Đề tài Nâng cao hiệu quả khai thác dầu khí tầng Oligoxen hạ mỏ Bạch Hổ, bằng tăng cường xử lý nhũ tương axít vùng cận đáy giếng khai thác

LỜI NÓI ĐẦU * * * Trong những năm gần đây, ngành dầu khí đóng một 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 quốc dân, của các nước đang phát triển và các nước chậm phát triển trong đó có nước ta. Ở Việt nam ta, ngành dầu khí còn rất non trẻ, tuy mới bước vào chặng đường đầu tiên nhưng hiệu quả của nó đã rõ ràng và đầy hứa hẹn. Dầu khí nước ta đóng góp rất lớn vào nền kinh tế quốc dân, nó đã đóng góp nhiều ngoại tệ nhất cho đất nước. Đây là mối quan tâm và hy vọng của đất nước vì ngành dầu khí phát triển thì kéo theo nhiều ngành phát triển theo. Đó là một lĩnh vực hấp dẫn nhất của nhiều công ty nước ngoài đang và sẽ tìm kiếm cơ hội đầu tư vào Việt nam. Trong quá trình khoan và khai thác dầu khí, bơm Ðp nước duy trì cho áp suất vỉa, do độ thẩm tự nhiên của đá chứa vùng cận đáy giếng bị giảm do nhiều nguyên nhân khác nhau làm tắc các lỗ hổng. Với mục đích gia tăng dòng thấm của dầu từ vỉa vào giếng và tăng độ tiếp nhận của giếng bơm Ðp là nhiệm vụ sống còn của các công ty dầu khí. Do vậy việc xử lý vùng cận đáy giếng là một vấn đề cực kỳ quan trọng của quá trình khai thác dầu khí từ vỉa vào giếng. Trong đó việc phân tích lựa chọn các phương pháp tác động lên vùng cận đáy giếng đòi hỏi phải có thời gian và các thiết bị hiện đại để thông tin chính xác về địa chất vùng mỏ, các tính chất của tầng chứa vỉa sản phẩm đặc tính hoá lý của các chất điều kiện khai thác cho từng tầng sản phẩm để đề ra phạm vi sử dụng của từng phương pháp tác động lên vùng cận đáy giếng cho từng đối tượng cụ thể và hợp lý nhất. Bằng vốn kiến thức tiếp thu được của các thầy, các cô và các bạn ở Trường Đại học Mỏ Địa chất, cũng như trong thời gian thực tập sản xuất và thực tập tốt nghiệp tại Liên doanh dầu khí Vietsovpetro, tôi đã mạnh dạn nhận đề tài: “Nâng cao hiệu quả khai thác dầu khí tầng Oligoxen hạ mỏ Bạch Hổ, bằng tăng cường xử lý nhũ tương axít vùng cận đáy giếng khai thác”. Được sự hướng dẫn tận tình của PGS-PTS. Hoàng Dung hiện đang công tác tại Trường Đại học Mỏ địa chất và các thầy, cô giáo trong trường cùng bạn bè đồng nghiệp góp ý kiến, giúp đỡ tôi hoàn thành bản đồ án này đúng thời hạn. Vì bước đầu làm quen với một lĩnh vực tương đối mới mẻ và khó khăn, chắc rằng còn những khiếm khuyết nhất định, do vậy tôi rất mong được sự góp ý của các Thầy, Cô giáo và các bạn bè đồng nghiệp... Tôi xin chân thành cảm ơn ! Hà nội, ngày 04 tháng 02 năm 1998 CHƯƠNG I ĐẶC ĐIỂM CHUNG TẠI VÙNG MỎ BẠCH HỔ I. ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ NHÂN VĂN. 1. Vị trí địa lý. Mỏ dầu Bạch hổ Là một mỏ dầu khí lớn nằm trong thềm lục địa phía Nam nước ta. Mỏ nằm ở lô số 9 trên biển Đông. Mỏ Bạch Hổ cách đất liền ở điểm gần nhất là 100 km và cách thành phố Vũng tàu là 180 km về hướng Đông Nam. Chiều sâu của mực nước biển khoảng trên dưới 5000m. 2. Đặc điểm khí hậu. Khí hậu của mỏ Bạch Hổ mang tính chất nhiệt đới gió mùa và chịu ảnh hưởng của biển, được chia ra hai mùa rõ rệt đó là mùa mưa và mùa khô. Mùa mưa kéo dài từ tháng1 6 đến tháng 10. Giai đoạn này có gió mùa đông Nam hoạt động mạnh, trời nóng, nhiệt độ trung bình từ 260C-320C. Lượng mưa mùa này đạt 260mm/tháng đến 270mm/tháng. Độ Èm không khí trung bình từ 87-89%. Đây cũng là thời kỳ hoạt động của bão biển, các cơn bão có từ 7-10 cơn/năm, khi đó vận tốc của gió đạt tới 20-40m/s có lúc tới 60m/s. Trong các cơn bão biển mạnh chiều cao của sóng có thể đạt tới 10m. Mùa khô vào từ tháng 11 đến tháng 04 sang năm. Vào mùa này chủ yếu là gió mùa Đông Bắc với sức gió cấp 5 cấp 6. Vào tháng 12 có gió cấp 7 - cấp 8 khi đó sóng biển lên cao tới 8m. Nhiệt độ mùa này trung bình từ 22 - 27oC. Lượng mưa mùa này rất nhỏ trung bình không quá 1mm/tháng. Độ Èm không khí tương đối thấp chỉ đạt 65 - 68% vì chịu sự ảnh hưởng của biển. Mùa chuyển tiếp vào tháng 4-5. Mùa này gió bắt đầu chuyển hướng gió Đông Nam. Độ Èm không khí của mùa này tăng đáng kể, nó đạt tới 85%. 3. Giao thông. Vũng Tàu là nơi có cơ sở hạ tầng tương đối tốt so với các Thành phố khác. Ở đây có đường quốc lộ 51 nối liền Vũng Tàu với Thành phố Biên Hoà, và Sài Gòn Cảng biển Vùng Tàu đủ sức cho các tàu của liên doanh dầu khí và các nước bạn đến chuyên chở hàng hoá Đường thuỷ được nối liền với cảng Sài Gòn. Sân bay Vũng Tàu của công ty dịch vụ bay Miền Nam có thể tiếp nhận được các loại máy bay AN24, AN28 và các loại máy bay trực thăng luôn sẵn sàng phục vụ đáp ứng cho việc vận chuyển cán bộ công nhân viên và các thiết bị phục vụ cho liên doanh dầu khí... 4. Đặc điểm kinh tế, xã hội và nhân văn. Đây là nơi đặt trụ sở chính của xí nghiệp liên doanh dầu khí Vietsovpetro. Đồng thời đây cũng là một trung tâm du lịch lớn của cả nước. Đó là một nguồn thu đáng kể của ngân sách ở đây. Thành phố Vũng Tàu có 5 vạn dân thì chưa đến một vạn dân là bản xứ chủ yếu sống bằng nghề đánh cá và các nghề phụ khác. Còn lại là dân di cư từ Bắc vào. Do vậy mà ở đây có lực lượng lao động trẻ tương đối cao có trình độ học vấn đáp ứng đủ cho quá trình xây dựng và phát triển ngành dầu khí. II. CẤU TẠO ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ BẠCH HỖ. Theo trình tự nghiên cứu bắt đầu từ các phương pháp đo địa vật lý, chủ yếu là đo địa chấn. Các phương pháp đo địa vật lý trong giếng khoan, sau đó đến các phương pháp phân tích các mẫu đất đá thu được, người ta xác định được khá rõ ràng các thành hệ của mỏ Bạch Hổ. Đó là các trần tích thuộc các hệ đệ tứ Neogen và Paleogen phủ trên móng kết tinh Jura-Kretta. 1. Trầm tích hệ Neogen và Đệ tứ. a. Trầm tích Plioxen -Pleitoxen (Điệp Biển Đông) - Điệp này được thành tạo chủ yếu bởi cát và cát dăm, độ xi măng yếu, thành phần chính là thạch anh, Glaukonite và các tàn tích thực tập. Từ 20-25% mặt cắt là những vỉa kẹp Montmoriolonite, đôi khi có những vỉa sét mỏng. Đất đá này được thành tạo trong điều kiện biển nông, độ muốn trung bình và chịu ảnh hưởng của các dòng chảy, ở tầng này chủ yếu là các đá mácma axít bề dày của điệp này dao động từ 612-654 (m). - Dưới điệp biển Đông là các trầm tích của hệ thống Mioxen thuộc hệ Neogen. b. Trầm tích Mioxen. * Thống này được chia ra ở phụ thống: - Phụ thống Mioxen trên (Điệp Đồng Nai). Đất đá của điệp này chủ yếu là cát dăm và cát với độ thẩm thấu rất cao. Thành phần thạch anh ở điệp này chiếm từ 20-90%, còn lại là Fenspar và các thành phần khác như đá mácma, phiến cát, vỏ sò... Bột kết ở đây hầu như không có nhưng thỉnh thoảng có những vỉa sét và sét kết dày đến 20m và những vỉa cuội mỏng. Chiều dày điệp này tăng dần từ giữa 538(m) ra 2 cánh 619(m). - Phụ thống Mioxen (Điệp Côn Sơn). Phần lớn đất đá của điệp này được tạo bởi cát, cát dăm và bột. Phần còn lại là các vỉa sét, sét vôi mỏng và đá vôi. Đấy là những đất đá lục nguyên dạng khối, bở rời màu xám vàng và màu xám xanh, kích thước của hạt từ 0,1 - 10mm thành phần chính là thạch anh chiếm hơn 80%. Fenspat và đá phun trào loang lổ, bở rời, mềm dẻo, thành phần chính là Montmoriolonite. Đất đá này thành tạo trong điều kiện biển nông, độ muối của điệp này trung bình , chịu tác động của các dòng, nơi lắng đọng khá gần nguồn vật liệu. Bề dày của điệp này từ 810-950m. - Phụ thống Mioxen dưới (Điệp Bạch Hỗ) Đất là của điệp này nằm bất chỉnh hợp góc, thành tạo Oligoxen trên. Phần này gồm chủ yếu là những tập sét dày và những vỉa cát, bột mỏng nằm xen kẽ nhau sét thường là mềm và phân lớp. Thành phần của sét gồm Kaolinite, Montmoriolonite, thuỷ Mica và các khoáng vật các bonnat tầng này có những mảnh vụn là các khoáng vật như: Thạch Anh Fenspat với khối lượng tương đương nhau. Ngoài ra còn có các loại khác Granet, phiến cát...Điệp này chứa các tầng dầu công nghiệp 22, 23 24, 25.... Chiều dày của điệp này tăng dần từ vòm 660(m) đến cánh 1270(m). 2. Trầm tích hệ Paleogen - kỷ Kainôrôi. a. Thống Oligoxen (Điệp Trà Tân). Các đá trầm tích này bao trùm toàn bộ diện tích của mỏ. Phần trên là tập sét dày tới 266(m) phần dưới là cát kết, bột kết, sét kết nằm xen kẽ nhau. Điệp này có chứa năm tầng dầu công nghiệp 1;2;3;4;5. Sự phân chia có thể thực hiện sâu hơn tại hàng loạt các giếng. Ở có đây sự thay đổi hướng của đá, trong thời kỳ hình thành trầm tích này có thể, có hoạt động của núi lửa, ở phần trung tâm và cuối phía Bắc của mỏ hiện tại, do có gặp các đá phun trào trong 1 số giếng khoan. Ngoài ra còn gặp các trầm tích sét kết bị Ðp nén, khi vỡ có mặt trượt khoáng vật chính là Kaolinite chiếm 56% thuỷ Mica chiếm 12%, các thành phần khác:Clorit, Xiderite và Montmoriolonite chiếm 32%. Cát và bột kết có dạng khối rắn chắc. Chiều dày của thống từ 176, - 1034m, giảm dần ở phần vòm và đột ngột tăng mạnh ở phần sườn. b. Thống Oligonxen (Điệp Trà Cú) Thành tạo này có tại vòm Bắc và rìa Nam của Mỏ. Gồm chủ yếu là sét kết chiếm từ 60-70% mặt cắt thành phần của thống này gồm thuỷ Mica, caolinit... phần còn lại của mặt cắt là cát kết, bột kết, nằm xen kẽ có sét, thành phần chính là arkor, xi măng kaolinite, thuỷ Mica, hoặc sét vôi... Đá được thành tạo trong điều kiện biển nông ven bờ hoặc sông hồ. Thành phần vụn gồm thạch anh, Fenspat, Granite, đá phun trào và đá biến chất. Ở đây gặp 5 tầng dầu công nghiệp, 6.7.8.9.10. c. Các tập đá cơ sở (vỏ Phong hoá). Đây là nền cơ sở cho các tập đá Oligoxen trên, phát triển trên mặt móng. Nó được thành tạo trong điều kiện lục địa bởi sự phá huỷ cơ học của địa hình. Đá này nằm trực tiếp trên móng do sự tái trầm tích của mảnh vụn của đá móng có kích thước khác nhau. Thành phần gồm: Cuội, cát kết, hạt thô đôi khi gặp đá phun trào. Chiều dày của điệp Oligoxen dưới và các tập cơ sở thay đổi từ 0 ¸ 412(m) và 0¸174(m). 3. Đá móng kế tinh trước Kainôrôi. Đây là các thành tạo Granite nhưng không đồng nhất mà có sự khác nhau về thành phần thạch hoá, hoá học về tuổi. Có thể giả thiết rằng có hai thời kỳ thành tạo đá Granite: vòm Bắc và kỷ Jura, vòm Nam và vòm trung tâm vào kỷ Kretta. Diện tích của thể Batholit Granite này có thể tới hàng nghìn m2 và bề dày không quá 3km. Đá móng mỏ Bạch Hổ chịu tác động mạnh của quá trình phong hoá thuỷ nhiệt và các hoạt động làm kiến tạo nứt nẻ, tạo hang hốc và sinh ra các khoáng vật thứ sinh khác như Kataclazite, Milonite. Các mẫu đá chứa dầu thu được có độ nứt nẻ trung bình là 2,2%m, chiều dài khe nứt từ 0,5 -1mm, rộng từ 0,1-0,5mm độ lỗ hổng từ 1/5(0,44%) đến1/7 (0,31%) độ nứt nẻ. Đá móng bắt đầu có từ độ sâu 3888m đến 4400m. Đây là một bẫy chứa dầu dạng khối điển hình và có triển vọng cao. III. ĐỐI TƯỢNG KHAI THÁC CHÍNH CỦA VÙNG MỎ. 1. Ý nghĩa và cơ sở của việc phân chia đối tượng khai thác. Phân chia đối tượng khai thác là một phần của việc thiết kế tối ưu khai thác mỏ dầu. Mục tiêu thu hồi từ vỉa nhiều nhất và tối ưu nhất. Việc phân chia các đối tượng khai thác cho phép thẩm định chính xác tính chất của các đối tượng khai thác và sự thay đổi tính chất vật lý, hoá học cũng như thuỷ động lực học từ đó đề ra được các đối sách đúng đắn cho từng đối tượng. Về mặt đầu tư lâu dài cũng phải dựa vào việc phân chia này. Các đối tượng có triển vọng cao hơn sẽ đảm bảo hơn trong việc thu lại lợi nhuận từ các khoản đầu tư. Việc phân chia các đối tượng khai thác phải thực hiện đồng bộ trên cơ sở nghiên cứu các đặc thù địa chất của mỏ, các tính toán thuỷ động lực học và luận chứng kinh tế. Các tài liệu thu thập được ở các nguồn đều được dùng vào trong công tác nghiên cứu. 2. Các đối tượng khai thác. Từ những đặc điểm của vùng mỏ, các đối tượng khái thác được chia ra như sau: - Đối tượng I : Tầng 23, 24 thuộc điệp Bạch Hổ Mioxen dưới. Các tầng này phân bố trên toàn diện tích của vùng mỏ. Gồm thân dầu cả ở vòm Bắc cũng như vòm trung của kiến 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, tầng 23 là tầng chính, tầng 24 là tầng phụ. - Đối tượng II : Gồm 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 của tầng chứa dầu trung bình là 700(m). - Đối tượng III : Gồm tất cả các tầng sản phẩm của Oligoxen dưới chiều dày trung bình của tầng chứa dầu là 1047m ranh giới tiếp xúc dầu nước chưa được xác định. Ranh giới dưới các tầng chứa dầu chưa được phát hiện. - Đối tượng IV :Thân dầu thuộc dạng khối của đá móng bao gồm granit và granodoirit. Đá chứa thuộc dạng hang hốc nứt nẻ, thân dầu được phân bố rộng khắp mỏ theo phương á kinh tuyến, với kích thước khoảng 5 x 15km. Đất đá chứa dầu bao gồm các thành tạo Granitoit với nhiều pha khác nhau. Thân dầu có chiều cao tối đa 1600. Chiều dày của tầng chứa dầu khoảng 970m, độ bão hoà của dầu của dầu 0,85, độ rỗng 1 ¸ 3%. Áp suất vỉa ban đầu đạt 41,7Mpa, đây là thân dầu không có tính dị thường áp suất. CHƯƠNG II CÁC TÍNH CHẤT VẬT LÝ VỈA CỦA VÙNG MỎ BẠCH HỔ. I. ĐẶC TRƯNG CHIỀU DÀY, ĐỘ CHỨA DẦU, TÍNH DI DƯỠNG CỦA CÁC TẦNG CHỨA VÀ TÍNH KHÔNG ĐỒNG NHẤT CỦA CHÚNG. 1. Chiều dày. Khi phân chia chiều dày chứa dầu (nằm trong chiều dày hiệu dụng) người ta sử dụng giá trị hiệu dụng của dầu là 40%. Việc phân chia chiều dày hiệu dụng trong đá móng rất khó khăn, do sự có mặt của vi khe nứt có thể tích rất nhỏ nhưng lại cho phép dầu chảy qua. Với giá trị gần đúng đầu tiên giá trị tới hạn của độ rỗng được lấy bằng 0,6. Tầng Mioxen dưới phát triển trên toàn diện tích mỏ chỉ ở khu vực giếng khoan 44, 41, 35; và 403 trên vòm trung phát hiện dải cát kết bị sét hoá. Tại vòm Bắc đá không chứa chỉ được ghi nhận ở giếng 91. Trên vòm Bắc chiều dày tầng 23 thay đổi từ 11,6 -57,6(m) trung bình là 30,4m với hệ số biến đổi 0,33m. Chiều dày hiệu dụng trung bình của đá chứa là 13,6m, thay đổi từ 0 - 28,6m. Khi đó chiều dày hiệu dụng chứa dầu từ 0- 22,4m trung bình là 11,3m với hệ số biến đổi là 0,03. Đá chứa của tầng bị phân chia từ 2 ¸ 5 vỉa, bởi lớp sét mỏng, hệ số phân lớp trung bình 3,6 với hệ số biến đổi 0,28. Hệ số cát (phần chứa trong chiều dày chung của tầng) là 0,45 với hệ số biến đổi là 0,34. Trên vòm trung tâm tầng 23 có chiều dày 40,8m. Với hệ số biến đổi 0,26, chiều dày hiệu dụng trung bình là 14m (0 ¸ 26,2m) với hệ số biến đổi là 0,26m. Còn chiều dày hiệu dụng trung bình chứa dầu chỉ có 8,4m hay nhỏ hơn ở vòm Bắc 25,6%. So với vòm Bắc tầng 23 ở đây kém đồng nhất hơn, hệ số phân lớp là 5,5 còn hệ số cát chỉ 0,34 với hệ số biến đổi 0,58. Phần trầm tích sản phẩm Oligoxen dưới nói chung chỉ phát triển trên phạm vi vòm Bắc, bị vát mỏng ở cách tay của vòm và trên vòm trung tâm. Tại đới đá chứa tốt trên vòm Bắc, chiều dài chung thay đổi 0,41. Chiều dày hiệu dụng (ứng với chiều dày chứa dầu vì chưa xác định được ranh giới giữa dầu và nước, thay đổi từ 0 ¸ 146,6 (m). Chiều dày hiện dụng trung bình trong số là 7,5m với hệ số biến đổi là 0,71. Mức phân lớp trung bình của tầng rất cao 10,8 hơn nữa một vài giếng khoan riêng biệt xác định được từ 18 ¸ 20 vỉa cát, hệ số cát trung bình 0,39 với hệ số biến đổi tương đối nhỏ là 0,29. Hệ số biến đổi của chiều dày chứa dầu là 0,71. Liên kết tỷ mỉ lát cắt các giếng khoan gặp khó khăn, các đứt gãy làm tăng mức độ không liên tục của vỉa. Tầng 23 của vòm Bắc phát triển trên toàn diện tích, Ýt bị phân thành các vỉa mỏng ( hệ số phân lớp trung bình là 3,6) chiều dày hiệu dụng của nó bằng nữa chiều dày chung (hệ số cát là 0,45), với hệ số biến đổi là 0,31. Những đặc trưng như vậy tạo ra được khả năng đạt được đến hệ số bao trùm cao bằng bơm nước trong quá trình khai thác khối mácma, hang hốc nứt nẻ và rắn chắc của móng chứa thân dầu dạng khối. Phần chiều dày hiệu dụng của đá hang hốc nứt nẻ theo tài liệu địa vật lý giếng khoan là 9,4 ¸ 91,3% (vòm Bắc), 41,8 ¸ 89,2% (vòm Trung tâm) và chiều dày chung của móng do các giếng khoan mở ra. Tuy nhiên rất có thể là đá rắn chắc mà không phân chia có thể có vi khe nứt và tham ra trong quá trình thấm. Vì vậy mà các thông số thấm chứa trong khi tính toán trữ lượng và khả năng khai thác của giếng khoan được xác định bằng cách tính trung bình cho toàn bộ chiều dày chung. Chiều dày chung của đá móng được tính từ mặt móng tới độ sâu là 4060m nằm trong khoảng 0 ¸ 978m trung bình là 960m với hệ số biến đổi là 0,3. Cần lưu ý rằng thân dầu còn phát triển sâu hơn độ sâu 4060m và giá trị độ sâu xác định không đặc trưng cho toàn bộ thân dầu mà chỉ cho phần đã thăm dò với trữ lượng cấp C1 và 20% trữ lượng cấp C2. 2. Độ chứa dầu. Trữ lượng dầu cơ bản tập trung trong tầng 23 thuộc Mioxen dưới, tầng IV - X thuộc Oligoxen dưới và trong đá móng. Độ chứa dầu tầng còn lại tầng (22 và 24) Mioxen dưới, tầng I - V (Oligoxen trên được xác định được bằng các giếng khoan riêng biệt việc khai thác hết trữ lượng tầng 22 và 24 có thể thực hiện với tầng 23, tầng I - V Oligoxen trên dưới và tầng móng. Tầng 23 gồm có cát và bột kết, phát triển hầu như toàn bộ diện tích. Ở một vài khu vực đá chứa bị sét hoá đáng kể, mất tích di dưỡng. Các thân dầu dạng vỉa, vòm ranh giới dầu nước, nhưng vai trò việc phân bố độ chứa dầu là đứt gẫy kiến tạo và màn chắn thạch học là rất quan trọng. Vừa qua ta đã xác định đuợc tất cả 6 thân dầu riêng biệt. Trong đó 3 ở vòm Bắc, 2 ở vòm trung tâm và còn lại là ở vòm Nam. Năm tầng sản phẩm của dầu được phân ra trong trầm tích Oligoxen dưới, chúng chứa cùng một thân đầu dạng khối, vỉa. Đá chứa chỉ có ở phạm vi vòm Bắc, cũng như sườn đông của vòm trung tâm cũng như cánh tay của vòm Bắc đã phát hiện ra đới cát kết có tính di dưỡng kém. Những giếng ở đới này cho thấy rõ những dấu hiệu có dầu. Tuy nhiên cũng không thu được những dòng dầu công nghiệp, sau khi đã thực hiện những biện pháp để kết thúc giếng khoan và gọi dòng. Vậy là ở đây cần áp dụng phương pháp mở vỉa bằng thuỷ lực, xử lý cận đáy giếng bằng các chất hoà tan, để ngăn chặn việc dung dịch xâm nhập vào vỉa trong lúc mở vỉa. Khi tính trữ lượng, trầm tích Oligoxen dưới được phân tích thành hai đối tượng chính. Trà Cú trên (tầng VI, VII, VIII), và Trà Cú dưới (IX - X) sự phân chia này về cơ bản là ước lệ vì vách sét ngăn giữa tầng (VIII - IV) không phải trên toàn diện tích của đá di dưỡng và thân dầu trong các tầng Oligoxen dưới không có tính thống nhất về địa chất, chưa phát hiện được ranh giới dầu và nước. Nhưng ở độ sâu tuyệt đối 4348m theo số liệu địa vật lý giếng khoan, chiều sâu lớn nhất nhận được dòng dầu lưu lượng cao là 4121 (giếng khoan 12) mà theo vạch ranh giới trữ lượng cấp 1. Móng chứa thân dầu lớn và là thân dầu cho sản lượng cao nhất của mỏ. Đá móng là đá granet và granodiorit. Tính di dưỡng của chúng được tạo những quá trình địa chất như phong hoá khử kiềm. Những khoáng vật không bền các dung dịch thuỷ nhiệt, nứt nẻ kiến tạo, đứt gãy, chuyển dịch cùng với việc tạo thành các đới milonit (đới phá huỷ kiến tạo), dọc theo các mặt trượt, nứt và co lại của đá khi đông đặc mácma... Kết quả tạo thành đá chứa dạng hang hốc, nứt nẻ mà thể tích chứa chủ yếu là hang hốc, còn các kênh dẫn chủ yếu là khe nứt. Cần lưu ý rằng rất nhiều đứt gãy trong đá móng không tạo thành màn chắc mà chúng lại làm tăng khả năng thuỷ dẫn của đá. 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 thì lại đặc trưng bằng tính di dưỡng kém và tương ứng là do độ sản phẩm thấp của giếng khoan. Trong phạm vi vòm Bắc ở phần trên của đá móng có phát hiện đá rắn chắc. Thân dầu thuộc dạng khối, tất cả đá di dưỡng từ mặt móng cho tới ranh giới dưới của thân dầu bão hoà dầu chưa phát hiện được chiều sâu ranh giới dưới của thân dầu, mặc dù chiều sâu của thân dầu lên đến 1000m, bản chất của ranh giới cũng chưa rõ là với ranh giới dầu - nước hay không, hay là do đá chứa dầu chuyển thành đá không chứa. Thân dầu với viền dầu liên tục bao trùm vòm trung tâm cũng như vòm Bắc. Dầu trong móng lún chìm của vòm Nam chưa được phát hiện. Ranh giới của thân dầu (cấp2), chạy qua độ sâu 4121m của giếng khoan 12. Điều này gắn liền với giả thuyết thân dầu thống nhất của Oligoxen dưới, và điều này gắn liền với giả thiết về thân dầu thống nhất của Oligoxen dưới và tầng móng là không có vách ngăn. Đối với những thân dầu này sự thống nhất còn thấy ở tính chất lý hoá của dầu và áp suất vỉa. Tầng móng đã cho dòng dầu không lẫn nước. Cấu trúc thân dầu của các tầng có thể thống nhất một cách trực quan trên các bản đồ cấu tạo nóc và các mặt cắt địa chất. 3. Tính di dưỡng. Theo kết quả nghiên cứu mẫu lõi trong phòng thí nghiệm, theo kết quả đo địa vật lý giếng khoan và nghiên cứu thuỷ động lực... Đã cho ta kết quả về độ rỗng, độ thấm, độ bão hoà nước và việc đánh giá về giá trị chiều dày làm việc ứng với chiều dày hiệu dụng trong khoảng bộ lọc của các giếng khoan. Cát kết chứa sản phẩm tầng 23 vòm Bắc có độ rỗng nằm trong khoảng 14 ¸ 24,7%. Giá trị trung bình dùng để tính trữ lượng bằng 20% rất phù hợp với phân tích mẫu lõi cũng như số liệu địa vật lý giếng khoan. Độ bão hoà dầu trung bình của đá chứa bằng 57% được biện luận theo kế quả thí nghiệm và đo địa vật lý giếng khoan. độ rỗng và độ bão hoà dầu tầng 23 vòm trung tâm thực tế trùng với những giá trị này của vòm Bắc (độ rỗng là 19%, độ bão hoà là 57%). So với trầm tích Mioxen, trầm tích chứa sản phẩm Oligoxen dưới đặc trưng bằng độ rỗng thấp hơn đáng kể (trung bình là 12% theo mẫu lõi và 15% theo địa vật lý giếng khoan) nhưng độ bão hoà dầu cao hơn 68%. Khả năng chứa đá móng là do hang hốc nứt nẻ. Đại đa số mẫu lõi chỉ đại diện cho phần rắn chắc khung đá, thường cho những 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 và nứt nở. Theo các tài liệu đã xác định được có rỗng rất cao tới 18,5%; còn độ rỗng trung bình cho chiều dày hiệu dụng là 4,3%. Khi tính trữ lượng, lỗ rỗng được biện luận cho chiều dày chung của móng với những giá trị sau: Vòm Bắc 2,5 ¸ 15%; vòm trung tâm 2,4 ¸ 3,8% không thể xác định trực tiếp độ bão hoà dầu của đá móng nó được đánh giá bằng các phương pháp gián tiếp. Theo quan hệ bề mặt riêng của chúng và được lấy vào khoảng 85%^. độ thấm của đá chứa là đặc trưng quan trọng nhất để thiết kế khai thác mỏ. Nhưng giá trị trung bình về độ thấm trình bày trong bảng 1 sau: Bảng 1 CÁC THÔNG SỐ VẬT LÝ VỈA. Các thống số Đơn vị Mioxen dưới Oligoxen Mãng tính Vòm trung tâm Vòm Bắc dưới Loại thân dầu Vỉa vòm Vỉa vom Vỉa vòm Vỉa khối Loại đá chứa Kết hạt Kết hạt kết hạt Nứt nẻ Chiều dày bảo hoà dầu (B+C1) m 8,4 11,3 57,5 393,5/271,2 Độ rỗng Phần đơn vị 0,19 0,2 0,15 0, 01/0,038 Độ thấm mkm 0,51 0,08 0,031 0,135 Độ bão hoà Phần đơn vị 0,57 0,57 0,68 0,85 Hệ số cát Phần đơn vị 0,34 0,45 0,39 1,0 Hệ số phân lớp Phần đơn vị 5,5 3,6 108 ---- Áp suất vỉa ban đầu giá trị điểm đo Mpa 28/2813 28,9/2913 41,7/3650 41,7/3650 Nhiệt độ vỉa ban dầu giá trị điểm đo oC 114/2813 107/2913 138/3650 142/3656 Hệ số sản phẩm T/ngd.Mpa 14 22 15 100 Áp suất bảo hoà Mpa 14,6 20,37 20,4 23,19 Hàm lượng khí M3/t 97,4 138,4 167 193,7 Độ nhớt của dầu trong điều kiện vỉa Mpa.s 1,690 1,052 0,469 0,436 Tỷ trọng của dầu trong điều kiện vỉa kg/m3 738,1 702,5 661,7 647,0 Hệ số thể tích của dầu phần đơn vị 1,3056 1,396 1,471 1,533 Hệ số nén của vỉa dầu 10-4Mfa 18,43 19,52 20,86 25,3 Hệ số hoà tan của khí trong dầu 10m3/ m3Mpa 0,5798 0,5886 0,6837 0,6967 Tỷ trọng của khí hoà tan theo K khi 0,9065 0,8447 0,8321 0,8217 Độ nhớt của dầu trong điều kiện tiêu chuẩn Mpa.s 10,35 10,14 4,01 4,161 Tỷ trọng của dầu trong điều kiện tiêu chuẩn kg/m3 863,7 861,4 823,7 833 Nhiệt độ của vỉa dầu bão hoà Panafin oC 52,3 49,3 51 51,6 Nhiệt độ của dầu tách khí bão hoà Parafin oC 55 55,5 57,5 59,1 Nhiệt độ sôi oC 29,5 32,3 31,5 33 Hàm lượng Parafin % 18,7 17,56 19,4 24,1 Hàm lượng asfan-smol % trọng lượng % 11,7 11,81 4,68 3,3 Hàm lượng lưu huỳnh % 0,107 0,102 0,041 0,04 Hệ số chuyển đổi của dầu phần đơn vị 1,5121 1,6206 1,7665 1,8403 Độ nhốt của nước trong điều kiện vỉa Mfa.s 0,3 0,3 Tỷ trọng của nước trong điều kiện vỉa kg/m3 1011,5 1006,4 Hệ số chuyển đổi của nước Phần đơn vị 0,989 0,994 Mỏ dầu Bạch Hổ là mỏ dạng đa vỉa, đặc trưng bằng mức độ không đồng nhất của các đối tượng khai thác. - Các thân Mioxen dưới : Đồng nhất hơn cả là tầng 23 của vòm Bắc. Tính đồng nhất của các thân Mioxen cao nhất trong các vỉa của vùng mỏ. Vỉa chính của Mioxen dưới là tầng 23 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 hệ số cát của các vòm lá 0,45 cho vòm Bắc và 0,34 cho vòm trung tâm. Theo các tài liệu thì các nhà địa chất cho rằng ở tầng Mioxen dưới cho thấy lát cắt các tập là không đồng nhất. - Thân dầu của Oligoxen dưới : Mặt cắt các tầng sản phẩm rất không đồng nhất được xen kẽ bởi các lớp cát kết bột kết chứa sản phẩm và sét mỏng không chứa sản phẩm. Ta thấy đặc tính không đồng nhất của các đối tượng khai thác lệ số phân lớp, hệ số cát, thấy rằng trong các đối tượng có đá chứa rỗng, Oligoxen dưới thuộc đối tượng không đồng nhất hơn. Hệ số phân lớp và hệ số cát của tầng Oligoxen dưới lần lượt là 10,8 và 0,39. Nói chung khi đánh giá mức độ không đồng nhất của các tầng sản phẩm có thể thấy rằng không đồng nhất hơn cả là trầm tích tầng sản phẩm Oligoxen dưới mức độ phân lớp của chúng là lớn nhất tới 20 vỉa với hệ số phân lớp trung bình là 10,8. II. TÍNH CHẤT LƯU THỂ TRONG VỈA SẢN PHẨM. 1. Các tính chất của dầu trong điều kiện vỉa. - Dầu của tất cả các vỉa ở mỏ Bạch Hổ chưa bão hoà khí, hệ số Ðp (tỷ số giữa áp suất vỉa và áp suất bảo hoà ) là: + 1,43 cho Mioxen dưới cho vòm Bắc. + 1,9 cho Mioxen dưới 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 làm ba nhóm, theo chiều từ nhóm 1 tới nhóm 3, gia tăng các thông số tỷ suất khí - dầu (GOR) hệ số thể tích (B) áp suất bảo hoà (Ps). Giảm các thông số : Tỷ trọng của dầu (dầu vỉa), độ nhớt của dầu. Nhóm 1, sự khác biệt giữa Mioxen dưới, vòm trung tâm và các Oligoxen trên chỉ được nhận biết bởi thành phần khí hoà tan. Khí tách từ dầu Oligoxen trên và hàm lượng nước dị thường (3,28 ¸ 14,81%); còn khí tách từ Mioxen dưới, vòm trung tâm chứa trong thành phần nhiều Propan, butan, pentan và chuỗi cácbon lớn hơn. Trong nhóm 3 dầu Oligoxen dưới so với dầu đá móng có độ bão hoà khí thấp hơn. (160 ¸ 172 so với 187 ¸ 209m3/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 ¸ 688 so với 634 ¸ 653 kg/m3 và độ nhớt lớn hơn (0,46 ¸ 0,48 so với 0,38 ¸ 0,46m pa.s). Theo các giá trị về áp suất bão hoà và tỷ trọng khí hoà tan (cận đáy giếng) dầu trong nhóm hai tương tự như dầu Oligoxen dưới. Trên cơ sở các mô hình thực hiện có thể khẳng định được rằng : đối với dầu đá móng sự thay đổi nhiệt độ Ýt gây ảnh hưởng đến áp suất bão hoà. Giá trị áp dụng bão hoà được xác định chính bởi tỷ suất dầu khí. Biến thiên của các thông số dầu vỉa và khí tách trong quá trình tách vi phân được biểu diễn bằng đồ thị. Từ đó cho ta thấy sự biến thiên của từng thông số cho tất cả các vỉa được biểu thị và so sánh trên cùng một đồ thị. Điều đó cho phép đánh giá sự biến thiên các chỉ tiêu cơ bản của dầu trong quá trình giảm áp pha trộn các loại dầu từ một số vỉa của mỏ. Dầu khí được chia thành hai nhóm: Dầu đá móng và Oligoxen dưới, dầu Oligoxen trên và Mioxen thành phần cấu tử của vỉa dầu, vì lý do hạn chế các số liệu và chưng cất chân không, nên sử dụng dầu tách có tỷ trọng 833,6kg/m3 và phân tử lượng 251,159/mol cho Oligoxen dưới, tỷ trọng 865 kg/m3 và 300g/mol cho Oligoxen trên và Mioxen dưới. 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 với các đặc tính trung bình. 2. Đặc tính hoá lý của dầu tách khí. Các số liệu về khoảng biến thiên và các giá trị trung bình của các thông số dầu tách sau quá trình tách vi phân cho thấy dầu thuộc loại bán nặng (trung bình) Ýt lưu huỳnh, nhiều parafin, từ Ýt nhựa đến nhiều nhựa, tỷ lệ thu sản phẩm sáng màu thuộc loại trung bình. Nhiệt độ đông đặc của các loại dầu nằm trong khoảng 29 ¸ 34oC, phân nhóm theo công nghệ (GOST 912 - 66); dầu sơ bộ mã hiệu IT1....P3. Dầu mỏ Bạch Hổ được phân theo hai nhóm trên chỉ khác nhau về tỷ trọng và độ nhớt còn các thông số khác có sự thay đổi không rõ nét. So sánh giá trị các thông số trung bình sau khi 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 0,3 ¸ 0,34%, theo tỷ trọng 0,1 ¸ 2,3%, theo hàm lượng parafin 2 ¸14,4% và hàm lượng nhựa, asphaltel 6,8 - 91,5%. 3. Thành phần và tính chất của khí hoà tan trong dầu. Khí hoà tan trong dầu thuộc béo và rất béo, trong thành phần của chúng chứa lượng C2 lớn hơn là 22,7 ¸ 39%mol. Theo chiều Mioxen đến đá móng độ khí béo giảm. Đồng thời các giá trị trung bình của C2 lớn hơn của các tầng Oligoxen trên và dưới, Mioxen, vòm Bắc rất gần nhau (27,84 ¸ 31,55%), còn ở Mioxen dưới vòm trung tâm giá trị này tăng 39% khí thuộc loại không chứa lưu huỳnh (không có sunfua hy đrô) chứa hàm lượng các bondioxit thấp (0,9 - 0,61%), vết hêli, hàm lượng nitơ 1 ¸ 2,86% với giá trị dị thường 9,58% ở Oligoxen trên. Sự giống nhau của các kết quả về thành phần khí tách từ quá trình tách tiêu chuẩn và tách vi phân. (giá trị trung bình trong khối theo cấp tách) khẳng định độ tin cậy của kết quả nhận được. 4. Các tính chất của nước vỉa. Trong các trầm tích Mioxen dưới (tầng 23 và 24) thường gặp hai loại nước canxiclorua và natrihyđrat cacbonnat. Đặc điểm của nước loại natrihyđrat cacbonnat là có độ khoáng hoá thấp hơn (6,6 4g/l) và chỉ được nhận biết trong khuôn khổ của vòm Bắc nước vòm Nam thuộc loại Cloruacanxi có độ khoáng hoá ra 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 natrihyđrô cacbonnat, có độ khoáng hoá thấp là (5,4 g/l). Thành phần khí hoà tan trong nước khác thành phần khí hoà tan trong dầu ở chỗ có hàm lượng mê tan cao hơn. Lượng cấu tử các bon trong khí hoà tan trong nước là 1,54 ¸ 3% trong đó nitơ chiếm 1,29 ¸ 2,8%. 5. Các đặc tính thuỷ động học. Kết quả nghiên cứu cho thấy bề mặt rỗng của tập hợp mẫu đá Oligoxen hoàn toàn vỉa nước (dính ướt đối với nước) hầu như tất cả dầu bị đẩy ra khỏi nước do sự ngấm mao dẫn của nước. Chỉ trên một vài mẫu là có lượng dầu nhỏ bị đẩy thêm ra trong quá trình thuỷ động học. Kết quả thử nghiệm tự ngấm mao dẫn của đá móng cho thấy đá móng cũng dính ướt với nước vì lượng dầu thu được sự ngấm mao dẫn của nước chiếm trung bình 73% tổng lượng dầu thu được tính cả lượng thu được do đẩy thuỷ động học. Độ rỗng của đá là một trong những nhân tốt chính tạo ra năng lượng đàn hồi của vỉa. Độ nén (rỗng) của đá phục thuộc vào áp suất thuỷ tĩnh hiệu dụng Phd, vì vậy ta chỉ mô hình hoá lại các thông số này. Chúng được tính theo công thức: Phd = g (Pdi - )Pni) hi Pdi, Pni là tỷ trọng của đá và chất lỏng của đá hi : là chiều dày hiệu dụng của tầng i. g : là gia tốc trọng trường. Đối với các vỉa dầu Mioxen dưới, Oligoxen và móng áp suất hiệu dụng tính theo công thức trên tương ứng bằng 40; 44 và 44Mpa. Áp suất mọi hướng lên mẫu tạo qua các cấp áp suất sau: 15; 20; 30; 40; 44; Mpa 30 phút. Hệ số nén của đá (bđ) và độ rỗng (blr) được tính theo công thức sau: 1 DVm bđ = - (-------) (--------------) Vm DPhd 1 DVlr blr = - -------- x ---------- Vlr DPhd Trong đó : Vm, Vlr là thể tích mẫu và thể tích lỗ rỗng. Đá móng có độ rỗng thay đổi trong khoảng khá rộng từ 0,29 ¸ 15,21% đã xác định được bằng hệ số độ nén của đá tự nhiên có giá trị trung bình là 1,54. 10-4Mpa-1. độ nén của đá có xu hướng tăng lên cùng độ rỗng,. Giá trị trung bình là 1,08. 10-4Mpa-1. Đối với đá Oligoxen hệ số nén biến đổi trong khoảng 0,58. 10-4 ¸ 1,9. 10-4Mpa-1, với giá trị trung bình là 12.10-4Mpa-1 Đá Mioxen với độ rỗng lớn hơn có hệ số nén trung bình là 2,11.10-4 Mpa-1, khoảng biến thiên 1,9.10-4 ¸ 2,9.10-4Mpa-1 Để tính các thông số thuỷ động học trong quá trình khai thác vỉa dầu có thể sử dụng các hệ số độ nén của đá: Đối với đá móng 1,08 .10-4Mpa-1 Oligoxen 2,11. 10-4Mpa-1 Còn về nhiệt độ. Đá mãng 141,7 oC (3650m) Oligoxen 139,2 oC (3650m) Mioxen 111,7 oC (2821m) Hệ số đẩy dầu trung bình là 0,589, biến thiên trong khoảng 0,374 ¸ 0,704 của đá Mioxen dưới. Đối với Oligoxen hệ số đẩy dầu biến thiên trong khoảng 0,162 ¸ 0,676, trung bình 0,465. Đối với đá móng hệ số đẩy dầu biến thiên trọng khoảng 0,463 ¸ 0,734, trung bình là 0,626. Hệ số thu hồi dầu theo cơ chế mao dẫn là khá cao 0,057 ¸ 0,784, trung bình 0,402. Vùng thấm hai pha đối với vỉa dầu Mioxen dưới vàOligoxen ở trong độ khoảng bảo hoà nước 27,6 ¸ 70% và 27,8 - 75,7% vùng thấm pha đối với dầu sẽ có giá trị bằng không ở độ bão hoà 79% và 73,4% tương ứng cho Mioxen dưới và Oligoxen. Bảng 2 ĐĂNG TRƯNG THÂN DẦU TRONG ĐÁ MÓNG Vòm Cấp trữ lượng Độ sâu ranh giới dầu nước (m) Kích thước (km) Chiều cao (m) Chiều dày trung bình (m) Bắc C1 4121 19 x 4,5 720 742 C2 Trung tâm C1 4121 19 x 4,5 720 742 C2 Bảng 3 ĐẶC TRƯNG THÂN DẦU TRONG ĐÁ TRẦM TÍCH Thân dầu Điệp phụ điệp tầng Vòm Thân dầu đới Độ sâu ranh giới dầu -nước Kích thước (km) Chiều cao (m) Chiều dày hiệu dụng (m) Mioxen BH Bắc 1B 2B 3B 2913 2861 2835 712 1,1x0,4 3,61,4 134 37 66 11,3 dưới 23 1TT 2879 4,69xz1 173 8,4 Trung tâm 2929 8,2x2 93 Nam 1N 4348 4,9x2,7 69 3,3 Tra có trên Bắc Tốt 4,5 x 9 1074 34,4 Xấu 2,5 x8 21,4 Oligoxen dưới IV¸VIII Phía đông vòm trung tâm và vòm Nam 2,5x9 13,8 Tra có trên Bắc Tốt 3x9 27,2 Xấu 2x7 18,3 Phía đông vòm trung tâm và vòm Nam 1,5 x9 8,4 III. KHOẢ SÁT NHIỆT ĐỘ VÀ GRADIEN ĐỊA NHIỆT ĐÁ MÓNG Ở MỎ BẠCH HỔ 1. Gradien địa nhiệt (GDN) các đá phủ trên móng. Móng được phủ bởi thành tạo trầm tích sét tuổi 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. GDN các lớp này lớn hơn móng. Các lớp phủ nằm ở độ sâu khác nhau phía trên đá móng, vì vậy giá trị GND của chúng cũng khác nhau. Những đo đạc nhiệt độ trong các giếng mở vào thân dầu tuổi Mioxen hạ, Oligoxen dưới có quy luật như sau: cùng chiều sâu như nhau, giếng nào nằm ở vùng đá móng trồi lên thì nhiệt độ cao hơn, ngược lại giếng nào nằm ở vùng đá móng trụt xuống thì có nhiệt độ thấp hơn. Nói cách khác, GDN của các tầng chứa Mioxen và Oligoxen vòm Nam (nơi móng trồi lên 3050m) cao hơn ở vòm Bắc (nơi tụt xuống 3500m) . Càng xuống sâu thì sự khác biệt nhiệt độ của đá móng và lớp phủ càng bé. Ở vòm Nam, các lớp phủ nằm ở độ sâu từ 2800m xuống gặp móng ở (3100m) GDN có giá trị trong khoảng 4 ¸ 5 oC. Các lớp phủ gặp đá móng ở độ sâu hơn (3300m) thì từ 3,8 ¸ 4 oC. Tại vòm Bắc các lớp nằm ở độ sâu 2800m xuống gặp đá móng ở 3500 ¸ 3700 m GDN thay đổi từ 3,5 oC ¸ 5 oC. Các lớp phủ gặp móng ở độ sâu hơn 4000m thì từ 3 ¸ 4 oC. 2. Gradien địa nhiệt đá móng. Đá móng là một khối thống nhất, cơ bản là đá granitoid có thể xem gradien địa nhiệt có giá trị không đổi với toàn khối. Do ảnh hưởng của lớp phủ Mioxen và Oligoxen, do vị trí của các vòm khác nhau cho nên nhiệt độ các vùng ở trên mặt móng khác nhau. Nhưng khi đi sâu vào móng ở một độ sâu nào đó (có thể chọn 4300m) đối với diện tích nghiên cứu, thì nhiệt độ ở vòm Bắc và vòm Nam giống nhau. Giữa móng và lớp phủ Oligoxen có một đới nhỏ chuyển tiếp. Độ dày của lớp chuyển tiếp này được xác định là 200m. Kết quả nghiên cứu cho phép xác định được giá trị GDN của đá móng là 2,5 oC. Nhiệt độ ở độ sâu 4300m là 157, 5 oC. 3. Dị thường nhiệt độ. Nhiệt độ tại các điểm ở nhiều giếng cao hơn nhiệt độ bình thường tính theo GDN. Cũng chính tại điểm đó từ vài độ đến vài chục độ. Đây là dị thường nhiệt độ đến vài chục độ. Đây là dị thường nhiệt độ do nhiều nguyên nhân khác nhau gây nên khi giếng làm việc. 4. Nguyên nhân về dị thường độ. Dòng chất lỏng chảy trong các đá chứa nứt nẻ có vận tốc lớn, nhiệt độ Ýt thay đổi theo thời gian. Khi đó nhiệt độ đáy giếng cao hơn nhiệt độ bình thường từ vài độ đến vài chục độ C. Ta ghi nhận được cơ bản chỉ có thể do chất lỏng từ dưới sâu đi lên hoặc do dòng chảy theo phương ngang hương tâm tới giếng gây nên. Xét dòng chảy theo phương ngang, hướng tâm. Khi giếng làm việc, số liệu khảo sát ở nhiều giếng cho thấy, nếu lưu lượng biến đổi nhiều (3/5%) thì nhiệt độ cũng biến đoioỉ từ 1 ¸ 3 oC; Vậy dòng chảy theo phương ngang không gây nên dị thường về nhiệt độ . Các đứt gẫy của mỏ Bạch Hổ thường có góc nghiêng 60 ¸80o. Quan sát trên mẫu lõi thu được từ đá móng, chúng ta thấy phổ biến các góc nghiêng 60 - 75o. Các nứt nẻ móng mỏ Bạch Hổ cơ bản có hướng thẳng đứng chất lỏng từ dưới sâu đi lên theo các nứt nẻ là nguyên nhân chinhý gây nên dị thường về nhiệt độ đáy giếng. Đó là hiện tượng nhiệt độ tăng các ở đáy giếng ở phần đá móng của mỏ Bạch Hổ. CHƯƠNG III NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN CÁC PHƯƠNG PHÁP PHỤC HỒI VÀ TĂNG ĐỘ THẨM THẤU VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG Ở VÙNG MỎ BẠCH HỔ. I. SỰ SỤT GIẢM SẢN LƯỢNG DO NHIỄM BẨN VÙNG ĐÁY VÀ CẬN ĐÁY GIẾNG. Trong suốt các quá trình khoan qua tầng sản phẩm hoàn thiện giếng, sữa chữa giếng và cả quá trình khai thác, tình trạng vùng đáy và cận đáy giếng luôn bị biến đổi. Quá trình mở vỉa khi khoan đóng một vai trò quan trọng. Nó sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến dòng dầu khí thu nhận từ các vỉa sản phẩm đồng thời khả năng và mứoc độ khai thác ban đầu hoàn toàn phụ thuộc vào công nghệ khoan, thành phần và tính chất của dung dịch rửa, thời gian tiếp cận của dung dịch rửa với vỉa phẩm. Ngoài ra nó còn phụ thuộc vào chất lượng thi công nhằm ngăn cách các vỉa đất đá khác nhau với các tầng thẩm thấu của thành hệ. Khi thi công các giếng khoan sâu đã áp dụng các công nghệ đặc biệt để mở các vỉa sản phẩm nhằm bảo vệ khả năng thấm của đá chứa dầu như sử dụng một số chất hoạt tính bề mặt. Dùng một số hệ dung dịch khoan phân ly ức chế có độ thoát nước thấp với các ion ức chế khác nhau như canxi, nhôm, kali, natri... Quá trình hoàn thiện giếng và sửa chữa giếng có thể cần để dung dịch nặng để cân bằng áp suất vỉa và cũng giống như dung dịch khoan, nó có thể gây nhiễm bẩn có thể không xâm nhập từ ngoài vào, mà do chính dòng dầu chảy từ vỉa vào giếng mang lại trong quá trình khai thác. Các vật liệu cơ học làm bít các lỗ mao dẫn và do đó làm giảm độ thẩm thấu làm giảm khả năng cho dầu của giếng. Việc đánh giá sự nhiễm bẩn vùng đáy và cận đáy giếng cho phép dự đoán được lưu lượng dầu của giếng khi đưa giếng vào hoạt động. Từ các thống kê về sự nhiễm bẩn do dung dịch mà đưa ra phương án thi công giếng khoan hoàn thiện giếng, sửa chữa giếng và sửa dụng hệ dung dịch Ýt gây ảnh hưởng xấu tới tầng chứa, quá trình khai thác cần theo đúng chế độ, hạn chế các tá nhân gây hư hỏng tầng sản phẩm. Tuy vậy nhiễm bẩn tầng sản phẩm dù Ýt hay nhiều là không thể tránh khỏi. Điều này có thể khắc phục được bằng cách xử lý giếng. Có thể liệt kê các yếu tố cơ bản ảnh hưởng đến quá trình phá huỷ các vỉa sản phẩm sau: - Sự trương nở các khoáng vật sét có mặt trong các tầng sản phẩm khi tiếp xúc với pha nước trong các hệ dung dịch gốc nước, đặc biệt khi tiếp xúc với các hệ dung dịch có độ kiềm cao đã làm bít các lỗ rỗng của tầng chứa. - Sự xâm nhập của pha rắn có hàm lượng keo cao vào các lỗ hổng của vỉa trong qua trình phân ly và đặc biệt vào cá khe nứt của vỉa sản phẩm kể cả các chất độn không tan hoặc khó tan trong axít được pha vào dung dịch để ngăn ngừa và chống mất nước. Hiện tượng gấm lọc khối dung dịch sét có hàm lượng pha rắn cao dưới tác động sự chênh lệch quá lớn của áp suất thuỷ tĩnh cột dung dịch và áp suất vỉa, đã làm lấp đầy các khe nứtm dần dần sau 1 khoảng thời gian nhất định sẽ gây cản trở sự vận động của dầu từ vỉa vào giếng. Quá trình thấm lọc của nước từ dung dịch khoan vào lỗ hổng mao dẫn thuộc tầng chứa đã tạo ra thể nhũ nươcs- dầu bền vững. Chính dạng nhũ này đã làm giảm tính năng động của chất lỏng trong khoảng không lỗ rỗng từ đó giảm khả năng khai thác giếng khoan. - Đồng thời xâm nhập của dung dịch rửa vào vỉa sản phẩm là quá trình phá huỷ do các loại vi khuẩn có nguồn gốc khác nhau trrong nước pha chế dung dịch. Bản thân các vi sinh vật có nguồn gốc sắt và vi khuẩn khử sulfát không những chúng chỉ gây ra phân huỷ làm giảm tính năng tác dụng của các hoá phẩm gốc polyme mà quá trình phát sinh nhanh chóng của chúng còn góp phần tạo ra lớp màng trắng bít các lỗ rỗng mao dẫn của tầng chứa. Một khi vùng đáy và cận đáy bị nhiễm bẩn, cách duy nhất để khắc phục là xử lý vùng cận đáy giếng, tức là phục hồi hoặc tăng độ thẩm thấu của vùng đáy và cận đáy. II. NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP PHỤC HỒI VÀ TĂNG ĐỘ THẨM THẤU VÙNG ĐÁY VÀ CẬN ĐÁY GIẾNG Ở VÙNG MỎ BẠCH HỔ. - Hiệu quả của việc áp dụng các dụng thể như axít phụ thuộc vào các đặc điểm địa chất của các tầng chứa sản phẩm dầu khí ở mỏ Bạch Hổ và các yếu tốt phức tạp tương ứng trong quá trình xử lý bằng axít ở các giếng với colector đất đá dạng (mioxen) và (Oligoxen) và dạng đá móng nứt nẻ có hang hốc (tầng móng) Trong các yếu tốt phức tạp trước tiên phải kể đến các yếu tố sau: - Nhiệt độ của vỉa tương đối cao (trên 110 oC ) - Độ thẩm thấu của colector đất đá vỉa thấp (Oligoxen dưới) và tương ứng đối với độ tiếp nhận của các giếng bơm Ðp rất thấp. - Tồn tại nhiều tập vỉa có độ phân cắt lớn (hệ số phân cắt của colector đất đá Oligoxen dưới gần đạt đến 10) độ dày mở vỉa của mặt cắt chứa sản phẩm lớn (tầng móng). - Tính chất không đồng nhất của colector đất đá vỉa cao. - Các điều kiện mở vỉa ban đầu khi khoan với dung dịch khoan sét gốc nước. Ở đây chúng ta tiến hành xem xét ảnh hưởng của 1 số các yếu tốt phức tạp kể trên nhằm định hướng cho việc lựa chọn và áp dụng những dạng khác nhau của tổ hợp các thành phần nhũ có chứa axít trong việc xử lý cạn đáy giếng ở vùng mỏ Bạch Hổ. Từ các thành phần nhũ axít ta có thể chia ra làm 3 dạng: - Nhũ axít thuận - Nhũ axít nghịch - Nhũ axít phân tán cực nhỏ. Đồng thời cái chung nhất đối với các tổ hợp các thành phần thể nhũ nếu trên đều được chứa trong dung môi hydro cacbon, axit và các chất hoạt tính bề mặt. Tổ hợp các thành phần thể nhũ axít gồm 3 cấu từ thành phần đã được nghiên cứu và áp dụng để xử lý ở mỏ Bạch Hổ bao gồm: - Dung dịch axít HCL (hoặc HCL + HF) với tỷ lệ 60 ¸ 70%. - Dung môi hydrocacbon - dầu thô hoặc dầu diezen với tỷ lệ 40 ¸ 80%. - Các chấn hoạt tính bề mặt hoàn tan trong dầu tỷ lệ 0,5 ¸ 1%. Tổ hợp các thành phần nhũ kể trên được xem như là thể nhũ axít thuận, mặc dầu đã đạt được kết quả khả quan. Khi áp dụng nhũ axít thuận trong việc xử lý các giếng, tuy vậy vẫn còn tồn tại một số các nhược điểm. - Khó điều chỉnh và không ổn định trong các điều kiện vỉa và môi trường axít được đưa từ bên ngoài vào. - Ở điều kiện nhiệt độ vỉa cao của mỏ Bạch Hổ vượt quá điểm đục, chấn hoạt tích bề mặt bị giảm khả năng hoạt hoá thể nhũ lập tức bị phá huỷ với việc giải phóng dung dịch axít hoạt tính. Việc xâm nhập của dầu của trong thành phần nhũ axít thuận khi chuyển động theo các khe chứa dầu có thể làm cho độ nhớt của chúng tăng lên, chính điều này làm cản trở quá trình xâm nhập sâu vào vỉa. Cuối cùng dẫn tơí việc tăng áp suất bơm Ðp. Môi trường axit ngoại của các thể nhũ thuận không đảm bảo ở mức độ cao cho việc đảm bảo thiết bị tránh khỏi hoạt tính ăn mòn, mặc dầu như kết quả đã nghiên cứu chỉ ra vận tốc ăn mòn thép CT3 trong thể nhũ axit thấp hơn 14 ¸ 17 lần so với dung dịch trong axit thông thường. Một hướng nhằm hoàn thiện phương pháp tác động lên vùng cận đáy giếng là việc tạo ra tổ hợp các thành phần nhũ thể dạng phân tán cực bé trên cơ sở các chất hoạt tính hợp thành có tác dụng tổng hợp. Việc nghiên cứu đã tìm ra hoạt tính Việt Nam II PAV và sản xuất được tổ hợp thành phần nhũ, có chứa axit ở dạng phân tán cực bé, chịu nhiệt độ cao, có khả năng đáp ứng tốt với các điều kiện nhiệt độ, áp suất của mỏ Bạch Hổ. Chúng có nhiều uư điểm cao hơn so với tổ hợp các thành phần như thể axít đã được áp dụng trước đâu như : - Độ nhớt thấp - Khả năng xâm nhập, (thẩm thấu) cao và ổn định trong điều kiện nhiệt độ cao. - Đảm bảo các tác động đều và xâm nhập sâu vào cá vùng cần được xử lý của các vỉa sản phẩm. Đặc điểm của hệ thống nhũ phân tán cực bé, là khảo năng tự điều chỉnh đặc tính của nó, phụ thuộc vào sự tương quan của các cấu tử thành phần và đồng thời có khả năng tách pha hydrocacbon ra khỏi các thể nhũ phân tán cực bé khi có nhiệt độ đạt đến nhiệt độ vỉa. Trong quá trình xử lý thuộc tính đó có thể được sử dụng khi bơm Ðp từng phần các thành phần khip xử lý các colector đất đá vỉa không đồng nhất và các giếng bị ngập nước. Tính chất kể trên của hệ phân tán cực bé cho phép bảo đảm độ sâu thâm tỉnh so với thành phần thông thường và thể nhũ phân tán cực bé được duy trì với thời gian khá dài trong vỉa. Điều kiện trên được chứng minh bởi các kết quả nghiên cứu tốc độ hoà tan cuả đất đá trong vỉa. Trong thành phần thể nhũ phân tán cực bé và trong dung dịch axit thông thường. Trong thí nghiệm dùng đá cẩm thạch ở nhiệt độ nghiên cứu là 90oC. Tốc độ hoàn tan trong tổ hợp các thành phần thể nhũ phân tán cực bé với gốc 12% HCL khoảng 215 kg/m2giờ. Hệ số giảm tốc độ hoàn tan trong thể nhũ phân tán cực bé đặt hơn 20 lần so với dung dịch axit clohydric thông thường hoặc hơn 10 lần so với dung dịch axit bị ức chế bởi chất làm chậm phản ứng. Nếu như ý rằng tốc độ phản ứng (tiêu hao) từ 12 ¸ 15% axít clohydric đối với đá cẩm thạch trong thời gian dưới 10 phút ở nhiệt độ lớn hơn 120oC thì số liệu thu được qua thí nghiệm chứng minh về tính ưu việt không thể tranh cải được của việc tác dụng tổ hợp các thành phần thể nhũ chứa axit ở dạng phân tán cực bé để xử lý vùng cận đáy các giếng có nhiệt độ cao. Vì điều kiện nhiệt độ là một trong những yếu tố phức tạp nhất được xem xét từ phương diện điều chỉnh tác dụng tương hỗ của dung dịch axit với đất đá vỉa, việc lựa chọn hoá phẩm và công tác tiến hành quá trình xử lý. Một vấn đề quan trọng thứ hai cần thiết phải nghiên cứu giải quyết khi tiến hành xử lý axit ở các giếng nhiệt độ cao đó là việc ngăn ngừa các hiện tượng ăn mòn các thiết bị công nghệ và các ống khai thác ngăn ngừa sự xập nhập của các ion sắt vào vùng cận đáy giếng bởi vì khi gặp dung dịch axit chúng sẽ trung hoà và tạo thành keo hydroxit sắt lắng đọng. Các chất lắng đọng đó có thể làm giảm đáng kể độ thấm của colector đất đá ở vùng cận đáy giếng đã được xử lý làm giảm sản lượng của giếng. Các nghiên cứu thực nghiệm trên mẫu lõi chỉ ra rằng khe bơm nén 10% dung dịch axit HCL chứa 0,3% Fe+3 độ thấm của mẫu lõi giảm đi từ 2,8 ¸ 6,5 lần, khối lượng chất lắng đọng hydroxit sắt ở trong vỉa có thể đạt đến hàng chục hoặc hàng trăm kg. Rõ ràng khối lượng đó là quá lớn so với thể tích của cá lỗ rỗng - đặc biệt đối với colector có độ thấm bé. Việc lắng động hydroxit sắt xảy ra tuỳ thuộc vào độ tiêu hao (mức độ trung tính) của dung dịch axit. Các ion sắt ba được lắng dọng khi độ PH = 2, đặc biệt hiệu quả xấu đó xảy ra ở chu tuyến bơm Ðp dung dịch axit. Do vậy tốc độ phản ứng của axit với đất đá vỉa và quá trình tạo thành lắng đọng thứ cấp có quan hệ tương hỗ. Để làm giảm hoạt tính ăn mòn của dung dịch axit với các thiết bị lòng giếng cần đưa vào trong dung dịch xử lý các chất ức chế chống ăn mòn. Để năng ngừa sự lắng đọng của các hợp chất sắt trong vỉa cần sử dụng các chất ổn định và cân bằng giữa cá pha trong dung dịch. Tốc độ ăn mòn cho phép là vấn đề còn được bàn cãi, nhiều tác giả cho rằng tuỳ thuộc vào điều kiện tiến hành xử lý, giá trị đó cần phải nằm trong giới hạn 50 ¸ 80g/m2giờ. Các chất ức chế chống ăn mòn được biết nhiều chất, ví dụ như B -2 “Acoramic” ACT - 130 ở các nhiệt độ tương đương 100oC cho phép bảo đảm tốc độ ăn mòn nằm trong giới hạn 18 ¸ 40 g/m2giê, tuy nhiên ở nhiệt độ 150oC đối với các chất ức chế hiệu quả nhất thì tốc độ ăn mòn cũng đạt đến giá trị 90 ¸ 100g/m2giờ. Hệ dung dịch axit phân tán, trong trường hợp đó các thành phần nhũ axit đã được phân tán thành các hạt cực bé để đảm bảo hoạt tính ăn mòn cực bé ở điều kiện nhiệt độ cao. Phối hợp với các chất cân bằng và ổn định các sản phẩm ăn mòn đã được áp dụng bên thực tế trong thành phần của dung dịch axit, chẳng hạn các dụng dịch axit hữu cơ (dấm) thì các thành phần như axit phân tán cực bé. Thực tế loại trừ tối đa ảnh hưởng xấu của cácc sản phẩm sau, phản ứng thứ cấp đến độ thẩm thấu của vỉa đặc biệt là liên kết sắt. Khi tiến hành phân tích những dạng khác nhau của xử lý axit không thể không nhấn mạnh đến một trong những vấn đề có tính nguyên tắc của quá trình tác động axit đó là vấn đề khối lượng axit được sử dụng trong suốt quá trình sử lý vùng cận đáy giếng. Bởi vì nó không những liên quan đến yếu tố kỹ thuật mà có liên quan đến các yếu tố kinh tế nữa. Khi khảo sát cơ chế tác động của axit đến sự thay đổi thuộc tính thấm của vùng cận đáy giếng ở các vỉa đối với đá colector của mỏ Bạch Hổ. Có thể nhận thấy rằng nhiệm vụ cơ bản của công tác xử lý axít là phục hồi lại thuộc của đá colector, ở vùng cận đáy giếng, do bị phá hoại hay nhiễm bẩn của các cấu tử bồi lắng phát sinh ra cho yếu tố tự nhiên hay do các yếu tố kỹ thuật và công nghệ trong quá trình khoan, khai thác, sửa chữa giếng. Thực chất việc đóp là để cải thiện đặc tính thấm của đá colector vùng cận đáy giếng bằng cách khỏi thông các lỗ rỗng và khe nứt có sẵn và phát triển khe nứt mới. Do vậy khối lượng axit hoạt tính cần phải được lựa chọn xuất phát từ bán kính phá hoại đặt tính thấm chứa của vùng cận đáy giếng. Với bán kính phá hoại (bán kính vùng nhiễm bẩn) là 1m độ rỗng của đá colector là 0-,15, thì lượng dung dịch axit cần thiết để xói rửa sạch cho 1m bề dày hiệu dụng, là 0,3 ¸ 0,4 m3. Nói chung khả năng điều chỉnh thuộc tính của hỗn hợp các thành phần thể phân tán cực bé phụ thuộc vào cách thay đổi tỷ lệ giữa axit và hydrocacbon. 1. Nghiên cứu, lựa chọn và thử nghiệm các phương pháp phục hồi và tăng độ thẩm thấu vùng cận đáy các giếng khai thác và bơm Ðp ở vùng mỏ Bạch Hổ. Để gia tăng dòng thấm của dầu từ vỉa vào đáy giếng và tăng độ tiếp nhận của giếng bơm Ðp, cần phải có các giải pháp công nghệ, kỹ thuật tác động lên vùng đáy và cận đáy giếng. Với mục đích tăng hệ số thu hồi dầu và tuổi thọ của mỏ, ngoài những phương pháp duy trì áp suất vỉa, khai thác bằng phương pháp thứo cấp, chuyển những giếng ngừng phun sang khai thác bằng cơ học, thì phương pháp tác động lên vùng cận đáy giếng phải được tiến hành ngay sau khi khoan và trong suất quá trình khai thác chúng. Việc phân tích, lựa chọn các phương pháp tác động lên vùng cận đáy giếng là một vấn đề vô cùng quan trọng, đòi hỏi phải có thời gian nghiên cứu và thu nhập đẩy đủ các thông tin về đại chất vùng mỏ, cấu trúc của vỉa dầu, các tính chất collector của các tầng chứa sản phẩm đặc tính hoá lý của chất lưu, điều kiện khai thác v.v... kết hợp với việc phân tích về khả năng công nghệ, kỹ thuật và phạm vi của từng phương pháp mà đề ra từng phương pháp tác động lên vùng cận đáy cho từng đối tượng khai thác cụ thể. Tại mỏ Bạch Hổ đã tiến hành khai thác ở 3 đối tượng Mioxen hạ, Oligoxen hạ (collector lục nguyên) tầng móng dạng khối (đá granít nứt nẻ). Xét các đặc điểm của từng đối tượng khai thác có thể nhận thấy rằng các đối tượng này có độ rỗng độ thẩm thấu thấp, áp suất và nhiệt độ vỉa cao, hàm lượng sét và cát kết tương đối lớn (trừ tầng móng) hàm lượng cacbonnat không đáng kể. Đồng thời trên cơ sở phân tích tất cả các giếng đang khai thác và bơm Ðp ở mỏ, các yếu tố và nguyên nhân khác nhau dẫn đến độ thấm vùng cận đáy giếng giảm sau quá trình mở vỉa sản phẩm, quá trình khai thác và dập giếng để tiến hành sửa chữa do sử dụng dung dịch sét và nước biển. Việc phân tích, lựa chọn một cách có cơ sở khoa học, người ta đã đưa ra năm giải pháp và tổ hợp một số giải pháp đó để tác động lên vùng cặn đáy giếng. Đây là những giải pháp cơ bản, và tiên tiến đã và đang được ứng dụng trong điều kiện khai thác ở ngoài khởi, phù hợp với điều kiện khai thác ở mỏ Bạch Hổ. Các giải pháp đó là : - Bắn phá vỉa tạo mạng khe nứt bằng thuỷ lực kèm theo biện pháp chèn Ðp, gia cố các khe nứt bằng cát nhân tạo. - Tẩy rửa sạch vùng cận đáy giếng và tạo rãnh thấm sâu nhờ các hoá phẩm và thiết bị máy nén. - Tác động xung dao thuỷ lực nhờ máy tác động xung thuỷ động lực học. - Bắn phá vỉa tạo mạng khe nứt nhờ thiết bị kích nỗ tạo áp suất có kích thước bé kết hợp với tác động thuỷ động lực. - Xử lý axit nhũ tương axit nhiều công đoạn kết hợp với xói rửa thuỷ lực vùng cận đáy giếng bằng dung dịch pha hoá chất bề mặt mỏ Bạch Hổ mới đưa vào khai thác từ 1986, các giải đề xuất trên hiện đang ở giai đoạn thiết kế và thử nghiệm.Riêng tác động lên vủng cận đáy giếng bằng phương pháp xử lý axit và như axit theo nhiều công đoạn kết hợp với RTV và phương pháp PGĐ trong những năm 92, 93, 94, 95, 96, đã mang lại kết quả đáng khích lkệ. Xử lý theo nhiều công đoạn kết hợp với RTV nhờ dung dịch PAVC, đã và đang tiến hành ở nhiều giếng trên mỏ Bạch Hổ. Kết quả xử lý một loạt các giếng 810, 145, 502, 905 cho thấy bước đầu chúng ta đã thu được kết quả đáng khích lệ. Lưu lượng một số giếng khai thác sau xử lý tăng lên từ 2 ¸ 10 lần, độ tiếp nhận của giếng tăng lên rõ rệt, với áp suất bơm Ðp nhỏ hơn nhiều so với áp suất bơm Ðp trước khi xử lý. Rửa xói thuỷ lực được coi như một công đoạn xử lý và được tiến hành ngày sau xử lý axit bằng cách bơm Ðp khoảng 40 ¸ 50m3 chất lỏng “nước biển hoặc dầu với PAV” vào vỉa với năng suất tối đa của LLA - 400 trên các giàn hiện có trên các mỏ Bạch Hổ. Qua phân tích các kết quả xử lý axit vùng cận đáy ở một số giếng ở mỏ Bạch Hổ, đã chứng minh tác dụng của dung dịch axit vào vùng cận đáy giếng, không xuất hiện hiện tượng xấu sau quá trình xử lý mà đã gia tăng lưu lượng khai thác. 2. Thống kê một số giếng đã được xử lý bằng axit và như axit ở mỏ Bạch Hổ. Các bảng thống kê sau giới thiệu một số kết quả đã xử lý giếng bằng axit và như axit tại vùng mỏ Bạch Hổ. Xử lý bằng axit bình thường làm tăng sản lượng trung bình từ 2 ¸ 5 lần “trừ một vài trường hợp bị thất bại hoàn toàn” khi có sản lượng tăng một cách đáng kể lên đến 35 lần. Trong khi đó xử lý bằng nhũ tương axit làm tăng sản lượng 2 ¸ 10 lần “ có trường hợp đưa giếng đã bị chết vào hoạt động với sản lượng là 180T/ngđ xử lý giếng bơm Ðp bằng axit bình thường làm tăng sản lượng 1,5 ¸ 3 lần. Bảng 4 THỐNG KÊ MỘT SỐ GIẾNG KHAI THÁC ĐÃ XỬ LÝ BẰNG AXIT BÌNH THƯỜNG Ở VÙNG MỎ BẠCH HỔ. Tầng Giếng Sản lượng trước xử lý T/ng đêm Sản lượng sau xử lý T/ng đêm Số lần ra tăng 147 20 35 0 Mioxen hạ 84 0 0 0 92 0 4 0 212 25 40 1,6 56 10 30 3 47 5 15 3 34 4 41 1 55 20 20 1 45 0 0 0 620 6 15 2,5 109 0 0 0 Oligoxen hạ 98 0 110 0 100 0 0 0 89 10 60 6 123 15 45 3 535 10 15 1,85 612 5 5 1 615 4 10 2,5 Mãng 730 0 0 0 104 0 0 0 124 2 70 35 Bảng 8 LƯỢNG DẦU KHAI THÁC THÊM ĐƯỢC NHỜ XỬ LÝ BẰNG HOÁ CHẤT CHỦ YẾU BẰNG AXIT Năm 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 Khối lượng dầu hàng năm tăng do xử lý bằng hoá chất (1000tấn) 20 25 90 100 105 120 125 140 Khối lượng dầu hàng năm tăng do xử lý bằng axit (1000 tấn) 15 20 70 90 95 100 110 125 Bảng 9 LƯỢNG NƯỚC ÐP THÊM VÀO VỈA NHỜ XỬ LÝ BẰNG HOÁ CHẤT CHỦ YẾU BẰNG AXIT Năm 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 Khối lượng nước Ðp thêm vầo hàng năm tăng do xử lý bằng hoá chất chủ yếu bằng axit (1000 m3) 15 25 35 85 110 125 135 150 III. NHỮNG PHƯƠNG PHÁP TÁC ĐỘNG LÊN VÙNG CẬN ĐÁY GIỀNG BẰNG AXIT NHẰM TĂNG SẢN LƯỢNG DẦU VÀ BƠM ÐP NƯỚC: Trong qúa trình khoan và khai thác các giếng dầu khí, bơm Ðp nước, độ thấm tự nhiên của đá chứa vùng cận đáy giếng khoan bị giảm do nhiễm bẩn dung dịch sét. Sự tiến sâu của nước vào bưên trong vỉa, bột kín, tắc nghẽn và đồng thời lấp đầy các lỗ hổng bằng các tạp chất pha trộn cơ học lẫn trong nước. Với mục đích phục hồi hay tăng độ chứa vùng cận đáy, người ta tiến hành xử lý vùng cận đáy giếng, (gọi tắt là OPZ). Đó là các phương pháp : - Xử lý hoá học, xử lý cơ học - Xử lý nhiệt học - Phương pháp vật lý học Trong đó phương pháp xử lý hoá học thuần tuý và xử lý hoá học kết hợp với cơ học, nhiệt học tỏ ra có hiệu quả với chi phí thấp trong khi yêu cầu thiết bị kỹ thuaajt không cao. Xử lý vùng cận đáy bằng phương pháp hoá học dựa trên cơ sở các phản ứng hóa học xảy ra giữa các hoá phẩm được pha chế, bơm vào giếng “chủ yếu là axit” với đá chứa “chẳng hạn đá chứa có hàm lượng cacbonat, đấ gắn kết bằng ximăng cacbonat”. Người ta thường nói “xử lý axit” chứ Ýt khi người ta nói “xử lý hoá học”, vì trong xử lý hoá học, axit đóng một vai trò chủ yếu. Tuy vậy, nếu axit là tác nhân chính tham gia phản ứng thì các chất phụ gia quyết định mức độ phản ứng và do đó quyết định sự thành công hay thất bại trong quá trình xử lý. Trước khi bàn về vai trò axit và các chất phụ gia cũng như cơ chế tác dụng của chúng, chúng ta hãy tìm hiểu ý nghĩa cơ bản của việc xử lý axit. 1. Ý nghĩa cơ bản của việc xử lý axit a. Xử lý đáy, vùng cận đáy của các giếng dầu khí. Những mỏ có chứa đá lục nguyên, cacbonat nhằm mục đích tăng lưu lượng khai thác của chúng. b. Xử lý đáy và vùng cận đáy cuẩ giếng bơm Ðp nhằam mục đích tăng độ tiếp nhận khi Ðp nước vào vỉa c. Xử lý bề mặt thành giếng với mục đích tách lớp vỏ sét, lớp xi măng tồn đọng, những sản phẩm lắng đọng của sự ăn mòn do chính thao tác xử lý hoặc những thao tác chuẩn bị của những quá trình trước đó “thí dụ xử lý axit vùng cận đáy, nứt vỉa bằng thuỷ lực gây ra. d. Xử lý Ðp hơi vào cần HKT ở đáy giếng (phần phin lọc), vùng cận đáy với mục đích hoà tan các chất lắng đọng, kết qủa được tách ra từ các vỉa nước muối, vì chúng gây cản trở sự lọc của dầu khí đi từ vỉa vào giếng, chảy vào cần HKT và đi lên bề mặt. đ. Xử lý “nứt đáy” nhằm tạo thuận lợi cho công tác sửa chữa giếng e. Xử lý vùng đáy và cận đáy giếng bằng phương pháp nhiệt axit với mục đích tách sự lắng đọng tạoh hợp chất parapin, nhựa hắc Ýn gây cản trở dòng vào cuẩ các lưu thể trong vỉa, cũng như cản trở sự tác động cuả axit đó với ***chứa vỉa sản phẩm (phương pháp này được áp dụng ở những vùng có cấc mỏ đầu nhiệt đọ thấp). 2. Cơ chế tác dụng chung của hoá phảam trong xử lý Xử lý thành hệ bằng axit là một trong những phương pháp xử lý vùng cận đáy được xử lý rộng rãi và hiệu quả nhất. Khi dùng axit, độ thấm của vùng cận đáy sẽ được cải thiện nhờ sự hoà tan đất đá, loại trừ các mối kết tủa, các vật liệu lắng đọng do dung dịch khoan thấm vầo vỉa gây lên. Thành phần và nồng độ của axit phụ thuộc vào thành phần và tính chất của vỉa. Hỗn hợp ngoài axit còn phải có thêm các chất phụ gia để khử nhũ tương dầu nước như Naften, Natri, Creo20t, các chất chhống ăn mòn như Fomalin, chất ổn định để chống lại sự hình thành cấc muối sắt. Trong các collector chứa nhiều cacbonat như: Caco3; CaMg(CO3)..v..v là chủ yếu nên sử dụng axit Hd. Axit trước tiên làm sạch vỏ sét và hoà tan các mối kết tủa. Sau đó, khi đi vào vỉa sẽ mở rộng các khe nứt cũ và hình thành cấc khe nứt mới do hoà tan ximăng cacbonat. Riêng quá trình hoà tan sẽ tạo ra nước, dioxit cacbon và các muối hoà tan cụ thể là: CaCO3 + 2HCl --> CaCl + H2O + CO2 (1) CaMg(CO3 )2 + 4HCl --> CaCl2 +MgCl2 + H2O + 2CO2 (2) Các muối hoà tan CaCl2 và MgCl2 tân rất tốt trong nước, còn khí CO2 hoá tan được cả trong dầu và nước khi áp suất vỉa cao và được mang lên trên bề mặt. Với các collector chứa nhiều silicat, Ýt caacbonat người ta thường sử dụng hỗn hợp (8-12%) Hcl và (4-6%) HF. Axit Hcl có tác dụng hoà tan ximang hoặc cấc lăáng đọng cacbonat, oxit sất, oxit nhôm... Còn HF sẽ hoà tan silicat và trước hết là các silie nhôm cụ thể là: 14HF + H4Al2Si2O9 --> 2AlF3 + 2SiF4 + 9H2O (3) NaSiO4 + 8 HF --> SiF4 + 4NaF + 4H2O (4) Với các collector chứa nhiều sét (như tầng Mioxen) hoặc các tầng buộc phải dùng dung dịch sét có độ keo cao, dẫn đến sự nhiễm bẩn sét nhiều thì ta sử dụng hỗn hợp Hcl hoà tan và axit sulfuric có tác dụng với tính chất bề mặt của Bentonit. Ion H+ phân ly từ axit sù thay thế ion thay đổi Na+ của sét Bentonit, biến sét Bentonit thường thành Bentonit axit hạn chế sự tương tới 5 lần giải phóng nước tợ do và trung hoà một phần điện tích. Vai trò phụ của axit sulfunic là trao đổi ion, phá huỷ cấu trúc của nhũ tương dầu nước. Với các collector là trầm tích lục nguyên tác dụng của không tạo thành các mạch riêng đi sâu vầo vỉa ở những độ sâu khác nhau như trong đá chứa dầu có thành phần cacbonat vàg trong đá nứt nẻ. Trong trường hợp này dung dịch axit xâm nhập vào vỉa ở mức độ đều hơn và vùng ranh giới xâm nhập gần giống như một vòng tròn có tâm là tâm của vùng đáy giếng. Tuy nhiên bán kính xâm nhập theo chiều dày của vỉa có thể khác nhau, phụ thuộc vào độ thấm, độ rỗng của các lớp đá chứa. Nếu biết độ thấm, độ rỗng chiều dày, hàm lượng câcbonat của các lớp đất đá khác nhau của những vỉa sản phẩm phân lớp đồng nhất thì có thể tích gần đúng độ xâm nhập của axit theo từng lớp khi bơm một thể tích dung dịch nào đó vầ ngược lại. Nếu cho trước độ sâu xâm nhập của axit trong lớp thì có thể tính gần đúng được thể tích dung dịch axit bơm vào vỉa. Một đặc điểm nữa là trong collector lục nguyên có chứa một hàm lượng nhất định cacbonat. Khi axit tác dụng với cacbonat theo phản ứng trung hoà, phần dung dịch bơm tiếp sẽ được di chuyển theo cấc mạch cacbonat bị phá huỷ và vẫn giữ nguyên được độ mạnh axit. Điều đó dẫn đến nếu ở giai đoạn tiếp theo cả dung dịch Hcl nồng độ cao rồi sau đó mới đến các axit bị trung hoà. II.CÁC PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ AXIT 1. Rửa axit: Rửa axit là dạng xử lý cần thiết đầu tiên cho tất cả các giếng có thân trần ở vỉa sản phẩm (thân giếng đi qua vùng sản phẩm không chống ống và bơm trám xi măng) sau khi khoan, mở vỉa. Rửa axit nhằm mục đích làm sạch bề mặt đáy giếng khỏi những vật chất nhiễm bẩn, tồn đọng của lớp vỏ xi măng và lớp vỏ bùn sét, sản phẩm của sự ăn mòn, những thành tạo can xi kết tủa từ nước vỉa và từ các chất khác. Trước khi tiến hành xử lý axit (rửa axit) trong giếng có tình trạng trên. Việc Ðp axit vào vỉa là không nên, bởi vì những chất nhiễm bẩn hoà tan có khả nâưng một lẫn nữa rơi vào tình trạng lắng đọng, kết tủa sau phản ứng trung hoà axit và đá chứa, như vậy làm cho kết tủa xử lý kém đi. 2. Xử lý axit bình thường Mục đích của phương pháp này là tấc dụng lên cấc lớp đá vùng cận đáy, lầm tăng độ thấm của chúng. Quá trình tiến hành nhất thiết phải Ðp axit vào vỉa với áp suất nhỏ hơn áp suất vỡ vỉa. Sở dĩ như vậy là vì cần tránh trường hợp áp suất lớn có thể làm vỡ biên của vỉa hay các màn chắn tự nhiên ngăn cách nước hay khí. Nếu xử lý thành công, sản lượng dầu tăng mà không tăng % nước hay khí. 3. Xử lý axit dưới tác dụng của Êp suất cao Phương pháp này khác với phương pháp xử lý axit bình thường là vì trong quá trình xử lý ta phải Ðp axit vào vỉa sản phẩm có độ thấm nhỏ với áp suất cao (khoảng từ 20-30 MPâ). Mục đích là để làm nứt thành hệ hay mở rộng khe nứt đã tồn tại. Phương pháp này khấc phục được những nhược điểm của phương pháp xử lý cuaar vỉa sản phẩm có độ thaqám, độ rộng không đồhg nhất. 4. Xử lý nhiệt axit. Đây là quá trình phối hợp của nhiều phương pháp xử lý kết hợp với nhau. Giai đoạn đầu của phương pháp này là xử lý nhiệt hoá học, giai đoạn tiêp theo là xử lý axit bình thường. Phương pháp này được áp dụng hượp lý, có hiệu quả ở những giếng có nhiệt độ nhỏ hơn 40oC. 5. Xử lý các tập. Đây lầ phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng được tiến hành một số lần với một số khoảng của vỉa sản phẩm giữa các khoẩng thời gian xử lý cách nhau từ 5-10 ngày. Phương pháp nầy nhằm mục đích đưa sản lượng của giếng đạt tới mức cực đại sau khoảng một thời gian ngắn. 6. Xử lý nhiều tầng. Đây là phương pháp xử lý liên tục cuẩ một số khoảng vỉa sản phẩm có chiều dầy tương đối lớn, nhằm mục đích sự xâm nhập của axit vào toàn bộ các vỉa hoặc những tập kẹp của vỉa sản phẩm nâng cao sản lượng khai thác của giếng. Phương pháp này sử dụng trong các giếng dầu, khí và bơm Ðp nước duy trì áp suất vỉa với thân trần, hoặc trong các giếng nêu trên đã thả ống chống bơm tráng xi măng. Phương pháp này được tiến hành hợp lý nhất trong các giếng ngay sau khi kết thúc khoan hoặc giai đoạn đầu tiên của quá trình khai thác. 7. Xử lý bọt axit. Phương pháp này được ứng dụng khi chiều dày của vỉa sản phẩm tương đối lớn và áp suất vỉa nhỏ. Bản chất của dạng xử lý được thể hiện như sau: - Trong vùng cận đáy giếng, người ta bơm vào dung dịch thông khí và các hoạt chất bề mặt ở dạng bọt. Xử lý bọt có những ưu thế hơn hẳn so với xử lý bình thường. - Bọt axit hoà tan vật liệu cacbonat tương đối chậm so vưới axit bình thường. Đây là khả năang xâm nhập của axit mạnh vào vỉa, dẫn đến tăng độ thấm của các vùng cách xa giếng của vỉa và tăng sự liên kết của chúng dẫn tới sự thông nhau. - Bọt axit cho tỷ trọng nhỏ (từ 400-800kg/m3) độ nhốt câo hơn so với axit bình thường , cho phép tăng sự bao bọc tác dụng của bọt lên toàn bộ chiều dầy tầng sản phẩm, đặc biệt quan trọng trong khi chiều dày vỉa lớn và áp suất vỉa nhỏ. - Thành phần chất hoạt tính bề mặt trong bọt axit giảm sức căng bề mặt của axit trên ranh giới với dầu. Còn khi nén trong bọt sẽ giãn nở rất nhiều lần, giảm áp suất sau xử lý. Tất cả những vấn đề đó dần tới khả nâưng điều phối, điều khiển dòng đầu vào giếng và gọi dòng tương đối nhẹ. 8. Xử lý bầng nhũ axit Nhò axit có độ nhớt cao do sự nhũ hoá và sự hiện diện của dầu, nhờ sự bao bọc của dầu xung quanh axit trong nhũ làm phản ứng Ýt có cơ hội xảy ra. Vì thế axit có điều kiện đi sâu vào vỉa, làm tăng hiệu qủa xử lý IV. CÁC CÔNG NGHỆ XỬ LÝ AXIT Ở VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG 1. Công nghệ xử lý axit ở vùng cận đáy giếng đưa vào khai thác dầu a. Xử lý axit giếng đưa vào hoạt động - Ngừng giếng hoạt động, thân dầu trong giếng bằng nước hoặc dung dịch có tỷ trọng tương đương - Kéo các thiết bị trong lòng giếng lên và thả cần HKT đến đáy ở vị trí phin lọc. - Mở ngoài cần HKT (khoảng không vành xuyến ) Nếu chất lỏng trong cần HKT là nước, bơm dung dịch nhũ tương axit HCl (hoặc CKP) trong cần HKT sao cho cột nhũ tương axit (CKP) dâng lên ở ngoầi cần, đến độ cao của phin lọc trên cùng. Nếu chất lỏng trong cần HKT lầ chất lỏng thay thế có tỷ trọng cao thì trước khi xử lý phải bơm nước có hoạt tính bề mặt vào HKT có thể tích bằng thể tích vành xuyến nhân với 1,5 - 2 lần. Sâu đó nhũ axit Hcl (hoặc CKP) được bơm xuống cho đến khi chúng dâng lên ở khoảng không vành xuyến đến độ cao trên cùng của phin lọc. - Đóng cần lại, không ngừng bơm và bơm vào vỉa phần còn lại của nhũ tương axít HCl trong cần HKT được Ðp đẩy vầo vỉa bằng nước (đã xử lý bởi 0,2% chất hoạt tích bề mặt) đóng miệng giếng lại. - Mở van ngoài cần HKT, bơm nước đẩy nhũ tương axit HCl hoặc CKP còn lại ở phía ngoài cần vào vỉa - Nếu ở khoảng không vành xuyến ngoài cần HKT chiếm lỏng chiếm chỗ là nước thì không ngừng các máy bơm. Mở miệng HKT và bơm qua cả trong và ngoài cần HKT bằng nước bơm Ðp trong thời gian một giờ với độ tiếp nhận cao nhất. Trong suốt thời gian đó áp suất bơm Ðp không vượt quá áp suất thử độ kín ống chống. NÕu khoảng không gian vành xuyến, chất lỏng chiếm chỗ là dung dịch có tỷ trọng cao thì chỉ bơm nước trong cần HKT. -Ngừng bơm, tháo thiết bị, nối miệng giếng với máy bơm và thiết lập chế độ bơm theo chế độ công nghệ. Nếu ở ngoài cần HKT, chất lỏng thay thế và có tỷ trọng cao thì rửa giếng với áp suất cao bằng nước, sâu đó mới thiết lập chế độ bơm Ðp. b. Công nghệ xử lý axit trong trường hợp đưa vào khai thác - Ngừng giếng, lấp đầy lòng giếng vầ HKT bằng dầu nước hoặc dung dịch có tỷ trọng tương ứng phụ thuộc vào áp suất vỉa. - Tháo thiết bị miệng giếng (cây thông), lấy lên các thiết bị khai thác ngầm trong lòng giếng, trong quá trình kéo thiết bị lên, rót chất lỏng dập giếng với thể tích tương đương các thiết bị khai thác ngầm trong lòng giếng được lấy lên. - Xác định giếng. - Trường hợp giếng có trầm tích ở đáy phải tiến hành rửa sạch giếng. - Thả HKT đến đáy, ở vị trí phin lọc cuối cùng. - Lắp cây thông, nối miệng giếng với đường bơm để chuẩn bị bơm nhũ tương dầu axit. - Thử đường bơm Ðp và cây thông với Êp suất 35 Mpa. Chuẩn bị hai máy bơm, một mấy nối với buồng chứa dung dịch axit , một máy nối với buồng chứa dầu, hỗn hợp được nén vào máy trộn với đường kính còn dẫn 8 - 10mm. Thể tích tương đương giữa axit với dầu là 2:1 hoặc 3:2. Sự giảm áp suất còn không nhỏ hơn 8-10 Mpa. - Nhất thiết phải tuân thủ trình tự sâu đây khi bơm nhũ tương. Mở ngoài cần HKT, nếu chất lỏng dập giếng trong lòng giếng là nước hoặc dầu, bơm vào HKT nhũ tương dầu axit HCl đến khi thể tích nhũ tương dâng lên trong khoảng không vành xuyến đến độ cao của phin lọc trên cùng. Nếu chất lỏng dập giếng trong lòng là dung dịch có tỷ trọng lớn thì trước khi bơm nhũ tương vào giếng phải bơm nước xử lý 0,2% sunpalno. Với thể tích dâng lên ở khoảng không vành xuyến bằng 1,5-2lần chiều dầy mở vỉa. Bơm vào HKT nhũ tương dầu axit HCl cho đến khi nhũ tương dâng lên đến độ cao phin lọc trên cùng. Đóng ngoài cần HKT lại, không ngừng bơm, bơm phần còn lại của nhũ tương axit HCl vầo vỉa với công suất lớn nhất của mấy bơm, nhưng không được vượt quá áp suất thử độ kín của ống chống khai thác. Tiếp tục bơm nhũ tương glinơ vầo vỉa. Đẩy nhũ tương dầu - axit glinơ trong cần HKT vào vỉa bằng dầu và đóng miệng cần HKT. Mở van ngoài cần HKT, nếu chất lỏng dập giếng là dầu thì Ðp thẳng dung dịch nhũ tương axit ngoài cần HKT vào vỉa. Đóng van ngoài cần HKT lại. Nếu là chất lỏng dập giếng là nước hoặc dung dịch nặng hơn thì nhũ tương dầu axit ngoài cần được Ðp vào vỉa bằng nước. Đóng vân cần HKT lại, giữ cho phản ứng xảy ra trong 30 phút. Mở van trong cần trong cần HKT và khi không có sự trào chất lỏng, kÐo cần HKT và dưới lên, lắp đặt các trang thiết bị lòng giếng vào giếng theo sơ đồ công nghệ khai thác đã đựơc thiết kế và duyệt trước đó. Nếu chất lỏng dập giếng là nước hoặc dung dịch nặng hơn thì phải thay toàn bộ cột chất lỏng trong giếng bằng dầu, sau đó tiến hành gọi dòng theo chế độ công nghệ thông thường. Nếu sau khi xử lý giếng trào chất lỏng (chất lỏng dập giếng là dầu) thì thay thế dầu bằng nước hoặc dung dịch có tỷ trọng tương ứng. Tiếp đó thay HKT bằng các trang thiết bị lòng giếng và gọi dòng bằng cấch thay dung dịch trong ,lòng giếng bằng nước, thay bằng dầu. 2. Công nghệ xử lý đối vơí đá chứa có độ thấm nhỏ Để xử lý bằng nhũ tương axit dầu đối với đá chứa có độ Èm nhỏ, áp suất bản tăng cao hơn so với áp suất thử cột ống chống khai thác do vậy quá trình công nghệ được tiến hành theo các bước sau: - Dập giếng bằng nước thay dung dịch có tỷ trọng tương ứng - Đặt ống tăng cường có đường kính phi 114mm trong ống chống khai thác phi 140mm. Tiến hành xử lý ống khâi thác ở khoảng trên và dưới đặt pake, vị trí pake không được đặt thấp hơn 20m so với phin lọc ở trên cùng làm sạch bề mặt của ống chống khai thác, theo dõi luôn luôn rót đầy dung dịch vào giếng. - Kéo toàn bộ cần HKT cùng với chổi quét, cào, nạo thành ống, đồng thời bơm chất lỏng ở ngoài cần với thể tích bằng thể tích ống được rút lên. - Chuẩn bị thả vào giếng những thiết bị trong lòng giếng từ dưới lên: Van cắt Đế dùng để lắp van ngược, vị trí dưới pake khoảng 10m Pake chịu chênh áp suất 50Mpa ở vị trí không được thấp hơn 20m so với vị trí trên cùng của phin lọc. Đế để lắp van ngược đặt ở vị trí trên pake một cần . Hai van tuần hoàn cơ học được lắp ở trong cần HKT, một cái ở độ sâu 1150m còn van thứ hai đặt ở vị trí trên đế một cần HKT. Cần HKT f114x73mm thả xuống độ sâu của giếng đến vị trí cuối cùng của phin lọc cuối cùng, ngoài ra cần HKT f73mm thả xuống độ sâu dài hơn 3 lần cần HKT từ chỗ đặt pake đến vị trí dư\ơí của phin lọc. Cần HKT f73mm được sử dụng trong ống chống khai thác là f140mm. Còn nếu ống chống khai thác dài suốt dọc giếng là f168mm hay ống lớn hơn thì người ta sử dụng cần HKT f114mm. - Thả các thiết bị trên đến độ sâu cần thiết và lắp đặt thiết bị đầu giếng 2AY - 700. Nối miệng giếng với thiết bị bơm và đặt các van ngược ở vị trí các đế trên và dưới pake. - Thử đường bơm Ðp trên miệng giếng từ máy bơm đến miệng và ống chống khai thác với áp suất thử là 50Mpa (ở mỏ Bạch Hổ các thiết bị lắp đặt đầu giếng thường thử với áp suất 350at) - Kéo van ngược lên, nén quả cầu của các van cắt xuống, nén mở pake tăng áp suất để cắt màng của van cắt và kiểm tra độ kín của tầng HKT - Thử độ kín của pake ở phần trên bằng cách đóng cần HKT bản ngoài cần HKT với áp suất mà ống chống chịu được. - Công nghệ tiến hành bản Ðp nhũ tương axit dầu vào vỉa được tiến hành: Xác định độ tiếp nhận của giếng đối với nhũ tương dầu nước bằng cách tăng áp suất lên đến 40¸80MPa và tăng nhịp độ bơm Ðp làm nứt vỉa bằng thuỷ lực. Ở mỏ Bạch Hổ theo tính toán áp suất làm nứt vỉa bằng thuỷ lực cần 30¸50MPa. Xác định sự thay đổi độ tiếp nhận và áp suất bơm Ðp của giai đoạn đầu qúa trình làm nứt vỉa. Không dừng bơm làm việc, tiếp theo bơm nhũ tương axit HCl và bơm nhũ tương dầu axit ghinơ (hỗn hợp của axit HCl và HF) nhũ tương còn lại trong cần HKT được đẩy vào vỉa bằng dầu hay nước phụ thuộc vào tính chất của giếng( giếng khai thác hay bơm Ðp) đến giai đoạn này cần lưu ý: nếu giếng khai thác thì mở van tuần hoàn trên trên bằng tới(cáp kỹ thuật) khai thông giếng. Thay thế chất lỏng dập giếng bằng dầu hoặc hoà khí qua van tuần hoàn trên. Khi cần thiết có thể hoà khí qua van tuần hoàn dưới. Nếu giếng phun, khai thác giếng ở chế độ năng suất cực đại của máy nén khí trong mét chu kỳ phụ thuộc vào lưu lượng và khối lượng bơm chất lỏng vào vỉa cùng với sự phun ra của hỗn hợp khí nén vào khí quyển. Dập giếng, lấy các thiết bị để xử lý nên thả các thiết bị lòng giếng theo công nghệ khai thác giếng. Tiến hành gọi dòng và xác lập chế độ làm việc theo yêu cầu. Nếu là bơm Ðp thì bơm liên tục nhũ tương axit vào cần HKT, tiếp tục bơm nước với độ tiếp nhận cao nhất trong thơì gian một giờ. Ngừng bơm, mở van tuần hoàn dưới, bơm vào cần HKT chất lỏng có tỷ trọng dung dịch trong cần HKT. Kéo các thiết bị dùng để xử lý, thả cần Ðp hơi HKT theo chế độ khai thác của giếng, rửa HKT bằng cách bơm chất lỏng rửa và thiết lập chế độ bơm Ðp của giếng theo chế độ công nghệ. 3. Công nghệ xử lý axit với đá chứa lục nguyên. Khi xử lý axit với đá chứa dầu là trầm tích lục nguyên, tác dụng của axit không tạo thành những mạch riêng đi sâu vào vỉa ở những độ sâu khác nhau như: trong các đá chứa dầu là đá chứa có thành phần cacbonat và trong đá nứt nẻ. Dung dịch axit xâm nhập vào vỉa ở mức độ đều hơn và ranh giới của sự xâm nhập gần giống như một vòng tròn mà tâm là tâm của vùng đáy. Tuy nhiên bán kính phụ thuộc vào độ thấm, độ rỗng, chiều dày, cacbonat của các lớp đất đá khác nhau của những vỉa phân lớp đồng nhất thì có thể tính gần đúng độ sâu, xâm nhập của axit theo tầng lớp khi bơm một thể tích dung dịch nào đó và ngược lại. Nếu trước độ sâu xâm nhập của axit trong lớp thì có thể tích dung dịch axit để bơm vào vỉa. Một đặc điểm nữa là trong colector lục nguyên có chứa một hàm lượng nhất định cacbonat, khi axit tác dụng với axit thì tạo thành các mạch với độ sâu khác nhau. Ở vùng tiếp xúc, dung dịch axit bơm vào hoà tan cacbonat theo phản ứng trung hoà, phần dung dịch bơm Ðp, sẽ di chuyển theo các mạch cacbonat bị phá huỷ và vẫn giữ nguyên được độ mạnh của axit. Điều đó dẫn đến nếu ở giai đoạn tiếp theo xả dung dịch xử lý từ giếng thì đầu tiên là dung dịch axit HCl nồng độ cao rồi sau đó mới đến các axit bị trung hoà. Axit HCl thực tế chỉ tấc dụng với thành phần cacbonat mà tham gia tác dụng với những thành phần chính của dung dịch chứa silicat và các vật liệu sét. Những chất này chỉ tác dụng với axit HF. a. Axit HF tác dụng với SiO2 theo phương trình sau: 4HF + SiO2 = 2H2O + SiF4 (5) 3SiF4 + 4H2O = Si(OH)4 + 2H2SiF6 (6) Axit flosilicic ( H2SiF6) ở lại trong dung dịch. Còn Si(OH)4 đông tụ, bịt kín những lỗ nhỏ của vỉa. Để ngăan ngừa điều đó, axit HF chỉ được dùng hỗn hợp với HCl nằm giữa Si(OH)4 ở lại trong dung dịch. Dung dịch sau khi pha chế để xử lý thường có HCl từ 8¸10%, HF từ 3¸5%. d. Axit HF hoà tan alumi silicat (H4Al2Si2O9) 14 HF + H4Al2Si2O9 = 2 AlF3 + 2 SiF4 + 9H2O (7) Muối AlF3 ở lại trong dung dịch, còn SiF4 tác dụng với H2O tạo thành Si(OH)4 . Sự tương tác giữ HF và SiO2 trôi qua quá chậm chạm phản ứng giữa HF và H4Al2Si2O9 xảy ra nhanh hơn nhưng còn chậm hơn phản ứng giữa HCl và cacbonat vì vậy xử lý vùng cận đáy giếng với vỉa colector lục nguyên, ta phải dùng hỗn hợp HCl và HF với mục đích loại trừ các chất xi măng cacbonat, đồng thời để hoà tan các vật liệu sét. 4. Công nghệ xử lý đối với đá chứa là cacbonat. Không nên pha chế axit HF vào dung dịch axit HCl để xử lý. Còn công nghệ xử lý axit với đá chứa là cacbonat để đưa giếng vào bơm Ðp để khai thác. CHƯƠNG IV CÔNG NGHỆ XỬ LÝ BẰNG NHŨ TƯƠNG AXIT TRONG ĐIỀU KIỆN NHIỆT ĐỘ VÀ ÁP SUẤT VỈA CAO. A. SƠ LƯỢC LỊCH SỬ PHÁT TRIỂN PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG BẰNG AXIT, NHÒ AXIT . - Trong số các phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng phương pháp xử lý bằng axit được xem là kỹ thuật cổ điển nhất mà hiện nay vẫn còn áp dụng. Không kể phương pháp kỹ thuật nứt vỉa thuỷ lực mới phát triển gần đây, thì kỹ thuật xử lỳ axit từng là phương pháp kích thích tốt nhất trong thế kỷ qua. Trường hợp xử lý bằng axit HCL do Hermanrash, làm trưởng phòng hoá học ở Standardoil Gơ solar Refinezy tại Lima, Ohio được thực hiện năm 1895 được xem là một phát minh đầu tiên về xử lỹ axit. Cho đến nay các nguyên tắc chính được đề cấp trong bằng phát minh của frash (được cấp ngày 17/03/1896) vẫn được tôn trọng. Năm 1982, Gypsy oil Co (một công ty con của. Guly oil) đã xử lý bằng axit HCl ở Oklahoma giải quyết thành công vấn đề các vẩy đã vôi, lắng đọng trong các ống và các thiết bị lòng giếng ở các giếng khai thác từ thành tạo cát kết. Nhưng đến đầu năm 1930, phương pháp xử lý bằng axit giảm dần do ảnh hưởng của cuộc khung hoảng kinh tế. Năm 1929 - 1933 làm sụt giảm giá dầu. Năm 1932 bắt đầu kỷ nguyên hiện tại về xử lý axit, thương lượng giữa pure oil CO và Dan Chemical Co (đang có hoạt động khai thác ở Michigan) WA Thomat kỹ sư địa chất của pare sử dụng axit HCl tác dụng với cát kết (công việc tình cờ giếng frash). Fohn Grebe phụ trách phòng thí nghiệm của don đã kết hợp kinh nghiệm xử lý các giếng trong vùng của don để xử lý các giếng fure thành công. Mối quan tâm về xử lý axit nhanh chóng lan rộng và nhiều công ty đã được thành lập để cung cấp các dịch vụ và nhiều công ty đã được thành lập để cung cấp các dịch vụ này. Well service có hoạt động dịch vụ đang phát triển nên cần thành lập công ty phụ và đến ngày 19/11/1932 từ nhóm Don Well service, công ty Don Well ince được thành lập (sau này là chi nhánh của Schlumberger). Các công ty khác bắt đầu thành lập như oil Maker Co (nhưng không tồn tại lâu được) tháng 6/1932 thành lập chemical process Co tại Michigan (hoạt động đến năm 1958 và sát nhập và Byzon - Jackson Inc). Tháng 10/1932, Williams Brothers Treaty Corp thành lập tại Texas. Tháng 3/1935 Halliburton Halliburton oil well cemmeting Co bắt đầu xử lý các giếng dầu thương mại. Đối với việc xử lý axit ở thành hệ cát kết, ngày 16/03/1933. Jes Rusell Willson ở công ty Standard oil của in diana, được cấp bằng phát minh về xử lý axit HF trong thành hệ cát hết. Việc tạo ra HCL trong giếng hay thành hệ, Willson đã nhận ra khả năng axit HF tác dụng với sét và vật liệu chứa silic. Đầu năm 1933 A.M.P-terson tiếp tục công trình của Willson đề nghị Halliburton tiếp tục sử dụng HF trong thành hệ cát kết, hy vọng sẽ thành công như axit HCL. Ngày 3/5/1933 hỗn hợp axit HCL và HF được dùng nhưng bị thất bại vì hỗn hợp đã hoà tan thành phần canxi để lại một lượng lớn cát và Halliburton đã không sử dụng phương pháp này được áp dụng rộng rãi vì giá cả hợp lý, có hiệu quả kinh tế rõ rệt nhưng không đòi hỏi kỹ thuật cao. Riêng ở Việt nam, xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã quan tâm đến xử lý axit từ năm 1987, đến năm 1992 đã thành lập xưởng xử lý, từ đó đến nay vẫn thường tiến hành xử lý axit và mang lại lợi nhuận đáng kể. Ở đây cũng đã nghiên cứu và áp dụng các phương pháp xử lý axit mới, trong đó phương pháp xử lý nhũ tương axit được quan tâm nhất. Vì phương pháp đó rất phù hợp với điều kiện nhiệt độ cao, không làm mất khả năng tác dụng của nhũ axit. Trong khi đó hầu hết các axit được làm chậm tác dụng tỏ ra rất Ýt có hiệu quả. .. B. CƠ SỞ LUẬN CHỨNG ĐỂ ÁP DỤNG PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ NHŨ TƯƠNG AXIT. I. ĐIỀU KIỆN ĐỊA NHIỆT PHÙ HỢP VỚI VIỆC XỬ LÝ BẰNG NHŨ TƯƠNG AXIT. Chế độ nhiệt của vỉa tác động mạnh đến tốc độ phản ứng của dung dịch axit với đất đá, nhiệt độ càng cao thì tốc độ phản ứng xảy ra càng nhanh. Nếu tốc độ phản ứng xảy ra nhanh thì tác dụng mở rộng các khe nứt sẽ yếu đi. Hiệu quả của việc xử lý sẽ không cao thì nhiệt độ của vỉa lớn hơn 60oC, lúc đó cần phải sử dụng chất làm chậm phản ứng điều này chỉ thích hợp khi nhiệt độ đến 80oC. Nếu nhiệt độ cao hơn thì hiệu quả cao nhất là sử dụng nhũ tương axit. Trong điều kiện thực tế ở mỏ Bạch Hổ nhiệt độ các vỉa chứa dầu thường rất cao. Tầng Oligoxen và tầng móng nhiệt độ từ 100 ¸ 150oC, đặc biệt có chỗ cao hơn. Nên để xử lý dung dịch axit có hiệu quả thì dùng nhũ tương axit. Trong đó axit là pha phân tán, còn dầu hay sản phẩm của dầu là môi trường phân tán (trong đó dầu đã tách khí, nước hoặc dầu diejen) được ổn định bằng các gốc Amin từ C1 ¸ C16 hoặc từ C17 ¸ C20 .... Nhũ tương trên cơ sở hỗn hợp của axit glino ( éKP ) và dầu hay sản phẩm của dầu được ổn điọnh bằng các nhóm Amin, có thể đảm bảo ổn định nhiệt độ từ 130 ¸ 150oC trong khoảng 40o ¸ 60 phót. Qua nghiên cứu chỉ ra rằng tốc độ ăn mòn thép trong nhũ tương axit đến ở nmhiệt độ 120oC thấp hơn từ 80 ¸ 90 lần oỉ những điều kiện tương tựo của dung dịch axit bình thường. Thành phần nhũ tương axit người ta chọn 60 ¸ 70% là pha axit, đây là hỗn hợp giữa axit glino hoặc axit HCL với nước ngọt. 30 - 40% là dầu hoặc sản phẩm của dầu được ổn định bởi 0,25 ¸ 0,5% các nhóm Amin gốc từ C10 ¸ C16 hoặc từ C 17 ¸ C20. Trong thành phần nhũ tương axit nhất thiết phải pha chế chất ổn định axit axêtic (CH3COOH) chất ăn mòn và các hoạt tính bề mặt khác. Nếu hàm lượng cacbonnat trong tầng đá lớn hơn 0,5 ¸ 1%, thì người ta sử dụng hai thành phần: ban đầu là dung dịch HCL, sau đó là dung dịch axit glino. Cả hai thành phần nàyp đều ở dạng nhũ tượng dầu axit với thành phần như trên. II. CƠ SỞ VẬT CHJẤT, KỸ THUẬT DÙNG ĐỂ XỬ LÝ AXIT. 1. Khu vực tiếp nyhận và pha chế axit. Đây là cơ sở dùng để tiếp nhận axit sản xuất từ các nhà máy hoá chất. Đồng thời cũng là nơi tập kết cacbon chứa đựng axit thứa được pha chế hoặc đã pha chế chuẩn bị gửi đi giàn để xử lý. Khu vực này còn dùng để bảo quản các hoá phẩm phụ gia khác. Trong khu vực này cần thiết phải thiết kế, xây dựng vị trí để các bồn chứa axit cố định, cá bồn để pha chế axit gửi đi giàn, ca cs kho để bảo quản các hoá phẩm khác, nhà nghỉ, nơi làm việc của công nhân, phòng thí nghiệp... việc thiết kế xây dựng khu vực này sao cho hết sức hợp lý và thuận lợi. 2. Các thiết bị dùng để phục vụ cho công tác xử lý axit. Thiết bị dùng để phục vụ cho công tác xử lý axit tuỳ theo điều kiện phát triển ngành dầu khí của từng nược và điều kiện khai thác các mỏ dầu ngoài biển hay trong đất liền mà trang bị thông thường những thiết bị cơ bản dùng cho công tác xử lý axit bao gồm. a. Các bồn chứa axit (cố định và vận chuyển). Ngoài các tiêu chuẩn về kích thước dung tích axit chứa được đảm bảo cho xử lý còn phải chú ý tới một số chỉ tiêu về mặt kỹ thuật sau: + Có khung sắt để tránh va đập khi vận chuyển + Vật liệu chế tạo phải đảm bảo chống sự ăn mòn phá huỷ bề mặt do axit và hỏi axit (vật liệu có thể là nhựa tổng hợp chịu nhiệt, áp suất hoặc thép không rỉ bên trong bồn có dán Ðp một số sợi thuỷ tinh dày 3 ¸ 4 (mm) . Có các van xả ở đáy, van thông hỏi ở trên có nắp mở. Miệng kích thước phù hợp để đảm bảo chui ra vào khi sửa chữa bên trong bồn. b. Máy bơm và tổ hợp máy bơm. Máy bơm axit : Thuộc loại bơm ly tâm nhu azimas AK II II 500 dùng để bơm axit vào giếng hay vào các bồn chứa với áp lực đẩy lên cao không lớn nhưng lưu lượng lớn. Ngoài các máy bơm dùng để bơm axit nêu nên, người ta còn dùng các tổ hợp máy bơm trám xi măng UA 320M và 2AH - 500. Mặc dù các tổ hợp máy bơm này dùng để bơm các chất lỏng không có sự tham gia của các chất ăn mòn, phá huỷ bề mặt nhưng vẫn sử dụng để bơm axit xử lý giếng. Sau mỗi lần sử dụng để bơm giếng như vậy, cần phải rửa thận sạch, bằng nước, đặc biệt trong những phần axit bơm cuối cùng phải thêm chất rửa trôi, chất chống ăn mòn trinatrifocfat với nồng độ từ 0,3 ¸ 0,5% hoặc lớn hơn. Bảng 10 ĐẶC TÍNH KỸ THUẬT CỦA MÁY BƠM AZIMAS 30 Số vận tốc (theo hộp số) Tần sè quay của trục bơm (V/P) Đường kính Pitông D = 110mm Đường kính Pitông D = 110mm Năng suất truyền chất lỏng theo lý thuyết bơm (l/s) Áp suất (MPa) Năng suất truyền chất lỏng theo lý thuyết bơm (l/s) Áp suất (MPa) I 25,7 1,54 33,3 1,03 50 II 43,6 2,79 33,3 1,86 50 III 89 5,35 17,4 3,56 26,1 IV 159 9,52 9,75 6,35 14,6 V 204 12,2 7,6 8,15 11,4 c. Để vận chuyển axit từ nhà máy hoá chất về khu bảo quản và chế biết axit, người ta sử dụng các loại xe chuyên dụng như UJCK-6. Có thể tích chứa 6m3, 4UP thể tích chứa 9,15m3 UP20 thể tích chứa 17m3. II. NHỮNG HOÁ PHẨM ĐỂ PHA CHẾ DUNG DỊCH AXIT LÀM NHŨ TƯƠNG AXIT. 1. Axit clohydric (HCL). Để xử lý vùng cận đáy giếng người ta sản xuất ra một loại dung dịch axit HCL kỹ thuật, nồng độ từ 30 ¸ 32%. Axit HCL trước khi đưa đến nơi tiêu dùng cần phải được pha chế theo yêu cầu của người sử dụng, theo công nghệ sản xuất axit cũng như do sự ăn mòn các thiết b ị trên đường vận chuyển, bảo quản và quá trính sử dụng. Trong dung dịch axit có chứa hợp chất sắt dạng clorusắt Fecl3 khi trung hoà dung dịch axit thì Fe(OH)3 lắng đọng và muốn của chúng sẽ làm tắc các mạch của vỉa. Để chống lại sự lắng đọng của sản phẩm sắt ngươì ta dùng chất ổn định là axit axêtic (CH3COOH). 2. Axit Flohyrioc (HF). Đây là một chất khí không màu, có mùi hắc tan nhanh và bền vững trong nước. Axit HF có thể phản ứng với tất cả các kim loại, trừ vàng, bạc bạch kim. Nó có tác dụng với vật liệu Silicat Alumisilicat. Những sản phẩm của phản ứng axit HF với đá chứa lục nguyên sẽ giảm dần nồng độ axit, trong dung dịch, có thể tạo thành, những hỗn hợp không tan, làm tắc những koảng rỗng, xốp của vỉa sản phẩm. Vì vậy trong xử lý axit chỉ được dùng axit HF khi có mặt axit HCL. 3. Axit axêtic (CH3 COOH): Axit này không màu, có mùi hắc hoà tan trong nước rất tốt, được sản xuất với nồng độ từ 97 ¸ 99%. để xử lý, người ta sử dụng các loại axit axêtic TOCT-61-75, ROCT 6968 - 76. Liều lượng axit axêtic để ổn định dung dịch axit và ngăn ngừa lắng đọng của sắt phụ thuộc vào hàm lượng sắt có trong dung dịch làm việc. Nếu nồng độ sắt Nồng độ CH3COOH 0,01 ¸ 0,1% 1% 0,1 ¸ 0,3% 1,5% 0,3 ¸ 0,5% 2% ¸ 3% 4. Vai trò của các chất phụ gia chống ăn mòn. Quá trình xử lý vỉa bằng axit thường gây ra sự ăn mòn các thiết bị khai thác dầu hày tạo thành các chất lặng đọng, kết tủa làm bít các lỗ hổng, khe nứt. Vì vậy để chống lại sự ăn mòn và ngăn cản sự bít kín lỗ hổng, khe nứt bởi các hỗn hợp sắt và Sunfat đòi hỏi phải sử dụng các chất phụ gia chống ăn mòn cho thêm vào trong dung dịch axit. Tốc độ ăn mòn đường ống và các thiết bị phụ thuộc vào hàm lượng của dung dịch axit, nhiệt độ áp suất. Khi nhiệt độ vùng cận đáy cao thì tốc độ ăn mòn tăng lên điều đó làm quá trình xử lý axit trở lên kho khăn nếu không sử dụng các dung dịch được pha chjế đặc biệt. Khi thiết bị bị ăn mòn, trong dung dịch trở nên giàu sản phẩm sắt, làm cho tính axit của dung dịch giảm. Chất phụ gia với khối lượng nhỏ vào trong dung dịch axit cóp thể làm giảm sự ăn mòn của axit nhưng vẫn giữ nguyên được tính axit, chống lại sự ăn mòn các thiết bị bề mặt và lòng giếng. Do vậy trong quá trình xử lý vùng cận đáy giếng bằng axit các chất phụ gia có vai trò đặc biệt quan trọng. Các chất phụ gia khi hoìa vao dung dịch để pha chế có các yêu cầu cơ bản sau: - Có khả năng hoà tan hoàn toàn trong dung dịch làm việc. - Không tạo thành chất lắng đọng với các sản phẩm của phản ứng. - Có tác dụng nhu chất hoạt tính bề mặt. 5. Một vài chất ức chế (chống ăn mòn) được sử dụng khi xử lý vùng cận đấy giếng bằng axit. a. Catafin-A: Đây là một trong những chất chống ăn mòn của axit tốt nhất. Khi pha vào dung dịch axit làm việc với 0,1% thể tích thì cường độ ăn mòn của dung dịch giảm đi từ 55 ¸ 65 lần Catafin-A hoàn tan tốt trong dung dịch axit, còn sau khi trung hoà axit trong các lỗ hổng, khe nsứt của vỉa do phản ứng xảy ra với đá cacbonnat, nói không tạo ra bất kỳ một chất lắng đọng, kết tủa nào. Khi nhiệt độ cao tính chất chống ăn mòn của Catafin-A giảm mạnh. Vì vậy khi nhiệt độ đáy giếng từ 80 ¸ 1000oC hay có thể cao hơn cần phải sử dụng các chất ức chế khác. b. Marvelan - K (0): Đây là chất chống ăn mòn có liều lượng pha trung bình cho phép là 0,1%. Marvelan -K(0) là một chất ức chế có cường độ hoạt tính cao. c. U -1 - A: Cường độ chống ăn mòn của chất này là rất lớn. Nếu ta pha với liều lượng 0,1% U -1 - A với 0,2% Urotrofin, thì cường độ ăn mòn của dung dịch axit ở nhiệt độ 20oC, sẽ giảm xuống 30 lần. Còn khi liều lượng pha chế là 0,4% U-1-A với 0,8 Urotrofin thì cường độ ăn mòn của dung dịch giảm xuống tới 55 lần. Chất ức chế chống ăn mòn của axit sử dụng cho các mỏ có nhiệt độ đáy giếng cao hơn 130oC ngày nay chưa tìm ra được. Để giải quyết vấn đề khó khăn này khi nhiệt độ đáy 130oC người ta pha chế hỗn hợp của một số chất ức chế với liều lượng sau: 0,4% -U-1_A +0,8 Urotrofin + 09,01% Iốt thì cường độ ăn mòn của dung dịch axit giảm xuống 40 (lần). 6. Chất hoạt tính bề mặt. Những chất hoạt tính bề mặt có khả năng làm giảm sức căng bề mặt giữa các chất lỏng và chất lỏng, giữa chất lỏng và chất rắn, làm cho dung dịch axit dễ dàng xâm nhập vào các mạch mao dẫn của đá chưa. Khi xử lý những giếng khai thác cần phải sử dụng những chất hoạt tính bề mặt Anion như Sunfanol ... Chất này có thể làm giảm sức căng bề mặt ở những vùng tiếp xúc dầu với axit và đá chứa, đồng thời làm cho đã chứa trong nước ưu dầu, tạo điều kiện cho khai thác dầu tăng lên. Nồng độ sunfanol chiếm k0,2% thể tích dung dịch. Khi thiếu chất hoạt tích mặt Cation như OH-7 Ho-10. Cũng với hàm lượng 0,2% thể tidchs dung dịch. Hiệu quả các chất này thấp hơn vì khi làm giảm sức căng bề mặt giữa pha lỏng và rắn thì nó không làm cho đá chứa ưu dầu. Vì vậy chất hoạt tính bề mạt Cation sẽ mang lại hiệu quả cao đối với các giếng bơm Ðp khi xử lý vùng cận đáy giếng. IV. THÀNH PHẦN PHA CHẾ CỦA DUNG DỊCH AXIT ĐỂ LÀM NHŨ TƯƠNG AXIT Thành phần tối ưu của dung dịch pha chế xác định trên cơ sở những nghiên cứu ở phòng thí nghiệm và thực nghiệm công nghiệp tiến hành ở điều kiện khai thác cụ thể. để xử lý vùng cận đáy giếng với vỉa chứa đá lục nguyên người ta sử dụng hỗn hợp của hai loại axit là axit clohydric (HCL) và axit Flohydric (HF) gọi là axit glino (axit phá huỷ vật liệu sét). Với liều lượng pha chế như sau: 1. Để cho xử lý lần đầu tiên. 8% (HCL) + 3% (HF) + 2% (CH3 COOH) + các chất chống ăn mòn và hoạt tính bề mặt. 2. Để cho xử lý lần tiếp theo. 10 (HCL) + 5% (HF) + 3% * HC3COOH) + các chất chống ăn mòn và các chất hoạt tính bề mặt lưu lý nồng độ axit HF không nên nhỏ quá 3% và không nền lớn hơn 5%. Thể tích của dùng dịch axit được xác lập không những phụ thuộc vào chiều dày của vỉa mà còn phụ thuộc vào tính chất vật lý vỉa, thành phần của đá chứa và số lần xử lý trước đó. Khối lượng dung dịch axit áp dụng tính trung bình cho một mét chiều dày của khoảng xử lý vỉa (nồng độ axit từ 8 ¸ 15% ) có đá chứa là thành phần cacbonnat được xác lập trên cơ sở có nhiều kinh nghiệm qua các lânf xử lý và được đưa ra: Bảng 11 Đá chứa có Thể tích dung dịch axit HCL (m3/m) Xử lý lần đầu Xử lý lần sau Độ rỗng, thấm 0,4 ¸ 0,6 10,6¸ 1 Nhỏ . Độ thấm 0,6 ¸ 1 1 ¸ 1,5 Cao. Khe nứt 0,6 ¸ 0,8 1 ¸ 1,5 Để xử lý cho các lần tiếp theo, thể tích dung dịch axit tăng lên từ 20 ¸ 40% so với ban đầu hoặc tăng nồng độ % axit. c. Lập phương án xử lý bằng nhũ tương axit. Cho đối tượng khai thác tu õng Oligoxen mỏ Bạch Hổ. I. CỞ SỞ LẬP PHƯƠNG ÁN VÀ THIẾT KẾ KHI XỬ LÝ. Để lập phương án và thiết kế khi xử lý phù hợp với điều kiện kỹ thuật nước ta chỉ cho phép Ðp phân đoạn từng luợng dung dịch có thể tích bằng thể tích của bộ cần HKT. Vậy ta có thể lập phương án theo hai hướng sau: Hướng thứ nhất : Khi không biết nhiều thông tin về vùng sử lý, ta phải dựa vào thể tích bộ cần HKT để tính lượng axit cần Ðp. Lượng dung dịch axit theo từng phân đoạn. + Thể tích dung dịch axit glino để Ðp vào vỉa lên đầu là 60% thể tích bộ cần HKT. + Thể tích nhũ tương axit HCL Ðp tiếp theo chính là thể tích bộ cần HKT, ở đó 60% thể tích là dung dịch axit HCL còn 40% là thể tích dầu diezel . + Thể tích nhũ tương axit hlinơ Ðp tiếp theo cũng chính là thể tích bộ cần HKT, ở đó 6b0% thể tích là VVC glinơ, còn 40% là thể tích dầu diezel. Hướng thứ 2: Khi ta đã có kinh nghiệm xử lý vùng mỏ hay biết nhiều thông tin về vùng xử lý thì căn cứ vào các giếng xử lý xung quanh ta biết được lượng axit cần dùng cho 1m chiều dày tầng sản phẩm. Nhờ vậy ta sẽ tính thể tích axit cần dùng để xử lký là : V = ( thể tích axit cho 1m chiều dày ) x (chiều dày tầng sản phẩm) Từ đó ta chia thể tích dung dịch v v hoặc nhũ tương axit pha chế tư dụng cịh trên thành nhiều lần eps, tuỳ theo độ tiếp nhận của vỉa và khả năng Ðp. * Khi Ðp vào vỉa sản phẩm ta cần đặc biệt lưu ý các vấn đề sau: - Sau mỗi lần Ðp, ta cần xác định lại độ tiếp nhận của vỉa. Nếu độ tiếp nhận tăng chứng tỏ lần Ðp đó có hiệu quả, axit hay như axit đã xâm nhập và tác dụng tốt. Trong trường hợp đó có thể tiếp tục Ðp. Ngược lại ta phải dừng quá trình Ðp, tìm hiểu nguyên nhân và cách khắc phục. Nếu độ tiếp nhận của vỉa lớn hơn 0,3 m3/phút thì việc bơm Ðp axit và bơm xói rửa axit sẽ được tiến hành bằng dầu. Còn nếu độ tiếp nhận của vỉa nhỏ hơn 0,3 m3/phút thì việc bơm Ðp và bơm xói rửa axit sẽ được tiến hành bằng nước. Mực axit bên ngoài cần HKT trong thời gian bơm và Ðp axit vào vỉa luôn nằm trong giới hạn khoảng thân chọn để xử lý. Điều kiện quan trọng để đạt kết quả xử lý của axit là thời gian giữ axit trong vỉa, nó phụ thuộc vào nhiều yếu tố cho mỗi kinh tế nhiệt khác nhau. Thời gian kéo dài ngâm axit ở trong thân trần giếng từ 8 ¸ 12 giờ thậm chí kéo dài đến 24 giê. - Thời gian cho phép bơm Ðp axit vào trong vỉa ở điều kiện nhiệt độ đáy giến là ¸ 30oC thì thời gian cho phứp kéo dài đến 2 giờ. Còn đối với nhiệt độ đáy là 30 ¸ 60oC , thời gian kéo dài là 1 ¸1,5 giê. - Thời gian kéo dài để cho phản ứng giữa axit và đá chứa được xác lập, hình thành bằng những kinh nghiệm để cho mỗi đối tượng khai thác, trên cơ sở xác định sự tồn động của axit trong vỉa sau mỗi thời khác nhau... II. CƠ SỞ TÍNH TOÁN VÀ QUÁ TRÌNH BƠM ÐP. - Tiền hành bơm rửa nghịch hoặc thuận, để thay toàn bộ cột chất lỏng trong giếng bằng thể tích V rửa bằng nước biển có pha chất hoạt tính bề mặt. Ta có thể lấy : V rửa bằng tổng thể tính lòng giếng giới hạn bởi hệ thống ống chống khai thác. - Mở van ngoài cần, bơm vào trong cần HKT liên tục theo thứ tự. 1. Nước kỹ thuật hoà trộn Sunphanol 0,2% với thể tích Vtn = 50% VHKT (dùng để xác định độ tiếp nhận của vỉa). 2,. Nước biển hoàn chất hoạt tính về mặt Sunphanol 0,2% với thể tich Ve1 = 50% VHKT (dùng để Ðp). 3. Xác định độ tiếp nhận của giếng, bằng cách bơm Ðp thêm thể tích nước biển. Với Ve2 = Vtn vào trong cần với 4 chế độ áp suất là 100 at,; 150 at; 200 at; 200 at. 4. Tiến hành đóng van ngoài cần bơm vào trong cần một. Thể tích Vđ nước kỹ thuật có hoá chất sunphanol 0,2% (gọi là nước đệm). Thể tích Vtkp1 dung dịch axit glinơ (Tkp). Thể tích Ve2 nước biển có hoá chất PAV sunphanol 0,2% (dùng để làm đẩy cột chất lỏng trong HKT). 5. Đóng van ngoài cần, bơm vào trong cần. Thể tích nước biển Vnb = Vđ ( để Ðp Vđ vào vỉa) Ðp vào cần HKT thể tích Vc4 = Vkp1 nước biển có hoá chất PAV sunphanol 0,2% (để Ðp VTkp1 chất axit glinơ đã bơm vào HKT. 6. Mở van ngoài cần, bơm vào trong cần thể tích Vekpi + D nhũ tương axit HCL dầu diezel Vckp + D = Vckp + Vd1. Trong đó : Vckp là thể tích dung dịch Ckp để xử lý bằng 60% Vckp + D,. Vd1 là thể tích dầu pha chế nhũ tương (có pha chế dixovan) = 40% Vckp+d. Ta có thể tiến hành nhiều lần, mỗi lần lấy Vckp+D = VHKT. 7. Đóng ngoài cần, Ðp thể tích nước biển có hoá chất PAV sunphanol 0,2% . Vc5 = Vckp + D vào cần HKT ( để Ðp Vckp+D nhũ tương axit vào vỉa, số lần tiến hành ở bước 6 và bước 7 bằng nhau). Áp suất Ðp không vượt quá áp suất thủ độ kín. 8. Mở van ngoài cần, bơm vào trong cần thể tích nhũ tương axit. Vékp + D = Vékp2 + V d2. Trong đó: VéKP là thể tích dung dịch éKP để xử lý = 60% VéKP + D. Vd2 là thể tích dầu để pha chế nhũ tương (có phá chế dixovan 0,2%). Có thể tiến hành nhiều lần, mỗi lần lấy. VéKP + D = VHKT. 9. Đóng van ngoài cần, Ðp vào cần HKT thể tích de dầu đu ược pha chế chất hoạt tính bề mặt dixovan 0,2% (để Ðpi nhũ tương axit dầu vào vỉa), Nếu bước và tiến hành một lần thì. Vd = VHKT + VOC + Vvd. Với Voc là thể tích ống chống từ đế bộ cần HKT đến chân ống khai thác. Axitđ là thể tích vùng đáy (khoảng thân trần). Nếu tiến hành bước và nhiều lần thì Vde các lần đầu lấy bằng Vhkt và cuối cùng lấy. Vde = VHKT + VOC + Vvđ. Liên tục bơm xói rửa vùng xử lý bằng thể tích Vrd1 dầu (tách khí) có hoá chất PAV (dixovan 0,2%), với áp suất cực đại của máy bơm (không vượt quá áp suất thử cần HKT) có thể lấy. VRD1 = 3 Vvđ. 10. Đóng van trong cần. Theo dõi áp suất đầu giếng. Lắp đặt chế độ còn phun theo chế độ công nghệ được duyệt. Nếu không có áp suất trong khoảng thời gian 2 giê thay toàn bộ cột chất lỏng trong giếng bằng thể tích dầu pha chất hoạt tính bề mặt sunphanol 0,2%. Vrd2 = Vrửa. Sau đó gọi dòng bằng cách bơm các tập dầu, tập khí có áp suất cao ở các giếng bên cạnh vào ngoài cần v à trong cần. Quá trình lặp đi lặp lại nhiều lần cho đến khi có dòng dầu ổn định. Nếu giàn không giếng áp suất dầu giếng cao từ 70 ¸ 100 át trở lên, thì tiền hành gọi dòng bằng hoá phẩm. III. TÍNH TOÁN XÁC LẬP CÔNG NGHỆ CHO GIẾNG 540 X (HÌNH...). 1. Đặc tính kỹ thuật địa chất: - Giếng khai thác bằng phương pháp tự phun khoảng cách tự bàn Roto đến mặt bích đầu tiên của đầu giếng là 15m. - Èng chống khia thác có đường kính là f168 x 140 mm. - Để ống chống ở chiều sâu 4050 m - Chiều dày ống chống là : f 168 x 10,6 x E,D x (0 ¸ 2960m) f 140 x 10,5 x D x (2960 ¸ 3250m) f 140 x 9,17 x N - 80 x (3250 ¸ 4050m)) - Èng chuyển tiếp giữa f 168 x f 140 là 2960m . - Cột ống chống được Ðp bằng nước biển với áp suất là 250 at đảm bảo độ kín theo quy định để đưa giếng vào khai thác. - Độ đâng xi măng tới miệng giếng theo kết quả của tài liệu địa vật lý. - Đầu giếng chống phun loại Jks - 80/50 - 350 f/68mm f89m 2720m f73mm 2960m f140mm 4050m 3830m - Tầng khai thác là tầng Oligoxen hạ có khoảng bắn mìn là : 3839 ¸ 3855m 3882 ¸ 3887m 3893 ¸ 3900m 3911 ¸ 3927m 3947 ¸ 3954m 3970 ¸ 3976m 3978¸ 3993m - Mật độ bắn mìn là 10 viên/1m (Jck 0 - 89). - Đáy nhân tạo ở chiều sâu là 40 40 m - Thiết bị lòng giếng có cần Ðp hơi đường kính f 89mm x 6,45 mm x p145. - Loại có chốn dài 0 ¸ 2720 m - Loại cần khai thác f 73 x 5,51 x p 105. Có chiều dài từ 2720 ¸ 3830m. - Đặc tính vật lý của sản phẩm giếng 540 x là chiều dày mỏ vải là 72 m (theo tài liệu địa vật lý). Độ rỗng trung bình tầng zz từ 3,5 ¸ 12%. + động thấm là 20 ¸ 25md + Hàm lượng cacbonnat trung bình là 5%. + Hàm lượng sét là 10 ¸ 20%. + Đá chứa dạng trầm tích lục nguyên. + Nhiệt độ vỉa . 130 ¸ 140oC. + Áp suất vỉa là 380at. 2. Trạng thái của giếng trước khi đưa vào xử lý. - Giếng đưa vào khai thác vào tháng 2 năm 1990. - Khai thác với đường kính côn phun là 10mm. - Lưu lượng khai thác là 180T/ ngày - đ êm - Lưu lượng khí đồng hành là 240m3/ngđ. - Áp suất đầu giếng còn là 15 at. - Lưu lượng khí đồng hành là 240m3/ng-đ - Sau 2 năm khai thác vào tháng 2/1992. Giếng được tiến hành bơm rửa đáy, bơm thông vỉa bằng hoá phẩm tạo khí. - Sau đó giếng khai thác chỉ đạt được 120T/ngy-đ - Lúc này nhiệt độ vỉa là 130 ¸ 140oC. Áp suất vỉa là 380at. Với P245 x 314 = 40at; P168 x 245 = 70at. Đáy hiện tại được xác định là 4050m. Chiều sâu tuyệt đối là 4040m. Trên cơ sở đó ta nhận thấy cần thiết phải tiến hành xử lý vùng cận đáy bằng nhũ tương axit với công nghệ xử lý tiến hành theo nhiều công đoạn. 3. Tính khối lượng dung dịch và các hoá chất khác để xử lý giếng. a. Thể tích các khoảng không vành xuyến: n