nước tới độ sâu tuyệt đối 4046m.

1.3.3 Tính di dưỡng

Các tầng sản phẩm mỏ Bạch Hổ được đánh giá theo nghiên cứu mẫu lõi trong

phòng thí nghiệm, theo kết quả địa vật lý giếng khoan và nghiên cứu thủy động lực học.

Nghiên cứu mẫu lõi để xác định độ rỗng, độ bão hòa nước, độ thấm. Xử lý số liệu của



nghiên cứu thủy động lực học để xác định độ thấm được thực hiện cùng với việc sử dụng

những giá trị chiều dày hoạt động ứng với chiều dày hiệu dụng trong khoảng bắn vỉa của

các giếng khoan.

Cát kết chứa sản phẩm tầng 23 vòm Bắc có độ rỗng 14 – 27% theo số liệu phòng

thí nghiệm và từ 15 – 28% theo số liệu địa vật lý giếng khoan. Giá trị trung bình để tính

trữ lượng là 20%. Độ bão hòa dầu trung bình của đá chứa là 57% được ngoại suy từ việc

tính toán dựa trên kết quả thí nghiệm và kết quả đo địa vật lý giếng khoan.

Độ rỗng và độ bão hòa dầu tầng 23 vòm Trung tâm lần lượt là 19% và 57%. So với

trầm tích Mioxen thì tầng sản phẩm Oligoxen hạ có độ rỗng thấp hơn: theo mẫu lõi thí

nghiệm là 12%, còn theo địa vật lý giếng khoan là 15%, nhưng độ bão hòa cao hơn là

68%.

Khả năng chứa của đá móng là do hang hốc nứt nẻ. Đại đa số mẫu lõi chỉ đại diện

cho phần khung đá rắn chắc, thường cho giá trị độ rỗng trong khoảng một vài phần trăm.

Địa vật lý giếng khoan nghiên cứu những khoảng lớn hơn rất nhiều, trong đó có các đới

hang hốc nứt nẻ không được nghiên cứu mẫu lõi phát hiện. Theo tài liệu đã xác định được

một số khoảng có độ rỗng rất cao đạt tới 18.5%, còn độ rỗng trung bình cho chiều dày

hiệu dụng là 4.3%. Khi tính trữ lượng, độ rỗng được biện luận cho chiều dày chung của

tầng móng với những giá trị sau: vòm Bắc 2.5 – 15%, vòm Trung tâm 2.4 – 3.8%.

1.3.4 Tính không đồng nhất

Mỏ Bạch Hổ là dạng mỏ đa vỉa, đặc trưng bởi mức độ khác nhau về tính không

đồng nhất của các đối tượng khác nhau.

- Mioxen hạ: có tính đồng nhất cao nhất trong số các vỉa của mỏ. Tầng 23 của vòm

Bắc có tính đồng nhất cao hơn cả. Tầng Mioxen được phân thành nhiều lớp mỏng,

hệ số phân lớp trung bình ở vòm Bắc là 3.6, ở vòm Trung tâm là 5.5. Tương ứng

các hệ số cát là 0.45 cho vòm Bắc và 0.34 cho vòm Trung tâm.

- Oligoxen hạ: Phân tích tài liệu địa vật lý giếng khoan và tài liệu mẫu lõi cho thấy

mặt cắt các tầng sản phẩm không đồng nhất được xen kẽ bởi các lớp cát kết, bột



kết chứa sản phẩm và sét mỏng không chứa sản phẩm. Oligoxen thuộc dạng không

đồng nhất hơn cả với hệ số phân lớp là 10.8, hệ số cát là 0.39.

1.4 Tính chất lưu thể và các đặc trưng thủy động lực học [4]

1.4.1 Tính chất lưu thể trong vỉa sản phẩm

1.4.1.1 Các tính chất của dầu trong điều kiện vỉa

Dầu của tất cả các vỉa tại mỏ Bạch Hổ chưa bão hòa khí, tỷ số giữa áp suất vỉa và

áp suất bão hòa là:

1.43 cho Mioxen dưới ở vòm Bắc.

1.9 cho Mioxen dưới ở vòm Trung tâm.

3.54 cho Oligoxen trên.

1.94 cho Oligoxen dưới.

1.67 cho đá móng.

Theo các giá trị của các thông số cơ bản, các loại dầu vỉa ở mỏ Bạch Hổ có thể

chia thành 3 nhóm: theo chiều từ nhóm I đến nhóm III:

- Các thông số tăng

Áp suất bão hòa Ps.

Tỷ số khí dầu GOR.

Hệ số thể tích B.

- Các thông số giảm:

Độ nhớt của dầu.

Tỷ trọng của dầu.



Bảng 1.1 Các thông số cơ bản của dầu ở mỏ Bạch Hổ [3]

Số nhóm Đối tượng

Áp suất

bão hòa

(psi)

GOR

(m3/T)

Hệ số thể

tích B

Độ nhớt

vỉa (Pa.s)

Tỷ trọng

vỉa dầu

(kg/m3)

I

Mioxen

dưới vòm

Trung tâm

và

Oligoxen

trên

13.4–16 88-108 1.26-1.35 1.34-1.7 733-760

II

Mioxen

dưới vòm

Bắc

18.4-22.11 134-147 1.39-1.41 0.88-1.16 696-710

III

Oligoxen

dưới và

móng

19.5-24.7 160-209 1.46-1.59 0.38-0.48 634-668

Trong nhóm I, sự khác biệt giữa Mioxen dưới vòm Trung tâm và Oligoxen trên

được nhận biết bởi thành phần khí hòa tan. Khí tách dầu từ Mioxen dưới vòm Trung tâm

chứa nhiều Propan, Butan, Pentan và lớn hơn. Khí tách dầu từ Oligoxen trên chứa hàm

lượng nước dị thường (4.28 – 14.81% mol).

Trong nhóm III, dầu Oligoxen hạ so với đá móng có độ bão hòa khí thấp hơn (160

– 172 so với 178 – 209 m3/T), có giá trị hệ số thể tích thấp hơn (1.46 – 1.48 so với 1.51 –

1.59), tỷ trọng lớn hơn (658 – 668 so với 634 – 653 kg/m3) và độ nhớt lớn hơn (0.46 –

0.48 so với 0.38 – 046 Pa.s).



Qua phân tích số liệu tách vi phân, có thể chia dầu thành 2 nhóm:

Nhóm 1: Dầu Oligoxen trên và Mioxen dưới

Nhóm 2: Dầu đá móng và Oligoxen dưới.

Về thành phần cấu tử dầu – khí, vì lý do hạn chế các số liệu về chưng cất chân

không, nên sử dụng dầu tách có tỷ trọng 865 kg/m3 và phân tử lượng 300 g/mol cho nhóm

1, tỷ trọng 833.6 kg/m3 và 251.15 g/mol cho nhóm 2. Việc ước lượng này dựa trên cơ sở

giống nhau của các giá trị tỷ trọng dầu tách khí của các nhóm và đáp ứng được các đặc

tính trung bình.

1.4.1.2 Đặc tính lý hóa của dầu tách khí

Các số liệu trong quá trình tách vi phân cho thấy dầu thuộc loại bán nặng, ít lưu

huỳnh, nhiều paraffin, tỷ lệ thu sản phẩm sáng màu thuộc loại trung bình. Nhiệt độ đông

đặc của các loại dầu khoảng 29 – 34oC. Dầu mỏ Bạch Hổ phân theo 2 nhóm trên chỉ có sự

khác nhau về tỷ trọng và độ nhớt, còn các thông số khác sự thay đổi không rõ nét.

Kết quả nghiên cứu các đặc tính của dầu lấy trong điều kiện bề mặt tại bình tách.

So sánh giá trị các thông số trung bình sau khi tách vi phân của dầu bề mặt với các điều

kiện tách khác nhau cho thấy: sự khác biệt các thông số của các loại dầu kể trên theo độ

nhớt là 0.3 – 34%, theo tỷ trọng khoảng 0.1 – 2%, theo hàm lượng paraffin khoảng 32 –

14% và hàm lượng nhựa Arphatit khoảng 7 – 92%.

1.4.1.3 Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu

Khí hòa tan trong dầu thuộc loại béo và rất béo, trong thành phần của chúng chứa

lượng C2+ lớn hơn 22.7 – 39% mol. Theo chiều từ Mioxen đến đá móng, độ béo của khí

giảm.

Khí thuộc loại không chứa lưu huỳnh, chứa hàm lượng Dioxit thấp (0.09 – 0.61%)

và ít Heli, hàm lượng Nito từ 1 – 2.86% với giá trị dị thường 9.5% ở Oligoxen trên.

1.4.1.4 Các tính chất của nước vỉa

Trong các tầng của Mioxen dưới (tầng 23 và 24) thường gặp hai loại nước Canxi

Clorua và Natrihydro Cacbonat. Đặc điểm của nước loại Natrihydro Cacbonat là có độ



khoáng hóa thấp 6.64 g/l và chỉ được nhận biết trong khuôn khổ vòm Bắc. Nước ở vòm

Nam thuộc loại Canxi Clorua có độ khoáng hóa cao 16 g/l. Đồng thời độ khoáng hóa gia

tăng theo hướng Tây Nam.

Nước thuộc trầm tích Oligoxen dưới được lấy từ vỉa lăng kính IVa nằm trên các

tầng sản phẩm chính thuộc loại Natrihydro Cacbonat có độ khoáng hóa thấp 5.4 g/l.

Thành phần khí hòa tan trong nước khác thành phần khí hòa tan trong dầu ở chỗ có hàm

lượng Metan cao hơn, lượng cấu tử Cacbon cao hơn trong khí hòa tan trong nước là 1.54

– 3% trong đó Nitơ chiếm 1.29 – 2.8%.

Bảng 1.2 Bảng đặc tính nước vỉa

Độ sâu, m

Tỷ trọng, g/cm3

Cl- SO42- HCO3

- Mg2+ Ca2+Giảm

áp suất khi mở vỉa, at

Giảm áp khi

thử vỉa, at

2788-2826

1,014 923,3 351,8 823,5 80,2 1833,7 37 100-150

2877-2891

1,0144 10308,4 318,1 823,5 21,9 2176,2 29 100-150

3190-3201

1,0237 18974,7 205,87 164,7 1261,6 452,8 28 100-150

3243-3272

1,0231 19843 142,9 0 1261,6 451,2 28 100-140

1.4.2 Các đặc trưng thủy động lực học

1.4.2.1 Áp suất vỉa ban đầu

Các lần đo đạc áp suất vỉa tại các giếng vòm Trung tâm và vòm Bắc của móng đều

chính xác, không quá sai số cho phép của dụng cụ đo và phân bố đều trên các đường

Gradient bằng 0.6431. Áp suất giếng ban đầu ở các giếng Oligoxen hạ ở độ sâu tuyệt đối

3650m là 41.7 Mpa.

Tại vòm Trung tâm và vòm Bắc Mioxen hạ, áp suất vỉa ban đầu được quy chuyển

về độ sâu tuyệt đối 2824m và theo thời gian với sai số cực đại không vượt quá sai số của



dụng cụ đo sâu, đều phân bố trên đường thẳng. Giá trị áp suất ban đầu của vòm Trung tâm

Oligoxen hạ là 28.07 Mpa ở độ sâu tuyệt đối 2824m.

1.4.2.2 Nhiệt độ vỉa ban đầu

Giá trị vỉa ban đầu trên đồ thị vỉa F (Hđo) quan hệ của giếng Oligoxen và Mioxen

thỏa mãn phương trình:

T vỉa=21+0.0331 × H đo

Ở đây thang nhiệt độ 30.14 m/oC, gradient địa nhiệt là 3.317 oC/100m.

Đá móng thỏa mãn phương trình:

T móng=104.96+0.0103 × H đo

Thang nhiệt độ là 96.51 m/oC, gradient địa nhiệt là 4.036 oC/100m.

Tính ra nhiệt độ ban đầu của các đối tượng khai thác:

Mioxen hạ ở độ sâu tuyệt đối 2824m là 111.7 oC.

Oligoxen hạ ở độ sâu tuyệt đối 3650m là 139.2 oC.

Móng ở độ sâu tuyệt đối 3650m là 141.7 oC.

1.4.2.3 Các thông số vật lý của vỉa

Trong nghiên cứu các chế độ chênh áp dao động trong khoảng:

Mioxen vòm Bắc: 50.7 – 105.9 at.

Mioxen vòm Trung tâm: 14.8 – 89.6 at.

Mioxen hạ: 7.23 – 20.16 at.

Móng vòm Bắc: 5.89 – 271.6 at.

Móng vòm Trung tâm: 5.19 – 143.6 at.



Bảng 1.3 Các thông số vật lý của vỉa [3]

Các thông số Đơn vị tính

Mioxen dướiOlioxen

dướiMóngVòm Trung

tâmVòm Bắc

Loại thân dầu Vỉa vòm Vỉa vòm Vỉa vòm Vỉa khối

Loại đá chứa Kết hạt Kết hạt Kết hạt Nứt nẻ

Chiều dày bão hòa dầu m 8.4 11.3 57.5 393.5/271.2

Độ rỗng 0.19 0.2 0.15 0.001/0.0038

Độ thấm mD 0.051 0.08 0.031 0.135

Bão hòa dầu 0.57 0.57 0.68 0.85

Hệ số cát 0.34 0.45 0.39 1.0

Hệ số phân lớp 5.5 3.6 10.8

Áp suất vỉa ban đầu (giá trị/

điểm đo)Mpa 28/2813 28.9/2913 41.7/3650 14.2/3650

Hệ số sản phẩm T/ngđ.Mpa 14 22 15 100

Áp suất bão hòa Mpa 14.6 20.37 20.4 23.19

Hàm lượng khí M3/T 97.4 138.4 167.0 193.7

Độ nhớt của dầu trong điều

kiện vỉaMpa.s 1.690 1.052 0.469 0.436

Hệ số thể tích 1.306 1.396 1.471 1.533

Hệ số nén của vỉa 1.104/Mpa 18.43 19.52 20.86 25.3

Hệ số hòa tan của khí trong

dầu105m3/m3Mpa 0.5798 0.5886 0.6837 0.6967

Tỷ trọng của khí hòa tan 0.9065 0.8447 0.8321 0.8217

Độ nhớt dầu tách khí ở 50 oC Mpa.s 10.35 10.14 4.01 40161

Tỷ trọng của dầu ở ĐKTC Kg/m3 863.7 861.4 832.7 833.0

Nhiệt độ của dầu vỉa bão hòa

parafinoC 52.3 49.3 51.0 51.6

Nhiệt độ sôi oC 29.5 32.3 31.5 33.0

Hàm lượng parafin % 18.7 17.56 19.4 24.1

Hàm lượng asfan_smol.%

trọng lượng% 11.7 11.81 4.68 3.30

Hàm lượng lưu huỳnh % 0.107 0.102 0.041 0.04



Hệ số chuyển đổi của dầu 1.5121 1.6206 1.7665 1.8403

Độ nhớt của nước trong điều

kiện vỉaMpa.s 0.3 0.3

Tỷ trọng của nước trong điều

kiện vỉaKg/m3 1011.5 1006.4

Hệ số chuyển đổi của nước 0.989 0.994

Nhiệt độ vỉa ban đầu (giá

trị/điểm đo)oC 114/2813 107/2913 138/3650 142/3650

Tỷ trọng của dầu trong điều

kiện vỉaKg/m3 738.1 702.5 661.7 647.0

Nhiệt đô của dầu tách khí

bão hòa parafinoC 55.0 55.5 57.5 59.1

1.5 Gradient địa nhiệt của lớp phủ móng và móng ở mỏ Bạch Hổ [4]

1.5.1 Gradient địa nhiệt của đá phủ trên móng

Gradient địa nhiệt là đạo hàm của nhiệt độ theo chiều sâu, là độ tăng của nhiệt độ

theo chiều sâu.

Dị thường nhiệt độ là hiện tượng khi Gradient địa nhiệt thay đổi đột ngột, không

còn biến thiên theo quy luật nhất định.

Đá móng được phủ bởi các thành tạo trầm tích Mioxen và Oligoxen. Các lớp phủ

này có hệ số dẫn nhiệt bé hơn so với hệ số dẫn nhiệt của đá móng. Dòng nhiệt sau khi ra

khỏi đá móng sẽ bị ứ lại ở các lớp phủ phía trên. Gradient địa nhiệt của các lớp này lớn

hơn móng, các lớp phủ trên độ sâu khác nhau phía trên đá móng, do đó của chúng cũng

khác nhau.

Những đo đạc về nhiệt độ trong các giếng tại thân dầu Mioxen hạ, Oligoxen có quy

luật sau: Cùng chiều sâu như nhau, giếng nào nằm ở vùng đá móng trồi lên thì nhiệt độ

cao hơn và ngược lại. Càng xuống sâu thì sự khác biệt nhiệt độ của lớp đá phủ càng bé.



1.5.2 Gradient địa nhiệt đá móng

Đá móng là một khối thống nhất, cơ bản là đá Graniotid, có thể xem không thay

đổi với toàn khối. Do ảnh hưởng của lớp phủ Mioxen và Oligoxen cùng với vị trí của mỗi

vòm khác nhau nên nhiệt độ của các vùng trên mặt móng khác nhau. Nhưng sau khi đi

vào móng ở một độ sâu nào đó (4300m) thì nhiệt độ ở vòm Nam và vòm Bắc giống nhau.

Giữa móng và lớp phủ Oligoxen có một lớp chuyển tiếp nhỏ dày 200m.

1.6 Gradient áp suất ở mỏ Bạch Hổ [4]

Gradient áp suất là đạo hàm của áp suất theo chiều sâu. Do đó Gradient áp suất

không thay đổi khi áp suất tăng theo hàm bậc nhất và thay đổi khi áp suất không tăng theo

quy luật tuyến tính.

Dị thường áp suất là hiện tượng khi Gradient áp suất thay đổi đột ngột. Gradient áp

suất có giá trị trung bình khoảng 0.1 at/m. Từ đó ta có thể phân loại như sau:

Gradient áp suất lớn hơn 0.1 at/m là dị thường áp suất dương.

Gradient áp suất nhỏ hơn 0.1 at/m là dị thường áp suất âm.

Ở mỏ Bạch Hổ chỉ có dị thường áp suất ở tầng Oligoxen thượng với Gradient áp

suất 1.6 – 1.7.

Bảng 1.4 Biểu diễn áp suất ở các tầng [4]

Tầng Áp suất

Mioxen Áp suất ban đầu tương đương với áp suất thủy tĩnh

OligoxenThượng Có dị thường áp suất cao từ 1.6 – 1.7

Hạ Áp suất ban đầu tương đương với áp suất thủy tĩnh

Móng Áp suất ban đầu tương đương với áp suất thủy tĩnh


Luận văn tốt nghiệp Chương 2 Cơ sở lý thuyết lựa chọn xử lý axit

CHƯƠNG 2

CƠ SỞ LÝ THUYẾT LỰA CHỌN XỬ LÝ AXIT VÙNG CẬN ĐÁY

GIẾNG TẠI TẦNG MÓNG MỎ BẠCH HỔ

2.1 Nguồn gốc của nhiễm bẩn thành hệ [1,2,3,10]

Tất cả các hoạt động của giếng, từ quá trình khoan cho đến quá trình trám xi măng,

hoàn thiện giếng, chèn sỏi, khai thác, xử lý kích thích, bơm ép để tăng thu hồi dầu…đều

là nguồn gốc gây ra sự nhiễm bẩn thành hệ, làm giảm sản lượng khai thác của giếng.

2.1.1 Nhiễm bẩn trong quá trình khoan

2.1.1.1 Sự xâm nhập của các hạt rắn mùn khoan

Các hạt mịn chứa trong mùn khoan là nguồn gốc của sự nhiễm bẩn như sét, mùn

khoan, các chất gia tăng tỷ trọng và các chất chống mất dung dịch khi tuần hoàn. Một vài

sai sót xảy ra sau này khi khai thác hay bơm ép không hợp lý sẽ làm cho các vật liệu này

tạo thành các nút chặn ở kênh dẫn và làm giảm nghiêm trọng độ thấm tại vùng lân cận

giếng.

Sự nhiễm bẩn bị giới hạn tại một vài inch xung quanh giếng (giá trị trung bình

thường sử dụng là 3inch (7.5cm)), nhưng do hiện tượng kể trên mà độ thấm có thể giảm

rất mạnh, có khi lên đến 90%.

Sự xâm nhập của các hạt rắn trong dung dịch khoan vào trong thành hệ có thể xảy

ra bởi các nguyên nhân sau:

Đá tầng chứa có kích thước lỗ rỗng lớn.

Có sự hiện hữu của các khe nứt và nứt vỡ tự nhiên trong vỉa.

Các thành phần pha rắn của dung dịch khoan có kích thước nhỏ (chất tăng tỷ trọng

và chất chống tổn thất dung dịch), chúng thường ở dạng thô sơ và có thể bị vỡ vụn

bởi choòng khoan.



Tốc độ khoan chậm, dẫn đến sự phá hủy vỏ bùn và tăng sự tiếp xúc lâu dài giữa

mùn khoan với thành hệ.

Tốc độ tuần hoàn dung dịch không cao dẫn đến sự xâm thực mùn khoan.

Tỷ trọng của dung dịch khoan lớn gây chênh áp giữa đáy giếng và vùng cận đáy

giếng.

Quá trình kéo thả choòng khoan dẫn đến các đợt tăng hạ áp suất gây lực ép lên

thành hệ.

2.1.1.2 Sự xâm nhập nước lọc của dung dịch khoan

Vì lý do kinh tế nên các giếng phải được khoan càng nhanh càng tốt. Trong suốt

quá trình khoan 10000 ft (3048m) của giếng thì khoảng 600 bbl (96 m3) thể tích dung dịch

có thể bị mất mát trong thành hệ. Lượng nước lọc thoát ra xâm nhập nhiều hơn khi tốc độ

khoan cơ học cao.

Bảng 2.1 Chiều sâu xâm nhập của nước lọc [3]

Thời gian (ngày) Chiều sâu xâm nhập (cm)Mùn dầu Mùn dầu dạng keo Mùn nước

1 3.05 8.38 19.565 11.68 27.94 30.4810 19.56 43.18 45.7215 25.4 53.34 58.4220 30.48 58.42 68.5825 35.56 73.66 78.7430 40.64 81.28 86.36

Pha lỏng của dung dịch khoan chứa nhiều thành phần có khả năng phá hủy thành

hệ. Nước lọc có thể xâm nhập sâu khoảng 5m hoặc hơn thế, vì vậy hư hại do nước lọc

khoan có lẽ là một trong số các nguyên nhân chính của sự hư hại thành hệ. Tuy nhiên mức

độ nguy hại còn phụ thuộc vào độ nhạy của thành hệ đối với nước lọc. Cát kết mặc dù có

độ thấm cao nhưng không bị ảnh hưởng khi mà thành phần nước nguyên sinh có tính chất

hóa học tương thích với tính chất của nước lọc. Mức độ giảm độ thấm trung bình được đề



nghị là 40%, một vài giá trị có thể trong khoảng 0 – 100% phụ thuộc vào tính chất của đá

thành hệ và chất lỏng.

Những thành hệ nhạy là những thành hệ có chứa sét có thể bị khuếch tán hoặc

trương nở, những đá gốc có độ thấm thấp ở chế độ hòa tan chiếm ưu thế hơn, hoặc những

vỉa khai thác hầu như trung hòa nước mặn, dầu có bium hoặc asphal cao.

Sự thay đổi độ mặn của chất lỏng chứa trong lỗ rỗng ảnh hưởng đến sự ổn định của

các phần tử sét trong môi trường lỗ rỗng, cụ thể là sự giảm độ mặn hoặc tăng nồng độ pH

của nước vây quanh các phần tử sét làm tăng sự khuếch tán của các phần tử này. Thành

giếng mà không ổn định thì các hạt mịn hoạt động giống như các hạt rắn trong mùn khoan

và bị đẩy sâu vào trong thành hệ. Khi khai thác hoặc bơm ép, các hạt mịn di chuyển về

các kênh rãnh và bịt kín các kênh rãnh, làm giảm nghiêm trọng độ thấm của thành hệ.

Các hệ số làm tăng sự xâm nhập của nước lọc trong dung dịch khoan là:

Độ thấm của lớp bọc bùn khoan do kết quả của sự thiết kế không thích hợp.

Tỷ trọng dư cao dẫn đến sư chênh áp lớn giữa đáy giếng và vỉa.

Sự tiếp xúc lâu giữa dung dịch khoan với thành hệ.

Khi khoan qua thành hệ tầng chứa với tốc độ cao, thành hệ bị xâm nhập bởi nước

lọc. Nhiệt độ của nước lọc thấp hơn của vỉa, sự tổn thất của chúng là nguyên nhân gây

nên lắng đọng paraffin hoặc asphalt do sự giảm nhiệt độ của vỉa.

Dung dịch khoan gốc nước thường được thay thế bằng dung dịch khoan gốc dầu

trong quá trình khoan xuyên qua lớp cát kết có lẫn sét. Tuy có ít vấn đề đối với dung dịch

khoan gốc dầu nhưng ngược lại chúng thường mang nhiều đặc tính khác như là:

Dung dịch khoan gốc dầu có nhiều hạt rắn hơn dung dịch khoan gốc nước.

Dầu xâm nhập vào vỉa khí là nguyên nhân làm giảm đột ngột độ thấm tương

đối của khí.



Các chất hoạt tính bề mặt có tác dụng làm cho độ dính dầu tăng mạnh, được

sử dụng để phân tán các hạt rắn trong dung dịch khoan gốc dầu làm cho đá

thành hệ chuyển sang trạng thái dính dầu.

Nhũ – Cation (+) được sử dụng để ổn định nước trong dung dịch khoan nhũ

tương dầu cũng như ổn định nhũ tương tại chỗ có khuynh hướng tích tụ

trong môi trường lỗ rỗng. Sự tắc nghẽn nhũ có thể xảy ra tại các vỉa cát kết,

đặc biệt là trong các vỉa có độ thấm thấp và thành phần sét cao.

2.1.2 Nhiễm bẩn trong quá trình trám xi măng

2.1.2.1 Chất rửa và chất dọn chỗ

Thành công chính của quá trình trám xi măng về mặt cơ bản là đạt được sự cách ly

giữa các tầng bằng sự bịt kín khoảng không vành xuyến nhờ một lớp xi măng bảo vệ

thành ống chống dày đặc không thấm. Hoàn thiện việc lấy đi mùn khoan trước khi trám xi

măng là cần thiết. Chất rửa và chất dọn chỗ thực chất là những chất lưu tuần hoàn trong

giếng trước khi trám xi măng. Chất lưu dọn chỗ là những chất lưu có độ nhớt và tỷ trọng

cao dùng để đầy mùn khoan ra khỏi giếng, còn chất rửa là những chất lưu có tỷ trọng nhỏ

nhằm rửa sạch thành giếng. Trong suốt quá trình xử lý di dời mùn khoan, một phần vỏ

mùn bị phá hủy và nếu các dung dịch rửa không khống chế được sự tổn thất dung dịch thì

việc bảo vệ thành hệ kém đi do sự xâm nhập của nước lọc. Sự xâm nhập tăng khi có sự

chênh lệch áp suất giữa áp suất vỉa đáy trong giếng (do chiều cao cột chất lỏng trong

giếng tạo ra).

Thời gian trong quá trình trám xi măng là ngắn so với thời gian khoan suốt một

tầng sản phẩm, chiều sâu xâm nhập lớn nhất của nước lọc từ dung dịch dọn chỗ cũng như

vữa xi măng khoảng một vài inch là không đáng kể so với một vài feet của sự xâm nhập

nước lọc từ dung dịch khoan. Điều này không có nghĩa sự tổn thất dung dịch là không

đáng kể. Khống chế tổn thất dung dịch không tốt có thể làm quá trình rửa giếng thất bại

do sự tổn thất dung dịch rửa giếng và nhiễm bẩn tiếp theo sau đó của vữa xi măng do

dung dịch khoan hoặc do sự khử nước của chính vữa xi măng.



2.1.2.2 Vữa xi măng

Sự phân bố kích thước của các hạt xi măng cùng với việc sử dụng các chất phụ gia

chống tổn thất dung dịch giúp hạn chế việc xâm nhập của các hạt và nước lọc của xi

măng. Tuy nhiên, độ thấm có thể bị suy giảm lớn trong ba trường hợp:

Nồng độ pH tương đối cao của nước lọc vữa xi măng là đặc thù bất lợi đối

với thành hệ có vật liệu sét. Cation Ca2+ được phóng thích do các phần tử xi

măng làm thay đổi các thành phần sét ở gần giếng khoan.

Nước lọc đi vào trong liên kết với nước mặn chứa nồng độ Canxi cao có thể

phá hủy sự kết tủa của Canxicacbonat, vôi hoặc Silicat hydrat.

Sự khuếch tán quá độ của vữa thể hiện ở mức độ tách nhanh chóng các phần

tử xi măng ở dưới đáy và nước ở phía trên của cột xi măng.

2.1.2.3 Bơm ép xi măng

Bơm ép xi măng là nguyên nhân đặc thù của sự nhiễm bẩn trong trầm tích bở rời

(không gắn kết), cát kết có độ thấm cao. Điều này thấy rõ trong quá trình kiểm định giếng

nhưng không có lời giải thích. Tuy nhiên, người ta cho rằng áp suất cao trong quá trình

bơm ép có thể tạo ra nứt vỡ thành hệ và gây ra sự xâm nhập vào vỉa.

2.1.3 Sự nhiễm bẩn trong công tác khoan

Khoan luôn gây ra các hư hỏng phụ trong đá tầng chứa. Nguyên nhân do cân bằng

trên (áp suất đáy do cột chất lỏng thủy tĩnh trong giếng lớn hơn vỉa) hoặc cân bằng dưới

(áp suất đáy giếng nhỏ hơn áp suất vỉa) làm cho các đá xung quanh vỉa chặt sít và tạo

thành một lớp bọc có độ dày khoảng 0.5 inch. Chính những vùng này làm độ thấm giảm,

trung bình giảm khoảng 80%.

Có nhiều yếu tố khác nhau làm giảm năng suất khai thác như là:

Cân bằng trên trong công tác khoan luôn luôn tác động lên thành hệ một

lực, ép các mảnh vụn vào trong thành hệ và làm giảm độ thấm.

Sự thẩm thấu trong khi khoan đủ lớn để làm giảm ứng suất hiệu dụng của

thành hệ.



Sự lựa chọn mô hình khoan không phù hợp với thành hệ như đường kính

lớn, khoan với độ thẩm thấu thấp trong các đá mịn nên lèn sỏi; đường kính

nhỏ, khoan với độ thẩm thấu cao trong các thành hệ rắn chắc.

Sự đánh giá không đúng về áp suất cân bằng dưới theo như yêu cầu dẫn đến

phát sinh những hư hại tự do trong khi khoan. Độ lệch áp suất không đủ lớn

để di dời, lấy đi phần nhiễm bẩn. Hoặc độ lệch áp suất vượt quá giới hạn

cho phép làm xuất hiện dòng mang cát vào trong giếng.

2.1.4 Nhiễm bẩn trong quá trình hoàn thiện và bảo dưỡng giếng

Các kiểu nhiễm bẩn khác nhau do quá trình hoàn thiện giếng và dung dịch bảo

dưỡng giếng về mặt cơ bản thì tương tự như các nhiễm bẩn trên, như là:

Sự suy giảm độ thấm của thành hệ và suy giảm hiệu suất của công tác

khoan bởi sự treo lơ lửng các hạt rắn và cặn bã polyme.

Sự xâm nhập của nước lọc, sự trương nở đất sét và khuếch tán, sự tắc nghẽn

nước và nhũ tương, các vẩy kết tủa.

Điều cần thiết khi sử dụng dung dịch làm sạch là phải nhận dạng được nước lọc

thoát ra từ dung dịch bảo dưỡng giếng, các phương pháp kỹ thuật (phương pháp định vị

cơ học) để định vị thích hợp cho các dung dịch này mà không làm nhiễm bẩn chúng.

Đồng thời các vât liệu hạt mịn hoặc các vật liệu trông giống như nhựa cao su trong giếng

(bao gồm dầu bôi trơn và chất chống ăn mòn nối ren) cũng phải được quan tâm đến.

Đặc biệt trong các vỉa cạn kiệt, sự khống chế tổn thất dung dịch và các tác nhân

thêm vào phải được chú ý. Một phương pháp tiếp cận khác là sử dụng bọt nước, khí hoặc

hơi nước giống như dung dịch hoàn thiện giếng.

Mức độ mở rộng phạm vi xâm nhập của nước lọc trong vỉa phụ thuộc vào quy luật

tự nhiên. Vì vậy mà các chất chống tổn thất dung dịch có thể lấy từ dung dịch bảo dưỡng

giếng. Trong phương pháp tiếp cận này, sự tương thích của dung dịch với các vật liệu và

nước mặn của thành hệ phải được nghiên cứu thận trọng.



Nước mặn bảo dưỡng giếng (đặc biệt là nước mặn có nồng độ cao) thường đòi hỏi

phải có thêm các chất ức chế chống ăn mòn kim loại (thiết bị) do axit. Các sản phẩm này

có thể góp phần vào vấn đề tắc nghẽn nhũ tương làm thay đổi tính thấm nước của các vật

liệu thành hệ và kích động sự kết tủa sắt trong vỉa.

2.1.5 Nhiễm bẩn trong quá trình lèn sỏi

Nguồn gốc gây nhiễm bẩn chính trong quá trình lèn sỏi bao gồm:

Quá trình lèn sỏi không thích hợp làm cát trong thành hệ lấp vào các lỗ

thủng còn thừa hoặc do sự bơm trám không hoàn thiện.

Sự không cân xứng kích thước các hạt sỏi, dẫn đến sự xâm nhập của các hạt

mịn thành hệ trong suốt quá trình lèn sỏi.

Các ống lọc có đường kính lỗ quá lớn không giữ được các hạt sỏi hoặc các

lỗ quá hẹp có thể bịt kín và làm giảm năng suất khai thác.

2.1.6 Nhiễm bẩn trong quá trình khai thác

Các hạt bột và sét thiên nhiên tấn công vào các thành lỗ rỗng có thể bị ép vào trong

bởi tốc độ dòng chảy cao, đặc biệt khi hai hay nhiều dung dịch không trộn lẫn vào nhau

được sinh ra tại một thời điểm nào đó. Sự di dời của các phần tử này có thể làm tắc nghẽn

kênh dẫn trong vùng lân cận, tạo các nút bịt kín. Sự tắc nghẽn này phụ thuộc vào kích

thước, nồng độ ban đầu của chúng trong thành hệ và tốc độ dòng chảy.

Hiện tượng nút gia tăng khi có một hoặc nhiều thông số gia tăng như tốc độ khai

thác, tốc độ bơm ép nước…. Hiện tượng nút không gây thiệt hại nghiêm trọng so với hiện

tượng tắc nghẽn.

Tốc độ khai thác quá độ có thể làm giảm áp suất lỗ rỗng gần giếng khoan đến một

giá trị giống như mà ứng suất hiệu dụng vượt quá giới hạn độ bền nén đá thành hệ. Hiện

tượng trên sẽ ít rõ ràng trong đá vôi, nơi mà sự nén chặt thành hệ và sự suy giảm gây tác

động gần khu vực lỗ khoan mà không có các mảnh vụn thành hệ trong dung dịch làm

việc. Sự nén chặt đá vôi lớn gấp 4 đến 8 lần khi nước mềm được bơm ép trong suốt quá

trình hoàn thiện giếng. Đứt gãy thành hệ là một phần của sự hư hại trong các giếng do nứt



vỉa thủy lực, nơi mà sự trượt lở vật liệu chèn dẫn đến các vẩy lớn rơi xuống trong quá

trình hoạt động.

Sự suy giảm áp suất lỗ rỗng trong quá trình sản xuất và đôi khi cũng là do sự giãn

nở của khí dẫn đến sự kết tủa của các chất hữu cơ hoặc vô cơ. Đa số những lần như vậy,

các cặn bã chỉ ảnh hưởng đến ống khai thác và các thiết bị bề mặt. Tuy nhiên cũng có rất

nhiều trường hợp giảm độ thấm của thành hệ. Các nguồn gốc sét có độ đặc trưng cao, đẩy

mạnh quá trình đóng cặn của các vật liệu hữu cơ hoặc sự kết tủa của hiện tượng hòa tan

muối quá bão hòa. Các vảy thường là Canxicacbonat (CaCo3) và Canxisulfat (CaSO4).

Một vài vấn đề liên quan đến quá trình đóng cặn của Sulfua và Natriclorua (NaCl) cũng

được khảo sát.

Sự đóng cặn dầu hắc ín trên thành lỗ rỗng không thể làm giảm độ rỗng thành hệ và

độ thấm tuyệt đối. Tuy nhiên suốt quá trình xử lý này, đá có khuynh hướng trở thành dính

dầu, làm giảm độ thấm tương đối đối với dầu và dưới điều kiện nào đó lại làm tăng thêm

sự tắc nghẽn đối nhũ nếu cùng một lúc có nước hoat động.

Tốc độ khai thác quá độ trong các vỉa khí ngưng tụ dẫn đến áp suất dòng chảy đáy

giếng thấp hơn điểm sương, khi đó sự chưng cất tại chỗ sẽ diễn ra cùng với sự chưng cất

sản phẩm nhẹ trong khi hydrocacbon còn giữ lại trong thành hệ và gây ra sự suy giảm độ

thấm tương đối của khí.

2.1.7 Sự hư hại trong quá trình xử lý kích thích

2.1.7.1 Tiến trình làm sạch giếng

Khi làm sạch giếng để lấy đi các cặn bã hoặc sản phẩm ăn mòn kim loại từ ống

khai thác, nồng độ cao của vật liệu gây nhiễm bẩn có thể xâm nhập các đới tầng sản

phẩm. Đặc trưng hư hại của chúng là các hỗn hợp có thể gây nhiễm bẩn trong dung dịch

rửa giếng. Các gỉ sét trong axit hoặc paraffin trong dầu nóng là hai đặc trưng của sự hòa

tan trở lại các hỗn hợp trong giếng khoan. Chúng có thể kết tủa trở lại trong thành hệ và

tạo ra các hư hại có quy mô rộng lớn, nghiêm trọng và kéo dài.



2.1.7.2 Quá trình xử lý axit

Các vấn đề nan giải trong các giai đoạn khác nhau của tuổi thọ giếng cũng xảy ra

trong suốt quá trình xử lý axit. Đặc biệt trong các trường hợp thiết kế không đúng các.

Các điều nay gồm:

Các vật liệu nhiễm bẩn từ ống khai thác đi vào trong thành hệ.

Vỉa dính dầu bởi các chất hoạt tính bề mặt, đặc biệt tác nhân chống ăn mòn

có thể tạo ra sự tắc nghẽn nhũ tương.

Sự tắc nghẽn nước.

Sự đóng cặn hắc ín/paraffin khi mà thể tích axit được bơm ép lớn.

Trong các chất cho thêm vào dùng để xử lý các nhiễm bẩn thông thường, có một

vài chất có thể gây ra sự suy giảm quá trình sản xuất do việc thiết kế xử lý axit sơ sài. Sự

suy giảm này bao gồm:

Cặn dầu sản sinh do phản ứng giữa axit và hắc ín, đặc biết là sự hiện hữu

của một vài chất cho thêm vào (đặc thù là chất hoạt tính bề mặt) hoặc của

sắt hòa tan.

Sự gia cố đá gốc thành hệ do sự hòa tan quá lớn các vật liệu xi măng của

axit.

Sự kết tủa của các sản phẩm phụ từ quá trình phản ứng của axit với các vật

liệu thành hệ. Các mô hình địa hóa có thể dự đoán tính chất hóa học của

những sản phẩm phụ này: phụ thuộc đá thành hệ, dung dịch xử lý, nhiệt độ,

áp suất và thời gian xử lý. Tuy nhiên các mô hình không thể dự đoán nguồn

gốc gây nhiễm bẩn của các sản phẩm này bởi vì chúng không nằm trong

hướng miêu tả tính chất vật lý mà chúng kết tủa. Sự thủy phân oxitsilic

(SiO2) có thể kết tủa trên bề mặt sét nhưng không phải là điều tất yếu gây

nhiễm bẩn. Hỗn hợp chẳng hạn như Borosilicates và Fluoborates có thể là

có ích. Mặt khác, chất mang tính keo kết tủa chẳng hạn như Freic hydroxide

có thể bịt kín hoàn toàn các lỗ rỗng. Một loại thứ ba của sản phẩm phụ ví dụ



như sản phẩm kết tủa Fluosilicat ở dạng tinh thể dịch chuyển về phía các

kênh dẫn và tạo ra sự nhiễu trong biểu đồ log. Sắt sulfua (FeS) kết tủa trong

quá trình xử lý giếng dù nồng độ pH rất thấp.

Một vài chất phụ gia hóa học dùng trong quá trình axit hóa giếng để tạo nên

một chất ổn định hòa tan hoàn toàn với sắt nhằm ngăn ngừa hiện tượng kết

tủa của các hydoxit sắt (Fe(OH)2 và Fe(OH)3), có thể hình thành kết tủa khi

axit tiêu hao và sắt không còn nữa.

Sự suy giảm độ thấm bởi các cặn bã hiện hữu trong các chất ức chế chống

ăn mòn hoặc sự suy giảm nhiệt độ của polyme trong suốt quá trình khai

thác, chẳng hạn như tác nhân khử ma sát.

2.1.7.3 Xử lý khống chế nước

Nước trong quá trình khai thác thỉnh thoảng bị giảm do bơm ép các hóa phẩm

polyacrylamide (chất cao phân tử), các lần bơm ép này hầu hết đều dẫn tới nước lẫn trong

dầu khai thác được. Ngoại trừ một vài nguyên nhân sẵn có liên quan đến kỹ thuật (hóa

học, cơ khí hoặc sự giảm nhiệt độ của polyme), các nguyên nhân gây ra nhiễm bẩn thành

hệ có thể do quá trình xử lý:

Nhiễm bẩn thành hệ do sự hòa tan không hoàn toàn polyme.

Nhiễm bẩn thành hệ do các gel nối kết nhau.

Nước có nguồn gốc không lọc.

Sự tác dụng tương hỗ của nước hoặc polyacrylamide với thành hệ sét, thậm

chí trong các đới chứa dầu.

2.1.8 Các vấn đề trong giếng bơm ép

2.1.8.1 Bơm nước

Các vấn đề đã nhắc tới có thể xảy ra đối với nước trong giếng bơm ép. Các hình

thái đặc thù liên quan đến quá trình bơm ép đã từng được nhiều tạp chí công bố do các

nguyên nhân:



Việc tạm hoãn sự xâm nhập các hạt rắn và sự bít kín.

Sự xáo trộn sét tại chỗ.

Các vẩy được hình thành từ sự pha trộn của quá trình bơm ép nước do

không tương thích với nước thành hệ, hoặc sự kết tủa do sự có mặt

cacbondioxit (CO2) hay hydrogen sulfic (H2S) trong vỉa, hoặc bởi ion mạnh

làm tăng bơm ép nước trong suốt quá trình hòa tan của các khoáng chất.

Các chất kết tủa này gây nhiều khó khăn khi lấy đi bằng máy bơm vì chúng

hình thành khá xa giếng khoan, như kết tủa do sự gia tăng nhiệt độ hoặc sự

giảm áp suất.

Chất keo bịt kín, đặc trưng bởi Feric (FeS) được sinh ra do sự ăn mòn ống

khai thác khi có sự hiện hữu của oxi trong nước bơm ép.

Sự bịt kín bởi các cặn bã vi khuẩn cũng phát triển trong giếng bơm ép nước.

2.1.8.2 Quá trình bơm ép hơi nước và kiềm

Quá trình bơm ép hơi nước vào vỉa là một kỹ thuật tăng cường thu hồi dầu ở tầng

nông. Hơi nước có nhiệt độ cao được bơm ép xuống giếng để đun vỉa và dầu nặng chứa

trong nó. Khi nhiệt độ tăng, dầu nặng giảm độ quánh và tăng thể tích, do đó tăng thu hồi

dầu.

Các vấn đề nan giải bắt nguồn từ sự hòa tan của các vật liệu thành hệ oxitsilic

(SiO2) bởi dung dịch có nồng độ pH cao hoặc hơi condensate ở nhiệt độ cao. Sự hòa tan

này có thể gây ra hiện tượng sụp lở tầng cát kết được gia cố nghèo nàn hoặc oxitsilic kết

tủa trên các đoạn đường đến giếng (nơi mà độ kiềm và/ hoặc nhiệt độ của hơi nước giảm).

Một vài sự nhiễm bẩn do sự dịch chuyển tự do các chất zeolite, chất dùng để hút ẩm và

hút khí được thành tạo, thậm chí với nồng độ cao và trong một môi trường nóng. Các kiểu

đặc trưng của vẩy cũng có thể kết tủa trong suốt quá trình bơm thêm kiềm, chẳng hạn như

canxicacbonat (CaCo3), magiesilicat (MgSiO2) và oxitsilic (SiO2).

2.1.8.3 Bơm ép cacbon dioxit

Các vấn đề đặc trưng cho sự bơm ép CO2 vào trong vỉa bao gồm:



Sự kết tủa của các vật liệu hữu cơ do sự liên kết của CO2 với dầu tại chỗ,

đặc biệt là loại bùn hữu cơ.

Sự kết tủa của các vẩy đặc thù, chẳng hạn như Barisulfat (BaSO4) từ trạng

thái axit hoặc sắt cacbonat (FeCO3) từ sự kết hợp của CO2 với sắt sinh ra do

sự ăn mòn.

Sự hòa tan của các khoáng vật cacbonat dẫn đến sự thay đổi độ rỗng.

2.1.8.4 Bơm ép polyme

Những nguyên nhân của sự nhiễm bẩn thành hệ liên quan đến quá trình bơm ép

polyme vào trong đá gốc là:

Sự bít kín bởi các gel cặn bã.

Sự trục xuất và sự di dời của các hạt mịn thành hệ bởi dung dịch giả dẻo.

2.2 Một số phương pháp tác động lên vùng cận đáy giếng [2,4]

2.2.1 Mục đích

Xử lý vùng cận đáy giếng là nhằm duy trì và cải thiện độ thấm tự nhiên của vỉa.

Trong quá trình khoan, khai thác, hoàn thiện giếng có thể gây ra sự nhiễm bẩn xung

quanh giếng, điều này làm giảm khả năng khai thác của giếng. Trong trường hợp này cần

có sự tác động của con người nhằm loại bỏ các tác nhân gây nhiễm bẩn hoặc tăng khả

năng dòng dầu chảy vào giếng (đối với giếng khai thác) và độ tiếp nhận (đối với giếng

bơm ép).

2.2.2 Yêu cầu

Các phương pháp tác động lên vùng cận đáy cần xử lý trong một khoảng thời gian

ngắn nhất và đạt hiệu quả cao nhất. Để đạt được điều này, chúng ta cần tuân thủ chặt chẽ

các yêu cầu chung của phương pháp tránh gây ra nhiều ảnh hưởng phụ do chính bản thân

phương pháp mang lại ví dụ như việc sinh ra các chất kết tủa sau phản ứng khi thiết kế xử

lý axit không hợp lý, làm tắc nghẽn hệ thống kênh dẫn, giảm khả năng dòng dầu vào

giếng.



2.2.3 Một số phương pháp tác động lên vùng cận đáy giếng ở mỏ Bạch Hổ

Việc lựa chọn phương pháp để tác động lên vùng cận đáy giếng phụ thuộc vào rất

nhiều yếu tố: cấu trúc vỉa dầu, tính chất Collector của tầng chứa sản phẩm, đặc tính hóa lý

của chất lưu trong vỉa, điều kiện khai thác và một số tính chất khác ảnh hưởng đến độ tiếp

nhận của vỉa.

Mỏ Bạch Hổ đã và đang áp dụng rất nhiều phương pháp khác nhau để xử lý vùng

cận đáy giếng. Có 4 phương pháp chính là:

- Xử lý cơ học:

Phương pháp tạo mạng khe nứt nhờ trái nổ bé.

Phương pháp tạo xung thủy lực.

Phương pháp bắn tia thủy lực.

Phương pháp nứt vỉa thủy lực.

- Xử lý hóa học:

Phương pháp xử lý bằng dung dịch axit.

Phương pháp xử lý bằng các chất hoạt tính bề mặt.

- Xử lý nhiệt học:

Phương pháp sử dụng nguồn nhiệt từ bề mặt.

Phương pháp sử dụng nguồn nhiệt ngay trong đáy giếng.

- Xử lý kết hợp

Kết hợp cơ hóa

o Phương pháp nứt vỉa bằng dung dịch axit.

o Phương pháp bắn tia thủy lực bằng dung dịch axit.

o Phương pháp dùng trái nổ kết hợp với chất hoạt tính bề mặt.

Kết hợp hóa nhiệt



o Phương pháp sử dụng hóa phẩm phân giải ra khí ở nhiệt độ cao tại đáy

giếng.

o Phương pháp sử dụng hóa phẩm có nhiệt độ cao để khử paraffin.

Sơ lược một số phương pháp thường dùng:

2.2.3.1 Phương pháp nứt vỉa thủy lực

Nứt vỉa thủy lực là một phương pháp rất tốt để tăng lưu lượng của các giếng khai

thác dầu – khí và độ tiếp nhận của các giếng bơm ép.

Bản chất của phương pháp: bơm chất lỏng áp suất cao để tạo và mở rộng thêm

các khe nứt trong vỉa sản phẩm, sau đó bơm ép hỗn hợp chất lỏng – vật liệu chèn vào vỉa

để chèn ép những khe nứt tạo thành với mục đích đảm bảo khả năng thấm tốt và duy trì

độ thấm sau khi kết thúc quá trình nứt vỉa. Phương pháp nứt vỉa cũng thích hợp cho các

giếng đã đưa vào khai thác một thời gian nhưng không đạt hiệu quả như yêu cầu.

Trong quá trình khai thác, chính sự chuyển động của dòng dầu – khí đã cuốn trôi

theo nó các hạt mịn và hạt bở rời tồn tại trong vỉa vào giếng, nhưng các hạt với đường

kính lớn hơn đường kính lỗ rỗng, khe nứt sẽ bị vướng lại trong vùng lân cận đáy giếng

làm nhiễm bẩn và cản trở dòng dầu vào giếng cũng như làm giảm mối liên kết thủy động

lực giữa vỉa và giếng.

Sự gia tăng lưu lượng sau khi xử lý phụ thuộc vào nhiều yếu tố: kích thước khe

nứt, tỷ số độ thấm giữa khe nứt và đá thành hệ…. Khi thực hiện tốt việc xử lý thì độ thấm

không những hồi phục như trạng thái ban đầu chưa bi nhiễm bẩn mà còn có thể gia tăng

đáng kể.

Để tiến hành nứt vỉa thủy lực cần chuẩn bị nghiên cứu số liệu thực địa, khảo sát

giếng và xem xét tình trạng kỹ thuật của giếng như: ống khai thác, ống chống, chất lượng

trám xi măng, trạng thái thiết bị lọc…, đồng thời phải bảo đảm công nghệ kỹ thuật tiến

hành quá trình nứt vỉa thủy lực phù hợp với điều kiện thực tế của giếng.

Đối với những giếng dự định tiến hành nứt vỉa thủy lực trước hết cần phải phân

tích các số liệu địa chất kỹ thuật: xác định độ sâu phân bố và chiều dày của vỉa, khả năng



tách đất đá từ vỉa đi vào giếng, độ ngậm nước và nguồn gốc của nước chảy từ vỉa vào

giếng, yếu tố khí và nguyên nhân làm tăng yếu tố khí, công nghệ và thiết bị xử lý vùng

cận đáy giếng trước đó…. Theo kết quả phân tích số liệu địa chất đã có của vỉa và dự định

khối lượng công việc bổ sung, cần tiến hành khảo sát địa chất, địa vật lý và thủy động lực

nhằm thu thập các thông tin cần thiết về giếng và vỉa để phục vụ cho công tác lập kế

hoạch nứt vỉa thủy lực.

Bước kế tiếp để thực thi kế hoạch nứt vỉa thủy lực là xác định định lượng và định

tính của dung dịch sẽ sử dụng trong quá trình nứt vỉa, cường độ bơm ép chất liệu và vật

liệu chèn. Tác dụng của chất liệu này là để truyền áp suất trên bề mặt xuống đáy nhằm tạo

khe nứt, sau đó xâm nhập vào khe nứt để phát triển khe nứt và mang theo vật liệu chèn để

chèn. Chất lỏng nứt vỉa có nhiều loại như chất lỏng gốc nước, gốc dầu hoặc gốc axit. Để

xử lý thành công, chất lỏng nứt vỉa phải thỏa mãn các yêu cầu sau:

Tương thích với đất đá và lưu chất của thành hệ để tránh gây nhiễm bẩn do

phản ứng kết tủa và hiện tượng lắng đọng của đất đá bị phân hủy dưới áp suất

cao.

Có khả năng duy trì vật liệu chèn ở trạng thái lơ lửng để vận chuyển sâu vào

khe nứt.

Hệ số mất dung dịch thấp.

Có độ ổn định cao ở nhiệt độ và áp suất cao.

Tổn hao do lực cản trong cột ống khai thác nhỏ để công suất bơm cần thiết đạt

giá trị nhỏ nhất.

Chi phí hợp lý.

Chất lỏng nứt vỉa được tạo thành từ các chất lỏng và chất phụ gia khác phải

tương đối phổ biến nhằm giảm giá thành.

Có khả năng lấy hết các chất lỏng tự do sau khi nứt vỉa.

Không gây độc hại đối với con người và môi trường xung quanh.



Ngoài ra chất lỏng nứt vỉa còn được pha thêm các chất phụ gia nhằm bổ sung một

số tính chất cho chất lỏng nứt vỉa để đạt hiệu quả xử lý cao hơn. Các loại chất phụ gia

gồm có:

Chất làm tăng hoặc giảm độ nhớt.

Chất diệt khuẩn.

Chất tạo bọt.

Chất hoạt tính bề mặt.

Chất làm nặng.

Chất làm giảm độ thoát nước.

Ưu điểm:

Nâng cao hệ số thu hồi sản lượng từ các giếng khai thác và gia tăng độ tiếp

nhận của các giếng bơm ép.

Độ hở của khe nứt tái xử lý và khe nứt mới tạo thành không bị giảm do có vật

liệu chèn.

Tạo mối quan hệ thủy động lực tốt giữa vỉa và giếng khai thác.

Tạo điều kiện cho dòng chảy dễ dàng từ vỉa vào giếng khi áp suất giảm.

Chế độ khai thác đạt trạng thái ổn định sau khi xử lý.

Có thể tiến hành ở các giếng khai thác dầu có yếu tố khí lớn với mục đích giảm

yếu tố khí.

Nhược điểm:

Thiết bị xử lý khá cồng kềnh và phức tạp: tổ máy bơm, tổ máy pha trộn cát,

thùng chứa các chất pha chế, khu vực đường cao áp, đầu miệng giếng, trạm

kiểm tra và điều khiển quá trình xử lý (lưu lượng, áp suất…), thiết bị nâng thả

đầu giếng và các thiết bị bề mặt khác.



Phức tạp trong việc lựa chọn dung dịch bơm ép gây nứt vỉa, chất lỏng – vật liệu

chèn (độ nhớt của dung dịch phải tối ưu để có khả năng vận chuyển cát).

Không áp dụng được phương pháp này trong các giếng có phần lọc bị phá vỡ,

cột chống bị méo hoặc bị phá vỡ, cột xi măng trong vành xuyến không đủ cao

hoặc chất lượng trám xi măng kém.

Không có hiệu quả cao khi áp dụng phương pháp này vào các giếng thân trần

và chỉ đạt hiệu quả cao khi các giếng được chống ống và bắn mở vỉa.

Hiệu quả sau khi nứt vỉa thủy lực chỉ tối ưu khi áp dụng cho các giếng có áp

suất vỉa cao, mức độ mất nước thấp, vỉa có độ chứa dầu lớn và giếng có hệ số

sản phẩm thấp hơn hệ số sản phẩm của giếng lân cận.

2.2.3.2 Phương pháp xung áp suất

Bản chất của phương pháp: dùng thiết bị có kích thước bé làm kích nổ một

lượng thuốc nổ trong giếng và kết quả là tạo ra một áp suất tức thời lớn hơn hay bằng áp

suất địa tĩnh của đất đá vùng lân cận đáy giếng, tạo mạng khe nứt với khả năng thẩm thấu

cao. Sau khi mạng khe nứt được tạo ra, người ta tác động thêm thủy lực bằng cách bơm

ép vào vùng lân cận đáy giếng các loại chất hoạt tính. Do hiệu quả tác động thủy động

lực, kết quả kích thước khe nứt tăng lên, đồng thời tồn thại các biến dạng của một khe nứt

có tính dư, tức là các khe nứt không bị khép lại hoàn toàn, điều này cho phép không cần

bổ sung thêm các biện pháp gia cố chúng.

Việc áp dụng phương pháp xung áp suất - thực chất là phương pháp kích nổ để xử

lý vùng cận đáy giếng được quan tâm nhiều là do có nhiều thành công đáng kể không

những trong lý thuyết kích nổ mà còn trong công nghệ chế tạo chất nổ. Trong quá trình

phát triển của phương pháp xử lý này đặc biệt phải kể đến việc sử dụng các thành phần

vật liệu tồn tại ở các dạng khác nhau: dạng lỏng, dạng keo, dạng trái đạn….

Dựa trên cơ sở lý thuyết nghiên cứu thì cơ chế tác động xung áp suất do khí nổ tạo

ra đã chứng tỏ rằng: trong quá trình cháy nổ, áp suất tăng lên và vượt qua áp suất vỉa, nhờ

vậy mà lượng khí nổ hình thành và chất lỏng của giếng cùng với một phần khí có khả



năng bắn sâu vào trong vỉa tạo ra hệ thống vết nứt, khe rãnh. Lưu ý rằng hiệu quả của việc

tác động lên vỉa không phải do trái nổ mà chủ yếu do quá trình cháy các vật liệu nổ. Theo

đánh giá về mặt lý thuyết cũng như thực nghiệm đối với các tầng sản phẩm khác nhau thì

xung áp suất mang lại nhiều hiệu quả nhất là xung có dạng không nhọn và phẳng. Việc

kéo dài và duy trì độ phẳng của các xung áp suất cực đại sẽ dẫn đến việc gia tăng kích

thước các khe nứt và làm tăng hiệu quả xử lý. Biên độ xung áp suất phụ thuộc vào khối

lượng thuốc nổ trong trái nổ, tổng thời gian quá trình tác động và trạng thái tăng hay giảm

áp suất tại vùng cháy nổ. Khi hiện tượng cháy nổ bắt đầu xảy ra thì vùng đất đá xử lý sẽ

chịu đồng thời tác động cơ học, nhiệt học và hóa – lý. Tuy nhiên yếu tố nhiệt học và hóa –

lý ít ảnh hưởng đến sự thay đổi tính thẩm thấu của vỉa so với yếu tố cơ học tạo thành khe

nứt. Vì vậy mô hình lý thuyết về cháy nổ chỉ xét đến yếu tố quan trọng nhất và cơ bản

nhất là yếu tố cơ học.

Phương pháp xung áp suất còn được phối hợp với phương pháp xử lý vùng cận đáy

giếng bằng hỗn hợp axit hay hóa chất, có nghĩa là sau khi các khe nứt được tạo thành từ

trái nổ, sau đó tiến hành bơm ép axit dưới áp suất cao để mở rộng và thông sâu vỉa hơn.

Đồng thời axit và các hóa phẩm khác còn có tác dụng làm giảm hiệu ứng skin, làm tăng

độ thấm của vùng xử lý, tạo điều kiện thuận lợi cho dòng chảy từ vỉa vào giếng sau này.

Trước khi thực hiện phương pháp này cần tiến hành bố trí các nút mìn. Nút mìn

chia làm hai loại:

Mìn chất lỏng đệm: nước, dầu, dung dịch sét…

Mìn cứng: cát, đất sét…

Mìn cứng bảo vệ ống tốt hơn so với mìn chất lỏng nhưng lại mất nhiều thời gian và

phức tạp hơn trong quá trình làm sạch. Thực chất, phương pháp xung áp suất chỉ nhằm

tạo điều kiện phân bố ứng suất vùng lân cận đáy giếng trong quá trình tạo khe nứt và tăng

độ dài của khe nứt.

Ưu điểm



Do sử dụng trái nổ có kích thước bé nên có thể thả qua miệng giếng vào ống

khai thác xuống đáy giếng, cho nên khi sử dụng phương pháp này không cần

phải kéo ống khai thác lên hoặc dập giếng.

Có thể áp dụng phương pháp xung áp suất để xử lý vùng cận đáy giếng kết hợp

với sử dụng hỗn hợp axit hoặc hóa chất nhằm tác động mở rộng và thông sâu

vỉa hơn.

Dưới tác động của xung áp suất có thể đạt 900-1200atm, làm cho đá thành hệ

nứt và mở rộng thêm các khe nứt mà không cần vật liệu chèn do biến dạng dư

của đá.

Nhược điểm

Sự tạo thành khe nứt do xung áp suất không cần vật liệu chèn do biến dạng dư

của đá chỉ đúng khi nhận xét ở một góc độ hiện tại, nhưng nếu nhìn nhận quá

trình thành tạo khe nứt theo thời gian dài thì khe nứt dần khép lại sau khi khai

thác một thời gian do tính đàn hồi của đá.

Chỉ áp dụng được cho các trường hợp: vỉa rắn chắc, lưu lượng giếng thấp,

giếng chưa thu được dầu hoặc ở những giếng mà lưu lượng giảm đi do khe nứt

bị tắc nghẽn bởi sự lắng đọng của xi măng, muối, paraffin và một số chất cơ

học khác.

Thường gây hiện tượng phá vỡ ống chống trong quá trình kích nổ, nhất là trong

trường hợp giếng có hệ thống thiết bị và ống chống quá cũ không đảm bảo cho

công tác xử lý.

2.2.3.3 Phương pháp nứt vỉa axit

Về nguyên lý thì phương pháp nứt vỉa axit cũng giống như nứt vỉa thủy lực chèn

cát là tạo ra khe nứt có độ thủy dẫn tốt. Điểm khác nhau ở đây là cách thức để đạt mục

tiêu đó.

Trong nứt vỉa axit không sử dụng vật liệu chèn mà thay vào đó là một dung dịch

axit thích hợp được bơm vào vỉa nhằm hòa tan bề mặt các khe nứt, tạo độ kênh dẫn cần



thiết. Tuy vậy, phương pháp này chỉ được áp dụng ở thành hệ đá vôi hoặc dolomit, nó ít

được sử dụng cho thành hệ cát kết vì axit (thậm chí HF) cũng không tác dụng được với bề

mặt các khe nứt. Trong một số trường hợp nó cũng đạt kết quả khi thành hệ cát kết có

chứa các vật chất lấp đầy khe nứt là Cacbonat. Việc loại bỏ các chất lấp đầy này sẽ cải

thiện khả năng dẫn của khe nứt.

Nứt vỉa axit là một quá trình kích thích trong đó axit được bơm vào thành hệ với áp

suất đủ lớn để tạo khe nứt trong thành hệ hoặc mở rộng khe nứt đã có sẵn. Trong khi di

chuyển dọc theo khe nứt, một phần vật liệu ở bề mặt khe nứt bị hòa tan và có khuynh

hướng đi sâu vào vỉa tạo hệ thống kênh dẫn trong vỉa. Tính hiệu quả của phương pháp

thường được quyết định bởi độ dài và độ dẫn của khe nứt mà nó tạo ra. Chiều dài hiệu quả

của khe nứt phụ thuộc đặc tính mất dung dịch của axit, tốc độ phản ứng và vận tốc dòng

chảy trong khe nứt. Để tạo độ thủy dẫn tốt, axit phải phản ứng với bề mặt khe nứt và hòa

tan một lượng đáng kể các khoáng vật của thành hệ.

Khi xử lý nứt vỉa axit, các khe nứt thường có dạng ngoằn nghèo do đặc tính hòa

tan của axit.

Thông thường, người ta sử dụng dung dịch HCl nồng độ 15 – 30%. Để thay đổi

một số tính chất của dung dịch axit cho phù hợp với công nghệ và điều kiện vỉa, người ta

sử dụng thêm các chất phụ gia:

Chất điều chỉnh độ mất axit: Karaya, chất lỏng đệm…

Chất điều chỉnh tốc độ phản ứng: làm giảm tốc độ phản ứng để tăng khả năng

xuyên sâu của khe nứt.

Tuy nhiên việc sử dụng các chất phụ gia này chỉ có tác dụng ở các giếng có nhiệt

độ thấp hoặc trung bình, khi nhiệt độ cao thì không áp dụng được (120oC). Trong một số

trường hợp, nhờ sử dụng chất phụ gia đặc biệt mà phương pháp này có thể áp dụng cho

những giếng có nhiệt độ cao tới 170oC.



2.3 Phương pháp xử lý axit [2,3,5,6,8]

Phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng bằng axit là phương pháp hóa học. Bản

chất của phương pháp xử lý này là bơm ép dung dịch axít vào vùng cận đáy giếng. Phản

ứng giữa dung dịch axit với một số loại chất lắng đọng nhiễm bẩn, đất đá vùng cận đáy

giếng sẽ làm sạch hoặc mở rộng các lỗ, khe nứt trong đất đá dẫn đến tăng độ thẩm thấu

của đất đá được xử lý.

Có một số phương pháp xử lý axit như sau:

- Rửa axit.

- Xử lý axit bình thường.

- Xử lý axit dưới tác dụng của áp suất lớn.

- Xử lý hóa nhiệt và nhiệt axit.

- Các phương pháp xử lý axit trong điều kiện nhiệt độ vỉa cao:

Xử lý bọt axit.

Xử lý nhũ tương axit.

2.3.1 Rửa axit

Bản chất của phương pháp

Người ta tiến hành bơm dung dịch axit xuống vùng cận đáy giếng và để ngâm với

một thời gian nhất định (tùy thuộc vào điều kiện riêng của từng giếng). Thể tích của dung

dịch axit dùng để rửa giếng không để vượt quá khoảng xử lý và không được ép axit đi sâu

vào trong vỉa sản phẩm.

Nhờ khả năng hòa tan của axit mà những vật chất nhiễm bẩn tồn đọng của lớp vỏ

xi măng, lớp vỏ bùn sét, sản phẩm của sự ăn mòn, những thành tạo canxi kết tủa từ nước

vỉa cũng như những chất khác bám ở thành hệ đều được rửa sạch, tạo thuận lợi cho sự lưu

thông dòng dầu từ vỉa vào giếng.

Những điều cần thiết trước khi tiến hành rửa axit:

Làm sạch nút đáy.



Xác định áp suất vỉa.

Xác định mực nước tĩnh trong giếng để đảm bảo điều kiện cần thiết trước khi

tiến hành rửa axit.

Thể tích dung dịch pha chế phải bằng thể tích thân giếng trong khoảng xử lý.

Dung dịch axit dùng để xử lý phải pha chế đảm bảo nồng độ và lượng hóa

phẩm cần thiết theo thiết kế.

Phạm vi ứng dụng

Phương pháp rửa axit được áp dụng tốt đôi với những giếng thân trần ở vỉa sản

phẩm sau khi mở vỉa hoặc trong quá trình mở vỉa.

Rửa axit không áp dụng cho những giếng có vỉa sản phẩm được chống ống và bơm

trám xi măng.

Ưu điểm

Phương pháp rửa axit đơn giản, làm sạch nhanh bề mặt đáy giếng

Nhược điểm

Những vật chất nhiễm bẩn được hòa tan nếu không kịp thời tẩy rửa sẽ một lần nữa

rơi vào tình trạng lắng đọng, kết tủa sau khi có sự trung hòa của axit làm cho kết quả xử

lý kém đi.

2.3.2 Xử lý axit bình thường


Phương pháp xử lý axit bình thường được tiến hành bằng cách bơm ép dung dịch

axit xuống đáy giếng và ép cho dung dịch axit vào hết trong vỉa sản phẩm, với áp suất

bơm ép nhỏ hơn áp suất gây nứt vỉa. Nhờ các phản ứng hóa học xảy ra giữa axit và bề mặt

đá chứa của các khe nứt, lỗ rỗng, các chất lắng đọng, bít nhét, tắc nghẽn sẽ được hòa tan,

do đó mà các khe nứt, lỗ rỗng được mở rộng, tiến sâu vào trong vỉa làm tăng độ thấm của

vùng cận đáy giếng.




Phương pháp xử lý axit bình thường được áp dụng với các vỉa cacbonat, vỉa cát kết

có hệ số thấm của vỉa tại vùng cận đáy giảm. Phương pháp này cũng áp dụng để phá vỡ

lớp vỏ sét tạo ra trong quá trình khoan, hoàn thiện giếng và các hoạt động khai thác.

Ưu điểm

Phương pháp đơn giản, giải quyết nhanh được vấn đề nhiễm bẩn ở vùng cận đáy

giếng, ở bề mặt thành giếng cũng như các chất nhiễm bẩn vào sâu trong vỉa đều được hòa

tan, tăng độ thẩm thấu của vùng cận đáy.

Nhược điểm

Phương pháp xử lý axit bình thường có hiệu quả khi áp dụng ở những giếng có cấu

tạo bởi các lớp đá kẹt nhỏ có độ thấm nhỏ, vỉa có độ thấm không đồng đều.

2.3.3 Xử lý axit dưới tác dụng của áp suất lớn


Xử lý axit dưới tác dụng của áp suất lớn được tiến hành bằng cách bơm dung dịch

axit xuống giếng, đồng thời dùng máy nén ép dung dịch axit vào vỉa sản phẩm với áp suất

lớn hơn áp suất nứt vỉa. Khi đó đất đá tại vỉa bị rạn nứt tạo thành những khe nứt mới, mặt

khác do tác dụng hòa tan của axit mà các khe nứt trước đó cũng được mở rộng, tạo thêm

nhiều kênh dẫn mới lưu thông vào giếng.


Được áp dụng trong các vỉa cacbonat có hệ số thẩm thấu thấp và tạo nứt vỉa thủy

lực (bằng dung dịch axit) trong các vỉa cát kết, vỉa có độ thẩm thấu không đồng nhất nhỏ.

Ưu điểm

Phương pháp này khắc phục được nhược điểm của xử lý axit bình thường.



Nhược điểm

Phương pháp này tiến hành ở áp suất cao hơn áp suất nứt vỉa, có thể dẫn đến không

thành công do các nguyên nhân sau:

Bề mặt có khe nứt hoặc là quá nhẵn và mềm với axit hoặc độ bền của thành hệ

không đủ để ngăn cản các khe nứt khép lại do áp suất thủy tĩnh.

Khe nứt bị khép lại do lượng đáng kể của các hạt mịn không hòa tan còn lại sau

xử lý, vì vậy làm giảm lưu lượng dòng chảy.

Khi áp dụng phương pháp này kèm theo quá trình đặt nút Paker ở vị trí xác định -

tính toán chiều sâu của Paker chưa ép mở phức tạp, mất nhiều thời gian, công sức, kinh

phí.

2.3.4 Xử lý hóa nhiệt và nhiệt axit

Xử lý bằng hóa nhiệt

Được gọi là quá trình xử lý giếng bằng axit muối nóng, dung dịch được đốt nóng là

nhờ tác dụng nhiệt của phản ứng tỏa nhiệt xảy ra trên đáy giếng giữa axit muối và chất

phản ứng khác.

Để có được nhiệt độ ở đáy giếng người ta thả kim loại Mg vào đáy giếng và sau đó

tiến hành bơm axit xuống. Khi phản ứng xảy ra sẽ tạo nên một nhiệt lượng rất lớn theo

phương trình phản ứng:

Mg + 2HCl = MgCl2 + 110Kcal

Xử lý bằng nhiệt axit

Xử lý bằng nhiệt axit là quá trình tổng hợp và được tiến hành theo hai giai đoạn kế

tiếp nhau: giai đoạn đầu là xử lý bằng hóa nhiệt, giai đoạn hai là xử lý bằng axit bình

thường.




Xử lý nhiệt axit được sử dụng hợp lý, có hiệu quả ở những vỉa có nhiệt độ thấp

(nhỏ hơn 40oC).

Ưu điểm

Phương pháp xử lý nhiệt axit loại bỏ được sự lắng đọng paraffin, nhựa hắc ín bám

ở quanh bề mặt thành hệ và ở các thiết bị khai thác cùng sự nhiễm bẩn do các phần tử

không tan tạo thành ở quanh vùng cận đáy giếng.

2.3.5 Các phương pháp xử lý axit trong điều kiện nhiệt độ vỉa cao

Trong điều kiện nhiệt độ vỉa cao, dung dịch axit dùng để xử lý giếng phải thỏa mãn

các yêu cầu sau:

Dung dịch axit có khả năng tác động sâu vào vỉa.

Chống được sự ăn mòn của axit với các thiết bị lòng giếng.

Trong dung dịch xử lý phải có axit mạnh để kiềm hãm sự phân ly của axit yếu,

làm cho các phần tử axit yếu chậm tham gia phản ứng và các axit yếu chỉ tác

dụng sau khi các axit mạnh đã trung hòa, như vậy kéo dài thời gian phản ứng

và giúp axit tác dụng sâu vào vỉa.

2.3.5.1 Xử lý bằng bọt axit

Bọt axit được hình thành từ dung dịch axit, dung dịch này được thông gió và thêm

các chất phụ gia vào. Tỷ trọng của bọt axit là 0.3 – 0.8. Ưu điểm của bọt axit là rất nhẹ, có

khả năng bơm sâu vào trong vỉa. Sau khi xử lý bằng bọt axit, việc gọi dòng có thể tiến

hành rất dễ dàng.

Ngoài ra xử lý bằng bọt axit còn có một số ưu điểm sau:

Làm chậm vận tốc hòa tan giữa đất đá và dung dịch do giảm bề mặt tiếp xúc nhờ

các bọt khí, đồng thời hạn chế sự khuếch tán của axit.

Dung dịch bọt axit chuyển động dọc theo ống khai thác vào trong vỉa, chống lại sự

tích tụ các chất bọt hay khí trong vỉa làm giảm sức căng bề mặt giữa dầu và axit đã

trung hòa.



Tỷ trọng của dung dịch bọt axit nhỏ, độ nhớt, cấu trúc và tính chất cơ học lớn cho

phép tăng khả năng tác động của các axit lên trên toàn bộ bề dày của vỉa sản phẩm.

Sau khi xử lý, việc tiến hành gọi dòng và sự nở của các bọt khí sẽ hoàn toàn làm

sạch các khe nứt, giúp giếng gọi dòng dễ dàng.

2.3.5.2 Nhũ tương axit


Khi xử lý bằng axit, nhiệt độ vỉa ảnh hưởng tới tốc độ phản ứng của dung dịch axit

với đất đá trong vỉa, khi nhiệt độ từ 60 – 80oC thì cần phải sử dụng chất làm chậm phản

ứng. Khi nhiệt độ >80oC thì phải sử dụng nhũ tương axit. Ở mỏ Bạch Hổ nhiệt độ vỉa cao

từ 110 – 150oC nên nhũ tương axit được sử dụng phổ biến.

Nhũ tương axit gồm hai pha: một pha là axit , một pha từ hydrocacbon (có thể là

dầu thô hoặc diezen). Trong đó axit là pha phân tán còn dầu thô là môi trường phân tán.

Khi bề mặt tiếp xúc của axit trong hỗn hợp với đất đá giảm, nhũ tương axit sẽ đi sâu vào

trong vỉa.

Phạm vi áp dụng

Phương pháp xử lý nhũ tương axit được áp dụng đối với những giếng có nhiệt độ

cao 80 – 150oC.

Ưu điểm

Nhũ tương dầu axit có độ nhớt cao do có sự nhũ hóa và sự hiện diện của dầu, nhờ

sự bao bọc của dầu xung quanh axit trong nhũ làm phản ứng xảy ra chậm hơn, vì thế nhũ

axit có thể đi sâu vào trong vỉa.

Nhược điểm

Công nghệ điều chế nhũ tương phức tạp.



Bảng 2.2 Mức độ thành công của một số phương pháp xử lý axit

Phương pháp xử lý Giếng khai thác Giếng bơm ép

Khối lượng

Độ thành công, %

Khối lượng

Độ thành công, %

Muối-axít (axit HCl) 5 0 5 80 Sét- axít (axit HCl + HF) 83 60 36 92Muối-axít + sét-axít 1 100 1 100Nhũ tương-axít (gốc muối-axít) 4 50 - -Nhũ tương-axít (gốc sét-axít) 153 82 6 50Nhũ tương-khí-dầu-axít 6 83 1 0Bọt-axít 1 100 - -Polimer-axít 3 67 - -Vi nhũ tương-axít 1 0 - -Axít + h/ph “DMC” 79 59 18 72

Tổng cộng 336 69 67 81

2.4 Phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng bằng nhũ tương axit ở tầng móng mỏ

Bạch Hổ

2.4.1 Điều kiện và đối tượng áp dụng

Công tác xử lý axit vùng cận đáy giếng phụ thuộc rất nhiều vào nhiệt độ vỉa, khi

nhiệt độ càng tăng thì tốc độ phản ứng càng cao, điều đó làm giảm khả năng đi sâu vào

vỉa của dung dịch axit. Khi nhiệt độ lớn hơn 60oC ta cần phải sử dụng thêm chất làm

chậm phản ứng. Tuy nhiên ngày nay chất làm chậm phản ứng chỉ có tác dụng khi nhiệt độ

vỉa nhỏ hơn 100oC. Tầng móng vùng mỏ Bạch Hổ có nhiệt độ vỉa cao từ 110 – 150oC nên

phương pháp xử lý nhũ tương axit mới có hiệu quả tốt nhất. Các dung dịch nhũ tương axit

của dầu trên cơ sở là hỗn hợp axit glinơ hay còn gọi là axit sét (axit HCl và HF) và dầu

hay sản phẩm của dầu được ổn định bằng các nhóm amin từ 130 – 150oC với thời gian 40

– 60 phút. Một màng mỏng của dầu tạo ra ở giữa bề mặt axit làm axit phải đi qua màng

này để tác động với vỉa. Tốc độ phản ứng của dung dịch nhũ hay axit với thành phần đất

đá không giảm mà chỉ làm chậm khả năng tiếp xúc giữa chúng. Tốc độ ăn mòn của nhũ

tương so với axit bình thường giảm rất nhiều trong cùng một điều kiện nhiệt độ, áp suất.

Thông thường người ta sử dụng nhũ tương axit trong đó axit là pha phân tán, dầu

hoặc các sản phẩm của dầu là môi trường phân tán được ổn định bằng các gốc amin C10 –



C16 hoặc C17 – C20. Đối tượng xử lý là vùng đáy và cận đáy nhiễm bẩn, do đó việc tìm hiểu

các loại nhiễm bẩn và các nguyên nhân nhiễm bẩn là những yếu tố quan trọng để chọn lựa

thành phần các hợp chất pha chế dung dịch và thiết kế công nghệ phù hợp. Hiệu quả của

việc xử lý tùy thuộc vào khả năng làm sạch, loại bỏ các chất nhiễm bẩn.

2.4.2 Các chất kết tủa và lắng đọng thường gặp

Chất kết tủa được hình thành do sự kết đọng của các vật liệu, khoáng vật nhỏ và

cũng do sự trộn lẫn không tương thích giữa nước vỉa và các chất lỏng xâm nhập cùng với

nước bơm ép. Trong quá trình khai thác, các chất này có thể lắng đọng lại trong đường

ống, lỗ rỗng của thành hệ do sự giảm áp và giảm nhiệt độ của vùng cận đáy giếng.

a. Kết tủa cacbonat

Đối với những vỉa chứa nhiều ion cacbonat hay canxi thì kết tủa CaCO3 thường

gặp nhiều nhất. Axit HCl được dùng để làm tan kết tủa này. Một loại kết tủa thường thấy

là CaF2 được tạo thành từ phản ứng:

CaCO3 + 2HF = CaF2 + H2O + CO2

Như vậy để giảm bớt CaF2 thì chúng ta thường tiến hành bơm rửa HCl trước khi

xử lý bằng HF.

HF phản ứng với thành phần sét, cát kết tạo ra các axit H3AlF6, H2SiF6, các axit này

lại tác dụng với ion K+, Na+, Ca2+ tạo thành các muối kết tủa.

H2SiF6 + 2Na+ = Na2SiF6 + 2H+

H2SiF6 + 2K+ = K2SiF6 + 2H+

H2SiF6 + Ca2+ = CaSiF6 + 2H+

H3AlF6 + 3Na+ = Na3AlF6 + 3H+

H3AlF6 + 3K+ = K3AlF6 + 3K+

3H3AlF6 + 3Ca2+ = Ca3(AlF6)2 + 6H+



Các kết tủa này ở dạng sệt, chiếm thể tích rất lớn trong lỗ rỗng, khe nứt. Vì vậy

việc xử lý khéo léo hỗn hợp HCl và HF là điều quan trọng để giảm thiểu các muối kết tủa

trên.

b. Kết tủa sunfat

Kết tủa sunfat thường là dạng CaSO4 hoặc anhydrite. Ở trạng thái rắn có màu xám

trắng. Nó không có độ rỗng, độ thấm. Nếu mỏ chứa CaSO4 thì khi xử lý bằng hỗn hợp

axit, nước của hệ tầng kết hợp với CaSO4 tạo ra CaSO4.2H2O, do đó sẽ có sự tăng kích

thước phân tử và làm giảm đáng kể độ thấm của vỉa.

Khi xử lý vỉa có thành phần CaSO4 thì ta có thể dùng các cách sau:

Ngăn chặn sự tạo thành CaSO4.2H2O bằng cách dùng các chất phụ gia với hàm

lượng hợp lý.

Dùng hỗn hợp axit với dung dịch CaCl2 để làm giảm sự hòa tan CaSO4, từ đó ít

tạo thành CaSO4.2H2O.

c. Kết tủa Clorua

Khi dùng axit mạnh (20%) để xử lý cho vỉa Dolomit có thể tạo ra kết tủa

CaMg2Cl.12H2O làm giảm khả năng thẩm thấu của vỉa.

d. Các chất lắng đọng hữu cơ

Các chất lắng đọng hữu cơ là những hydrocacbon nặng như paraffin hay asfalten.

Chúng thường lắng đọng ở trong đường ống, lỗ rỗng của thành hệ. Cơ chế hình thành các

chất lắng đọng hữu cơ là do sự thay đổi nhiệt độ và áp suất trong quá trình khai thác. Các

chất lắng đọng hữu cơ thường bị hòa tan trong dung môi hữu cơ. Các chất lắng đọng hữu

cơ không bao gồm các dạng quánh là sản phẩm giữa dầu và axit hữu cơ mạnh, dạng

quánh này không hòa tan được.

e. Sự nhiễm bẩn do mùn và sét

Sự nhiễm bẩn do mùn và sét là hậu quả do sự xâm nhập của dung dịch khoan, dung

dịch hoàn thiện và sửa chữa giếng vào thành hệ. Khi độ chênh áp đủ lớn và kích thước vật

rắn nhỏ hơn lỗ rỗng, nó có thể đi vào mạng lỗ rỗng. Khi các chất lỏng gốc nước thoát ra



từ dung dịch khoan, dung dịch hoàn thiện giếng và sửa chữa giếng hoặc chất xử lý đi vào

lỗ rỗng của vỉa có thể phá vỡ trạng thái cân bằng giữa sét và nước. Sét smectic có thể bị

phồng lên và làm giảm mạnh độ thấm. Các hạt nhỏ của sét kaolin hoặc clorit có thể phân

tán và tạo thành những nút chặn.

2.4.3 Các hóa phẩm dùng trong pha chế dung dịch axit

a. Axit clohydric (HCl)

Để xử lý vùng cận đáy giếng, người ta sản xuất ra loại dung dịch axit clohydric

(HCl) kỹ thuật nồng độ 28 – 32%. Axit HCl trước khi đưa đến nơi tiêu thụ cần được pha

chế theo yêu cầu của người sử dụng, theo công nghệ xử lý. Do sự ăn mòn các thiết bị trên

đường vận chuyển, bảo quản và quá trình sử dụng mà trong dung dịch axit có chứa hợp

chất sắt FeCl3. Khi trung hòa dung dịch axit làm việc sẽ tạo thành sản phẩm Fe(OH) 3 kết

tủa và muối của chúng làm tắc mạch dẫn của vỉa. Để chống lại sự lắng đọng của sản phẩm

sắt người ta dùng axit axetic CH3COOH.

b. Axit Flohydric (HF)

Axit HF được sử dụng kết hợp với axit HCl để phá hủy các hạt sét bị nhiễm bẩn

trong các vỉa cát kết và để tăng khả năng hòa tan của các vỉa Dolomit.

Trong phương pháp xử lý axit với các vỉa có thành phần đá chứa cacbonat người ta

cấm dùng axit HF vì nó tạo ra chất kết tủa CaF2.

c. Axit Axetic (CH3COOH) và axit Fomic (HCOOH)

Là axit hữu cơ thích hợp xử lý với những giếng có nhiệt độ đáy cao (>110oC) hoặc

những nơi cần thiết kéo dài thời gian phản ứng nhờ vào đặc tính chậm phản ứng của

chúng. Axit CH3COOH còn được dùng để làm chất ổn định trong dung dịch axit, ngăn

ngừa sự lắng đọng của sắt trong dung dịch axit HCl. Phản ứng giữa chúng được minh họa

theo phương trình:

3CH3COO- + Fe3+ = (CH3COO)3Fe

Hàm lượng axit axetic pha chế trong dung dịch phụ thuộc vào hàm lượng ion sắt có trong

dung dịch làm việc.



Bảng 2.3 Nồng độ axit axetic phụ thuộc nồng độ ion sắt [3]

Nồng độ ion sắt Nồng độ axit axetic0.01 – 0.1% 1%0.1 – 0.3% 1.5%0.3 – 0.5% 2 – 3%

d. Các chất phụ gia

Các chất phụ gia được kết hợp với dung dịch axit làm tăng hiệu quả của việc xử lý

axit và ngăn ngừa các vấn đề nảy sinh trong quá trình xử lý. Bao gồm:

- Chất ức chế chống ăn mòn

Dung dịch axit khi dùng để xử lý vùng cận đáy giếng gây ra sự ăn mòn các thiết bị

khai thác dầu – khí. Để bảo vệ các thiết bị bề mặt và ngầm trong giếng, người ta sử dụng

các chất ức chế chống ăn mòn của axit.

Yêu cầu đối với các chất ức chế chống ăn mòn:

Có khả năng hòa tan hoàn toàn trong dung dịch làm việc.

Không tạo thành chất kết tủa lắng đọng với sản phẩm phản ứng.

Có tác dụng như chất phản ứng bề mặt.

Một số chất ức chế thường dùng như: AII-240, AI-600 của hãng Clearwater Inc.

(USA) đảm bảo vận tốc ăn mòn axít không lớn hơn 10 mm/năm trong điều kiện nhiệt độ

đến 1500C.

- Chất hoạt tính bề mặt



Chất hoạt tính bề mặt dạng anion làm giảm sức căng bề mặt ở vùng tiếp xúc

dầu với axit và đá chứa, đồng thời làm cho đá chứa kị nước ưa dầu, tạo điều

kiện cho dòng dầu khai thác đến giếng, làm tăng sản lượng khai thác.

Chất hoạt tính bề mặt dạng cation cũng có tác dụng như chất hoạt tính bề mặt

anion, tuy nhiên chất này làm cho đá chứa của vỉa trở nên ưa nước. Chất này

được dùng trong xử lý các giếng bơm ép nước nhằm tăng độ tiếp nhận.

- Các chất phụ gia tạo keo và chống mất dung dịch

Chất phụ gia tạo keo được sử dụng làm tăng độ nhớt của axit, do đó giảm tốc

độ phản ứng và giảm sự rò rỉ của axit. Bao gồm chất tạo keo tự nhiên, các

polyme tổng hợp, cát mịn và hỗn hợp dầu tinh.

Chất phụ gia chống mất dung dịch được trộn vào dung dịch axit để giảm sự tổn

thất dung dịch, nhờ vậy mà axit thâm nhập sâu hơn vào vỉa.

- Các chất bôi trơn

Các chất phụ gia này sử dụng để làm giảm các tổn thất ma sát do axit tiếp xúc với

cột ống chống khai thác và khe nứt. Nhờ vậy, lưu lượng bơm ép đạt được cao hơn và

giảm được công suất cần thiết để bơm ép.

e. Axit NTF (C3H12NO9P3)

Axit NTF (C3H12NO9P3) dạng bột, chứa thành phần chính 97 % theo tiêu

chuẩn ТУ 6-09-5283-86.

Chức năng: Ổn định các khoáng vật sét, phòng ngừa sự lắng đọng những hidroxit

sắt, nhôm,… và loại trừ khả năng thành tạo gel hidroxit.

2.4.4 Cơ chế tác động của các hóa phẩm trong xử lý axit

a. Vỉa đá vôi hoặc vỉa đất đá Dolomit

Đối với vỉa đá vôi hoặc vỉa đất đá Dolomit, người ta dùng axit HCl để xử lý.

Dung dịch axit HCl khi gặp đá chứa có thành phần cacbonat CaCO3 hay đá lục

nguyên có sự gắn kết bằng xi măng – cacbonat thì phản ứng hóa học sẽ xảy ra, kết quả tạo



thành muối canxi hoặc magie, nước và khí CO2. Phản ứng hóa học biểu diễn bởi các

phương trình sau:

CaCO3 + 2HCl = CaCl2 + H2O + CO2 (1)

CaMg(CO3)2 + 4HCl = CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + 2CO2 (2)

Các muối sản phẩm sau phản ứng CaCl2 và MgCl2 sẽ hòa tan vào trong nước và

được tẩy rửa nhờ dung dịch rửa giếng sau xử lý.

b. Đối với vỉa cát kết, sét

Dung dịch axit được dùng để xử lý là hỗn hợp của axit HCl và HF. Trong dung

dịch sét thành phần chủ yếu là Silic, oxit Silic SiO2 và Kaolin H4Al2Si2O9.

Trong hỗn hợp axit HCl và HF thì axit HCl thực tế chỉ tác dụng với thành phần

cacbonat mà không tham gia tác dụng với thành phần chính của đá chứa là Silicat và các

vật liệu sét. Những chất này chỉ tác dụng với HF, cơ chế tác dụng được biểu diễn bởi các

phương trình sau:

Axit HF tác dụng với oxitsilic SiO2 theo phương trình:

4HF + SiO2 = SiF4 + 2H2O (3)

SiF4 tiếp tục phản ứng với H2O theo phương trình:

3SiF4 + 4H2O = Si(OH)4 + 2H2SiF6 (4)

Axit Flosilicic H2SiF6 ở lại trong dung dịch còn Si(OH)4 theo mức độ giảm nồng độ

của axit trong dung dịch mà có thể tạo thành keo đông tụ, bít kín các khe nứt và lỗ rỗng

của vỉa. Để ngăn ngừa điều này thì axit HCl được sử dụng nhằm giữ Si(OH)4 ở lại trong

dung dịch theo phương trình:

Si(OH)4 + 4HCl = SiCl4 + 4H2O (5)

Axit HF hòa tan Kaolin H4Al2Si2O9 theo phương trình:

14HF + H4Al2Si2O9 = 2AlF3 + 2SiF4 + 9H2O (6)



Muối AlF3 ở lại trong dung dịch, còn SiF4 tiếp tục phản ứng với nước theo phương

trình (4), sau đó xảy ra phản ứng theo phương trình (5).

Axit HF khi tiếp xúc với collector có thành phần là CaCO3, CaMg(CO3)2 thì phản

ứng xảy ra theo phương trình:

2HF + CaCO3 = CaF2 + H2O + CO2 (7)

4HF + CaMg(CO3)2 = CaF2 + MgF2 + 2H2O + 2CO2 (8)

Các phản ứng (7), (8) đã tạo ra những muối lắng đọng không tan là CaF2 và MgF2,

do đó đối với vỉa collector có thành phần CaCO3 và CaMg(CO3)2 cần tiến hành xử lý bằng

axit HCl trước khi xử lý bằng hỗn hợp axit HCl và HF.

2.4.5 Hàm lượng các hóa phẩm dùng trong dung dịch xử lý

Thành phần tối ưu của dung dịch axit pha chế xác định dựa trên cơ sở những

nghiên cứu ở phòng thí nghiệm và thực nghiệm tiến hành dưới các điều kiện địa chất thực

tế của mỏ. Cùng với những lý giải dựa trên lý thuyết và kết quả của những cuộc thử

nghiệm mẫu lõi đã rút ra nhận xét rằng:

Khi xử lý các tầng chứa đá cacbonat: chỉ nên sử dụng axit HCl. Hàm lượng các hóa

phẩm dùng cho sự pha chế tạo dung dịch xử lý như sau: HCl 15 – 20% +

CH3COOH 2 – 3%, ngoài ra còn có chất hoạt tính bề mặt và các chất phụ gia khác.

Khi xử lý các tầng chứa đá lục nguyên hay trầm tích: Sử dụng hỗn hợp axit HCl và

HF để xử lý. Hàm lượng các hóa phẩm dùng cho sự pha chế tạo dung dịch xử lý

như sau: HCl 8 - 10% + HF 3 – 5% + CH3COOH 2 – 3%, ngoài ra còn có chất hoạt

tính bề mặt và các chất phụ gia khác.

2.5 Lựa chọn công nghệ để xử lý giếng

Lựa chọn công nghệ để xử lý giếng là một khâu quan trọng ảnh hưởng đến hiệu

quả xử lý sau này. Vì thế chúng ta phải xem xét tình trạng giếng một các tỉ mỉ và

chính xác trước khi đề ra công nghệ xử lý. Người ta đã mô hình hóa các bước để lựa

chọn công nghệ xử lý vùng cận đáy giếng hợp lý:






Bắt đầu

Xem xét tình trạng khai thác của giếngKiểm tra lại dữ liệu từ giếng

Sản lượng khai thác có ổn định?

Có vấn đề hư hỏng cơ khí trong giếng?

Có vấn đề trong các thiết bị bề mặt hay trong công việc điều hành?

Nhận diện các kiểu hư hỏng hay nhiễm bẩn thành hệ, phân tích toàn bộ các số liệu địa vật lý

Sản lượng có thực sự gia tăng nếu áp dụng các phương pháp xử lý vùng cận đáy

Phân tích các yếu tố làm giảm sản lượng

Xác định phương pháp xử lý vùng cận đáy tối ưu nhất

Khắc phục lỗi Thiết kế xử lý

Kiểm tra lại các điều kiện kỹ thuật của giếng

Kiểm tra lại nguồn tài nguyên (vật liệu, thiết bị, nhân công…) sẵn có

Chuẩn bị tiến hành

Thực hiện xử lý với việc phân tích và ước lượng thời gian thực hiện

Tính toán các kết quả

Báo cáo bằng văn bản và dừng

Có

Không

Có

Có

Có

Không

Không

Không

Hình 2.1 Quy trình lựa chọn công nghệ xử lý vùng cận đáy giếng [4]



Thu thập các số liệu địa vật lý, các thông số vỉa, các thông tin về công việc hoàn thiện và sửa chữa giếng trước đó, các yếu tố gây hư hỏng thành hệ, hiệu ứng skin

Phân tích và đánh giá các số liệu sàng lọc lần đầu tiên

Giếng hoạt động dưới tiềm tăng? Báo cáo bằng văn bản và dừng

Lập các biểu đồ sản lượng của giếng, phân tích các thông số về sản lượng như hệ số sản phẩm, lưu lượng khai thác trong ngày…

Kiểm tra các khiếm khuyết của thành hệ và giếng, tính toán mức độ rủi ro khi xử lý. Tính thời gian sau xử lý đẻ giếng đạt trạng thái ổn định

Phân tích hệ thống và kết hợp với lịch sử khai thác giếng, từ đó tìm ra các thông số hiệu chỉnh về chiều dày vỉa, độ thấm, áp suất trung bình. Tiến hành thử giếng để xác định lại áp suất và độ thấm

Các phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng

Xử lý cơ học

Xử lý hóa học

Xử lý nhiệt

Xử lý kết hợp

Xây dựng các đường cong khai thác tiềm năng của giếng sau xử lý

Phân tích hiệu quả kinh tế của giếng

Chọn phương pháp thích hợp

Hình 2.2 Xác định phương pháp xử lý tối ưu nhất [4]

Có

Không

Luận văn tốt nghiệp Chương 3 Thiết kế xử lý axit cho giếng X

CHƯƠNG 3

THIẾT KẾ XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG BẰNG NHŨ

TƯƠNG DẦU–AXÍT CHO GIẾNG X

3.1 Cấu trúc giếng X

- Giếng khai thác X ( hình 3.1) có cột ống chống khai thác (OCKT) với

đường kính φ168mm và φ140mm.

- Φ168mm có chiều dài đến 3000m, độ dày 9.52mm.

- Φ140mm có chiều dài từ 3000m đến 3765m, độ dày 9.17mm.

- Chiều sâu của đáy nhân tạo là 3825m.

- Giếng khai thác tầng móng.

- Khoảng mở vỉa của giếng: thân trần có đường kính φ130mm, độ dài từ

3765m đến 3825m.

- Cấu trúc của bộ cần khai thác :

- Ống khai thác φ89mm, độ dày 6.45mm, chiều dài 2704m.

- Ống khai thác φ73mm, độ dày 5.51mm, chiều dài 1025m.

- Đế ống khai thác đặt ở độ sâu 3745m.

- Khoảng cách từ bàn roto đến mặt bích đầu tiên của giếng là 16m.

- Độ rỗng trung bình của đất đá tầng sản phẩm 12%.

- Độ thấm trung bình 80mD.

- Hàm lượng cacbonat trung bình là 3%.

- Đá chứa ở dạng nứt nẻ.

- Nhiệt độ vỉa: 140 0C

- Áp suất vỉa 340 at.



Hình 3.1 Cấu trúc giếng X



3.2 Trạng thái của giếng trước khi đưa vào xử lý

- Giếng được đưa vào khai thác với đường kính côn phun là 10mm, áp suất miệng

giếng là 20at, lưu lượng khai thác là 170 tấn/ngđ. Sau thời gian làm việc 1 năm,

giếng bị nhiễm bẩn nên lưu lượng của giếng giảm dần và chỉ còn 70 tấn/ngđ.

- Giếng X có nhiệt độ vỉa cao, thành phần cacbonat >1% nên ta lựa chọn phương

pháp xử lý nhũ tương dầu – axit để xử lý vùng cận đáy giếng X. Phương pháp tiến

hành theo hai công đoạn:

Xử lý bằng dung dịch muối axit (axit HCl)

Xử lý bằng dung dịch nhũ tương axit-dầu, gốc dung dịch sét axit (hỗn hợp axit

HCl và HF).

3.3 Xác định các thông số cần thiết

3.3.1 Thể tích các cột ống khai thác (OKT) và ống chống khai thác (OCKT):

Thể tích trong của cột ống khai thác và ống chống khai thác được xác định theo

công thức :

V OKT=∑i=1

n

Li . π . ri2

(3.1)

Trong đó: Li: chiều dài đoạn OKT(OCKT) thứ i.

ri: bán kính OKT(OCKT) thứ i.

ri2 = [(di - 2.ti )/2]2

với di : đường kính ngoài đoạn OKT(OCKT) thứ i.

ti : độ dày đoạn OKT(OCKT) thứ i.

- Thể tích bên trong cột ống khai thác:

OKT φ89mm có L1 = 2704 m; t1 = 0.00645 m; d1= 0.089 m;

OKT φ73mm có L2 = 1025 m; t2 = 0.00551 m ; d2 = 0.073 m;

- Thay các giá trị trên vào công thức (3.1), ta có:

VOKT = 2704 x x[(0.089 - 2 x 0.00645)/2]2 +



+ 1025 x x[(0.073 - 2 x 0.00551)/2]2

= 12,30 + 3.09 = 15.39 (m3)

- Thể tích bên trong cột OCKT đoạn từ đế cột OKT(3745m) đến độ sâu 3765m:

Voc = (3765 - 3745) x x [(0.140 - 2 x 0.00917)/2]2

= 0.23 (m3)

- Thể tích khoảng thân trần xác định theo công thức:

Vđ = h..r2 (3.2)

Trong đó: Vđ: thể tích khoảng thân trần.

h: Chiều dày đoạn mở vỉa.

r: bán kính khoảng thân trần.

Thay số ta có:

Vđ = (3825-3765) x x (0.130/2)2 = 0.80 (m3)

- Tổng thể tích từ đế cột OKT đến đáy giếng:

Vo = Voc + Vđ = 0.23 + 0.80 = 1.03 (m3)

- Tổng thể tích lòng giếng giới hạn bởi hệ thống ống chống khai thác ( bỏ qua thể

tích cột ống khai thác chiếm chỗ) đến độ sâu đặt đế ống khai thác (3745m):

Vlg = Voc-168 + Voc-140 + Vo (3.3)

Voc-168 : thể tích cột OCKT φ168mm

Voc-140 : thể tích cột OCKT φ140mm

Áp dụng công thức (3.1):

Voc-168 = (3000-16) x x [(0.168 - 2 x 0.00952)/2]2

= 52.00 (m3)

Voc-140 = (3745-3000) x x [(0.140 - 2 x 0.00917)/2]2

= 8.66 (m3)

Vậy Vlg = 52 + 8.66 + 1.03 = 61.69 (m3)



3.3.2 Khối lượng các hóa phẩm để pha chế hỗn hợp axit

Thể tích axit cần thiết ( chưa pha chế) để pha chế 1m3 dung dịch với nồng độ cho

trước xác định theo công thức:

V = 10 . a .ρ

A (3.4)

Trong đó: V: Thể tích axit cần thiết (chưa pha chế) (lít).

a: Nồng độ axit cần pha chế (%).

: Khối lượng riêng của dung dịch axit tương ứng với nồng độ cần

pha chế (g/cm3).

A: hàm lượng axit nguyên chất trong 1 lít dung dịch axit có sẵn

(kg/l).

Khối lượng riêng của dung dịch axit ứng với nồng độ khác nhau ở 20oC được cho

trong bảng.

Bảng 3.1. Khối lượng riêng của dung dịch axit HCl với nồng độ khác nhau ở nhiệt độ 200C

Khối lượng

riêng HCl, g/cm3

Nồng độ axít HCl, %

Hàm lượng HCl, Kg/lít

Khối lượng riêng HCl, g/cm3

Nồng độ axít HCl,

%

Hàm lượng axít HCl,

Kg/lít

1,0031,0081,0181,0281,0381,0471,0571,0631,0681,0731,0781,0851,0881,0981,105

1246810121314151617182021

0,0100,0200,0410,0620,0830,1050,1270,1400,1500,1630,1720,1840,1960,2200,232

1,1191,1251,1201,1351,1391,1451,1491,1551,1591,1651,1691,1721,1791,1851,189

242526272829303132333435363738

0,2690,2820,2940,3070,3190,3320,3450,3580,3710,3850,3980,4110,4240,4380,452



1,1081,115

2223

0,2440,257

1,1941,198

3940

0,4660,479

Bảng 3.2 Khối lượng riêng của dung dịch axit HF với nồng độ khác nhau ở nhiệt độ 200C

Khối lượng riêng HF,

g/cm3

Nồng độ axit HF,

%

Hàm lượng

axit HF, Kg/lít

Khối lượng

riêng HF, g/cm3

Nồng độ axit HF, %

Hàm lượng axit HF, Kg/lít

1,0051,0121,0211,0281,0361,0431,0501,0571,064

24681012141618

0,0200,0410,0610,0820,1040,1250,1470,1690,192

1,0701,0841,0961,1071,1181,1231,1341,1391,155

202428323640424450

0,2140,2600,3070,3540,4030,4480,4760,5010,578



Bảng 3.3. Khối lượng riêng của dung dịch axit CH3COOH với nồng độ khác nhau ở nhiệt độ 200C

Khối lượng riêng

CH3COOH, g/cm3

Nồng độ axít

CH3COOH%

Hàm lượng C

H3COOH, Kg/lít

Khối lượng riêng

CH3COOH, g/cm3

Nồng độ CH3COOH

%

Hàm lượng CH3COOH

Kg/lít

0,99961,00121,00251,00401,00551,00691,00831,00971,01111,01251,01391,01541,01681,01821,01951,02091,02231,02361,02501,02631,02761,02881,03011,03131,03261,03381,03491,03611,03721,03841,0395

12345678910111213141516171819202122232425262728293031

0,0100,0200,0300,0400,0500,0600,0710,0810,0910,1010,1120,1220,1320,1430,1530,1630,1740,1840,1950,2050,2160,2260,2370,2480,2580,2690,2790,2900,3010,3120,322

1,04061,04171,04281,04381,04491,04591,04691,04791,104881,04981,05071,05161,05251,05421,05511,05591,05751,05821,05901,05971,06041,06111,0618.........1,06191,06051,05881,05701,05491,05241,0498

3233343536373839404142434446474850515253545556......949596979899100

0,3330,3440,3550,3650,3760,3870,3980,4090,4200,4300,4410,4520,4630,4850,4960,5070,5290,5400,5510,5620,5730,5840,595......

0,9961,0071,0161,0251,0341,0421,050



3.4 Phần tính toán

Hàm lượng cacbonat trung bình của đất đá vỉa là 3% (>1%) nên quy trình xử lý

axit được đề xuất tiến hành theo hai công đoạn kế tiếp nhau:

- Xử lý bằng dung dịch muối axit

- Xử lý bằng dung dịch nhũ tương axit-dầu ( gốc dung dịch sét axit).

Thành phần các dung dịch axit xử lý được lựa chọn như sau:

* Thành phần dung dịch muối axít : * Thành phần dung dịch axít-sét

HCl : 12% HF : 3%

CH3COOH : 3% HCl : 10%

Chất kìm hãm ăn mòn : CH3COOH : 2%

ACI-1 : 2% Chất kìm hãm ăn mòn:

ACI-2 : 2% ACI-1 : 2%

Chất HTBM : 2% ACI-2 : 2%

NTF : 1% Chất HTBM: 2%

NTF : 1%

Chất tạo nhũ: 3%

Axit sẵn có thường được sản xuất với nồng độ như sau: HCl-31%, HF-50%,

CH3COOH-97%.

Áp dụng công thức ta được thể tích các axit sẵn có để pha chế 1m3 dung dịch axit

xử lý:

- Đối với dung dịch muối axit

V HCl−31 %=10× a × ρA

=10 ×12 ×1.0570.358

=354.3 (lit) = 0.3543 m3

V CH3 COOH−97 %=10 × a × ρA

=10 ×3×1.00251.025

=29.3 (lit) = 0.0293 m3



- Đối với dung dịch sét-axit

V HCl−31 %=10× a × ρA

=10 ×10 ×1.0470.358

=292.5 (lit) = 0.2925 m3

V HF−50 %=10 ×a × ρA

=10 × 3× 1.00850.578

=52.3 (lit) = 0.0523 m3

V CH3 COOH−97 %=10 × a × ρA

=10 ×2 ×1.00121.025

=19.5 (lit) = 0.0195 m3

Theo kinh nghiệm thực tế thì cần dùng khoảng 0.2 m3/1m chiều dày mở vỉa dung

dịch nhũ muối-axit trong trường hợp này. Vậy thể tích dung dịch muối axit cần bơm ép là

60 x 0.2 = 12 m3.

Thể tích dung dịch nhũ sét-axit cần dùng được tính theo công thức sau:

V nhũ sét−axit=π ×rah2 ×h ×θ (m3) (3.5)

Trong đó: rah: bán kính ảnh hưởng của axit (thường nằm trong khoảng 1.2 -

1.5m là tốt nhất, ở bài toán này ta chọn 1.5m)

h: chiều dày mở vỉa (khoàng thân trần) (m).

θ : độ rỗng trung bình của vỉa.

Thay số ta được thể tích dung dịch nhũ sét-axit cần dùng là:

V nhũ sét−axit=π ×1.52 ×60 ×0.12=50.89(m3)

Nhũ sét-axit có thành phần 60% dung dịch sét-axit và 40% dầu diezen (dầu

đã tách khí).

V sét−axit=0.6 ×50.89=30.53 (m3)

Từ đó ta tính được thể tích các axit sẵn có cần thiết để pha chế axit xử lý:

- Dung dịch muối axit:

VHCl-31% = 0.3543 x 12 = 4.25 (m3)

VCH3COOH-97% = 0.0293 x 12 =0.35 (m3)

VACI-1 = 0.02 x 12 = 0.24 (m3)



VACI-2 = 0.02 x 12 = 0.24 (m3)

VHTBM = 0.02 x 12 = 0.24 (m3)

VNTF = 0.01 x 12 = 0.12 (m3)

Tổng V= 5.44 (m3)

Lượng nước kỹ thuật dùng để pha chế dung dịch muối axit:

Vn1 = 12 – 5.44 = 6.56 (m3)

- Dung dịch sét-axit:

VHCl-31% = 0.2925 x 30.53 = 8.93 (m3)

VHF-50% = 0.0523 x 30.53 = 1.6 (m3)

VCH3COOH-97% = 0.0195 x 30.53 =0.6 (m3)

VACI-1 = 0.02 x 30.53 = 0.61 (m3)

VACI-2 = 0.02 x 30.53 = 0.61 (m3)

VHTBM = 0.02 x 30.53 = 0.61 (m3)

VNTF = 0.01 x 30.53 = 0.31 (m3)

Vtaonhu = 0.03 x 30.53 = 0.92 (m3)

Tổng V = 14.19 (m3)

Lượng nước kỹ thuật dùng để pha chế dung dịch sét- axit:

Vn2 = 30.53 – 14.19 = 16.34 (m3)

Tính toán lượng dầu diezen (dầu đã tách khí) cần thiết cho quá trình xử lý:

- Lượng dầu diezen cần để pha chế nhũ sét-axit:

V d−nhuset=V nhũ sét−axit−V sét−axit=50.89−30.53=20.36 (m3)

- Lượng dầu diezen cần để thay thế cột chất lỏng trong giếng:

V d−lg=V lg=61.69 (m3)

- Lượng dầu diezen cần để bơm ép vào giếng nhằm xác nhận độ tiếp nhận của

vỉa với 3 chế độ áp suất, mỗi chế độ 5m3 :

V d−tn=3× 5=15 (m3)



- Lượng dầu diezen cần để đẩy 12 m3 dung dịch axit muối xuống đáy cần khai

thác:

V d−day=V OKT−V axit muối−V dem=15.39−12−2=1.39 (m3)

- Lượng dầu diezen cần để ép axit –muối vào vỉa :

V d−epmuoi=V axit muối+V o=12+1.03=13.03 (m3)

- Lượng dầu diezen cần để ép nhũ sét-axit vào vỉa lần 1:

V d−ep1=V OKT +V o=15.39+1.03=16.42 (m3)


V d−ep2=V OKT +V o=15.39+1.03=16.42 (m3)


V d−ep3=V OKT +V o=15.39+1.03=16.42 (m3)

- Lượng dầu diezen cần để bơm rửa ngược khi không có dòng dầu từ giếng đi

lên sau khi xử lý:

V d−br=2.5 ×V OKT=2.5× 15.39=38.475 (m3)

Bảng 3.4 Tổng hợp thể tích các hóa phẩm cần thiết

HCl HF CH3COOH

Chất chống ăn

mònDầu

diesel

Nước

kỹ

thuật

NTF

Chất

tạo

nhũACI-1 ACI-2

13.18

m31.6 m3 0.95 m3

0.85

m3

0.85

m3

199.205

m322.9 m3

0.73

m3

0.92

m3

3.5 Các công việc chuẩn bị trước khi xử lý axit

3.5.1 Pha chế các dung dịch axit

Theo kết quả tính toán ở mục 3.3.2, cần pha chế 12 m3 dung dịch muối axit và

30.53 m3 dung dịch sét-axit.



- Công nghệ pha chế dung dịch muối axit:

Cho vào bồn pha chế 3.56 m3 nước kỹ thuật (khoảng ½ lượng nước

kỹ thuật cần thiết).

Cho thêm vào đó 0.35 m3 axit CH3COOH-97% .

Cho tiếp vào 4.25 m3 axit HCl-31%, sau đó tiếp tục cho thêm 0.24 m3

chất chống ăn mòn ACI-1, 0.24 m3 chất HTBM và 0.12 m3 hóa chất

NTF.

Dùng máy bơm trộn đều hỗn hợp dung dịch trên.

0.24 m3 chất chống ăn mòn ACI-2 và 3 m3 nước kỹ thuật còn lại sẽ

được bổ sung vào bình ở trên giàn trước khi tiến hành xử lý giếng.

- Công nghệ pha chế dung dịch sét-axit:

Cho vào bồn pha chế 8.34 m3 nước kỹ thuật (khoảng ½ lượng nước

kỹ thuật cần thiết).

Cho thêm vào 0.6 m3 axit CH3COOH-97%.

Cho tiếp vào bồn 8.93 m3 axit HCl-31%, sau đó tiếp tục cho thêm

0.61 m3 chất chống ăn mòn ACI-1, 0.61 m3 chất HTBM và 0.31 m3

hóa chất NTF.

Thêm vào 1.6 m3 axit HF-50%.

Dùng máy bơm trộn đều hỗn hợp dung dịch trên.

0.61 m3 chất chống ăn mòn ACI-2, 8 m3 nước kỹ thuật còn lại sẽ

được bổ sung vào bình trên giàn trước khi tiến hành xử lý giếng.

3.5.2 Lắp đặt thiết bị, kết nối đường ống, chuẩn bị hỗn hợp hóa phẩm cần thiết

- Chuẩn bị:

Bồn chứa dung dịch axit.

Bồn chứa dầu diezen.

Bồn chứa nước kỹ thuật.

Máy bơm TWS-No1 bơm axit và máy bơm TWS-No2 bơm dầu diezen.

- Bố trí, kết nối các thiết bị và đường ống theo sơ đồ.



- Kiểm tra sự làm việc của các máy bơm. Tiến hành ép thử đường dập giếng

bằng nước biển với áp suất bơm ép P=3000at, tháo côn phun ở đầu miệng

giếng.

- Thử độ kín của các đường ống bằng nước biển với áp suất bơm ép

P=3000at.

- Nguyên lý hoạt động:

Dung dịch hỗn hợp axit và dầu diezen được đặt ở các bình chứa.

Máy bơm TWS-No1 bơm axit và máy bơm TWS-No2 bơm dầu dizen,

trộn với nhau ở bộ hòa trộn, sau đó thông qua van ngược và bơm vào

giếng.

- Trước khi xử lý:

Cho thêm vào bồn chứa dung dịch muối-axit 0.24 m3 chất chống ăn mòn

ACI-2 và 3 m3 nước kỹ thuật còn lại.

Cho thêm vào bồn chứa dung dịch sét-axit 0.61 m3 chất chống ăn mòn

ACI-2 và 8 m3 nước kỹ thuật còn lại.

Dùng máy bơm axít khuấy trộn đều hỗn hợp trên trong từng bình.



Hình 3.2 Sơ đồ thiết bị xử lý vùng cận đáy giếng bằng nhũ tương dầu-axit



3.5.3 Các bước tiến hành xử lý

- Thay thế cột chất lỏng trong giếng bằng dầu diezen đã tách khí với thể tích

Vd-lg = 61.69 m3 có pha thêm chất hoạt tính bề mặt.

- Đóng van ngoài cần của giếng, bơm ép trong cần khai thác để xác định độ

tiếp nhận của vỉa với 3 chế độ: P=100at, P=150at, P=200at, mỗi chế độ bơm

ép là 5 m3 dầu diezen đã tách khí có pha thêm chất hoạt tính bề mặt. Nếu

giếng có độ tiếp nhận tốt ( > 0.3 m3/ 1 phút), tiến hành ép nhũ axit.

- Mở van ngoài cần, bơm vào trong cần 2 m3 dung dịch đệm.

- Bơm vào trong cần 12 m3 dung dịch muối axit bằng máy bơm TWS-No1.

- Bơm vào trong cần 1.39 m3 dầu diezen đã tách khí để đẩy dung dịch muối

axit xuống đáy cần khai thác.

- Đóng van ngoài cần, bơm ép dung dịch muối axit vào vỉa bằng cách ép vào

trong cần khai thác thể tích dầu Vd-ep = 13.03 m3.

- Mở van ngoài cần, bơm vào trong cần khai thác (qua bộ hòa trộn) phối hợp

cùng một lúc bằng hai máy bơm TWS-No1 và TWS-No2:

9.234 m3 dung dịch sét-axit bằng máy bơm TWS-No1.

6.156 m3 dầu diezen đã tách khí có pha chất tạo nhũ tương emulgator

3% bằng máy bơm TWS-No2.

- Đóng van ngoài cần, bơm ép dung dịch nhũ sét-axit vào vỉa bằng cách ép

vào trong cần khai thác thể tích dầu Vd-ep1 = 16.42 m3.

- Mở van ngoài cần, tiếp tục bơm vào trong cần khai thác (qua bộ hòa trộn)

phối hợp cùng một lúc bằng hai máy bơm TWS-No1 và TWS-No2:

9.234 m3 dung dịch sét-axit bằng máy bơm TWS-No1.

6.156 m3 dầu diezen đã tách khí có pha chất tạo nhũ tương emulgator

3% bằng máy bơm TWS-No2.



- Mở van ngoài cần, tiếp tục bơm vào trong cần khai thác (qua bộ hòa trộn)

phối hợp cùng một lúc bằng hai máy bơm TWS-No1 và TWS-No2:



12.062 m3 dung dịch sét-axit còn lại bằng máy bơm TWS-No1.

8.048 m3 dầu diezen còn lại đã tách khí có pha chất tạo nhũ tương

emuglator 3% bằng máy bơm TWS-No2.



- Đóng giếng khoảng 30 phút chờ phản ứng trong vỉa.

- Tiến hành gọi dòng bằng hệ thống Gaslift.

- Trong trường hợp không có dòng dầu đi lên, ta phải tiến hành rửa ngược

bằng dầu diezen đã tách khí với thể tích 38.475 m3 để đưa hết các sản phẩm

của quá trình phản ứng lên bề mặt.

- Sau khi giếng làm việc ổn định, tiến hành các công tác khảo sát giếng và

đánh giá kết quả xử lý giếng.

3.6 Đánh giá hiệu quả xử lý giếng

Từ các điều kiện khai thác ban đầu của giếng thì sản lượng khai thác của giếng này

lớn. Với đặc điểm tầng sản phẩm là tầng móng, bị nhiễm bẩn bởi các tạp chất lắng đọng,

gây cản trở rất lớn đến dòng dầu vào giếng. Quá trình xử lý nhũ tương axit-dầu diễn ra

thuận lợi và đạt được hiệu quả tốt, áp suất vỉa cao nên ta dự đoán sản lượng khai thác của

giếng sau khi xử lý có thể đạt trung bình 150 tấn/ngđ, thời gian hiệu quả là 6 tháng.

3.6.1 Hiệu quả kinh tế dựa trên lượng dầu khai thác thêm được

Lượng dầu khai thác thêm được tính theo công thức tổng quát:

Q=( qs−q t ) ×T × K (Tấn)

Trong đó:

Q: Lượng dầu khai thác thêm được sau quá trình xử lý (Tấn)

qs: Sản lượng khai thác sau khi xử lý (Tấn/ngđ)

qt: Sản lượng khai thác trước khi xử lý (Tấn/ngđ)

T: Thời gian hiệu quả kéo dài của xử lý giếng (ngđ)

K: Hệ số khai thác – của mỏ Bạch Hổ là 0.92

Thay giá trị vào công thức ta được:



Q= (150−70 ) ×6 × 30× 0.92=13248 (Tấn)

Giá dầu thô hiện tại vào khoảng 517 USD/Tấn, vậy số tiền thu được từ sản lượng

dầu khai thác thêm là:

QUSD=13248 × 517=6,849,216 (USD)

3.6.2 Chi phí cho xử lý axit

Chi phí cho xử lý axit được tính toán trong các bảng sau đây:


Bảng 3.5 Chi phí cho hóa phẩm xử lý axit



Bảng 3.6 Tổng chi phí trong quá trình xử lý axit







Luận văn tốt nghiệp Chương 3 Thiết kế xử lý giếng X

3.6.3 Lợi nhuận kinh tế thu được nhờ xử lý axit

Bảng 3.7 Lợi nhuận thu được nhờ xử lý axit

No. Mô tả Đơn vị Lượng Ghi chú

Hiệu quả kinh tế thu

được

Hiệu quả kinh tế nhờ sản lượng khai thác tăng thêm

USD 6,849,216

Chi phíChi phí cho xử lý axit USD 361,859.6

Chi phí khi thác lượng dầu tăng thêm

USD 596,160 Khai thác 1 tấn = 45

USD

Lợi nhuận thu được

Hiệu quả - Chi phí USD 5,891,196.4

3.7 An toàn lao động và bảo vệ môi trường trong quá trình xử lý axit [4]

Do công việc phải tiếp xúc với axit trong điều kiện áp suất cao nên khả năng gây

nguy hiểm cho con người và môi trường xung quanh là rất cao và thường rất nghiêm

trọng. Vì vậy để giảm thiểu tối đa thiệt hại cho con người, vật chất và môi trường, trước –

trong và sau quá trình xử lý axit đòi hỏi phải tuân thủ nghiêm ngặt những quy định về an

toàn lao động.

3.7.1 Những quy định chung

Để đảm bảo sự an toàn trong công tác xử lý giếng thì các thành viên tham gia phải

biết:

- Làm quen với quy trình xử lý cũng như các loại máy móc, thiết bị dùng

trong xử lý.

- Nguyên lý hoạt động của các thiết bị miệng giếng, đồng hồ đo lường.

- Tính chất lý hóa của các loại hóa chất, axit tham gia vào quá trình xử lý.

- Những thời điểm có thể xảy ra nguy hiểm.

- Cách sơ cứu người bị nạn trong trường hợp xảy ra tai nạn, cách sử dụng

trang thiết bị y tế ngay tại nơi làm việc.

- Phải được hướng dẫn các quy định an toàn hiện hành.



3.7.2 Những quy định an toàn khi chuẩn bị thiết bị, máy móc cho việc xử lý axit

- Trạng thái thiết bị, máy móc để xử lý axit phải được bảo trì khi tiến hành công việc

một cách an toàn nhằm tránh sự cố.

- Kiểm tra cẩn thận tình trạng làm việc của máy móc khi còn ở căn cứ sản xuất là

điều kiện chủ yếu cho công việc được an toàn khi xử lý ngoài giàn.

- Trước khi chuyển thiết bị, dụng cụ, máy móc ra giàn phải kiểm tra các bộ phận

sau:

Máy bơm + động cơ điện + khởi động từ.

Các tấm bảo hiểm ở những phần chuyển động của máy.

Van an toàn.

Đồng hồ đo áp suất của máy bơm.

Các đường ống cao áp.

- Khi làm việc với axit luôn phải đặt gần đấy dung dịch Bicacbonat Natri 2% với thể

tích ít nhất là 5 lít để rửa và trung hòa axit trong trường hợp bị axit bắn vào người

(vào mắt), phải có ít nhất là 5 lít dung dịch axit boric để rửa mắt trong trường hợp

axit bắn vào mắt, dung dịch amoniac 10% với thể tích là 1 lít. Ngoài ra phải dự trữ

nước sạch để rửa khi cần thiết.

3.7.3 Yêu cầu an toàn khi bốc dỡ và vận chuyển hóa phẩm

- Các hóa phẩm cần được giữ trong thùng kín và phải để trong kho chuyên dụng.

Nếu đặt ngoài trời thì phải có mái che.

- Axit clohydric cần phải được giữ trong bình kín và đặt trong thùng gỗ chèn mùn

cưa.

- Lỗ trên bồn đựng axit phải có nắp đậy và có phớt chịu được axit.

- Axit đã được pha chế chất chống ăn mòn được cho phép đựng trong thùng kim loại

chuyên chở.

- Chai thủy tinh đựng axit phải được đậy kín bằng nút.



- Thiết bị máy móc sử dụng trong xưởng axit phải được bảo dưỡng cẩn thận.

- Các ống cao su mềm dùng để nối các bồn và bình phải tuyệt đối không bị rỉ.

- Bồn đựng axit bị ăn mòn nhiều nhất là ở những mối hàn, vì vậy các mối hàn từ

phía trong cần được hàn đắp thêm.

- Dịch chuyển các chai axit để trong thùng gỗ chỉ được phép hai người cùng làm,

không cho phép mang axit bằng vai, lưng. Nên dùng các xe đẩy chuyên dụng.

- Khi vận chuyển các chai axit clohydric bằng xe tải thì trên thùng xe không được có

người và hàng hóa khác.

- Khi rót axit từ thùng này sang thùng khác phải dùng xi –phông hay ống nối tự

chảy. Người rót phải đứng đầu gió, nếu rót axit đậm đặc phải mang tạp dề, đeo

kính bảo hộ, mang găng tay cao su.

3.7.4 Quy định an toàn khi chuẩn bị giếng để xử lý axit

- Trước khi bắt đầu công việc, các thành viên của đội xử lý phải tìm hiểu kỹ về:

Tính chất công việc phải làm và quy định công nghệ.

Sơ đồ phân bố, thiết bị và máy móc sử dụng cho công việc xử lý.

Hệ thống đường ống để bơm hóa phẩm vào giếng, các đường ống chung của hệ

thống khai thác cũng như toàn bộ cần khai thác trong lòng giếng.

- Chuẩn bị tốt giếng trước khi xử lý.

- Đảm bảo lối đi quanh miệng giếng và thiết bị xử lý.

- Chỗ làm việc sạch sẽ, gọn gàng.

- Kiểm tra cẩn thận các mối nối đầu thiết bị miệng giếng.

- Xung quanh giếng xử lý phải có thiết bị cứu hỏa, nước sạch và các dung dịch xử lý

khi gặp axit bắn phải.

- Yêu cầu an toàn khi lắp đặt thiết bị ở miệng giếng:



Khu vực đặt thiết bị phải được chuẩn bị trước, dọn dẹp và giải phóng những vật

không cần thiết

Khoảng cách giữa các thiết bị cũng như lối đi lại phải được đảm bảo đúng quy

định.

Không đặt đường ống bơm gần dây điện hay các thiết bị đang hoạt động.

- Yêu cầu an toàn khi chuẩn bị axit:

Bồn chứa axit phải có cầu thang, tay vịn.

Khi sử dụng axit đậm đặc trong các chai thì ở bồn phải có mặt sàn thuận lợi để

rót axit từ can vào bồn. Sàn phải có chỗ để cho hai người làm việc cùng một

lúc. Quanh sàn phải có rào chắn bằng gỗ tránh trơn trượt ra ngoài.

Cấm sử dụng thang rời đặt vào bồn để chuyển axit và các hóa chất khác lên

bồn. Nếu vận chuyển can axit khó khăn thì phải rót axit vào bồn có thể tích

nhỏ, sau đó dùng máy bơm vào thùng lớn để trộn.

Công nhân rót axit phải đứng đầu hướng gió, đeo kính bảo hộ, găng tay cao su

và tạp dề để chống axit.

Khi chuẩn bị dung dịch axit cấm sử dụng lửa, cấm hút thuốc.

Gần chỗ chuẩn bị axit phải có nước sạch dự phòng trường hợp bắn vào người,

quần áo.

3.7.5 Các quy định an toàn khi xử lý giếng bằng axit

- Việc xử lý axit phải được tiến hành bằng đội ngũ chuyên nghiệp, được đào tạo để

xử lý dưới sự chỉ đạo của người có trách nhiệm.

- Để tránh tai nạn cho tất cả mọi người, trước khi ép thử đường ống liên quan cũng

như trước khi bơm, phải tránh xa các đường ống cao áp và đứng ở nơi an toàn, sau

đó mới theo mệnh lệnh của đội trưởng.

- Trước khi thử độ kín của đường ống phải kiểm tra độ tin cậy của tất cả các chỗ nối,

siết lại các bộ phận liên kết.



- Toàn bộ hệ thống đường ống liên quan tới việc bơm axit vào giếng phải được thử

với áp suất gấp 1.5 lần áp suất làm việc dự tính nhưng không được vượt quá áp

suất làm việc của cụm thiết bị.

- Ở những giếng có áp suất cao, cần phải đặt thiết bị được thiết kế ở áp suất cực đại

khi ép dung dịch axit vào vỉa.

- Đường ống nối máy bơm với đầu giếng là đường ống cứng, cao áp và phải được cố

định chắc chắn.

- Các bồn chứa hóa phẩm phải có van chặn để có thể bơm liên tục.

- Khi đo nồng độ axit, tính toán và đong đo các hóa phẩm, xác định lượng dung dịch

hóa phẩm để bơm vào giếng, công nhân phải sử dụng các dụng cụ an toàn cá nhân.

- Khi bơm axit hay hóa phẩm vào giếng cần tiến hành các công việc liên quan đến

máy móc, hệ thống đường ống mà không dừng quá trình bơm. Khi tiến hành sửa

chữa thì phải ngừng bơm, xả hết áp suất trong đường ống và rửa hệ thống bằng

nước.

- Cấm sử dụng máy bơm không có hoặc bị hỏng đồng hồ áp suất.

- Cấm sử dụng máy bơm axit khi tốc độ gió lớn hơn 12 m/s, lúc có sương mù, ban

đêm.

3.7.6 Yêu cầu an toàn khi kết thúc công việc

- Sau khi kết thúc công việc bơm dung dịch hóa phẩm vào vỉa, các thiết bị và hệ

thống đường ống phải được rửa sạch bằng nước.

- Sau khi xả áp suất, đường nén và đường hút phải được thu gom.

- Khi xử lý hóa phẩm, cấm người không phận sự ở chỗ làm việc.



3.8 Cơ sở vật chất kỹ thuật để xử lý axit [4]

3.8.1 Khu vực tiếp nhận và pha chế axit

- Đây là cơ sở dùng để tiếp nhận axit từ các nhà máy hóa chất trở về, đồng thời cũng

là nơi tập kết bồn chứa đựng axit chưa được pha chế hoặc đã pha chế chuẩn bị gửi

đi giàn để xử lý.

- Khu vực này còn dùng để bảo quản các hóa phẩm phụ gia khác.

- Trong khu vực cần phải thiết kế, xây dựng vị trí các bồn axit cố định chứa axit, các

bồn để pha chế axit gửi đi giàn, các kho để bảo quản các hóa phẩm khác, nhà nghỉ,

nơi làm việc của công nhân, phòng thí nghiệm, phòng tắm…sao cho hết sức hợp lý

và thuận lợi.

3.8.2 Các thiết bị dùng để phục vụ cho công tác xử lý axit

- Thiết bị dùng cho công tác xử lý tùy theo điều kiện phát triển ngành dầu khí của

từng nước và điều kiện khai thác của mỏ ngoài biển hay trong đất liền.

- Đối với các nước phát triển mạnh về khai thác dầu khí, người ta đã sử dụng những

thiết bị hiện đại, đắt tiền đáp ứng những yêu cầu kỹ thuật, công nghệ cần thiết cho

quá trình xử lý cả ở ngoài biển hay đất liền. Ví dụ trên biển người ta sử dụng các

tàu chuyên dụng xử lý axit giếng vừa an toàn, vừa hiệu quả. Còn đối với các mỏ

trên đất liền người ta dùng các thiết bị tổ hợp đồng bộ, liên hoàn tiến hành xử lý

axit giếng đem lại hiệu quả xử lý rất cao.

- Thông thường những thiết bị cơ bản dùng cho công tác xử lý axit giếng bao gồm:

Các bồn chứa axit (cố định và vận chuyển) ngoài các tiêu chuẩn về kích

thước, khối lượng axit chứa được…còn phải chú ý đến một số chỉ tiêu kỹ

thuật sau: có khung sắt để tránh va đập khi vận chuyển, vật liệu chế tạo phải

đảm bảo tính chịu ăn mòn, tính phá hủy bề mặt của axit và hơi axit (vật liệu

có thể là nhựa tổng hợp chịu nhiệt áp suất hoặc thép không rỉ, bên trong bồn

có dán ép sợi thủy tinh dày từ 3 – 4mm), có các van xả ở đáy, van thông hơi



ở trên, có nắp mở kích thước phù hợp để đảm bảo chui ra vào khi sử chữa

bên trong bồn.

Máy bơm và tổ hợp máy bơm ép.: máy bơm ly tâm axit là máy bơm axit vào

giếng hay vào bồn chứa với áp lực đẩy lên không cao lắm, nhưng công suất

truyền axit cao. Ví dụ máy bơm axit TWS, Azimas-30, AKII II-500. Ngoài

các máy bơm nói trên, người ta còn sử dụng tổ hợp máy bơm trám xi măng

SA-320M và 2AH-500. Mặc dù các máy bơm này dùng để bơm chất lỏng,

dung dịch không có sự tham gia của các chất chống ăn mòn, chất chống phá

hủy bề mặt nhưng vẫn được sử dụng để bơm axit xử lý giếng. Sau mỗi lần

sử dụng để bơm axit như vậy, cần phải tiến hành rửa thật sạch bằng nước,

đặc biệt là những thành phần axit bơm cuối cùng phải pha thêm chất rửa trôi

chống ăn mòn Trinatrifocfat với nồng độ từ 0.3-0.5% hoặc lớn hơn.

Bảng 3.8 Đặc tính kỹ thuật của máy bơm TWS – 250 [4]

Đường

kính

Piston

(mm)

Thông số

I II III IV V

P

(at)

Q

(m3/ph)

P

(at)

Q

(m3/ph)

P

(at)

Q

(m3/ph)

P

(at)

Q

(m3/ph)

P

(at)

Q

(m3/ph)

101 280 263 280 347 166 625 111 833 71 1041

95 318 229 318 312 190 520 126 694 80 902


Luận văn tốt nghiệp Chương 4 Kết luận và kiến nghị

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

Kết luận

Trong suốt quá trình khoan và khai thác dầu khí, vùng cận đáy giếng có thể bị

nhiễm bẩn bởi nhiều yếu tố khác nhau. Chính sự nhiễm bẩn đó đã làm giảm khả năng thu

hồi dầu khí của giếng. Có nhiều phương pháp xử lý cho vùng cận đáy, tuy nhiên đều chủ

yếu dựa trên hai nguyên tắc:

Lấy đi phần nhiễm bẩn của thành hệ, làm tăng độ thấm trong vùng lân cận của

giếng.

Phục hồi và mở rộng khe nứt truyền dẫn dòng dầu – khí từ vỉa vào giếng, gia tăng

bán kính hiệu dụng.

Tùy từng nguyên nhân nhiễm bẩn và điều kiện địa chất mà lựa chọn phương pháp

xử lý vùng cận đáy giếng khác nhau. Đối với tầng móng mỏ Bạch Hổ, nhiệt độ vỉa cao

(110 – 150oC) nên phương pháp được sử dụng phổ biến và có hiệu quả nhất là xử lý bằng

nhũ tương dầu – axit.

Công nghệ xử lý nhũ tương dầu – axit cho phép xử lý vùng cận đáy giếng có điều

kiện nhiệt độ vỉa cao, nhũ axit sẽ tạo một màng mỏng dầu giữa bề mặt axit và đá vỉa giúp

axit có thể xâm nhập sâu vào trong vỉa và việc xử lý đạt hiệu quả cao hơn.

Với công nghệ xử lý hỗn hợp hóa chất, các thiết bị phụ trợ, công tác bảo vệ con

người và môi trường không quá phức tạp, cùng với phân tích về kinh tế đã chứng minh

tính khả thi và hiệu quả của phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng bằng nhũ tương dầu –

axit khi được áp dụng cho tầng móng có nhiệt độ cao ở vùng mỏ Bạch Hổ.

Kiến nghị

Phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng cần được phân tích và lựa chọn cho phù

hợp với đặc điểm địa chất cũng như nguyên nhân nhiễm bẩn của từng giếng xác định.


Luận văn tốt nghiệp Chương 4 Kết luận và kiến nghị

Phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng bằng nhũ tương dầu – axit đạt hiệu quả cao

cho các tầng có nhiệt độ cao như tầng móng ở mỏ Bạch Hổ. Tuy nhiên, trong quá trình

thiết kế và xử lý, cần tuân thủ nghiêm ngặt các quy định an toàn trong khâu chuẩn bị cũng

như thực hiện xử lý để đảm bảo an toàn cho con người và môi trường.

Sau khi tiến hành xử lý bằng nhũ tương dầu – axit cần phối hợp với phương pháp

rửa giếng thích hợp để lấy toàn bộ cặn bã và chất kết tủa sau quá trình xử lý, tránh gây

nhiễm bẩn trở lại cho giếng.

Vì thời gian có hạn cũng như sự hiểu biết hạn chế nên luận văn sẽ không tránh

khỏi những sai sót. Rất mong các quý thầy cô, các cán bộ chuyên môn và các bạn đồng

nghiệp góp ý để luận văn hoàn thiện hơn.


Luận văn tốt nghiệp Tài liệu tham khảo

TÀI LIỆU THAM KHẢO

[1]. Lê Phước Hảo (2002). Cơ sở khoan và khai thác dầu khí. NXB ĐH Quốc gia

Tp.HCM.

[2]. Đỗ Quang Khánh (2014). Slide bài giảng Hoàn thiện giếng. Bộ môn Kỹ thuật

Khoan và Khai thác Dầu khí, Đại học Bách Khoa Tp.HCM.

[3]. Đào Hoàng Việt (1997). Xử lý axit. Luận văn tốt nghiệp Đại học Bách Khoa Thành

phố Hồ Chí Minh.

[4]. Phạm Công Định (2008). Xử lý axit vùng cận đáy giếng mỏ Bạch Hổ. Luận văn tốt

nghiệp Đại học Bách Khoa Thành phố Hồ Chí Minh.

[5]. Đỗ Thành Trung, Hoàng Linh Lan, Nguyễn Văn Ngọ, Phan Văn Minh, (2012).

Nghiên cứu ứng dụng hệ hóa phẩm mới trên cơ sở HEDP và NH4HF2 thay thế hệ

hóa phẩm truyền thống trên cơ sở HCl/HF trong xử lý axit vùng cận đáy giếng.

Tạp chí Dầu khí số 9/2012.

[6]. Nguyễn Văn Ngọ, Phan Văn Minh, Đỗ Thành Trung, Lê Văn Công (2013). Nghiên

cứu chế tạo hệ vi nhũ tương áp dụng trong xử lý vùng cận đáy giếng vỉa cát kết .

Tạp chí Dầu khí số 12/2013.

[7]. D. Zhu (The University of Texas at Austin), A.D. Hill (The University of Texas at

Austin), M.D. Looney (Texaco, Inc.) (1999). Evaluation of Acid Treatments in

Horizontal Wells. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 3-6 October,

Houston, Texas.

[8]. K.A. Covel (The Pure Oil Co.) (1934). Acid Treatment of Michigan Oil Wells.

Drilling and Production Practice , 1 January, New York.

[9]. P.J. Closmann (1994). Optimizing an Acid Treatment. Journal of Canadian

Petroleum Technology.


Luận văn tốt nghiệp Tài liệu tham khảo

[10]. Steven L. Bryant, David C. Buller (1990). Formation Damage From Acid

Treatments. Society of Petroleum Engineers, pages 455-460.


Documents

Luanvanfull_Phanbien