Bài báo giới thiệu quy trình chế tạo dung dịch khoan vi bọt gốc nước với các thành phần chính gồm: chất hoạt động bề mặt anion SLES tạo bọt, polymer xanthan gum tạo nhớt cho lớp nước bao quanh và hệ chất hoạt động bề mặt NP9/SLES có tác dụng làm bền hạt vi bọt và tối ưu hóa thành phần của hệ dung dịch này. Kết quả thử nghiệm trên mẫu lõi (đá móng mỏ Bạch Hổ) ở điều kiện nhiệt độ 120o C cho thấy dung dịch khoan vi bọt có khả năng ngăn chặn dung dịch xâm nhập vào trong mẫu lõi tốt hơn so với dung dịch polymer - sét đang được sử dụng ở Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”. Ngoài ra, độ thấm sau khi phục hồi của mẫu lõi cũng đạt 90% so với độ thấm ban đầu, chứng tỏ hệ dung dịch khoan vi bọt không gây ảnh hưởng đến vỉa chứa và có thể dễ dàng bị loại bỏ khi gọi dòng.
THõM DỊ - KHAI THÁC DŜU KHÍ NGHIÊN CŇU CHť TąO DUNG DģCH KHOAN VI BęT Sʼn DĭNG CHO CÁC VġA CHŇA CÓ ÁP SUśT THśP TS Nguyễn Tuấn Anh, ThS Tạ Quang Minh ThS Nguyễn Thị Thu Hiền Viện Dầu khí Việt Nam Email: anhnt01@vpi.pvn.vn Tóm tắt Bài báo giới thiệu quy trình chế tạo dung dịch khoan vi bọt gốc nước với thành phần gồm: chất hoạt động bề mặt anion SLES tạo bọt, polymer xanthan gum tạo nhớt cho lớp nước bao quanh hệ chất hoạt động bề mặt NP9/SLES có tác dụng làm bền hạt vi bọt tối ưu hóa thành phần hệ dung dịch Kết thử nghiệm mẫu lõi (đá móng mỏ Bạch Hổ) điều kiện nhiệt độ 120oC cho thấy dung dịch khoan vi bọt có khả ngăn chặn dung dịch xâm nhập vào mẫu lõi tốt so với dung dịch polymer - sét sử dụng Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” Ngoài ra, độ thấm sau phục hồi mẫu lõi đạt 90% so với độ thấm ban đầu, chứng tỏ hệ dung dịch khoan vi bọt khơng gây ảnh hưởng đến vỉa chứa dễ dàng bị loại bỏ gọi dòng Từ khóa: Dung dịch khoan, vi bọt, aphron, vỉa chứa có áp suất thấp Mở đầu Mất tuần hoàn dung dịch khoan xảy có chênh lệch áp suất áp suất thủy tĩnh cột dung dịch áp suất vỉa Dung dịch khoan di chuyển vào vỉa (các đới hang hốc, nứt nẻ) gây nhiễm bẩn thành hệ, gia tăng chi phí, gây nhiễm mơi trường Trong trình khoan, xảy tượng mà khơng có giải pháp khắc phục phải dừng khoan, số trường hợp phải đổ cầu xi măng để hủy giếng khoan [1] Để tránh xảy tượng tuần hoàn dung dịch trình khoan, cần ưu tiên cải thiện chất lượng, tính chất dung dịch khoan, cho dung dịch khoan sử dụng tổn hại đến vỉa chứa việc sử dụng dung dịch khoan có hàm lượng pha rắn thấp, có tỷ trọng thấp nhằm làm giảm chi phí sửa chữa, bảo dưỡng giếng tăng tuổi thọ giếng nâng cao hiệu khai thác Là hệ dung dịch khoan mới, dung dịch khoan vi bọt điều chỉnh khối lượng riêng thấp, tái sử dụng có chi phí thấp Đây hệ dung dịch khoan gốc nước, thông qua việc sử dụng chất hoạt động bề mặt, hệ polymer tạo nhớt chất làm ổn định để tạo dung dịch với hạt vi bọt có cấu trúc đặc biệt, có khả chịu áp suất cao mà không bị phá vỡ [2] Trên giới có nhiều nghiên cứu ứng dụng dung dịch vi bọt làm dung dịch khoan cho vỉa chứa có áp suất thấp [3 - 6] Đặc biệt, việc ứng dụng dung dịch khoan vi bọt thực tế số mỏ cho hiệu khả quan [7 - 9] 28 DpU KHÍ - SӔ 1/2016 Trên sở nghiên cứu thành phần khả ứng dụng dung dịch khoan vi bọt gốc nước [10], nhóm tác giả tiếp tục nghiên cứu chế tạo đánh giá khả sử dụng dung dịch khoan vi bọt cho vỉa chứa có áp suất thấp Việt Nam Thực nghiệm 2.1 Nguyên liệu - Chất hoạt động bề mặt anion gồm: sodium lauryl ether sulfate (SLES), sodium dodecyl sulfate (SDS) sodium sulfosuccinate (DSS) - Chất hoạt động bề mặt nonion nonylphenol ethoxylate (NPE) với tên thương phẩm Tergitol (DOW Company), số lượng nhóm EO khác 4, 15 - Polymer sinh học gốc tinh bột: xanthan gum, carboxymethyl cellulose (CMC) gồm loại CMC-HV CMC-LV; hydroxyethyl cellulose (HEC) - Các hóa chất khác: chất ổn định pH (Na2CO3 NaHCO3), MgEDTA, chất ổn định nhiệt cho dung dịch khoan có tên thương mại PTS200 MI-SWACO tác nhân ổn định độ thải nước poly anionic cellulose 2.2 Dụng cụ, thiết bị - Thiết bị nghiền siêu mịn IKA ULTRA - TURRAX J30 IKA, có tốc độ khuấy tối đa 12.000 vòng/phút sử dụng để tạo bọt - Thiết bị đo độ nhớt Brookerfield để đánh giá độ nhớt dung dịch polymer tốc độ trượt thấp, với tốc độ trượt thay đổi từ 0,1s-1 đến 1s-1 (Hình 1) PETROVIETNAM - Thiết bị chế tạo dung dịch khoan vi bọt gồm: Bình chứa thủy tinh (dung tích lít), có gắn vách ngăn (được làm từ thủy tinh hữu cơ) vào thành bình chứa cho chúng nằm mặt phẳng cách trục quay Motor quay với tốc độ tối đa 10.000 vòng/phút Mơ hình thiết bị thể Hình rỗng, độ rỗng tỷ lệ (%) nước dư mẫu lõi (Bảng 1) Sơ đồ mơ hình thiết bị thí nghiệm đánh giá mức độ xâm nhập dung dịch khoan vi bọt gốc nước vào mẫu lõi thể Hình - Quy trình thực hiện: + Lắp mẫu lõi vào giữ mẫu đưa mẫu vào thiết bị thí nghiệm; + Nâng nhiệt độ lên 120oC, áp suất vỉa Pvỉa = 100atm, bơm bão hòa dầu cho mẫu gấp lần thể tích lỗ rỗng (Vr) theo chiều thuận; - Máy đo độ nhớt FANN 35SA với tốc độ quay để xác định độ nhớt dẻo ứng suất trượt động dung dịch + Nâng áp suất đầu mẫu lõi phía với dung dịch khoan giữ giá trị áp suất cố định khoảng thời gian định (20 phút) Các giá trị áp suất thử nghiệm 105atm, 108atm 110atm; 2.3 Thực nghiệm + Ghi lại thay đổi thể tích dung dịch khoan thể tích 2.3.1 Chế tạo dung dịch khoan vi bọt gốc nước Cho nước biển vào bình chứa thủy tinh (Hình 2), sau cho polymer, khuấy nhẹ với tốc độ 50 - 60 vòng/phút nhiệt độ phòng, khoảng 20 phút Cho thêm chất trì độ ổn định nhiệt PTS200, khuấy nhẹ với tốc độ 50 - 60 vòng/phút khoảng phút Tiếp tục cho chất hoạt động bề mặt anion SLES, khuấy mạnh với tốc độ 8.000 - 10.000 vòng/ phút nhiệt độ thường khoảng phút Bổ sung chất hoạt động bề mặt nonion Tergitol NP9, khuấy mạnh với tốc độ 8.000 - 10.000 vòng/phút nhiệt độ thường khoảng phút Tiếp tục cho poly anionic cellulose LV, khuấy với tốc độ 50 - 60 vòng/phút Sau đó, bổ sung chất Na2CO3, NaHCO3, MgEDTA vào dung dịch thu trên, khuấy khoảng phút với tốc độ khuấy 50 - 60 vòng/phút thu dung dịch khoan vi bọt gốc nước Hình Máy đo độ nhớt Brookerfield Hình Mơ hình thiết bị chế tạo dung dịch khoan vi bọt 2.3.2 Đánh giá mức độ xâm nhập dung dịch vào mẫu lõi Mẫu lõi sử dụng mẫu đá móng mỏ Bạch Hổ, khoan dạng hình trụ (Hình 3) Trước thử nghiệm, mẫu lõi xử lý sơ để xác định độ thấm tuyệt đối (Kg), thể tích (a) (b) Hình Hình ảnh mẫu lõi sử dụng thí nghiệm: Mẫu lõi sử dụng với dung dịch khoan polymer - sét (a); Mẫu lõi sử dụng với dung dịch khoan vi bọt gốc nước(b) Bảng Tính chất mẫu lõi Ký hiệu Số hiệu mẫu Độ sâu (m) Độ thấm tuyệt đối (mD) Thể tích lỗ rỗng (cm3) Độ rỗng (% thể tích) Nước dư (%) Chiều dài (cm) Đường kính (cm) POLYMER-SÉT CTAT-1.2 CTAT-1.5 CTAT-2.5 BH-426.1-28T2 BH-425.2-24A BH-425.2-26A BH-426.1-27T1 4.209,5 4.208,1 4.208,8 4.206,9 8.715 7.043 7.711 7.954 1,78 2,21 2,8 1,79 0,014 0,017 0,021 0,018 27 29 12 26,7 6,62 6,52 6,86 6,64 4,96 4,95 4,95 5,04 DpU KHÍ - SӔ 1/2016 29 THõM DÒ - KHAI THÁC DŜU KHÍ chất lỏng bị đẩy khỏi mẫu lõi; sau xác định tổng thể tích dung dịch khoan bị đẩy khỏi mẫu lõi sau kết thúc thí nghiệm + Lắp mẫu lõi vào giữ mẫu đưa mẫu vào thiết bị thí nghiệm 2.3.3 Đánh giá khả chống dung dịch khả phục hồi độ thấm sau bơm ép ngược mẫu lõi + Nâng nhiệt độ lên 120oC, áp suất vỉa Pvỉa = 100atm, bơm bão hòa dầu cho mẫu gấp lần thể tích lỗ rỗng (Vr) theo chiều thuận Q trình làm bão hòa thực với tốc độ dòng bơm chậm, thường khoảng 0,5 - 1ml/phút Q trình làm bão hòa thực cho dung dịch lấp đầy tất khoảng khơng có mẫu lõi Mẫu lõi sử dụng tương tự mục 2.3.2 Sơ đồ mô hình thiết bị thí nghiệm đánh giá thay đổi độ thấm mẫu lõi thể Hình - Bão hòa mẫu lõi dầu kerosene: Áp kế Độ thấm tính cơng thức Darcy: 250 - Mẫu lõi Thiết bị chứa mẫu lõi Bơm Máy biến độ chênh áp - Xác định độ thấm dầu K1 mẫu lõi: Q= Máy tính 2π kh(Pe − Pw ) μ ln(re − rw ) (1) Trong đó: k: Độ thấm tuyệt đối mơi trường mẫu lõi; Bình chứa dung dịch h: Độ dài mẫu lõi; Cốc chứa dung dịch : Độ nhớt động học nước, nhận giá trị 0,00089Pa.s nhiệt độ 25oC; Bơm tay để điều chỉnh áp suất re Pe: Bán kính áp suất vòng ngồi; Hình Mơ hình thiết bị đánh giá mức độ xâm nhập dung dịch vào mẫu lõi [14] 32 Tế bào đệm 26 Bình chứa dầu 09 30 31 34 01 11 10 04 25 Bình chứa nước Bình chứa acid 05 03 08 23 22 Chênh lệch áp suất 21 Bơm áp rw Pw: Bán kính áp suất đáy giếng - Tạo chênh áp để dung dịch khoan qua mẫu lõi: 06 35 12 24 07 Mẫu lõi 02 28 27 36 33 29 Khí Áp suất đầu vào Áp suất phụ tải Đối áp Khí 37 + Tăng dần áp đầu chứa dung dịch khoan với lưu lượng dòng bơm khơng đổi để mô chênh áp áp suất thủy tĩnh áp suất địa tĩnh vùng bị dung dịch giếng khoan + Ghi lại độ chênh áp đầu mẫu lõi để đánh giá khả chống dung dịch dung dịch khoan - Xác định độ thấm dầu mẫu lõi sau bơm ép dầu ngược trở lại: Hình Mơ hình thiết bị đánh giá thay đổi độ thấm mẫu lõi 30 DpU KHÍ - SӔ 1/2016 Sau dừng trình bơm dung dịch khoan vào mẫu lõi, dung dịch làm bão hòa ban đầu bơm ngược trở lại vào mẫu lõi Thí nghiệm nhằm đánh giá PETROVIETNAM khả loại bỏ dung dịch khoan vi bọt khỏi mẫu lõi, qua đánh giá mức độ phục hồi độ thấm mẫu lõi Xác định độ thấm K2 theo công thức Darcy (1) - Xác định mức độ phục hồi độ thấm mẫu: Mức độ phục hồi độ thấm mẫu tính theo cơng thức: H = K2/K1 x 100% (2) Kết thảo luận 3.1 Lựa chọn thành phần dung dịch khoan vi bọt gốc nước 3.1.1 Lựa chọn chất hoạt động bề mặt tạo bọt Dung dịch chất hoạt động bề mặt anion tạo bọt nhờ thiết bị nghiền siêu mịn IKA ULTRA - TURRAX Khả tạo bọt chất hoạt động bề mặt anion đánh giá dựa theo tiêu chuẩn ASTM D1173-53 [11] Kết đánh giá khả tạo bọt chất hoạt động bề mặt anion với nồng độ khác thể Hình Hình cho thấy nồng độ chất hoạt động bề mặt tăng khả tạo bọt tăng Chiều cao bọt chất hoạt động bề mặt tăng đáng kể nồng độ chất hoạt động bề mặt = 0,5% Khi nồng độ chất hoạt động bề mặt cao 0,5%, chiều cao bọt tăng, song mức độ tăng không đáng kể Như vậy, nồng độ thích hợp chất hoạt động bề mặt anion để có khả tạo bọt tốt 0,5% Khi so sánh khả tạo bọt chất hoạt động bề mặt anion, chất hoạt động bề mặt SLES khả tạo bọt tốt so với chất hoạt động bề mặt SDS DSS Như vậy, chất hoạt động bề mặt anion thích hợp để tạo bọt SLES với nồng độ 0,5% 3.1.2 Lựa chọn thành phần polymer bao Theo kết nghiên cứu [2 - 6], polymer thích hợp để sử dụng làm lớp bao ngồi cho hạt vi bọt độ nhớt tốc độ trượt thấp (LSRV) lớp nước polymer tối thiểu 40.000cP Các loại polymer khác tạo giá trị LSRV khác nồng độ (Hình 7) Trong đó, xanthan gum cho giá trị LSRV cao số polymer có mức độ tăng LSRV cao nồng độ polymer tăng Ngoài ra, để sử dụng cho dung dịch khoan vi bọt, giá trị LSRV dung dịch polymer phải đạt giá trị tối thiểu 40.000cP để giúp hạt vi bọt bền vững Tại giá trị nồng độ 3%, độ nhớt dung dịch xanthan gum đạt 51.520cP Do đó, xanthan gum với nồng độ ≥ 3% polymer hoàn toàn phù hợp 3.1.3 Lựa chọn tác nhân trì độ nhớt cho dung dịch polymer Độ nhớt polymer bị giảm nhiệt độ môi trường tăng cao, sử dụng dung dịch khoan khu vực đá móng (nhiệt độ trung bình đạt khoảng 100 120oC) Vì vậy, việc trì độ nhớt cho dung dịch polymer quan trọng LSRV polymer khác 14 160000 12 140000 10 120000 SLES SDS DSS Độ nhớt (cP) Chiều cao bọt (cm) Chiều cao bọt ban đầu Xanthan gum CMC LV 100000 CMC HV 80000 HEC 60000 40000 20000 0 0,2 0,4 0,6 0,8 Nồng độ (%) 1,2 Hình Chiều cao bọt chất hoạt động bề mặt anion theo nồng độ [12] Nồng độ (%) Hình Giá trị LSRV polymer khác nồng độ [12] Bảng LSRV dung dịch polymer bổ sung chất trì độ nhớt [12] Chất trì độ nhớt 1% Đối chứng Monoethanolamine PTS-200 25oC Ban đầu 51.520 51.525 51.532 Độ nhớt tốc độ trượt thấp dung dịch (mPa.s) 80oC 100oC Sau 30 Sau 30 Ban Sau 30 Ban đầu phút phút đầu phút 51.516 1.121 684 2,5 1,1 51.521 31.524 28.756 25.120 11.345 52.531 49.871 48.762 45.267 43.138 Ban đầu 1,3 9.841 42.176 120oC Sau 30 phút 0,4 3.176 39.813 DpU KHÍ - SӔ 1/2016 31 THõM DỊ - KHAI THÁC DŜU KHÍ Tác nhân khảo sát để trì độ nhớt cho dung dịch polymer nhiệt độ cao monoethanolamine chất PTS-200 MI-SWACO Các tác nhân có khả khử oxy tự lẫn dung dịch, làm giảm khả bị oxy hóa polymer dung dịch nhiệt độ tăng, nhờ trì tính chất polymer Kết xác định LSRV dung dịch thể Bảng Kết cho thấy khơng có chất trì độ nhớt, độ nhớt dung dịch polymer giảm nhanh nhiệt độ tăng, đặc biệt giữ nhiệt độ cao 30 phút Khi bổ sung monoethanolamine, độ nhớt dung dịch giảm, giảm chậm Tuy nhiên, nhiệt độ 80oC, LSRV giảm xuống 31.524mPa.s, thấp giá trị mong muốn 40.000mPa.s tiếp tục giảm mạnh nhiệt độ tăng Khi bổ sung PTS-200, độ nhớt dung dịch polymer giảm, song thấp nhiều so với không sử dụng tác nhân Tại nhiệt độ 120oC, LSRV đạt 42.176mPa.s, sau lưu giữ 30 phút, độ nhớt dung dịch giảm xuống xấp xỉ 39.813mPa.s Như vậy, nhóm tác giả lựa chọn tác nhân ổn định nhiệt cho polymer sử dụng để chế tạo hệ dung dịch khoan vi bọt PTS-200 MI-SWACO 1,2 1,05 1,02 0,84 0,88 0,85 0,84 0,8 Tỷ trọng ban đầu 0,6 0,4 Tỷ trọng sau ủ 120oC 0,2 Khơng có NP9 NP9/SLES NP9/CTAB Hình Tỷ trọng dung dịch sau bổ sung hệ chất hoạt động bề mặt bao [12] 3.1.4 Lựa chọn hệ chất hoạt động bề mặt bao cho hạt vi bọt Để hạt vi bọt bền vững, cần phải có lớp hệ chất hoạt động bề mặt bao ngồi Hai hệ chất hoạt động bề mặt khảo sát để làm hệ chất hoạt động bề mặt bao cho hạt vi bọt là: Hệ chất hoạt động bề mặt nonion/anion: NP9/SLES; hệ chất hoạt động bề mặt nonion/cation: NP9/CTAB Để đánh giá khả ổn định hạt vi bọt, nhóm tác giả xác định tỷ trọng dung dịch thời điểm vừa chế tạo sau lưu giữ nhiệt độ 120oC khoảng 30 phút (Hình 8) Nếu tỷ trọng dung dịch không thay đổi chứng tỏ hạt vi bọt bền vững Kết thu cho thấy tỷ trọng ban đầu sau bổ sung hệ chất hoạt động bề mặt bao đạt giá trị 0,84 - 0,85 Tuy nhiên, sau lưu giữ nhiệt độ 120oC khoảng 30 phút, tỷ trọng dung dịch hệ chất hoạt động bề mặt bao ngồi tỷ trọng dung dịch sử dụng NP9/CTAB làm chất hoạt động bề mặt bao ngồi có tỷ trọng > Điều cho thấy hạt vi bọt bị phá vỡ khơng khí khỏi dung dịch, dẫn đến tỷ trọng dung dịch tăng Hệ vi bọt sử dụng hệ chất hoạt động bề mặt bao NP9/SLES sau lưu giữ nhiệt độ 120oC khoảng 30 phút tỷ trọng dung dịch có tăng, song mức độ tăng khơng đáng kể (từ 0,84 lên 0,88) thấp nhiều so với tỷ trọng nước Như vậy, hạt vi bọt làm bền vững tương đối tốt Cấu trúc hạt vi bọt quan sát kính hiển vi điện tử thể Hình Khi khơng có hệ chất hoạt động bề mặt bao ngoài, cấu trúc hạt vi bọt cấu trúc đơn lớp với lớp màng bao quanh lõi khí bên Hình dáng hạt vi bọt khơng phải hình tròn, cho thấy sức căng bề mặt hạt vi bọt không đạt giá trị ổn định (a) (b) (c) Hình Cấu trúc hạt vi bọt: Khi khơng có hệ chất hoạt động bề mặt bao ngồi (a); Khi có hệ chất hoạt động bề mặt NP9/SLES bao ngồi (b); Khi có hệ chất hoạt động bề mặt NP9/CTAB bao (c) [12] 32 DpU KHÍ - SӔ 1/2016 PETROVIETNAM Khi có hệ chất hoạt động bề mặt NP9/CTAB bao ngoài: Do CTAB chất hoạt động bề mặt mang điện tích dương (+), nên có tương tác với chất hoạt động bề mặt tạo bọt SLES - chất hoạt động bề mặt tích điện âm (-) khiến cho kích thước hạt vi bọt bị thu nhỏ, đồng thời không thấy rõ cấu trúc lớp hạt vi bọt Khi có hệ chất hoạt động bề mặt NP9/SLES bao ngồi: Kích thước hạt vi bọt tương đối đồng (đều hình tròn), thấy rõ cấu trúc lớp nghiên cứu Sebba [13] gồm: lõi khí bao quanh lớp chất hoạt động bề mặt; lớp polymer tạo độ nhớt lớp hệ chất hoạt động bề mặt bao ngồi, hạt vi bọt trở nên bền với nhiệt độ Như vậy, kết xác định tỷ trọng dung dịch vi bọt với ảnh chụp kính hiển vi điện tử cho thấy hệ chất hoạt động bề mặt thích hợp sử dụng làm chất bao ngồi cho hạt vi bọt NP9/SLES với nồng độ 0,6% 3.1.5 Tối ưu hóa thành phần dung dịch khoan vi bọt dung dịch khoan gồm: SLES, polymer xanthan gum hệ chất hoạt động bề mặt bao NP9/SLES - Chọn phương án quy hoạch trực giao cấp II (TYT 2k) thực nghiệm yếu tố toàn phần mức, k yếu tố ảnh hưởng Phương trình hồi quy có dạng: Y = b0 + b1x1 + b2x2 + b3x3 + b12x1x2 + b23x2x3 + b13x1x3 + b11x12 + b22x22 + b33x32 Trong đó: x1: Hàm lượng SLES; x2: Hàm lượng xanthan gum; x3: Hàm lượng NP9/SLES Phương trình hồi quy tỷ trọng ban đầu tỷ trọng sau lưu nhiệt độ 120oC khoảng 30 phút phụ thuộc vào thành phần dung dịch vi bọt thu từ q trình tối ưu hóa phần mềm Design Expert sau: - Tỷ trọng dung dịch khoan vi bọt gốc nước tối ưu hóa với điều kiện: - Chọn miền khảo sát Từ kết khảo sát yếu tố ảnh hưởng đến tỷ trọng dung dịch khoan vi bọt, nhóm tác giả xây dựng điều kiện thí nghiệm (Bảng 3) Các thành phần + Tỷ trọng ban đầu thấp (nằm khoảng 0,8 - 0,9); Bảng Tối ưu thành phần dung dịch khoan vi bọt Mức Mức (+1) Mức sở (0) Mức (-1) Khoảng biến thiên Hàm lượng SLES (%) 0,75 0,50 0,25 0,25 Tỷ trọng ban đầu = 0,85086 - 0,04468x1 + 0,0242x2 - 0,003x3 + 0,034156x12 + 0,013834x22 + 0,013834x32 - 0,005x1x3 - 0,015x2x3 Các yếu tố ảnh hưởng Hàm lượng xanthan gum (%) Hàm lượng NP9/SLES (%) 0,8 0,6 0,4 0,2 Tỷ trọng sau lưu = 0,89564 - 0,051591x1 + 0,0081x2 - 0,017937x3 + 0,029851x12 + 0,012916x22 + 0,029851x32 + 0,01x1x2 - 0,01x1x3 - 0,015x2x3 Hình 10 Đồ thị phương trình hồi quy cho tỷ trọng ban đầu tỷ trọng sau lưu nhiệt độ 120oC DpU KHÍ - SӔ 1/2016 33 THõM DÒ - KHAI THÁC DŜU KHÍ + Tỷ trọng sau lưu nhiệt độ 120oC 30 phút không vượt 0,9 3.2 Đánh giá số tính chất dung dịch khoan vi bọt gốc nước Sử dụng phần mềm Design-Expert để thực việc tối ưu hóa trên, tìm giá trị thành phần tối ưu: Tính chất dung dịch khoan vi bọt gốc nước thể Bảng x1 = 0,63, tương ứng với hàm lượng SLES = 0,66%; 3.3 Đánh giá độ xâm nhập dung dịch khoan vào mẫu lõi mơ hình vỉa x2 = -0,92, tương ứng với hàm lượng xanthan gum = 2,1%; x3 = -0,32, tương ứng với hàm lượng NP9/SLES = 0,54% Để đánh giá độ xâm nhập dung dịch vào mẫu lõi mơ hình vỉa, dung dịch khoan vi bọt gốc nước so sánh với dung dịch khoan polymer - sét CMC-HV thường sử dụng Liên doanh Việt - Nga Khi giá trị tỷ trọng ban đầu theo tính tốn 0,82 giá trị tỷ trọng sau lưu nhiệt độ 120oC 30 phút 0,88 Mức độ xâm nhập dung dịch khoan vào mẫu lõi thí nghiệm mơ hình vỉa thực thiết bị quy trình nêu mục 2.3 Thực thí nghiệm kiểm chứng với giá trị hàm lượng trên, sau tiến hành đánh giá tỷ trọng dung dịch ban đầu tỷ trọng dung dịch sau lưu nhiệt độ 120oC 30 phút, kết thu cho thấy: 3.3.1 Độ xâm nhập dung dịch khoan vào mẫu lõi áp suất 105atm - Tỷ trọng ban đầu: 0,83; - Tỷ trọng sau lưu nhiệt độ 120oC 30 phút 0,88 Kết tối ưu hóa mơ tương đương với kết thí nghiệm thực tế Dung dịch vi bọt thu có thành phần Bảng Kết đánh giá mức độ xâm nhập dung dịch khoan vào mẫu lõi áp suất 105atm nhiệt độ 120oC thể Hình 11 Tại áp suất 105atm nhiệt độ 120oC, thời gian bơm ép tăng, thể tích chất lỏng chảy khỏi mẫu lõi tăng Cả mẫu dung dịch khoan có giai đoạn mà thể tích dung dịch chảy qua mẫu lõi không thay đổi Tuy nhiên, với dung dịch khoan polymer - sét, giai đoạn ngắn (2 phút), sau thể tích dung dịch chảy qua mẫu Bảng Thành phần tối ưu dung dịch khoan vi bọt gốc nước TT Thành phần Chất hoạt động bề mặt SLES Xanthan gum PTS-200 Tergitol NP9/SLES Poly anionic cellulose Na2CO3/NaHCO3 NaEDTA Nước Vai trò Tạo bọt Polymer tạo lớp vỏ nhớt Tác nhân trì độ nhớt Hệ chất hoạt động bề mặt làm lớp bao Giảm độ thải nước Ổn định độ pH Ổn định độ cứng Dung dịch Hàm lượng 0,66% 2,1% 0,5% 0,54% 1% 0,25% 0,05% Còn lại Bảng Một số tính chất dung dịch khoan vi bọt gốc nước tối ưu TT 10 34 Tính chất Tỷ trọng Độ nhớt phễu Độ nhớt dẻo PV Ứng suất trượt động YP Độ thải nước thường Độ thải nước HTHP Độ pH Hàm lượng bọt Thời gian bảo quản Thời gian lưu nhiệt độ 120oC DpU KHÍ - SӔ 1/2016 Đơn vị Giây cP lb/100ft2 mL/30 phút mL/30 phút % thể tích phút Phương pháp API - RB - 13B API - RB - 13B API - RB - 13B API - RB - 13B API - RB - 13B API - RB - 13B API - RB - 13B API - RB - 13B Thiết bị đo Cân tỷ trọng Phễu Marsh Máy đo độ nhớt Fann 350 Máy đo độ nhớt Fann 350 Fann’s Model 175CT HPHT Filter Press Fann’s Model 175CT HPHT Filter Press Giấy quỳ Thông qua tỷ trọng Tỷ trọng dung dịch Tỷ trọng dung dịch Giá trị 0,82 61 12 34 6,1 9,5 - 9,5 16 - 18 24 30 PETROVIETNAM Bảng Thành phần dung dịch khoan polymer - sét Hóa phẩm Chức Sét Chất diệt khuẩn CMC - HV CMC - LV NaOH Tạo cấu trúc Diệt khuẩn Giảm độ thải nước, tăng độ nhớt Điều chỉnh PH Na2CO3 NaHCO3 Kết tủa ion Ca2+ Chất bôi trơn Giảm moment Thể tích chất lỏng khỏi mẫu lõi 105atm 12 Xuất dung dịch khoan Thể tích (ml) 10 Polymer-sét CTAT-1.2 CTAT-1.5 CTAT-2.5 0 10 15 Thời gian (phút) 20 Thể tích chất lỏng khỏi mẫu lõi 108atm 14 Xuất dung dịch khoan Thể tích (ml) 10 7,9 Polymer-sét CTAT-1.2 CTAT-1.5 CTAT-2.5 0 10 15 Thời gian (phút) 20 Hình 12 Thể tích chất lỏng khỏi mẫu lõi áp suất 108atm, nhiệt độ 120oC [12] Thể tích (ml) Thể tích chất lỏng khỏi mẫu lõi 110atm 18 16 14 12 10 0 10 15 Thời gian (phút) 3.3.2 Độ xâm nhập dung dịch khoan vào mẫu lõi áp suất 108atm Kết thu áp suất 108atm 120oC tương tự với áp suất 105atm, tức thời gian bơm ép tăng, thể tích chất lỏng chảy khỏi mẫu lõi tăng Tuy nhiên, với dung dịch khoan polymer - sét, thời gian tăng, thể tích dung dịch chảy qua mẫu lõi tăng tiếp tục bơm Đồng thời, phút thứ 15 (thể tích chất lỏng đạt 7ml), bắt đầu xuất dung dịch khoan thoát khỏi dung dịch Với dung dịch khoan vi bọt, thể tích dung dịch khỏi mẫu lõi khoảng 6ml giá trị gần không tăng, tức dung dịch không bị xâm nhập thêm vào mẫu lõi (để đẩy dầu khỏi mẫu lõi), đồng thời kết thúc thí nghiệm không xuất dung dịch khoan đầu bên mẫu lõi Như vậy, độ chênh áp 8% dung dịch khoan vi bọt khơng bị xâm nhập vào mẫu lõi nhiều giống dung dịch khoan polymer - sét Xuất dung dịch khoan 11 giá trị gần không tăng, tức dung dịch không bị xâm nhập thêm vào mẫu lõi (để đẩy dầu khỏi mẫu lõi) kết thúc thí nghiệm không xuất dung dịch khoan đầu bên mẫu lõi Kết đánh giá mức độ xâm nhập dung dịch khoan vào mẫu lõi áp suất 108atm nhiệt độ 120oC thể Hình 12 Hình 11 Thể tích chất lỏng khỏi mẫu lõi áp suất 105atm, nhiệt độ 120oC [12] 12 Hàm lượng (kg/m³) Nền nước Nền nước biển (< 70%) 40 - 60 50 - 70 - 1,5 - 1,5 - 10 - 12 - 10 - 12 2-3 2-3 0,5 - 1-2 10 - 15 15 - 20 Polymer-sét CTAT-1.2 CTAT-1.5 CTAT-2.5 20 Hình 13 Thể tích chất lỏng khỏi mẫu lõi 110atm nhiệt độ 120oC [12] lõi tăng tiếp tục bơm Tại phút thứ 15 (thể tích chất lỏng đạt 7ml), bắt đầu xuất dung dịch khoan thoát khỏi dung dịch Với dung dịch khoan vi bọt, thể tích dung dịch thoát khỏi mẫu lõi khoảng 5,4ml 3.3.3 Độ xâm nhập dung dịch khoan vào mẫu lõi áp suất 110atm Kết đánh giá mức độ xâm nhập dung dịch khoan vào mẫu lõi áp suất 110atm nhiệt độ 120oC thể Hình 13 Tại giá trị áp suất 110atm (tức độ chênh áp 10%), thể tích chất lỏng thoát khỏi mẫu lõi sử dụng dung dịch khoan polymer - sét tăng theo thời gian khơng có giai đoạn mà khơng thấy xuất chất lỏng DpU KHÍ - SӔ 1/2016 35 THõM DỊ - KHAI THÁC DŜU KHÍ Tại phút thứ 11, tổng thể tích chất lỏng khỏi mẫu lõi cao 7ml bắt đầu có dung dịch khoan chảy thể tích dung dịch khoan chảy tăng theo thời gian Điều cho thấy độ chênh áp 10%, dung dịch khoan polymer - sét hoàn toàn bị xâm nhập vào mẫu lõi Đối với dung dịch khoan vi bọt, thời gian bơm tăng, thể tích chất lỏng khỏi mẫu lõi tăng, cho thấy thời điểm ban đầu, dung dịch khoan vi bọt bị xâm nhập vào mẫu lõi Khi thể tích chất lỏng khỏi mẫu lõi khoảng 7ml (tức hết phần dầu tự có mẫu lõi) chất lỏng gần khơng thay đổi, có phần dung dịch khoan vi bọt thoát Điều cho thấy dung dịch khoan vi bọt có khả tạo lớp ngăn cách khe nứt mẫu lõi, ngăn cản xâm nhập dung dịch vào mẫu lõi, khiến cho thể tích chất lỏng khỏi mẫu lõi gần không thay đổi Mặc dù có lượng nhỏ dung dịch khoan khỏi mẫu lõi, thể tích chất lỏng gần khơng thay đổi, cho thấy khả bít nhét dung dịch khoan khe rỗng khe nứt nẻ mẫu lõi Tỷ lệ thể tích % polymer-sét CTAT-1.2 CTAT-1.5 CTAT-2.5 49 35 27 0 105 atm 0 108 atm 110 atm 3.3.4 Thể tích dung dịch khoan khỏi mẫu lõi Sau kết thúc thí nghiệm, chất lỏng khỏi mẫu lõi để lắng vòng 30 phút, sau xác định thể tích dầu kerosene dung dịch có Tỷ lệ thể tích dung dịch khỏi mẫu lõi so với dung dịch khoan bơm vào mẫu lõi q trình thí nghiệm thể Hình 14 Khi áp suất bơm tăng, tỷ lệ thể tích dung dịch khoan thoát khỏi mẫu lõi so với dung dịch khoan bơm vào mẫu lõi tăng dần Tại áp suất 105atm 108atm, tỷ lệ thể tích phần dung dịch khoan polymer - sét thoát khỏi mẫu lõi tăng từ 27 35%, dung dịch khoan vi bọt không thấy xuất dung dịch khoan đầu mẫu lõi Khi áp suất bơm tăng lên 110atm, gần nửa lượng dung dịch khoan polymer - sét bị đẩy khỏi mẫu lõi, có khoảng 4% dung dịch khoan vi bọt bị đẩy ngồi Hình ảnh mẫu dung dịch khoan sau bị đẩy khỏi mẫu lõi nhiệt độ 120oC, áp suất 110atm để lắng (Hình 15) Hình 15b c cho thấy hạt vi bọt với kích thước nhỏ tồn mẫu dung dịch khoan, chứng tỏ hạt vi bọt có khả chịu nhiệt độ 120oC áp suất 110atm mà khơng bị phá vỡ Do xâm nhập vào khe nứt nẻ mẫu lõi, hạt vi bọt có khả bít nhét khe nứt này, ngăn chặn dung dịch tiếp tục vào sâu vỉa Khả xâm nhập vào mẫu lõi dung dịch khoan vi bọt thấp so với dung dịch khoan polymer - sét áp suất thấp 110atm, hạt vi bọt tạo lớp ngăn cản xâm nhập vào vỉa Hình 14 Tỷ lệ thể tích dung dịch khoan khỏi mẫu lõi dung dịch khoan bơm vào mẫu lõi [12] (a) (b) (c) Hình 15 Các mẫu dung dịch khoan sau bị đẩy khỏi mẫu lõi điều kiện nhiệt độ 120oC: Dung dịch sét - polymer (a); Dung dịch vi bọt gốc nước (b, c) [12] 36 DpU KHÍ - SӔ 1/2016 PETROVIETNAM 3.4 Đánh giá khả chống tuần hoàn dung dịch vi bọt Thí nghiệm đánh giá khả chống tuần hồn dung dịch vi bọt thơng qua thử nghiệm mơ hình vỉa thực mục 2.3 3.4.1 Thay đổi áp suất bơm theo thời gian Kết đánh giá thay đổi áp suất bơm theo thời gian mẫu dung dịch thể Hình 16 Theo thời gian bơm, áp suất bơm mẫu dung dịch khoan tăng đến giá trị định giảm đột ngột ổn định giá trị bơm khoảng 102atm Việc áp suất bơm dung dịch khoan qua mẫu lõi đạt giá trị cực đại xuất “điểm nút” khe nứt mẫu lõi, ngăn cản di chuyển dung dịch khoan qua Áp suất bơm (atm) Thay đổi áp suất bơm 109 108 107 106 105 104 103 102 101 100 99 Polymer-sét CTAT-1.2 CTAT-1.3 CTAT-1.5 CTAT-2.5 10 11 12 13 14 15 Thời gian (phút) Hình 16 Thay đổi áp suất theo thời gian bơm mẫu dung dịch khoan qua mẫu lõi [12] khe nứt Theo thời gian bơm, “điểm nút” loại bỏ, khe nứt thơng thống, dung dịch dễ dàng chảy qua khe nứt mẫu lõi, nhờ áp suất bơm giảm đột ngột Áp suất bơm mẫu dung dịch khoan polymer - sét đạt cực đại 105atm sau phút Áp suất bơm mẫu dung dịch khoan vi bọt đạt cực đại 108atm sau phút Điều cho thấy khả chịu áp “điểm nút” tạo dung dịch khoan vi bọt tốt so với “điểm nút” tạo dung dịch khoan polymer - sét Thời gian đạt áp suất bơm cực đại mẫu dung dịch khoan vi bọt lâu so với mẫu dung dịch khoan polymer - sét Điều giải thích do: - Khi bơm dung dịch khoan polymer - sét vào mẫu lõi, hạt sét nhỏ chiếm chỗ khe nứt tích tụ lại tạo màng chắn mỏng sét Theo thời gian, áp suất bơm tăng dần Do độ bền màng sét không tốt, sau khoảng phút màng sét bị phá vỡ, dung dịch tiếp tục xâm nhập vào mẫu lõi (áp suất bơm giảm) - Đối với mẫu dung dịch khoan vi bọt, xuất “điểm nút” cho thấy hạt vi bọt không bị phá vỡ áp suất Dưới tác dụng áp suất, hạt vi bọt bị co lại, dễ dàng xâm nhập vào khe nứt mẫu lõi Khi vào mẫu lõi, áp suất giảm khiến hạt vi bọt giãn nở, chiếm khoảng không gian mẫu lõi, tạo nên lớp ngăn cách, không cho dung dịch tiếp tục xâm nhập vào mẫu lõi (Hình 17) [10] Áp suất bơm cực đại dung dịch khoan vi bọt đạt 108atm sau phút, cao lâu so với áp suất bơm cực đại dung dịch khoan polymer - sét Sau thời gian này, áp suất giảm xuống nhanh, chứng tỏ “điểm nút” bị loại bỏ Ảnh chụp mẫu dung dịch khoan vi bọt sau khỏi mẫu lõi cho thấy hạt vi bọt tồn Nhờ hạt bọt khơng bị phá vỡ, mà theo thời gian bơm, “điểm nút” tiếp tục bị đẩy đầu lại mẫu lõi Do kích thước mẫu lõi có hạn nên “điểm nút” bị đẩy khỏi mẫu lõi, khiến cho áp suất bơm giảm xuống Các kết cho thấy dung dịch khoan vi bọt có khả ngăn chặn dung dịch dung dịch Hình 17 Cơ chế ngăn chặn xâm nhập dung dịch vào khe nứt hạt vi bọt Bảng Độ thấm mẫu lõi ban đầu sau bơm ép ngược Mẫu Độ thấm ban đầu (K1) (mD) Polymer - sét Vi bọt Vi bọt Vi bọt Vi bọt 193 175 266 154 209 Độ thấm sau bơm ép (K2) (mD) 98 158 243 148 187 Mức độ phục hồi độ thấm (%) 50,78 90,24 91,48 96,17 89,62 DpU KHÍ - SӔ 1/2016 37 THõM DỊ - KHAI THÁC DŜU KHÍ khoan xâm nhập vào mẫu lõi tốt so với dung dịch khoan sét - polymer 3.4.2 Mức độ phục hồi độ thấm bơm dung dịch khoan Nhóm tác giả đánh giá tổn hại đến vỉa chứa xâm nhập dung dịch aphron tốc độ bơm khác Mức độ bị tổn hại vỉa chứa tính từ thay đổi độ thấm so với độ thấm ban đầu Kết đánh giá độ thấm (ban đầu sau bơm ép ngược) thể Bảng Độ thấm dung dịch khoan polymer - sét gần bị giảm nửa sau bơm ép ngược trở lại thành phần có hạt sét mịn Khi dung dịch xâm nhập vào khe nứt mẫu lõi, hạt sét bị lắng đọng tích tụ khe nứt Sau bơm ép ngược trở lại, hạt sét bị lắng đọng khe nứt Do đó, khoảng khơng gian trống mẫu lõi bị giảm xuống, khiến cho độ thấm dung dịch bị giảm rõ rệt Trong đó, mức độ phục hồi độ thấm dung dịch khoan vi bọt sau bơm ép ngược trở lại đạt tới 90% độ thấm ban đầu (tức độ thấm mẫu gần không thay đổi sau bơm ép ngược trở lại) Hiện tượng hạt vi bọt có tỷ trọng thấp dễ dàng di chuyển ngược trở lại vùng có áp suất thấp, bị vỡ di chuyển Sau bơm ép vào vỉa, kích thước hạt vi bọt tăng lên để tạo lớp ngăn cách chống dung dịch vào vỉa chứa Khi gọi dòng, áp suất thủy tĩnh thấp áp suất vỉa, hạt vi bọt (bản chất bong bóng khí) dễ dàng di chuyển ngược trở lại không bị lắng đọng lại khe nứt Nhờ đó, khơng gian khe nứt khơng bị giảm nhiều so với ban đầu, tức độ thấm dung dịch không thay đổi so với ban đầu Thậm chí có mẫu độ thấm dung dịch sau bơm ép ngược trở lại đạt tới 96% so với độ thấm ban đầu Độ thấm phục hồi sau bơm ép dung dịch khoan vi bọt đạt 90% so với độ phục hồi ban đầu, chứng tỏ độ thấm bị thay đổi đáng kể bơm ép dung dịch khoan vi bọt Vì vậy, kết luận dung dịch khoan vi bọt có khả bít nhét lỗ rỗng vỉa chứa nhờ hạt vi bọt, từ hạn chế tượng dung dịch khoan vào vỉa chứa Kết luận Nhóm tác giả chế tạo dung dịch khoan vi bọt gốc nước với thành phần gồm: chất hoạt động bề mặt anion SLES tạo bọt; polymer xanthan gum tạo nhớt cho lớp nước bao quanh hệ chất hoạt động bề mặt NP9/SLES có tác dụng làm bền hạt vi bọt tối ưu hóa thành phần hệ dung dịch Các thử nghiệm với mẫu lõi mỏ Bạch Hổ điều kiện nhiệt độ 120oC cho thấy dung dịch khoan vi bọt có khả ngăn chặn dung dịch xâm nhập vào mẫu lõi tốt so với dung dịch polymer - sét Ngoài ra, độ thấm sau phục hồi mẫu lõi đạt 90% so với độ thấm ban đầu, cho thấy hệ dung dịch vi bọt hoàn toàn khơng gây ảnh hưởng đến vỉa chứa dễ dàng bị loại bỏ gọi dòng Tài liệu tham khảo Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” Giáo trình dung dịch khoan sửa giếng 2009 Tom Brookey “Micro-bubbles”: New aphron drillin fluid technique reduces formation damage in Horizontal wells SPE Formation Damage Control Conference, Lafayette, Louisiana 18 - 19 February, 1998 Catalin D.Ivan, Frederick B.Growcock, James E.Friedheim Chemical and physical characterization of aphron-based drilling fluids SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas 29 September - October, 2002 3.5 Nhận xét Khi bơm dung dịch khoan polymer - sét (tương tự dung dịch sử dụng Vietsovpetro) vào mẫu lõi, với áp suất bơm vượt giá trị 105atm áp suất bơm giảm đột ngột lượng dung dịch khoan chảy đầu mẫu lõi tăng đột biến, tức dung dịch bị vào vỉa nhiều Khi bơm dung dịch khoan vi bọt gốc nước vào mẫu lõi, áp suất bơm tăng dần đến giá trị 110atm không thấy xuất dung dịch chảy đầu mẫu lõi Điều cho thấy hạt dung dịch khoan vi bọt bít nhét lỗ rỗng, ngăn chặn tượng dung dịch vỉa chứa 38 DpU KHÍ - SӔ 1/2016 Frederick B.Growcock, Arkadiy Belkin, Miranda Fosdick, Maribella Irving, Bob O’Connor, Tom Brookey Recent advances in aphron drilling-fluid technology SPE Drilling and Completion 2007; 22(2): p 74 - 80 Frederick B.Growcock, Asif M.Khan, Gerard A.Simon Application of water-based and oil-based aphrons in drilling fluid SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas - February, 2003 Fred Growcock Enhanced wellbore stabilization and reservoir productivity with aphron drilling fluid technology PETROVIETNAM Final Report, DPE Award Number DE-FC26-03NT42000 October, 2005 Francisco Ramirez, Roberto Graves, Julio Montilva Experience using microbubbles - aphron drilling fluid in Mature reservoirs of Lake Maracaibo SPE-73710-MS SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana 20 - 21 February, 2002 D.Kinchen, M.A.Peavy, T.Brookey, P.Rhodes Case history: Drilling techniques used in successful redevelopment of low pressure H2S carbonate formation SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, Netherlands 27 February - March, 2001 Michel Gregoire, Nick Hilbig, Mark Stansbury, Saleh Al-Yemeni, Fred Growcock Drilling fractured granite in Yemen with solids-free aphron fluid IADC World Drilling, Rome, Italy - 10 June, 2005 10 Nguyen Tuan Anh, Ta Quang Minh, Vu An, Phan Trong Hieu, Hoang Mai Chi, Tran Thanh Phuong, Nguyen Thi Thu Hien, Vu Thiet Thach Microbubble drilling fluid (Aphron): New technology for drilling in depleted reservoirs Petrovietnam Journal 2014; 6: p 24 - 27 11 ASTM International Standard test method for foaming properties of surface-active agents ASTM D117353 2001 12 Nguyễn Tuấn Anh nnk Nghiên cứu chế tạo dung dịch khoan vi bọt gốc nước sử dụng cho vỉa chứa có áp suất thấp Đề tài nghiên cứu cấp Nhà nước thuộc Đề án “Đổi đại hóa cơng nghệ ngành cơng nghiệp khai khống đến năm 2015, tầm nhìn đến năm 2025” Viện Dầu khí Việt Nam 2015 13 Sebba, F Foams and Bilquid Foams - Aphrons, John Wiley and Sons, Toronto 1987 14 M.I.Al-Mossawy, Birol Demiral Duration of the transient pressure of liquid core flooding Journal of Geophysics and Engineering 2012; (1): p 75 - 82 Preparation of micro-bubble (Aphron) drilling fluid used in low pressure reservoirs Nguyen Tuan Anh, Ta Quang Minh Nguyen Thi Thu Hien Vietnam Petroleum Institute Email: anhnt01@vpi.pvn.vn Summary The paper presents the process of preparing micro-bubble (Aphron) drilling fluid, which mainly comprises an anionic surfactant (SLES), a xanthan gum polymer and a two-component surfactant system of NP9/SLES The proportions of these components were also optimised Core-flood testing with Bach Ho’s core samples at 120oC showed that this drilling fluid could prevent fluid from penetrating into the core better than the polymer-clay drilling fluid currently used at Vietsovpetro Moreover, the return permeability of these core samples was nearly 90% of the original ones, which demonstrates that Aphron drilling fluid could be easily removed from the reservoir, hence reducing formation damage Key words: Drilling fluid, micro-bubble, Aphron, low pressure reservoirs DpU KHÍ - SӔ 1/2016 39 ... ép dung dịch khoan vi bọt Vì vậy, kết luận dung dịch khoan vi bọt có khả bít nhét lỗ rỗng vỉa chứa nhờ hạt vi bọt, từ hạn chế tượng dung dịch khoan vào vỉa chứa Kết luận Nhóm tác giả chế tạo dung. .. mẫu lõi, khiến cho áp suất bơm giảm xuống Các kết cho thấy dung dịch khoan vi bọt có khả ngăn chặn dung dịch dung dịch Hình 17 Cơ chế ngăn chặn xâm nhập dung dịch vào khe nứt hạt vi bọt Bảng Độ... sâu vỉa Khả xâm nhập vào mẫu lõi dung dịch khoan vi bọt thấp so với dung dịch khoan polymer - sét áp suất thấp 110atm, hạt vi bọt tạo lớp ngăn cản xâm nhập vào vỉa Hình 14 Tỷ lệ thể tích dung dịch