Nghiên cứu giải pháp phòng ngừa lắng đọng muối trong cột ống nâng khai thác dầu tại mỏ sư tử đen

1 BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT LÊ NAM TRÀ NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP PHÒNG NGỪA LẮNG ĐỌNG MUỐI TRONG CỘT ỐNG NÂNG KHAI THÁC DẦU TẠI MỎ SƯ TỬ ĐEN LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT HÀ NỘI - 2013 BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT LÊ NAM TRÀ NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP PHÒNG NGỪA LẮNG ĐỌNG MUỐI TRONG CỘT ỐNG NÂNG KHAI THÁC DẦU TẠI MỎ SƯ TỬ ĐEN Ngành : Kỹ thuật dầu khí Mã số : 60520604 LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT Người hướng dẫn khoa học TS Nguyễn Thế Vinh HÀ NỘI - 2013 LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan cơng trình nghiên cứu của riêng Các số liệu, kết quả nêu luận án trung thực chưa được công bớ bất kỳ cơng trình khác Tác giả luận văn Lê Nam Trà MỤC LỤC LỜI CAM ĐOAN MỤC LỤC DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT ĐƠN VỊ VÀ HỆ SỐ CHUYỂN ĐỔI DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU MỞ ĐẦU Tính cấp thiết đề tài 10 Đối tượng phạm vi nghiên cứu 10 Mục tiêu nghiên cứu 10 Nhiệm vụ luận văn 10 Phương pháp nghiên cứu 11 Điểm ý nghĩa khoa học luận văn 11 Các luận điểm bảo vệ luận văn 11 Tài liệu sở luận văn 12 Khối lượng cấu trúc luận văn 12 10 Lời cảm ơn 12 CHƯƠNG 1: LẮNG ĐỌNG MUỐI TRONG ĐƯỜNG ỐNG VÀ CÁC BIỆN PHÁP XỬ LÝ 13 1.1 Khái niệm chung lắng đọng muối 15 1.2 Nguyên nhân chế hình thành lắng đọng muối 17 1.2.1 Các nguyên nhân dẫn tới hình thành cặn lắng đọng muối hệ thống khai thác 18 1.2.2 Cơ chế hình thành lắng đọng muối 23 1.3 Ảnh hưởng số yếu tố tới q trình tích tụ lắng đọng muối 24 1.3.1 Ảnh hưởng của điều kiện dòng chảy 24 1.3.2 Ảnh hưởng của thành phần dầu 25 1.4 Ảnh hưởng của cặn lắng đọng muối tới hiệu quả khai thác 28 1.5 Các phương pháp xử lý loại bỏ lắng đọng muối giếng vùng cận đáy giếng 28 1.5.1 Xử lý loại bỏ cặn lắng đọng chứa muối cacbonat 29 1.5.2 Xử lý loại trừ cặn lắng đọng chứa muối sunphat 36 1.6 Chất ức chế lắng đọng muối 39 1.6.1 Phân loại chất ức chế lắng đọng muối 39 1.6.2 Yêu cầu đối với chất ức chế lắng đọng muối 42 1.6.3 Một số chất ức chế dùng cho môi trường nhiệt độ cao 43 1.7 Kết luận 48 CHƯƠNG 2: TỔNG QUAN VỀ ĐỊA CHẤT MỎ SƯ TỬ ĐEN 49 2.1 Tổng quan mỏ Sư Tử Đen 49 2.1.1 Đặc điểm kiến tạo 49 2.1.2 Thạch học 50 2.2 Tính chất thấm chứa 51 2.3 Đặc điểm địa tầng 58 2.3.1 Thành phần lý của đất đá 62 2.3.2 Tóm tắt đặc tính vỉa 62 CHƯƠNG 3: ĐÁNH GIÁ KHẢ NĂNG KẾT TINH MUỐI TRONG CỘT ỐNG KHAI THÁC MỎ SƯ TỬ ĐEN .66 3.1 Thực trạng khai thác mỏ STĐ 66 3.2 Kết phân tích mẫu nước khai thác mỏ STĐ 67 CHƯƠNG 4: GIẢI PHÁP PHÒNG NGỪA VÀ XỬ LÝ LẮNG ĐỌNG MUỐI TRONG CỘT ỐNG KHAI THÁC TẠI MỎ SƯ TỬ ĐEN 71 4.1 Lựa chọn hoá chất phòng ngừa lắng đọng muối 71 4.2 Phương án thực bơm ép hoá phẩm 77 4.2.1 Vị trị bơm ép hoá phẩm 77 4.2.2 Quy trình bơm ép 79 4.2.3 Phương pháp xác định lưu lượng hóa phẩm 81 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 84 Kết luận 84 Kiến nghị 85 TÀI LIỆU THAM KHẢO 86 DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT STĐ Sư Tử Đen Cuulong JOC/CLJOC Công ty điều hành chung Cửu Long SDTN/ SDĐB Sư tử Đen Tây Nam/ Sư Tử Đen Đông Bắc STV Sư Tử Vàng VDKVN Viện dầu khí Việt Nam SĐCN Sơ đồ công nghệ ĐVL Địa vật lý giếng khoan OIW Chỉ số dầu nước TBVN Thái Bình Việt Nam ĐƠN VỊ VÀ HỆ SỐ CHUYỂN ĐỔI atm = 101,235 kPa = 14,696 psi bbl (thùng dầu) = 0,158987 m3 darcy = 1000 mD = 0,986923 μm dyn/cm = mN/m ft = 0,304800 m inch = 2,540cm = 0.025400m bar = 14.5 psi psi = 6,894757 kPa = 6894,757 Pa = 6,894757 E -03 Mpa = 14,696 psia g/l = 1000 mg/l = 0.001 ppm SI: Scale index DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ Hình 1.1 - Lắng đọng muối mỏ Bạch Hổ .16 Hình 1.2 Lắng đọng muối ống khai thác theo Shlumbeger 17 Hình 1.3 Ảnh hưởng của nhiệt độ tới độ hòa tan của CaCO3 21 Hình 1.4 Ảnh hưởng của áp suất riêng phần của CO2 tới độ hịa tan của CaCO3 21 Hình 1.5 Ảnh hưởng của nhiệt độ tới độ hòa tan của thạch cao 22 Hình 1.6 Cơ chế hình thành tích tụ lắng đọng ḿi sự có mặt của hợp chất tan nước chứa dầu 26 Hình 1.7 Ảnh hưởng của hợp chất hữu lấy từ lắng đọng muối tới sức căng bề mặt ranh giới pha .27 Hình 1.8 Ảnh hưởng của hợp chất hữu lấy từ lắng đọng muối tới động học tạo cặn lắng đọng ḿi phịng thí nghiệm 28 Hình 1.9 Mới quan hệ tốc độ phản ứng nồng độ axit q trình hồ tan cacbonat của axit HCl .32 Hình 1.10 Ảnh hưởng của nhiệt độ tới tốc độ phản ứng của HCl với cacbonat 35 Hình 1.11 Khả hịa tan ḿi CaCO3 của sớ hóa phẩm chelat 36 Hình 1.12 Khoảng pH phát huy hiệu quả hòa tan giữ ion trạng thái lơ lửng của sớ hóa phẩm chelat 37 Hình 1.13 Khả hịa tan muối canxi sunphat (thông qua hàm lượng Ca2+) của sớ hóa phẩm chelat 38 Hình 1.14 Tính chất động học của cặn lắng đọng BaSO4 dùng hóa phẩm chelat 39 Hình 2.1 Bản đồ cấu trúc mặt móng 50 Hình 2.2 Phân bớ độ rỗng mẫu lõi vụn thô mỏ Sư Tử Đen 53 Hình 2.3 Phân bớ độ thấm mẫu lõi vụn thô mỏ Sư Tử Đen 53 Hình 2.4 Phân bớ độ rỗng mỏ STĐ (theo chiều sâu từ bề mặt móng) .54 Hình 2.5 Phân bớ giá trị độ rỗng móng STĐ qua tài liệu ĐVL giếng khoan 55 Hình 2.6 Kết quả phân tích độ nén lỗ rỗng mẫu móng granit 55 Hình 2.7 Xác định đới nứt nẻ vi nứt từ đường cong ĐVL mức độ mất 56 Hình 2.8 Phân tích khoảng cho dịng dịng đoạn thân giếng SD-1X có hang .57 Hình 2.9 Mặt cắt địa chấn qua móng Sư Tử Đen 58 Hình 2.10 Địa tầng mỏ Sư Tử Đen 61 Hình 3.1 Biểu diễn sự lắng đọng ḿi CaCO3 mỏ STĐ 68 Hình 3.2 Biểu diễn sự lắng đọng muối BaSO4 mỏ STĐ .70 Hình 4.1 Vị trí bơm nén hóa phẩm thơng khai thác 78 Hình 4.2 Bơm Scale inhibitor cao áp 79 Hình 4.3 Mơ q trình dịng khí nén/ hóa phẩm vào giếng .80 Hình 4.4 Van Gaslift .80 Hình 4.5 Thiết bị theo dõi độ lắng đọng đường ống 81 Hình 4.6 Điểm lắp đặt thiết bị theo dõi lắng đọng đường ớng .82 Hình 4.7 Hoạt động của thiết bị theo dõi lắng đọng 82 Hình 4.8 Thiết bị tháo lắp Scale monitoring 83 DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU Bảng 1.1 Độ hịa tan của CaSO4.2H2O nước cất (Ca2+ mg/lít) .23 Bảng 1.2 Khả hoà tan khống canxit đolomit của sớ dung dịch axit 30 Bảng 1.3 Hằng số phân ly của số loại axit (ở nhiệt độ 20OC) 31 Bảng 1.4 Tỷ lệ: Diện tích bề mặt riêng / Thể tích vật liệu sớ loại vỉa chứa 34 Bảng 1.5 Một số hợp chất chelat dùng xử lý cặn lắng đọng muối 37 Bảng 1.6 Một số hợp chất chelat dùng xử lý cặn lắng đọng muối 41 Bảng 2.1: Tóm tắt tính chất điều kiện ban đầu của vỉa 63 Bảng 2.2 Bảng thông số độ thấm, độ rỗng của đá chứa 64 Bảng 3.1 Thành phần lắng đọng CaCO3 hệ thống khai thác từ năm 2012 .66 Bảng 3.3 Thông số xu hướng lắng đọng muối CaCO3 thiết bị giàn đầu giếng TBVN 68 Bảng 3.4 Thông số xu hướng lắng đọng muối BaSO4 thiết bị giàn đầu giếng TBVN 69 Bảng 4.1 Độ hòa tan của vật liệu lắng đọng muối số hóa phẩm .73 Bảng 4.2 Tổng hợp kết quả độ hòa tan của 10 dung dịch xử lý 76 73 Bảng 4.1 Độ hòa tan vật liệu lắng đọng muối số hóa phẩm Hệ dung dịch Ký Khối lượng Khối lượng Khối lượng hiệu ban đầu, lại, hòa tan, mẫu g g g 1,0098 0,48750 0,52230 51,72311 1,0026 0,48210 0,52050 51,91502 1,0507 0,56880 0,48190 45,86466 1,0502 0,55670 0,49350 46,99105 1,0348 0,46610 0,56870 54,95748 1,0221 0,47748 0,54462 53,28441 1,0203 0,55690 0,46340 45,41801 1,0387 0,52666 0,51204 49,29624 0,8082 0,38000 0,42820 52,98194 0,8003 0,40020 0,40010 49,99375 1,0600 0,62200 0,43800 41,32075 1,0348 0,60360 0,43120 41,66989 1,0048 0,51190 0,49290 49,05454 0,9012 0,43160 0,46960 52,10830 1,0575 0,67630 0,38120 36,04728 1,0496 0,53200 0,51760 49,31402 1,0034 0,10650 0,89690 89,38609 1,0016 0,05080 0,95080 94,92812 1,0039 0,14410 0,85980 85,64598 1,0119 0,14470 0,86720 85,70017 1,0096 0,09210 0,91750 90,87758 1,0199 0,09260 0,92730 90,92068 1,0957 0,15250 0,94320 86,08196 1,0040 0,14440 0,85960 85,61753 1,0232 0,37030 0,65290 63,80962 1,0319 0,38940 0,64250 62,26379 M1 (1) M2 HCl 15% M3 M4 M1 (2) M2 HCl 12% M3 M4 M1 (3) HCl/HF (12/3) M2 M3 M4 (4) M1 % hịa tan % hịa tan T bình 51,82 46,43 54,12 47,36 51,49 41,50 50,58 42,68 92,16 85,67 90,90 85,85 63,04 74 Hệ dung dịch HF 3% Ký Khối lượng Khối lượng Khối lượng hiệu ban đầu, lại, hòa tan, mẫu g g g 1,0078 0,41370 0,59410 58,95019 1,0018 0,42970 0,57210 57,10721 1,0333 0,37760 0,65570 63,45689 1,0084 0,40330 0,60510 60,00595 1,0206 0,39100 0,62960 61,68920 1,0065 0,35610 0,65040 64,61997 1,0463 0,46730 0,57900 55,33786 1,0116 0,43350 0,57810 57,14709 1,0264 0,51610 0,51030 49,71746 1,0141 0,52740 0,48670 47,99329 1,0100 0,43610 0,57390 56,82178 1,0024 0,45790 0,54450 54,31963 1,0114 0,44180 0,56960 56,31798 1,0285 0,44170 0,58680 57,05396 1,0043 0,74910 0,25520 25,41073 1,0034 0,71390 0,28950 28,85190 1,0453 0,74200 0,30330 29,01559 1,0240 0,75510 0,26890 26,25977 1,0067 0,79920 0,20750 20,61190 1,0092 0,75400 0,25520 25,28736 1,0123 0,72110 0,29120 28,76618 1,0151 0,74700 0,26810 26,41119 1,0074 0,65740 0,35000 34,74290 1,0074 0,67180 0,33560 33,31348 1,0953 0,65340 0,44190 40,34511 1,0853 0,75700 0,32830 30,24970 1,0542 0,70370 0,35050 33,24796 1,0150 0,62680 0,38820 38,24631 M2 M3 M4 M1 (5) M2 HF 2% M3 M4 M1 (6) M2 VPI 1% M3 M4 M1 (7) VPI* 1% M2 M3 % hịa tan % hịa tan T bình 58,03 61,73 63,15 56,24 48,86 55,57 56,69 27,13 27,64 22,95 27,59 34,03 35,30 35,75 75 Hệ dung dịch Ký Khối lượng Khối lượng Khối lượng hiệu ban đầu, lại, hòa tan, mẫu g g g 1,0523 0,76310 0,28920 27,48266 1,0129 0,65550 0,35740 35,28483 1,0128 0,58610 0,42670 42,13073 1,0202 0,59930 0,42090 41,25662 1,0123 0,63960 0,37270 36,81715 1,0188 0,63960 0,37920 37,22026 1,0016 0,58620 0,41540 41,47364 1,0284 0,60810 0,42030 40,86931 1,0150 0,60640 0,40860 40,25616 1,0043 0,62860 0,37570 37,40914 1,0339 0,60390 0,43000 41,59010 1,0265 0,59560 0,43090 41,97759 1,0323 0,63040 0,40190 38,93248 1,0365 0,64000 0,39650 38,25374 1,0023 0,58130 0,42100 42,00339 1,0232 0,60650 0,41670 40,72518 1,0061 0,61130 0,39480 39,24063 1,0125 0,58900 0,42350 41,82716 1,005 0,57580 0,42920 42,70647 1,005 0,57170 0,43330 43,11443 1,0772 0,65580 0,42140 39,11994 1,0659 0,64370 0,42220 39,60972 1,0237 0,57050 0,45320 44,27078 1,0595 0,60380 0,45570 43,01085 1,0167 0,58420 0,43250 42,53959 1,0004 0,54770 0,45270 45,25190 M4 M1 (8) M2 VPI 2% M3 M4 M1 (9) M2 VPI* 2% M3 M4 M1 (10) M2 VPI 3% M3 M4 % hịa tan % hịa tan T bình 31,38 41,69 37,02 41,17 38,83 41,78 38,59 41,36 40,53 42,91 39,36 43,64 43,90 76 Các kết quả được tổng hợp bảng 4.1 cho thấy: + Tất cả dung dịch thí nghiệm có khả hịa tan cao Theo kinh nghiệm của hãng Schlumberger, để xử lý có hiệu quả vùng cận đáy giếng, tính tan của đá hỗn hợp axit xử lý phải lớn 15% Độ hịa tan của tất cả dung dịch thí nghiệm lớn 15%, nên dùng xử lý loại bỏ vật liệu thứ sinh tầng móng Sư Tử Đen + Khả hịa tan đặc biệt cao đối với hỗn hợp HCl/HF: 12/3 Kết quả có được khống vật thứ sinh có khả hòa tan được cả hai loại axit Các axit hòa tan tạo điều kiện cho tiếp xúc với phần khoáng vừa lộ + Khi dùng HP dư so với NH4F2 khả hịa tan khơng tăng nhiều Như vậy, qua kết quả thể bảng 4.1 ta nhận thấy hỗn hợp (HF/HCl 12/3) cho hiệu quả tốt nhất sử lý ngăn ngừa lắng đọng muối cột ống khai thác Nếu trường hợp sử lý tận bên vỉa ta nên loại dung dịch có khả hịa tan vừa phải trường hợp nên dùng dung dịch VPI dung dịch khả dĩ nhất VPI 2% Việc dùng VPI 2% tiếp cho dư 50% HP cho phép vừa xử lý hòa tan khoáng vật nhiễm bẩn, vừa xử lý ức chế lắng đọng ḿi Nói cách khác, chọn dung dịch với thành phần vừa nêu thỏa mãn được mục tiêu nghiên cứu, lựa chọn được hỗn hợp hố phẩm có khả cao xử lý loại bỏ ngăn ngừa ngừa muối vô lắng đọng cho cột ống khai thác của giếng khai thác mỏ Sư Tử Đen Bảng 4.2 Tổng hợp kết độ hòa tan 10 dung dịch xử lý % Hòa tan hệ dung dịch TT Ký hiệu mẫu HF HF VPl 15% 12% (12/3)% 3% 2% 1% HCl HCl HCl/HF M1 BH 1113 51,82 51,49 M2 BH Tổng hợp 46,43 41,50 VPI* VPI VPI* VPI 1% 2% 2% 3% 92,16 63,04 56,24 27,13 34,03 41,69 41,78 42,91 85,67 58,03 48,86 27,64 35,30 37,02 38,59 39,36 77 M3 BH 110 54,12 50,58 90,90 61,73 55,57 22,95 35,75 41,17 41,36 43,64 M4 BH 425 47,36 42,68 85,85 63,15 56,69 27,59 31,38 38,83 40,53 43,90 Chú thích: * hàm lượng HP tăng gấp 1,5 lần so với mức tính tốn để có 2% kết thúc phản ứng HF Nhận xét: + Tất cả dung dịch thí nghiệm có khả hịa tan cao (Độ hịa tan > 15%), nên dùng xử lý loại trừ vật liệu thứ sinh tầng móng STĐ 4.2 Phương án thực bơm ép hoá phẩm 4.2.1 Vị trị bơm ép hoá phẩm Để thực đưa hố phẩm vào bên lịng giếng, có sớ phương pháp như: - Bơm hố phẩm trực tiếp qua đường ống tubing gắn thông khai thác; - Bơm qua hệ thống nước bơm ép vỉa; - Bơm hố phẩm qua đường Gaslift Đới với phương pháp bơm ép trực tiếp qua đường tubing, cần đóng giếng thời gian dài cho việc lắp đặt đường ống tubing từ miệng giếng đến vùng cận đáy giếng Điều phức tạp, tốn mặt kinh tế việc lắp đặt vận hành giếng Đối với phương pháp bơm ép qua hệ thống nước bơm ép vỉa, không đảm bảo được lượng hố phẩm vào giếng, có trng hợp hố phẩm khơng vào được giếng Hiện tại, mỏ Sư Tử Đen khai thác theo chế độ Gaslift liên tục Việc bơm ép hoá phẩm qua hệ thớng khí nén đơn giản tiện lợi, khơng phải đóng giếng thời gian dài Đạt hiệu quả cao van Gaslift được lắp đặt dọc śt chiều dài cột ớng khai thác Vì vậy, tơi sử dụng đường bơm nén khí để đưa trực tiếp hố phẩm HEDP x́ng giếng, qua hệ thớng bơm hóa phẩm gồm bơm có cơng śt cực đại 6.05 m3/ngày áp suất lớn nhất 200 bar 78 Hầu hết giếng khai thác dầu mỏ STĐ khai thác tầng móng, chiều sâu của giếng từ 3000m – 5000m Cấu trúc lòng giếng của tất cả 28 giếng khơng có sự khác biệt đáng kể Van Gaslift được thiết kế lắp đặt từ độ sâu 1000m tính từ miệng giếng đến vị trí 250m tính từ đáy giếng Như ta biết, vị trí dễ bị lắng đọng muối nằm khoảng 300 – 500m tính từ miệng giếng Với việc lắp đặt hệ thớng van Gaslift độ sâu nói hố phẩm bơm ép có thời gian đủ để hồ trộn vào dịng lưu chất Điều góp phần khơng làm ngăn ngừa nhân tố gây lắng đọng ḿi tồn dịng lưu chất mà cịn phản ứng với xuất của lắng đọng cột ớng khai thác Hình 4.1 Vị trí bơm nén hóa phẩm thơng khai thác Trên hình 4.1 tơi biểu thị điểm nén hóa phẩm x́ng giếng thơng qua hệ thớng khí bơm ép Vị trí tơi chọn đầu nối đồng hồ đo áp suất khí nén thân van 79 4.2.2 Quy trình bơm ép Đầu tiên, để bảo đảm an toàn cho người thực cơng việc, tơi cho đóng giếng thời gian ngắn, ngừng nén khí x́ng giếng, đóng van Gaslift van tay sau van Gaslift Tháo rời đồng hồ đo áp śt, nới đường tubing ¾’’ từ điểm đến đầu của hệ thống bơm hóa phẩm Hình 4.2 Bơm Scale inhibitor cao áp Trên hình bơm Scale inhibitor, cơng śt 6,05 (m3/ngày) áp suất cực đại đạt 200 bar Sau hồn thành việc kết nới hệ thớng bơm hóa chất vào van Gaslift, ta cho mở lại giếng, đưa khí nén từ từ vào khoảng không vành xuyến của giếng Tùy vào lưu lượng khí nén (đã được tính tốn từ trước cho giếng ), khí nén đạt được 1/3 lưu lượng yêu cầu ta bắt đầu chạy bơm để nén hóa phẩm vào hệ thớng Hình 4.3 4.4 biểu diễn q trình hóa phẩm theo dịng khí nén vào giếng qua van gaslift 80 Hình 4.3 Mơ q trình dịng khí nén/ hóa phẩm vào giếng Hình 4.4 Van Gaslift 81 4.2.3 Phương pháp xác định lưu lượng hóa phẩm Cùng với hàm lượng nước thành phần khống vật sau phân tích mẫu nước mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng khuyến cáo của nhà cung cấp hóa phẩm Nalco, dựa kinh nghiệm thực tế tác giả đề xuất bơm với lưu lượng lit/ Để theo dõi trình phản ứng, hiệu quả của lưu lượng đưa ban đầu, tác giả sử dụng thiết bị có tên Scaling monitoring Đây tấm kim loại sắt có thiết kế dạng tấm dẹt, mỏng, thân có bớ trí lỗ rỗng trịn có kích thước từ bé đến lớn theo đường kính Thiết bị được được lắp đặt bên đường ống, điểm đầu của bơm, hệ thống sử lý nước khai thác Cứ tháng ta tháo thiết bị monitoring quan sát, nếu suất lắng đọng lỗ nào, tương ứng với mức độ ta điều chỉnh lượng hóa phẩm bơm ép cao hay thấp Đây phương pháp được Nalco sử dụng số mỏ dầu Texas, Hoa Kỳ Hình 4.5 Thiết bị theo dõi độ lắng đọng đường ống 82 Hình 4.6 Điểm lắp đặt thiết bị theo dõi lắng đọng đường ống Trên hình 4.5, 4.6 hệ thớng thiết bị theo dõi độ lắng đọng muối đường ống của hệ thống đầu giếng thu gom xử lý Hình 4.7 Hoạt động thiết bị theo dõi lắng đọng 83 Hình 4.8 Thiết bị tháo lắp Scale monitoring 84 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Kết luận Việc nghiên cứu phương pháp ngăn ngừa lắng đọng muối cho hệ thống khai thác mà cụ thể cột ống khai thác mỏ STĐ rất cấp thiết Sau trình khai thác 10 năm, hàm lượng nước mỏ STĐ tăng theo ngày, tính đến thời điểm tháng năm 2013 lên đến gần 100 nghìn thùng ngày đêm, dẫn đến tiềm tàng việc hình thành lắng đọng ḿi đường ớng, làm ngăn cản dịng chảy của lưu chất, qua làm giảm sản lượng hư hại đến thiết bị khai thác Các phương pháp áp dụng xử lý loại trừ muối vô lòng giếng vùng cận đáy giếng Cặn lắng đọng thường chứa chủ yếu khoáng cacbonat CaCO3 dạng khác muối sunphat mà chủ yếu CaSO4 Chính vậy, để xử lý loại trừ cặn lắng đọng muối cần quan tâm tới hòa tan hai nhóm khống vật Tiếp tục nghiên cứu để đưa phương pháp ngăn ngừa triệt để tốn Với lựa chọn hố phẩm chelat, thí nghiệm thực tế tơi khẳng định đáp ứng được điều kiện mỏ STĐ, như: nhiệt độ, hàm lượng khoáng vật phức tạp nước vỉa… Phương pháp xác định lưu lượng hóa phẩm phương pháp được áp dụng khoảng thời gian dài lưu lượng bơm ép thay đổi theo tình trạng thực tế của mỏ Sử dụng Scale monitoring giúp theo dõi mức độ lắng đọng ḿi đường ớng nói chung mức độ lắng đọng muối cột ống khai thác nói riêng Qua dễ dàng cho việc đưa số cụ thể cho việc bơm ép lít hố phẩm tiêu thụ ngày Thiết bị tháo lắp Scale monitoring thiết bị chuyên dụng, rất nhạy cảm bị bó kẹt trình tháo lắp Cần thực hành đào tạo trước đưa vào làm thực tế 85 Kiến nghị Tiếp tục nghiên cứu, đánh giá phương pháp dùng hoá phẩm Chelat cho mỏ STĐ mặt kinh tế Đánh giá xác trạng lắng đọng ḿi mỏ STĐ Theo dõi phân tích thành phần nước khai thác định kỳ theo tuần theo tuần lần Nghiên cứu điều chỉnh chế độ khai thác, độ mở van tiết lưu, lưu lượng khí bơm ép Thiết kế hệ thớng bình chứa hoá phẩm Chelat chuyên dụng giàn đầu giếng hệ thống thu gom xử lý, nhằm mục đích sử dụng lâu dài, định kỳ tiện lợi trình vận hành bơm ép Nghiên cứu thêm phương pháp nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu, mục đích làm giảm lượng nước khai thác, qua giảm nguy gây lắng đọng ḿi hệ thống 86 TÀI LIỆU THAM KHẢO Nguyễn Hải An (2012), Luận án Tiến sĩ, Nghiên cứu ứng dụng giải pháp thu hồi dầu tam cấp bơm ép CO2 cho tầng móng nứt nẻ mỏ STĐ, Trường Đại học Mỏ - Địa chất Viện dầu khí Việt Nam (2012), Báo cáo lắng đọng muối CuuLong JOC (2011), Báo cáo lắng đọng muối mỏ STV Nalco (2010), Các phương pháp xác định mức độ lắng đọng muối hệ thống thu gom xử lý ... trung nghiên cứu giải pháp phòng ngừa lắng đọng ḿi q trình khai thác dầu khí Phạm vi nghiên cứu: Nghiên cứu giải pháp phòng ngừa lắng đọng muối cột ống nâng khai thác dầu mỏ Sư Tử Đen Mục... VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT LÊ NAM TRÀ NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP PHÒNG NGỪA LẮNG ĐỌNG MUỐI TRONG CỘT ỐNG NÂNG KHAI THÁC DẦU TẠI MỎ SƯ TỬ ĐEN Ngành : Kỹ thuật dầu khí Mã số : 60520604 LUẬN... TINH MUỐI TRONG CỘT ỐNG KHAI THÁC MỎ SƯ TỬ ĐEN .66 3.1 Thực trạng khai thác mỏ STĐ 66 3.2 Kết phân tích mẫu nước khai thác mỏ STĐ 67 CHƯƠNG 4: GIẢI PHÁP PHÒNG NGỪA VÀ XỬ LÝ LẮNG