Kết quả nghiên cứu chế tạo, đánh giá và thử nghiệm hệ vi nhũ tương acid cho xử lý vùng cận đáy giếng vỉa cát kết
HÓA - CHẾ BIẾN DẦU KHÍ
KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU CHẾ TẠO, ĐÁNH GIÁ VÀ THỬ NGHIỆM
HỆ VI NHŨ TƯƠNG ACID CHO XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG VỈA CÁT KẾT
KS. Nguyễn Thị Ngọc Bích, ThS. Trịnh Thanh Sơn, ThS. Hoàng Linh
ThS. Phan Vũ Anh, ThS. Hoàng Thị Phương, KS. Lương Văn Tuyên
ThS. Kiều Anh Trung, CN. Cù Thị Việt Nga, KS. Ngô Hồng Anh
Viện Dầu khí Việt Nam
Email: bichntn@vpi.pvn.vn
Tóm tắt
Bài báo giới thiệu một số kết quả về nghiên cứu chế tạo hệ vi nhũ tương acid cho xử lý vùng cận đáy giếng; kích
thước hạt và độ bền của hệ vi nhũ. Hệ vi nhũ có tốc độ ăn mòn thấp hơn dung dịch acid ở cùng nồng độ. Kết quả thử
nghiệm trên mô hình vỉa cho thấy hệ vi nhũ tổng hợp được có khả năng phục hồi độ thấm trên 90% đối với mẫu lõi
tầng Miocene và Oligocene mỏ Bạch Hổ.
Từ khóa: Hệ vi nhũ tương acid, vỉa cát kết, độ thấm.
1. Giới thiệu
Hiện nay, sản lượng dầu của nhiều giếng khai thác bị
Trong bài báo này, nhóm tác giả giới thiệu kết quả
tối ưu hóa thành phần hệ vi nhũ tương và đánh giá, thử
nghiệm hệ vi nhũ tương acid ứng dụng cho xử lý nhiễm
bẩn vùng cận đáy giếng vỉa cát kết.
sụt giảm do hiện tượng nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng
bởi sự hình thành, bám dính và tích tụ các cặn hữu cơ và
vô cơ. Trong giai đoạn 1988 - 2012, có 776 lần xử lý vùng
cận đáy giếng tại mỏ Bạch Hổ và khai thác thêm được
6,08 triệu tấn dầu. Nhiều phương pháp xử lý vùng cận
đáy giếng đã được thử nghiệm và ứng dụng rộng rãi với
mức độ thành công khác nhau. Trên thực tế, xử lý acid là
phương pháp phổ biến nhất nhằm cải thiện độ thấm cho
vùng cận đáy giếng. Tùy vào tình trạng cụ thể của vùng
cận đáy giếng cần xử lý, có thể áp dụng nhiều quy trình
và thành phần hệ acid phù hợp như: sử dụng hỗn hợp
acid đơn thuần, nhũ tương acid, tiền xử lý bằng dung môi
hydrocarbon (diesel), dầu thô nóng kết hợp với dung dịch
acid… Mục tiêu của phương pháp xử lý acid là hòa tan
các tích tụ vô cơ bít nhét hoặc tạo kênh dẫn mới giúp cải
thiện hoặc phục hồi độ thấm cho vùng cận đáy giếng. Tuy
nhiên, hệ nhũ tương acid vẫn tồn tại tính ăn mòn cao, hiệu
quả xử lý không kéo dài, thời gian duy trì ngắn do bán
kính xâm nhập của acid không sâu khiến tình trạng ngập
nước của vỉa ngày càng tăng. Quá trình xử lý acid lặp lại,
hiệu quả xử lý giảm dần.
2. Thực nghiệm
2.1. Nguyên liệu và thiết bị
2.1.1. Nguyên liệu
Các hóa chất để pha chế nên hệ vi nhũ tương gồm: dầu
diesel, xylen, acid formic, K2EDTA, 2 chất hoạt động bề mặt
không ion ký hiệu là HĐBM 1, HĐBM 2, butanol. Đây là kết
quả của quá trình khảo sát lựa chọn dựa trên thành phần
của lắng đọng hữu cơ (nhựa, asphaltene, paraffin rắn,..)
và lắng đọng vô cơ (CaCO3 và CaSO4...). Mẫu lõi được thử
nghiệm được lấy từ tầng Miocene và Oligocene mỏ Bạch Hổ
do Phòng thí nghiệm Mô hình hóa vàVật lý vỉa -Viện Nghiên
cứu Khoa học và Thiết kế Dầu khí biển (NIPI) chuẩn bị.
2.1.2. Thiết bị
Ống chịu nhiệt (Ace Glass Incorporated Vineland
NewJersey - USA); tủ gia nhiệt (MRC - Israel); máy đo kích
thước hạt (LA-950V2 HORIBA - Nhật Bản); máy đo độ nhớt
(Fann Viscometer Model 35 SA - USA).
Khắc phục hiện trạng trên, nhóm tác giả thuộc Trung
tâm Nghiên cứu Tìm kiếm Thăm dò và Khai thác Dầu khí
- Viện Dầu khí Việt Nam đã nghiên cứu chế tạo hệ vi nhũ
tương kết hợp 2 nhóm hóa phẩm xử lý đồng thời cặn lắng
đọng hữu cơ và vô cơ. Với kích thước nhỏ, các hạt vi nhũ
tương có thể thâm nhập sâu vào vùng có độ thấm thấp
mà các dung dịch acid khác không thể xâm nhập, giúp
tăng phạm vi xử lý và nâng cao hiệu quả cải thiện độ thấm
vùng cận đáy giếng.
2.2. Phương pháp nghiên cứu
- Xây dựng giản đồ pha: Ba giản đồ pha được xây
dựng tương ứng với các tỷ lệ khối lượng của chất hoạt
động bề mặt (S) và chất đồng hoạt động bề mặt (Co) là
1:1, 2:1 và 3:1 theo phương pháp chuẩn độ.
- Phương pháp quy hoạch thực nghiệm: Phần mềm
Modde 5.0. được sử dụng để xác định các giá trị tối ưu.
DẦU KHÍ - SỐ 3/2015
32
PETROVIETNAM
2.3. Đánh giá một số chỉ tiêu chất lượng của hệ vi nhũ tương
cán bộ NIPI (Vietsovpetro) đánh giá khả năng phục hồi độ
thấm trên thiết bị mô hình dòng chảy đa pha theo quy
trình của Vietsovpetro [1].
- Đo kích thước hạt vi nhũ bằng thiết bị LA-950V2
HORIBA (Nhật Bản).
2.4.1. Quy trình phân tích, đánh giá khả năng phục hồi độ
thấm của mẫu lõi sau khi xử lý bằng hệ vi nhũ tương
- Độ bền pha và thời gian tách pha của hệ vi nhũ ở
điều kiện vỉa: Độ bền pha được tiến hành theo phương
pháp Bottle test [7, 8]. Ở điều kiện nhiệt độ cao, mẫu vi
nhũ tương được đựng trong ống chịu nhiệt chuyên dụng
đặt trong tủ gia nhiệt ở nhiệt độ vùng cận đáy giếng trong
thời gian 4 giờ. Quá trình tách pha của hệ vi nhũ được
quan sát sau mỗi khoảng thời gian xác định (30 phút).
- Thiết lập các mô hình vỉa đối với mẫu lõi vỉa cát kết và
xác định độ thấm ban đầu.
+ Gia công mẫu lõi: Khoan 3 mẫu trụ (1 mẫu tầng
Miocene và 2 mẫu tầng Oligocene), sấy khô, bão hòa bằng
nước vỉa trước khi thực hiện thí nghiệm;
- Đo độ nhớt của hệ vi nhũ tương tại nhiệt độ phòng
bằng thiết bị Fann Viscometer Model 35 SA.
+ Xác định độ thấm khí, độ rỗng;
+ Tạo bão hòa nước dư Srw;
- Tốc độ ăn mòn của hệ vi nhũ được đánh giá và so
sánh với dung dịch acid formic cùng nồng độ theo tiêu
chuẩn ASTM G31-72 và ASTM G1-03 [2,3].
+ Đo chiều dài, đường kính 3 mẫu trụ: 1 mẫu tầng
Miocene và 2 mẫu tầng Oligocene có chiều dài lần lượt
là 4,79cm, 4,98cm và 7,14cm; đường kính 4,94cm, 5,06cm
và 5cm.
2.4. Thử nghiệm khả năng phục hồi độ thấm trên mô
hình vật lý vỉa tương ứng với điều kiện mẫu lõi tầng
Miocene và Oligocene
- Chuẩn bị chất lưu làm việc
+ Nước biển;
Để đánh giá khả năng xử lý cặn lắng đọng vùng cận
đáy giếng vỉa cát kết, nhóm tác giả đã phối hợp với các
+ Dầu vỉa được mô phỏng độ nhớt ở điều kiện vỉa cát
kết: 70% dầu thô giếng 27 (MSP-1-BK-7) + 30% dầu hỏa.
Đo độ nhớt dầu ở nhiệt độ 110oC và 130oC;
+ Dầu nhiễm bẩn pha thêm paraffin và asphaltene;
+ Nước có độ khoáng hóa cao;
+ Hệ vi nhũ tương - kết quả của phương pháp quy
hoạch thực nghiệm khảo sát tối ưu hóa điều kiện tạo vi
nhũ tương.
2.4.2. Thử nghiệm đánh giá phục hồi độ thấm trên mô hình
dòng chảy đa pha
- Chuẩn bị lắp mẫu lõi vào bộ giữ mẫu, tăng nhiệt độ
lên 110oC với mẫu Miocene và 130oC với mẫu Oligocene,
áp suất nén hông Pnh = 130atm; (tương đương áp suất
hiệu dụng Phd), áp suất làm việc Pvỉa = 100atm; bơm bão
hòa dầu cho mẫu (5 lần thể tích lỗ rỗng) 5Vr theo chiều
thuận. Xác định độ thấm dầu ban đầu của mẫu trong mô
hình vỉa: K1;
- Bơm dung dịch nước có độ khoáng hóa cao với
thể tích 2Vr, với ΔP = 20amt/m nhằm mục đích kết tủa cặn
lắng đọng vô cơ. Lưu giữ mẫu tại điều kiện vỉa 2 giờ;
- Bơm đẩy dầu nhiễm bẩn đã được chuẩn bị với ΔP =
20 - 24amt/m, thể tích bơm 2Vr, tắt nhiệt ngâm ở nhiệt độ
phòng (nhằm lắng đọng paraffin và asphaltene), lưu giữ
trong 5 - 8 giờ. Sau đó nâng nhiệt độ lên nhiệt độ vỉa. Bơm
Hình 1. Thiết bị đánh giá khả năng phục hồi độ thấm của hệ vi nhũ tương
trên mô hình dòng chảy đa pha
DẦU KHÍ - SỐ 3/2015
33
HÓA - CHẾ BIẾN DẦU KHÍ
dầu mô phỏng độ nhớt theo chiều thuận ở ΔP = 20amt/m.
Xác định độ thấm dầu K2;
3.2. Kết quả khảo sát điều kiện tối ưu bằng phương pháp
quy hoạch thực nghiệm
- Bơm hệ vi nhũ tương acid theo chiều ngược với
chiều đo thấm với ΔP = 20amt/m, thể tích bơm 2Vr. Bơm
đẩy dầu mô phỏng theo chiều thuận ở ΔP = 50amt/m, thể
tích bơm 3Vr. Xác định độ thấm dầu K3.
Thực hiện thí nghiệm theo phương pháp quy hoạch
thực nghiệm, tối ưu hóa hàm mục tiêu bằng phương trình
hồi quy bậc 2. Dựa trên kết quả thực nghiệm, có thể viết
phương trình hồi quy mô tả sự phụ thuộc của kích thước
hạt vi nhũ tương (y) vào các nhân tố: tốc độ khuấy (x1),
nồng độ chất hoạt động bề mặt (x2) và nồng độ acid (x3)
như sau:
- Tính hệ số phục hồi độ thấm của mẫu theo công
thức:
Kph = K3 /[(K1+ K2 )/2]
y = 53,86 + 9,80x3 + 12,01x12 + 30,04 x22 + 26,15 x32
- 3,88 x1 x3 - 0,38 x2 x3
3. Kết quả và thảo luận
3.1. Xây dựng giản đồ pha
Dựa vào số liệu thực nghiệm thu được, với sự hỗ trợ
của phần mềm Modde 5.0, nhóm tác giả tìm ra điều kiện
khuấy trộn tối ưu, nồng độ acid HCOOH và các chất hóa
nhũ để thu được hệ vi nhũ tương có kích thước hạt phân
bố nhỏ nhất. Hệ vi nhũ tối ưu có kích thước hạt phân bố
nhỏ nhất d = 52,96nm.
Ba giản đồ pha của ba hệ VNT-1, VNT-2, VNT-3 với tỷ
lệ S:Co lần lượt là 1:1, 2:1 và 3:1 được thể hiện ở các Hình
2 - 4. Vùng tạo hệ vi nhũ tương là vùng giới hạn bởi đường
cong bên trong giản đồ 3 thành phần.
Các giản đồ pha của 3 hệ vi nhũ tương (Hình 2 - 4) cho
thấy các thành phần của hệ VNT-3 (S:Co = 3:1) đã tạo ra
một vùng vi nhũ tương trong một khoảng rộng, mở rộng
cả về phía pha dầu và pha acid hơn hệ VNT-1 và VNT-2. Hệ
VNT-3 được lựa chọn cho các nghiên cứu sau này vì có độ
bền pha hơn và các thành phần hệ vi nhũ tương có thể
thay đổi linh hoạt hơn khi áp dụng cho từng giếng khai
thác cụ thể.
- Tiến hành tối ưu hóa bằng cách vẽ bề mặt 3D thể
hiện cực trị của hệ tối ưu (Hình 5).
- Phương trình hồi quy phản ánh khá chính xác mô
hình thực nghiệm, điều này khẳng định qua các giá trị
độ lệch chuẩn R2 = 0,993 và độ tương thích của mô hình
Q2 = 0,943.
Bảng 1. Thành phần của vi nhũ tương được lựa chọn để khảo sát
Tỷ lệ khối lượng
Hệ vi nhũ tương
Chất hoạt động bề mặt S:
HĐBM 1:HĐBM 2
DO:Xylene
HCOOH:K2EDTA:nước
Co
VNT-1
VNT-2
VNT-3
1:1
2:1
3:1
2:1
2:1
2:1
5:1
5:1
5:1
3:1:1
3:1:1
3:1:1
HĐBM
HĐBM
Acid
Dầu
Dầu
Acid
Hình 2. Giản đồ pha của hệ VNT-1 (S:Co = 1:1)
Hình 3. Giản đồ pha của hệ VNT-2 (S:Co = 2:1)
DẦU KHÍ - SỐ 3/2015
34
PETROVIETNAM
3.3. Đo kích thước hạt
thước tập trung là 52,53nm, chứng tỏ phương pháp quy
hoạch thực nghiệm ở trên tương đối phù hợp với thực tế.
Kết quả này cũng hoàn toàn phù hợp với bản chất của
hệ vi nhũ tương đã được đề cập ở mục giới thiệu (kích
thước vi nhũ tương trong khoảng 10 - 200nm) và ở mẫu
này phần lớn chỉ chứa một loại hạt (theo kích thước) đảm
bảo sự phân tán đồng nhất và bền vững, khó bị phá vỡ
cấu trúc sau một thời gian bảo quản dài.
Kết quả đo sự phân bố kích thước hạt theo cường độ
của mẫu vi nhũ tương tối ưu (nồng độ chất hóa nhũ 50%,
nồng độ acid formic 12%) được biểu diễn bằng đồ thị
phân bố kích thước hạt ở Hình 6.
Kết quả đo kích thước hạt của hệ vi nhũ tương tối ưu
(Hình 6) cho thấy mẫu vi nhũ tương này chứa các hạt kích
HĐBM
Dựa trên giản đồ pha, điểm M1 được chọn để tiếp tục
đánh giá một số chỉ tiêu chất lượng của công thức vi nhũ
tương này. Thành phần hệ vi nhũ được lựa chọn thể hiện
ở Bảng 3.
3.4. Độ bền pha ở điều kiện thường
Sau 2 tháng thử nghiệm ở điều kiện nhiệt độ phòng,
vi nhũ tương acid vẫn trong suốt, không hề bị tách lớp và
giữ nguyên màu sắc ban đầu (Hình 8), chứng tỏ hệ vi nhũ
thử nghiệm bền về mặt nhiệt động học.
62
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Acid
Dầu
50
40
30
20
10
0
Hình 4. Giản đồ pha của hệ VNT-3 (S:Co = 3:1)
Bảng 2. Bảng kết quả điều kiện tối ưu được tìm ra bằng phương pháp
quy hoạch thực nghiệm
Tốc độ
khuấy
(vòng/phút) nhũ (%)
Nồng độ
chất hóa
Nồng
độ acid thước hạt
(%)
Kích
Ngoại
quan
0.010
0.100
1.000
10.00
100.0
1000 3000
(nm)
Kích thước (μm)
202 49,51
12,07
52,96
Trong
Hình 6. Kết quả đo phân bố kích thước hạt theo cường độ của hệ vi nhũ
Giản đồ pha vi nhũ tương
HĐBM
Kích thước
Acid
Dầu
Hình 7. Hệ vi nhũ tối ưu tại điểm M1 trên giản đồ pha so sánh vùng vi nhũ tương
Hình 5. Sự biến thiên kích thước hạt vi nhũ khi nồng độ chất hóa nhũ Surfactant
của ba hệ VNT-1 (S:Co = 1:1), hệ VNT-2 (S:Co = 2:1), VNT-3 (S:Co = 3:1)
và acid thay đổi với tốc độ khuấy không đổi (tại điểm tối ưu)
DẦU KHÍ - SỐ 3/2015
35
HÓA - CHẾ BIẾN DẦU KHÍ
Bảng 3. Thành phần hệ vi nhũ tương M1
Chất hoạt động bề
mặt S:Co = 3:1
HĐBM 1:
HĐBM 2 = 2:1
:K EDTA:
HCOOH
nước = 3:1:1
2
Hệ vi nhũ tương M1
DO:Xylene = 5:1
Chất hoạt động bề mặt = 50%, Dầu = 30%, acid = 20%
HĐBM 1 (25%), HĐBM 2 (12,5%), n-Butanol (12,5%), DO (25%), xylen (5%),
HCOOH (12%), K2EDTA (4%), nước (4%)
0
30
60
90
120
150
180
Thời gian (phút)
Hình 9. Hình ảnh hệ vi nhũ tương M1 trong 4 giờ ở nhiệt độ cao
Hình 8. Hình ảnh hệ vi nhũ tương M1 ở điều kiện nhiệt độ phòng (trong, màu vàng)
Bảng 4. Kết quả thử nhiệt trong 4 giờ của hệ vi nhũ tương M1
Thời gian (phút)
Lượng nước tách ra (%)
0
0
30
0
60
0
90
7
120
10
150
15
180
20
210
20
240
20
Bảng 5. Kết quả đánh giá tốc độ ăn mòn thép của 2 hệ hóa phẩm trong 3 giờ
Kết quả thí nghiệm
Nhiệt độ thí
nghiệm
TT
Hóa phẩm
Tốc độ ăn mòn
(mm/năm)
145,5431
S (cm2)
mo (g)
m1 (g)
∆m (g)
1
2
3
4
110oC
130oC
110oC
130oC
27,90
28,15
27,94
27,78
19,4561
19,7491
19,2397
19,2348
18,3630
18,5235
19,1511
19,1197
1,0931
1,2256
0,0886
0,1151
Formic 12 %
161,7258
11,7785
15,3910
Hệ vi nhũ
tương
3.5. Thời gian tách pha ở điều kiện nhiệt độ cao của hệ vi
nhũ tương M1
(đúng thời điểm). Thời gian 3 giờ để đảm bảo cho hệ vi
nhũ tương ổn định, không bị tách lớp trước khi đến được
vùng cần tác động. Do đó, kết quả thử nhiệt của hệ vi
nhũ tương M1 ở trong Bảng 4 hoàn toàn phù hợp với
tiêu chuẩn của Vietsovpetro đối với nhũ tương acid dùng
cho xử lý giếng.
Mẫu vi nhũ tương acid được đựng trong ống chịu
nhiệt chuyên dụng đặt trong tủ gia nhiệt tại 130˚C.
Quan sát sự tách pha của vi nhũ tương sau 30 phút/lần
trong thời gian 4 giờ. Hình 9 và Bảng 4 là kết quả thử
nhiệt hệ vi nhũ tương acid ở nhiệt độ cao trong 4 giờ.
Mẫu vi nhũ tương acid vẫn giữ được màu sắc ổn định và
trong suốt sau 30 phút thử nhiệt. Nhưng sau 1 giờ thử
nhiệt, mẫu vi nhũ tương bắt đầu bị vẩn đục và chuyển
sang màu trắng sữa, hệ vi nhũ tương bắt đầu bị phá vỡ
và tách pha. Pha nước được hình thành từ từ bên dưới
đáy ống thử nhiệt.
3.6. Đánh giá tốc độ ăn mòn của hệ vi nhũ tương M1
Kết quả đo tốc độ ăn mòn thép của 2 hệ hóa phẩm
được trình bày ở Bảng 5.
Kết quả Bảng 5 cho thấy hệ vi nhũ tương có độ ăn
mòn thép ít hơn rất nhiều so với acid formic riêng lẻ (nồng
độ 12%) và trong điều kiện nhiệt độ càng cao thì độ ăn
mòn thép của các hóa phẩm càng tăng. Điều này chứng tỏ
hệ vi nhũ tương có khả năng ức chế ăn mòn cao và chính
sự hiện diện của pha dầu trong hệ vi nhũ đã làm giảm tốc
độ phản ứng của acid formic với thép.
Trong quy trình xử lý vỉa bằng vi nhũ tương thì sau
3 giờ vi nhũ tương đã thâm nhập được vào vùng có độ
thấm thấp (vùng cần tác động) và đủ thời gian tách acid
để hòa tan cặn lắng đọng vô cơ và lắng đọng hữu cơ
DẦU KHÍ - SỐ 3/2015
36
PETROVIETNAM
Bảng 6. Một số thông số vật lý của mẫu lõi vỉa cát kết
Độ bão
hòa nước
dư (%)
34
Thể tích
rỗng,
(cm3)
19,2
18,4
24,0
Mẫu lõi
cát kết
Chiều dài Đường
Độ sâu
(m)
Độ rỗng Độ thấm
TT
Số hiệu mẫu
(cm)
kính (cm)
(%)
khí (mD)
1
2
3
Tầng Miocene
Tầng Miocene
Tầng Oligocene BH-16.10-3-95//2
BH-74.5-3-40 B
BH-818.6-2-64
4,79
4,98
7,14
4,94
5,06
5,00
2.998,60
3.178,50
3.574,85
21,1
18,73
18,0
365
306
333
27
28,5
Bảng 7. Lưu lượng chất thải trong quá trình bơm ép chất nhiễm bẩn theo thời gian ở thí nghiệm 2
Quá trình bơm ép chất nhiễm bẩn vô cơ
Thời gian (phút)
Lưu lượng thải tích lũy (ml)
Lưu lượng thải thực tế (ml)
5
5
5
10
7
2
15
8,5
1,5
20
9,5
1
25
10,2
0,7
30
10,6
0,4
35
10,8
0,2
40
10,9
0,1
Quá trình bơm ép chất nhiễm bẩn hữu cơ
Thời gian (phút)
Lưu lượng thải tích lũy (ml)
Lưu lượng thải thực tế (ml)
5
2,5
2,5
10
4,9
2,4
15
6,8
1,9
20
7,6
0,8
25
7,8
0,2
30
7,9
0,1
Bảng 8. Lưu lượng chất thải trong quá trình bơm ép chất nhiễm bẩn theo thời gian ở thí nghiệm 3
Quá trình bơm ép chất nhiễm bẩn vô cơ
Thời gian (phút)
Lưu lượng thải tích lũy (ml)
Lưu lượng thải thực tế (ml)
5
3,7
3,7
10
6,9
3,2
15
9,8
2,9
20
12,6
2,8
25
14,8
2,2
30
16,3
1,5
35
17,4
1,1
40
18,2
0,8
45
18,6
0,4
50
18,8
0,2
55
18,9
0,1
Quá trình bơm ép chất nhiễm bẩn hữu cơ
Thời gian (phút)
Lưu lượng thải tích lũy (ml)
Lưu lượng thải thực tế (ml)
5
2,0
2,0
10
3,9
1,9
15
5,6
1,7
20
7,3
1,7
25
8,8
1,5
30
10,1
1,3
35
11,1
1,0
40
11,7
0,6
45
12,3
0,6
50
12,7
0,4
55
12,9
0,2
Lưu lượng thải thực tế khi nhiễm bẩn vô cơ - TN3 (ml)
Lưu lượng thải thực tế khi nhiễm bẩn vô cơ - TN 2 (ml)
4
6
5
4
3
2
1
0
3,5
3
2,5
2
Lưu lượng thải
thực tế khi
nhiễm bẩn vô
cơ - TN2 (ml)
Lưu lượng
thải thực tế
khi nhiễm
bẩn vô cơ -
TN3 (ml)
1,5
1
0,5
0
5
10 15 20 25 30 35 40
Thời gian (phút)
5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55
Thời gian (phút)
Lưu lượng thải thực tế khi nhiễm bẩn hữu cơ - TN 2 (ml)
3
Lưu lượng thải thực tế khi nhiễm bẩn hữu cơ - TN3 (ml)
2,5
2
2,5
2
Lưu lượng
Lưu lượng
1,5
1
1,5
thải thực tế
khi nhiễm bẩn
hữu cơ - TN2
(ml)
thải thực tế
khi nhiễm
bẩn hữu cơ -
TN3 (ml)
1
0,5
0
0,5
0
5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55
Thời gian (phút)
5
10
15
20
25
30
Thời gian (phút)
Hình 10. Đồ thị biểu diễn lưu lượng chất thải thực tế trong quá trình bơm ép chất nhiễm bẩn theo thời gian ở thí nghiệm 2 và 3
DẦU KHÍ - SỐ 3/2015
37
HÓA - CHẾ BIẾN DẦU KHÍ
3.7. Thử nghiệm khả năng phục hồi độ thấm trên mô hình vật lý
vỉa tương ứng với điều kiện mẫu lõi tầng Miocene và Oligocene
chế áp suất ở mức không đổi để theo dõi và ghi lại
lưu lượng chất thải thoát ra (Bảng 7).
Thí nghiệm 1 (mẫu lõi tầng Miocene):
Từ các đồ thị biểu diễn lưu lượng chất thải
thực tế trong quá trình bơm ép chất nhiễm bẩn
theo thời gian ở thí nghiệm 2 và 3 (Hình 10) cho
thấy thời gian đầu lưu lượng chất thải thoát ra
khỏi mô hình thử nghiệm nhiều và nhanh, càng
về sau lưu lượng chất thải thoát ra càng ít, chứng
tỏ mẫu lõi đã bị bít nhét bởi các lắng đọng vô cơ
và hữu cơ. Đây là nguyên nhân làm giảm độ thấm
của đất đá, cản trở khả năng lưu thông của dòng
dầu, cho nên sau khi bơm ép chất nhiễm bẩn, độ
thấm dầu của mẫu giảm đi rất nhiều.
Khi bơm ép chất nhiễm bẩn vô cơ và hữu cơ, các cán bộ vận
hành thiết bị đánh giá khả năng phục hồi độ thấm đã khống chế
lưu lượng bơm ép chất nhiễm bẩn ở mức thấp là 10, 20, 30ml/
giờ để các dung dịch có độ khoáng cao. Khi có sự chênh áp, dầu
nhiễm bẩn sẽ gây kết tủa lắng đọng vô cơ và hữu cơ gây bít nhét
các khe nứt, lỗ rỗng của mẫu và làm giảm độ thấm dầu của mẫu
lõi. Sau khi ngâm mẫu lõi trong dầu vỉa ở nhiệt độ phòng trong
5 - 8 giờ, tăng nhiệt độ và áp suất ở điều kiện vỉa sau đó mới đo
độ thấm dầu.
Thí nghiệm 2 và 3 (1 mẫu lõi tầng Miocene và 1 mẫu lõi tầng
Oligocene):
Mặc dù ở thí nghiệm 2 và 3 có chế độ bơm ép
chất nhiễm bẩn tương tự nhau nhưng do cấu trúc
mẫu lõi khác nhau nên thời gian gây nhiễm bẩn và
độ thấm dầu sau khi bơm ép chất nhiễm bẩn khác
nhau. Mẫu lõi tầng Oligocene (TN 3) có độ thấm
dầu ban đầu cao hơn mẫu lõi tầng Miocene (TN 2)
nên thời gian nhiễm bẩn dài hơn và độ thấm dầu
sau khi bơm ép chất nhiễm bẩn thấp hơn.
Nhóm tác giả tiến hành bơm ép chất nhiễm bẩn và khống
Bảng 9. Kết quả thí nghiệm
Thí nghiệm 1
Mẫu lõi cát kết Tầng Miocene Tầng Miocene Tầng Oligocene
Số hiệu mẫu BH-74. 5-3-40 B BH-818. 6-2-64 BH-16. 10-3-95//2
Thí nghiệm 2
Thí nghiệm 3
1. Độ thấm dầu ban đầu của mẫu: K1
60
100
150
200
40
80
120
0,09
0,19
0,28
47,36
44,87
45,67
45,96
Lưu lượng
100
Kết quả thử nghiệm trên mô hình dòng chảy
đa pha cho thấy hệ vi nhũ tương có khả năng phục
hồi độ thấm giếng khai thác với kết quả cao (hệ
số phục hồi độ thấm đạt trên 90%), chứng tỏ có
hiệu quả xử lý tốt với đối tượng đá vỉa cát kết mỏ
Bạch Hổ.
(ml/giờ)
140
0,16
0,29
Chênh áp
0,25
0,44
0,59
(ΔP, kg/cm2)
0,37
35,64
34,08
33,69
33,50
33,75
Độ thấm dầu
38,02
(K1, mD)
35,96
36,54
Trung bình
4. Kết luận
2. Độ thấm dầu của mẫu sau khi bơm ép chất nhiễm bẩn: K2
10
20
30
40
60
80
20
40
60
Từ các kết quả nghiên cứu và thảo luận, nhóm
tác giả rút ra một số kết luận sau:
Lưu lượng
(ml/giờ)
- Đã lựa chọn được các thành phần phù
hợp cho pha chế hệ vi nhũ tương gồm các thành
phần: HĐBM 1 (25%); HĐBM 2 (12,5%); n-Butanol
12,5%; DO 25%; xylen 5%; HCOOH 12%; K2EDTA
4%; nước 4%.
0,1
0,18
0,26
0,36
21,96
22,80
21,96
22,24
0,3
0,66
1,5
7,10
6,46
4,26
5,94
Chênh áp (ΔP,
0,16
0,24
9,50
11,88
11,88
11,09
kg/cm2)
Độ thấm dầu
(K2, mD)
Trung bình
- Kết quả cho thấy hệ vi nhũ tương bền sau
2 tháng bảo quản ở nhiệt độ thường (25oC) trong
bình kín. Khả năng tách nhũ xảy ra sau 3 giờ tại
nhiệt độ 130oC. Kết quả này phù hợp với tiêu
chuẩn của Vietsovpetro đối với nhũ tương acid
dùng cho xử lý giếng. Tốc độ ăn mòn của hệ vi nhũ
tương nhỏ hơn rất nhiều so với tốc độ ăn mòn của
dung dịch acid formic riêng lẻ, chứng tỏ hệ vi nhũ
tương có khả năng làm giảm tốc độ ăn mòn trên
đường ống.
3. Độ thấm của mẫu sau khi xử lý bằng hệ vi nhũ tương: K3
40
80
120
40
60
80
20
40
60
Lưu lượng
(ml/giờ)
0,19
0,35
0,49
20,01
21,73
23,28
21,67
0,91
0,16
0,23
0,29
24,70
25,78
27,26
25,91
0,93
0,11
0,16
0,23
19,37
26,64
27,80
24,60
0,95
Chênh áp
(ΔP, kg/cm2)
Độ thấm dầu
(K3, mD)
Trung bình
Kphục hồi
DẦU KHÍ - SỐ 3/2015
38
PETROVIETNAM
- Kết quả thử nghiệm khả năng phục hồi độ thấm
trên mô hình vỉa cho thấy khả năng phục hồi độ thấm của
mẫu sau khi xử lý bằng vi nhũ tương đạt trên 90%, chứng
tỏ có hiệu quả xử lý tốt với đối tượng đá vỉa cát kết mỏ
Bạch Hổ.
5. Enam Khalil, Shorouq T.Al-Sotari, Mutasem O.Taha.
Formulation and characterization of IPM/water/nonionic-
Ionic surfactant microemulsions. Journal of Chemical and
Engineering Data. 2012; 6: p. 187 - 198.
6. Eskandar Moghimipour, Anayatollah Salimi,
Masoud Karami, Sara Isazadeh. Preparation and
characterization of dexamethasone microemulsion based
on pseudoternary phase diagram. Jundishapur Journal of
Natural Pharmaceutical Products. 2013; 8(3): p.105 - 112.
Tài liệu tham khảo
1. Hoàng Linh và nnk. Nghiên cứu chế tạo hệ nhũ
tương acid trên nền dầu thực vật biến tính để xử lý vùng cận
đáy giếng nhằm tăng hệ số sản phẩm. Viện Dầu khí Việt
Nam. 2011.
7. George J.Hirasaki, Clarence A.Miller, Olina
G.Raney, Michael K.Poindexter, Duy T.Nguyen, John
Hera. Separation of produced emulsions from surfactant
enhanced oil recovery processes. Energy Fuels. 2011; 25(2);
p. 555 - 561.
2. ASTM International. Standard practice for
laboratory immersion corrosion testing of metals. ASTM
3. ASTMInternational. Standardpracticeforpreparing,
cleaning and evaluating corrosion test specimens. ASTM
8. M. Abdulkadir. Comparative analysis of the effect
of demulsifiers in the treatment of crude oil emulsion. ARPN
Journal of Engineering and Applied Sciences. 2010; 5(6):
p. 67 - 73.
4. Aviram Spernath, Abraham Aserin, Nissim
Garti. Fully dilutable microemulsions embedded with
phospholipids and stabilized by short-chain organic acids
and polyols. Journal of Colloid and Interface Science. 2006;
299(2); p. 900 - 909.
9. Saiyu Zhang, Fang Wang, Yandong Chen, Bo
Fang, YongJun Lu. Preparation and properties of diesel
oil microemulsified acid. Chinese Journal of Chemical
Engineering. 2008; 16 (2): p. 287 - 291.
Research on preparation and evaluation of acid
microemulsion system for near-well bore treatment
in sandstone formation
Nguyen Thi Ngoc Bich, Trinh Thanh Son, Hoang Linh
Phan Vu Anh, Hoang Thi Phuong, Luong Van Tuyen
Kieu Anh Trung, Cu Thi Viet Nga, Ngo Hong Anh
Vietnam Petroleum Institute
Summary
The paper presents some research results on preparation and evaluation of acid microemulsion system for near-
well bore treatment in sandstone formation, droplet size and thermal stability of the microemulsion. The microemul-
sified acid is much less corrosive to steel than pure acid solution (mass concentration 12%). Results of microemulsified
acid flooding test on core samples from Miocene and Oligocene of Bach Ho field are also presented in this paper.
Key words: Acid microemulsion system, sandstone formation, permeability.
DẦU KHÍ - SỐ 3/2015
39
8 trang
16/04/2022
1560
Bạn đang xem tài liệu "Kết quả nghiên cứu chế tạo, đánh giá và thử nghiệm hệ vi nhũ tương acid cho xử lý vùng cận đáy giếng vỉa cát kết", để tải tài liệu gốc về máy hãy click vào nút Download ở trên
File đính kèm:
- ket_qua_nghien_cuu_che_tao_danh_gia_va_thu_nghiem_he_vi_nhu.pdf
