Nghiên cứu nâng cao hiệu quả xử lý axit trong tầng móng nhiệt độ cao nhằm tăng tốc độ thu hồi dầu bể cửu long

Bộ giáo dục đào tạo Trờng đại học Mỏ - địa chất WX ron văn việt nghiên cứu nâng cao hiệu xử lý axit tầng móng nhiệt độ cao nhằm tăng tốc độ thu hồi dầu bể cửu long Chuyên ngành: Kỹ thuật Khoan Khai thác Công nghệ dầu khí MÃ số: 60.53.50 LUậN VĂN THạC Sĩ Kỹ THUËT NGUêI HUíNG DÉN KHOA HäC: PGS.TS Cao Ngọc Lâm HÀ NỘI – 2012 LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan cơng trình nghiên cứu tổng hợp riêng Các số liệu kết nêu luận văn trung thực chưa cơng bố cơng trình khác tương tự Tác giả Roãn Văn Việt MỤC LỤC MỞ ĐẦU .8 CHƯƠNG ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT VÀ THÀNH PHẦN THẠCH HỌC CỦA TẦNG MÓNG BỂ CỬU LONG 1.1 Tổng quan 13 1.2 Lịch sử tìm kiếm thăm dị bể Cửu Long 13 1.2.1 Vị trí địa lý 13 1.2.2 Các giai đoạn tìm kiếm thăm dò bể Cửu Long .14 1.3 Đặc điểm địa chất vật lý tầng Móng bể Cửu Long 24 1.3.1 Đặc tính chất lưu vỉa chứa bể trầm tích Cửu Long .28 1.3.2 Gradien địa nhiệt gradient áp suất vỉa sản phẩm số mỏ bể Cửu Long .30 1.4 Nghiên cứu thành phần thạch học số loại mẫu tầng Móng bể Cửu Long 33 1.4.1 Đặc điểm Thạch học địa hóa mỏ Rồng 33 1.4.2 Mỏ Sư Tử Đen – Sư Tử Vàng .40 1.5 Nhận xét 41 CHƯƠNG TỔNG QUAN HIỆN TRẠNG CÁC BIỆN PHÁP XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG BỂ CỬU LONG 2.1 Các yếu tố ảnh hưởng tới nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng 44 2.1.1 Quá trình khoan 44 2.1.2 Quá trình chống ống trám xi măng 45 2.1.3 Công nghệ hoàn thiện giếng mức độ mở vỉa 45 2.1.4 Quá trình khai thác .46 2.1.5 Quá trình sửa chữa xử lý giếng 46 2.1.6 Hiệu ứng Skin 47 2.2 Đặc tính hóa học – vật lý số loại axit chất phụ gia 51 2.2.1 Một số loại axit 51 2.2.2 Các chất phụ gia 58 2.3 Hiện trạng biện pháp nhằm gia tăng tốc độ thu hồi dầu áp dụng Thế giới 63 2.3.1 Phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng học 64 2.3.2 Phương pháp tác dụng nhiệt 70 2.3.3 Phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng axit 72 2.3.4 Phương pháp kết hợp 73 CHƯƠNG NGHIÊN CỨU ẢNH HƯỞNG CỦA QUÁ TRÌNH XỬ LÝ AXIT ĐẾN KHẢ NĂNG KHAI THÁC TẠI CÁC GIẾNG TRONG TẦNG MÓNG NHIỆT ĐỘ VỈA CAO BỂ CỬU LONG 3.1 Công nghệ xử lý axit vùng cận đáy giếng 76 3.1.1 Khái niệm chung mục đích xử lý axit vùng cận đáy giếng.76 3.2 Các phương pháp xử lý axit vùng cận đáy giếng 77 3.2.1 Rửa axit .77 3.2.2 Xử lý axit bình thường 78 3.2.3 Xử lý axit tác dụng áp suất cao .79 3.2.4 Xử lý nhiệt axit 79 3.2.5 Xử lý axit tập vỉa sản phẩm 80 3.2.6 Xử lý axit nhiều tầng 80 3.2.7 Xử lý bọt axit .80 3.2.8 Xử lý nhũ tương dầu – axit 82 3.3 Các phương pháp xử lý axit áp dụng tầng Móng bể Cửu Long 82 3.3.1 Bản chất xử lý axit tầng Móng nhiệt độ cao 84 3.3.2 Một số phương pháp xử lý axit áp dụng tầng Móng bể Cửu Long 86 3.4 Nhận xét 90 CHƯƠNG THỬ NGHIỆM CÔNG NGHIỆP TẠI MỘT SỐ GIẾNG TRONG MÓNG CÓ NHIỆT ĐỘ CAO BỂ CỬU LONG 4.1 Kết xử lý axit số giếng 92 4.1.1 Giếng A18 92 4.1.2 Giếng A21 93 4.1.3 Giếng A02 93 4.1.4 Giếng A8002 .94 4.1.5 SD7P Acidizing 95 4.1.6 Giếng SD17P ( mỏ Sư Tử Đen) 98 4.2 Phân tích kết xử lý axit vùng nghiên cứu 105 4.3 Những vấn đề tồn 105 4.3.1 Một số nguyên nhân dẫn đến việc xử lý axit hiệu giếng A8002 là: 106 4.3.2 Q trình xử lý axit khơng thành cơng số giếng khoan tầng Móng bể Cửu Long: .106 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ A Kết luận 108 B Kiến Nghị 109 TÀI LIỆU THAM KHẢO 112 DANH MỤC BẢNG BIỂU Trang Bảng 1.1 Các đặc điểm địa chất vật lý đá Móng bể Cửu Long… 26 Bảng 1.2 Đá núi lửa gặp thành hệ đá vụn bể Cửu Long……… 27 Bảng 1.3 Thành phần chất lưu tầng Móng……………………………… 29 Bảng 1.4 Tính chất dầu vỉa đá Móng qua phân tích PVT…… 30 Bảng 1.5 Nhiệt độ áp suất tầng Móng mỏ Sư Tử Đen……………… 33 Bảng 1.6 Thành phần hóa học đá Móng số giếng khoan……… 39 Bảng 2.1 Bảng sử dụng nhiệt độ 20 °C áp suất atm 101.325 kPa)…………………………………………………… 52 Bảng 3.1 Kết xử lý vùng cận đáy giếng giếng tầng Móng mỏ Bạch Hổ từ năm 1993 đến 2005…………………… 83 Bảng 3.2 Khả hịa tan khống canxit đolomit số DD Axit…………………………………………………………… 85 Bảng 3.3 Khả hịa tan khống vật axit flohydric………… 86 Bảng 3.4 Kết xử lý đáy giếng với dung dịch axit khử mùn ………… 88 Bảng 3.5 Kết xử lý axit tầng Móng bể Cửu Long từ năm 1992 91 đến 2008…………………………………………… ………… Bảng 4.1 Chương trình bơm xử lý giếng SD17P lần ………… …… 96 Bảng 4.2 Chương trình bơm xử lý giếng SD17P lần ………… …… 99 DANH MỤC HÌNH VẼ Hình 1.1 - Bản đồ chủ quyền thềm lục địa Việt Nam 14 Hình 1.2 - Cột địa tầng bồn trũng Cửu Long 15 Hình 1.3 - Sơ đồ lơ cơng ty thăm dị khai thác 16 Hình 1.4 - Sơ đồ mặt cắt địa chấn bồn trũng Cửu Long Hình 1.5 - Cần cẩu Trường Sa hoạt động mỏ Bạch Hổ .19 Hình 1.6 - Sơ lược mặt cắt địa chất ngang qua bồn trũng Cửu Long Hình 1.7 - Cột địa tầng mỏ Sư Tử Đen bồn trũng Cửu Long 22 Hình 1.8: Cột địa tầng mỏ Sư Tử Vàng bồn trũng Cửu Long 23 Hình 1.9 - Sơ đồ 3D khai thác dầu khí mỏ Sư Tử Đen 24 Hình 1.10 - Sơ đồ phân bố gradient địa nhiệt bể Cửu Long 31 Hình 1.11 - (R21, 3384-3384.5 m) Granit biotit Plagioclas bị sauserit hóa, hocblend có đa sắc lục nâu .35 Hình 1.12 - (R21, 3384-3384.5 m) Tonalit biotit hạt vừa Đá bị thạch anh hóa, fenpat hóa Thạch anh thay biotit 35 Hình 1.13 - (R14, 2767-2773.5 m) Diorit hocblend hạt vừa Đá có kiến trúc nửa tự hình, hạt sphen nằm thạch anh, plagioclas bị sauserit hóa 36 Hình 1.14 - (R14, 2767-2773.5 m) Diorit-diorit-biotit-hocblend Đá bị cà nát mạnh Hocblend có đa sắc xanh đặc trưng hocblend thuộc Granitoit phức hệ Định Quán 36 Hình 1.15 – Biểu đồ đá Macma 41 Hình 1.16 – Phân loại đá macma granitoid số giếng khoan bể Cửu Long (theo Streckeisen, 1976) 42 Hình 2.1 - Ảnh hưởng hệ số Skin tới suy giảm áp suất vùng vỉa xung quanh giếng 50 Hình 2.2 - Sơ đồ tổng quát trình nứt vỉa thủy lực 65 Hình 2.3 - Phương pháp tạo khe nứt nhờ trái nổ 67 Hình 2.4 - Nứt vỉa đạn tạo áp suất 75 Hình 3.1 – Sơ đồ xử lý axit vùng cận đáy giếng 76 Hình 3.2 –Sơ đồ thiết bị xử lý bọt axit 81 Hình 3.3 - Biểu đồ thể tỷ lệ ứng dụng xử lý % dầu thu thêm phương pháp xử lý 90 Hình 4.1 - Sản lượng khai thác theo thời gian giếng A18 92 Hình 4.2 - Sản lượng khai thác theo thời gian giếng A02 94 Hình 4.3 – Xử lý axit giếng SD7P 97 Hình 4.4 – Tỷ lệ nước tạp chất học giếng SD7P mỏ Sư tử Đen 97 Hình 4.5 – Biểu đồ áp suất nhiệt độ đáy giếng SD7P 98 Hình 4.6 – Đường giếng tốc độ dung dịch giếng SD17P 99 Hình 4.7 – Áp suất đáy giếng thể tích bơm giếng SD17P 100 Hình 4.8 – Đặc tính khai thác giếng trước sau xử lý axit .100 Hình 4.9 – Chế độ nhiệt độ - áp suất trước sau xử lý axit 101 Hình 4.10 – Hàm lượng nước tạp chất học trước sau xử lý axit.101 Hình 4.11 – Nhiệt độvà áp suất đáy giếng sau ngừng bơm axit 102 Hình 4.12 – Kết thí nghiệm phịng Lab axit Benzoic nhiệt 1270C áp suất 3300 psi 103 Hình 4.13 – Phân tích số vấn đề tồn trình xử lý axit 104 giếng SD17P 104 MỞ ĐẦU Tính cấp thiết đề tài Bể Cửu Long bao gồm nhiều mỏ lớn, chiếm tỷ trọng chủ yếu sản lượng khai thác dầu nước ta mỏ: Bạch Hổ, Rồng, Cửu Long, Rạng Đông – Phương Đông, Hồng Ngọc – Ngọc Trai …Hiện mỏ bể Cửu Long khai thác tầng sản phẩm Mioxen, Oligoxen, đá Móng nứt nẻ, đối tượng chủ yếu đá Móng nứt nẻ Tuy nhiên, q trình khai thác tầng đá Móng nứt nẻ đỏi hỏi yêu cầu cao mặt công nghệ khai thác đá móng nằm độ sâu lớn, nhiệt độ vỉa cao, tính bất đồng độ rỗng, độ thấm đặc biệt hầu hết mỏ khai thác giai đoạn suy giảm sản lượng khai thác Do vấn đề thiết đòi hỏi phải áp dụng biện pháp nhằm nâng cao khả khai thác dầu vùng nghiên cứu Việc tăng sản lượng giếng khai thác nhằm góp phần nâng cao tốc độ hệ số thu hồi nhiệm vụ sống cơng ty dầu khí Bên cạnh đó, Việt Nam khai thác dầu khí ngành cơng nghiệp mũi nhọn mang lại hiệu kinh tế cao so với ngành khác, đóng góp 24% GDP nước Tuy nhiên q trình khoan, hồn thiện giếng, khai thác sửa chữa giếng gây tượng nhiễm bẩn thành hệ mức độ khác nhau, làm giảm lưu lượng giếng Chính cần phải có giải pháp cơng nghệ tối ưu tác động lên vùng cận đáy giếng để gia tăng tốc độ hệ số thu hồi dầu khí mỏ Vì vậy, đề tài: ‘‘Nghiên cứu nâng cao hiệu xử lý axit tầng Móng nhiệt độ cao nhằm tăng tốc độ thu hồi dầu bể Cửu Long’’ cần thiết, có ý nghĩa khoa học, tính thực tiễn cao quy trình cơng nghệ nâng cao hệ số thu hồi dầu bể Cửu Long khơi thềm lục địa Việt Nam Đối tượng phạm vi nghiên cứu đề tài Bể Cửu Long trải qua lịch sử tìm kiếm thăm dò (TKTD) trước năm 1975 đến với nhiều cơng ty dầu khí nước nước ngồi tham gia Cơng tác TKTD khai thác đạt nhiều thành tựu đóng góp quan trọng cho ngành cơng nghiệp Dầu khí Việt Nam Những thành công to lớn Vietsovpetro phát hiện, phát triển khai thác hiệu thân dầu móng mỏ Bạch Hổ từ năm 1985 đến Sau phát dầu Móng nứt nẻ với trữ lượng lớn mỏ Bạch Hổ, dạng ‘‘tầng chứa nứt nẻ’’ liên quan đến khối nâng móng bể trầm tích Cửu Long quan tâm đặc biệt Trên 90% trữ lượng chỗ mỏ dầu công nghiệp khai thác Việt Nam như: Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Ruby, Sử tử Đen tập chung Móng nứt nẻ đóng góp đến 80% sản lượng hàng năm Nhiều giếng thăm dò khoan Móng hứa hẹn triển vọng lớn Nhiều cơng trình nghiên cứu tập chung vào hệ thống dầu khí, tính thấm chứa đá Móng nứt nẻ, biện pháp nhằm gia tăng tốc độ hệ số thu hồi giếng khai thác…Riêng đề tài tác giả tập chung vào vấn đề xử lý axit vùng cận đáy giếng Móng nứt nẻ thành hệ chứa dầu khí đặc biệt, tầng chứa dày, dạng khối Bản thân đá matrix không chứa dầu, dầu lại tập trung hốc, vi rãnh rửa lũa đặc biệt đứt gãy hở tạo độ rỗng độ thấm thứ sinh, chúng phân bố thường khơng đều, chế dòng chảy khác nhau, sản lượng giếng giao động lớn, tính phân đới khác khối mỏ, ranh giới dầu-nước có khơng trì chiều sâu Đặc biệt có tượng lực mao dẫn chi phối hoạt động hệ vi nứt nẻ chế cho dịng Kết nghiên cứu tính bất đồng xu phân bố đới có khả cho dịng có hệ số sản phẩm cao làm tiền đề quan trọng trình tìm kiếm thăm dị khai thác dầu khí Nứt nẻ kết dập vỡ, phá hủy gãy khơng có dịch chuyển lớn Những đặc tính nứt nẻ ảnh hưởng đến dòng chất lưu vỉa như: độ mở, kích thước, mật độ phân bố, hướng liên quan đến thành phần 99 Độ sâu ĐƯỜNG ĐI VÀ LƯỢNG DUNG DỊCH MẤT CỦA GIẾNG Hình 4.6 – Đường giếng tốc độ dung dịch giếng SD17P - Mục tiêu trình xử lý: + Khoáng vật thứ sinh khe nứt + Các mùn khoan làm lấp nhét khe nứt thành hệ - Kế hoạch bơm xử lý: Bảng 4.2 – Chương trình bơm xử lý lần Lưu lượng Thể tích Thể tích (bpm) (bbm) (bbl) NH4CL 3% 100 100 HCl 15% HCl 250 350 Axit BJSSA-3%HF 250 600 Bơm NH4CL 3% 200 800 Thay Nước biển 600 1400 STT Giai đoạn Chất lưu Rửa giếng 99 100 Bắt đầu trình thay Axit tương tác với thành hệ Lưu lượng bơm Áp suất đáy giếng (psi)/Thể tích bơm (thùng) XỬ LÝ AXIT TẠI GIẾNG SD17P Thời gian Hình 4.7 – Áp suất đáy giếng thể tích bơm giếng SD17P - Giếng SD17P trước sau xử lý axit Lưu lượng khai thác Lưu lương khai thác Áp suất động đáy giếng (FDHP) Xử lý axit ngày 07/06/2006 Ngày Hình 4.8 – Đặc tính khai thác giếng trước sau xử lý axit 100 101 - Nhiệt độ áp suất đáy giếng khoan: Áp suất đáy giếng tăng tăng lưu lượng khai thác sau xử lý chứng tỏ hiệu trình xử lý axit (hình vẽ) Nhiệt độ (0C) Áp suất (psi) NHIỆT ĐỘ VÀ ÁP SUẤT GIẾNG SD17P Thời gian Hình 4.9 – Chế độ nhiệt độ - áp suất trước sau xử lý axit - Nước tạp chất học: Tổng lượng chất lưu bơm vào giếng khoảng 1400 thùng Nước chảy trở lại giếng khoảng 470 thùng q trình gọi dịng Hàm lượng nước trước xử lý khoảng 2,5-3% Sau gọi dòng, hàm lượng BSW giảm từ 14% xuống 1,3% ngày ổn định mức 1% Giếng dùng hệ thống gaslift trước xử lý axit % NƯỚC VÀ TẠP CHẤT CƠ SỞ (BSW) Thời gian (ngày) Hình 4.10 – Hàm lượng nước tạp chất học trước sau xử lý axit 101 102 - Lưu lượng khai thác giếng tăng từ 1527 thùng dầu/ngày lên 2996 thùng dầu/ngày áp suất đáy giếng DHP tăng sau xử lý axit Quá trình xử lý axit thành cơng giếng SD17P b) Xử lý axit lần (ngày 26/08/2007) - Số liệu khai thác đánh giá kỹ thuật mỏ rằng: giếng khai thác với lưu lượng khoảng 2000 thùng/ngày, hàm lượng nước tăng Nguyên nhân hệ thống đứt gãy nằm bên Gaslift sử dụng để hỗ trợ trình khai thác Yếu tố nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng s=7, độ thấm biểu kiến k =2.247mD với axit Benzoic để làm thay đổi hướng đứt gẫy - Giếng làm mát, nhiệt độ lòng đáy giếng giảm nhanh xuống điểm nóng chảy chất lưu chuyển hướng (diverting agent 122 1250C) Nhiệt độ áp suất lòng giếng Ngừng bơm Nhiệt độ Bắt đầu chảy lại giếng Áp suất Hình 4.11 – Nhiệt độvà áp suất đáy giếng sau ngừng bơm axit 102 103 Hình 4.12 – Kết thí nghiệm phịng Lab axit Benzoic nhiệt đô 1270C áp suất 3300 psi c) Phân tích cố q trình xử lý axit giếng SD17P - Lần bơm axit tác nhân chuyển hướng vào tầng hệ thống nứt nẻ - Lần bơm dung dịch axit vào rãnh phía hệ thống nứt nẻ - Nhiết độ giếng nhỏ điểm tan chảy nhỏ dầu khơng tiếp xúc với tác nhân chuyển hướng Tác nhân chuyển hướng làm bít nhét trì hỗn dịng chảy dung dịch axit dùng hết tầng - Sự kết tủa axit dùng nguyên nhân phá hủy thành hệ 103 104 Ống nâng Tác nhân chuyển hướng Tác nhân chuyển hướng Sự kết tủa axit Nước biển Hình 4.13 – Phân tích số vấn đề tồn q trình xử lý axit giếng SD17P d) Sự quan trắc q trình kết tủa - Mặc dù khơng có khoáng chất Zeolit/Chlorite mẫu mùn khoan giếng SD17P, theo quan sát có nhiều tảng gel dung dịch axit HCl 15% với mẫu mùn khoan sau 15 phút ngâm - Khơng có gel/kết tủa hỗn hợp MSR123 (12%HCl + 3%HF) với mùn khoan ngâm - Lưu lượng khai thác giảm từ 2200 thùng xuống 1325 thùng sau xử lý axit Quá trình xử lý axit lần khơng thành cơng 104 105 4.2 Phân tích kết xử lý axit vùng nghiên cứu Qua trình nghiên cứu thực số cơng ty liên doanh (JOC) giếng khoan thăm dị giếng hồn thiện có tỉ lệ thành công lên tới 76,9% Cho tới thời điểm tại, VSP công ty khác tiến hành khoảng gần 200 lần xử lý axit giếng tầng Móng (bao gồm giếng thăm dị giếng khai thác), tỷ lệ thành công vào khoảng 69,7% Một số lần xử lý axit phục vụ cho việc nghiên cứu Còn lại chủ yếu phục vụ cho trình vận hành mỏ thường niên Tất để tìm giải pháp cho vấn đề nhiệt độ cao Nhũ tương dung dịch axit, bọt axit polime axit phương pháp sử dụng điều kiện nhiệt độ Trong đó, nhũ tương axit phương pháp hữu hiệu cho giếng khai thác VSP dung dịch axit có hiệu giếng công ty liên doanh Cửu Long (CLJOC) 4.3 Những vấn đề tồn Móng vỉa chứa có cấu trúc phức tạp Sự phức tạp xuất phát từ yếu tố biến đổi địa chất xảy độ sâu chơn vùi lớn Các vỉa khơng có tính chất đá chứa (như độ rỗng, độ thấm) theo độ sâu theo khu vực so với vỉa trầm tích lục ngun - Ngun nhân khơng thành cơng q trình xử lý axit đá Móng liên quan đến số tính chất sau: + Thành phần khoáng vật học đá + Các đặc tính thấm lọc + Điều kiện thành hệ (nhiệt độ, áp suất), nguyên nhân làm cho trình xử lý không đạt hiệu cao phản ứng axit khoáng chất xảy nhanh điều kiện nhiệt độ cao (130-1480C) + Tính chất chất lưu vỉa chứa hàm lượng paraffin, asphaltene, nhựa dầu thơ tầng Móng khoảng 24% Trong hàm lượng nhựa asphaltene thay đổi từ 2-4% Hàm lượng nhựa asphaltene tăng làm tồn chất hữu điều kiện nhiệt động học 105 106 4.3.1 Một số nguyên nhân dẫn đến việc xử lý axit hiệu giếng A8002 là: - Đầu tiên, trình thay đổi liên quan đến độ thấm đá khoảng từ đáy giếng khoan đến vỉa bị ảnh hưởng dung dịch có tính axit nước - Thứ hai, việc sử dụng lượng axit khơng đủ cho q trình xử lý khoảng 360m lỗ khoan chưa chống ống - Thứ ba, đặc thù đá Móng với cấu trúc bao gồm nhiều khe nứt 4.3.2 Quá trình xử lý axit không thành công số giếng khoan tầng Móng bể Cửu Long: - Thể tích hỗn hợp axit khử bùn (hai giai đoạn bơm, 50 đến 100 thùng) khơng đủ chiều dày vỉa chứa 206m - Q trình hồn thiện giếng khơng có parker bảo vệ cột chất lưu ống khai thác ảnh hưởng axit dẫn đến q trình ăn mịn mãnh liệt phát sinh hydroxit sắt đá trầm tích để tạo thành gel làm suy giảm đột thấm vùng cận đáy giếng - Thời gian bơm dài (8h) giếng A460 - Do vậy, tất trình xử lý axit nhiều giếng không cho kết mong đợi nhiều yếu tố, yếu tố q trình khoan giếng xảy việc tuần hoàn dung dịch Các điều kiện tĩnh động trình dung dịch xảy đột ngột Quá trình dung dịch xử lý cách bơm vật liệu chống dung dịch vào giếng (như giếng A69, D5P) - Giếng C17P (mỏ Sư Tử Đen) không thành công với axit bentonite, axit benzoic không hòa tan 1250C áp suất đáy giếng BHP Phản ứng xảy hỗn hợp axit HCl 15% với đất đá thành hệ tạo gel, khơng có dịng chảy trở lại nguyên nhân thành hệ bị phá hủy 106 107 - Giếng F3X (mỏ Thăng Long không thành công với axit công ty BJ vỉa mỏng, độ thấm k = 0,3mD - Giếng D2X (JVPC) không thành công tiến hành xử lý axit sau khai thác với lưu lượng 1700 thùng dầu/ngày Tại độ sâu mà ống cuối xoắn (Coiled Tubing Unit) đạt tới thiết bị bị phá hỏng dung dịch axit 107 108 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ A Kết luận a) Xử lý vùng cận đáy giếng nhũ tương axit với công nghệ flowback sử dụng gaslift phương pháp hiệu mặt kinh tế - kỹ thuật giếng khai thác mỏ Bạch Hổ b) Để nâng cao hiệu q trình xử lý axit, cơng nghệ xử lý axit ứng dụng điều kiện áp suất cao với việc bơm tập chung Propan Đối với giếng bơm ép, sau kết thúc trình xử lý, cần phải gọi dòng giếng với gaslift để làm vùng cận đáy giếng trước bơm ép nước c) Axit Hydrochloric phản ứng với đá mắc ma dẫn đế hịa tan phần khống vật hydrogel silic, nguyên nhân làm tắc nghẽn dòng chảy, làm giảm khả cho dòng mỏ hiệu ứng lọc vùng cận đáy giếng d) Sự đông đặc liên quan đến có mặt thành phần đá mắc ma khu vực có khống vật thứ sinh bị dập vỡ chlorit, đặc biệt zeolit có khả hình thành với có mặt axit hydrochloric e) Sẽ hiệu với việc sử dụng đá granit, axit hydrochlorit hịa tan gel khống vật như: granodiontes, montsodiority quartz, quartz moptsopity, diabazovye porphyrites…Điều tính chất riêng biệt thành phần đá đặc biệt có hiệu khống vật thứ sinh như: zeolit, chlorit, calcit f) Sự xuất công nghệ hòa tan sét calcit phân tán tạp chất khác không ảnh hưởng tới tốc độ trình polime hóa đơng tụ khống vật silica g) Các cơng nghệ hịa tan Ion Fe++ Gel silica giúp cải thiện q trình đơng đặc silica h) Để tăng hiệu trình xử lý axit giếng với việc tăng cường sử dụng đá Móng cách thêm chất khí vào hỗn hợp nhũ tương axit i) Một loạt trình làm gia tăng hiểu biết tính chất hóa 108 109 học vật lý trình xử lý axit kết hợ với việc cải tiến trình thực giếng khoan làm cho q trình xử lý thành cơng j) Axit Benzoic khơng hịa tan điều kiện vỉa Do khơng nên sử dụng axit Benzoic tầng Móng B Kiến nghị Dựa vào am hiểu biết q trình hóa lý việc xử lý axit với nhiều thành tựu việc thiết kế phần mềm với chất lượng việc kiểm soát hoạt động thực địa, câu hỏi nêu là: không ứng dụng việc xử lý axit nhiều việc định kỳ Rất nhiều lỗi cho thiếu hiểu biết mặt hiệu cho có giá thành tương đối thấp q trình xử lý axit Tuy nhiên, vấn đề mấu chốt liên quan đến nhiều câu chuyện không thành công tồi tệ q trình xử lý axit, mà có xu hướng lặp lại lâu sau Trong trường hợp vậy, chi tiết xác giếng tình trạng trình xử lý axit bị lãng quên lỗi tồn Trong kiểm tra ccas lý dẫn khác biệt lần xử lý thành công không thành công, hầu hết phận chức đến kết luận đơn giản Các lý là: a) Lựa chọn giếng không phù hợp b) Thiếu thơng tin thành phần khống vật vùng xử lý c) Sai lầm việc lựa chọn pha chế hỗn hợp axit (như độ mạnh, thể tích…) để phù hợp với điều kiện nhiệt độ cao d) Sử dụng chất phụ gia axit không phù hợp e) Thiếu kiểm soát ion sắt f) Sử dụng chất lưu nhiễm bẩn dùng chúng để tẩy rửa cột ống khai thác g) Việc di chuyển thay axit không phù hợp (như thiếu làm trệch hướng, gây bít nhét lỗ đục h) Thời gian đóng dài mà khơng thu hồi chất lưu bơm 109 110 Một vài lý nêu liên quan đến yếu tố thiếu thông tin cách tiến hành không hợp lý, phần lớn liên quan đến vấn đề kỹ thuật thiết kế trình xử lý Rõ ràng là, việc lựa chọn giếng khoan khơng phù hợp cho q trình xử lý axit sẽ, trường hợp tốt đem lại kết bình thường khơng mong đợi cịn trường hợp ngược lại có điều tồi tệ xảy Vì vậy, điều quan trọng để khảo sát đặc tính giếng thực tế (dựa vào kết thử vỉa DST, thử khai thác tương đương) so sánh mức độ kỳ vọng, dựa vào lý thuyết đặc tính giếng Tại giếng cũ hơn, lịch sử khai thác nên khảo sát, đặc biệt trạng thái bất thường kiện so với thông thường Dựa vào việc nghiên cứu trình xử lý axit sử dụng cơng ty liên Vietsovpetro, theo kết nghiên cứu nhà chuyên môn giàu kinh nghiệm công ty dịch vụ đưa số điều chỉnh cho trình xử lý axit giếng tầng Móng nhiệt độ cao Việc lựa chọn phương pháp chọn lọc hỗn hợp axit nhằm đảm bảo tính hiệu cho vùng cận đáy giếng việc phục hồi độ thấm khu vực này, giảm thiểu trình làm bẩn lần thứ hai bảo vệ ổn định thành giếng khoan Thành phần hóa phẩm phải tuân thủ điều kiện sau: thành phần phải có khả đâm xuyên sâu vào vỉa, phải có tính ăn mịn thấp, khơng bị kết tủa sau trình phản ứng với đá axit, hợp phần phải thân thiện, có giá thành rẻ tạo từ nhà máy tinh chế nước Một số lưu ý cho giếng khai thác tầng Móng: Áp dụng hai loại nhũ tương trình xử lý Đầu tiên, trước tẩy rửa với axit HCl (12-15%), sau ép vào vỉa với nhũ tương với dung môi HF (3%) Quá trình tẩy rửa cuối sử dụng dầu nước biển Mục đích việc sử dụng nhũ tương axit hydrochloric để hòa tan thành phần vô hữu lắng đọng bên ống khai thác, ống chống, 110 111 hòa tan calcit vỉa tạo điều kiện thuận lợi cho nhũ tương axit hoạt động Điều nhằm giảm thiểu khả phản ứng hàng loạt xảy suốt q trình xử lý Cho giếng hồn thiện Các chất lưu tồn thể rắn trình khoan bắn vỉa Mặc dù dung dịch khoan có hàn lượng nhỏ khơng chứa thành phần sét, có hàm số lượng định thành phần pha rắn suốt trình khoan Các kiểu phá hủy bao gồm tượng thâm nhập thay nguyên nhân làm tăng thành phần rắn lỗ rỗng thành hệ, trương nở sét xảy thành hệ sét tương tác với thành phần thấm lọc dung dịch Trong trường hợp này, HCl (15%) HF (3%) sử dụng Cho giếng bơm ép với nhiệt độ cao tầng móng: Khơng có giả thiết việc ứng dụng nhũ tương axit, mà sử dụng hệ axit đơn giản HF Đặc trưng khoảng nhiễm bẩn giếng bơm ép nhỏ suốt trình xử lý Hơn nữa, cịn ứng dụng để thổi ngược khí gaslift mà khơng bị ảnh hưởng trọng lượng gel silicat Vì vậy, hàm lượng HF sử dụng giếng bơm ép cao so với giếng khai thác điều kiện địa chất thạch học 111 112 TÀI LIỆU THAM KHẢO Dương Danh Lam Đánh giá hiệu phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng mỏ Bạch Hổ giai đoạn 1988-2001 /Dương Danh Lam., Vũng Tàu, - 2002 18 с Cao Ngọc Lâm (2002) ‘‘Công nghệ khai thác dầu khí”, Trường Đại học Mỏ - Địa Chất Hà Nội Cao Ngọc Lâm, Cao Sơn Ngọc (2002) ‘‘Tiến khoa học ngành dầu khí’’, Trường Đại học Mỏ Địa chất Hà Nội Lê Xuân Lân (1998) “Lý thuyết khai thác tài nguyên lỏng khí” Trường Đại học Mỏ Địa chất Hà Nội Lê Xuân Lân (1998) “Kỹ thuật mỏ Dầu-Khí” Trường Đại học Mỏ Địa chất Hà Nội Cao Mỹ Lợi Phân tích trình làm xấu trạng thái vùng cận đáy giếng để có sở lựa chọn cơng nghệ phù hợp tăng sản lượng khai thác dầu mỏ Bạch Hổ /Cao Mỹ Lợi, Nguyễn Văn Kim – XNLD Vietsov, 10 – 2002 - 25 trang Matrix Acid Stimulation – Spe 82260 G N Belin, Ph A Kiriev, T l Dong, Ph A Tuan / Acid treatment: basement graitoids at the White Tiger field / Нефтяное хозайство N 1, 2001 - p 45 – 51 P V Hai, G A Shamaev / Định hướng hoàn thiện thành phần dung dịch axit điều kiện vỉa cát kết mỏ bạch Hổ / Petrovietnam journal 5, 2007 - p 33 – 36 10 Бочаров Г.В Выбор объектов интенсификации добычи нефти на примере некоторых скважин месторождения «Белый Тигр» /Г.В Бочаров Л.Г Кульпин Нефтепромысловое дело – 2002 - p 34 – 37 112 113 11 Новая уточненная технологическая схема разработки и устройства месторождения «Белый Тигр»; НИПИ Морнефтегаз, Вунгтау 2003 – 1250 с 12 ОЧЕТ НИР-III.9 Физико-химичские и биологические исследования пластовых и нагнетательных вод и процессы их взаимодействия на месторождения «Белый Тигр» и «Дракон» за 1996 - 2008г /Вунгтау 13 Frenier W W Hydroxyaminocarboxylic Acids Produce Superior Formulations for Matrix Stimulation of Carbonates at High Temperatures /W W Frenier, C N Fredd and F Chang - SPE 71696, p 31 – 34 14 T T Son / Stimulation in Basement Wells SD-7P, SD-17P & SD-25P / CLJOC 15 Geological, well completion report / CLJOC 16 Geological, well completion report / JVPC 17 Acid Proposal for Basement-HOXAM-1X / Lamson JOC 18 HSD-3X Acidizing Procedure / Thang Long JOC 19 L.V.Hung, N.T.San, A.G.Shelomentsev, J.A.Tronov, D.D.Lam, VIETSOVPETRO and R.L.Thomas, T.Fox and C.Bisdikian, DOWELL SCHLUMBERGER / Near-tip-screeout hydraulic fracturing of oil wells in the Bach Ho field, offshore Vietnam / SPE 29284 113 ... tác động lên vùng cận đáy giếng để gia tăng tốc độ hệ số thu hồi dầu khí mỏ Vì vậy, đề tài: ‘? ?Nghiên cứu nâng cao hiệu xử lý axit tầng Móng nhiệt độ cao nhằm tăng tốc độ thu hồi dầu bể Cửu Long? ??’... nhằm tăng độ thấm mức độ lưu thông chất lưu tầng chứa Mục đích nghiên cứu đề tài Mục đích nghiên cứu đề tài là: ‘? ?Nghiên cứu nâng cao hiệu xử lý axit tầng Móng nhiệt độ cao nhằm tăng tốc độ thu. .. 80 3.2.6 Xử lý axit nhiều tầng 80 3.2.7 Xử lý bọt axit .80 3.2.8 Xử lý nhũ tương dầu – axit 82 3.3 Các phương pháp xử lý axit áp dụng tầng Móng bể Cửu Long 82 3.3.1