GIẢI PHÁP PHỤC HỒI HIỆU SUẤT CỦA GIẾNG KHAI THÁC QUA CÁC THÍ NGHIỆM BƠM ÉP TRÊN MẪU LÕI BẰNG HỆ THIẾT BỊ BƠM ÉP ĐA NĂNG

THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ TẠP CHÍ DẦU KHÍ Số - 2022, trang 18 - 26 ISSN 2615-9902 GIẢI PHÁP PHỤC HỒI HIỆU SUẤT CỦA GIẾNG KHAI THÁC QUA CÁC THÍ NGHIỆM BƠM ÉP TRÊN MẪU LÕI BẰNG HỆ THIẾT BỊ BƠM ÉP ĐA NĂNG Nguyễn Văn Hiếu, Nguyễn Hồng Minh Phan Ngọc Quốc, Nguyễn Lâm Quốc Cường Viện Dầu khí Việt Nam Email: hieunv@vpi.pvn.vn https://doi.org/10.47800/PVJ.2022.04-02 Tóm tắt Công tác nghiên cứu, đánh giá trạng vỉa chứa tìm giải pháp nhằm trì sản lượng khai thác nhà thầu dầu khí đặc biệt quan tâm Việc thực giải pháp bơm ép mẫu lõi phòng thí nghiệm trước áp dụng quy mô công nghiệp mỏ đòi hỏi phải có hệ thống thiết bị thí nghiệm đờng bộ, xác cho kết có độ tin cậy cao Hệ thiết bị bơm ép đa CF700 Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) nghiên cứu chế tạo sử dụng để tiến hành loại thí nghiệm nhằm nâng cao hiệu giếng khai thác khu vực mỏ gặp vấn đề suy giảm lưu lượng khác nhau: bơm ép hóa phẩm ngăn cách nước EN để giảm tỷ lệ nước so với dầu (water oil ratio/water cut - WOR) khai thác; đánh giá ảnh hưởng acid xử lý cặn muối giếng vỉa chứa; bơm ép hóa chất để làm giảm độ bão hòa condensate phục hời độ thấm khí khu vực cận đáy giếng mỏ khí condensate Từ khóa: Bơm ép hóa phẩm, xử lý acid, ngưng tụ condensate, hệ thống bơm ép đa Giới thiệu Hiện tượng suy giảm hiệu suất giếng khai thác dầu khí nhiều nguyên nhân như: suy giảm dịng dầu tượng ngập nước, bó hẹp lòng ống khai thác sa lắng muối dẫn tới suy giảm lưu lượng suy giảm lưu lượng khí ngưng tụ condensate vùng cận đáy giếng áp suất vỉa suy giảm xuống điểm sương [1 - 5] Việc đánh giá xác trạng vỉa chứa tác nhân gây nên giảm suất giếng khai thác giúp nhà điều hành đưa giải pháp xử lý tối ưu Để khắc phục tượng này, việc thử nghiệm giải pháp thường tiến hành trước phịng thí nghiệm, sau đánh giá kết thí nghiệm kết hợp với liệu mỏ để đưa phương án áp dụng thực tế cho mỏ Bài toán 1: Sự suy giảm lưu lượng dầu tượng ngập nước đã xảy số giếng khai thác bể Cửu Long Nhà điều hành mỏ đã cân nhắc, trao đổi với bên để tìm giải pháp khắc phục nhằm giảm lượng nước khai Ngày nhận bài: 19/4/2022 Ngày phản biện đánh giá sửa chữa: 19/4 - 5/5/2022 Ngày báo duyệt đăng: 5/5/2022 18 DẦU KHÍ - SỐ 4/2022 thác, đồng thời trì sản lượng dầu Hóa chất EN đã lựa chọn cho thí nghiệm bơm ép mẫu lõi vỉa chứa để đánh giá hiệu giảm độ thấm pha nước, đồng thời trì độ thấm pha dầu, từ giảm WOR khai thác Bài tốn 2: Ngoài vấn đề suy giảm lưu lượng thay đổi vỉa vùng cận đáy giếng thì bó hẹp đường ống đóng cặn (scaling) trình khai thác tác nhân ảnh hưởng lớn đến hiệu suất khai thác Thông thường, cặn loại bỏ phương pháp học hóa học Xử lý cặn acid lựa chọn tối ưu giá thành, hiệu thời gian thực [3] Tuy nhiên trước thực xử lý acid cần đánh giá hiệu acid với loại cặn đó, ảnh hưởng acid thành hệ đưa giải pháp khắc phục Hiện tượng lắng đọng cặn muối đường ống khai thác đã nhà điều hành xác định xảy mỏ thuộc bể Nam Côn Sơn, acid hữu đã lựa chọn để thí nghiệm, đồng thời dung mơi hịa tan (solvent) đã sử dụng để hạn chế ảnh hưởng acid thành hệ Bài tốn 3: Đối với mỏ khí condensate, tượng ngưng tụ condensate (condensate banking) xảy PETROVIETNAM áp suất vỉa giảm xuống điểm sương, đặc biệt tích tụ condensate khu vực cận đáy giếng Trong trình khai thác áp suất vỉa mỏ khí thuộc bể Nam Cơn Sơn suy giảm dần, dẫn tới biểu suy giảm lưu lượng khí số giếng khai thác gia tăng chênh áp đáy giếng vỉa (drawdown pressure) Để khắc phục vấn đề này, khí vỉa, methanol, ethanol hóa chất WS phụ gia… đã thử nghiệm bơm ép mẫu lõi để đánh giá hiệu khơi phục độ thấm pha khí nhằm lựa chọn loại hóa chất tối ưu để áp dụng mỏ [4] Hệ thiết bị bơm ép đa CF700 Trong thí nghiệm bơm ép mẫu lõi, việc thu thập liệu áp suất, nhiệt độ, lưu lượng, chênh áp đầu mẫu, thể tích chất lưu bơm vào, thể tích chất lưu thu đầu ra… đồng theo thời gian thực yêu cầu bắt buộc nhằm đảm bảo xác kết thí nghiệm Hệ thống bơm ép đa CF700 (Hình 1) thiết kế phát triển Bộ phận Mẫu lõi thuộc Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) Phần mềm VPI Coreflooding viết chuyên viên phận có khả ghi nhận đồng số liệu áp suất nhiệt độ thí nghiệm, lưu lượng bơm điện tử cao áp, liệu từ cảm biến áp suất… Đặc biệt, hệ thống bơm ép trang bị bình tách siêu âm pha để xác định xác liên tục sản phẩm đầu thơng qua đầu dị siêu âm, từ nâng cao độ xác thí nghiệm Hệ thiết bị CF700 có khả làm việc điều kiện nhiệt độ đến 160oC, áp suất nén hông (confining pressure) 10.000 psi, áp suất lỗ rỗng (pore pressure) 8.000 psi, độ phân giải bình tách siêu âm lên tới 0,015 ml; có nhiều chế độ tùy chọn dải cảm biến đo chênh áp đầu mẫu lõi từ 0,2 psi đến 5.000 psi Hệ thiết bị có tính tùy biến cao thực thí nghiệm mẫu trụ đơn (single plug), mẫu trụ ghép dài đến 30 cm (composite core) nhiều mẫu trụ đơn lúc (tùy loại thí nghiệm) sau: - Các phân tích lĩnh vực tổn hại vỉa: Thí nghiệm đo tốc độ dịng chảy tới hạn (critical velocity); ảnh hưởng dung dịch khoan, dung dịch hoàn thiện giếng đến đất đá thành hệ - Các thí nghiệm lĩnh vực phân tích mẫu Hình Hệ thống bơm ép đa CF700 Bộ đo chênh áp suất Đồng hồ áp suất Máy tính Bình khí N2 Bộ giữ mẫu Đối áp Bơm Bơm Bơm Chai chứa dung dịch Bình tách siêu âm : Thiết bị hệ dây dẫn : Phạm vi tủ gia nhiệt : Dây tín hiệu Máy siêu âm Tủ gia nhiệt Tủ gia nhiệt Hình Sơ đồ hệ thống bơm ép đa CF700 DẦU KHÍ - SỐ 4/2022 19 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ lõi đặc biệt: Thí nghiệm đo độ thấm tương đối theo chế độ dòng chảy ổn định không ổn định Hệ thiết bị sử dụng bình tách siêu âm nhiệt độ áp suất vỉa để xác định thể tích chất lưu đầu nên có độ xác cao - Các nghiên cứu lĩnh vực thu hồi tăng cường mẫu lõi đơn mẫu ghép (composite core) - Bơm ép hóa chất nghiên cứu chuyên sâu (khai thác, sửa giếng…) thử nghiệm hóa chất ngăn cách nước; nghiên cứu ngưng tụ lỏng đáy giếng (condensate banking); xử lý acid Sơ đồ hệ thống bơm ép đa CF700 thể Hình Một số giải pháp để phục hồi hiệu suất giếng khai thác 3.1 Bơm ép hóa phẩm EN để giảm WOR khai thác 3.1.1 Cơ sở lý thuyết Tình trạng ngập nước giếng khai thác dẫn tới giảm suất khai thác dầu giếng, làm giảm hiệu hóa phẩm xử lý tải hệ thống thiết bị xử lý loại bỏ nước dầu bề mặt Để giảm hàm lượng nước dầu khai thác sử dụng lớp chắn thơng minh có chọn lọc vùng cận đáy giếng (tạo trở lực lớn chống lại chảy nước tạo trở lực nhỏ chảy dầu) [1, 2] dựa vào chế hấp phụ hóa phẩm lên bề mặt hạt đá, từ làm thay đổi độ thấm pha dầu nước Hệ hóa phẩm EN có thành phần từ chất lưu vỉa (dầu nước) phụ gia đặc biệt khác sử dụng để bơm vào vùng cận đáy giếng giếng khai thác có tượng ngập nước Hệ hóa phẩm làm giảm mạnh độ thấm pha nước không làm giảm độ thấm pha dầu thơng qua chế hấp phụ chế hòa tan có chọn lọc (dầu vỉa dần hịa tan hóa phẩm tiếp xúc, từ khơi thơng dịng chảy, hóa phẩm trơ với nước vỉa khơng bị hịa tan tiếp xúc) 3.1.2 Thí nghiệm Thí nghiệm thực mẫu lõi tầng Miocene lấy từ bể Cửu Long (Bảng 1) Trước thí nghiệm bơm ép mẫu lõi, hóa phẩm kiểm tra độ bền nhiệt tính tương thích với chất lưu vỉa điều kiện nhiệt độ áp suất vỉa (nhiệt độ 100oC, áp suất 3.000 psi) Sau đó, hệ hóa phẩm bơm ép vào mẫu lõi điều kiện nhiệt độ áp suất vỉa cho cặp mẫu Bảng - Đánh giá hiệu hệ hóa phẩm độ thấm dầu: Mẫu bão hòa 100% với nước vỉa, sau lắp vào thiết bị CF700 nâng lên nhiệt độ, áp suất vỉa Dầu thí nghiệm bơm qua mẫu theo chiều từ vỉa → giếng cho đến đạt trạng thái bão hòa nước ban đầu (Swi) đo độ thấm dầu hiệu dụng (Koi) Hóa phẩm bơm theo chiều ngược lại (từ giếng → vỉa) qua mẫu ngâm mẫu 24 Sau đó, dầu thí nghiệm lại bơm qua mẫu theo chiều từ vỉa → giếng để xác định độ thấm dầu thời điểm (Ko) So sánh giá trị Koi Ko cho phép đánh giá mức độ bảo tồn độ thấm dầu sau bơm hóa phẩm (1) = Trong đó: Koi: Độ thấm hiệu dụng dầu trước bơm hóa phẩm (mD); Ko: Độ thấm hiệu dụng dầu sau bơm hóa phẩm (mD); Ro: Hệ số kháng dầu Hệ số kháng dầu thấp cho thấy mức độ bảo tồn độ thấm tốt, hóa phẩm ảnh hưởng tới độ thấm hiệu dụng pha - Đánh giá hiệu hệ hóa phẩm nước: Mẫu bão hòa 100% với dầu vỉa, sau lắp vào thiết bị bơm ép nâng lên nhiệt độ, áp suất vỉa Nước vỉa bơm qua mẫu theo chiều từ vỉa → giếng cho đến đạt trạng thái bão hòa dầu dư (Sor) đo độ thấm nước Bảng Các thơng số mẫu lõi thí nghiệm bơm EN Mẫu số 20 Độ rỗng (%) 23,1 25,9 20,2 23,3 Độ thấm khí (mD) 55,3 474 25,2 422 DẦU KHÍ - SỐ 4/2022 Tỷ trọng hạt (g/cm3) 2,65 2,64 2,64 2,64 Mô tả Ghi Cát kết hạt mịn đến mịn, màu xám, độ chọn lọc tốt Cát kết hạt mịn, màu xám nhạt, độ chọn lọc tốt Cát kết hạt mịn đến trung, màu xám nhạt, độ chọn lọc trung bình Cát kết hạt mịn đến trung, màu xám, độ chọn lọc tốt Đánh giá hiệu độ thấm nước Đánh giá hiệu độ thấm dầu PETROVIETNAM hiệu dụng (Kwi) Hóa phẩm bơm qua mẫu theo chiều ngược lại (từ giếng → vỉa) ngâm mẫu 24 Sau đó, nước vỉa lại bơm qua mẫu theo chiều từ vỉa → giếng để xác định độ thấm nước thời điểm (Kw) So sánh giá trị Kwi Kw cho phép đánh giá mức độ ngăn nước sau bơm hóa phẩm (2) = Trong đó: Kwi: Độ thấm hiệu dụng nước trước bơm hóa phẩm (mD); (b) (a) Hình Thí nghiệm tương thích hóa phẩm EN với nước vỉa (a) dầu vỉa (b) Kw: Độ thấm hiệu dụng nước sau bơm hóa phẩm (mD); 40 Rw: Hệ số kháng nước 35 y = 479,4x-0,558 R² = 0,9973 Hệ số kháng R 30 3.1.3 Kết thảo luận 25 20 y = 87736x-1,355 R² = 0,9982 15 10 y = 2,3764x-0,117 R² = 0 100 y = 141,45x-0,849 R² = 0,9992 200 300 Mẫu số 400 500 600 700 Gradient áp suất (psi/m) Mẫu số Mẫu số 800 900 1000 Kết thí nghiệm cho thấy hệ hóa phẩm chịu điều kiện nhiệt độ áp suất vỉa thực tế, đồng thời có khả hòa tan dầu vỉa, lại tách pha rõ nước vỉa (Hình 3) Điều cho thấy kỳ vọng chế hòa tan có chọn lọc hệ hóa phẩm đáp ứng, hệ hóa phẩm có khả hịa tan với dầu vỉa trơ với nước vỉa Mẫu số Hình Hệ số kháng ứng với nước (mẫu số 2) dầu (mẫu số 4) Bảng Kết thí nghiệm trước sau bơm ép hóa phẩm EN Kết Mẫu Mẫu số Độ rỗng: 23,1% Độ thấm khí: 55,3 mD Mẫu số Độ rỗng: 25,9% Độ thấm khí: 474 mD Kết Mẫu Mẫu số Độ rỗng: 20,2% Độ thấm khí: 25,2 mD Mẫu số Độ rỗng: 23,3% Độ thấm khí: 422 mD Trước bơm hóa phẩm EN Sau bơm hóa phẩm EN Gradient Gradient Độ thấm Hệ số Lưu lượng Độ thấm Lưu lượng áp suất áp suất (ml/phút) nước (mD) (ml/phút) nước (mD) kháng R (psi/m) (psi/m) 0,20 708,24 0,27 12,0 0,30 846,40 0,33 9,6 50,3 0,20 59,26 3,2 0,40 949,58 0,40 8,0 0,20 94,89 1,83 36,3 51,7 0,20 2,79 66,3 0,30 136,94 2,10 31,6 0,40 156,71 2,34 28,3 Trước bơm hóa phẩm EN Sau bơm hóa phẩm EN Độ bão Gradient Gradient Lưu lượng Độ thấm Lưu lượng Độ thấm Hệ số hòa nước áp suất áp suất (ml/phút) dầu (mD) (ml/phút) dầu (mD) kháng R (%) (psi/m) (psi/m) 0,10 116,98 2,26 2,48 65,0 0,10 47,11 5,61 0,15 145,05 2,74 2,05 0,20 170,25 3,11 1,81 0,10 20,60 12,61 1,67 64,3 0,10 12,35 21,0 0,15 29,61 13,16 1,60 0,20 38,31 13,56 1,55 Độ bão hòa nước (%) Độ bão hòa nước sau thí nghiệm (%) 62,9 70,3 Độ bão hịa nước sau thí nghiệm (%) 63,9 63,1 DẦU KHÍ - SỐ 4/2022 21 Bơm ép EN ngâm mẫu 24 250 Nhiệt độ 100oC Áp suất 3.000 psi Gradient áp suất (psi/m) 200 K wi 150 100 50 Kw 10 12 14 16 18 20 22 24 Thể tích bơm (PV) Bơm ép EN ngâm mẫu Gradient áp suất (psi/m) 26 28 30 32 34 36 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 Độ thấm nước (mD) THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Độ thấm nước (mD) Hình Kết bơm ép mẫu số Bơm ép EN ngâm mẫu 24 80 25 Nhiệt độ 100 C Áp suất 3.000 psi o 20 60 50 15 40 10 30 20 Độ thấm dầu (mD) Gradient áp suất (psi/m) 70 10 11 13 Gradient áp suất (psi/m) 15 17 19 21 Thể tích bơm (PV) Bơm ép EN ngâm mẫu 23 25 27 Độ thấm dầu (mD) Hình Kết bơm ép mẫu số Hiệu hệ hóa phẩm thí nghiệm mẫu lõi thể qua Bảng Hình - thông qua hệ số kháng Kết cho thấy hệ số kháng nước từ 8,0 - 36,3; cao nhiều so với hệ số kháng dầu từ 1,55 - 2,48, cho thấy hiệu hệ hóa phẩm tốt Hệ hóa phẩm đã làm giảm độ thấm hiệu dụng nước nhiều lần so với làm giảm độ thấm hiệu dụng dầu Kết thí nghiệm cho thấy hệ hóa phẩm có làm giảm độ thấm hiệu dụng pha dầu, nhiên mức độ giảm không đáng kể so sánh với pha nước Với kết này, việc áp dụng hệ hóa phẩm cho mỏ khả thi mặt kỹ thuật 22 DẦU KHÍ - SỐ 4/2022 3.2 Đánh giá ảnh hưởng dung dịch acid phá cặn thành hệ 3.2.1 Cơ sở lý thuyết Giếng khai thác bị suy giảm lưu lượng nguyên nhân khác nhau, từ vỉa từ hệ thống khai thác Việc ngưng tụ cặn đường ống khai thác làm giảm kích thước đường ống, từ làm suy giảm khả cho dịng chất lưu chảy qua Các cặn bám bề mặt ống gồm nhiều lớp thành phần khác (Hình 7), nhiên chủ yếu muối vơ hình thành tích tụ theo thời gian Vấn đề xử lý phương pháp học hóa học [3] PETROVIETNAM Ngâm acid để hịa tan cặn giải pháp hóa học đã cân nhắc sử dụng Khi xử lý cặn acid, acid xâm nhập vào thành hệ vùng cận đáy giếng làm giảm khả cho dòng vỉa giếng mở khai thác trở lại Trong trường hợp này, cần áp dụng giải pháp để phục hồi khả cho dòng vỉa Trước đây, HCl sử dụng để xử lý cặn, nhiên sau xử lý cặn thì độ thấm vỉa bị suy giảm nhiều (> 50%) Do đó, nhà thầu đã lựa chọn acid hữu H-3 để thử nghiệm phịng thí nghiệm trước áp dụng mỏ Kết nghiên cứu cho thấy acid H-3 hòa tan cặn tốt Bước tiếp theo thử nghiệm bơm ép acid hữu H-3 mẫu lõi, sau đánh giá suy giảm độ thấm Trong trường hợp độ thấm bị suy giảm (nhưng so với sử dụng HCl), sử dụng hỗn hợp dung môi để bơm qua mẫu nhằm phục hồi độ thấm vỉa 3.2.2 Thí nghiệm Lựa chọn mẫu lõi lấy từ vỉa sản phẩm bể Nam Cơn Sơn cho thí nghiệm (Bảng 3) Trước tiên, acid H-3 hỗn hợp dung môi đánh giá độ bền nhiệt điều kiện nhiệt độ áp suất vỉa (nhiệt độ 150oC, áp suất 2.800 psi Nếu đạt yêu cầu, sử dụng hóa chất thí nghiệm bơm ép mẫu lõi vỉa nhằm đánh giá ảnh hưởng acid tới khả cho dịng đá chứa - Thí nghiệm bơm ép mẫu lõi vỉa: Mẫu bão hòa Thay đổi áp suất van an toàn Lắng đọng cặn đường ống Ống chống Lớp FeS2 Lớp BaSO4 Gas lift Ăn mòn lớp cặn Lớp Asphaltene Ăn mòn H2S Vật bị kẹt CaCO Kẹt cặn CaCO3 Ống nối giảm cấp CaCO3 Lớp CaCO3 Lớp sáp BaSO4 Trên lỗ đục Dịng sản phẩm Hình Lắng cặn đường ống khai thác [3] 100% với nước vỉa, sau mẫu lắp vào thiết bị CF700 nâng lên nhiệt độ, áp suất vỉa đo độ thấm nước (Kw1) Acid bơm qua mẫu theo chiều từ giếng → vỉa ngâm mẫu 24 điều kiện Tiếp theo, nước vỉa lại bơm qua mẫu theo chiều từ vỉa → giếng để đẩy acid khỏi mẫu, đồng thời đo độ thấm nước (Kw2) Từ kết thu được, đánh giá suy giảm độ thấm mẫu trước sau xử lý acid Sau đo Kw2 xong, bơm dung môi theo chiều từ giếng → vỉa (giống chiều bơm acid) ngâm mẫu 24 Cuối cùng, bơm nước vỉa theo chiều từ vỉa → giếng để đo độ thấm nước (Kw3) Các giá trị Kw1, Kw2, Kw3 sử dụng để đánh giá mức độ ảnh hưởng acid hỗn hợp dung môi đá chứa 3.2.3 Kết thảo luận Kết thí nghiệm độ bền nhiệt cho thấy acid hỡn hợp dung mơi khơng có thay đổi màu sắc điều kiện nhiệt độ áp suất vỉa Do đó, sử dụng dung dịch cho thí nghiệm bơm ép mẫu lõi vỉa Kết thí nghiệm mẫu lõi (Bảng 3) cho thấy độ thấm nước mẫu sau bơm acid đã giảm đáng kể so với độ thấm nước ban đầu, cụ thể: độ thấm nước mẫu số (có độ thấm độ rỡng nhỏ so với mẫu số 6) giảm 82,7 - 85,7%, độ thấm nước mẫu số giảm 63,3 - 63,8% Đây vấn đề cần đặc biệt lưu ý, ngun nhân acid đã hịa tan khống vật, tạo cặn lắng khác làm thay đổi cấu trúc bên đá… dẫn tới làm giảm khả cho dòng đá chứa Để khắc phục tượng này, sau đo độ thấm Kw2, hỗn hợp dung môi sử dụng để bơm qua mẫu, sau đo lại độ thấm nước Kw3 Bảng Kết độ thấm trước sau xử lý acid dung môi Kết Mẫu Mẫu số Độ rỗng (%) Độ thấm khí (mD) Mẫu số Độ rỗng (%) Độ thấm khí (mD) 15,4 36,0 21,0 365,2 Lưu lượng bơm (ml/phút) 0,20 0,30 0,40 0,20 0,30 0,40 Trước bơm acid 24,2 24,2 23,5 281,8 280,0 281,1 Bơm acid (PV) 7,0 7,0 Sau bơm acid Kw2/Kw1 (%) 20,1 20,0 20,1 178,9 178,8 178,0 83,0 82,7 85,7 63,5 63,8 63,3 Bơm dung môi (PV) 7,0 7,0 Sau bơm dung môi (Kw3, mD) 24,3 24,3 24,3 261,8 260,5 261,2 Kw3/Kw1 (%) 100,2 100,4 103,5 92,9 93,0 92,9 DẦU KHÍ - SỐ 4/2022 23 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Trước xử lý: Ngưng tụ condensate ngăn cản dòng khí chảy vào giếng Condensate Đá Giếng khí Giếng khí Lỗ đục Xử lý hóa nhiệt Lỗ đục Khí Sau xử lý : 60% ngưng tụ condensate bị loại bỏ Đá Condensate Khí Hình Condensate ở vùng cận đáy giếng trước sau xử lý [6] Kết cho thấy giá trị độ thấm nước phục hồi gần hoàn toàn: mẫu số - giá trị độ thấm phục hồi tới 103,5%, mẫu số 93% so với độ thấm ban đầu Như vậy, kết luận việc sử dụng acid H-3 để hòa tan cặn đường ống khai thác làm giảm khả cho dòng đá chứa, nhiên suy giảm thấp so với sử dụng HCl Vấn đề giải quyết cách sử dụng hỗn hợp dung môi để rửa vùng cận đáy giếng sau kết thúc xử lý acid phục hồi độ thấm vỉa gần với giá trị ban đầu 3.3 Thử nghiệm hóa chất nhằm giảm ngưng tụ condensate vùng cận đáy giếng phục hồi lưu lượng khí khai thác 3.3.1 Cơ sở lý thuyết Hiện tượng ngưng tụ condensate mỏ khí condensate thường xảy giai đoạn nửa sau đời mỏ mà áp suất vỉa giảm xuống áp suất điểm sương, đặc biệt mỏ có tỷ số khí condensate (CGR) cao Điều làm tăng độ bão hòa condensate vùng cận đáy giếng, từ cản trở dịng khí chảy vào giếng Để xử lý vấn đề có nhiều phương pháp đã áp dụng [4 - 6]: - Giải pháp 1: Bơm ép khí khai thác để trì áp suất vỉa điểm sương, ngăn chặn hình thành condensate Tuy nhiên, phương pháp lại tốn mặt chi phí giảm sản lượng khí đưa bờ - Giải pháp 2: Xử lý hóa chất để làm thay đổi tính dính ướt vỉa chứa, từ làm giảm lượng condensate tích tụ vùng cận đáy giếng, gia tăng lượng condensate lỏng chảy vào lòng giếng khai thác [5] - Giải pháp 3: Phương pháp hóa nhiệt, cách bơm tạo điều kiện cho hỗn hợp hóa chất phản 24 DẦU KHÍ - SỐ 4/2022 ứng vùng cận đáy giếng để tăng nhiệt độ áp suất vỉa nhằm thay đổi trạng thái pha chất lưu, đồng thời tăng lượng thu hồi condensate chảy vào giếng (Hình 8) Với điều kiện thực tế mỏ khí condensate bể Nam Cơn Sơn (tỷ số CGR > 100 stb/MMscf, áp suất điểm sương cao (7.000 psi), áp suất vỉa 8.000 psi, nhiệt độ vỉa 160oC); sau cân nhắc yếu tố vỉa khả đáp ứng hệ thống khai thác hữu, nhà điều hành đã quyết định lựa chọn giải pháp để xử lý vấn đề lắng đọng condensate 3.3.2 Thí nghiệm Có loại hóa phẩm lựa chọn để thí nghiệm mẫu lõi đại diện cho vỉa (Bảng 4) Trình tự bước thí nghiệm mẫu lõi sau: - Bão hòa mẫu với nước vỉa Tạo bão hịa nước dư Swi, sau đo độ thấm khí hiệu dụng ban đầu mẫu (Kg1) - Phục hồi mẫu condensate 14 ngày điều kiện vỉa để mô lại trình ngưng tụ condensate vỉa ảnh hưởng tới tính dính ướt đá chứa Sau đó, bơm khí để đẩy condensate khỏi mẫu đo độ thấm khí hiệu dụng (Kg2) - Bơm hóa phẩm vào mẫu để mơ q trình xử lý hóa phẩm thực tế giếng khai thác Sau đó, bơm khí để đẩy hóa phẩm khỏi mẫu đo độ thấm khí hiệu dụng (Kg3) - Duy trì hệ thống điều kiện nhiệt độ áp suất vỉa thời gian dài nhằm đánh giá độ bền hóa phẩm, sau đo lại độ thấm khí hiệu dụng (Kg4) So sánh giá trị Kg2, Kg3 Kg4 với Kg1 để có nhận định sau: Kg2 cho thấy ảnh hưởng việc ngưng tụ condensate khả cho dòng vỉa, Kg3 cho thấy tác dụng phục hồi khả cho dòng vỉa sau xử PETROVIETNAM Bảng Kết thử nghiệm hiệu xử lý condensate hóa phẩm 11,5 Độ thấm khí sau ngưng tụ condensate Kg2 (mD) 9,0 Độ thấm khí sau xử lý hóa phẩm Kg3 (mD) 9,8 Độ thấm khí sau thời gian xử lý hóa phẩm Kg4 (mD) 9,8 34,2 14,3 11,4 9,2 9,3 36,7 34,5 10,6 12,7 8,4 10,0 10,5 10,1 10,4 10,0 Mẫu số Độ rỗng (%) Độ thấm khí (mD) Độ bão hịa nước ban đầu, Swi (%) Độ thấm khí ban đầu Kg1 (mD) 16,7 20,1 36,1 16,3 24,5 10 16,9 16,3 18,9 22,2 lý hóa phẩm, giá trị Kg4 đánh giá độ bền theo thời gian hóa phẩm điều kiện vỉa 3.3.3 Kết thảo luận Kết thí nghiệm loại hóa phẩm thể Bảng Có loại hóa phẩm thử nghiệm là: khí vỉa, hóa chất WS phụ gia, methanol, ethanol Dựa vào kết thí nghiệm nhận thấy: - Hóa phẩm methanol có hiệu phục hồi độ thấm tốt Sau condensate ngưng tụ, giá trị độ thấm khí hiệu dụng suy giảm rõ rệt từ 10,6 mD xuống 8,4 mD (khoảng 21,2%) Sau xử lý methanol, độ thấm đã khôi phục sát giá trị ban đầu (10,5 mD) Đồng thời, hiệu methanol trì sau thời gian dài, thể giá trị Kg4 xấp xỉ Kg3 - Khí vỉa có hiệu việc phục hồi độ thấm, tăng khoảng 8% Ethanol có hiệu gần tương đương với khí vỉa - Hóa chất WS phụ gia có kết đánh giá độ thấm sau xử lý hóa phẩm giảm nhiều so với trước xử lý (độ thấm sau xử lý Kg3 = 9,2 mD so với độ thấm mẫu có ngưng tụ condensate Kg2 = 11,4 mD) Nguyên nhân hóa chất WS bị phá hủy nhiệt độ cao làm nhiễm bẩn mẫu Như vậy, thí nghiệm khẳng định methanol phù hợp có hiệu xử lý condensate ngưng tụ mỏ Kết luận Kết thử nghiệm thành cơng hệ hóa phẩm EN giúp giảm tỷ số nước dầu giếng khai thác thông qua chế hấp phụ hòa tan chọn lọc bể Cửu Long Sau xử lý hóa phẩm, độ thấm hiệu dụng pha nước giảm nhiều, từ 8,0 - 36,3 lần so với độ thấm hiệu dụng ban đầu, độ thấm hiệu dụng dầu giảm từ 1,55 - 2,48 lần Hóa phẩm Khí vỉa Hóa chất WS phụ gia Methanol Ethanol Thử nghiệm đánh giá tác động acid đá chứa trình xử lý cặn đường ống giếng khai thác bể Nam Côn Sơn đã tiến hành mẫu lõi vỉa chứa Kết thí nghiệm cho thấy acid làm giảm đáng kể khả cho dịng vỉa chứa Hỡn hợp dung mơi sử dụng nhằm hịa tan cặn lắng kênh rỗng đá chứa đã phục hồi khả cho dòng vỉa gần với giá trị ban đầu trước xử lý acid Sự ngưng tụ condensate mỏ khí condensate vấn đề cần đặc biệt quan tâm công tác quản lý khai thác mỏ Việc thử nghiệm tìm hệ hóa phẩm phù hợp để khắc phục suy giảm lưu lượng condensate ngưng tụ ưu tiên hàng đầu Kết thí nghiệm bơm ép mẫu lõi mỏ khí condensate bể Nam Cơn Sơn cho thấy methanol lựa chọn tối ưu việc phục hồi trì độ thấm vỉa so với trước condensate ngưng tụ Tài liệu tham khảo [1] Robbie Lewis, “Water shutoff in the Dunbar field, identification of candidates and production gains”, Imperial College London, 2014 [2] Đỗ Thành Trung, Nguyễn Văn Ngọ, Lê Văn Công, Vũ Hoàng Duy, Nguyễn Quốc Dũng, “Nghiên cứu ứng dụng hệ hóa phẩm xử lý vỉa sâu nhằm giảm hàm lượng nước dầu khai thác”, Tạp chí Dầu khí, Số 2, trang 11, 2022 DOI: 10.47800/PVJ.2022.02-01 [3] Mike Crabtree, David Eslinger, Phil Fletcher, Matt Miler, Ashley Johnson, and Georger King, “Fighting scaleremoval and prevention”, Oilfield Review, 1999 [4] A Asgari, M Dianatirad, M Ranjbaran, A.R Sadeghi, and M.R Rahimpour, “Methanol treatment in gas condensate reservoirs: A modeling and experimental study”, Chemical Engineering Research and Design, Vol 95, No 5, pp 876 - 890, 2014 DOI: 10.1016/j.cherd.2013.08.015 DẦU KHÍ - SỐ 4/2022 25 ... pháp để phục hồi hiệu suất giếng khai thác 3.1 Bơm ép hóa phẩm EN để giảm WOR khai thác 3.1.1 Cơ sở lý thuyết Tình trạng ngập nước giếng khai thác dẫn tới giảm suất khai thác dầu giếng, làm... (psi/m) 15 17 19 21 Thể tích bơm (PV) Bơm ép EN ngâm mẫu 23 25 27 Độ thấm dầu (mD) Hình Kết bơm ép mẫu số Hiệu hệ hóa phẩm thí nghiệm mẫu lõi thể qua Bảng Hình - thông qua hệ số kháng Kết cho... để áp dụng mỏ [4] Hệ thiết bị bơm ép đa CF700 Trong thí nghiệm bơm ép mẫu lõi, việc thu thập liệu áp suất, nhiệt độ, lưu lượng, chênh áp đầu mẫu, thể tích chất lưu bơm vào, thể tích chất lưu