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 - 2021, trang 49 - 57 ISSN 2615-9902 NGHIÊN CỨU, HOÀN THIỆN HỆ HĨA PHẨM XỬ LÝ NHIỄM BẨN VƠ 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 Tổng cơng ty Hóa chất Dịch vụ Dầu khí - CTCP (PVChem) Đại học Bách khoa Hà Nội Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” Email: conglv@pvchem.com.vn https://doi.org/10.47800/PVJ.2021.01-03 Tóm tắt Cơng nghệ sử dụng hóa phẩm để xử lý vùng cận đáy giếng giúp loại bỏ nhiễm bẩn vô giải pháp hữu hiệu để phục hồi suất giếng, nâng cao hiệu khai thác Tuy nhiên vào giai đoạn khai thác cuối mỏ, xuất suy giảm áp suất vỉa, gia tăng hàm lượng nước dòng dầu khai thác biến đổi tính chất dầu thơ nên hệ hóa phẩm cần nghiên cứu, hồn thiện Bài báo trình bày kết nghiên cứu hồn thiện hệ hóa phẩm xử lý vùng cận đáy cho đối tượng cát kết mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng với mục đích tối ưu thành phần acid hệ hóa phẩm, nghiên cứu bổ sung phụ gia để nâng cao hiệu phòng ngừa kết tủa thứ cấp phụ gia để cải thiện tính tương hợp 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 khai thác dầu Giới thiệu Trong q trình khai thác dầu khí, dạng nhiễm bẩn vơ (lắng đọng muối CaCO3, MgCO3, khống sét, SiO2 ) dạng nhiễm bẩn thường gặp yếu tố gây nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng, dẫn đến suy giảm sản lượng khai thác Vì vậy, cơng nghệ xử lý vùng cận đáy giếng hệ hóa phẩm khác nhằm loại bỏ dạng nhiễm bẩn vô giải pháp hữu hiệu để phục hồi suất giếng, nâng cao hiệu khai thác Một hệ hóa phẩm nghiên cứu đưa vào áp dụng thực tế hệ hóa phẩm sở chất chelate muối NH4HF2 [1, 2] Hệ hóa phẩm giúp tăng chiều sâu xâm nhập, hạn chế kết tủa thứ cấp, giảm thiểu tốc độ ăn mòn cần ống khai thác thiết bị lòng giếng Nghiên cứu [3, 4] theo hướng chế tạo hệ hóa phẩm sở hydroxyethylidene-1,1-diphosphonic acid (HEDP) muối NH4HF2 để nội sinh tạo acid HF nhằm hịa tan nhiễm bẩn vơ khoáng sét, SiO2 (hệ HV-HF) Thành phần hệ hóa phẩm chi tiết Bảng Ngày nhận bài: 20/8/2020 Ngày phản biện đánh giá sửa chữa: 20 - 31/8/2020 Ngày báo duyệt đăng: 28/12/2020 Theo kết nghiên cứu, hệ hóa phẩm có khả giảm 50% tốc độ phản ứng với đá vỉa, giúp hóa phẩm xâm nhập sâu vào vỉa, hạn chế giảm tốc độ ăn mòn 50%, nâng cao hiệu phòng ngừa kết tủa thứ cấp (các hợp chất Al3+, Fe3+, Si4+ ) so với trường hợp khơng sử dụng chất HEDP Hệ hóa phẩm áp dụng thử nghiệm thành công mỏ Liên doanh Việt Nga “Vietsovpetro” Tuy nhiên, năm gần đây, hiệu xử lý vùng cận đáy giếng, đặc biệt mỏ bước vào giai đoạn khai thác cuối (như mỏ Bạch Hổ, mỏ Rồng ) ngày suy giảm Nguyên nhân tượng suy giảm áp suất vỉa, gia tăng hàm lượng nước dòng dầu khai thác biến đổi tính chất dầu thơ giai đoạn khai thác cuối Các hệ hóa phẩm acid phát huy hiệu thời gian trước trở nên khơng phù hợp Vì vậy, cần nghiên cứu hồn thiện hệ hóa phẩm để đáp ứng điều kiện mỏ giai đoạn khai thác cuối, nhằm mục đích nâng cao hiệu xử lý nhiễm bẩn vô cơ, nâng cao hiệu khai thác dầu Trong báo này, nhóm tác giả trình bày kết nghiên cứu hồn thiện hệ hóa phẩm xử lý nhiễm bẩn vô nêu Bảng theo hướng sau: (i) hồn thiện thành phần acid hệ hóa phẩm; (ii) nghiên cứu nâng DẦU KHÍ - SỐ 1/2021 49 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Bảng Thành phần hệ hóa phẩm xử lý nhiễm bẩn vô sở HV-HF [3] TT Tên cấu tử Nồng độ (% khối lượng) Acid HCl Chất chelate HEDP 5,36 - 8,72 Muối NH4HF2 (tạo 1,5 - 2,5% HF) Chất ức chế ăn mòn Chất hoạt động bề mặt Nước 2,16 - 3,6 1,5 Chức - Tác dụng với NH4HF2 tạo phần HF; - Hỗ trợ chống kết tủa thứ cấp từ gel SiO2; gel Fe(OH)3; gel nhôm - Chống tượng kết tủa thứ cấp; - Tác dụng với NH4HF2 tạo phần HF - Tác dụng với HCl, HEDP để tạo HF - Ức chế ăn mòn kim loại - Tăng mức độ tiếp xúc hóa phẩm với đá vỉa - Mơi trường hịa tan, phân tán 1,47 Bảng Tiêu chí 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 Độ hịa tan 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) Hàm lượng khoáng sét thấp (< 10%) Hàm lượng sét chlorite cao Thành phần khoáng vật + Hàm lượng thạch anh cao (> 80%) + Hàm lượng sét thấp (< 10%) + 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%) Nhiệt độ < 93 oC > 93 oC Hỗn hợp acid Chỉ dùng acid HCl Hỗn hợp bơm sau xử lý 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 phụ gia khử sắt 5% HCl phụ gia khử sắt 6% HCl, 1,5% HF 7,5% HCl/10% acid acetic 3% HCl, 0,5% HF 5% acid acetic 1990 Thành phần ứng với khoảng độ thấm > 100 mD 20 - 100 mD < 20 mD 12% HCl, 3% HF 10% HCl, 2% HF 6% HCl, 1,5% HF 7,5% HCl, 3% HF 6% HCl, 1% HF 4% HCl, 0,5% HF 10% HCl, 1,5% HF 8% HCl, 1% HF 6% HCl, 0,5% HF 12% HCl, 1,5% HF 10% HCl, 1% HF 8% HCl, 0,5% HF 10% HCl, 2% HF 6% HCl, 1,5% HF 6% HCl, 1,5% HF 6% HCl, 1% HF 4% HCl, 0,5% HF 4% HCl, 0,5% HF 8% HCl, 1% HF 6% HCl, 0,5% HF 6% HCl, 0,5% HF 10% HCl, 1% HF 8% HCl, 0,5% HF 8% HCl, 0,5% HF cao khả phòng ngừa kết tủa thứ cấp (iii) nghiên cứu, bổ sung phụ gia để cải thiện tính tương hợp hệ hóa phẩm với dầu thơ lưu thể vỉa Trên sở tiêu chí vào điều kiện cụ thể đối tượng cát kết thuộc mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng Vietsovpetro (Bảng 3) cho thấy: Kết nghiên cứu thảo luận + Các đối tượng có hàm lượng CaCO3 thấp, phải sử dụng thành phần acid có chứa HF để xử lý nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng Tuy nhiên, đối tượng Oligocene có hàm lượng CaCO3 cao (5 9%), cần lưu ý xử lý phải có thêm hệ hóa phẩm tiền xử lý dung dịch acid khơng có chứa HF để xử lý, hòa tan CaCO3, tránh tượng tạo kết tủa CaF2 tiếp xúc với hệ hóa phẩm xử lý (có chứa HF) Nhìn chung, đối tượng trên, để giảm thiểu nguy kết tủa thứ cấp khơng đáng có (CaF2, KF ) xử lý thường 2.1 Kết nghiên cứu hoàn thiện thành phần hệ acid Để xử lý nhiễm bẩn vô cho đối tượng vỉa cát kết, thành phần truyền thống thường sử dụng hỗn hợp acid HCl/HF Thành phần hệ acid để xử lý vùng cận đáy giếng vỉa cát kết lựa chọn sở điều kiện giếng như: nhiệt độ, độ thấm, thành phần khoáng vật (thạch anh, sét) Các tiêu chí hướng dẫn lựa chọn nêu Bảng 50 DẦU KHÍ - SỐ 1/2021 PETROVIETNAM Bảng Các điều kiện liên quan đến việc lựa chọn thành phần hệ acid để xử lý vùng cận đáy giếng đối tượng cát kết mỏ Bạch Hổ, mỏ Rồng [7] Lin (Cps) Lin (Cps) Lin (Cps) TT Đối tượng khai thác Tên đặc tính Thành phần carbonate (%) Độ thấm trung bình (mD) Thành phần khoáng sét (%) Nhiệt độ vỉa (oC) Hàm lượng bột kết (%) 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 Miocene 0,3 - 0,8 20 10 - 13 78 - 118 41 (Bạch Hổ) 8,11 (Rồng) Kaolinite Kaolinite 10 15 20 25 30 35 2-Theta scale 40 45 50 55 b - Kaolinite + HCl 10% 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 10 15 20 25 30 35 2-Theta scale 40 45 50 55 c - Kaolinite + Acetic acid 10% 10 15 20 25 30 35 2-Theta scale Oligocene 0,5 - 23,6 - 15 135 - 140 > 10% 15,4 - 19,3 (Bạch Hổ) sử dụng tệp bơm trước hệ hóa phẩm tiền xử lý với thành phần dung dịch acid không chứa HF a -Kaolinite Kaolinite Oligocene 5-9 25 12 - 18 95 - 131 40 45 50 55 Hình Giản đồ X-ray khống sét kaolinite trước sau tác dụng với dung dịch acid điều kiện nhiệt độ 100 oC, giờ: (a) Mẫu kaolinite; (b) Kaolinite + HCl 10%; (c) Kaolinite + acid acetic 10% + Các đối tượng cát kết có độ thấm trung bình từ 20 - 25 mD, tức nằm khoảng 20 - 100 mD theo hướng dẫn Bảng Đồng thời, tiêu chí thành phần khoáng sét bột kết cho thấy hàm lượng loại đối tượng > 10% Theo kết phân tích thành phần khoáng vật số mẫu đá vỉa thu thập từ mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng cho thấy, thực tế hàm lượng khống sét cịn cao nhiều so với tổng hàm lượng khoáng sét (chlorite, illite, montmorillonite, kaolinte ) lên tới 40 - 50% Như vậy, đối chiếu với hướng dẫn nêu Bảng 2, thành phần (hàm lượng HF, tỷ lệ HCl/HF) hệ acid phù hợp 0,5 - 1% HF - 8% HCl + Về yếu tố nhiệt độ, đối tượng khai thác, tầng Miocene có nhiệt độ thấp (78 - 118 oC), cịn lại có nhiệt độ cao nhiệt độ ranh giới nêu Bảng (> 93 oC), giếng khai thác vỉa cát kết thuộc mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng, nhiệt độ đáy giếng < 93 oC sử dụng thành phần acid 0,5 - 1% HF + - 8% HCl, trường hợp nhiệt độ đáy giếng > 93 oC sử dụng thành phần acid 0,5% HF + 6% HCl Đối với đối tượng vỉa có cấu tạo dạng cát kết bở rời, liên kết cần tiếp tục giảm hàm lượng HF để tránh tác động mức HF tới cấu trúc khoáng vật Tuy nhiên, vỉa cát kết có chứa hàm lượng sét cao, sử dụng acid mạnh HCl gây phá hủy mức cấu trúc sét, tạo tượng sập lở thành hệ tạo hạt mịn, di chuyển gây bít nhét vùng cận đáy giếng làm giảm hiệu xử lý Nghiên cứu [8] cho thấy loại khoáng như: illite, kaolinite, DẦU KHÍ - SỐ 1/2021 51 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Bảng Kết thí nghiệm khả phòng ngừa kết tủa thứ cấp hợp chất Al3+, Fe3+ hệ dung dịch acid DMC-3 TT Nồng độ Al3+/Fe3+ ban đầu 500 ppm 1.000 ppm 2.000 ppm 5.000 ppm 10.000 ppm pH sau thí nghiệm 5 5 Nồng độ Fe3+ lại dung dịch sau thí nghiệm Hệ HV-HF Hệ acid DMC-3 210 471 206 464 454 950 352 902 1.232 1.965 1.026 1.835 2.745 4.940 2.467 4.754 5.354 9.810 4.863 9.435 Crude oil 2007/RP-2 25:75 0% DMC-non-emulsifier 25:75 2% DMC-non-emulsifier 25:75 3% DMC-non-emulsifier 25:75 5% DMC-non-emulsifier 25:75 7% DMC-non-emulsifier Hình Hình ảnh mẫu nhũ tương hệ acid DMC-3 (với nồng độ DMC-nonemulsifier khác nhau) với dầu thô giếng 2007/RP-2 sau ổn định nhiệt 80 oC phần lại sàng 100 mesh (tỷ lệ acid DMC-3/dầu 2007/RP-2 = 25/75 V/V) 52 DẦU KHÍ - SỐ 1/2021 Nồng độ Al3+ cịn lại dung dịch sau thí nghiệm Hệ HV-HF Hệ acid DMC-3 172 484 105 482 282 930 224 913 865 1.935 785 1.818 2.654 4.885 2.243 4.654 6.023 9.660 5.232 9.524 chlorite, montmorillonite zeolite coi nhạy cảm với tác động acid mạnh như: HCl, nên dễ vỡ vụn, phân tán, sau di chuyển gây bít nhét khoang rỗng đá vỉa HCl tham gia trao đổi proton (H+) với cation ô mạng sét (Al, Fe, Ca, Mg ) làm thay đổi cấu trúc sét Tùy vào mức độ proton hóa mà cấu trúc sét bị biến dạng phá hủy hồn tồn Thơng thường, điều kiện nhiệt độ cao mức độ tương tác HCl với khoáng sét mạnh Hình thể giản đồ X-ray mẫu sét kaolinite trước sau tác dụng với dung dịch HCl 10% dung dịch acid acetic 10% điều kiện nhiệt độ 100 oC, thời gian phản ứng Kết thí nghiệm cho thấy, so với mẫu kaolinite ban đầu, sau phản ứng với acid acetic cường độ peak đặc trưng cho khống sét kaolinite bị giảm khơng đáng kể, trường hợp phản ứng với HCl, cường độ peak giảm mạnh Như vậy, trường hợp phản ứng với HCl, cấu trúc khoáng sét kaolinite bị phá hủy mạnh Từ kết nghiên cứu kinh nghiệm thực tế lựa chọn hệ acid cho xử lý vùng cận đáy giếng vỉa cát kết có chứa khống sét nhạy cảm với acid HCl (như illite, kaolinite, chlorite, montmorillonite, zeolite) cho thấy cần phải thay phần toàn HCl acid hữu (acid acetic, formic, citric ) [9] Như vậy, giai đoạn khai thác cuối, đối tượng cát kết thuộc mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng Vietsovpetro, thành phần hệ acid xử lý cần hồn thiện theo hướng giảm nồng độ HF xuống cịn 0,5 - 1%, ngồi cần thay PETROVIETNAM phần toàn HCl acid hữu (như formic, acetic, citric ) để giảm thiểu phá hủy mức HCl lên khoáng sét, đặc biệt điều kiện nhiệt độ giếng > 93 oC có chứa nhiều khống sét nhạy cảm với HCl thành phần đá vỉa (như illite, kaolinite, chlorite ) 2.2 Kết nghiên cứu hoàn thiện nhằm nâng cao khả phòng ngừa kết tủa thứ cấp Trong hệ hóa phẩm nêu Bảng 1, thành phần đóng vai trị ngăn ngừa kết tủa thứ cấp HEDP Mặc dù kết nghiên cứu cho thấy hiệu phòng ngừa kết tủa thứ cấp đạt 70% so với không sử dụng chất chelate HEDP [4] Vì vậy, giai đoạn khai thác cuối áp suất vỉa suy giảm mạnh, thời gian gọi dòng sau xử lý kéo dài, acid lưu lại vỉa lâu nên nguy gây kết tủa thứ cấp sản phẩm phản ứng đá vỉa với acid cao Do vậy, chế nâng cao hiệu phòng chống kết tủa thứ cấp nghiên cứu áp dụng Cơ chế thứ bổ sung thêm vào hệ hóa phẩm - 5% acid acetic Theo tài liệu [10], Al(OH)3 bắt đầu kết tủa pH = 4, Fe(OH)3 bắt đầu kết tủa pH = 2,3 Việc bổ sung acid acetic tạo hiệu ứng đệm, giữ cho pH dung dịch sau phản ứng mức thấp (pH < 4) để hạn chế kết tủa Al(OH)3, Fe(OH)3 Cơ chế thứ hai sử dụng chất chelate chuyên dụng DMC-PSP Thành phần chất chelate hydroxycarboxylic acid, chất chelate có chứa nhóm chức -COO-, NH- có khả cao tạo hợp chất phức bền, tan nước với ion Al3+, Fe3+, Ca2+, Mg2+ Thành phần hệ hóa phẩm sử dụng để đánh giá hiệu phòng ngừa kết tủa thứ cấp sau (hệ acid DMC-3): CH3COOH 5%, HCOOH 12%, chelate DMC-PSP 4%, chất hoạt động bề mặt - 2%, NH4HF2 - 0,71% (để tạo 0,5% HF) NH4Cl 5% Kết đánh giá phụ thuộc nồng độ Al3+, Fe3+ lại dung dịch có giá trị pH khác nêu Bảng Kết cho thấy, hệ HV-HF trước có khả giữ lại 41 - 62% Fe3+ 21 - 60% Al3+ dung dịch, hệ acid DMC-3 có khả giữ lại 90,2 - 98,1% hai loại ion dung dịch Như vậy, hệ hóa phẩm với việc bổ sung phụ gia chelate DMC-PSP giúp nâng cao nhiều khả phòng ngừa kết tủa thứ cấp so với hệ hóa phẩm HV-HF 2.3 Kết nghiên cứu hồn thiện nhằm nâng cao tính tương hợp hệ hóa phẩm với lưu thể vỉa Một yêu cầu quan trọng hệ hóa phẩm xử lý vùng cận đáy giếng cần đảm bảo tính tương hợp với lưu thể vỉa (dầu thơ, nước vỉa ) Tính tương hợp hiểu hệ hóa phẩm khơng tạo kết tủa, tạo nhũ tương với lưu thể vỉa Đến nay, thành phần acid sử dụng Vietsovpetro chưa trọng đến khả tương hợp với lưu thể vỉa Thực tế, hệ hóa phẩm HV-HF nêu Bảng khơng có thành phần hóa phẩm để đảm bảo tính tương hợp với lưu thể vỉa Vì vậy, thành phần hệ hóa phẩm hồn thiện bổ sung thêm phụ gia chống tạo nhũ DMC-nonemulsifier Đây phụ gia sở chất hoạt động bề mặt không ion (non-ionic surfactant) dung mơi đồng hịa tan Cơ chế tác động chất phá nhũ làm giảm sức căng bề mặt ranh giới pha, làm giảm khả tạo nhũ chất ổn định tự nhiên có thành phần dầu thơ Việc đánh giá tính tương hợp hệ hóa phẩm với dầu thơ giếng 2005/RP-2 tiến hành theo Tiêu chuẩn API RP 42 [11] với tỷ lệ thể tích dầu thơ/acid khác nồng độ DMC-nonemulsifier khác (0 - 7%) Hình nêu kết đánh giá trường hợp tỷ lệ thể tích dầu thơ/acid = 75/25 Kết thí nghiệm cho thấy, trộn hệ hóa phẩm với dầu thô theo tỷ lệ khác (trong trường hợp không bổ sung thêm chất chống tạo nhũ DMC-nonemulsifier), tạo thành dạng nhũ tương bền vững, không bị tách (hoặc tách phần) sau 120 phút nhiệt độ 80 oC Khi bổ sung thêm chất chống tạo nhũ DMC-nonemulsifier vào hỗn hợp acid, dầu nói nhũ tách phần (ở nồng độ DMC-nonemulsifier 2%) đến tách hoàn toàn (ở nồng độ DMC-nonemulsifier - 7%), q trình tách nhũ diễn nhanh, rõ ràng nồng độ DMCnonemulsifier 5% Hỗn hợp sau dễ dàng qua sàng 100 mesh, khơng tạo hỗn hợp có độ nhớt lớn Như vậy, với hàm lượng chất chống tạo nhũ DMC-nonemulsifier - 7%, hệ hóa phẩm khơng tương hợp với dầu thơ mà cịn có khả phá nhũ tương tiếp xúc với lưu thể vỉa 2.4 Kết đánh giá khả phục hồi độ thấm mẫu lõi thiết bị mơ hình vỉa sau xử lý hệ hóa phẩm Khả phục hồi độ thấm mẫu lõi thiết bị mơ hình vỉa tiến hành đánh sau: - Bơm bão hòa dầu cho mẫu lõi lần thể tích lỗ rỗng (Vr) theo chiều thuận, xác định hệ số K1; - Bơm dung dịch để mô tạo nhiễm bẩn vô cơ: 1Vr; + Dung dịch A: CaCl2 5g/l + FeCl3 5g/l, thể tích bơm + Dung dịch B: Na2CO3 5g/l + Na2SO4 2,5g/l + NaOH DẦU KHÍ - SỐ 1/2021 53 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ 155,66 + Acid muối (10% HCl + 5% CH3COOH): 2V0 + Acid HV-HF: 3V0 (tạo 1,5% HF) + Dừng để phản ứng: 15 – 30 phút 89 Tính hệ số phục hồi độ thấm mẫu lõi theo công thức: Kph = K3/[(K1+ K2)/2] x 100% Các hệ hóa phẩm sử dụng thí nghiệm có thành phần sau: Hệ hóa phẩm tiền xử lý acid DMC-0 (là hệ acid DMC-3 khơng có NH4HF2) hệ hóa phẩm xử lý acid DMC-3 Ngồi ra, với vai trị dung dịch bơm đẩy sử dụng dung dịch NH4Cl 5% 12000 Nồng độ ion Al3+, Fe3+ (mg/l) 10000 NH4Cl 5% DMC-0 DMC-3 NH4Cl 5% 4000 150 Ca2+ Mg2+ Fe3+ 2000 00 250 200 8000 6000 300 100 Al3+ 50 Si4+ Thể tích bơm (Vo) 10 Nồng độ ion Mg2+, Ca2+ Si4 (mg/l) Bảng trình bày kết thí nghiệm mẫu cát kết thuộc mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng sau xử lý hệ hóa phẩm hồn thiện (mẫu BH19 R-32), đồng thời so sánh kết đánh giá hệ số phục hồi độ thấm hệ hóa phẩm hồn thiện với hệ hóa phẩm Bảng [4] Kết thí nghiệm cho thấy, hệ hóa phẩm hồn thiện có hiệu phục hồi độ thấm cao hẳn so với hệ Hình Sự thay đổi nồng độ ion dung dịch qua mẫu lõi sau xử lý hệ hóa phẩm tối ưu 54 DẦU KHÍ - SỐ 1/2021 11 - Bơm đẩy dầu mô theo chiều thuận, xác định độ thấm K3 Độ thấm dầu sau xử lý K3 (mD) Hệ số phục hồi độ thấm K ph = K 3/[( K1 + K2)/2] × 100% - Bơm dung dịch NH4Cl theo chiều nghịch, thể tích bơm 2Vr; 10 - Lưu giữ mơ hình vỉa điều kiện vỉa 60 phút; Bảng Kết xác định hệ số phục hồi độ thấm mẫu lõi thiết bị mơ hình vỉa sau xử lý hệ hệ hóa phẩm - Bơm hệ hóa phẩm xử lý theo chiều nghịch, thể tích bơm 3Vr; TT Thông tin mẫu Mẫu BH-16 - Mẫu so sánh [4] Đối tượng Oligocene Độ thấm khí (mD) Nhiệt độ (oC) 130 Áp suất (atm) 100 Độ thấm dầu ban đầu (K1) 58,6 Thứ tự đánh giá Mô nhiễm bẩn vô cơ: Vrỗng dung dịch А Vrỗng dung dịch B Độ thấm dầu sau mô nhiễm bẩn K2 (mD) 4,4 - Bơm hệ hóa phẩm tiền xử lý theo chiều nghịch, thể tích bơm 2Vr; Thứ tự bơm - Bơm dung dịch NH4Cl theo chiều nghịch, thể tích bơm 2Vr; - Bơm dầu mơ qua mẫu lõi theo chiều thuận, xác định độ thấm K2; 151,5 3,772 + NH4Cl 5%: 2V0 + Acid DMC-0: 2V0 + Acid DMC-3: 3V0 + Dừng để phản ứng: 60 phút + NH4Cl 5% - 2V0 13,385 2,204 + NH4Cl 5%: 2V0 + Acid DMC-0: 2V0 + Acid DMC-3: 3V0 + Dừng để phản ứng: 30 - 60 phút + NH4Cl 5% - 2V0 9,925 - Lưu giữ mơ hình vỉa điều kiện vỉa - giờ; 28 R-32 Miocene 114,5 100 100 13,897 ВH-19 Oligocene 40,9 120 100 10,549 2,5g/l, thể tích bơm 1Vr, bơm xuất kết tủa đầu ra; PETROVIETNAM hóa phẩm HV-HF Hệ số phục hồi độ thấm mẫu lõi hệ hóa phẩm hồn thiện cao gấp 1,7 lần so với hệ hóa phẩm HV-HF Trong q trình thí nghiệm, tiến hành thu thập mẫu dung dịch bơm qua mẫu lõi tiến hành phân tích thành phần ion Al3+, Fe3+, Ca2+, Mg2+, Si4+ phương pháp ICP-MS Kết phân tích thành phần ion trình bơm dung dịch Hình cho thấy, phản ứng với acid, lượng lớn ion Al3+, Fe3+ từ khoáng sét giải phóng hịa tan vào dung dịch, nồng độ ion lên tới 3.700 ppm Al3+, 9.960 ppm Fe3+ Các dung dịch từ mẫu lõi có màu suốt, khơng quan sát thấy tượng kết tủa Như vậy, đánh giá khả phục hồi độ thấm mẫu lõi, kết thí nghiệm cho thấy hệ hóa phẩm có khả tốt việc xử lý, loại trừ nhiễm bẩn vơ Kết phân tích hàm lượng ion dung dịch sau phản ứng gián tiếp cho thấy hệ hóa phẩm hồn thiện có phịng ngừa kết tủa thứ cấp tốt 2.5 Kết thử nghiệm hệ hóa phẩm giếng 2001BB/ BK-2 thuộc mỏ Bạch Hổ Vietsovpetro Giếng 2001BB thuộc giàn BK-2, thuộc mỏ Bạch Hổ Vietsovpetro, giếng khai thác tầng Miocene phương pháp gaslift, ngày 12/1/2019 Lưu lượng khai thác dầu trung bình tháng 2/2019 39,12 dầu/ ngày, độ ngập nước 1% Vào tháng 9/2019, sản lượng khai thác dầu suy giảm 26,15 tấn/ngày, độ ngập nước 2,8% Theo kết khảo sát, giếng có hệ số nhiễm bẩn (hệ số skin) +8,5, nhiệt độ vỉa 112 oC, áp suất vỉa 140 atm Như thấy sản lượng khai thác giếng bị suy giảm mạnh, vùng cận đáy giếng có bị nhiễm bẩn Trên sở thông số giếng, Vietsovpetro PVChem lựa chọn thành phần hóa phẩm để xử lý vùng cận đáy giếng với mục đích phục hồi nâng cao hiệu khai thác dầu Ngày 1/10/2019, Vietsovpetro PVChem tiến hành xử lý giếng khoan Trình tự thể tích dung dịch sử dụng để xử lý nêu Bảng Động thái thông số làm việc giếng trước sau xử lý nêu Hình Bảng Trình tự bơm dung dịch để xử lý vùng cận đáy giếng giếng 2001BB/MSP2 Thời gian 1/10/2019 12:55 - 13:15 13:15 - 13:25 13:25 - 13:48 Mô tả công việc Lắp đường ống từ tàu lên giàn BK-2 Ép thử kín đường ống với áp suất 300 atm thời gian 10 phút Đường ống kín Đóng ngồi cần Bơm máy bơm SSP-500 vào cần khai thác V1= m3 diesel Đóng ngồi cần Bơm máy bơm SSP-500 vào cần khai thác V2 = m3 dung dịch đệm (cần khai thác lịng giếng kín) Mục đích Kiểm tra thử độ kín lắp đặt hệ thống bơm hóa phẩm vào giếng Dung dịch đệm dung dịch NH4Cl 5% + chất chống tạo nhũ DMC-nonemulsifier 5% Mục đích: Kiểm tra độ kín thiết bị lịng giếng, thử độ tiếp nhận giếng DMC-deorganic có thành phần dung mơi hữu có tác dụng hịa tan nhiễm bẩn hữu để làm bề mặt đá vỉa, tạo điều kiện thuận lợi cho hệ acid xử lý, hịa tan nhiễm bẩn vơ 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 DMCnonemulsifier 5%, chất ức chế ăn mòn 3% (hệ acid có sử dụng acid hữu để thay cho phần HCl nhằm giảm tác động mức HCl lên khống sét) Mục đích: để hịa tan lắng đọng muối, thành phần CaCO3 đá vỉa 13:48 - 14:00 Đóng ngồi cần Bơm máy bơm SSP-500 vào cần khai thác V3 = m3 DMC-deorganic 14:05 - 14: 41 Đóng ngồi cần Bơm máy bơm SSP-500 vào cần khai thác V4 = m3 hệ hóa phẩm tiền xử lý 14:41 - 14:45 Đóng ngồi cần Bơm máy bơm SSP-500 vào cần khai thác V5 = m3 dung dịch đệm Dung dịch đệm để ngăn cách dung dịch xử lý 14:45 - 15:42 Đóng ngồi cần Bơm máy bơm SSP-500 vào cần khai thác V6 = 11 m3 hệ hóa phẩm xử lý Thành phần tương tự hệ hóa phẩm tiền xử lý + NH4HF2 0,71% (để tạo 0,5% HF) Mục đích: Là dung dịch xử lý nhiễm bẩn vô cơ: sét, SiO2… 15:42 - 16:30 Đóng ngồi cần Bơm máy bơm SSP-500 vào cần khai thác V7 = m3 dung dịch đệm Bơm đẩy dung dịch xử lý vào vỉa 16:30 - 17:30 Chờ để phản ứng Từ 17:30 Gọi dịng Vgaslift = 25.000 m3/ngày Dừng để hệ hóa phẩm phản ứng, hòa tan nhiễm bẩn Đưa giếng hoạt động trở lại DẦU KHÍ - SỐ 1/2021 55 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ 80 Ngày xử lý 1/10/2019 80 Sau xử lý Trước xử lý 70 Sản lượng khai thác dầu (tấn/ngày) 90 Sản lượng khai thác dầu (tấn/ngày) Hàm lượng nước dầu (%) Lưu lượng gaslift, x1000m3/ngày 70 60 60 50 50 40 Xu hướ n g sản l ượng k 40 hai thá 30 c trước xử lý 30 20 20 10 10 12/26/2018 3/16/2019 6/4/2019 8/23/2019 11/11/2019 Thời gian 1/30/2020 4/19/2020 Lưu lượng gaslift (x1000 m3/ngày), %H2O 90 7/8/2020 Hình Động thái thơng số làm việc giếng 2001BB/BK-2 trước sau xử lý Kết theo dõi thông số làm việc giếng sau xử lý cho thấy, hệ hóa phẩm giúp sản lượng khai thác giếng tăng trì ổn định thời gian tháng qua (từ tháng 11/2019 đến tháng 12/2020) Các thông số làm việc khác giếng giữ ổn định so với trước xử lý Theo tính tốn sơ bộ, tổng lượng dầu khai thác thêm 1.925 Như vậy, với kết thử nghiệm bước đầu mỏ cho thấy hệ hóa phẩm phát huy hiệu xử lý nhiễm bẩn vô Tuy nhiên, cần tiếp tục theo dõi, đánh giá thử nghiệm giếng khác để điều chỉnh, tối ưu thành phần hệ hóa phẩm Kết luận Kết nghiên cứu hồn thiện hệ hóa phẩm để xử lý nhiễm bẩn vô đối tượng cát kết mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng cho thấy: - Cần giảm hàm lượng HF thành phần dung dịch acid xử lý xuống cịn 0,5 - 1%, đối tượng bở rời, có khả liên kết nồng độ HF cần giảm nữa; - Khi bổ sung phụ gia chống tạo nhũ khắc phục tượng không tương hợp hệ hóa phẩm với dầu vỉa Phụ gia chống kết tủa thứ cấp đảm bảo khả giữ 90,2 - 98,3% ion Al3+, Fe3+ lại dung dịch, qua nâng cao đáng kể khả chống kết tủa thứ cấp 56 DẦU KHÍ - SỐ 1/2021 - Kết đánh giá mơ hình vỉa cho thấy hệ số phục hồi độ thấm mẫu lõi hệ hóa phẩm hồn thiện cao gấp 1,7 lần so với hệ hóa phẩm sở HV-HF - Kết áp dụng thử nghiệm ban đầu giếng 2001BB/BK-2 cho kết tích cực ban đầu, cần tiếp tục thử nghiệm 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 cơng trình nghiên cứu Nghiên cứu tài trợ Chương trình Khoa học Cơng nghệ trọng điểm cấp quốc gia phục vụ đổi mới, đại hóa cơng nghệ khai thác chế biến khống sản đến năm 2025 - Bộ Cơng Thương khuôn khổ Dự án Sản xuất thử nghiệm mã số SXTN.03.2018/ĐMCNKK Tài liệu tham khảo [1] US Pattent: US20060131022A1 Matrix treatment of damaged sandstone formations using buffered HFacidizing solutions Patent Application Publication, 2006 [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 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, Phan Văn Minh, “Nghiên cứu ứng dụng hệ hóa phẩm sở HEDP NH4HF2 thay hệ hóa phẩm truyền thống sở HCl/HF xử lý acid vùng cận đáy giếng”, Tạp chí Dầu khí, Số 9, tr 26 - 32, 2012 [7] DMC/PVChem, Báo cáo “Nghiên cứu lựa chọn hỗn hợp acid để xử lý vùng cận đáy giếng nhằm tăng hệ số sản phẩm giếng khai thác độ tiếp nhận giếng bơm ép thuộc Oligocene mỏ Bạch Hổ”, 2006 [4] Đỗ Thành Trung, Báo cáo tổng kết Đề tài nghiên cứu khoa học cấp Quốc gia “Nghiên cứu sản xuất hệ hóa phẩm có tính ăn mịn 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 công nghệ trọng điểm cấp quốc gia phục vụ đổi mới, đại hóa cơng nghệ khai thác chế biến khoáng sản đến năm 2025 [5] H.Perthuis and R.Thomas, "Fluid selection guide for matrix treatment”, Tulsa, Oklahoma, USA, Dowell Schlumberger, 1991 [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 [9] Best Practices Series Effective sandstone acidizing sandstone 2000TM Halliburton, 1997 [10] Ю.Ю.Лурье, Справочник по аналитической химии Москва, Химия, 1965 [11] American Petroleum Institute (API), Recommended practices for laboratory evaluation of surface active agents for well stimulation, API RP 42, 1/1977 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 Petrovietnam Chemical and Services Corporation (PVChem) Hanoi University of Science and Technology Vietsovpetro 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 ... 3% DMC-non-emulsifier 25:75 5% DMC-non-emulsifier 25:75 7% DMC-non-emulsifier Hình Hình ảnh mẫu nhũ tương hệ acid DMC-3 (với nồng độ DMC-nonemulsifier khác nhau) với dầu thô giếng 2007/RP-2 sau... 10 10 15 20 25 30 35 2-Theta scale 40 45 50 55 c - Kaolinite + Acetic acid 10% 10 15 20 25 30 35 2-Theta scale Oligocene 0,5 - 23,6 - 15 135 - 140 > 10% 15,4 - 19,3 (Bạch Hổ) sử dụng tệp bơm... HV-HF Hệ acid DMC-3 210 471 206 464 454 950 352 902 1.232 1.965 1.026 1.835 2.745 4.940 2.467 4.754 5.354 9.810 4.863 9.435 Crude oil 2007/RP-2 25:75 0% DMC-non-emulsifier 25:75 2% DMC-non-emulsifier