MỤC LỤC
Trà Cú trên (tầng VI, VII, VIII), và Trà Cú dưới (IX - X) sự phân chia này về cơ bản là ước lệ vì vách sét ngăn giữa tầng (VIII - IV) không phải trên toàn diện tích của đá di dưỡng và thân dầu trong các tầng Oligoxen dưới không có tính thống nhất về địa chất, chưa phát hiện được ranh giới dầu và nước. Thân dầu thuộc dạng khối, tất cả đá di dưỡng từ mặt móng cho tới ranh giới dưới của thân dầu bão hoà dầu chưa phát hiện được chiều sâu ranh giới dưới của thân dầu, mặc dù chiều sâu của thân dầu lên đến 1000m, bản chất của ranh giới cũng chưa rừ là với ranh giới dầu - nước hay khụng, hay là do đỏ chứa dầu chuyển thành đá không chứa.
Khi tính trữ lượng, lỗ rỗng được biện luận cho chiều dày chung của móng với những giá trị sau: Vòm Bắc 2,5 ÷ 15%; vòm trung tâm 2,4 ÷ 3,8% không thể xác định trực tiếp độ bão hoà dầu của đá móng nó được đánh giá bằng các phương pháp gián tiếp. Nói chung khi đánh giá mức độ không đồng nhất của các tầng sản phẩm có thể thấy rằng không đồng nhất hơn cả là trầm tích tầng sản phẩm Oligoxen dưới mức độ phân lớp của chúng là lớn nhất tới 20 vỉa với hệ số phân lớp trung bình là 10,8.
Trên cơ sở các mô hình thực hiện có thể khẳng định được rằng : đối với dầu đá móng sự thay đổi nhiệt độ ít gây ảnh hưởng đến áp suất bão hoà. Dầu khí được chia thành hai nhóm: Dầu đá móng và Oligoxen dưới, dầu Oligoxen trên và Mioxen thành phần cấu tử của vỉa dầu, vì lý do hạn chế các số liệu và chưng cất chân không, nên sử dụng dầu tách có tỷ trọng 833,6kg/m3 và phân tử lượng 251,159/mol cho Oligoxen dưới, tỷ trọng 865 kg/m3 và 300g/mol cho Oligoxen trên và Mioxen dưới.
Đặc điểm của nước loại natrihyđrat cacbonnat là có độ khoáng hoá thấp hơn (6,6 4g/l) và chỉ được nhận biết trong khuôn khổ của vòm Bắc nước vòm Nam thuộc loại Cloruacanxi có độ khoáng hoá ra tăng theo hướng Tây Nam. Nước thuộc trầm tích Oligoxen dưới được lấy từ vỉa lăng kính IVa nằm trên các tầng sản phẩm chính thuộc loại natrihyđrô cacbonnat, có độ khoáng hoá thấp là (5,4 g/l).
Trong các trầm tích Mioxen dưới (tầng 23 và 24) thường gặp hai loại nước canxiclorua và natrihyđrat cacbonnat. Đối với các vỉa dầu Mioxen dưới, Oligoxen và móng áp suất hiệu dụng tính theo công thức trên tương ứng bằng 40; 44 và 44Mpa.
Những đo đạc nhiệt độ trong các giếng mở vào thân dầu tuổi Mioxen hạ, Oligoxen dưới có quy luật như sau: cùng chiều sâu như nhau, giếng nào nằm ở vùng đá móng trồi lên thì nhiệt độ cao hơn, ngược lại giếng nào nằm ở vùng đá móng trụt xuống thì có nhiệt độ thấp hơn. Càng xuống sâu thì sự khác biệt nhiệt độ của đá móng và lớp phủ càng bé.
Việc phân tích, lựa chọn các phương pháp tác động lên vùng cận đáy giếng là một vấn đề vô cùng quan trọng, đòi hỏi phải có thời gian nghiên cứu và thu nhập đẩy đủ các thông tin về đại chất vùng mỏ, cấu trúc của vỉa dầu, các tính chất collector của các tầng chứa sản phẩm đặc tính hoá lý của chất lưu, điều kiện khai thác v.v. - Xử lý axit nhũ tương axit nhiều công đoạn kết hợp với xói rửa thuỷ lực vùng cận đáy giếng bằng dung dịch pha hoá chất bề mặt mỏ Bạch Hổ mới đưa vào khai thác từ 1986, các giải đề xuất trên hiện đang ở giai đoạn thiết kế và thử nghiệm.Riêng tác động lên vủng cận đáy giếng bằng phương pháp xử lý axit và như axit theo nhiều công đoạn kết hợp với RTV và phương pháp PGĐ trong những năm 92, 93, 94, 95, 96, đã mang lại kết quả đáng khích lkệ.
Rửa xói thuỷ lực được coi như một công đoạn xử lý và được tiến hành ngày sau xử lý axit bằng cách bơm ép khoảng 40 ÷ 50m3 chất lỏng “nước biển hoặc dầu với PAV” vào vỉa với năng suất tối đa của LLA - 400 trên các giàn hiện có trên các mỏ Bạch Hổ. Xử lý vùng cận đáy bằng phương pháp hoá học dựa trên cơ sở các phản ứng hóa học xảy ra giữa các hoá phẩm được pha chế, bơm vào giếng “chủ yếu là axit” với đá chứa “chẳng hạn đá chứa có hàm lượng cacbonat, đấ gắn kết bằng ximăng cacbonat”.
Trong đó phương pháp xử lý hoá học thuần tuý và xử lý hoá học kết hợp với cơ học, nhiệt học tỏ ra có hiệu quả với chi phí thấp trong khi yêu cầu thiết bị kỹ thuaajt không cao. Xử lý vùng đáy và cận đáy giếng bằng phương pháp nhiệt axit với mục đích tách sự lắng đọng tạoh hợp chất parapin, nhựa hắc ín gây cản trở dòng vào cuẩ các lưu thể trong vỉa, cũng như cản trở sự tác động cuả axit đó với ***chứa vỉa sản phẩm (phương pháp này được áp dụng ở những vùng có cấc mỏ đầu nhiệt đọ thấp).
NaSiO4 + 8 HF --> SiF4 + 4NaF + 4H2O (4) Với các collector chứa nhiều sét (như tầng Mioxen) hoặc các tầng buộc phải dùng dung dịch sét có độ keo cao, dẫn đến sự nhiễm bẩn sét nhiều thì ta sử dụng hỗn hợp Hcl hoà tan và axit sulfuric có tác dụng với tính chất bề mặt của Bentonit. Nếu biết độ thấm, độ rỗng chiều dày, hàm lượng câcbonat của các lớp đất đá khác nhau của những vỉa sản phẩm phân lớp đồng nhất thì có thể tích gần đúng độ xâm nhập của axit theo từng lớp khi bơm một thể tích dung dịch nào đó vầ ngược lại.
Khi axit tác dụng với cacbonat theo phản ứng trung hoà, phần dung dịch bơm tiếp sẽ được di chuyển theo cấc mạch cacbonat bị phá huỷ và vẫn giữ nguyên được độ mạnh axit. Điều đó dẫn đến nếu ở giai đoạn tiếp theo cả dung dịch Hcl nồng độ cao rồi sau đó mới đến các axit bị trung hoà.
Một đặc điểm nữa là trong collector lục nguyên có chứa một hàm lượng nhất định cacbonat.
Phương pháp này khác với phương pháp xử lý axit bình thường là vì trong quá trình xử lý ta phải ép axit vào vỉa sản phẩm có độ thấm nhỏ với áp suất cao (khoảng từ 20-30 MPâ). Phương pháp này khấc phục được những nhược điểm của phương pháp xử lý cuaar vỉa sản phẩm có độ thaqám, độ rộng không đồhg nhất.
Mục đích là để làm nứt thành hệ hay mở rộng khe nứt đã tồn tại.
Đây là khả năang xâm nhập của axit mạnh vào vỉa, dẫn đến tăng độ thấm của các vùng cách xa giếng của vỉa và tăng sự liên kết của chúng dẫn tới sự thông nhau. - Bọt axit cho tỷ trọng nhỏ (từ 400-800kg/m3) độ nhốt câo hơn so với axit bình thường , cho phép tăng sự bao bọc tác dụng của bọt lên toàn bộ chiều dầy tầng sản phẩm, đặc biệt quan trọng trong khi chiều dày vỉa lớn và áp suất vỉa nhỏ.
- Thành phần chất hoạt tính bề mặt trong bọt axit giảm sức căng bề mặt của axit trên ranh giới với dầu. Tất cả những vấn đề đó dần tới khả nâưng điều phối, điều khiển dòng đầu vào giếng và gọi dòng tương đối nhẹ.
- Tháo thiết bị miệng giếng (cây thông), lấy lên các thiết bị khai thác ngầm trong lòng giếng, trong quá trình kéo thiết bị lên, rót chất lỏng dập giếng với thể tích tương đương các thiết bị khai thác ngầm trong lòng giếng được lấy lên. Mở ngoài cần HKT, nếu chất lỏng dập giếng trong lòng giếng là nước hoặc dầu, bơm vào HKT nhũ tương dầu axit HCl đến khi thể tích nhũ tương dâng lên trong khoảng không vành xuyến đến độ cao của phin lọc trên cùng.
Tiến hành xử lý ống khâi thác ở khoảng trên và dưới đặt pake, vị trí pake không được đặt thấp hơn 20m so với phin lọc ở trên cùng làm sạch bề mặt của ống chống khai thỏc, theo dừi luụn luụn rút đầy dung dịch vào giếng. Không dừng bơm làm việc, tiếp theo bơm nhũ tương axit HCl và bơm nhũ tương dầu axit ghinơ (hỗn hợp của axit HCl và HF) nhũ tương còn lại trong cần HKT được đẩy vào vỉa bằng dầu hay nước phụ thuộc vào tính chất của giếng( giếng khai thác hay bơm ép) đến giai đoạn này cần lưu ý: nếu giếng khai thác thì mở van tuần hoàn trên trên bằng tới(cáp kỹ thuật) khai thông giếng.
Kéo các thiết bị dùng để xử lý, thả cần ép hơi HKT theo chế độ khai thác của giếng, rửa HKT bằng cách bơm chất lỏng rửa và thiết lập chế độ bơm ép của giếng theo chế độ công nghệ. Sự tương tác giữ HF và SiO2 trôi qua quá chậm chạm phản ứng giữa HF và H4Al2Si2O9 xảy ra nhanh hơn nhưng còn chậm hơn phản ứng giữa HCl và cacbonat vì vậy xử lý vùng cận đáy giếng với vỉa colector lục nguyên, ta phải dùng hỗn hợp HCl và HF với mục đích loại trừ các chất xi măng cacbonat, đồng thời để hoà tan các vật liệu sét.
Để ngăan ngừa điều đó, axit HF chỉ được dùng hỗn hợp với HCl nằm giữa Si(OH)4 ở lại trong dung dịch.
Đồng thời cũng là nơi tập kết cacbon chứa đựng axit thứa được pha chế hoặc đã pha chế chuẩn bị gửi đi giàn để xử lý. Trong khu vực này cần thiết phải thiết kế, xây dựng vị trí để các bồn chứa axit cố định, cá bồn để pha chế axit gửi đi giàn, ca cs kho để bảo quản các hoá phẩm khác, nhà nghỉ, nơi làm việc của công nhân, phòng thí nghiệp.
+ Vật liệu chế tạo phải đảm bảo chống sự ăn mòn phá huỷ bề mặt do axit và hỏi axit (vật liệu có thể là nhựa tổng hợp chịu nhiệt, áp suất hoặc thép không rỉ bên trong bồn có dán ép một số sợi thuỷ tinh dày 3 ÷ 4 (mm). Sau mỗi lần sử dụng để bơm giếng như vậy, cần phải rửa thận sạch, bằng nước, đặc biệt trong những phần axit bơm cuối cùng phải thêm chất rửa trôi, chất chống ăn mòn trinatrifocfat với nồng độ từ 0,3 ÷ 0,5% hoặc lớn hơn.
Để vận chuyển axit từ nhà máy hoá chất về khu bảo quản và chế biết axit, người ta sử dụng các loại xe chuyên dụng như UJCK- 6. Để chống lại sự lắng đọng của sản phẩm sắt ngươì ta dùng chất ổn định là axit axêtic (CH3COOH).
Vì vậy để chống lại sự ăn mòn và ngăn cản sự bít kín lỗ hổng, khe nứt bởi các hỗn hợp sắt và Sunfat đòi hỏi phải sử dụng các chất phụ gia chống ăn mòn cho thêm vào trong dung dịch axit. Khi pha vào dung dịch axit làm việc với 0,1% thể tích thì cường độ ăn mòn của dung dịch giảm đi từ 55 ÷ 65 lần Catafin-A hoàn tan tốt trong dung dịch axit, còn sau khi trung hoà axit trong các lỗ hổng, khe nsứt của vỉa do phản ứng xảy ra với đá cacbonnat, nói không tạo ra bất kỳ một chất lắng đọng, kết tủa nào.
Chất ức chế chống ăn mòn của axit sử dụng cho các mỏ có nhiệt độ đáy giếng cao hơn 130oC ngày nay chưa tìm ra được. Thành phần tối ưu của dung dịch pha chế xác định trên cơ sở những nghiên cứu ở phòng thí nghiệm và thực nghiệm công nghiệp tiến hành ở điều kiện khai thác cụ thể.
V = ( thể tích axit cho 1m chiều dày ) x (chiều dày tầng sản phẩm) Từ đó ta chia thể tích dung dịch v v hoặc nhũ tương axit pha chế tư dụng cịh trên thành nhiều lần eps, tuỳ theo độ tiếp nhận của vỉa và khả năng ép. - Thời gian kéo dài để cho phản ứng giữa axit và đá chứa được xác lập, hình thành bằng những kinh nghiệm để cho mỗi đối tượng khai thác, trên cơ sở xác định sự tồn động của axit trong vỉa sau mỗi thời khác nhau.
- Tiền hành bơm rửa nghịch hoặc thuận, để thay toàn bộ cột chất lỏng trong giếng bằng thể tích V rửa bằng nước biển có pha chất hoạt tính bề mặt. Ta có thể lấy : V rửa bằng tổng thể tính lòng giếng giới hạn bởi hệ thống ống chống khai thác.
Liên tục bơm xói rửa vùng xử lý bằng thể tích Vrd1 dầu (tách khí) có hoá chất PAV (dixovan 0,2%), với áp suất cực đại của máy bơm (không vượt quá áp suất thử cần HKT) có thể lấy.
- Cột ống chống được ép bằng nước biển với áp suất là 250 at đảm bảo độ kín theo quy định để đưa giếng vào khai thác. - Độ đâng xi măng tới miệng giếng theo kết quả của tài liệu địa vật lý.
Giếng được tiến hành bơm rửa đáy, bơm thông vỉa bằng hoá phẩm tạo khí. Trên cơ sở đó ta nhận thấy cần thiết phải tiến hành xử lý vùng cận đáy bằng nhũ tương axit với công nghệ xử lý tiến hành theo nhiều công đoạn.
* Khối lượng nhũ tương axit bơm vào để xử lý giếng là : Theo công thức tính lý thuyết đối chiếu với công thức tính thực tế ta thấy khối lượng đều bằng nhau. Vì trong quá trình đo địa vật lý và tính toán thì sau khi xử lý một vùng nào đó, độ tiếp nhận của vỉa chiếm 56% của thể tích axit đã xử lý.
+ Lượng dầu dùng để thay, bơm rửa cột chất lỏng trong giếng trước khi tiến hành gọi dòng. Phương án có sức thuyết phục hơn cả là lắp đặt những máy bơm trên những thiết bị di động được hoặc phảo trang bị những tài chuyên dùng để tiến hành xử lý.
+ Nếu giàn không có giếng áp suất đầu giếng cao từ 70 ÷100at trở lên thì tiến hành gọi dòng bằng hoá phẩm DMC.
- Không hiếm những trường hợp bỏng axit, axit bắn vào mắt khi thực hiện công việc xử lý, vì vậy các biện pháp an toàn và phòng ngừa tác hại của axit và các hoá phẩm khác có ý nghĩa quan trọng trong việc đấu tranh với tai nạn xảy ra vì nguyên nhân này. Đồng thời cũng phải nghiên cứu chuyên dụng từng loại hoá phẩm để cho phù hợp với từng loại, từng giếng cụ thể làm sao cho nó hợp lý nhất cũng vì việc xử lý nhũ tương axit ở tầng Oligoxen hạ vẫn còn là vấn đề tương đối mới mẻ đối với đất nước chúng ta, cho nên kết quả hiện tại vẫn còn chưa thể hiện tối đa được tính ưu việt của nó.