Quy trình xử lý vùn cận đáy giếng cho giếng №803 MCII8 tầng Móng Bạch Hổ bằng nhũ tương dầu –axit

MỤC LỤC LỜI NÓI ĐẦU iv CHƯƠNG I 3 KHÁI QUÁT ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ TỰ NHIÊN VÀ TÌNH HÌNH KHAI THÁC DẦU KHÍ VÙNG MỎ BẠCH HỔ 3 1.1, ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ, TỰ NHIÊN 3 1.1.1, Vị trí địa lý của mỏ Bạch Hổ 3 1.1.2, Đặc điểm địa lý tự nhiên 3 1.1.3, Đặc điểm khí hậu 3 1.1.4, Đặc điểm kinh tế xã hội 4 1.2,TÌNH HÌNH KHAI THÁC CỦA MỎ BẠCH HỔ 4 1.2.1,Tình hình khai thác vỉa 23 tần Mioxen hạ vòm Trung Tâm 5 1.2.2, Tình hình khai thác tầng Moioxen hạ vòm Bắc 5 1.2.3, Tình hình khai thác ở Oligoxen 6 1.2.4, Tình hình khai thác tần Móng 6 CHƯƠNG II 8 TỔNG QUAN VỀ ĐẶC ĐIỂM THẠCH HỌC VÀ CHẤT LƯU TRONG VỈA SẢN PHẨM CỦA TẦNG MÓNG MỎ BẠCH HỔ 8 2.1, ĐẶC ĐIỂM THẠCH CỦA MỎ BẠCH HỔ 8 2.1.1, Đặc điểm thạch học và thành phần khoáng vật 8 2.1.2, Thành phần hóa học 12 2.1.3, Đặc điểm cấu trúc độ rỗng của đất đá tầng móng Bạch Hổ 13 2.1.4, Tính thấm chứa của đá Móng 17 2.2, NHỮNG ĐẶC TRƯNG CƠ BẢN VỀ CHẤT LƯU TRONG VỈA SẢN PHẨM 17 2.2.1,Các tính chất của dầu trong điều kiện vỉa 17 2.2.2, Đặc tính lý hóa của dầu tách khí 19 2.2.3, Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu 19 2.2.4, Các tính chất của nước vỉa 20 2.3, ĐẶC TRƯNG VỀ ÁP SUẤT VÀ NHIỆT ĐỘ CỦA VỈA SẢN PHẨM 21 2.3.1,Áp suất vỉa ban đầu 21 2.3.2, Gradien địa nhiệt và Nhiệt độ ở đá Móng Bạch Hổ 21 2.3.3, Các thông số công nghệ mỏ 22 CHƯƠNG III 25 NHỮNG NGUYÊN NHÂN GÂY NHIỄM BẨN VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG VÀ CƠ SỞ LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG BẰNG NHŨ TƯƠNG AXIT 25 3.1, NHỮNG NGUYÊN NHÂN ẢNH HƯỞNG LÀM NHIỄM BẨN 25 3.1.1,Do quá trình khoan 25 3.1.2,Do quá trình mở vỉa và hoàn thiện giếng 25 3.1.3,Do quá trình khai thác 26 3.1.4, Do các quá trình sửa chữa giếng 26 3.1.5, Kết luận đối với các yếu tố ảnh hưởng 26 3.2, CÁC PHƯƠNG PHÁP TÁC ĐỘNG LÊN VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG ĐÃ ĐƯỢC ÁP DỤNG 27 3.2.1,Phương pháp cơ học 27 3.2.2, Phương pháp hóa học 28 3.2.3, Phương pháp nhiệt học 32 3.3, CƠ SỞ LẬP LUẬN ĐỂ LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG CHO №803 TẠI TẦNG MÓNG BẰNG NHŨ TƯƠNG AXIT. 33 3.3.1, Hiệu quả kinh tế của các phương pháp xử lý. 33 3.3.2, Sự phù hợp của điều kiện vỉa với phương pháp xử lý 33 3.3.3, Điều kiện cơ sở kỹ thuật, nhân lực 33 3.4, CÁC LOẠI AXIT THƯỜNG DÙNG VÀ CÁC CHẤT GÂY ỨC CHẾ 34 3.3.1, Các loại axit thường dùng 34 3.3.2, Các chất gây ức chế 34 CHƯƠNG IV: THIẾT KẾ PHƯƠNG ÁN XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG BẰNG NHŨ TƯƠNG AXIT DẦU TẦNG MÓNG CỦA GIẾNG №803 MỎ BẠCH HỔ 36 4.1,CƠ SỞ ĐỂ LẬP PHƯƠNG ÁN XỬ LÝ VÀ LỰA CHỌN HÓA PHẨM 36 4.1.1,Cơ sở để lập phương án xử lý bằng nhũ tương axit phù hợp với điều kiện kỹ thuật hiện tại 36 4.1.2,Phân tích lựa chọn hóa phẩm chính để xử lý 37 4.2, TÍNH TOÁN XỬ LÝ CÁC SỐ LIỆU 39 4.2.1, Các thông số của giếng №803 39 4.2.2,Tính toán xử lý 41 4.3,CÔNG TÁC CHUẨN BỊ VÀ TIẾN HÀNH XỬ LÝ 48 4.3.1, Chuẩn bị trước khi tiến hành xử lý 48 4.3.2, Quy trình xử lý 51 4.4, DỰ TOÁN KINH TẾ VÀ SẢN LƯỢNG LÀM VIỆC SAU KHI XỬ LÝ 54 4.4.1,Tính toán dự đoán sản lượng và thời gian duy trì hiệu quả xử lý của giếng sau khi xử lý 54 4.4.2, TÍNH TOÁN CHI PHÍ CHO CÁC CÔNG TÁC XỬ LÝ 56 CHƯƠNG V: CÔNG TÁC AN TOÀN VÀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG TRONG VÀ SAU KHI XỬ LÝ 57 5.1,NHỮNG YÊU CẦU CHUNG VỀ ĐẢM BẢO AN TOÀN TRONG CÔNG TÁC XỬ LÝ. 57 5.2,QUY ĐỊNH AN TOÀN KHI CHUẨN BỊ MÁY MÓC, THIẾT BỊ CHO QUÁ TRÌNH XỬ LÝ. 58 5.3,QUY ĐỊNH AN TOÀN KHI BỐC DỠ, VẬN CHUYỂN CÁC LOẠI HÓA PHẨM 58 5.4, QUY ĐỊNH AN TOÀN KHI CHUẨN BỊ GIẾNG ĐỂ XỬ LÝ AXIT 59 5.5, CÁC BIỆN PHÁP AN TOÀN TRONG KHI TIẾN HÀNH XỬ LÝ GIẾNG BẰNG AXIT 60 KẾT LUẬN 62 Tài liệu tham khảo 63 PHỤ LỤC 64

MỤC LỤC

LỜI NÓI ĐẦU iv

CHƯƠNG I 3

KHÁI QUÁT ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ TỰ NHIÊN VÀ TÌNH HÌNH KHAI THÁC DẦU KHÍ VÙNG MỎ BẠCH HỔ 3

1.1, ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ, TỰ NHIÊN 3

1.1.1, Vị trí địa lý của mỏ Bạch Hổ 3

1.1.2, Đặc điểm địa lý tự nhiên 3

1.1.3, Đặc điểm khí hậu 3

1.1.4, Đặc điểm kinh tế xã hội 4

1.2,TÌNH HÌNH KHAI THÁC CỦA MỎ BẠCH HỔ 4

1.2.1,Tình hình khai thác vỉa 23 tần Mioxen hạ vòm Trung Tâm 5

1.2.2, Tình hình khai thác tầng Moioxen hạ vòm Bắc 5

1.2.3, Tình hình khai thác ở Oligoxen 6

1.2.4, Tình hình khai thác tần Móng 6

CHƯƠNG II 8

TỔNG QUAN VỀ ĐẶC ĐIỂM THẠCH HỌC VÀ CHẤT LƯU TRONG VỈA SẢN PHẨM CỦA TẦNG MÓNG MỎ BẠCH HỔ 8

2.1, ĐẶC ĐIỂM THẠCH CỦA MỎ BẠCH HỔ 8

2.1.1, Đặc điểm thạch học và thành phần khoáng vật 8

2.1.2, Thành phần hóa học 12

2.1.3, Đặc điểm cấu trúc độ rỗng của đất đá tầng móng Bạch Hổ 13

2.1.4, Tính thấm chứa của đá Móng 17

2.2, NHỮNG ĐẶC TRƯNG CƠ BẢN VỀ CHẤT LƯU TRONG VỈA SẢN PHẨM 17

2.2.1,Các tính chất của dầu trong điều kiện vỉa 17

2.2.2, Đặc tính lý hóa của dầu tách khí 19

2.2.3, Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu 19

2.2.4, Các tính chất của nước vỉa 20

i

2.3, ĐẶC TRƯNG VỀ ÁP SUẤT VÀ NHIỆT ĐỘ CỦA VỈA SẢN PHẨM 21

2.3.1,Áp suất vỉa ban đầu 21

2.3.2, Gradien địa nhiệt và Nhiệt độ ở đá Móng Bạch Hổ 21

2.3.3, Các thông số công nghệ mỏ 22

CHƯƠNG III 25

NHỮNG NGUYÊN NHÂN GÂY NHIỄM BẨN VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG VÀ CƠ SỞ LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG BẰNG NHŨ TƯƠNG AXIT 25

3.1, NHỮNG NGUYÊN NHÂN ẢNH HƯỞNG LÀM NHIỄM BẨN 25

3.1.1,Do quá trình khoan 25

3.1.2,Do quá trình mở vỉa và hoàn thiện giếng 25

3.1.3, Do quá trình khai thác 26

3.1.4, Do các quá trình sửa chữa giếng 26

3.1.5, Kết luận đối với các yếu tố ảnh hưởng 26

3.2, CÁC PHƯƠNG PHÁP TÁC ĐỘNG LÊN VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG ĐÃ ĐƯỢC ÁP DỤNG 27

3.2.1,Phương pháp cơ học 27

3.2.2, Phương pháp hóa học 28

3.2.3, Phương pháp nhiệt học 32

3.3, CƠ SỞ LẬP LUẬN ĐỂ LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG CHO №803 TẠI TẦNG MÓNG BẰNG NHŨ TƯƠNG AXIT 33

3.3.1, Hiệu quả kinh tế của các phương pháp xử lý 33

3.3.2, Sự phù hợp của điều kiện vỉa với phương pháp xử lý 33

3.3.3, Điều kiện cơ sở kỹ thuật, nhân lực 33

3.4, CÁC LOẠI AXIT THƯỜNG DÙNG VÀ CÁC CHẤT GÂY ỨC CHẾ .34 3.3.1, Các loại axit thường dùng 34

3.3.2, Các chất gây ức chế 34

CHƯƠNG IV: THIẾT KẾ PHƯƠNG ÁN XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG BẰNG NHŨ TƯƠNG AXIT DẦU TẦNG MÓNG CỦA GIẾNG №803 MỎ BẠCH HỔ 36

ii

4.1,CƠ SỞ ĐỂ LẬP PHƯƠNG ÁN XỬ LÝ VÀ LỰA CHỌN HÓA PHẨM 36 4.1.1,Cơ sở để lập phương án xử lý bằng nhũ tương axit phù hợp với điều

kiện kỹ thuật hiện tại 36

4.1.2,Phân tích lựa chọn hóa phẩm chính để xử lý 37

4.2, TÍNH TOÁN XỬ LÝ CÁC SỐ LIỆU 39

4.2.1, Các thông số của giếng №803 39

4.2.2,Tính toán xử lý 41

4.3, CÔNG TÁC CHUẨN BỊ VÀ TIẾN HÀNH XỬ LÝ 48

4.3.1, Chuẩn bị trước khi tiến hành xử lý 48

4.3.2, Quy trình xử lý 51

4.4, DỰ TOÁN KINH TẾ VÀ SẢN LƯỢNG LÀM VIỆC SAU KHI XỬ LÝ .54

4.4.1,Tính toán dự đoán sản lượng và thời gian duy trì hiệu quả xử lý của giếng sau khi xử lý 54

4.4.2, TÍNH TOÁN CHI PHÍ CHO CÁC CÔNG TÁC XỬ LÝ 56

CHƯƠNG V: CÔNG TÁC AN TOÀN VÀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG TRONG VÀ SAU KHI XỬ LÝ 57

5.1,NHỮNG YÊU CẦU CHUNG VỀ ĐẢM BẢO AN TOÀN TRONG CÔNG TÁC XỬ LÝ 57

5.2,QUY ĐỊNH AN TOÀN KHI CHUẨN BỊ MÁY MÓC, THIẾT BỊ CHO QUÁ TRÌNH XỬ LÝ 58

5.3,QUY ĐỊNH AN TOÀN KHI BỐC DỠ, VẬN CHUYỂN CÁC LOẠI HÓA PHẨM 58

5.4, QUY ĐỊNH AN TOÀN KHI CHUẨN BỊ GIẾNG ĐỂ XỬ LÝ AXIT 59

5.5, CÁC BIỆN PHÁP AN TOÀN TRONG KHI TIẾN HÀNH XỬ LÝ GIẾNG BẰNG AXIT 60

KẾT LUẬN 62

Tài liệu tham khảo 63

PHỤ LỤC 64

iii

DANH MỤC BẢNG BIỂU

Bảng 2.1: Thành phần khoáng vật và sự phân bố của các loại đá Móng mở

Bạch Hổ(%) 10

Bảng 2.2 : thành phần hóa học của khoáng vật Fenspat 12

Bảng 2.3 : Thành phần hóa học của khoáng vật Plagiocla 12

Bảng 2.4 Thành phần hóa học của khoáng vật Muscovit 13

Bảng 2 5: Không gian rỗng của các loại đá kết tinh trong móng của mỏ Bạch Hổ 15

Bảng 2 6 : Không gian rỗng của đá grannit Móng Bạch Hổ theo khoảng cách tính từ mặt móng 16

Bảng 2.7 Các thông số cơ bản các loại dầu mỏ ở mỏ Bạch Hổ 18

Bảng 2.8 Các thông số cơ bản các loại dầu mỏ ở mỏ Bạch Hổ 23

Bảng3.1: Thống kê hiệu quả xử lý của các phương pháp xử lý axit 34

Bảng 4.1: Thành phần hóa phẩm trước khi chế biến 43

Bảng4.2: Thành phần hóa phẩm trong dung dịch axit HCl sau pha chế 43

Bảng 4.3: Thành phần trong dung dịch axit Glino 43

Bảng 4.4: Một số thông số về axit 43

Bảng 4.5: Bảng dự toán chi phí cho công tác xử lý 56

iv

MỤC BẢNGHÌNH 1 : Sơ đồ cấu trúc giếng 40HÌNH 2 : Sơ đồ thiết bị công nghệ dùng để xử lý vùng cận đáy

giếng……….………50HÌNH 3 : Sơ đồ biểu diễn bản chất công nghệ xử lý vùng cận đáy giếng bằng dung dịch nhũ tương axit ………53

v

LỜI NÓI ĐẦU Với tốc độ phát triển về mọi mặt , kinh tế , đời sống xã hội cũng như

khoa học kỹ thuật như hiện nay thì năng lượng là một trong những nhu cầu quantrọng và đáng quan tâm của mọi quốc gia trên toàn thế giới nói chung và củaViệt Nam nói riêng Người ta đã tìm kiếm, nghiên cứu và khai thác sử dụng một

số loại năng lượng mới như : năng lượng hạt nhân, năng lượng mặt trời… nhưngnhững nguồn năng lượng này vẫn chưa thể thay thế vị trí quan trọng của nguồnnăng lượng dầu khí Trong khi nhu cầu năng lượng ngày càng tang, ngược lại trữlượng dầu khí của các mỏ khai thác ngày càng giảm và công việc tìm kiếm các

mỏ mới gặp nhiều khó khan, thậm chí còn không mang lại kết quả Phải làm thếnào để vẫn duy trì được nguồn năng lượng cung cấp trong khi chờ những mỏ dầukhí mới cũng như các nguồn năng lượng mới được tìm ra, đây là một bài toánkhó và nan giải Tuy nhiên để khắc phục phần nào về vấn đề này thì người ta đãnghiên cứu ra một số phương pháp nhằ nâng cao hiệu quả sản lượng cũng nhưkhả năng thu hồi dầu khí của các giếng bằng hình thức xử lý vùng cận đáy giếngnhư :

bộ môn và khoa cung sự đồng ý của giảng viên : ThS Doãn Thị Trâm, em đã

nhận được đề tài tốt nghiệp “ Quy trình xử lý vùn cận đáy giếng cho giếng

№803 MCII-8 tầng Móng Bạch Hổ bằng nhũ tương dầu –axit” Với sự nhiệt

tình giúp đỡ của các anh các chú trong xí nghiệp khoan khai thác dầu khí VSP ,

đã giúp em thu thập được một số số liệu Dưới sự hướng dẫn và dạy bảo tận tìnhcủa ThS Doãn Thị Trâm, cùng sự nỗ lực của bản thân đến nay đồ án của em đãhoàn thành

Mặc dù đồ án của em đã hoàn thành nhưng không tránh khỏi những thiếu sótmong được sự góp ý của các thầy cô trong bộ môn cũng như trong khoa dầu khí

để đồ án của em được hoàn thiện hơn

Em xin chân thành cảm ơn các thầy cô trong bộ môn đặc biệt là ThS DoãnThị Trâm đã hướng dẫn tận tình và tạo điều kiện cho em hoàn thành tốt đồ áncủa mình

Hà Nội, ngày 6 tháng 6 năm 2017 Sinh viên thực hiện

Trần Quốc Trọng

CHƯƠNG I KHÁI QUÁT ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ TỰ NHIÊN VÀ TÌNH HÌNH KHAI

THÁC DẦU KHÍ VÙNG MỎ BẠCH HỔ 1.1, ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ, TỰ NHIÊN

1.1.1, Vị trí địa lý của mỏ Bạch Hổ

Mỏ Bạch Hổ , là tên mỏ dầu lớn nhất , là nguồn cung cấp dầu khí chủ yếucho Việt Nam hiện nay Mỏ nằm tại lô 09, thuộc bồn trũng Cửu Long của thềmlục địa Việt Nam ở biển Đông và cách đất liền 120km Đơn vị khai thác mỏ lày

là Xí nghiệp liên doanh Việt – Xô thuộc tập đoàn đầu khí Việt Nam , mỏ Bạch

Hổ cách cảng Vietsovpetro ( VSP ) 130km.Cảng dầu khí nằm tại thành phốVũng Tàu , nơi đặt trụ sở chính của XNLD VSP Như vậy , từ bờ ra các giànkhoan để làm việc phải đi bằng máy bay lên thẳng hoặc tàu biển

1.1.2, Đặc điểm địa lý tự nhiên

Mỏ Bạch Hổ nằm ngoài biển có độ sâu tại mỏ là 50m , thuận lợi cho việc sửdụng các giàn khoan tự nâng

-Dòng chảy : dưới tác dụng của gió mùa ở vùng biển Đông tạo nên dòngđối lưu Ngoài ra do chênh lệch khối lượng riêng của nước biển , chế độ gió địaphương , thủy triều , địa hình đáy biển , cấu tạo đường bờ tạo ra các dòng chảykhác nhau là thủy triều và trôi dạt Tốc độ cực đại của dòng là 0,3 -0,77 m/s.Thời gian chảy của dòng triều khoảng 12h mỗi lần trên xuống Dòng trôi dạthình thành do sự kết hợp giữa dòng tuần hoàn khu vực và dòng do gió mặt tạo ra -Sóng : chế độ sóng của khu vực này mang tính chất sóng gió mùa, có thểchia thành sóng gió mùa hè , sóng gió mùa đông Sóng gió mùa hè có thể kéo dài

từ tháng 5 – tháng 10 với hướng sóng chủ yếu là Tây Bắc - Đông Nam Sóngthấp , tương đối ổn định , chiều cao trung bình từ 0,6 – 2 m Sóng gió mùa mùaĐông có ưu thế hướng gió Đông Bắc –TâyNam, sóng có chiều cao trung bình2,3-3m, cực đại có thể cao tới 6m

1.1.3, Đặc điểm khí hậu

Toàn bộ khí hậu vùng mỏ là khí hậu nhiệt đới gió mùa Ở đây có 2 mùachính là mùa khô và mùa mưa Mùa mưa kéo dài từ tháng 5 đến tháng 11 trongnăm Thời gian này có có gió mùa tây nam , nhiệt độ không khí khoảng 25-32

℃ , độ ẩm trung bình cỡ 88% Lượng mưa lớn , chiếm 95-98% lượng mưa của cảnăm.

Mùa khô kéo dài từ tháng 11 đến tháng 4 năm sau Thời gian này có giómùa đông bắc , nhiệt độ trung bình khoảng 24-30 ℃ , độ ẩm trung bình cỡ 65% ,lượng mưa thấp , chiếm 1-3% lượng mưa của cả năm

Thời tiết biển tương đối ôn hòa , thỉnh thoảng có bão xuất hiện từ tháng 6đến tháng 12 Do có hiện tượng gió mùa nên trên biển có thể có sóng cao từ 6-7m Khí hậu , thời tiết như vậy có ít ảnh hưởng tới thi công , chỉ khi có gióchướng thì các công tác vận chuyển người , vật tư thực phẩm ra giàn có ít khókhăn

1.1.4, Đặc điểm kinh tế xã hội

Mỏ bạch Hổ thuộc tỉnh Bà rịa – Vũng tàu, thành phố Vũng Tàu cáchthành phố Hồ Chí Minh 125km theo đường bộ và 80km theo đường thủy Ở đâycòn có sân bay Vũng Tàu với các tuyến bay đi thành phố Hồ Chí Minh ,singapore Đây là thành phố du lịch nổi tiếng

Nguồn năng lượng phục vụ cho kinh tế dân sinh và cung cấp cho các côngtrình công nghiệp lấy từ đường dây tải 35kv nối từ thành phố Hồ Chí Minh vàcác trạm điện Bà Rịa , Phú Mỹ Ngoài ra còn có các tổ hợp phát điện tự cấp củaVSP trên các giàn khoan và một số cơ sở trên bờ

Về dân cư : Thành phố Vũng Tàu có hơn 5 vạn dân Trong đó dân địaphương có khoảng 1 vạn người , chủ yếu sống bằng nghề đánh cá và một số ghềphụ khác, phần dân cư còn lại chủ yếu là dân bắc vào , đây là lượng nhâ lực hùnghậu đáp ứng cho nhu cầu xây dựng mà phát triển ngành dầu khí

1.2,TÌNH HÌNH KHAI THÁC CỦA MỎ BẠCH HỔ

Mỏ Bạch Hổ được đưa vào khai thác công nghiệp ở tần mioxen năm 1986 ,tầng Oligoxen năm 1987 và đá móng năm 1989 Hiện nay , VSP đã có hơn 160giếng trong đó có 116 giếng khai thác , hơn 20 giếng bơm ép , 7 giếng quan sát ,

4 giếng đã hủy trong 116 giếng khai thác có 58 giếng khai thác tự phun , 6giếng khai thác theo chu kỳ, 8 giếng ngừng phun và giếng khai thác bằng cơ học.Tính từ lúc bắt dầu khai thác đến nay đẫ thu được trên 200 triệu tấn dầu,qua các

số liệu của VSP cho thấy lượng dầu khai thác từ tần móng chiếm đa số (85% sản

lượng) nhưng lại ép một lượng nước khá khiêm tốn Điều này dẫn đến tầngmóng giảm áp suất đáng kể làm giảm khả năng khai thác dầu từ tần sản phẩmnày.

Tuy nhiên, theo thống kê, sau hơn 20 năm, sản lượng dầu thô Bạch Hổ đanggiảm mạnh Năm 2009, sản lượng dầu thô khai thác được vào khoảng 5,4 triệutấn nhưng con số này chỉ là 3,81 triệu tấn vào năm 2012 Dự kiến, năm 2013 sẽkhai thác khoảng 3,43 triệu tấn dầu thô

Dưới đây là tình hình khai thác của các mỏ theo các đối tượng:

1.2.1,Tình hình khai thác vỉa 23 tần Mioxen hạ vòm Trung Tâm

Vỉa 23 tần Mioxen hạ vòm Trung tâm đưa vào khai thác thử từ tháng 6 năm

1986 Từ khi bắt đầu khai thác cho đến 1/1/1992 thu được 380,6 nghìn tấn dầu

và 21,7 nghìn tấn nước , trong đó hệ số bù đắp khai thác toàn bộ chiếm 43,8%

Sự khác biệt lớn giữa áp suất vỉa ban đầu 280,7at và áp suất bão hòa 146atđảm bảo dự trữ một lượng lớn nguồn năng lượng vỉa Tuy nhiên khi khai thácchất lưu nhanh nên năng lượng này không đủ để đảm bảo quá trình tự phun được

Từ đó đến nay đã hơn 20 năm , phạm vi khai thác , lượng nước tăng lên , trữlượng dầu khí giảm làm giảm hệ số thu hồi dầu giảm

1.2.2, Tình hình khai thác tầng Moioxen hạ vòm Bắc

Các vỉa được đưa vào khai thác từ tháng 11/1986 Hệ số khai thác cao hơn

so với vòm trung tâm , giá trị trung bình năm 1991 là 0,98 Khai thác đến1/1/1992 được 674,7 nghìn tấn dầu , 191,6 nghìn tấn nước , 115,7 triệu m3 khí

Đã bơm vào 395,7 nghìn m3nước hệ số khai thác đạt 30,8%

Các giếng khai thác với áp suất đáy 139-213at các giếng ngập nước có ápsuất nhỏ hơn áp suất bão hòa hệ số thu hồi dầu hiện tại 5,6% và đã khai thác19,4 dự trữ thu hồi ban đầu.

Cũng như vòm Trung Tâm , ở vomg Bắc sử dụng mối quan hệ ngập nước

và hệ số thu hồi dầu có thể đánh giá sản lượng thu hồi ở các vùng khai thác.Theo sự phụ thuộc này với tỷ lệ độ nhớt là 3,5 hệ số thu hồi cuối cùng được tínhbằng 0,4 Sau hơn 25 năm trở lại đây do sự khai thác và do bơm ép hệ số thu hồidầu sản phẩm có thay dổi theo chiều giảm xuống

1.2.3, Tình hình khai thác ở Oligoxen

Oligoxen được đưa vào khai thác tháng 5/1987 ,có 5 tần sản phâm từ (VI-X)với tính chất thẩm thấu khác nhau Từ khi bắt đầu khai thác đến tháng 1/1992khai thác được 1493,2 nghìn tấn dầu , 0,5 nghìn tấn nước, 261m3 khí , chiếm1,65% trữ lượng quy đổi , 4,2% trữ lượng thu hồi B +C1+20% của vùng chủ yếu

Đã bơm vào vỉa 335,6 nghìn m3 nước , tương ứng hệ số bù tại vùng khai thác ápsuất giảm xuống còn 33 at Tại các giếng khai thác có áp suất đáy nhỏ hơn ápsuât bão hòa (135-146at) Hệ số không khí không quá 250m3

/tấn.

Hiện nay sau hơn 20 năm lưu lượng của giếng nhỏ hơn nhiều so với khi ápsuất vỉa chưa bị suy giảm Mặt khác cũng cho thấy một số tầng chắn hiệu quảnhưng giữa Mioxen và Oligoxen vẫn có sự liên thông thủy lực nhất định

Về quan hệ thủy lực Móng vòm Bắc và các vỉa dầu Oligoxen hạ được biểuhiện ở các chỉ số công nghệ sau đây :

- Trong các giếng thì đá chứa Oligoxen hạ nằm trực tiếp trên móng khôngqua lớp rào chắn nào

- Phễu á suất đo trong quá trình khai thác từ Oligoxen hạ , cũng như ởMóng xấp xỉ bằng áp suất vỉa( đo được ở giếng dầu đầu tiên mở ở Móng )

Vì vậy phần áp suất này không chỉ là áp suất ở Móng, mà còn là áp suất tạiOligoxen

- Theo các giếng Oligoxen hạ cũng như các giếng ở Móng đã xây dựngđược quan hệ áp suất vỉa với sản lượng cộng dồn , quy về độ sâu tuyệt đối3650m Mặc dù quá trình bơm ép chỉ thực hiện ở Oligoxen hạ nhưng lạitác động lên cả tần Móng

2, Vòm Trung Tâm

Được khai thác từ tháng 9/1988 Phần lớp các iếng khai thác có cấu trúcthân trần , khoảng mử vỉa 41-425m với phin lọc tự nhiên

Đặc trung của giếng khai thác là áp suát 94-120at và nhiệt đội cao trên 100

℃ Mặc dù lượng dầu khai thác rất lớn(658-1423 tấn/ngđ), áp suất vỉa ở độ sâutuyệt đối 3650m là 417at

Trong suốt thời kỳ khai thác áp suất giảm từ giá trị ban đầu 417at xuống373at Hệ số thu hồi riêng trên một đơn vị hạ áp của vùng khai thác là 133,45nghìn tấn/at So sánh với áp suất hiện tại đo được ở các giếng khoan cùng thờiđiểm, phân bố khắp nơi của cấu tạo và các chỗ mở vỉa phần trên, giữa và dướicác khối, nhận thấy rằng vỉa có quan hệ thủy động học tốt theo diện tích cũngnhư chiều sâu vỉa Khai thác dầu không có nước

Qua nghiên cứu tính chất vật lý vỉa và tình hình khai thác càng sáng tỏ thêm

sự tồn tại độ thám giữa tần Móng và Oligoxen có mối quan hệ thủy lực và thạchhọc Đây là cơ sở thực tế cho phép ta lựa chọn phương pháp và hóa chất phù hợ

để xử lý Qua đây còn cho ta thấy tại tầng Móng còn có áp suất vỉa lớn 417at) và nhiệt độ cao ( tại chiều sâu 4300m là 157,5℃) Đây là cơ sở để ta chọnphương pháp xử lý axit tương thích

(373-CHƯƠNG II TỔNG QUAN VỀ ĐẶC ĐIỂM THẠCH HỌC VÀ CHẤT LƯU TRONG

- Thạch anh (25-40%) , Plagioca (20-47%) , fenspat (20-50%) , bioti (10%),đôi khi có ít muscovit( đến 3%) và amfibol( đến 2%) , ngoài ra còn có cáckhoáng vật hiếm và nặng

- Adamelit như là loại đá chuyển tiếp giữa grnit và granodiorit cũng nhưgiữa granit và monzonit thạch anh, theo quy luật chúng có mặt cùng ới các

đá đã dược đề cập đến và thực tế bề ngoài chúng không khác biệt vớinhau Trong lát mỏng adamelit được xác định dựa theo hàm lượng thạchanh (20-25%) thấp hơn ở granit và tỷ lệ plagiocla với fenspant kali gầnbằng nhau

- Monzodiorit thạch anh, amfibol-biotit đặc trưng bởi các hàm lượngkhoáng vật mầu như biotit và amfibol cao hơn Amfibol là khoáng vậtdạng hocblend và dạng kiềm của nó là gastingaxit

- Dioritamfibol-biotit, màu xám có cấu tạo khối, hạt trung, thô và có độcứng chắc trung bình Trong chúng có rất ít các khe nứt lơns và theo quyluật chúng bị lấp đầy bằng zeolit

- Diorit thạch anh bọc blend-biotit, đá bị nứt nẻ, các vi khe nứt được lấp đầybằng zeolit và canxit, có những chỗ epidot phát triển mạnh

- Gradiorit trong Móng ít phổ biến hơn granitoid-adamelit, monzonit thạchanh, monzodiorit thạch anh

Các đá Móng chịu sự tác động của quá trình thứ sinh, mà cúng tạo ra độrỗng trong các đá và chuyển thành các đá chứa kiểu lỗ hổng “hang hốc-nứt nẻ”.Chủ yếu trong các quá trình thứ sinh là hoạt động kiến tạo và của các dung dịchthủy nhiệt Hoath động kiến tạo biểu hiện ở sự hình thành các đới phá hủy do đứtgãy và cùng với nó là độ nứt nẻ của các đá tăng lên

Tổng thành phần khoáng vật ở đá Móng qua nghiên cứu được trình bày ởbảng 2.1:

Bảng 2.1: Thành phần khoáng vật và sự phân bố của các loại đá Móng mở Bạch Hổ(%)

Đá khoáng

vật Granit Adamelit LeocomonzomitThạch anh biotit Leicogran-Odiorit Leicomonozo-Dior thạch

anh biotit

Monzodiorit Thạch anh biotit

amfibol

Diorit biotit- Amfibol

Leicodiorit thạch anh biotit- amfibol

Oligiocla đến andezim

Oligiocla đến andezim

Oligiocla đến andezim

Oligiocla đến andezim

Oligiocla đến andezim

66,73,88, 91,94,404, 405,415,425, 431,903.

BH-BH-66,73,88, 100,404,419, 431,802,804, 813,905.

BH-65,80,88, 100,145,431, 804,810,901, 905,1007,1107.

BH-7,65,100, 423,431,802, 804,813,905, 907.

502,504, 1008,1106.

BH-BH-1014, 1106.

110,503,

BH-436, 1007.

11

2.1.2, Thành phần hóa học

Để có cơ sở chọn hóa phẩm trong quá trình xử lý vùng cận đáy giếng ta cầnnghiên cứu các thành phần thạch học có trong đất đá Trong mỗi khoáng vật tạo

đá tầng Móng có các thành phần hóa học riêng như sau:

1, Amfibol : có một số loại như sau

a, Các loại Amfibol nghiêng :

Công thức hóa học là KAlSi3O8, thành phần hóa học trong 2 bảng sau:

Bảng 2.2 : thành phần hóa học của khoáng vật Fenspat

4, Plagiocla :

Có một số loại đồng hình , trong đó có hai loại đáng quan tâm gồm loại axit

có tên là Anbit (NaAlSi3O8¿ và loại bazo tên là Anoctit (CaAl2Si2O8¿, có thànhphần hóa học như trong bảng 3 sau :

Bảng 2.3 : Thành phần hóa học của khoáng vật Plagiocla

Bảng 2.4 Thành phần hóa học của khoáng vật Muscovit

2.1.3, Đặc điểm cấu trúc độ rỗng của đất đá tầng móng Bạch Hổ

Độ nứt nẻ tăng lên , đi kèm với các đới phá hủy do đứt gãy và gắn liềnvới chúng là các đới đập vỡ , cả nát Độ rỗng của khe nứt dao động từ 0,1-0,2mm đến 2-3cm Theo quy luật trong khe nứt một phần hoặc hoàn toàn bịlấp đầy bởi canxit và zeolit Trong hàng loạt các trường hợp mẫu lõi là hiềucác mảnh vỡ sắc cạnh có kích thước 3-8cm Độ dày của các đới này là 2-3m.Các kích thước khe nứt chiếm đa số trong các lát mỏng dao động khoảng 0,1-2,55mm theo chiều dài và 0,01-0,1mm theo chiều rộng Đôi khi kích thướccủa chúng đạt tới 7-15mm theo chiều dài và 0,6 theo chiều rộng Kích thướcchiếm đa số trong các lỗ hổng trong lát mỏng 0,01-0,07mm, của hang hốc là0,5-1,5mm

Trung bình giá trị điện tích các lỗ hổng ( bằng phần trăm diện tích củacác lát mỏng) trong các đá granitoid thuộc khối Bắc là : của khe nứt 1,17%,của lỗ hổng 1,00%, của hang hốc 0,32%

Riêng với các đá granit thuộc vòm Trung tâm tỷ lệ diện tích rỗng của nứt nẻ0,89%, lõ hổng 0,56%, hang hốc 0,06% ( theo nghiên cứu các lát mỏng bơmnhựa màu Xem bảng 5)

Giá trị độ rỗng của các đá thuộc vòm Bắc cao hơn so với các đá của vòmTrung tâm, được giải thích bằng tính kém bền vững của các đá granodiorit,monzodiorit thạch anh, diorit thạch anh cà các đá khác thuộc vòm Bắc, đốivới hoạt động khử kiềm của các dòng thủy nhiệt Bởi thế cho nên các đáMóng thuộc vòm Bắc khác biệt với sự biến đổi nhiệt dịch mạnh Trong khi đó

các đá granit bền vững hơn trước hoạt động khử kiềm nhiệt dịch Đắc trưng

đá vòm Bắc bởi độ thấm cao, cũng như các khe nứt trong chúng thường mởhoặc chỉ mới một phần bị lấp đầy bởi các khoáng vật thứ sinh

Nghiên cứu sự thay đổi độ rỗng cho thấy chúng giảm đi khá rõ rệt theochiều sâu Đặc biệt xu hướng này được quan sát rõ nét đối với các đá granitthuộc vòm Trung tâm: tính từ nóc móng đến độ sâu 500m diện tích rỗngchung của cá khe nứt , lỗ hổng, và hang hốc là 1-2,43%, dưới 500m độ rỗngchung giảm xuống đột ngột đến giá trị 0,46-0,79%( theo kết quả nghiên cứucác lát mỏng bơm nhựa màu) (bảng 6)

Bảng 2 5: Không gian rỗng của các loại đá kết tinh trong móng của mỏ Bạch

Diệntích khenứt(%)

Diệntích lỗrỗng(%)

Diệntíchhang

và hanghốc(%)

hốc(%)

Vòm BắcBH-06, BH-

67,BH94,BH-903

Grannit (đáaxit)

0,1-7,3

0,840,1-2,1

0,370,9-2,8

0,2-5,45

0,350,3-4,3

BH-502, 504,

1008

Monzodioritthạch anh,biotit amfibol

và diorit biotit–amfibol( đátrung tính

0,5-4,05

0,790,3-1,75

0,4

Trung bìnhtoàn vòm bắc

0,1-4,05

1,000,1-5,45

0,320,3-4,3Vòm Trung

TâmMSP1-1,2,402,

Bảng 2 6 : Không gian rỗng của đá grannit Móng Bạch Hổ theo khoảng cách

tính từ mặt móng.

Chiều sâu của mẫu

tính từ mặt Móng(m) Tổng diện tíchcủa khe nứt , hang

hốc , rỗng (%)

Diện tich khe nứt(%) Diện tíchlỗ

hooxg(%)

Diện tích hang hốc (%)

Vòm Bắc

0-100

BH-6

2,03 0,55-3,5

1,23 0-3,5

0,8 0,1-0,35

0

100-300

BH67,69 1,410,3-2,75 0,130-0,2 0,980,1-1,85 0,30-0,9 300-500

500-700

BH-903

0,36 0,2-0,6

0,06 0-0,1

0,3 0,1-0,6

0

mẫu lõi Không cómẫu lõi Không cómẫu lõi

mẫu lõi

Không có mẫu lõi

Koong có mẫu lõi Vòm Trung Tâm

0-100

MSP1-1, BH-2 ,402,

405, 445

2,42 0,11-7,6 1,370-7,6 0,780-1,84 0,230,1-1,9

100-300

BH-425,BH-446

2,1 0,8-3,2

1,57 0,3-2,9

0,45 0,3-0,7

0,08 0-0,3 300-500

BH-402, 404, 425,

446

2,43 0,2-6,2 1,480-6,1 0,880-3,1 0,070-0,6

lõi Khôngmẫu lõi Khôngmẫu lõi 700-1000

BH-405,413,415, 445,

446

0,47 0,1-1,0

0,09 0-0,4

0,34 0,1-0,8

0,04 0-0,3

>1000

BH-404, 413, 425,

431, 445

0,79 0-0,32 0,390-2,4 0,340-1,2 0,060-0,4

2.1.4, Tính thấm chứa của đá Móng

Tính thấm chứa của đá granit tốt nhất so với tất cả các loại đá khác ở tầngMóng, vì vậy tính thấm chứa còn thể hiện khác nhau trong từng khu cực ởtoàn mỏ Độ thấm khí cũng rất nhỏ , các giá trị nhỏ hơn 1mD chiếm trên 80%tổng số mẫu phân tích, các giá trị có độ thấm hơn 10mD chỉ chiếm 1-2%

Do đặc tính thấm của Móng đã nhỏ như vậy cộng với sự giảm độ thấm

do nhiều nguyên nhân trong quá trình khoan, hoàn thiện giếng khai thác ởtầng Móng lại càng nhỏ hơn Để khai thác được lưu lượng dầu khí lớn, triệt

để, và có hiệu quả cho giếng cũng như mỏ thì người ta phải nghiên cứu nhiềuphương pháp tác động ên vùng cận đáy giếng để tăng độ thấm pha của nó.Khi biết được cấu trúc không gian lỗ rỗng và độ thấm của tầng Móng thìchúng ta có thể thết kế quy trình cũng như tiến độ một cách hợp lý chophương pháp xử lý để quá trình xử lý đạt hiệu quả cao

2.2, NHỮNG ĐẶC TRƯNG CƠ BẢN VỀ CHẤT LƯU TRONG VỈA SẢN PHẨM

Lưu thế vỉa gồm dầu , khí và nước là những thành phần trong quá trìnhkhai thác chúng sẽ di chuyển từ vỉa vào giếng và được nâng lên bề mặt.Chúng ta cần phải xem xét chúng để khi xử lý bằng axit có thể tránh đượcnhững khó khăn có thể xẩy ra

2.2.1,Các tính chất của dầu trong điều kiện vỉa

Dầu của tât cả các loại vỉa tại mỏ bạch Hổ chưa bão hòa khí, tỷ số ép( tỷ

số giữa áp suất vỉa và áp suất bão hòa ) là :

1,43 cho Mioxen dưới vòm Bắc 1,67 cho đá Móng

1,9 cho Mioxen dưới vòm Trung tâm

3,54 cho Oligoxen trên

1,94 cho Oligoxen dưới

Theo giá trị của các thông số cơ bản , các loại dầu vỉa ở mỏ Bạch Hổ cóthể chia thành 3 nhóm : theo chiều từ nhóm I đến nhóm III các thông số gia tăng

và được biểu diễn ở bảng sau :

Bảng 2.7 Các thông số cơ bản các loại dầu mỏ ở mỏ Bạch Hổ

Cácthông

Tỷ suất dầu

“GOR”(m3/ft)

Hệ sốthểtích(B)

Độ nhớtvỉa(Pa.s)

Tỷ trọngdầu vỉa(K/

18,4-134-147

1,39-1,41

1,16

0,38-634-668

Trong nhóm I, sự khác biệt giữa dầu Mioxen hạ vòm Trung tâm vàOligoxen trên được nhận biết bởi thành phần khí hòa tan Khí tách dầu từOligoxen trên và hàm lượng nước dị thường (4,28-14,81mol) Còn khí tách dầu

từ Mioxen dưới vòm Trung tân chứa trong thành phần của nó nhiều Propan,butan, pentan, và lớn hơn

Trong nhóm III, dầu Oligoxen hạ so với đá Móng có độ bão hòa khí thấphơn (160-172 so với 178-209m3/T); có giá trị hệ số thể tích thấp hơn (1,46-1,48

so với 1,51-1,59B) trọng lượng riêng lớn hơn (658-668 so với 634-653KG/m3) và

độ nhớt lớn hơn(0,46-0,48 so với 0,38-0,46Mpa.s)

Theo các giá trị áp suất bão hòa và tỷ trọng khí hòa tan, dầu trong nhóm IIItương tự dầu Oligoxen dưới Trên cơ sở các mô hình thực nghiệm có thể khẳngđịnh được rằng : đối với dầu đá Móng sự thay đổi nhiệt độ ít gây ảnh hưởng đến

áp suất bão hòa được xác định bằng tỷ suất khí- dầu

Biến thiên của các thông số dầu vỉa và khí tách trong quá trình tách vi phâncho phép đánh giá sự biến thiên các chỉ tiêu cơ bản của dầu trong quá trình giảm

áp khi pha trộn các loại từ một số vỉa của mỏ Qua phân tích số liệu tách vi phâncho thấy dầu được chia thành 2 nhóm :

- Dầu đá Móng và Oligoxen dưới

- Dầu Oligoxen trên và Mioxen dưới

Về thành phần cấu tử dầu –khí : vì lý do hạn chế các số liệu về chưng cấtchân không , nên sử dụng dầu tách có trọng lượng riêng 833,6KG/m3 và phân tửlượng 251,15g/mol cho móng Oligoxen dưới, trọng lượng riêng 865KG/m3 và300g/mol cho Oligoxen trên và Mioxen dưới Việc ước lượng này dựa trên cơ sởgiống nhau của các giá trị tỷ trọng dầu tách khí của các nhóm và đáp ứng các đặctính trung bình

2.2.2, Đặc tính lý hóa của dầu tách khí

Đặc tính lý hóa của dầu tách khí biểu hiện ở các kết quả nghiên cứu sau:

- Các số liệu về khoảng biến thiên và các giá trị trung bình của các thông sốdầu tách khí sau quá trình tách vi phân cho thấy dầu thuộc loại bán nặng(trung bình), ít lưu huỳnh, nhiều parafin, từ út nhựa đường đến nhiều nhựađường, tỷ lệ thu sản phẩm sáng màu thuộc loại trung bình Nhiệt độ đôngđặc của các loại dầu khoảng 29-34℃ Dầu mỏ Bạch Hổ phân theo hainhóm như trên chỉ có sự khác nhau về trọng lượng riêng và độ nhớt, còncác thông số khác sự thay đổi không rõ nét

- Sau đây là kết quả nghiên cứu các đặc tính của dầu lấy từ điều kiện bề mặttại bình tách So sánh giá trị các thông số trung bình sau khi tách vi phâncủa dầu bề mặt với các điều kiện tách khác nhau cho thấy : sự khác biệtcác thông số cơ bản của các laoij dầu kể trên theo độ nhớt là 0,3-34%, theotrọng lượng riêng khoảng 0,1-2%, theo hàm lượng parafin khoảng 3,2-14% và theo hàm lượng nhựa Arphatit khoảng 7-92%

2.2.3, Thành phần và tính chất của khí hòa tan trong dầu

Tính chất và thành phần khí của các mẫu sâu theo các tầng sản phẩm đượctách ra từ điều kiện vỉa cho đến điều kiện bể chứa(p=0,1Mpa, T=40℃) đượcphân loại như sau :

- Ít Nito (N2<5 %mol ¿ ngoại trừ trường hợp khí tách dầu Oligoxen trên, hàmlượng Nito biến thiên từ 6,6-16,2%mol.

- Không có lưu huỳnh thành phần H2S<0,01%mol

- Ít carbonic thành phần CO2<2%mol.

- Ít Heli thành phần He<0,1%mol

Trong thành phần khí chứa từ 18-52% mol các đồng đẳng nặng của Metan

¿ ¿) với các khoảng biến thiên như sau :

- Mioxen dưới : 28,5-40,0%mol

- Oligoxen trên : 18-52%mol

- Oligoxen dưới : 25,7-33,3%mol

- Móng : 23,9-34,5%mol

Các loại khí hòa tan trong dầu có nhiệt lượng cháy cao từ 44800-70700KJ/s

m3 với khoảng biến thiên theo tầng sản phẩm như sau :

2.2.4, Các tính chất của nước vỉa

Trong các trần tích của tầng Mioxen dưới (tầng 23 và 24) thường gặp hai loạinước Canxi clorua và natri hydrocacbonat Đặc điểm nước laoij Natrihydrocacbonat là có độ khoáng thấ hơn 6,64g/l và chỉ được nhận biết trongkhuôn khổ vòm Bắc Nước ở vòm Nam thuộc loại Canxiclorua có độ khoáng cao16g/l Đồng thời có độ khoáng hóa gia tăng theo hướng Tây Nam Nước thuộctrần tích Oligoxen dưới được lấy từ vỉa lăng kính IV thuộc các tầng sản phẩmchính lai nước loại natri hydrocacbonat Khí hòa tan trong nước là,54-3% trong

đó Nito chiếm 1,29-2,8% Vì Móng và Oligoxen có sự liên thông thủy lực nêntính chất nước vỉa tầng Móng tương tự như nước vỉa tầng Oligoxen

2.3, ĐẶC TRƯNG VỀ ÁP SUẤT VÀ NHIỆT ĐỘ CỦA VỈA SẢN PHẨM

Nhiệt độ và áp suất có ảnh hưởng lớn đến quá trình xử lý vùng cận đáygiếng bằng axit Do vậy cần nắm được đặc trưng áp suất và nhiệt độ vỉa để cógiải pháp tương thích

2.3.1,Áp suất vỉa ban đầu

Các lần đo đạc áp suất vỉa tại các giếng vòm trung tâm và các vomg Bắc củaMóng đều chính xác, không quá sai số cho phép của dụng cụ đo sâu cho thấy ápsuất phân bố đều , gradien áp suất bằng 0,6431 Áp suất vỉa ban đầu ở các giếngOligoxen hạ ở độ sâu tuyệt đối 3650m là 41,7Mpa

Giá trị áp suất ban đầu của Oligoxen hạ là 28,07Mpa ở độ sâu tuyệt đối2824m Áp suất ban đầu của vòm Bắc Mioxen hạ tính chuyển về độ sâu tuyệt đối2913m và phân theo thời gian đó cũng rất phân tán (+0,8Mpa) vượt qua sai sốcho phép Vì vậy áp suất vỉa ban đầu của vòm Bắc là 28,8Mpa có sai số cao

2.3.2, Gradien địa nhiệt và Nhiệt độ ở đá Móng Bạch Hổ

1, Gradien địa nhiệt(GDN) các đá phủ trên Móng

Móng được phr bởi các thành tạo trầm tích tuổi Mioxen và Oligoxen Cáclớp phủ này có hệ số dẫn nhiệt bé hơn so với hệ số dẫn nhiệt của đá Móng Dòngnhiệt dịch sau khi ra khỏi Móng mới phân bố lại ở các lớp phủ phía trên đáMóng, vì vậy giá trị GDN của các tầng khác cũng khác nhau

Những đo đạc ở trong các giếng mở vào thân dầu tuổi Mioxen hạ, Oligoxen

có quy luật sau : cùng chiều sâu như nhau, giếng nào nằm ở vùng đá Móng trồilên thì nhiệt độ cao hơn Ngược lại giếng nào nằm ở vùng Móng tụt xuống thì cónhiệt độ thấp hơn Cụ thể là GDN của các tầng chứa Mioxen và Oligoxen vòmNam ( nơi Móng trồi lên 3050m) cao hơn vòm Bắc ( nưi Mongs tụt xuống ở độsâu 3500m) Càng xuống sâu thì sự khác biệt nhiệt độ giữa đá Móng và lớp phủngày càng bé, như ở vòm Nam các lớp phủ nằm ở độ sâu 2800m xyoongs gặp đámóng ( hơn 3500m), GDN từ 4-5℃/100m Các lớp phủ này gặp móng sâu hơn4000m GDN từ 3-4℃ /100 m

2,Gradien nhiệt đá móng

Đá móng là một khối thống nhất, cơ bản là đá granit, có thể xem rằng GDN

có giá trị không đổi với toàn khối Do ảnh hưởng của lớp phủ Mioxen, Oligoxen

và do vị trí mỗi vòm khác nhau cho nên nhiệt độ các vũng trên mặt Móng khácnhau Nhưng sau khi đi vào Móng ở một độ sâu nào đó ( chẳng han ở độ sâu4300m đối với diện tích nghiên cứu) thì nhiệt độ ở vòm Bắc và Nam giống nhau.Giữa Móng và lớp phủ Oligoxen có một đới nhỏ chuyển tiếp, độ dày lớp chuyểntiếp này là 200m Kết quả nghiên cứu xác định được GDN của đá Móng là 2,5

℃ /100 m Nhiệt độ ở độ sâu 4300m là 157,5℃

3, Dị thường nhiệt độ

Theo số liệu đo đạc ở một số giếng, nhiệt độ tại các điểm đo ở nhiều giếngcao hơn nhiệt độ bình thường tính theoGDN từ vài độ dến vài chục độ Đây là dịthường nhiệt độ do nhiều nhuyên nhân gây nên trong quá trình giếng làm việc.Chẳng han dòng chất lỏng chảy trong các đá chứa nứt nẻ có vận tốc lớn nhưngnhiệt độ ít thay đổi theo tời gian nên nhiệt độ các đáy giếng cao hơn nhiệt độbnhf thường từ vài độ đén vài chục độ mà ta ta ghi nhận được Cơ bản chỉ có thể

do chất lỏng từ dưới sâu đi lên hoặc dòng chay theo phương ngang khi giếng làmviệc, thì số liệu khảo sát dưới đây cho thấy : Nếu lưu lượng của giếng biến đổinhiều )31,5%) thì nhiệt ddoooj cũng chỉ thay đổi từ 1-3℃ nên dòng chảy theophương nằm ngang không gây dị thường nhiệt độ Các đứt gãy của mỏ thường

có góc nghiêng 60-80° Quan sát các mẫu lõi thu được từ đá Móng ta thấy phổbiến từ 60-75° Vậy các nứt nẻ đá Móng mỏ Bạch Hổ cơ bản theo hướng thẳngđứng, chất lỏng từ dưới sâu đi lên theo các nứt nẻ này là nguyên nhân gây dịthường nhiệt độ ở đáy giếng

2.3.3, Các thông số công nghệ mỏ

Để xứ lý giếng thì vấn đề cực kỳ quan trọng là phải biết các thông số côngnghệ mỏ Khi biết được các thông số công nghệ mỏ chúng ta có thể biết đượcnhững mặt han chế cũng như thuận lợi đối với các công tác xử lý để có thể đưa

ra được những phương án phù hợp cho các công tác đó, do đó không những ta cóthể tránh những sự cố không mong muốn mà còn nâng cao hiệu quả xử lý

Các thông số công nghệ mỏ được trình bày ở bảng 2.8 sau :

Bảng 2.8 Các thông số cơ bản các loại dầu mỏ ở mỏ Bạch Hổ

Các thông số Đơn vị

tính

Mioxenhạ

Oligoxenhạ

Móng

Vòmtrungtâm

Vòm bắc

Loại thân dầu Vỉa vòm Vỉa vòm Vỉa vòm Vỉa vòmLoại đá chứa Hạt kết Hạt kết Hạt kết Nứt nẻChiều dầy bão

Nhiệt độ vỉa ban

đầu ( gtri/ điểm

riêng của dầu

trong điều kiện

chuẩn

kG/m3 863,5 861,2 832,5 833,2

Nhiệt độ của dầu

vỉa bão hòa

riêng của nước

trong điều kiện

Nhiệt độ của dầu

tách pha khi bão

hòa parafin

CHƯƠNG III NHỮNG NGUYÊN NHÂN GÂY NHIỄM BẨN VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG

VÀ CƠ SỞ LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐÁY

GIẾNG BẰNG NHŨ TƯƠNG AXIT 3.1, NHỮNG NGUYÊN NHÂN ẢNH HƯỞNG LÀM NHIỄM BẨN

3.1.1,Do quá trình khoan

Quá trình khoan gây ảnh hưởng làm thay đổi đặc tính của vùng cận đáygiếng Bởi trong quá trình khoan dung dịch có thể thấm vào thành giếng qua khenứt và kênh thấm

Khi thấm vào vỉa dung dịch khoan sẽ phản ứng với nước vỉa tạo ra kết tủachứa muối không tan Mặt khác có thể cũng tạo ra nhũ tương ổn định làm giảm

độ thấm của vỉa dầu Dung dịch khoan tiếp xúc với đá làm xi măng trong đá cóthể trương phồng dẫn đến bịt kín khoảng không lỗ rỗng, giảm độ thấm của đá

Đa số các giếng khoan hay giếng khai thác đều có thể bị ảnh hưởng nhiễmbẩn bởi những nhân tố trong quá trình khoan, điều này là không thể tránh khỏi

3.1.2,Do quá trình mở vỉa và hoàn thiện giếng

Quá trình mở vỉa sản phẩm khi khoan đóng một vai trò cực kỳ quan trọng

Nó ảnh hưởng trực tiếp đế sự lưu thông dòng dầu khí mà giếng thu nhận từ vỉa,nếu quá trình mở vỉa không tốt sẽ làm cho giếng bị nhiễm bẩn, làm lưu lượngdầu khí từ vỉa vào giếng giảm

Quá trình đục lỗ ống chống cũng gây tác động tức thời đến vùng cận đáygiếng bởi các sóng va đập với các tần số khác nhau Nó có thể cẩn trở hoặc thúcđẩy quá trình thấm do tạo thành các lớp chất lỏng dị thường trên bề mặt tiếp xúccủa chất lỏng và đất đá

Quá trình hoàn thiện giếng có thể cần đến dung dịch nặng để làm cân bằng

áp suất vỉa với áp suất cột dung dịch khoan , nó có thể gây nhiễm bẩn tầng sảnphẩm khi chúng thấm vào thành hệ là nguyên nhân gây nên sự giảm sút độ thấmcủa vùng cận đáy giếng

Quá trình mở vỉa và hoàn thiện giếng đã tiến hành ở giai đoạn trước nhưngcũng như quá trình khoan vẫn tiềm tàng đến bây giờ gây giảm độ thấm quanhvùng cận đáy giếng.

3.1.3, Do quá trình khai thác

Trong quá trình khai thác dầu khí và bơm ép nước thì tất cả các chất lưu đều

đi qua vùng cận đáy giếng Tại đây các quá trình đều xảy ra ở độ sâu tuyệt đốinhiệt độ và áp suất khác với điều kiện mà chất lưu tồn tại trước đó, kết quả là tạivùng cận đáy giếng có thể đọng lại các thành phần khác nhau như : Parafin, hắc

ín, nhựa asfan, các muối lắng đọng, các trầm tích cơ học, hóa học Làm cho độrỗng độ thấm của vùng cận đáy giếng giẩm dẫn đến lưu lượng dầu vào đáy giếnggiảm, làm cho sản lượng khai thác cũng giảm theo

3.1.4, Do các quá trình sửa chữa giếng

Quá trình sữa chữa giếng có thể cần đến dung dịch nặng để áp suất đáygiếng bằng áp suất vỉa và nó giống như dung dịch khoan có thể gây nhiễm bẩntầng sản phẩm Ngoài ra xử lý vùng cận đáy giếng bằng axit thường gây ra sự ănmòn thiết bị khi thác tạo thành các chất lắng đọng Kết quả làm bịt kín các lỗhổng, khe nứt Tốc độ ăn mòn thiết bị phụ thuộc vào hàm lượng và nồng độ axit,nhiệt độ và áp suất Khi nhiệt độ đáy giếng cao thì tốc độ ăn mòn tăng lên vàtrong dung dịch trở nên giàu các sản phẩm của sắt Các sản phẩm này kết hợpvới muối tạo ở vỉa tạo nên các chất lắng đọng bịt kín các khe nứt , lỗ hổng và gâynên nhiễm bản vùng cận đáy giếng, làm cho độ thấm của vỉa giảm

Việc đánh giá chính xác sự nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng cho phép chúng

ta có giải pháp xử lý, dự đoán được lưu lượng để thiết kế khai thác một cách hợplý

3.1.5, Kết luận đối với các yếu tố ảnh hưởng

Tất cả các yếu tố ảnh hưởng ở trên đều có chung một điểm, đó là gây ra sựnhiễm bẩn vùng cận đáy giếng dẫn đến độ thấm của vỉa giảm Điều này tươngđương với làm tăng hệ số Skin Để khai thác được lưu lượng dầu lớn hơn và đểkhai thác triệt để hơn trữ lượng dầu trong vỉa, mang lại hiệu quả kinh tế cao hơncho các giếng khai thác nói riêng và vùng mỏ nói chung Chúng ta phải nghiêncứu để có giải pháp làm giảm, cũng như loại trừ sự nhiễm bẩn của vùng cận đáy

giếng, không những thế còn cải thiện điều kiện của vỉa ban đầu để làm tăng độthấm gốc của vỉa Đây là mục đích cũng như yêu cầu đặt ra đối với các phươngpháp xử lý vùng cận đáy giếng.

3.2, CÁC PHƯƠNG PHÁP TÁC ĐỘNG LÊN VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG

tế đã trải qua trong điều kiện của VSP cho phép ta tham khảo lựa chọn áp dụngđược sát thực

3.2.1,Phương pháp cơ học

Phương pháp xử lý cơ học được sử dụng tương đối nhiều trong liên doanhVSP Những phương pháp cơ học có ưu điểm cũng như hạn chế riêng của chúng,

ta cần nắm chắc để lựa chọn và vận dụng

1, Phương pháp xử lý giếng nhờ trái nổ tạo khí áp cao :

Phương pháp dùng trái nổ là phương pháp sau khi nổ tạo ra lượng khí nổ rấtlớn làm áp suất tại vùng cận đáy giếng tăng mạnh tạo nên hiện tượng truyền sóngphẳng vào chất lỏng giúp chất lỏng có một xung áp đủ lớn để làm nứt đất đávùng cận đáy giếng

+ Ưu điểm : Nhiệt của khí ở trong vùng cháy có thể đạt tới 3000-3500℃ ,còn tại đầu vào của các lỗ đục ống chống nhiệt độ khoảng 400-500℃ Do có tácdụng nhiệt làm cho các các thành phần lắng đọng parafin, nhựa dính phân rã ra,đồng thời làm giảm độ nhớt và ứng suất bề mặt của dầu và nhũ tương dầu nước,nhờ đó tăng độ thấm của chất lưu vào giếng Sau quá trình tạo khe nứt và lưuthông dòng chảy thì áp suất trong giếng bắt đầu giảm, lượng khí lớn bị nén ởtrong bị tháo tải do chênh áp tạo ra vận tốc dòng chất lưu lớn mang theo nhữngcặn bã của các phản ứng làm sạch khe nứt

+ Nhược điểm : Khi dùng trái nổ lớn cần phải kéo toàn bộ cột ống HKT lên.

Đây là công việc phức tạp và chi phí cho công việc này rất tốn kém

 Phương pháp này được áp dụng cho các giếng có cột ống khai thác ởtầng sản phẩm và giếng chứa đầy chất lỏng ( dung dịch sét, dầu, hoặcnước) có áp suất thủy tĩnh 3-100Mpa, nhiệt độ xùng xử lý lớn hơn100℃

2, Phương pháp nứt vỉa thủy lực (NVTL)

Bản chất của phương pháp này là bơm chất lỏng dưới áp suất cao để tạo và

mở rộng thêm các khe nứt trong vỉa sản phẩm, sau đó bơm ép hỗn hợp chất cát chèn vào vỉa để đảm bảo khả năng thấm chảy tốt và duy trì độ thấm sau khikết thúc quá trình nứt vỉa Áp dụng đạt kết quả tốt ở các giếng khai thác có ápsuất vỉa cao, mức độ mất nước thấp, vỉa có độ chứa nhiều dầu và những giếngđược mở vỉa có nhiều tầng chứa và có tổng chiều dày lớn hơn 50m thì tiến hànhnứt vỉa nhiều lần Những giếng đã chống ống, bắn vỉa thì hiệu quả xử lý tốt hơnnhững giếng thân trần

lỏng-3, Phương pháp tạo xung thủy lực

Là phương pháp sử dụng máy tạo xung tác dụng liên tục lên vỉa tạo các khenứt Xử lý bằng phương pháp này áp dụng cho các giếng có tính chất collectorvùng lân cận đáy giếng bị xấu đi do mở vỉa và những giếng vỉa sản phẩm bị thấmmạnh dung dịch sét và xi măng trong quá trình xây dựng Không áp dụng chocác giếng có sự cố kỹ thật ( phần lọc ở đáy giếng bị vỡ, cột ống chống khai thác

bị dẹp , méo ) và những giếng nằm gần ranh giới dầu nước, những giếng cómức độ mất chất lỏng lớn, áp suất vỉa nhỏ

 Tóm lại : Các phương pháp cơ học tác động lên vùng cận đáy giếngnhằm tạo mới hoặc phát triển khe nứt, hang hốc để duy trì và gia tăngkhả năng thấm cho vùng cận đáy giếng nâng cao hiệu quả khai tháccho giếng

3.2.2, Phương pháp hóa học

Trong quá trình khoan, mở vỉa, khai thác cũng như sửa chữa giếng đã làmnhiễm bẩn vùng cận đáy giếng do sự lắng đọng và bít nhét của một số vật chất

Để không những xử lý những cặn bã do lắng đọng bít nhét vật chất nhằm nâng

cao độ thấm vùng cận đáy giếng mà còn cải thiện độ thấm cho các giếng có độthấm ban đầu thấp thì người ta đã nghiên cứu và đưa và sử dụng phương pháphóa hộc một cách rộng rãi và đạt hhieeuj quả cao.

1, Phương pháp rửa axit

Rửa axit là dạng xử lý đơn giản và được dùng để rửa sạch đáy và thànhgiếng, những chất nhiễm bẩn như các vỏ sét và xi măng, các chất nhựa quánh,parafin, và những chất cặn bã của xỉ phát sinh do ăn mòn kim loại Khác với cácphương pháp xử lý khác, khi xử lý rửa axit thì dung dịch axit chỉ ở trong phầnthể tích của đáy giếng và không được ép vào trong vỉa

2, Xử lý axit thường

Xử lý axit bình thường là dạng xử lý phổ biến nhất Trong quá trình xử lý,dung dịch axit được bơm vào vùng lân cận đáy giếng (LCDG) chỉ nhờ một máybơm với lượng dung dịch axit khoảng 20-35m3

3, Xử lý dưới tác dụng của áp suất lớn

Khác với xử lý axit bình thường , xử lý axit dưới tác dụng của áp suất lớnđược thực hiện bơm ép dung dịch axit vào vỉa dưới tác đọng từ 200-300at hoặclớn hơn

4, Xử lý hóa – nhiệt và nhiệt – axit

-Xử lý bằng hóa – nhiệt :

Xử lý hóa – nhiệt được gọi là quá trình xử lý giếng bằng axit muối nóng.Dung dịch được đốt nóng là nhờ tác dụng nhiệt của phản ứng tỏa nhiệt xảy ratrên đáy giếng giữa muối và chất phản ứng thứ hai Để có được nhiệt độ lớn ởđáy giếng, người ta thả kim loại Mg vào đáy giếng, và sau đó tiến hành bơm axitxuống, khi phản ứng xảy ra sẽ tạo ra một nhiệt lượng rất lớn theo phương trìnhsau :

Đối với vỉa dầu khí có đá vôi, dolomite thì xử lý bằng dung dịch muối axitrất hiệu quả.

Các phương trình phản ứng xảy ra như sau :

-Đối với đá vôi :

2 HCl+ CaC O3=CaCl2+H2O+C O2

-Đối với đá Dolomite :

4 HCl+CaMg(C O3)=CaC l2+MgC l2+2 H2O+2 C O2

Các muối CaC l2, MgC l2 ( hòa tan rất tốt trong nước ) và khí C O2 dễ dàng lấylên khỏi giếng sau khi xử lý

Đặc biệt trong dung dịch muối axit có những hỗn hợp khi tác động với axit

sẽ tạo nên những chất cặn bã không hòa tan trong dung dịch axit trung hòa sauphản ứng Sự lắng đọng của những chất này làm giảm độ thẩm thấu vùng lân cậnđáy giếng

Các hỗn hợp thừng có trong dung dịch muối axit :

-Muối không hòa tan FeCl3 tạo thành do kết quả thủy phân chất Fe(OH¿3 -Axit H2SO4 khi tác dụng với CaC l2 tạo nên thạch cao (CaSO4.2 H2O¿

-Axit HF khi tác dụng với CaC O3 tạo nên muối không tan CaF2

-Một số chất hóa học để kìm hãm ăn mòn kim loại được bỏ vào trong dungdịch

Vì axit HCl là axit yếu nên khi xử lý giếng nồng độ HCl từ 10-15% Trongaxit còn có thêm một số chất kìm hãm ăn mòn kim lạo như Fomalin, Unicon vàchất hoạt tính bề mặt như Sunfanol, Xefanol Trong đó Sunfanol còn dùng để tạonhũ tương dầu trong nước dùng xử lý giếng bơm ép, còn ới giếng khai thác thìdùng Xefanol để tạo nhũ tương nước trong dầu

6, Phương pháp xử lý giếng bằng axit sét

Đối với đá collector lục nguyên người ta dùng hỗn hợp axit HF với HCl( gọi là axit set hay axit glino) để xử lý Axit HF tác dụng với thành phần chủyếu là SiO2 và H4A l2Si2O9(cao lin) có trong collector lục nguyên theo các phảnứng sau :

SiO2+4 HF=2 H2O+Si F4

Sản phẩm tạo ra sau phản ứng Si F4 tiếp tục tác dụng với nước :

3Si F4+H2O=Si¿

Axit H2Si F6 hòa trong dung dịch, còn Si¿ theo mức độ giảm tính axit của dungdịch axit HF có thể tạo nên chất keo dính làm bịt kín các lỗ hổng đất đá Để loạitrừ hiện tượng này axit HCl trong hỗn hợp dung dịch axit sét có chức năng phảnứng với Si¿ tạo thành muối SiCl4 hòa tan :

HF tác dụng với SiO2chậm nhưng tác dụng nhanh với H4Al2Si2O9nên xử lý

đá collector lục nguyên axit HF chủ yếu tác dụng với sét Do có sự tạo thành cácmuối kết tủa CaF2, MgF2nên trước khi xử lý axit sét người ta loại thành phần Ca,

Mg bằng cách rửa bằng muối axit

7, Các phương pháp xử lý giếng bằng axit trong điều kiện nhiệt độ vỉa cao

Khi tiến hành xử lý giếng bằng axit trng điều kiện nhiệt độ vỉa cao cần giảiquyết hai vấn đề là dung dịch axit tác động sâu trong vỉa, chống lại sự ăn mòncủa dung dịch axit với các thiết bị lòng giếng Với mục đích đó tại VSP thựchiện :

-Sử dụng dung dịch nhũ tương axit:

Nhũ tương – axit gồm 2 pha trong đó axit là pha phân tán còn dầu là môitrường phân tán nhờ chất tạo nhũ tương Dixovan và đất đá giảm nên môi trườngphân tán nhờ chất tạo nhũ tương Ddixovan

Do sự tiếp xúc giữa axit trong nhũ tương – axit và đất đá giảm nên nhũtương này sẽ đi sâu vào trong vỉa hơn so với hỗn hợp axit bình thường, đồng thờigiảm khả năng ăn mòn kim loại của dung dịch axit

Tùy thộc vào tỷ lệ pha chế mà người ta có các loại nhũ tương axit khácnhau, thông thường người ta pha từ 30-40% dầu tho và 70-60% dung dịch axit