Giếng khai thác bị ngập nước sẽ làm tăng hàm lượng nước trong dòng dầu khai thác dẫn đến giảm năng suất khai thác dầu của giếng, giảm hiệu quả của các hóa phẩm xử lý và hệ thống thiết bị trên bề mặt… Bài viết trình bày kết quả nghiên cứu ứng dụng hệ hóa phẩm xử lý vỉa sâu nhằm giảm hàm lượng nước trong dòng dầu khai thác.
THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ TẠP CHÍ DẦU KHÍ Số - 2022, trang - 11 ISSN 2615-9902 NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG HỆ HÓA PHẨM XỬ LÝ VỈA SÂU NHẰM GIẢM HÀM LƯỢNG NƯỚC TRONG DÒNG DẦU KHAI THÁC Đỗ Thành Trung1, Nguyễn Văn Ngọ1, Lê Văn Cơng1, Vũ Hồng Duy1, Nguyễn Quốc Dũng2 Tổng cơng ty Hóa chất Dịch vụ Dầu khí - CTCP (PVChem) Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” Email: trungdt@pvchem.com.vn https://doi.org/10.47800/PVJ.2022.02-01 Tóm tắt Giếng khai thác bị ngập nước làm tăng hàm lượng nước dòng dầu khai thác dẫn đến giảm suất khai thác dầu giếng, giảm hiệu hóa phẩm xử lý hệ thống thiết bị bề mặt… Bài báo trình bày kết nghiên cứu ứng dụng hệ hóa phẩm xử lý vỉa sâu nhằm giảm hàm lượng nước dịng dầu khai thác Từ khóa: Xử lý vùng cận đáy giếng, hóa phẩm, nâng cao hiệu khai thác dầu Giới thiệu Bơm ép nước trì áp suất vỉa giải pháp hiệu giúp nâng cao sản lượng khai thác dầu, song gây tình trạng ngập nước nghiêm trọng, làm hàm lượng nước dòng dầu khai thác tăng cao Khi độ ngập nước dầu thấp, nước thường phân tán dầu dạng nhũ tương Khi độ ngập nước vượt mức (phụ thuộc vào thành phần dầu số yếu tố khác), nước vừa dạng nhũ tương nước dầu, vừa dạng nước tự chuyển động dịng dầu lên bề mặt Tình trạng ngập nước nghiêm trọng thường dẫn tới hệ lụy khai thác như: - Làm giảm suất khai thác dầu giếng nói chung; - Làm giảm hiệu hóa phẩm xử lý hệ thống thiết bị xử lý loại bỏ nước dầu bề mặt; - Nếu bị ngập nước nghiêm trọng, giếng không cịn khả cho dầu có ý nghĩa thương mại, phải chuyển đổi công hủy bỏ Một giải pháp hữu hiệu cho việc làm giảm hàm lượng nước dịng dầu khai thác cơng nghệ tạo lớp chắn thơng minh có chọn lọc Ngày nhận bài: 6/1/2022 Ngày phản biện đánh giá sửa chữa: - 10/1/2022 Ngày báo duyệt đăng: 22/1/2022 DẦU KHÍ - SỐ 2/2022 vùng vỉa sâu xung quanh đáy giếng (Hình 1) Đây lớp chắn có khả tạo trở lực lớn chống lại chảy nước tạo trở lực nhỏ với chảy dầu Đây cơng nghệ xử lý thay đổi tính thấm pha lớp đá vỉa theo hướng giảm tính (độ, hệ số) thấm pha pha nước, gần khơng làm giảm tính (độ, hệ số) thấm pha pha dầu Vỉa sâu trường hợp xử lý thay đổi tính thấm pha coi vùng vỉa nằm cách xa tâm giếng khoảng 1,5 3,1 m [1] Vùng khác với khái niệm vùng cận đáy giếng xử lý acid, vốn dùng để vùng vỉa chứa nằm cách tâm giếng khoảng m Hiệu ứng làm thay đổi tính thấm pha vùng vỉa sâu thực thơng qua việc bơm vào hệ hóa phẩm chứa chất có khả thay đổi tính thấm pha đá vỉa theo hướng giảm tính thấm pha nước, gần không làm giảm tính thấm pha dầu Chất có nhiều loại, đặc trưng loại polymer ưa nước kỵ nước hóa phần (hydrophobically modified hydrophilic polymer) Khi bơm vào khoang rỗng đá vỉa, loại polymer nhanh chóng hấp phụ lên vị trí tích điện âm bề mặt mao quản đá vỉa thông qua tương tác tĩnh điện Các nhóm kỵ nước từ phân tử polymer khác có khả tương tác với Cấu tạo đặc biệt cách thức tương tác nhóm ưa nước, kỵ nước với đá vỉa với polymer cho phép tạo màng hấp phụ đa lớp, có tính bền cao bề mặt mao quản đá vỉa [1 - 6] Lớp màng hấp phụ làm PETROVIETNAM đá vỉa trở nên thấm ướt nước gây hẹp đường kính mao quản Hẹp đường kính mao quản gây trở lực lớn tới chảy thấm dầu nước Tuy nhiên, tính thấm ướt nước lại làm giảm trở lực với chảy thấm dầu Kết thường thấy màng hấp phụ không ảnh hưởng, có ảnh hưởng tới chảy thấm dầu Trong đó, màng hấp phụ ngâm lâu mơi trường nước, nhóm chức ưa nước nằm bề mặt làm cho polymer trương nở mạnh tiếp tục làm giảm đường kính mao quản Kết kiểu hiệu ứng làm giảm đường kính mao quản hiệu ứng giảm tính thấm ướt nước, trường hợp này, gây trở lực lớn pha nước làm giảm tính thấm pha pha nước Với chế hoạt động này, lớp màng hấp phụ từ polymer ưa nước kỵ nước hóa phần, tạo bề mặt mao quản đá vỉa, có khả làm giảm tính thấm pha nước, gần không làm giảm tính thấm pha pha dầu Phân tích cụ thể chế đưa tài liệu [7 - 9] Ngoài ra, chế thứ hai giúp loại polymer ưa nước kỵ nước hóa phần dùng công nghệ xử lý vỉa sâu nhằm làm giảm hàm lượng nước dầu khai thác lớp chắn tạo khoang rỗng khối đá vỉa Cụ thể là, dung dịch xử lý pha chế từ loại polymer có độ nhớt thấp (nhỉnh độ nhớt nước) Độ nhớt thấp chế độ bơm ép với áp suất thấp giúp dễ dàng xâm nhập vào vùng khe nứt/mao quản cho nước, khó xâm nhập vào vùng cho dầu, góp phần tăng hiệu cản trở nước chảy vào giếng Kết nghiên cứu thảo luận 2.1 Nghiên cứu lựa chọn thành phần hệ hóa phẩm cho xử lý vỉa sâu nhằm giảm hàm lượng nước dòng dầu khai thác Công nghệ xử lý vỉa sâu nhằm giảm hàm lượng nước dầu khai thác hệ hóa phẩm chứa polymer ưa nước kỵ nước hóa có khả thay đổi hệ số thấm pha theo hướng giảm tính thấm pha nước, gần không làm giảm tính thấm pha dầu, thường sử dụng kiểu hệ hóa phẩm với chức Bảng Chất hệ hóa phẩm xử lý vùng vỉa sâu nhằm giảm hệ số thấm nước để giảm hàm lượng nước dầu khai thác chất thay đổi hệ số thấm pha, polymer ưa nước kỵ nước hóa Dung dịch polymer này, chưa chứa chất ức chế polymer thường có độ nhớt cao Ngồi chất này, thành phần hệ hóa phẩm cịn chứa chất ức chế giảm độ nhớt (chất kiểm sốt, làm giảm độ nhớt cho hóa phẩm nói chung), chất chống trương nở sét, chất đệm kiểm soát pH số chất phụ gia khác Thành phần điển hình hệ hóa phẩm xử lý vỉa sâu nhằm thay đổi hệ số thấm pha để giảm hàm lượng nước dòng dầu khai thác Bảng Các cấu tử hóa phẩm tham gia vào thành phần hệ dung dịch xử lý Bảng có chức sau: - Hóa phẩm hệ hóa phẩm xử lý chất polymer ưa nước kỵ nước hóa phần (ký hiệu DMC-RPM) DMC-RPM chọn lựa từ loại polymer có chứa số lượng nhóm ưa nước đảm bảo tạo đầu mang điện tích dương tan nước, đồng thời có chứa nhóm chức kỵ nước đủ dài, với cấu trúc phức tạp Dung dịch DMC-RPM nước với nồng độ thích hợp chứa thêm chất ức chế polymer có độ nhớt thấp tạo điều kiện cho bơm dễ dàng vào khoang rỗng, mao quản đá vỉa Nói chung, cấu trúc DMC-RPM cần cho phép dung dịch hấp phụ lên vị trí mang điện âm bề mặt đá vỉa tạo lớp màng hấp phụ đa lớp bền nhiệt Nồng độ sử dụng polymer ưa nước kỵ nước hóa kế thừa từ tài liệu [1], khoảng - 6% Hình Vị trí chắn xung quanh vùng vỉa sát với đáy giếng - Đặc tính giúp hệ hóa phẩm chứa polymer ưa nước kỵ nước hóa dễ dàng xâm nhập vào vùng đá vỉa DẦU KHÍ - SỐ 2/2022 THĂM DÒ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Bảng Các hệ hóa phẩm sử dụng xử lý vỉa sâu nhằm giảm hàm lượng nước dòng dầu khai thác TT Hệ dung dịch hóa phẩm Hệ dung dịch đệm bơm trước Hệ dung dịch xử lý Hệ dung dịch đệm bơm đẩy Chức Cách ly để hệ hóa phẩm khơng bị trộn lẫn với lưu thể vỉa (dầu, nước) Tạo màng hấp phụ có tính thay đổi hệ số thấm pha Đẩy phía sau để đưa hệ hóa phẩm vào tới vị trí cần thiết vỉa sâu Bảng Hệ hóa phẩm xử lý cho tạo lớp chắn nhằm giới hạn dịng nước lưu thể khai thác TT Thành phần cấu tử DMC-RPM Muối KCl DMC-Buffer DMC- Fercontrol DMC-SurRPM Nước kỹ thuật Nồng độ (%) 2-6 2-7 1 - 1,5 Còn lại Chức Polymer biến tính hệ số thấm pha Kiểm soát độ nhớt ức chế trương nở khoáng sét theo chế trao đổi ion Tạo hiệu ứng đệm, trì ổn định pH hệ hóa phẩm Kiểm soát kết tủa hydroxide sắt Chống tạo bọt, nhũ tương Môi trường phân tán Bảng Thành phần hỗn hợp dùng nghiên cứu TT Cấu tử DMC-RPM KCl DMC-Buffer DMC-Fercontrol DMC-SurRPM Nước kỹ thuật Thành phần hỗn hợp hóa phẩm HH-3 1 Còn lại cho nước chảy vào giếng, khó xâm nhập vào vùng đá vỉa cho dầu chảy vào giếng có độ nhớt thấp Để giảm độ nhớt dung dịch giữ nguyên nồng độ chất chính, giải pháp đưa sử dụng chất ức chế polymer có khả làm giảm độ nhớt Các chất muối KCl, NaCl, alcohol Trong trường hợp này, muối KCl khuyên dùng thay cho NaCl (cịn alcohol có sẵn thành phần DMC-RPM), ion K+ chất có khả ức chế trương nở khoáng sét tốt Sự trương nở khống sét có thành phần đá vỉa nguyên nhân làm giảm mạnh tính thấm đá vỉa Vì vậy, khả ức chế sét tiêu chí cần có dung dịch hóa phẩm bơm vào vùng vỉa xung quanh giếng khoan Tham khảo tài liệu [6, 10] nghiên cứu thăm dị, nhóm tác giả chọn hàm lượng KCl khoảng - 7% Trong đó, KCl 2% dùng cho đá vỉa chứa sét, cịn với đá vỉa chứa nhiều sét cát kết mỏ bể Cửu Long, nhóm tác giả định hướng dùng KCl hàm lượng 7% - Độ pH hóa phẩm số quan trọng kiểm soát hoạt động polymer ưa nước kỵ nước hóa (DMC-RPM) dung dịch trình tạo lớp màng hấp phụ Vì vậy, thành phần hệ hóa phẩm xử lý vỉa sâu nhằm thay đổi hệ số thấm pha để giảm hàm lượng nước dầu cần có chất tạo hiệu ứng đệm chất điều chỉnh pH ban đầu Hệ dung dịch đệm cần giữ cho pH hệ hóa phẩm nằm khoảng - Hóa phẩm dung dịch đệm đặt tên DMC-BA (Buffer Agent) DẦU KHÍ - SỐ 2/2022 - Cấu tử DMC-Fercontrol có vai trị kiểm sốt kết tủa gel hydroxide sắt Fe(OH)3 để phòng ngừa việc gel bít nhét khoang rỗng làm tính thấm đá vỉa phần dung dịch xử lý bơm qua vùng vỉa sâu xử lý Nguồn làm xuất ion sắt Fe2+ Fe3+ từ sản phẩm ăn mịn cần ống bơm có sẵn trong thành phần đá vỉa DMCFercontrol có tác dụng giữ ion dạng Fe2+ khơng chuyển dạng Fe3+ DMCFercontrol không làm ảnh hưởng tới pH Hàm lượng dùng DMC-Fercontrol dao động từ - 1,5%; mức cao dùng trường hợp giếng có cần khai thác cũ với khả bị sản phẩm ăn mòn bám nhiều bề mặt - Cấu tử DMC-SurRPM chất hoạt động bề mặt có tác dụng chống tạo bọt khí, nhũ tương đá vỉa, đặc biệt khu vực có độ thấm thấp Hàm lượng sử dụng chọn 1% Để đánh giá, phân tích tính chất hệ hóa phẩm xử lý chính, thành phần hỗn hợp hóa phẩm nghiên cứu sử dụng Bảng 2.2 Kết nghiên cứu thay đổi tính thấm ướt bề mặt đá vỉa xử lý hỗn hợp hóa phẩm chứa DMC-RPM Nhóm tác giả tiến hành thực nghiệm nhằm xác định xu hướng thay đổi tính thấm ướt, thơng qua đo góc tiếp xúc mẫu đá vỉa xử lý hóa phẩm chứa DMCRPM Hỗn hợp hóa phẩm sử dụng cho PETROVIETNAM Bảng Thành phần hỗn hợp dùng nghiên cứu, đánh giá tính thấm ướt TT Cấu tử DMC-RPM KCl DMC-Buffer DMC-Fercontrol DMC-SurRPM Nước kỹ thuật Ký hiệu thành phần hỗn hợp hóa phẩm HH3 HH3-2 5 1 1 1 Còn lại Còn lại (a) (b) Hình Hình ảnh máy đo góc tiếp xúc sức căng bề mặt Phoenix-Multi (a) trình xác định góc tiếp xúc máy Phoenix-Multi (b) O Đá vỉa o 33 Đá vỉa nước cất 25o 117 o 120 Chổi than Thạch anh 83 o Chổi than 59 o Thạch anh H2 25o 81 Đá vỉa H4 25o Thạch anh (25oC) Graphite H2 25o (b) Mẫu ngâm 16 dung dịch hóa phẩm HH3 o (25oC) Graphite nước cất 25o (a) Mẫu ngâm 16 nước cất Đá vỉa Đá vỉa 103 o Thạch anh nước cất 25o Đá vỉa H2 25o o Thạch anh o 48 o Thạch anh H4 25o Chổi than (25oC) Graphite H4 25o (c) Mẫu ngâm 16 dung dịch hóa phẩm HH3-2 Hình Ảnh hưởng việc xử lý bề mặt 25oC dung dịch hóa phẩm HH3, HH3-2 đến góc thấm ướt đá vỉa, thạch anh chổi than nghiên cứu mẫu có thành phần Bảng Mẫu thí nghiệm gồm mẫu đá vỉa mẫu đá cát kết, đá thạch anh (đại diện cho dạng bề mặt ưa nước) mẫu vật liệu chứa graphite với hàm lượng cao (đại diện cho dạng bề mặt có tính ưa dầu cao - mẫu mẫu chổi than động điện) Các mẫu đá mài nhẵn bề mặt, ngâm hóa phẩm cần biến tính thời gian 24 nhiệt độ 65oC Sau ngâm cho hấp phụ, mẫu đá sấy khô tự nhiên điều kiện nhiệt độ phịng xác định góc tiếp xúc với nước cất dầu kerosen Thiết bị sử dụng máy đo góc tiếp xúc sức căng bề mặt Phoenix-Multi thể Hình Kết xác định góc tiếp xúc dạng số Bảng Kết hình ảnh kèm số thể Hình Khi chưa xử lý hóa phẩm (chỉ ngâm nước cất), đá vỉa thấm ướt nước hoàn toàn; thạch anh thấm ướt nước tốt; cịn chổi than khơng thấm ướt nước mà nghiêng thấm ướt dầu Khi xử lý hóa phẩm HH3, HH3-2 đá vỉa từ thấm ướt nước trở nên thấm ướt dầu; thạch anh trở nên thấm nước hơn; cịn chổi than từ khơng thấm ướt nước chuyển sang thấm ướt nước Đây chứng việc dung dịch hóa phẩm đưa vào nghiên cứu hấp phụ lên bề mặt vật liệu Việc hấp phụ gây hiệu ứng kỵ nước hóa (hydrophobic) bề mặt đá vỉa cát kết đá thạch anh, lại gây ưa nước hóa (hydrophilic) bề mặt chổi than Bảng Kết xác định góc tiếp xúc nước với số loại vật liệu xử lý bề mặt số chất lỏng, hóa phẩm khác TT Hóa phẩm xử lý bề mặt Nhiệt độ (oC) Mẫu đá 10 11 12 HH3 HH3 HH3 HH3 HH3 HH3 HH3-2 HH3-2 HH3-2 HH3-2 HH3-2 HH3-2 25 25 25 70 70 70 25 25 25 70 70 70 Đá vỉa Thạch anh Graphite Đá vỉa Thạch anh Graphite Đá vỉa Thạch anh Graphite Đá vỉa Thạch anh Graphite Kết góc tiếp xúc - Contact Angle (º) Góc trái Góc phải Trung bình 117.100 117.458 117.279 82.233 82.771 82.502 62.304 56.485 59.395 127.966 127.432 127.699 105.631 105.686 105.659 50.264 50.491 50.378 120.656 120.161 120.409 80.718 80.938 80.828 48.000 48.066 48.033 117.348 117.278 117.313 93.119 93.093 93.106 57.000 56.915 56.958 DẦU KHÍ - SỐ 2/2022 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Đá vỉa 0o 55o Đá vỉa nước cất 70o Thạch anh 101o Thạch anh nước cất 70o Chổi than Graphite nước cất 70o (a) Mẫu ngâm 16 nước cất Đá vỉa 128o Thạch anh 106o Đá vỉa H2 70o (70oC) Chổi than 50o Thạch anh H2 70o (70oC) Graphite H2 70o (b) Mẫu ngâm 16 dung dịch hóa phẩm HH3 Đá vỉa 117o Thạch anh 93o Đá vỉa H4 70o Chổi than 57o Thạch anh H4 70o (70oC) Graphite H4 70o (c) Mẫu ngâm 16 dung dịch hóa phẩm HH3-2 Hình Ảnh hưởng việc xử lý bề mặt 70oC dung dịch hóa phẩm HH3, HH3-2 đến góc thấm ướt đá vỉa, thạch anh chổi than Đá vỉa 0o Thạch anh 33o Đá vỉa nước cất 25o 103o Thạch anh nước cất 25o Chổi than Graphite nước cất 25o (a) Mẫu ngâm 16 nước cất Đá vỉa 0o Đá vỉa kerosen 25o 38o Thạch anh Thạch anh kerosen 25o (25oC) 124o Chổi than (25oC) Đá vỉa vật liệu ưa nước cấu tạo từ mảnh đá vụn thạch anh, feldspar khoáng sét Polymer ưa nước kỵ nước hóa hấp phụ lên bề mặt đá vỉa thơng qua nhóm chức mang điện tích dương cịn phần hydrocarbon nhóm kỵ nước có xu hướng quay ngồi Mặc dù có hấp phụ tiếp, thơng qua nhóm kỵ nước lớp sau, có nồng độ thấp hơn, nên bề mặt hấp phụ (trong trường hợp đá vỉa đá thạch anh) có màng hấp phụ với mặt ngồi mang tính kỵ nước Việc kỵ nước nguyên nhân làm đá vỉa xử lý hóa phẩm polymer ưa nước kỵ nước hóa phần có tác dụng ngăn nước, không ngăn dầu chảy qua Về ảnh hưởng nhiệt độ xử lý lên góc tiếp xúc, tác động dung dịch hóa phẩm HH3 HH3-2 không mạnh So sánh ảnh hưởng nước kerosen tới tính thấm ướt, thơng qua góc tiếp xúc loại vật liệu đưa vào nghiên cứu Hình Hình cho thấy, sau ngâm 16 kerosen, đá vỉa thấm ướt nước hồn tồn (góc tiếp xúc = 0); thạch anh thấm nước khơng nhiều (góc tiếp xúc từ 33o lên thành 38o; chổi than vốn không thấm ướt nước (thực chất thấm ướt dầu nhẹ) trở nên thấm ướt dầu mạnh (góc tiếp xúc từ 103o tăng lên thành 124o) Graphite kerosen 25o (b) Mẫu ngâm 16 kerosen Hình So sánh ảnh hưởng nước kerosen tới góc tiếp xúc Bảng Kết đánh giá khả phục hồi độ thấm mẫu lõi BH-25 mơ hình vỉa TT 10 11 12 13 14 Thông tin mẫu Tên mẫu Đối tượng Độ thấm khí (mD) Nhiệt độ (oC) Áp suất (atm) Thứ tự đánh giá Độ thấm nước ban đầu Kw1 Độ thấm dầu ban đầu Ko1 Bơm DMC-RPM Độ thấm nước sau xử lý Kw2 Độ thấm dầu sau xử lý Ko2 Độ thấm nước sau xử lý Kw3 Độ thấm dầu sau xử lý Ko3 Hệ số suy giảm độ thấm nước: Kw = (Kw1-Kw2)/Kw1 × 100% Hệ số phục hồi độ thấm so với dầu: Ko = Ko2/Ko1 × 100% DẦU KHÍ - SỐ 2/2022 BH-817-1-1-3V Miocene 184,2 100 100 R-32-1-3-12V Miocene 248 100 100 84,5 31,1 14 Vpore 4,12 28,18 3,3 27,7 95,6 88,6 25,32 7,87 10 Vpore 0,9 7,5 1,1 7,4 96,6 94,8 Độ thấm (mD) 30 Độ thấm, mD Nước biển DM ap Hó Dầu 0,84 atm 0,71 atm 31,31 mD 0,18 atm 0,041 atm Dầu 1,0 Dầu 0,8 0,6 28,18 mD 43 35 4,83 4,12 0,20 mD mD atm 18 20 1,03 atm 57 3,34 mD 27,27 mD 0,4 0,2 0,21 atm 65 0,0 60 65 70 50 25 30 35 40 45 50 55 Thể tích bơm (Vpore) Hình Kết thí nghiệm mơ hình mẫu lõi với mẫu BH-817-1-1-3V 10 15 Độ thấm, mD Chênh áp, atm Nước biển Nước biển Nước biển 25 25,32 mD 20 4,33 atm PM C-R DM3,05 Dầu Dầu m hẩ atm ap 3,59 atm Hó 15 10 m hẩ 1,2 Nước biển C-R 84,54 mD Chênh áp, atm PM Nước biển Chênh áp (atm) 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 36 7,87 mD 0,15 0,8 atm atm 18 0 10 20 47 7,5 63 mD 73 Dầu 7,4 mD 1,1 0,84 mD atm 40 50 60 70 80 90 Thể tích bơm (Vpore) Hình Kết thí nghiệm mơ hình mẫu lõi mẫu R-32-1-3-12V 21 mD 30 0,9 mD 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 Chênh áp (atm) Độ thấm (mD) PETROVIETNAM Bảng Kết đạt khả tác động có chọn lọc hệ hóa phẩm DMC-RPM với mẫu cát kết mỏ Bạch Hổ ký hiệu BH-817-1-1-3V TT 10 Tiêu chí Độ thấm nước trước bơm hóa phẩm DMC-RPM Độ thấm nước sau bơm hóa phẩm DMC-RPM Độ thấm nước sau bơm luân phiên dầu - nước Mức giảm độ thấm nước sau xử lý: 95,13% - 96% Hệ số phục hồi độ thấm nước trung bình = 100% - 95,6% Độ thấm dầu trước bơm hóa phẩm DMC-RPM Độ thấm dầu sau bơm hóa phẩm DMC-RPM nước biển Độ thấm dầu sau bơm luân phiên nước - dầu Mức giảm độ thấm dầu sau xử lý: 10 - 12,9% Hệ số phục hồi độ thấm dầu sau xử lý: 87,1 - 90% Kết 84,54 mD 4,12 mD 3,34 mD Trung bình = 95,6% 4,4% 31,31 mD 28,28 mD 27,27 mD Trung bình = 11,45% Trung bình = 88,6% Bảng Kết đạt khả tác động có chọn lọc hệ hóa phẩm DMC-RPM với mẫu cát kết mỏ Rồng ký hiệu R-32-1-3-12V TT 10 Tiêu chí Độ thấm nước trước bơm hóa phẩm DMC-RPM Độ thấm nước sau bơm hóa phẩm DMC-RPM Độ thấm nước sau bơm luân phiên dầu - nước: Mức giảm độ thấm nước sau xử lý: 96,45 - 95,66% Hệ số phục hồi độ thấm nước trung bình = 100% - 96,6% Độ thấm dầu trước bơm hóa phẩm DMC-RPM Độ thấm dầu sau bơm hóa phẩm DMC-RPM nước biển Độ thấm dầu sau bơm luân phiên nước - dầu: Mức giảm độ thấm dầu sau xử lý: 4,7 - 5,97% Mức phục hồi độ thấm dầu sau xử lý: 94,3 - 95,3% Kết 25,32 mD 0,9 mD 1,1 mD Trung bình = 96,6% 3,4% 7,87 mD 7,5 mD 7,4 mD Trung bình = 5,34% Trung bình = 94,8% 2.3 Kết đánh giá thiết bị mơ hình vỉa nhiệt độ cao, áp suất nhằm xác định hệ số phục hồi độ thấm mẫu lõi sau xử lý hệ hóa phẩm đề xuất Tiến hành thí nghiệm thiết bị mơ hình vỉa nhiệt độ cao, áp suất cao phịng thí nghiệm Liên doanh Việt Nga “Vietsovpetro” để xác định độ thấm pha nước dầu trước sau xử lý hệ hóa phẩm đề xuất Hóa phẩm sử dụng nghiên cứu hệ hóa phẩm HH-3 nêu Bảng Mẫu dùng mẫu lõi đá trầm tích lục nguyên thuộc mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng Thí nghiệm đánh giá ảnh hưởng hệ hóa phẩm đến vùng thấm dầu nước riêng biệt xác định khả tác động có chọn lọc hệ hóa phẩm với quy trình thí nghiệm sau: - Bước 1: Chuẩn bị mẫu, lắp mẫu, gia nhiệt; - Bước 2: Bơm nước vỉa theo chiều thuận với tốc độ 100 ml/giờ ghi nhận chênh áp trình bơm Khi chênh áp ổn định, xác định độ thấm nước ban đầu Kw1; sau bơm dầu theo chiều thuận với tốc độ, ghi nhận chênh áp để xác định độ thấm dầu ban đầu Ko1; - Bước 3: Bơm hóa phẩm xử lý theo chiều nghịch với thể tích V = 10 - 15 Vrỗng với tốc độ 100 ml/phút, ghi nhận giá trị chênh áp thời gian bơm; - Bước 4: Dừng để chờ phản ứng - giờ; - Bước 5: Lặp lại bước để xác định độ thấm nước sau xử lý Kw2 độ thấm dầu sau xử lý Ko2; - Bước 6: Tính tốn hệ số suy giảm độ thấm (đối với nước) hệ số phục hồi độ thấm dầu Thông tin mẫu lõi sử dụng, điều kiện thí nghiệm tóm tắt kết thí nghiệm trình bày Bảng Kết thí nghiệm mơ hình mẫu lõi kết đạt hệ hóa phẩm DMC-RPM mẫu BH-817-1-1-3V (Hình 6, Bảng 7); DẦU KHÍ - SỐ 2/2022 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Bảng Đề xuất hệ hóa phẩm xử lý sử dụng xử lý vỉa sâu nhằm giảm hàm lượng nước dòng dầu khai thác TT Cấu tử DMC-RPM KCl DMC-Buffer DMC-Fercontrol DMC-SurRPM Nước kỹ thuật Hàm lượng khuyên dùng 2-6 1 Cịn lại mẫu R-32-1-3-12V (Hình 7, Bảng 8) Kết Bảng cho thấy, hệ hóa phẩm DMC-RPM có khả tác động có chọn lọc cao Hệ hóa phẩm DMC-RPM có hệ số phục hồi độ thấm mẫu lõi so với pha dầu khoảng 88,6 - 94,8% đồng thời có hệ số phục hồi độ thấm pha nước 3,4 - 4,4% Kết luận Dựa kết nghiên cứu hệ hóa phẩm xử lý vỉa sâu nhằm giảm hàm lượng nước dòng dầu khai thác cho thấy: - Hệ hóa phẩm xử lý vỉa sâu nhằm giảm hàm lượng nước dầu khai thác hệ hóa phẩm biến tính hệ số thấm pha gồm: + Hệ dung dịch đệm bơm trước (Over flush) DMC-1; + Hệ hóa phẩm xử lý DMC-4; + Hệ dung dịch đệm bơm đẩy - Các dung dịch hóa phẩm đưa vào nghiên cứu hấp phụ lên bề mặt vật liệu việc hấp phụ gây hiệu ứng kỵ nước hóa bề mặt đá vỉa cát kết đá thạch anh, lại ưa nước hóa bề mặt chổi than - Hệ hóa phẩm xử lý đề xuất đạt độ bền nhiệt cao (120oC) tương hợp với dầu vỉa, nước biển - Trên sở kết nghiên cứu, thành phần hệ hóa phẩm xử lý đề xuất sử dụng đưa Bảng cho giếng phù hợp từ mỏ Bạch Hổ Rồng Vietsovpetro; Sư Tử Đen, Sư Tử Nâu, Sư Tử Trắng Cửu Long JOC Lời cảm ơn Nhóm tác giả trân trọng cảm ơn hỗ trợ Bộ Công Thương, Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” trình thực nghiên cứu Nghiên cứu nằm “Chương trình khoa học cơng nghệ trọng điểm cấp quốc gia phục vụ đổi mới, đại hóa cơng nghệ khai thác chế biến khoáng sản đến năm 2025” với mã số CNKK.007/19 10 DẦU KHÍ - SỐ 2/2022 Ghi Hàm lượng DMC-RPM khuyên dùng: - 3% cho giếng với đá vỉa có độ thấm thấp - 500 mD; - 6% cho giếng với đá vỉa có độ thấm cao > 1.000 mD Tài liệu tham khảo [1] Julio Vasquez and Larry Eoff, “A relative permeability modifier for water control: Candidate selection case histories, and lessons learned after more than 3,000 well interventions”, SPE European Formation Damage Conference and Exhibition held in Noordwjk, The Netherlands, - June 2013 DOI: 10.2118/165091-MS [2] B.B Sandiford, “Laboratory and field studies of water floods using polymer solution to increase oil recovery”, Journal of Petroleum Technology, Vol 16, No 8, pp 917 - 922, 1964 DOI: 10.2118/844-PA [3] J.L White, J.F Goddard, and Phillips H.M, “Use of polymer to control water production in oil wells”, Journal of Petroleum Technology, Vol 25, No 2, pp 143 - 150, 1973 DOI: 10.2118/3672-PA [4] Larry Eoff, E Dwyann Dalrymple, Bobba Ruchitha Reddy, and Don M Everett, “Structure and process optimization for the use of a polymeric relativepermeability modifier in conformance control”, SPE International Symposium on Oilfield Chemistry held in Houstan, Texas, 13 - 16 February 2001 DOI:10.2118/64985MS [5] Robert D Sydansk and Randall S Seright, “When and where relative permeability modification watershutoff treatments can be successfully applied”, SPE Production & Operations, Vol 22, No 2, pp 236 - 247, 2007 DOI: 10.2118/99371-PA [6] Ibrahim Al-Hulail, Muzzammil Shakeel, Ahmed Binghanim, Mohamed Zeghouani, Read Rahal, Ali Al-Taq, and Abdullah Al-Rustum, “Water control in hight-watercut oil wells using relative permeability modifiers: A Saudi lab study”, SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition held in Dammam, Saudi Arabia, 24 - 27 April 2017 DOI: 10.2118/188021-MS [7] G.P Willhite, H.Zhu, D Natarajan, C.S McCool, and D.W.Green, “Mechanisms causing disproportionate permeability in porous media treated with chromium PETROVIETNAM acetate/HPAAM gels”, SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, - April 2000 DOI: 10.2118/59345-MS a relative permeability modifier”, Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol 80, No 1, pp 69 - 74, 2012 DOI: 10.1016/j.petrol.2011.10.013 [8] A Stavland and S Nilsson, “Segregated flow is the governing mechanism of disproportionate permeability reduction in water and gas shutoff”, SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in New Orleans, Louisiana, 30 September - October 2001 DOI: 10.2118/71510-MS [10] Antonio Recio, Larry Steven Eoff, Baireddy Raghava Reddy, and Christopher Austin Lewis, “Sulfonated relative permeability modifiers for reducing subterranean formation water permeability”, United States Patent US9598631B2, 21/3/2017 [9] Jun Wang, Xiuyu Zhu, Huiying Guo, Xiyan Gong, and Junde Hu, “Synthesis and behavior evaluation of STUDY ON APPLICATION OF CHEMICALS FOR NEAR-WELLBORE TREATMENT TO REDUCE WATERCUT IN PRODUCED FLUID Do Thanh Trung1, Nguyen Van Ngo1, Le Van Cong1, Vu Hoang Duy1, Nguyen Quoc Dung2 Petrovietnam Chemical and Services Corporation (PVChem) Vietsovpetro Email: trungdt@pvchem.com.vn Summary High water cut in production wells will increase the water content in the oil produced, resulting in declined oil production of the wells as well as decreased efficiency of used chemicals and surface facility equipment This paper presents the results of application of chemicals for near-wellbore treatment to reduce the water content in the produced fluid Key words: Near-wellbore treatment, chemical, enhanced oil recovery DẦU KHÍ - SỐ 2/2022 11 ... Dựa kết nghiên cứu hệ hóa phẩm xử lý vỉa sâu nhằm giảm hàm lượng nước dịng dầu khai thác cho thấy: - Hệ hóa phẩm xử lý vỉa sâu nhằm giảm hàm lượng nước dầu khai thác hệ hóa phẩm biến tính hệ số... pha nước, gần khơng làm giảm tính thấm pha dầu, thường sử dụng kiểu hệ hóa phẩm với chức Bảng Chất hệ hóa phẩm xử lý vùng vỉa sâu nhằm giảm hệ số thấm nước để giảm hàm lượng nước dầu khai thác. .. hàm lượng nước dịng dầu khai thác Cơng nghệ xử lý vỉa sâu nhằm giảm hàm lượng nước dầu khai thác hệ hóa phẩm chứa polymer ưa nước kỵ nước hóa có khả thay đổi hệ số thấm pha theo hướng giảm tính