Nghiên cứu, hoàn thiện hệ hóa phẩm xử lý nhiễm bẩn vô cơ vùng cận đáy giếng trong vỉa cát kết nhằm nâng cao hiệu quả khai thác dầu
PETROVIETNAM
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 1 - 2021, trang 49 - 57
ISSN 2615-9902
NGHIÊN CỨU, HOÀN THIỆN HỆ HÓA PHẨM XỬ LÝ NHIỄM BẨN VÔ CƠ
VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG TRONG VỈA CÁT KẾT NHẰM NÂNG CAO
HIỆU QUẢ KHAI THÁC DẦU
Lê Văn Công1, 2, Phạm Ngọc Sơn1, Đỗ Thành Trung1, Nguyễn Văn Ngọ1, Nguyễn Quốc Dũng3
1Tổng công ty Hóa chất và Dịch vụ Dầu khí - CTCP (PVChem)
2Đại học Bách khoa Hà Nội
3Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”
Email: conglv@pvchem.com.vn
Tóm tắt
Công nghệ sử dụng hóa phẩm để xử lý vùng cận đáy giếng giúp loại bỏ nhiễm bẩn vô cơ là giải pháp hữu hiệu để phục hồi năng suất
giếng, nâng cao hiệu quả khai thác. Tuy nhiên vào giai đoạn khai thác cuối của mỏ, xuất hiện sự suy giảm áp suất vỉa, gia tăng hàm lượng
nước trong dòng dầu khai thác và biến đổi tính chất dầu thô... nên các hệ hóa phẩm cần được nghiên cứu, hoàn thiện.
Bài báo trình bày kết quả nghiên cứu hoàn thiện hệ hóa phẩm xử lý vùng cận đáy cho đối tượng cát kết tại mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng
với mục đích tối ưu thành phần các acid trong hệ hóa phẩm, nghiên cứu bổ sung phụ gia để nâng cao hiệu quả phòng ngừa kết tủa thứ
cấp và phụ gia để cải thiện tính tương hợp của hệ hóa phẩm với lưu thể vỉa.
Từ khóa: Xử lý acid, vùng cận đáy giếng, cát kết, nhiễm bẩn vô cơ, nâng cao hiệu quả khai thác dầu.
1. Giới thiệu
Trong quá trình khai thác dầu khí, các dạng nhiễm
Theo kết quả nghiên cứu, hệ hóa phẩm trên có khả
năng giảm 50% tốc độ phản ứng với đá vỉa, giúp hóa phẩm
xâm nhập sâu hơn vào vỉa, hạn chế và giảm tốc độ ăn mòn
hơn 50%, nâng cao hiệu quả phòng ngừa kết tủa thứ cấp
(các hợp chất của Al3+, Fe3+, Si4+...) so với trường hợp không
sử dụng chất HEDP. Hệ hóa phẩm trên đã được áp dụng
thử nghiệm thành công tại các mỏ của Liên doanh Việt -
Nga “Vietsovpetro”. Tuy nhiên, trong những năm gần đây,
hiệu quả xử lý vùng cận đáy giếng, đặc biệt tại các mỏ
đang bước vào giai đoạn khai thác cuối (như mỏ Bạch Hổ,
mỏ Rồng...) ngày càng suy giảm. Nguyên nhân của hiện
tượng trên do sự suy giảm áp suất vỉa, gia tăng hàm lượng
nước trong dòng dầu khai thác và biến đổi tính chất dầu
thô ở giai đoạn khai thác cuối. Các hệ hóa phẩm acid mặc
dù đã từng phát huy hiệu quả trong thời gian trước đây thì
nay trở nên không phù hợp. Vì vậy, cần nghiên cứu hoàn
thiện hệ hóa phẩm để đáp ứng điều kiện mỏ trong giai
đoạn khai thác cuối, nhằm mục đích nâng cao hiệu quả xử
lý các nhiễm bẩn vô cơ, nâng cao hiệu quả khai thác dầu.
bẩn vô cơ (lắng đọng muối CaCO3, MgCO3, các khoáng
sét, SiO2...) là dạng nhiễm bẩn thường gặp và là yếu tố
gây nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng, dẫn đến suy giảm
sản lượng khai thác. Vì vậy, công nghệ xử lý vùng cận đáy
giếng bằng các hệ hóa phẩm khác nhau nhằm loại bỏ các
dạng nhiễm bẩn vô cơ là giải pháp hữu hiệu để phục hồi
năng suất giếng, nâng cao hiệu quả khai thác. Một trong
các hệ hóa phẩm đã được nghiên cứu và đưa vào áp dụng
trong thực tế là hệ hóa phẩm trên cơ sở chất chelate và
muối NH4HF2 [1, 2]. Hệ hóa phẩm này giúp tăng chiều sâu
xâm nhập, hạn chế kết tủa thứ cấp, giảm thiểu tốc độ ăn
mòn cần ống khai thác và thiết bị lòng giếng... Nghiên cứu
[3, 4] đã theo hướng trên khi chế tạo hệ hóa phẩm trên cơ
sở hydroxyethylidene-1,1-diphosphonic acid (HEDP) và
muối NH4HF2 để nội sinh tạo acid HF nhằm hòa tan các
nhiễm bẩn vô cơ như khoáng sét, SiO2 (hệ HV-HF). Thành
phần của hệ hóa phẩm chi tiết như Bảng 1.
Trong bài báo này, nhóm tác giả sẽ trình bày kết quả
nghiên cứu hoàn thiện hệ hóa phẩm xử lý nhiễm bẩn vô
cơ đã nêu tại Bảng 1 theo 3 hướng chính sau: (i) hoàn thiện
thành phần acid trong hệ hóa phẩm; (ii) nghiên cứu nâng
Ngày nhận bài: 20/8/2020. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 20 - 31/8/2020.
Ngày bài báo được duyệt đăng: 28/12/2020.
DẦU KHÍ - SỐ 1/2021
49
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Bảng 1. Thành phần của hệ hóa phẩm xử lý nhiễm bẩn vô cơ trên cơ sở HV-HF [3]
Nồng độ
(% khối lượng)
TT
1
Tên cấu tử
Chức năng
- Tác dụng với NH4HF2 tạo một phần HF;
- Hỗ trợ chống kết tủa thứ cấp từ gel SiO2; gel Fe(OH)3; gel nhôm.
- Chống hiện tượng kết tủa thứ cấp;
- Tác dụng với NH4HF2 tạo một phần HF.
- Tác dụng với HCl, HEDP để tạo HF.
Acid HCl
1,47
2
Chất chelate HEDP
5,36 - 8,72
3
4
5
6
Muối NH4HF2 (tạo ra 1,5 - 2,5% HF)
Chất ức chế ăn mòn
Chất hoạt động bề mặt
Nước
2,16 - 3,6
2
- Ức chế ăn mòn kim loại.
1,5
- Tăng mức độ tiếp xúc của hóa phẩm với đá vỉa.
- Môi trường hòa tan, phân tán.
Bảng 2. Tiêu chí và hướng dẫn lựa chọn thành phần acid để xử lý vùng cận đáy giếng đối tượng cát kết [5, 6]
1983
Tiêu chí lựa chọn
Hỗn hợp acid chính
Hỗn hợp bơm sau xử lý
Chỉ dùng acid HCl
Độ hòa tan trong HCl cao (> 20%)
Độ thấm cao (> 100 mD)
Hàm lượng khoáng thạch anh cao (80%),
Hàm lượng khoáng sét thấp (< 5%)
Hàm lượng khoáng felspar cao (> 20%)
Hàm lượng khoáng sét cao (> 10%)
Hàm lượng sét chlorite cao (chứa nhiều Fe)
Độ thấm thấp (< 10 mD)
12% HCl, 3% HF
15% HCl
13,5% HCl, 1,5% HF
6,5% HCl, 1% HF
3% HCl, 1% HF
15% HCl
5% HCl cùng phụ gia khử sắt
5% HCl cùng phụ gia khử sắt
Hàm lượng khoáng sét thấp (< 10%)
Hàm lượng sét chlorite cao
6% HCl, 1,5% HF
3% HCl, 0,5% HF
1990
7,5% HCl/10% acid acetic
5% acid acetic
Thành phần khoáng vật
Nhiệt
độ
Thành phần ứng với các khoảng độ thấm
> 100 mD
20 - 100 mD
< 20 mD
+ Hàm lượng thạch anh cao (> 80%)
+ Hàm lượng sét thấp (< 10%)
< 93 oC
12% HCl, 3% HF
7,5% HCl, 3% HF
10% HCl, 1,5% HF
12% HCl, 1,5% HF
10% HCl, 2% HF
6% HCl, 1% HF
8% HCl, 1% HF
10% HCl, 1% HF
10% HCl, 2% HF
6% HCl, 1% HF
8% HCl, 1% HF
10% HCl, 1% HF
6% HCl, 1,5% HF
4% HCl, 0,5% HF
6% HCl, 0,5% HF
8% HCl, 0,5% HF
6% HCl, 1,5% HF
4% HCl, 0,5% HF
6% HCl, 0,5% HF
8% HCl, 0,5% HF
6% HCl, 1,5% HF
4% HCl, 0,5% HF
6% HCl, 0,5% HF
8% HCl, 0,5% HF
+ Hàm lượng khoáng sét cao (> 10%)
+ Hàm lượng bột kết thấp (< 10%)
+ Hàm lượng khoáng sét cao (> 10%)
+ Hàm lượng bột kết cao (> 10%)
+ Hàm lượng khoáng sét thấp (< 10%)
+ Hàm lượng bột kết cao (> 10%)
> 93 oC
cao khả năng phòng ngừa kết tủa thứ cấp và (iii) nghiên
cứu, bổ sung các phụ gia để cải thiện tính tương hợp của
hệ hóa phẩm với dầu thô và lưu thể vỉa.
Trên cơ sở các tiêu chí trên và căn cứ vào điều kiện cụ
thể của các đối tượng cát kết thuộc mỏ Bạch Hổ và mỏ
Rồng của Vietsovpetro (Bảng 3) cho thấy:
+ Các đối tượng đều có hàm lượng CaCO3 thấp, do
vậy phải sử dụng thành phần acid có chứa HF để xử lý
nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng. Tuy nhiên, đối với đối
tượng Oligocene trên có hàm lượng CaCO3 cao hơn (5 -
9%), do vậy cần lưu ý khi xử lý phải có thêm hệ hóa phẩm
tiền xử lý là dung dịch acid không có chứa HF để xử lý, hòa
tan CaCO3, tránh hiện tượng tạo kết tủa CaF2 khi tiếp xúc
với hệ hóa phẩm xử lý chính (có chứa HF). Nhìn chung, đối
với các đối tượng trên, để giảm thiểu các nguy cơ kết tủa
thứ cấp không đáng có (CaF2, KF...) trong xử lý thường sẽ
2. Kết quả nghiên cứu và thảo luận
2.1. Kết quả nghiên cứu hoàn thiện thành phần hệ acid
Để xử lý nhiễm bẩn vô cơ cho đối tượng vỉa cát kết,
thành phần truyền thống thường được sử dụng là hỗn
hợp acid HCl/HF. Thành phần hệ acid để xử lý vùng cận
đáy giếng các vỉa cát kết sẽ được lựa chọn trên cơ sở các
điều kiện của giếng như: nhiệt độ, độ thấm, thành phần
khoáng vật (thạch anh, sét). Các tiêu chí và hướng dẫn lựa
chọn được nêu tại Bảng 2.
DẦU KHÍ - SỐ 1/2021
50
PETROVIETNAM
Bảng 3. Các điều kiện chính liên quan đến việc lựa chọn thành phần hệ acid để xử lý vùng cận đáy giếng đối tượng cát kết của mỏ Bạch Hổ, mỏ Rồng [7]
Đối tượng khai thác
Tên đặc tính
TT
Miocene dưới
0,3 - 0,8
Oligocene trên
5 - 9
Oligocene dưới
0,5 - 2
1
2
3
4
Thành phần carbonate (%)
Độ thấm trung bình (mD)
Thành phần khoáng sét (%)
Nhiệt độ vỉa (oC)
20
25
23,6
10 - 13
12 - 18
8 - 15
78 - 118
95 - 131
135 - 140
41 (Bạch Hổ)
8,11 (Rồng)
5
Hàm lượng bột kết (%)
> 10%
15,4 - 19,3 (Bạch Hổ)
sử dụng tệp bơm trước là hệ hóa phẩm tiền xử lý
với thành phần dung dịch acid không chứa HF.
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
a - Kaolinite
Kaolinite
+ Các đối tượng cát kết trên có độ thấm
trung bình từ 20 - 25 mD, tức là nằm trong
khoảng 20 - 100 mD theo hướng dẫn tại Bảng 2.
Đồng thời, tiêu chí thành phần khoáng sét và bột
kết cho thấy hàm lượng của 2 loại này đối với cả
3 đối tượng đều > 10%. Theo các kết quả phân
tích thành phần khoáng vật của một số mẫu
đá vỉa thu thập từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng cho
thấy, thực tế hàm lượng các khoáng sét còn cao
hơn nhiều so với tổng hàm lượng các khoáng sét
(chlorite, illite, montmorillonite, kaolinte...) và
có thể lên tới 40 - 50%. Như vậy, đối chiếu với
hướng dẫn nêu tại Bảng 2, thành phần chính
(hàm lượng HF, tỷ lệ HCl/HF) hệ acid phù hợp là
0,5 - 1% HF và 6 - 8% HCl.
Kaolinite
Kaolinite
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
2-Theta scale
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
b - Kaolinite + HCl 10%
+ Về yếu tố nhiệt độ, trong các đối tượng
khai thác, tầng Miocene dưới có nhiệt độ thấp
o
nhất (78 - 118 C), còn lại đều có nhiệt độ cao
hơn nhiệt độ ranh giới được nêu tại Bảng 2 (>
o
93 C), như vậy đối với các giếng khai thác ở vỉa
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
2-Theta scale
cát kết thuộc mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng, nếu nhiệt
độ đáy giếng < 93 oC có thể sử dụng thành phần
acid 0,5 - 1% HF + 6 - 8% HCl, còn trong trường
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
c - Kaolinite +Acetic acid 10%
o
hợp nhiệt độ đáy giếng > 93 C có thể sử dụng
thành phần acid 0,5% HF + 6% HCl. Đối với các
đối tượng vỉa có cấu tạo dạng cát kết bở rời, liên
kết kém thì cần tiếp tục giảm hàm lượng HF để
tránh sự tác động quá mức của HF tới cấu trúc
của các khoáng vật.
Tuy nhiên, đối với vỉa cát kết có chứa hàm
lượng sét cao, khi sử dụng các acid mạnh như
HCl có thể gây ra sự phá hủy quá mức cấu trúc
của sét, tạo ra hiện tượng sập lở thành hệ và tạo
ra các hạt mịn, di chuyển gây bít nhét vùng cận
đáy giếng làm giảm hiệu quả xử lý. Nghiên cứu
[8] cho thấy các loại khoáng như: illite, kaolinite,
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
2-Theta scale
Hình 1. Giản đồ X-ray của khoáng sét kaolinite trước và sau khi tác dụng với dung dịch acid trong điều
kiện nhiệt độ 100 oC, 3 giờ: (a) Mẫu kaolinite; (b) Kaolinite + HCl 10%; (c) Kaolinite + acid acetic 10%
DẦU KHÍ - SỐ 1/2021
51
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
Bảng 4. Kết quả thí nghiệm về khả năng phòng ngừa kết tủa thứ cấp các hợp chất của Al3+, Fe3+ của hệ dung dịch acid DMC-3
Nồng độ Fe3+ còn lại trong
dung dịch sau thí nghiệm
Nồng độ Al3+ còn lại trong
dung dịch sau thí nghiệm
Nồng độ Al3+/Fe3+
pH
TT
ban đầu
sau thí nghiệm
Hệ HV-HF
210
Hệ acid DMC-3
Hệ HV-HF
172
Hệ acid DMC-3
3
5
3
5
3
5
3
5
3
5
471
464
484
482
1
2
3
4
5
500 ppm
206
105
454
950
282
930
1.000 ppm
2.000 ppm
5.000 ppm
10.000 ppm
352
902
224
913
1.232
1.026
2.745
2.467
5.354
4.863
1.965
1.835
4.940
4.754
9.810
9.435
865
785
2.654
2.243
6.023
5.232
1.935
1.818
4.885
4.654
9.660
9.524
chlorite, montmorillonite và zeolite được coi là
rất nhạy cảm với tác động của acid mạnh như:
HCl, nên dễ vỡ vụn, phân tán, sau đó di chuyển
gây bít nhét khoang rỗng đá vỉa. HCl tham gia
trao đổi proton (H+) với các cation trong ô mạng
sét (Al, Fe, Ca, Mg...) làm thay đổi cấu trúc của
sét. Tùy vào mức độ proton hóa mà cấu trúc của
sét có thể bị biến dạng hoặc phá hủy hoàn toàn.
Thông thường, ở điều kiện nhiệt độ càng cao
mức độ tương tác của HCl với khoáng sét càng
mạnh. Hình 1 thể hiện giản đồ X-ray của các
mẫu sét kaolinite trước và sau khi tác dụng với
dung dịch HCl 10% và dung dịch acid acetic 10%
o
trong điều kiện nhiệt độ 100 C, thời gian phản
ứng 3 giờ. Kết quả thí nghiệm cho thấy, so với
mẫu kaolinite ban đầu, sau khi phản ứng với acid
acetic cường độ các peak đặc trưng cho khoáng
sét kaolinite bị giảm không đáng kể, nhưng
trong trường hợp phản ứng với HCl, cường độ
của các peak này đã giảm mạnh. Như vậy, trong
trường hợp phản ứng với HCl, cấu trúc khoáng
sét kaolinite đã bị phá hủy mạnh. Từ các kết quả
nghiên cứu trên và kinh nghiệm thực tế lựa chọn
hệ acid cho xử lý vùng cận đáy giếng các vỉa cát
kết có chứa các khoáng sét nhạy cảm với acid HCl
(như illite, kaolinite, chlorite, montmorillonite,
zeolite) cho thấy cần phải thay thế một phần
hoặc toàn bộ HCl bằng acid hữu cơ (acid acetic,
formic, citric...) [9].
25:75
25:75
0% DMC-non-emulsifier
2% DMC-non-emulsifier
Crude oil 2007/RP-2
25:75
25:75
25:75
3% DMC-non-emulsifier
5% DMC-non-emulsifier
7% DMC-non-emulsifier
Như vậy, trong giai đoạn khai thác cuối, đối
với các đối tượng cát kết thuộc mỏ Bạch Hổ và
mỏ Rồng của Vietsovpetro, thành phần của hệ
acid xử lý chính cần hoàn thiện theo hướng giảm
nồng độ HF xuống còn 0,5 - 1%, ngoài ra cần thay
Hình 2. Hình ảnh các mẫu nhũ tương của hệ acid DMC-3 (với các nồng độ DMC-nonemulsifier khác
nhau) với dầu thô giếng 2007/RP-2 sau khi ổn định nhiệt ở 80 oC và phần còn lại trên sàng 100 mesh
(tỷ lệ acid DMC-3/dầu 2007/RP-2 = 25/75 V/V)
DẦU KHÍ - SỐ 1/2021
52
PETROVIETNAM
thế một phần hoặc toàn bộ HCl bằng các acid hữu cơ (như
formic, acetic, citric...) để giảm thiểu sự phá hủy quá mức
của HCl lên các khoáng sét, đặc biệt trong điều kiện nhiệt
độ giếng > 93 C và có chứa nhiều các khoáng sét nhạy
cảm với HCl trong thành phần đá vỉa (như illite, kaolinite,
chlorite...).
tương hợp được hiểu là các hệ hóa phẩm không được tạo
kết tủa, tạo nhũ tương với lưu thể vỉa. Đến nay, các thành
phần acid hiện đang sử dụng tại Vietsovpetro chưa chú
trọng đến khả năng tương hợp với lưu thể vỉa. Thực tế,
trong hệ hóa phẩm HV-HF nêu tại Bảng 1 cũng không có
thành phần hóa phẩm để đảm bảo tính tương hợp với
lưu thể vỉa. Vì vậy, trong thành phần của hệ hóa phẩm
hoàn thiện đã bổ sung thêm phụ gia chống tạo nhũ
DMC-nonemulsifier. Đây là phụ gia trên cơ sở chất hoạt
động bề mặt không ion (non-ionic surfactant) và dung
môi đồng hòa tan. Cơ chế tác động của chất phá nhũ là
làm giảm sức căng bề mặt trên ranh giới pha, hoặc làm
giảm khả năng tạo nhũ của các chất ổn định tự nhiên có
trong thành phần của dầu thô. Việc đánh giá tính tương
hợp của hệ hóa phẩm với dầu thô giếng 2005/RP-2 được
tiến hành theo Tiêu chuẩn API RP 42 [11] với các tỷ lệ thể
tích dầu thô/acid khác nhau và nồng độ DMC-nonemul-
sifier khác nhau (0 - 7%). Hình 2 nêu kết quả đánh giá
trong trường hợp tỷ lệ thể tích dầu thô/acid = 75/25. Kết
quả thí nghiệm cho thấy, khi trộn hệ hóa phẩm với dầu
thô theo tỷ lệ khác nhau (trong trường hợp không bổ
sung thêm chất chống tạo nhũ DMC-nonemulsifier), tạo
thành ở dạng nhũ tương bền vững, không bị tách (hoặc
o
2.2. Kết quả nghiên cứu hoàn thiện nhằm nâng cao khả
năng phòng ngừa kết tủa thứ cấp
Trong hệ hóa phẩm nêu tại Bảng 1, thành phần chính
đóng vai trò ngăn ngừa kết tủa thứ cấp là HEDP. Mặc dù
kết quả nghiên cứu cho thấy hiệu quả phòng ngừa kết tủa
thứ cấp chỉ đạt trên 70% so với khi không sử dụng chất
chelate HEDP [4]. Vì vậy, trong giai đoạn khai thác cuối khi
áp suất vỉa suy giảm mạnh, thời gian gọi dòng sau xử lý
kéo dài, các acid lưu lại trong vỉa lâu hơn nên nguy cơ gây
kết tủa thứ cấp các sản phẩm phản ứng giữa đá vỉa với các
acid sẽ càng cao hơn. Do vậy, 2 cơ chế nâng cao hiệu quả
phòng chống kết tủa thứ cấp đã được nghiên cứu và áp
dụng. Cơ chế thứ nhất là bổ sung thêm vào hệ hóa phẩm
3 - 5% acid acetic. Theo tài liệu [10], Al(OH)3 bắt đầu kết
tủa khi pH = 4, Fe(OH)3 bắt đầu kết tủa khi pH = 2,3. Việc
bổ sung acid acetic sẽ tạo hiệu ứng đệm, giữ cho pH của
dung dịch sau phản ứng ở mức thấp (pH < 4) để hạn chế
các kết tủa của Al(OH)3, Fe(OH)3. Cơ chế thứ hai là sử dụng
chất chelate chuyên dụng DMC-PSP. Thành phần chính
của chất chelate này là hydroxycarboxylic acid, các chất
chelate có chứa các nhóm chức -COO-, NH-... có khả năng
cao tạo hợp chất phức bền, tan trong nước với các ion Al3+,
Fe3+, Ca2+, Mg2+. Thành phần hệ hóa phẩm được sử dụng
để đánh giá hiệu quả phòng ngừa kết tủa thứ cấp như
sau (hệ acid DMC-3): CH3COOH 5%, HCOOH 12%, chelate
DMC-PSP 4%, chất hoạt động bề mặt - 2%, NH4HF2 - 0,71%
(để tạo ra 0,5% HF) và NH4Cl 5%. Kết quả đánh giá sự phụ
thuộc nồng độ các Al3+, Fe3+ còn lại ở trong dung dịch có
giá trị pH khác nhau nêu tại Bảng 4. Kết quả cho thấy, hệ
HV-HF trước đây chỉ có khả năng giữ lại 41 - 62% Fe3+ và 21
- 60% Al3+ trong dung dịch, trong khi đó hệ acid DMC-3 có
khả năng giữ lại 90,2 - 98,1% hai loại ion này trong dung
dịch. Như vậy, hệ hóa phẩm mới với việc bổ sung phụ gia
chelate DMC-PSP đã giúp nâng cao hơn nhiều khả năng
phòng ngừa kết tủa thứ cấp so với hệ hóa phẩm HV-HF.
o
chỉ tách 1 phần) sau 120 phút ở nhiệt độ 80 C. Khi bổ
sung thêm chất chống tạo nhũ DMC-nonemulsifier vào
hỗn hợp acid, dầu nói trên thì nhũ đã tách một phần (ở
nồng độ DMC-nonemulsifier 2%) đến tách hoàn toàn (ở
nồng độ DMC-nonemulsifier 3 - 7%), trong đó quá trình
tách nhũ diễn ra nhanh, rõ ràng nhất ở nồng độ DMC-
nonemulsifier 5%. Hỗn hợp sau đó dễ dàng đi qua sàng
100 mesh, không tạo ra hỗn hợp có độ nhớt lớn. Như vậy,
với hàm lượng chất chống tạo nhũ DMC-nonemulsifier
3 - 7%, hệ hóa phẩm không những tương hợp với dầu
thô mà còn có khả năng phá nhũ tương khi tiếp xúc với
lưu thể vỉa.
2.4. Kết quả đánh giá khả năng phục hồi độ thấm mẫu
lõi trên thiết bị mô hình vỉa sau khi xử lý bằng hệ hóa
phẩm
Khả năng phục hồi độ thấm mẫu lõi trên thiết bị mô
hình vỉa được tiến hành đánh giá như sau:
- Bơm bão hòa dầu cho mẫu lõi bằng 5 lần thể tích lỗ
rỗng (Vr) theo chiều thuận, xác định hệ số K1;
2.3. Kết quả nghiên cứu hoàn thiện nhằm nâng cao tính
tương hợp của hệ hóa phẩm với lưu thể vỉa
- Bơm dung dịch để mô phỏng tạo nhiễm bẩn vô cơ:
Một trong các yêu cầu quan trọng đối với các hệ
hóa phẩm xử lý vùng cận đáy giếng là cần đảm bảo
tính tương hợp với lưu thể vỉa (dầu thô, nước vỉa...). Tính
+ Dung dịch A: CaCl2 5g/l + FeCl3 5g/l, thể tích bơm
1Vr;
+ Dung dịch B: Na2CO3 5g/l + Na2SO4 2,5g/l + NaOH
DẦU KHÍ - SỐ 1/2021
53
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
2,5g/l, thể tích bơm 1Vr, hoặc bơm cho tới khi xuất hiện
kết tủa ở đầu ra;
- Lưu giữ mô hình vỉa ở điều kiện vỉa trong 2 - 3 giờ;
- Bơm dầu mô phỏng qua mẫu lõi theo chiều thuận,
xác định độ thấm K2;
- Bơm dung dịch NH4Cl theo chiều nghịch, thể tích
bơm 2Vr;
- Bơm hệ hóa phẩm tiền xử lý theo chiều nghịch, thể
tích bơm 2Vr;
- Bơm hệ hóa phẩm xử lý chính theo chiều nghịch,
thể tích bơm 3Vr;
- Lưu giữ mô hình vỉa ở điều kiện vỉa trong 60 phút;
- Bơm dung dịch NH4Cl theo chiều nghịch, thể tích
bơm 2Vr;
- Bơm đẩy dầu mô phỏng theo chiều thuận, xác định
độ thấm K3.
Tính hệ số phục hồi độ thấm của mẫu lõi theo công
thức: Kph = K3/[(K1+ K2)/2] x 100%
Các hệ hóa phẩm được sử dụng trong thí nghiệm có
thành phần như sau: Hệ hóa phẩm tiền xử lý acid DMC-0
(là hệ acid DMC-3 không có NH4HF2) và hệ hóa phẩm xử lý
chính acid DMC-3. Ngoài ra, với vai trò dung dịch bơm đẩy
sử dụng dung dịch NH4Cl 5%.
Bảng 5 trình bày kết quả thí nghiệm trên 2 mẫu cát
kết thuộc mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng sau khi xử lý bằng hệ
hóa phẩm hoàn thiện (mẫu BH19 và R-32), đồng thời so
sánh kết quả đánh giá hệ số phục hồi độ thấm của hệ
hóa phẩm hoàn thiện với hệ hóa phẩm tại Bảng 1 [4].
Kết quả thí nghiệm cho thấy, hệ hóa phẩm hoàn thiện
có hiệu quả phục hồi độ thấm cao hơn hẳn so với hệ
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
300
250
200
150
100
50
DMC-3
NH4Cl 5%
DMC-0
NH4Cl 5%
Ca2+
Al3+
Mg2+
Fe3+
Si4+
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Thể tích bơm (Vo)
Hình 3. Sự thay đổi nồng độ các ion trong dung dịch đi qua mẫu lõi sau khi xử lý bằng hệ
hóa phẩm tối ưu
DẦU KHÍ - SỐ 1/2021
54
PETROVIETNAM
hóa phẩm HV-HF. Hệ số phục hồi độ thấm mẫu lõi của
hệ hóa phẩm hoàn thiện cao gấp 1,7 lần so với hệ hóa
phẩm HV-HF.
2.5. Kết quả thử nghiệm hệ hóa phẩm tại giếng 2001BB/
BK-2 thuộc mỏ Bạch Hổ của Vietsovpetro
Giếng 2001BB thuộc giàn BK-2, thuộc mỏ Bạch Hổ của
Vietsovpetro, giếng khai thác ở tầng Miocene dưới bằng
phương pháp gaslift, bắt đầu từ ngày 12/1/2019. Lưu lượng
khai thác dầu trung bình tháng 2/2019 là 39,12 tấn dầu/
ngày, độ ngập nước là 1%. Vào tháng 9/2019, sản lượng
khai thác dầu suy giảm còn 26,15 tấn/ngày, độ ngập nước
2,8%. Theo kết quả khảo sát, giếng có hệ số nhiễm bẩn (hệ
số skin) là +8,5, nhiệt độ vỉa là 112 oC, áp suất vỉa 140 atm.
Như vậy có thể thấy rằng sản lượng khai thác của giếng bị
suy giảm mạnh, vùng cận đáy giếng có bị nhiễm bẩn.
Trong quá trình thí nghiệm, tiến hành thu thập các
mẫu dung dịch bơm qua mẫu lõi và tiến hành phân tích
thành phần các ion Al3+, Fe3+, Ca2+, Mg2+, Si4+ bằng phương
pháp ICP-MS. Kết quả phân tích thành phần các ion trong
quá trình bơm các dung dịch trên Hình 3 cho thấy, khi phản
ứng với acid, lượng lớn các ion Al3+, Fe3+ từ các khoáng sét
đã được giải phóng và hòa tan vào dung dịch, nồng độ các
ion này lên tới 3.700 ppm Al3+, 9.960 ppm Fe3+. Các dung
dịch đi ra từ mẫu lõi có màu trong suốt, không quan sát
thấy hiện tượng kết tủa.
Trên cơ sở các thông số của giếng, Vietsovpetro và
PVChem đã lựa chọn thành phần hóa phẩm để xử lý vùng
cận đáy giếng với mục đích phục hồi và nâng cao hiệu quả
khai thác dầu. Ngày 1/10/2019, Vietsovpetro và PVChem
đã tiến hành xử lý tại giếng khoan. Trình tự và thể tích các
dung dịch sử dụng để xử lý nêu tại Bảng 6. Động thái các
thông số làm việc của giếng trước và sau khi xử lý được
nêu tại Hình 4.
Như vậy, khi đánh giá khả năng phục hồi độ thấm trên
mẫu lõi, kết quả thí nghiệm cho thấy các hệ hóa phẩm có
khả năng tốt trong việc xử lý, loại trừ các nhiễm bẩn vô
cơ. Kết quả phân tích hàm lượng các ion trong dung dịch
sau phản ứng cũng gián tiếp cho thấy hệ hóa phẩm hoàn
thiện có phòng ngừa kết tủa thứ cấp rất tốt.
Bảng 6. Trình tự bơm các dung dịch để xử lý vùng cận đáy giếng tại giếng 2001BB/MSP2
Thời gian
Mô tả công việc
Mục đích
Lắp đường ống từ tàu lên giàn BK-2. Ép thử kín đường
ống với áp suất 300 atm trong thời gian 10 phút.
Đường ống kín.
Kiểm tra thử độ kín khi lắp đặt hệ thống bơm hóa phẩm
vào giếng.
1/10/2019
12:55 - 13:15
Đóng ngoài cần. Bơm bằng máy bơm SSP-500 vào
13:15 - 13:25
13:25 - 13:48
Dung dịch đệm là dung dịch NH4Cl 5% + chất chống tạo
nhũ DMC-nonemulsi er 5%.
Mục đích: Kiểm tra độ kín của thiết bị lòng giếng, thử độ
tiếp nhận của giếng.
cần khai thác V1= 4 m3 diesel.
Đóng ngoài cần. Bơm bằng máy bơm SSP-500 vào
cần khai thác V2 = 7 m3 dung dịch đệm (cần khai thác
và lòng giếng kín).
DMC-deorganic có thành phần là các dung môi hữu cơ
có tác dụng hòa tan các nhiễm bẩn hữu cơ để làm sạch
bề mặt đá vỉa, tạo điều kiện thuận lợi cho hệ acid xử lý,
hòa tan nhiễm bẩn vô cơ.
Hệ hóa phẩm tiền xử lý có thành phần HCl 3%, HCOOH
10%, CH3COOH 5%, NH4Cl 5%, chất chelate DMC-PSP 4%,
chất hoạt động bề mặt 2%, chất chống tạo nhũ DMC-
nonemulsi er 5%, chất ức chế ăn mòn 3% (hệ acid có sử
dụng acid hữu cơ để thay thế cho 1 phần HCl nhằm giảm
tác động quá mức của HCl lên khoáng sét).
Đóng ngoài cần. Bơm bằng máy bơm SSP-500 vào
cần khai thác V3 = 3 m3. DMC-deorganic.
13:48 - 14:00
14:05 - 14: 41
Đóng ngoài cần. Bơm bằng máy bơm SSP-500 vào
cần khai thác V4 = 6 m3 hệ hóa phẩm tiền xử lý.
Mục đích: để hòa tan lắng đọng muối, thành phần CaCO3
trong đá vỉa.
Đóng ngoài cần. Bơm bằng máy bơm SSP-500 vào
cần khai thác V5 = 2 m3 dung dịch đệm.
14:41 - 14:45
14:45 - 15:42
15:42 - 16:30
Dung dịch đệm để ngăn cách giữa các dung dịch xử lý.
Thành phần tương tự như hệ hóa phẩm tiền xử lý +
NH4HF2 0,71% (để tạo ra 0,5% HF).
Mục đích: Là dung dịch xử lý chính các nhiễm bẩn vô cơ:
sét, SiO2…
Đóng ngoài cần. Bơm bằng máy bơm SSP-500 vào
cần khai thác V6 = 11 m3 hệ hóa phẩm xử lý chính
Đóng ngoài cần. Bơm bằng máy bơm SSP-500 vào
cần khai thác V7 = 8 m3 dung dịch đệm.
Bơm đẩy các dung dịch xử lý vào vỉa.
Dừng để các hệ hóa phẩm phản ứng, hòa tan các nhiễm
bẩn.
Đưa giếng hoạt động trở lại.
16:30 - 17:30
Từ 17:30
Chờ 1 giờ để phản ứng.
Gọi dòng Vgaslift = 25.000 m3/ngày.
DẦU KHÍ - SỐ 1/2021
55
THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ
90
80
70
60
50
40
30
20
10
90
80
70
60
50
40
30
20
10
Sản lượng khai thác dầu (tấn/ngày)
Hàm lượng nước trong dầu (%)
Lưu lượng gaslift, x1000m3/ngày
Ngày xử lý 1/10/2019
Sau xử lý
Trước khi xử lý
0
0
3/16/2019
6/4/2019
8/23/2019
11/11/2019
1/30/2020
4/19/2020
7/8/2020
12/26/2018
Thời gian
Hình 4. Động thái các thông số làm việc của giếng 2001BB/BK-2 trước và sau khi xử lý
Kết quả theo dõi các thông số làm việc của giếng sau
khi xử lý cho thấy, hệ hóa phẩm đã giúp sản lượng khai thác
của giếng tăng và duy trì ổn định trong thời gian 9 tháng
qua (từ tháng 11/2019 đến tháng 12/2020). Các thông số
làm việc khác của giếng về cơ bản giữ ổn định so với trước
khi xử lý. Theo tính toán sơ bộ, tổng lượng dầu khai thác
thêm là hơn 1.925 tấn. Như vậy, với các kết quả thử nghiệm
bước đầu tại mỏ đã cho thấy hệ hóa phẩm phát huy được
hiệu quả xử lý các nhiễm bẩn vô cơ. Tuy nhiên, cần tiếp tục
theo dõi, đánh giá và thử nghiệm trên các giếng khác để
điều chỉnh, tối ưu thành phần của hệ hóa phẩm.
- Kết quả đánh giá trên mô hình vỉa cho thấy hệ số
phục hồi độ thấm mẫu lõi của hệ hóa phẩm hoàn thiện
cao gấp 1,7 lần so với hệ hóa phẩm trên cơ sở HV-HF.
- Kết quả áp dụng thử nghiệm ban đầu tại giếng
2001BB/BK-2 đã cho kết quả tích cực ban đầu, cần tiếp tục
thử nghiệm ở các giếng khác để điều chỉnh, tối ưu thành
phần hóa phẩm.
Lời cảm ơn
Nhóm tác giả trân trọng cảm ơn Bộ Công Thương,
Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” hỗ trợ thực hiện
công trình nghiên cứu này. Nghiên cứu được tài trợ bởi
Chương trình Khoa học và Công nghệ trọng điểm cấp
quốc gia phục vụ đổi mới, hiện đại hóa công nghệ khai
thác và chế biến khoáng sản đến năm 2025 - Bộ Công
Thương trong khuôn khổ Dự án Sản xuất thử nghiệm mã
số SXTN.03.2018/ĐMCNKK.
3. Kết luận
Kết quả nghiên cứu hoàn thiện hệ hóa phẩm để xử lý
các nhiễm bẩn vô cơ đối với đối tượng cát kết tại mỏ Bạch
Hổ và mỏ Rồng cho thấy:
- Cần giảm hàm lượng HF trong thành phần của
dung dịch acid xử lý chính xuống còn 0,5 - 1%, đối với các
đối tượng bở rời, có khả năng liên kết kém thì nồng độ HF
cần giảm hơn nữa;
Tài liệu tham khảo
[1] US Pattent: US20060131022A1. Matrix treatment
of damaged sandstone formations using buffered HF-
acidizing solutions. Patent Application Publication, 2006.
- Khi bổ sung phụ gia chống tạo nhũ đã khắc phục
được hiện tượng không tương hợp của hệ hóa phẩm với
dầu vỉa. Phụ gia chống kết tủa thứ cấp đã đảm bảo khả
năng giữ 90,2 - 98,3% các ion Al3+, Fe3+ còn lại ở trong
dung dịch, qua đó đã nâng cao đáng kể khả năng chống
kết tủa thứ cấp.
[2] Chike Uchendu, Linus Nwoke, Olatunji Akinlade,
and James Arukhe, “A new approach to matrix sandstone
acidizing using a single-step HF system: A Niger Delta
DẦU KHÍ - SỐ 1/2021
56
PETROVIETNAM
case study”, SPE Annual Technical Conference and
Exhibition, San Antonio, Texas, 24 - 27 September, 2006. DOI:
10.2118/103041-MS.
[6] Curtis Crowe, JacquesMasmonteil, EricTouboul,
and RonThomas, “Trend in matrix acidizing”, Oilfield
Review, No. 4, pp. 24 - 40, 1992.
[3] Đỗ Thành Trung, Hoàng Linh Lan, Nguyễn Văn
Ngọ, và Phan Văn Minh, “Nghiên cứu ứng dụng hệ hóa
phẩm mới trên cơ sở HEDP và NH4HF2 thay thế hệ hóa
phẩm truyền thống trên cơ sở HCl/HF trong xử lý acid
vùng cận đáy giếng”, Tạp chí Dầu khí, Số 9, tr. 26 - 32, 2012.
[7] DMC/PVChem, Báo cáo “Nghiên cứu và lựa chọn
hỗn hợp acid để xử lý vùng cận đáy giếng nhằm tăng hệ số
sản phẩm của giếng khai thác và độ tiếp nhận của giếng
bơm ép thuộc Oligocene dưới mỏ Bạch Hổ”, 2006.
[8] D.E.Simon and M.S.Anderson, “Stability of
clay minerals in acid”, SPE Formation Damage Control
Symposium, Lafayette, Louisiana, 22 - 23 February, 1990.
DOI: 10.2118/19422-MS.
[4] ĐỗThànhTrung, Báo cáo tổng kết Đề tài nghiên cứu
khoa học cấp Quốc gia “Nghiên cứu sản xuất hệ hóa phẩm
mới có tính năng ăn mòn thấp ứng dụng cho xử lý hóa học
vùng cận đáy giếng khoan vỉa cát kết nhằm tăng hiệu suất
khai thác dầu”, Mã số: ĐT.07.10/ĐMCNKK thuộc Chương
trình khoa học và công nghệ trọng điểm cấp quốc gia
phục vụ đổi mới, hiện đại hóa công nghệ khai thác và chế
biến khoáng sản đến năm 2025.
[9] Best Practices Series. Effective sandstone acidizing
sandstone 2000TM. Halliburton, 1997.
[10] Ю.Ю.Лурье, Справочник по аналитической
химии. Москва, Химия, 1965.
[11] American
Recommended practices for laboratory evaluation of surface
active agents for well stimulation, API RP 42, 1/1977.
Petroleum
Institute
(API),
[5] H.Perthuis and R.Thomas, "Fluid selection guide
for matrix treatment”, Tulsa, Oklahoma, USA, Dowell
Schlumberger, 1991.
RESEARCH TO COMPLETE THE CHEMICAL SYSTEM
FOR TREATING INORGANIC DAMAGE IN NEAR-WELLBORE
SANDSTONE FORMATION TO IMPROVE OIL PRODUCTION
Le Van Cong1, 2, Pham Ngoc Son1, Do Thanh Trung1, Nguyen Van Ngo1, Nguyen Quoc Dung3
1Petrovietnam Chemical and Services Corporation (PVChem)
2Hanoi University of Science and Technology
3Vietsovpetro
Email: conglv@pvchem.com.vn
Summary
Using chemical systems for near-wellbore treatment to eliminate inorganic damage is an effective solution to restore oil and gas
productivity and improve the efficiency of production. However, in the final stage of the fields, due to reservoir pressure decline, increased
water content in oil produced and the changing properties of crude oil, the chemical systems need to be investigated and improved accordingly.
The paper presents the results of a research on completing the chemical systems for near-wellbore treatment in sandstone formation of Bach
Ho and Rong fields by optimising the composition of acids in the chemical systems, adding additives to inhibit secondary precipitation and
improve the compatibility with formation fluids.
Key words: Acidising treatment, near-wellbore, sandstone, inorganic damage, improve oil production.
DẦU KHÍ - SỐ 1/2021
57
9 trang
16/04/2022
2720
Bạn đang xem tài liệu "Nghiên cứu, hoàn thiện hệ hóa phẩm xử lý nhiễm bẩn vô cơ vùng cận đáy giếng trong vỉa cát kết nhằm nâng cao hiệu quả khai thác dầu", để tải tài liệu gốc về máy hãy click vào nút Download ở trên
File đính kèm:
- nghien_cuu_hoan_thien_he_hoa_pham_xu_ly_nhiem_ban_vo_co_vung.pdf
