Nghiên cứu cơ chế, dự báo xu hướng sa lắng muối cho đối tượng móng bể cửu long có điều kiện khai thác nhiệt độ cao áp suất cao và đề xuất các phương pháp xử lý

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT HOÀNG LONG NGHIÊN CỨU CƠ CHẾ, DỰ BÁO XU HƯỚNG SA LẮNG MUỐI CHO ĐỐI TƯỢNG MÓNG BỂ CỬU LONG CÓ ĐIỀU KIỆN KHAI THÁC NHIỆT ĐỘ CAO-ÁP SUẤT CAO VÀ ĐỀ XUẤT CÁC PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT HÀ NỘI – 2013 BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT HOÀNG LONG NGHIÊN CỨU CƠ CHẾ, DỰ BÁO XU HƯỚNG SA LẮNG MUỐI CHO ĐỐI TƯỢNG MÓNG BỂ CỬU LONG CÓ ĐIỀU KIỆN KHAI THÁC NHIỆT ĐỘ CAO-ÁP SUẤT CAO VÀ ĐỀ XUẤT CÁC PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ Chuyên ngành: Kỹ thuật hóa dầu Mã số: 60.53.55 LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: TS NGUYỄN ANH DŨNG HÀ NỘI – 2013 i LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan nội dung luận văn tốt nghiệp cơng trình nghiên cứu riêng tơi Các số liệu, kết đƣợc trình bày luận văn trung thực chƣa đƣợc công bố luận văn, tạp chí hay cơng trình nghiên cứu khác Tác giả Hồng Long ii MỤC LỤC DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT .iii DANH MỤC CÁC BẢNG iv DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ v MỞ ĐẦU LỜI CẢM ƠN 10 CHƢƠNG THU THẬP, ĐÁNH GIÁ VÀ TỔNG QUAN TÀI LIỆU 11 1.1 Tổng quan lý thuyết sa lắng muối 11 1.2 Hiện trạng sa lắng muối móng nứt nẻ nghiên cứu 13 1.3 Tổng quan đặc tính địa chất, thạch học, đất đá vỉa 16 1.4 Yếu tố thuỷ - địa hóa móng nứt nẻ 22 1.5 Yếu tố nhiệt, thuỷ động lực khai thác móng nứt nẻ 23 1.6 Yếu tố kỹ thuật thiết bị khai thác 24 CHƢƠNG NGHIÊN CỨU CƠ CHẾ, XU HƢỚNG SA LẮNG MUỐI 26 2.1 Thông tin mẫu phân tích 26 2.1.1 Nước bơm ép nước khai thác 26 2.1.2 Mẫu mẫu lõi plug 27 2.1.3 Mẫu sa lắng 27 2.2 Các kết phân tích 28 2.2.1 Phân tích thành phần nước bơm ép nước khai thác 28 2.2.2 Phân tích mẫu sa lắng giếng GK 03 giếng GK 04 33 2.3 Đánh giá khả tự sa lắng 38 2.3.1 Tiến hành đánh giá thực nghiệm 38 2.3.2 Kết phân tích 38 2.4 Sa lắng khơng tƣơng thích hố học nguồn nƣớc 39 2.4.1 Tiến hành đánh giá thực nghiệm 39 2.4.2 Kết phân tích 40 2.4.3 Sử dụng phần mềm mô 42 2.5 Sự tƣơng tác nƣớc đá vỉa 49 2.5.1 Phân tích yếu tố ảnh hưởng tiến hành thí nghiệm 49 2.5.2 Kết thực nghiệm biện giải 52 2.6 Đánh giá nghiên cứu chế xu hƣớng sa lắng muối 64 CHƢƠNG ĐỀ XUẤT PHƢƠNG PHÁP XỬ LÝ VÀ ỨC CHẾ 66 KẾT LUẬN 78 KIẾN NGHỊ VỀ NHỮNG NGHIÊN CỨU TIẾP THEO 79 TÀI LIỆU THAM KHẢO 80 iii DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT ICS Máy sắc ký ion (Ion chromachography system) SEM Hiển vi điện tử quét (Scanning Electron Microscopy) XRD Nhiễu xạ Rơnghen (X-Ray-Diffraction) PV Thể tích lỗ rỗng ICP-MS Thiết bị khối phổ plasma cảm ứng (Inductively coupled plasma mass spectrometry) PPD Hệ thống xử lý trung tâm BPV Van áp suất đẩy sau (Back pressure valve) iv DANH MỤC CÁC BẢNG Bảng 1.1 Các muối sa lắng thông thƣờng mỏ dầu khí 12 Bảng 1.2 Thành phần khống vật tạo đá 18 Bảng 1.3 Thành phần khoáng vật thứ sinh đá móng mỏ 19 Bảng 1.4 Hàm lƣợng khống vật thứ sinh trung bình 21 Bảng 2.1 Thông tin giếng khai thác phục vụ nghiên cứu 26 Bảng 2.2 Thông tin mẫu nƣớc khai thác nƣớc bơm ép 27 Bảng 2.3 Thành phần giếng GK 01, GK 02 lần lấy mẫu 31 Bảng 2.4 Thành phần giếng GK 03, GK 04, nƣớc bơm ép 32 Bảng 2.5 Thành phần giếng GK 01, GK 02, GK 03, GK 04 33 Bảng 2.6 Thành phần hóa học mẫu sa lắng 35 Bảng 2.7 Kết phân tích ICP mẫu sa lắng giếng GK 03 GK 04 37 Bảng 2.8 Thành phần nƣớc bơm ép thí nghiệm 39 Bảng 2.9 Thành phần cặn sa lắng màng lọc sau thí nghiệm 41 Bảng 2.10 Xu hƣớng hàm lƣợng sa lắng khơng tƣơng thích 46 Bảng 2.11 Các thơng số thấm chứa mẫu mẫu lõi 52 Bảng 2.12 Các thông số tiến hành bơm ép qua mẫu mẫu lõi 54 Bảng 3.1 Ảnh hƣởng hóa phẩm thƣơng mại ức chế sa lắng muối 73 v DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ Hình 1.1 Sa lắng muối cần khai thác giếng khai thác 14 Hình 1.2 Sa lắng muối hệ thống khai thác 14 Hình 1.3 Mẫu sa lắng muối thu đƣợc sau hoạt động sửa chữa thu bề mặt 14 Hình 1.4 Mẫu sa lắng muối thu đƣợc sau workover đáy giếng 15 Hình 2.1 Quy trình vận hành máy Dionex ICS 5000 29 Hình 2.2 Kết SEM mẫu sa lắng giếng GK 04 34 Hình 2.3 Kết SEM mẫu sa lắng giếng GK 03 34 Hình 2.4 Kết X-Ray mẫu sa lắng giếng GK 03 35 Hình 2.6 Kết phân tích độ hạt mẫu sa lắng giếng GK 04 36 Hình 2.7 Kết phân tích độ hạt mẫu sa lắng giếng GK 03 36 Hình 2.9 Màng lọc đƣờng kính 0.45 µm cho hệ thống lọc Milipore 40 Hình 2.10 Hệ thống lọc Milipore HLPV 41 Hình 2.11 Giao diện phầm mềm chuyên ngành 45 Hình 2.12 Hịa trộn khơng tƣơng thích với GK 01 47 Hình 2.13 Hịa trộn khơng tƣơng thích với GK 02 47 Hình 2.14 Hịa trộn khơng tƣơng thích với GK 03 48 Hình 2.15 Hịa trộn khơng tƣơng thích GK 04 48 Hình 2.16 Sơ đồ thiết bị phân tích đặc biệt bơm đẩy nƣớc 50 Hình 2.17 Thiết bị phân tích đặc biệt bơm đẩy nƣớc 51 Hình 2.18 Thay đổi độ thấm trình bơm ép qua mẫu lõi 55 Hình 2.19 Laumontile mẫu đá sau chạy mơ hình 57 Hình 2.20 Tinh thể Laumontile bị rửa rũa vị trí khác mẫu 57 vi Hình 2.21 Những tinh thể Laumontile bị rửa rũa 58 Hình 2.22 Những mảnh Laumontile sa lắng sau rửa rũa 58 Hình 2.24 Những vật chất sa lắng hang hốc nứt nẻ 59 Hình 2.25 Vật chất đƣợc kết tủa từ dung dịch sau chạy mô hình 60 Hình 2.26 Phóng to số tinh thể kết tủa sau chạy mơ hình 60 Hình 2.27 Kết phân tích SEM-EDS đá vỉa mẫu lõi 61 Hình 2.28 Kết phân tích SEM-EDS mẫu sa lắng màng lọc 62 Hình 2.29 Phân bố độ hạt nƣớc từ trình bơm ép nƣớc 64 MỞ ĐẦU Tính cấp thiết đề tài: Hiện nay, trình khai thác dầu khí mỏ Việt Nam, mối quan tâm hàng đầu tƣợng lắng đọng muối dẫn đến nguy làm giảm độ thấm chứa đá vỉa, làm ảnh hƣởng trực tiếp lên thiết bị lòng giếng bề mặt, gây cản trở dòng chảy giảm khả khai thác thu hồi dầu mỏ Sa lắng muối tƣợng phức tạp gây nhiều khó khăn q trình khai thác, đặc biệt mỏ sử dụng bơm ép nƣớc nhằm trì áp suất vỉa Các muối sa lắng nhƣ CaCO3, CaSO4, BaSO4, SrSO4 ….có thể sa lắng vỉa thiết bị khai thác có thay đổi điều kiện nhiệt độ áp suất, tƣơng tác hóa học chất lƣu đất đá vỉa dẫn đến thay đổi trạng thái cân hóa học hệ thống q trình khai thác Với đối tƣợng móng nứt nẻ có điều kiện khai thác nhiệt độ cao- áp suất cao nên sa lắng muối hữu khó có khả hình thành, chủ yếu paraphin nhựa đƣờng (asphaltene) bám lên thành giếng thiết bị khai thác nhƣ chất kết dính gây nên tƣợng gắn kết cặn vô lại với Nên nghiên cứu chủ yếu tập trung vào nghiên cứu cặn sa lắng muối vô Cặn sa lắng muối vơ q trình khai thác dầu khí có thành phần cấu trúc phức tạp, chế kết tinh tạo sa lắng phụ thuộc vào điều kiện thủy địa hóa, nhiệt động học vỉa đặc thù phƣơng pháp khai thác Sa lắng muối xẩy tất phƣơng pháp khai thác nhƣ khai thác tự phun, bơm điện chìm, gas-lift cơng đoạn quy trình khai thác dầu nhƣ vỉa, giếng khoan, thiết bị lòng giếng, hệ thống thu gom xử lý nhiên, mức độ khác Hầu hết mỏ khai thác dầu khí đối tƣợng móng nứt nẻ móng Việt Nam, sau thời gian khai thác xuất hiện tƣợng sa lắng muối vỉa chứa, giếng hệ thống khai thác, đặc biệt nghiêm trọng muối vô kết hợp với paraphin nhựa đƣờng tạo thành hỗn hợp khó hòa tan làm tắc nghẽn hệ thống khai thác Nghiên cứu chế dự báo khả sa lắng muối cần thiết nhằm đảm bảo thiết kế, vận hành hệ thống khai thác an toàn, nâng cao suất khai thác vận chuyển dầu Luận văn tập trung trình bày kết nghiên cứu phân tích phịng thí nghiệm nhƣ sử dụng phần mềm chuyên dụng mô cho phép dự đoán khả tạo thành lắng đọng muối vỉa tồn hệ thống khai thác từ đƣa biện pháp ngăn chặn xử lý thích hợp cho mỏ Mục đích đề tài: - Nghiên cứu chế tạo thành cặn sa lắng muối cho đối tƣợng móng có nhiệt độ cao-áp suất cao - Dự báo khả xu hƣớng sa lắng muối - Trên sở thực trạng dự báo, nghiên cứu số hệ hóa phẩm xử lý cặn sa lắng giếng khai thác dầu khí Đối tƣợng phạm vi nghiên cứu: Đối tượng nghiên cứu : - Tầng móng nứt nẻ dầu khí có nhiệt độ cao-áp suất cao Phạm vi nghiên cứu - Mẫu sa lắng: đƣợc lấy từ giếng khai thác tầng móng thuộc bể Cửu Long - Nƣớc khai thác đƣợc lấy từ 04 giếng khai thác dầu tầng móng đƣợc cung cấp nhà thầu dầu khí quản lý bể dầu khí Cửu Long - Nƣớc bơm ép đƣợc lấy sau thiết bị xử lý nƣớc trƣớc bơm ép Nội dung nghiên cứu: Nội dung 1: Thu thập, đánh giá tổng quan tài liệu nghiên cứu chế sa lắng muối, đặc tính địa chất vỉa, thơng số khai thác, hệ chất lƣu, mức độ sa lắng đối tƣợng móng nứt nẻ nghiên cứu Nội dung 2:Xác định thành phần nƣớc khai thác, nƣớc bơm ép, thành phần sa lắng thu đƣợc từ trình khai thác Nội dung 3:Nghiên cứu chế, xu hƣớng sa lắng muối móng nứt nẻ - Đánh giá khả tự sa lắng nƣớc vỉa dƣới tác động thông số khai thác động 67 - Một giải pháp công nghệ thƣờng áp dụng để giảm mức độ sa lắng muối ống khai thác đƣa đoạn đuôi ống nâng xuống gần với khoảng bắn vỉa (khoảng cho dịng) Hạ đoạn ống nâng xuống khoảng cho dòng cho phép tạo tốc độ dòng chảy cần thiết hỗn hợp để đƣa mầm tinh thể muối lên bề mặt, ngăn ngừa lắng đọng trọng lực hình thành vành cặn ống Thực tế khai thác móng nứt nẻ cho thấy, khoảng cách đoạn đuôi ống khai thác khoảng cho dịng lớn Ví dụ, đoạn ống khai thác độ sâu 3645m, khoảng cho dòng nằm dải rộng từ 3684 – 4810m - Khi thiết kế khai thác cần tạo mức độ chảy rối (hệ số Reinold > 3500), tốc độ dòng sản phẩm m/s tạo đƣợc hỗn hợp dầu nƣớc dạng nhũ tƣơng nƣớc dầu đồng Tránh giảm đột ngột tốc độ dòng chảy thay đổi tiết diện ống (nhƣ chuyển thẳng đƣờng kính ống từ 73mm sang 114mm) - Phƣơng pháp rung đoạn đuôi ống nâng dùng thiết bị rung gắn với máy bơm cần - Phƣơng pháp dùng ống thu cặn: kinh nghiệm khai thác điều kiện sa lắng muối mỏ vùng Trung ven sông Volga cho thấy, áp dụng ống thu cặn sa lắng đầu giếng để phòng chống sa lắng muối thiết bị thu gom bề mặt hiệu Ngƣời ta sử dụng ống thu cặn cấu trúc thẳng đứng, đƣờng kính 508mm cấu trúc nằm ngang đƣờng kính 276mm, độ dài 10m Ngƣời ta đặt ống thu đầu khỏi giếng trƣớc vào hệ thống thu gom Khi hỗn hợp chảy qua ống thu cặn, tốc độ dòng chảy giảm đột ngột tiết diện dòng chảy tăng đột ngột dẫn đến dịch chuyển trạng thái cân hoá học dung dịch, làm lắng đọng tinh thể muối ống thu cặn Ống thu cặn cấu trúc ngang với ống nối song song, có van đóng mở, cho phép thay làm cặn mà khơng phải đóng giếng Ống thu cặn cấu trúc đứng với nắp xả tháo rời cho phép tiến hành làm cặn ống thu cách gõ ống đơn giản mà không phụ thuộc vào khối lƣợng cặn thời gian tích tụ 68 Để thu cặn muối từ dung dịch bão hoà muối cần đƣờng kính ống thu lớn khoảng 8-10 lần đƣờng kính ống thiết bị thu gom dầu Ngăn xâm nhập nƣớc vào giếng khoan trình khai thác phƣơng pháp hiệu để phòng chống sa lắng muối loại bỏ ngun nhân gây sa lắng muối pha trộn loại nƣớc khơng tƣơng hợp hố học Ngƣời ta phân nhóm nguyên nhân gây ngập nƣớc giếng khai thác, nhóm ngun nhân kỹ thuật (độ kín ống chống khai thác vành đá xi măng bên tầng chứa nƣớc bị phá huỷ) nhóm ngun nhân địa chất – cơng nghệ Vấn đề ngập nƣớc hạn chế xâm nhập nƣớc vào giếng khai thác đòi hỏi sử dụng tổ hợp phƣơng pháp vật liệu sở ngăn cách vỉa, không khai thác vỉa ngập nƣớc, hạn chế xâm nhập nƣớc vào giếng khai thác vật liệu ngăn cách nƣớc Để hạn chế xâm nhập nƣớc vào giếng, ngƣời ta thƣờng sử dụng phƣơng pháp sau: - Ngăn cách vật liệu bít nhét có độ hoà tan dầu nƣớc khác Vật liệu đƣợc bơm ép vào vỉa dƣới dạng dung dịch bão hoà - Ngăn cách xâm nhập nƣớc cách tạo lắng đọng nhờ phản ứng trao đổi hoá học với muối nƣớc vỉa - Tạo lắng đọng nhờ phản ứng thuỷ phân - Kết tụ keo tụ hoà trộn với nƣớc vỉa - Tạo gel có mặt chất điện phân nƣớc - Tạo nhũ vị trí bão hồ nƣớc vỉa tăng nồng độ pha nƣớc pH môi trƣờng - Giảm độ hoà tan vật liệu thay đổi pH mơi trƣờng - Sử dụng tính trƣơng nở vật liệu nƣớc - Tạo cấu trúc bít nhét tích tụ polime hố có mặt nƣớc - Kỵ nƣớc hoá bề mặt đất đá 69 - Giảm độ thấm nƣớc mà không làm giảm đáng kể độ thấm pha dầu đất đá sở hoạt tính hấp phụ polime - Sử dụng khả tạo bọt nhũ nhằm cản trở q trình thấm nƣớc mơi trƣờng rỗng bị phá huỷ tiếp xúc với dầu Việc bơm ép nƣớc trì áp suất vỉa buộc phải sử dụng nƣớc biển có chứa hàm lƣợng ion sunphát cao tồn nguy ion sunphát tham gia vào phản ứng với ion Ca, Ba, Sr có nƣớc vỉa để tạo cặn muối khó tan Các phƣơng pháp xử lý hoá học lại bị hạn chế điều kiện kinh tế môi trƣờng nên ngƣời ta hay sử dụng phƣơng pháp khơng dùng hố phẩm nhƣ thuỷ phân, trao đổi ion, tách bọt, điện hoá qua màng, điện từ… Nhà thầu quản lý khai thác dầu khí sử dụng block cơng nghệ xử lý nƣớc bơm ép giàn công nghệ trung tâm MSP, giàn lẻ việc xử lý nƣớc đơn giản Hiệu tách hạt lơ lửng > 1m tất giàn PPD thƣờng xuyên tăng Các block xử lý nƣớc đảm bảo chất lƣợng nƣớc bơm ép khơng có tạp chất Nhƣ vậy, nƣớc qua hệ thống xử lý hồn tồn có chất lƣợng tốt Tuy nhiên, chuyển động đƣờng ống tới giếng bơm ép nhƣ hệ thống giàn lẻ nƣớc bị nhiễm bẩn sản phẩm ăn mịn [15] 3.2 Phƣơng pháp sử dụng hóa phẩm Trong cơng nghệ khai thác dầu, ngƣời ta thƣờng dự phịng sa lắng muối phƣơng pháp hóa học, ngồi ra, áp dụng phƣơng pháp vật lý, học, nhƣ điện từ, sóng cao tần, nạo vét cặn, phân chia dòng nƣớc nhằm tránh trộn lẫn nguồn nƣớc gây sa lắng Tuy nhiên, phƣơng pháp hóa phẩm đƣợc sử dụng rộng rãi hầu hết mỏ dầu khí khai thác Việt Nam nhƣ giới để ngăn ngừa xử lý vấn đề sa lắng muối thác dầu khí Phƣơng pháp hóa học thƣờng đƣợc áp dụng sử dụng chất ức chế bảo vệ giếng thiết bị Còn xuất sa lắng muối bên thiết bị, phƣơng pháp hóa học thƣờng đƣợc sử dụng bơm dung dịch để rửa tách muối sa lắng 70 3.2.1 Nghiên cứu hóa phẩm ức chế sa lắng muối Các hóa phẩm phịng chống sa lắng thƣờng có giá thành cao, vậy, cần phải lựa chọn phƣơng pháp có hiệu sử dụng cao có hiệu kinh tế cao.Muốn lựa chọn phƣơng pháp tối ƣu, điều phải xác định thành phần hóa học cấu trúc lớp cặn sa lắng giếng khai thác hệ thống thiết bị mỏ dầu khí, nghiên cứu đặc điểm hệ thống thiết bị khai thác, thu gom xử lý, từ lựa chọn giải pháp hợp lý Từ kết phân tích hóa học phân tích thành phần thạch học mẫu cặn sa lắng, thành phần chủ yếu cặn sa lắng giếng khoan thiết bị bề mặt cacbonát canxi gặp sunphát canxi.Sunphát canxi gặp thạch cao (gyps, CaSO4 2H2O) anhydrit (CaSO4) Rất gặp sản phẩm xử lý giếng nhƣ sunfua sắt (FeS), Barit, Selectin Ba(Sr)SO4 sản phẩm ăn mịn thiết bị nhƣ Fe2O3.Ngồi ra, thành phần hữu tham gia vào sản phẩm sa lắng nhƣ hydro-carbon thơm, asphalten, nhựa paraphin mạch dài chủ yếu Đó chất có tính phân cực cao có khả hoạt tính bề mặt cao.Các hợp chất hoạt tính bề mặt tự nhiên dầu mỏ chất gây nên tính hấp phụ bề mặt tinh thể muối, tạo nên lực hấp dẫn, làm tăng tính dính kết tinh thể muối với tinh thể muối với bề mặt thiết bị.Các muối sa lắng muối thƣờng dạng vi tinh thể, tạo lớp đặc xít, có độ bền học cao, xen kẽ lớp hấp phụ hữu nhƣ hydrocarbon thơm, asphalten, nhựa paraphin mạch dài Các chất hữu xen kẽ gây cản trở trình phân tán hoà tan cặn sa lắng q trình xử lý chống sa lắng hố phẩm Cơ sở hóa học chất ức chế nhằm chuyển hóa cation (Ca2+, Mg2+, Fe3+ v.v…) thành phức chất bền vững, hịa tan nƣớc, có tác dụng đề phịng q trình sa lắng xảy Các chất ức chế nhằm mục đích đề phịng q trình sa lắng làm giảm mức độ sa lắng tới mức tối thiểu Việc lựa chọn phƣơng pháp ức chế tùy thuộc vào điều kiện cụ thể thực trạng sa lắng thiết bị khai thác giếng khai thác, điều kiện cụ thể 71 công nghệ xử lý, điều kiện thủy nhiệt, nhiệt độ, áp suất cụ thể địa điểm xử lý, cho hiệu xử lý cao giá thành xử lý rẻ Đây hệ hóa phẩm dùng để ức chế, nhiên thƣơng mại hóa nhà cung cấp sử dụng thêm số hóa phẩm nhƣ chống ăn mịn, chống kết tủa sắt v v… - GMF hexameta phosphat natri, Na(PO3)6 Na2P2O7, sản phẩm không độc hại, không cháy, tiêu hao - 10 g/m3 - TPFN: Tripolyphosphat, nồng độ sử dụng 10 - 20g/m3 - ISB-1 (N.T.F) - Phức chất Nitrylo - Trimetyl phosphoric axit dung dịch sử dụng 0,05% nƣớc - OEDF; oxy etylen điphosphoric axit, C2H8O7P2, lƣợng sử dụng 5g/m3 - PAF-1: Poly etylen poly Amin, N-metyl phosphoric axit, tạo phức cua (chelato) với cation kim loại (Ca2+, Mg2+) - SNPKh-53: oxy etylen diphosphoric axit phenolat kiềm (dung dịch 70%) nhằm ức chế muối CaSO4; BaSO4 SrSO4 - FTEA, pH = 6,5 - 7,5 , dung dịch 20 g/l, sử dụng Ca2+ tới 15000 mg/l, H2S tới 400 mg/l - Gypan: Hydrat Poly acrylonitryl, dạng keo - gel, ức chế Ca2+, lƣợng dùng - 10g/m3 - NH4NO3 NH4Cl để ức chế Ca(HCO3)2 kết tủa - Lignin oxy hóa, ức chế Ca2++ Mg2+ đạt 1000 mdlg/l, tiêu hao 10 - 20g/tấn dung dịch - Poly acrylanid (PAA), dung dịch sử dụng 10 - 60 g/m3, Ca2+ , Mg2+ đạt 200 mdlg/l Ngoài đơn pha chế nêu trên, ngƣời ta thƣờng sử dụng tổ hợp chất ức chế, nhằm lựa chọn tối ƣu hiệu sử dụng - Tổ hợp sở NTP (Nitrylo - Trimetyl phosphonic axit), thêm Incredol-1, Dinatri - (N - - Dexyclo Kxypro-pyl-N-Dietyl succynat), succyamin - sunfonat, sunfit nhựa đƣờng 72 - Tổ hợp IST - sở OEDF (oxy dietylen Điphosphoric axit), thêm etylen glycol, KI Thiourê để ức chế ăn mòn Hoặc là, tổ hợp sở ODDF thêm lignin sunfonat natri, hợp chất kẽm, sau kiềm hóa tới pH = - Các chất ức chế thƣơng phẩm khác nhƣ Mẫu lõix -7640, Visco 959, Degust Z010, Dowell L37, sở phosphat hữu nêu trên, chủ yếu ức chế tạo kết tủa thạch cao (CaSO4 , 2H2O) Yêu cầu chất ức chế tổ hợp chất ức chế bảo vệ giếng thiết bị phải trộn với nƣớc vỉa nƣớc đồng hành thành khối chất lỏng đồng nhất, bền nhiệt độ cao áp suất cao, có khả hấp phụ giải hấp phụ theo yêu cầu kỹ thuật cho phép, có hoạt tính ăn mịn thiết bị thấp, khơng gây ảnh hƣởng tới chất lƣợng dầu thô, không gây tác động xấu tới môi trƣờng làm việc Tiêu chuẩn (PD39-1-641-81) quy định rõ chất bột chất lỏng ức chế không tạo phân lớp, treo lơ lửng, gây sa lắng tạp chất khơng tan Ngồi ra, nhiệt độ đông cứng không cao - 400C (để bảo quản xứ lạnh), thời gian cảm ứng không nhỏ 10 phút (tức thời gian xuất pha rắn dung dịch q bão hịa muối vơ cơ), hồn tồn khơng phân lớp khơng tạo kết tủa trộn lẫn với nƣớc đồng hành hay nƣớc vỉa [28, 29] Các tổ hợp có chứa chất ức chế dạng alkyl phosphoric tạo phức chất cua dạng nitrylo - Trimetyl phosphoric axit, có thêm chất ức chế kết tinh EDTA (Na4EDTA Na2H2EDTA) chất ức chế có hiệu cao [15] Trên sở nghiên cứu luận văn cho móng nứt nẻ, chủ yếu ức chế xử lý sa lắng CaCO3 nên việc sử dụng hợp chất alkyl phosphoric axit, poly phosphoric, phức chất complexon (EDTA hay Complexon III).Các hợp chất phức chất tạo thành gây ức chế hình thành kết tủa sunphát cacbonát (đối với cation Ca2+, Mg2+, Sr+2, Ba2+ Fe3+), đồng thời ức chế hình thành mầm tinh thể, lớn lên tinh thể, ngăn cách tinh thể bám dính lẫn hay bám dính vào thành thiết bị Trong nghiên cứu đề tài khác phục vụ sản xuất, hóa phẩm thƣơng mại đƣợc yêu cầu từ nhà cung cấp có 73 phịng thí nghiệm phịng CN Khoan Khai Thác, Viện Dầu Khí đƣợc thử nghiệm để đánh giá lựa chọn hệ hóa phẩm phù hợp cho mỏ móng nứt nẻ Bảng 3.1 Ảnh hưởng hóa phẩm thương mại ức chế sa lắng muối cho móng nứt nẻ % Khả ức chế loạI muối vô Các loại Nồng độ chất ức chế Chất ức muối vô STT chế sa bị ức 10 20 lắng chế sa lắng CaSO4 83,6 98,0 98,3 98,8 100,0 INIPOL AD-20 CaCO3 13,6 23,3 47,6 51,6 79,1 CaSO4 45,0 62,7 63,4 84,3 87,3 INIPOL AD-400 CaCO3 0,0 16,8 28,5 31,3 58,4 CaSO4 97,2 97,8 98,4 99,4 100,0 IMS.SI CaCO3 0,0 2,7 10,0 20,2 48,8 CaSO4 99,1 99,1 99,1 99,6 99,9 IMS.SI CaCO3 0,8 8,8 17,8 28,6 66,5 CaSO4 39,0 97,9 99,7 100,0 100,0 DS-703 CaCO3 2,0 7,8 12,6 15,2 21,0 CaSO4 90,9 94,1 94,6 96,8 98,8 CSW6 82394 CaCO3 4,1 18,3 39,4 61,6 64,9 CaSO4 89,4 93,6 93,9 94,1 94,3 SI 5800 CaCO3 2,1 15,0 43,7 71,5 82,6 CaSO4 93,1 93,3 93,4 94,5 94,9 SY-45 CaCO3 4,2 22,6 51,8 63,8 73,3 Hầu hết hóa phẩm thƣơng mại ức chế từ 80 đến 99% sa lắng muối sunphát nhƣng có hệ hóa phẩm ức chế muối cacbonát 60% CSW, SI, SY nồng độ lớn 10 ppm Đây hệ hóa phẩm đƣợc khuyến khích sử dụng cho móng nứt nẻ điều kiện nhiệt độ cao-áp suất cao nghiên cứu 3.2.2 Xử lý muối sa lắng vùng cận đáy giếng giếng khai thác Ngƣời ta thƣờng sử dụng hiệu cao hóa phẩm tách muối làm cặn sa lắng khỏi bề mặt thiết bị sở chất tạo phức chất dễ tan bền vững, hỗn hợp dung môi phân tán chất hịa tan, thơng thƣờng sử dụng dung dịch axit dung dịch kiềm Để hòa tan muối sa lắng tránh bị ăn mòn thiết bị, ngƣời ta thƣờng sử dụng chất tạo nhũ tƣơng nƣớc - dầu có thêm chất ức 74 chế ăn mịn (có khả bền vững nhiệt độ cao áp suất cao) Trong giải pháp xử lý làm sạch, thƣờng ngƣời ta trình bày phƣơng pháp tách làm muối sunphát (vì muối cacbonát dễ làm tách khỏi bề mặt hoá chất)  Dung dịch EDTA để tách muối kết tủa đặc xít, hạt mịn, chúng tạo chất phức chất cua (chelato) bền vững, hòa tan nƣớc  Với hỗn hợp chất tạo bọt - dung môi - oxylon tách cacbonát sunphát, ngƣời ta thƣờng dùng dung mơi hịa tan ngƣợc Đó dung dịch hydroxyt natri (hay dung dịch xô đa Na2CO3), kali hydroxyt, dung dịch nƣớc HCl có thêm NaCl hay NH4Cl Để tăng thêm hiệu xử lý , ngƣời ta thêm chất tăng cƣờng hoà tan  Xử lý kiềm ban đầu sau xử lý axit Đầu tiên sử dụng dung dịch NaOH KOH với nồng độ 20 30% Các phƣơng trình phản ứng xảy nhƣ sau: CaSO4 2H2O + 2NaOH = Ca(OH)2 + 2Na2SO4 + 2H2O Kết tủa Ca(OH)2 tách đƣợc hòa tan HCl 10 - 15% Ca(OH)2 + 2HCl = CaCl2 + 2H2O - Xử lý Na2CO3 ban đầu sau xử lý axit Đầu tiên: CaSO4 2H2O + Na2CO3 = CaCO3 + Na2SO4 + 2H2O Sau đó: CaCO3 + 2HCl = CaCl2 + CO2 + H2O - Xử lý HCl 15% thêm NH4Cl - 4% NaCl 5-10% CaSO4 2HCl + 2HCl = CaCl2 + H2SO4 + 2H2O Hiệu sử dụng tốt 70 - 800C Khi kết tủa CaCO3, dùng chất ức chế ăn mòn ức chế phản ứng thêm vào dung dịch HCl  Dùng HCl 15% thêm NaCl - 5%, nhiệt độ cao 600C CaSO4 2H2O + NaCl + HCl = CaCl2 + Na2SO4 + 2H2O  Sử dụng chất tăng cƣờng hòa tan muối sa lắng sử dụng dung dịch kiềm hay axit 75 Trong cặn sa lắng có chứa chất hữu hydrocarbon làm ngăn cản tiếp xúc dung dịch nƣớc với muối vô sa lắng Các chất tăng cƣờng hồ tan hydrocarbon (Hypso hydrocarbon) có tính chất tăng cƣờng phân tán hydrocarbon dung dịch nƣớc làm cho tăng hiệu tác dụng dung dịch kiềm với muối sa lắng, ví dụ nhƣ, sử dụng thuốc thử T-66 3M - "dầu lục" - thuộc thành phần xyclo axetal (là sản phẩm thích hợp để sản xuất izopren từ izobutylene fornualdehyt) Hỗn hợp T66 có thành phần rƣợu Đioxyl, Trimetyl butadion, rƣợu Pyran, Đimetyldioxan thêm vào lƣợng Polymer Thuốc thử có khả bảo vệ ăn mòn axit H2S tới 98% 85% Hỗn hợp 3M - "dầu lục", có thành phần 4.metyl 5,6 Dihydro pyran, rƣợu pyran, Trimetylcarbinon, rƣợu không no, Trimetylbutadion, thêm vào lƣợng polymer Ở mỏ dầu giới, ngƣời ta thƣờng sử dụng có hiệu cao dung dịch EDTA 18%, có điều chỉnh pH (bằng NaOH Na2CO3) Hiệu dùng dung dịch Na4EDTA (3 - 50%) Na2EDTA (10 - 20%),… Khi thêm vào dung dịch tăng cƣờng hỗn hợp este alkyl với axit béo (40 - 90%), alkyl glycol ete (1 25%) làm tăng hiệu dung dịch 3.2.3 Phương pháp xử lý giếng hệ dung dịch axít Đây phƣơng pháp hóa học dựa phản ứng dung dịch axit với loại muối cacbonát, sunphát đá móng vùng cận đáy giếng để làm mở rộng lỗ rỗng, khe nứt đất đá, dẫn tới tăng độ thẩm thấu đất đá Ở Vietsovpetro, việc áp dụng xử lý axit hay xử lý kiềm có mục đích làm thay đổi tính chất thấm lọc đất đá vùng cận đáy giếng Công nghệ xử lý giếng axit đƣợc chia thành loại: rửa axit, xử lý axit bình thƣờng, xử lý axit dƣới tác dụng áp suất lớn, xử lý hóa - nhiệt nhiệt axit Phƣơng trình phản ứng axit với khoáng vật xảy nhƣ sau: CaCO3 + 2HCl = CaCl2 + H2O + CO2 CaMg (CO3)2 + 4HCl = CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + 2CO2 76 Cần ý xử lý dung dịch axit HCl (10 - 15%) cần có thêm số chất hóa học bổ sung nhƣ chất ức chế ăn mòn kim loại chất hoạt động bề mặt Các chất ức chế ăn mòn thiết bị thƣờng đƣợc sử dụng formalin (0,6%), Unicon PB-5 (0,25-0,5%) với vỉa có áp suất cao nhiệt độ cao, thƣờng dùng chất ức chế ăn mòn uro Tropin, Catapin A Tuy nhiên, chất sử dụng tới nhiệt độ 1000C nhiệt độ cao (120 - 1500C), cần sử dụng chất ức chế ăn mòn đặc biệt, nhƣ A = 270, A - 201 (hãng Schlumberger, Halliburton) đảm bảo độ bền ức chế ăn mòn Các chất hoạt động bề mặt nhƣ sunfanol xefanol, sử dụng để làm giảm sức căng bề mặt gianh giới pha dầu - nƣớc, với giếng bơm ép, pha thêm sunfanol để tăng cƣờng tạo nhũ tƣơng dầu nƣớc Với giếng khai thác, pha thêm Xefanol, để tăng cƣờng tạo nhũ tƣơng nƣớc dầu Axit dấm (CH3COOH) chất axit tăng cƣờng, để tăng nồng độ H+ (giảm pH), kéo dài thời gian sản phẩm sau phản ứng, tồn trạng thái hạt lơ lửng - Công nghệ xử lý giếng axít - sét: axit HF có tác dụng với oxit silic (SiO2), caolin (H4Al2Si2O9) Với Oxit Silic: SiO2 + 4HF = SiF4 + 2H2O SiF4 + 4H2O = Si(OH)4 + 2H2SiF6 Sản phẩm H2SiF6 hoà tan dung dịch nƣớc, Si(OH)4 tạo chất keo dính làm bít lỗ hổng đất đá Để khắc phục tƣợng tạo keo Si(OH)4 ngƣời ta thêm vào hỗn hợp HCl Khi đó, HCl tác dụng với Si(OH)4 tạo thành SiCl4 hòa tan nƣớc: Si(OH)4 + 4HCl = SiCl4 + 4H2O Tƣơng tự nhƣ vậy, với cao lin: H4Al2Si2O9 + 14HF = 2AlF3 + 2SiF4 + 9H2O 3SiF4 + 4H2O = Si(OH)4 + 2H2SiF6 Si(OH)4 + 4HCl = SiCl4 + 4H2O 77 Khi sử dụng hỗn hợp axit HF (3 - 5%) cần thêm axit dấm (CH3COOH) để tăng cƣờng tác dụng hỗn hợp axit Cần ý rằng, xử lý giếng nhiệt độ cao áp suất cao, cần giải tốt vấn đề chống ăn mòn dung dịch axit với thiết bị lòng giếng (ở nhiệt độ 130 1500C) Ngoài việc thêm chất ức chế ăn mòn, ngƣời ta thƣờng sử dụng thêm dung dịch nhũ tƣơng - axit Nhũ tƣơng - axit hỗn hợp từ hai pha, pha hydro carbon nhƣ dầu thô, hay diezel, pha dung dịch axit muối hay axit sét, có thêm chất ức chế đặc biệt nhƣ A - 270, A -201, tỷ lệ pha trộn thƣờng dầu thô (30 40%) dung dịch axit (60 - 70%) Viện dầu khí thử nghiệm đánh giá hiệu sử dụng dung dịch axit muối axit sét, chất tạo nhũ tƣơng axit, chất ức chế ăn mịn, có thêm axit dấm (lấy từ Vietsovpetro), kết xử lý cặn cacbonát oxit silic tốt 78 KẾT LUẬN  Các kết phân tích mẫu sa lắng hai giếng khai thác phịng thí nghiệm có muối CaCO3 đƣợc phát mẫu lấy đáy giếng thiết bị khai thác Hầu hết tinh thể muối sa lắng dạng aragonite có đƣờng kính từ 20 đến 200 µm  Hàm lƣợng sa lắng CaSO4 nguồn nƣớc tƣơng tác khơng tƣơng tích đƣợc tính tồn phần mềm chuyên ngành có kết phù hợp với kết nghiên cứu phịng thí nghiệm Kết thí nghiệm CaSO4 sa lắng tất giếng khai thác vùng cận đáy giếng giếng khai thác có tƣợng hịa trộn khơng tƣơng thích nƣớc biển bơm ép nƣớc khai thác  Cơ chế sa lắng giếng khai thác GK 03 GK 04 chủ yếu hàm lƣợng ion gây sa lắng nƣớc vỉa cao đá chứa vùng cận đáy giếng chứa nhiều khống vật thứ sinh có khả giải phòng nguyên tố canxi tƣơng tác với nguồn nƣớc Ngoài nhiệt độ khai thác cao, áp suất suy giảm nhanh dẫn đến trình tách khí xảy dẫn đến thay đổi trạng thái hệ chất lƣu làm nƣớc khai thác trở lên bão hòa  Các nghiên cứu sa lắng muối CaCO3 đƣợc tiến hành thực nghiêm bơm ép nguồn nƣớc qua mẫu lõi móng nứt nẻ giếng GK 04, kết cho thấy nƣớc khai thác lấy miệng giếng bão hòa trở lên bão hòa bơm ép qua mẫu đất đá gây lên tƣợng sa lắng muối làm suy giảm độ thấm ảnh hƣởng nghiêm trọng đến khả khai thác giếng  Các phƣơng pháp ức chế xử lý đƣợc nghiên cứu áp dụng hiệu cho mỏ móng nứt nẻ Ức chế sa lắng cho giếng chƣa có tƣợng sa lắng muối, xử lý axit kết hợp với phụ gia cho giếng GK 03 GK 04 nhằm hòa tan chủ yếu CaCO3 tăng suất khai thác giếng 79 KIẾN NGHỊ VỀ NHỮNG NGHIÊN CỨU TIẾP THEO  Nghiên cứu chi tiết hệ hóa phẩm lựa chọn hệ hóa phẩm thích hợp cho q trình phịng xử lý sa lắng muối giếng khai thác móng nứt nẻ  Dựa phân tích thành phần hóa học nƣớc khai thác nƣớc bơm ép, thay đổi thành phần lý hóa nguồn nƣớc di chuyển vỉa tiến hành nghiên cứu nguyên tố đánh dấu nƣớc khai thác, từ tƣ vấn giúp tối ƣu khai thác bơm ép nƣớc 80 TÀI LIỆU THAM KHẢO Ngơ Xn Vinh Một số q trình biến đổi đá móng Granitoid bể Cửu Long mối liên quan với đặc tính chứa dầu chúng Tạp chí Dầu khí, Số – 1999, Ngô Xuân Vinh nnk Đặc điểm biến đổi thứ sinh ảnh hưởng chúng tới tính chất thấm chứa trầm tích oligoxen đá móng nhằm nâng cao hiệu thăm dò tỷ mỉ khai thác mỏ Bạch Hổ Lƣu trữ Vietsovpetro, Vũng Tàu 1994 Hoàng Đình Tiến, Nguyễn Th Quỳnh, Cơng nghệ xử lý nước bơm ép hiệu XNLD Vietsovpetro, Báo cáo KHKT – Tập san dầu khí năm 2002 Phạm Anh Tuấn Đặc điểm tính chất vật lý, di dưỡng thuỷ động học đá chứa dầu có cấu trúc phức tạp, điều kiện mơ hình hoá áp suất nhiệt độ vỉa Luận án TS Địa chất, Hà Nội 2001 Bedrikovetsky, G P Moraes, P G., Monteriro, R., Lopes, P R., Rosario, F F and Bezerra, C M (2005).Characterization of Sunpháte Scaling Formation Damage from Laboratory Measurements (To Predict Well-Productivity Decline) The SPE fifth International Symposium on Oilfield Chemistry February – Texas, USA: SPE 93121, – 14 Moghadasi, J., Jamialahmadi, M., Muller-Steinhagen, H., Sharif, A., Ghalambor, A., Izadpanah, R M and Motaie, E (2003a) Scale Formation in Iranian Oil Reservoir and Production Equipment during Water Injection The 5th International Oilfield Scale Symposium and Exhibition January 29 – 30 Aberdeen, UK: SPE 80406, – 14 Bedrikovetsky, G P., Mackay, E., Monteriro, P R., Gladstone, M P and Rosario, F F (2006) Laboratory and Field Prediction of Sunphát Scaling Damage The 2006 SPE International Oilfield Scale Symposium May 30 –1 June Aberdeen, UK: SPE 100611, – 18 Moghadasi, J., Jamialahmadi, M., Muller-Steinhagen, H.and Sharif, A (2003b) Scale Formation in Oil Reservoir and Production Equipment during Water Injection (Kinetics of CaCO4 and CaCO3 Crystal Growth and Effect on Formation 81 Damage) The SPE European Formation Damage Conference May 13 – 14 Hague, Netherlands: SPE 82233, –12 Moghadasi, J., Jamialahmadi, M., Muller-Steinhagen, H., Sharif, A., Izadpanah, R M., Motaie, E and Barati, R (2002) Formation Damage in Iranian Oil Fields The SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage control February 20 – 21 Lafayette, Louisiana: SPE 73781, – 10 Moghadasi, J., Muller-Steinhagen, H., Jamialahmadi, M and Sharif, A (2004a) Model study on the kinetics of oil field formation damage due to salt precipitation from injection Journal of Petroleum Science and Engineering 43: 201– 217 11 Nancollas, H G and Liu, T S (1975) Crystal Growth and Dissolution of Barium Sunphát Society of Petroleum Engineers Journal December 1975, 509 – 516 12 Nasr-El-Din, A H (2003) New Mechanisms of Formation Damage: Lab Studies and Case Histories The SPE European Formation Damage Conference May 13 – Hague, Netherlands: SPE 82253, –12 13 Read, A P and Ringen, K J (1982) The Use of Laboratory Tests to Evaluate Scaling Problems during Water Injection The SPE Sixth International Symposium on Oilfield and Geothermal Chemistry January 25 – 27 Dallas, Texas: SPE 10593, – 17 14 Romero, C., Bazin, B., Zaitoun, A and Leal-Calderon, F (2007) Behavior of a Scale Inhibitor Water-in-Oil Emulsion in Porous Media SPE Production and Operations May 2007, 191 – 201 15 Smith, P.S., Clement Jr C.C., and Mendoza Rojas, A (2000) Combined Scale Removal and Scale Inhibition Treatments The 2000 second International Symposium on Oilfield Scale January 26 – 27 Aberdeen, UK: SPE 60222, ... DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT HOÀNG LONG NGHIÊN CỨU CƠ CHẾ, DỰ BÁO XU HƯỚNG SA LẮNG MUỐI CHO ĐỐI TƯỢNG MÓNG BỂ CỬU LONG CÓ ĐIỀU KIỆN KHAI THÁC NHIỆT ĐỘ CAO- ÁP SUẤT CAO VÀ ĐỀ XU? ??T CÁC... móng có nhiệt độ cao- áp suất cao - Dự báo khả xu hƣớng sa lắng muối - Trên sở thực trạng dự báo, nghiên cứu số hệ hóa phẩm xử lý cặn sa lắng giếng khai thác dầu khí Đối tƣợng phạm vi nghiên cứu: ... điều kiện dễ dàng dự báo đƣợc sa lắng muối sở so sánh ngƣỡng hòa tan muối điều kiện nhiệt độ áp suất khác - Khi áp suất vỉa giảm dƣới áp suất bão hịa xu? ??t pha khí vấn đề dự báo sa lắng muối từ