trên mô hình vỉa
Mục đích của các nghiên cứu về mô phỏng quá trình tăng cường thu hồi dầu bằng chất HĐBM/polyme nhằm mở rộng qui mô, tối ưu các yếu tố cũng như điều kiện từ
mô hình phòng thí nghiệm trước khi được ứng dụng vào thực tế khai thác. Nó giúp ta lường trước được những rủi ro, tăng tính hiệu quả, tăng thêm hiểu biết về cơ chế chính giữ vai trò quyết dịnh cũng như dự đoán được tính kinh tế của giải pháp và giảm đến mức tối thiểu những phương pháp kiểu thử sai.
UTCHEM (University of Texas Chemical Compositional Simulator), một công
cụ mô phỏng đã và đang được phát triển tại đại học Texas, Austin, Mỹ, công cấp một nền tảng cơ bản về khoa học, kỹ thuật cho lĩnh vực mô hình hoá quá trình tăng cường thu hồi dầu và trong các quá trình xử lý địa chất khác. Đây là một dạng công cụ mô phỏng tổ hợp được sử dụng nghiên cứu khá rỗng rãi trên thế giới ở dạng không thương mại; nó tích hợp đồng thời nhiều mô hình nhỏ và các tuỳ chọn như: mô hình xử lý gel, phản ứng kết tủa và trao đổi ion, vi sinh, hai độ rỗng, đánh dấu …
Các tính toán quá trình bơm ép nước của mô hình này dựa trên hệ 3-D, nhiều cấu tử, nhiều pha có tính đến quá trình diễn tiến pha, các biến đổi vật lý và hoá học, các tính chất của môi trường rỗng, xốp dị thể. Nồng độ của bất kỳ cấu tử hoá chất nào (nước, chất hữu cơ, chất HĐBM, alcohol, polymer, clo, canxi, vi sinh vật, các điện giải và chất oxi hoá khử…) đều có thể tính được từ phương trình dòng chảy và chuyển khối. Những cấu tử trên kết hợp lại có thể tạo nên bốn pha (khí, nước, dầu, nhũ) và có thể tạo nên một số chất rắn kết tủa, điều này tuỳ thuộc vào thành phần tổng. Những
66
yếu tố kể trên cùng tích hợp trong một chương trình mô phỏng UTCHEM đã làm cho nó trở thành một công cụ mô phỏng khá mạnh và gần với thực tế vỉa.
Một ví dụ vềứng dụng của UTCHEM trong thiết kế qui trình bơm ép nước: đó là dự án về phát triển kỹ thuật bơm ép dung dịch chất HĐBM (DEO/BC/14885-18, DE96001257). Quá trình tối ưu hoá bằng công cụ mô phỏng này cộng với các tính toán chi phí hoá chất cũng như tính kinh tế của qui trình, các tác giả đã tìm ra được điều kiện tối ưu: 0,79PV chemical slug, 0,5% chất HĐBM (hệ chất hoạt động bề mặt được nghiên cứu gồm họ ethoxylat, sulphat, sulphonat), và polymer 2000ppm
Hình 3.26. Tương quan giữa % thu hồi dầu và lưu lượng bơm ép các chất lưu khác nhau
DỮ LIỆU ĐẦU VÀO
1. Mô hình vỉa:
Kích thước vỉa (XxYxZ), số lượng gridblock (XxYxZ), kích thước từng gridblock (dx,dy,dz),độ rỗng và độ thấm theo 3 hướng của cả vỉa hoặc từng gridblock (kx, ky, kz), độ sâu của layer trên cùng hoặc của từng block thuộc layer trên cùng, áp suất ban đầu, độ bão hòa nước ban đầu, độ nén của đá, độ mặn ban đầu, nồng độ cation 2+.
2. Mô hình giếng: - Số lượng giếng
67
- Giếng bơm ép: vị trí, loại giếng (đứng hoặc ngang), đường kính, tốc độ bơm ép cao nhất, áp suất cao nhất
- Giếng khai thác: vị trí, loại giếng (đứng hoặc ngang), đường kính, tốc độ khai thác cao nhất, áp suất cao nhất
- Phương pháp bơm ép: ban đầu bơm ép nước đến bao nhiêu %PV, sau đó bơm ép dung dịch chất hoạt động bề mặt đến bao nhiêu %PV, sau đó tiếp tục bơm ép nước
đến bao nhiêu %PV…; mỗi lần thay đổi thì điều kiện của từng giếng thay đổi như thế
nào …
3. Các tính hóa lý a. Về chất HĐBM
- Đương lượng gam chất HĐBM
- Xây dụng giản đồ pha theo ba loại II(-), II(+), II, xác định CMC
- Thông số về sức căng bề mặt G11, G12, G13 dựa trên mô hình Healy và Reed
33 3 3 C C R l l = , ,
Hình 3.27. Hình minh họa các loại giản đồ pha sử dụng trong mô hình (lần lượt Loại II (-), Loại II(+), Loại III)
Thông số về độ hấp phụ chất HĐBM AD31, AD32, B3B dựa trên mô hình hấp phụđẳng nhiệt Langmuir
, b. Về polyme
68
Tham số vềđộ nhớt dung dịch polymer ở vận tốc trượt bằng 0 Ap1, Ap2, Ap3, Sp dựa trên phương trình Flory-Huggins
Tham số về vận tốc trượt γc, γ1/2, Pα dựa trên mô hình Meter and Bird (1964)
Tham số về tính hấp phụ của polyme AD41, AD42, B4D dựa trên phương trình hấp phụ Langmuir giống như phương trình đối với chất hoạt động bề mặt ở trên.
c. Độ phân tán ngang và dọc của các pha nước, dầu, nhủ; hệ số khuyết tán của các cấu tử (nước, dầu, chất HĐBM, polyme, canxi, clo…) trong các pha.
d. Tỷ trọng pha: được mô hình theo áp suất và thành phần pha
Với Tham sốđầu vào γkR
4. Mô hình về số mao quản, số bẫy và các tuỳ chọn về cơ chếđẩy dầu a. Số mao quản:
Tham số về liên hệ giữa số mao quản và độ bão hoà dầu T11, T22, T33
l l l l l l c rc rw rc c N T S S S S + − + = 1 (l=1, 2, 3)
b. Trapping number: đây là mô hình kết hợp lực nổi (hay ảnh hưởng của trong lực) với lực mao quản; điều kiện để linh động pha dầu bị bẫy:
Lực nước + lực nổi ≥ lực mao quản
69 Tham số cần xác định Tl(T11, T22, T33) c. Độ thấm tương đối: 5. Các tuỳ chọn cơ chế theo mô hình: - Cơ chế thấm – hút, đối với quá trình đẩy dầu theo cơ chế tự thấm hút; đá có tính dính nước mạnh hay dính dầu mạnh
- Mô hình Parker, Lenhard và Kalurachchi cho đá dính ướt nước có tính đến hiệu
ứng trễ
- Mô hình Lenhard cho môi trường đá vỉa có tính dính ướt hỗn hợp
Như vậy có thể thấy rằng, mô hình này tích hợp nhiều mô hình khá chi tiết về tính chất hoá lý của vỉa và dung dịch chất bơm ép. Do đó, nếu kết hợp được với mô hình mô phỏng chi tiết điều kiện vỉa của móng mỏ cụ thể Việt Nam (như mô hình hai độ
rỗng), chúng sẽ tạo thành một công cụ hỗ trợ hiệu quả cho các thiết kế cũng như dự đoán được tính hiệu quả và kinh tế của quá trình bơm ép hoá chất.
70
KẾT LUẬN
Trên cơ sở các kết quả nghiên cứu thu được có thể rút ra các kết luận sau
đây:
1. Bằng việc sử dụng phương pháp tối ưu hóa thực nghiệm statistica 7, hệ
dung dịch chất HĐBM OM2 chứa gimini được tổ hợp có các tính chất lý hoá
phù hợp với các yêu cầu kỹ thuật đã đặt ra:
+ Khả năng giảm SCBM 2 pha dầu/nước (nồng độ 1000 ppm) là 0.2
mN/m;
+ Bền nhiệt trong suốt quá trình ủ nhiệt ở nhiệt độ 910C trong 31 ngày, giá
trị SCBM không vượt quá 25% so với giá trị ban đầu.
+ Đã cải thiện đáng kể tính dính ướt của đá với sự thay đổi góc tiếp xúc từ
152o xuống còn 68o
2. Việc sử dụng chất trợ HĐBM EGBE có vai trò như chất hy sinh làm
giảm đáng kể quá trình hấp phụ chất HĐBM lên bề mặt đá (54%). Thành phần hệ chất HĐBM: OM2 AS3 AS1 GS1 Khối lượng (ppm) Thành phần (%) Khối lượng (ppm) Thành phần (%) Khối lượng (ppm) Thành phần (%) 650 65 300 30 50 5
3. Hệ chất HĐBM/polyme OM2-P3 được tối ưu có các tính chất vượt trội
không những về khả năng giảm SCBM xuống giá trị rất thấp (0,19mN/m ở 1000
ppm) mà còn cải thiện đáng kể tính chất lưu biến của chất lưu. Hệ này phù hợp
với các yêu cầu kỹ thuật đặt ra đối với chất HĐBM/polyme dùng trong bơm ép
71
MỘT SỐ KIẾN NGHỊ
Trên cơ sở các kết quảđã thu được, có thể khẳng định rằng phương pháp bơm ép dung dịch các chất HĐBM/polyme để nâng cao hệ số thu hồi dầu là rất khả thi và hiệu quả về mặt kỹ thuật. Đây là một hướng rất quan trọng trong công nghiệp dầu khí thế
giới cũng như đang được ngành dầu khí Việt Nam đặc biệt quan tâm nên rất cần được Sở KH&CN Thành Phố Hồ Chí Minh tiếp tục quan tâm để:
• Hoàn thiện hệ chất HĐBM/polyme bằng những nghiên cứu sâu rộng hơn trong nước vỉa, đánh giá ảnh hưởng của nồng độ các ion cứng đến khả năng giảm SCBM, giảm độ nhớt trong suốt thời gian ủ nhiệt. Nghiên cứu các cơ chế giảm cấp polyme trong quá trình bơm ép. Nghiên cứu sử dụng hệ càng hóa đóng vai trò như một tác nhân ức chế quá trình giảm cấp polyme .v.v.v
• Đánh giá hiệu quả đẩy dầu của hệ chất HĐBM/polyme bằng việc sử dụng chương trình mô phỏng UTCHEM. Phần mềm cho phép ta ước lượng được những rủi ro, đánh giá được hiệu quả kinh tế của giải pháp và giảm đến mức tối thiểu những phương pháp thử sai. Và một điều đặc biệt quan trọng là kết quả
chỉ mang ý nghĩa khi hiệu quảđẩy dầu được tính toán.
• Nghiên cứu xây dựng và thử nghiệm các hệ chất HĐBM/polyme tối ưu cho bơm ép TCTHD trong điều kiện các tầng Mioxen dưới, Oligoxen của mỏ Bạch Hổ, Rạng Đông và ở những mỏ có khó khăn trong khai thác như Nam Rồng,
Đồi Mồi (điều kiện 127oC).
• Đây là một hướng nghiên cứu khá mới mẻ và rất tâm huyết của nhóm tác giả
và cũng là hướng nghiên cứu chính trong các đề tài luận án thạc sĩ, nghiên cứu sinh mà nhóm đang thực hiện.
72
TÀI LIỆU THAM KHẢO
[1]. Nguyễn Phương Tùng, Vũ Tam Huề (2000), Hướng dẫn sử dụng nhiên liệu - dầu - mỡ, Nhà xuất bản Khoa học và kỹ thuật.
[2]. Taber, J.J., Martin, F.D., and Seright, R.S. EOR Screening Criteia Revisited – Part 2.Application and Impact of Oil Prices, SPE Reservoir Engineering, 1996.
[3]. Shuler, P.J., et. al. Improving Chemical Flood Efficiency with
Micellar/Alkaline/Polymer Processes. J. Pet. Tech., 41, 80-88, 1989.
[4]. Meyers, J.J., Pitts, M.J., and Wyatt, K. Alkaline-Surfactant-Polymer Flood of
theWest/Kiehl, Minnelusa Unit. Paper SPE 24144 presented at the SPE/DOE Enhanced OilRecovery Symposium, Tulsa, OK, 1992.
[5]. Pitts, M.J. Recent Field Work in the United States with Alkali-Surfactant.
Presented at the NSF Workshop, Use of Surfactants for Improved Petroleum Recovery, 2001.
[6]. Nguyen Phuong Tung et al, Design of the Thermostable Surfactant
Composition and Investigating its Adsorption on Diorite Quartz Surface to Use for Enhanced Oil Recovery in the Dragon South – Eastern (DSE) Reservoir The 2-nd International Conference “FRACTURED BASEMENT RESERVOIR”, Vung Tau, 9-10 September, 2008
[7]. Nguyen Phuong Tung et al. Design of the Thermostable Surfactant Systems for
Enhanced Oil Recovery in Dragon South-Eastern Basement Reservoir, Báo cáo tại Hội nghị KHCN kỷ niệm 35 năm thành lập Viện Dầu khí Việt Nam, Hà Nội, 21-22, May, 2008
[8]. Nguyen Phuong Tung et al, Design Of Thermostable Surfactant Systems For
Enhanced Oil Recovery In The White-Tiger Reservoir By Experimental Optimization Method, 2-nd International Conference “FRACTURED BASEMENT RESERVOIR”, Vung Tau, 9-10 September, 2008.
[9]. Larry W, Lake, Raymon L, Schmidt, Paul B, Ventuno (1992), A niche for
enhanced oil recovery in the 1990s, pp, 55-61
[10]. Shmid RL (1990). Thermal enhanced oil recovery – Current Status and future
need. Chemical engineering progres, pp. 47 – 59.
[11]. Trương Công Tài, Nguyễn Chu Chuyên (2002). Độ thấm của tầng móng mỏ
Bạch Hổ và vai trò của nó trong biện luận giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu. Hội thảo khoa học “ Nâng cao hệ số thu hồi dầu mỏ Bạch Hổ”, pp. 6 – 7.
[12]. Cao, Y. and Huilin, L. Interfacial activity of a novel family of polymeric
surfactants. European Polymer J., 38, 1457-1463, 2002.
[13]. Taber, J.J (1969). Dynamic and Static Forces Required To Remove a
Discontinuous Oil Phase from Porous Media Containing Both Oil and Water.
73
[14]. F.M. Menger, J.S. Keiper, Angew. Chem. Int. Ed. 39 (2000) 1906.
[15]. S.S. Kim, W.Z. Zhang, T.J. Pinnavaia, Science 282 (1998) 1302.
[16]. M.J. Rosen, J.H. Mathias, L.H. Davenport, Langmuir 15 (1999) 7340.
[17]. D.S. Aswal, V.K. Goyal, P.S. Bhattacharya, J. Phys. Chem. 100 (1996) 11664.
[18]. D.S. Aswal, V.K. Goyal, P.S. Bhattacharya, S. J. Phys. Chem. B 102 (1998)
6152.
[19]. A. Pinazo, X. Wen, L. Peˇ ırez, M.-R. Infante, E.I. Franses, Langmuir 15
(1999) 3134.
[20]. T. Zhou, et al., Colloids Surf. A: Physicochem. Eng. Aspects (2007) 15003
[21]. Li Zaijun*, Yuan Rui, Liu Zhongyun, and Yin Fushan, Synthesis of a Novel
Dialkylaryl Disulfonate Gemini Surfactant, Journal of Surfactants and Detergents, vol. 8, No. 4 (October 2005)
[22]. James R. Kanicky, Juan-Carlos Lopez-Montilla, Samir Pandey, Dinesh O.
Shah, Surface Chemistry in the Petroleum Industry Center for Surface Science and Engineering, Departments of Chemical Engineering and Anesthesiology, University of Florida, Gainesville, Florida, USA
[23]. George J. Hirasaki, Clarence A. Miller, Gary A. Pope, Richard E. Jackson.
Surfactant Based Enhanced Oil Recovery and Foam Mobility Control. Technical report, Office of Scientific & Technical Information, USA, 2004.
[24]. Shuler, P.J., et. al. Improving Polymer Injectivity at West Coyote Field,
California. SPE reservoir Engineering, 271-280, 1987.
[25]. Taber, J.J. Dynamic and Static Forces Required To Remove a Discontinuous
Oil Phase from Porous Media Containing Both Oil and Water. SPE Journal Volume 9, Number 1, p. 3 – 12, March 1969.
[26]. George Hirasaki, Danhua Leslie Zhang. Surface Chemistry of Oil Recovery
From Fractured, Oil-Wet, Carbonate Formations. SPE Journal, volume 9, number 2, p. 151-162, June 2004.
[27]. Krister Holmberg. Handbook of Applied Surface and Colloid Chemistry. ISBN
0471 490830 , John Wiley & Sons, Ltd, 2001.
[28]. Sabatini, D.A., Acosta, E., and Harwell, J.H. Linker Molecules in Surfactant
Mixtures. Submitted to Current Opinion in Col. and Int. Sci., 2003.
[29]. Shuler, P.J., et. al. Improving Polymer Injectivity at West Coyote Field,
California. SPE reservoir Engineering, 271-280, 1987.
[30]. Christie Lee, P.D. Berger, Our New Tricks for Your Old Reservoirs, Paper
presented at the SPE Improved Oil Recovery, Tulsa, OK, 2006
[31]. Itstvan Lakatos et al. Application of Viscoelastic Surfactants as Mobility
Control Agents in Low Interfacial tension Flood, SPE Paper 106005, presented at the SPE 2007 Intel. Symposium of Oilfield Chemistry, Houston, Texas, U.S.A., 2007