chuyển dịch được 100m chiều ngang.
Ngoài ra, còn theo dõi sự thay đổi tỷ trọng, độ nhớt, hàm lượng nhựa, asphalten theo chiều tăng. Tăng thành phần HC naftenic, giảm HC parafinic, do có nước tới gây oxy hóa, tăng phenol. Theo chiều hướng này tiến gần tới ranh giới dầu – nước. Đồng thời thấy tăng HC phần chuổi, nhánh và giảm lượng HC parafinic (mạch thẳng)kh tiến gần tới ranh giới dầu-nước.
11.4.4 Ứng dụng sự thay đổi tính chất của dầu khí trong quá trình khai thác thu gom vận chuyển dầu quá trình khai thác thu gom vận chuyển dầu
– Trước hết xác định đặc tính của từng vỉa nhằm theo dõi sự xâm nhập, chảy tràn từ vỉa này sang vỉa khác. Ví dụ, hàm lượng
của cấu tử “α” nào đó được theo dõi như sau:
Cx = 2 1 2 2 1 1 q q q C q C + × + × Trong đó:
- Cx: hàm lượng của cấu tử khi có thâm nhập của vỉa “2” vào vỉa “1”
- C1 và C2 : là hàm lượng của cấu tử đó ở vỉa “1” ( C1-hàm
lượng trước khi có thâm nhập của vỉa “2”, C2- hàm lượng
của cấu tử từ vỉa “2”)
- q1 và q2 : là hàm lượng tương ứng của vỉa “1” và vỉa “2”
– Sự thâm nhập của vỉa này vào vỉa kia cũng được theo dõi qua hệ số Ks (hệ số hấp phụ ánh sáng), tính toán theo nguyên tắc nêu trên.
Như vậy sự hòa trộn của hai hay nhiều vỉa dẫn tới sự thay đỗi một loạt các chỉ tiêu, nguyên tắc tính toán đã được nêu ở trên.
Ngoài ra trong quá trình khai thác rất quan tâm tới các nhũ tương. Vì vậy, cần có các hóa chất phá nhũ để tách các nước ra trước khi đưa dầu vào tàu chứa
Lượng parafin, nhựa, asphalten cũng gây tắc nghẽn đường vận động dầu trong vỉa, đặc biệt trong hệ thống thu gom vận chuyên
dầu nơi nhiệt độ giảm (To < 30÷32oC). Khi giảm nhiệt độ vỉa hay ở
vùng đáy giếng do bơm nước dẫn tới giảm lượng khí hòa tan, giảm thành phần condensat, tức là giảm các cấu tử có khả năng hòa tan thì mầm tinh thể parafin có cơ hội phát triển. Sau đó nhựa, asphalten bám theo làm hẹp dần đường ống thu gom và vận chuyển dầu (đó là hiện tượng sa lắng parafin). Trong vỉa nếu Pv<Ps dẫn đến vỉa mất nhiệt nhanh và tạo cơ hội cho sa lắng parafin…
– Đối với vỉa condensat thường diễn ra sự thay đổi mạnh các
cấu tử khí và C5+, vì vậy cần quan tâm tới sự tương quan giữa các
cấu tử khí C1÷C4, và C5+. Vì vậy, khi gặp vỉa condensat thứ sinh,
có thể dự đoán ở phía dưới còn có vỉa dầu.
11.4.5. Theo dõi hiệu quả của hệ số thu hồi dầu
Nhằm duy trì áp suất vỉa lớn hơn áp suất bão hòa trong thời gian lâu dài, đáp ứng hệ số thu hồi dầu cao. Để đáp ứng các quá trình nêu trên đã tiến hành các giải pháp như sau:
– Bơm nước, tốt nhất là nước vỉa để không thay đổi thành phần và tính chất của dầu, không gây ăn mòn thiết bị hay hòa tan các khóang vật, phá vỡ trạng thái cân bằng của đá trong vỉa chứa…
–Nếu không có đá chứa phải dùng nước mặt (nước ngọt) hay nước biển. Tuy nhiên khi sử dụng chúng phải xử lý: loại tạp chất (<3 g/l) bằng các chất keo tụ (coagulant và flocculant), khử bọt có chứa các bọt khí của oxygen (antifoam), và khử oxygen bằng oxygen scavenger…khử khuẩn hòan toàn (biocide), chống ăn mòn (corrosion inhibiter) và chống sa lắng muối (scale inhibiter).
Bên cạnh các giải pháp bơm ép nước còn áp dụng các giải pháp làm tăng nhiệt độ vỉa (tức là làm giảm sức căng bề mặt, giảm tỷ trọng độ nhớt) nhằm tăng tính linh động của dầu.
Nếu giảm độ nhớt tới vài xăng ti pois thì có thể tăng hệ số thu
hồi dầu tới 3÷4%.
Để thực hiện giải pháp này, thường áp ụng khí CO2 nóng, hơi
nước nóng hay các chất PAV (chất giảm sức căng bề mặt). Ví dụ: –Bơm chất tạo bọt nóng (acid + NaOH)
–Bơm PAV cho vỉa có tổng khóang hóa thấp (ΣM< 0.2 g/l)
–Bơm polimer cho vỉa có hàm lượng Ca, Mg
–Nếu Ca, Mg > 5 mol/l và CO3 < 3%thì bơm kiềm
–Vỉa ít nhựa và dầu có ρ< 0.9 g/cm3 và hàm lượng Ca, Mg
thấp thì bơm CO2
–Bơm hơi nóng cho vỉa có nhiều phân đoạn nhẹ
–Vỉa ít lưu huỳnh có thể áp dụng giải pháp đốt ngầm- hay đứt vỡ các nguyên tố phóng xạ
–Đối với vỉa có độ lưu thông kém cần áp dụng các giải pháp sau: bắn thủy lực, bắn rung, bắn cát dùng axit, chất polimer và các hóa chất khác…
Dù áp dụng giải pháp nào cũng phải đảm bảo tăng hệ số thu hồi dầu, xác định được vùng thu hồi dầu, xác định vùng chịu tác động của các giải pháp, xác định tốc độ và diện phân bố của vùng gây tác động.
11.5. Tính trữ lượng mỏ dầu khí
11.5.1. Tính chất chung của dầu khí (tóm tắt)
Dầu là một hỗn hợp bao gồm các thành phần nhóm parafinic, naftenic (nhóm bão hòa), và nhóm aromatic. Ngoài ra, còn chứa S, O, N, một số kim loại, nhựa và asphalten.
• Theo tỷ trọng, dầu phân ra các loại:
Loại dầu tỷ trọng (g/cm3 ) Dầu rất nhẹ ρ < 0.80 Dầu nhẹ 0.81 < ρ < 0.84 Dầu trung bình 0.841 < ρ < 0.88 Dầu nặng 0.881 < ρ < 0.92 Dầu rất nặng ρ> 0.92
• Theo hàm lượng parafin có trong dầu, phân ra:
Loại dầu hàm lượng paraffin, %
Dầu ít parafin < 5
Dầu có hàm lượng paraffin 5 ÷ 10
trung bình.
Dầu nhiều paraffin > 10
Theo Ủy Ban trữ lượng Liên Xô lại chia như sau:
Chứa paraffin trung bình 1.51÷6.00
Chứa nhiều paraffin > 6.0
• Theo hàm lượng lưu huỳnh phân ra:
Loại dầu hàm lượng S,%
Dầu ít S (dầu ngọt) < 0.5
Dầu chứa S trung bình 0.51÷1.00
Dầu nhiều S 1.1÷3.0
Dầu rất nhiều S ( dầu chua) > 3.0
• Theo hàm lượng nhựa:
Loại dầu hàm lượng nhựa, %
Dầu ít nhựa < 10
Dầu có nhựa trung bình 10-20
Dầu nhiều nhựa > 20
• Theo Uỷ ban trữ lượng Liên Xô lại chia như sau:
Dầu ít nhựa < 5
Dầu có nhựa trung bình 5-15
Dầu nhiều nhựa > 15
• Theo thành phần asphalten:
Loại dầu hàm lượng asphalten, %
Dầu ít asphalten < 2.0
Dầu có asphalten trung bình 2.1-5.0
Dầu nhiều asphalten > 5.0
Các chỉ tiêu trên rất quan trọng trong thiết kế khai thác. Các hợp chất này sẽ gây khó khăn trong quá trình khai thác, vận chuyển và ăn mòn thiết bị. Ngoài ra, cần lưu ý tới độ nhớt, nhiệt độ đông, nhiệt độ nóng chảy, nhiệt độ sôi và các thành phần phân đoạn của dầu.
– Đối với khí cần lưu ý tới các chỉ tiêu: thành phần khí, tỷ trọng ở điều kiện chuẩn và so với không khí, nhiệt độ tới hạn, áp lực, hàm lượng khí trong dầu hay dầu trong khí, hệ số nén, hệ số thể tích, độ nhớt, khả năng tạo hydrat, nhiệt trị,..
– Đối với condensat, lưu ý tới hàm lượng khí hòa tan trong điều kiện nhiệt áp và di chuyển vào pha lỏng, khi áp suất thấp hơn áp suất ngưng tụ, tỷ trọng cũng như áp lực khi ngưng tụ.
Các sản phẩm hydrocacbon được phân chia trong điều kiện của mỏ như sau:
– Vỉa dầu chỉ chứa dầu và lượng khí nào đó hòa tan.
– Vỉa dầu có mỡ khí hay vỉa có lớp đáy là dầu (2 pha) bao gồm mũ khí bên trên và dầu ở dưới, hoặc vỉa dầu có chứa khí (1 pha).
– Vỉa khí chủ yếu chỉ chứa khí
– Vỉa khí condensat trong đó phần lớn là condensat.
Mỏ dầu, khí, condensat công nghiệp là mỏ có thể tiến hành khai thác bằng kỹ thuật hiện tại.
11.5.2 Phân cấp vỉa (theo phân chia của CHLB Nga) a. Theo trữ lượng a. Theo trữ lượng Bảng 11.4.1 Trữ lượng dầu khí Kích thước mỏ Dầu khai thác (tr.tấn)
Khí cân đối được
(tỷ m3)
Cực lớn > 300 > 500
Lớn 30 ÷ 300 30 ÷ 500
Trung bình 10 ÷ 30 10 ÷ 30
Nhỏ <10 <10