Việt Nam bắt đầu khai thác dầu thô từ năm 1986 ( mỏ Bạch Hổ ở thềm lục địa phía Nam). Tính đến thời điểm 31122016 toàn ngành Dầu khí đã khai thác được 370,33 triệu tấn dầucondensat. Sản lượng khai thác dầucondensat đạt mức đỉnh với sản lượng trên 20 triệu tấn năm vào năm 2004 sau đó bắt đầu suy giảm. Chiếm 60% sản lượng khai thác dầu khí của toàn Tập đoàn dầu khí quốc gia Việt Nam (PVN) từ trước tới nay, mỏ Bạch Hổ mỏ dầu khí lớn nhất cả nước đang trong tình trạng suy kiệt và có thể chỉ còn khai thác được trong 4 5 năm tới đây. Dự tính sản lượng đang còn tiếp tục giảm rất nhanh và đến 2025 chỉ còn 35 triệu tấnnăm. Việc sản lượng khai thác của ngành Dầu khí nói chung và mỏ Bạch Hổ nói riêng đang suy giảm và mỏ đang đi vào giai đoạn tận thu với tình trạng ngập nước nhiều, yêu cầu quan trọng là đẩy sản lượng khai thác tăng lên trong những năm tới. Có 3 xu hướng đầu tư vào dầu khí đó là: • Tìm kiếm các mỏ mới. • Dùng kĩ thuật hiện đại để khai thác dầu từ các mỏ phi truyền thống (dầu nặn, dầu và khí trong đá chặt sít, cát, hắc ín...) • Tăng thu hồi các mỏ đã và đang khai thác. Vấn đề trong việc tìm kiếm mỏ mới và khai thác dầu từ các mỏ phi truyền thống là rất khó khăn và đòi hỏi các công nghệ hiện đại tốn kém. Điều kiện phù hợp nhất với tình hình ngành Dầu khí Việt Nam bây giờ là xu hướng thứ 3 Tăng cường thu hồi dầu từ mỏ đang khai thác bằng việc nghiên cứu ứng dụng các giải pháp mới trong khai thác thu hồi. Bởi sản lượng dầu còn nằm lại trong mỏ còn rất lớn (có thể lên đến 70%) nên việc đẩy mạnh ứng dụng công nghệ để tăng cường thu hồi là điều rất cần thiết và triển vọng. Trong đó ứng dụng công nghệ nano trong khai thác dầu là mổ trong những giải pháp hiệu quả.
Trang 1MỤC LỤC
MỤC LỤC 1
DANH MỤC HÌNH VẼ 2
DANH MỤC BẢNG BIỂU 4
MỞ ĐẦU 5
CHƯƠNG I : CÔNG NGHỆ NANO TRONG KHAI THÁC DẦU 7
1.1 Giới thiệu chung về công nghệ nano 7
1.2 Các ứng dụng công nghệ nano trong khai thác dầu 8
1.2.1 Thay đổi khả năng dính ướt của đất đá vỉa 8
1.2.2 Giảm sức căng bề mặt giữa các pha 9
1.2.3 Cải thiện tốc độ dòng chảy từ các giếng khai thác 12
CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM VÀ HIỆN TRẠNG KHAI THÁC TẦNG MIOXEN MỎ BẠCH HỔ 15
2.1 Tính chất đá chứa và chất lưu tầng Miocen hạ mỏ Bạch Hổ 15
2.1.1 Đặc tính đá chứa tầng Miocen hạ mỏ Bạch Hổ 15
2.1.2 Tính chất lưu thể tầng Miocen hạ mỏ Bạch Hổ 24
2.2 Hiện trạng khai thác 26
2.2.1 Miocen hạ - Vòm Bắc 27
2.2.2 Miocen hạ - Vòm Trung Tâm 32
2.2.3 Miocen hạ - Vòm Nam 36
CHƯƠNG 3: NGHIÊN CỨU, ĐÁNH GIÁ ỨNG DỤNG CÔNG NGHỆ NANO TRONG KHAI THÁC DẦU TẦNG MIOXEN MỎ BẠCH HỔ 39
3.1 Các kết quả thí nghiệm với mô hình vỉa tầng mioxen mỏ Bạch Hổ 39
3.1.1 Thí nghiệm về khả năng đẩy rửa dầu thô mỏ Bạch Hổ với phức nano silica và hợp chất bề mặt[7] 39
3.1.2 Thí nghiệm trên mô hình vỉa tầng mioxen mỏ Bạch Hổ với khả năng cải thiện hệ số thu hồi của tổ hợp nanosilica - HCBM 48
3.2 KẾT LUẬN VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP: 52
3.2.1 Kết luận 52
3.2.2 Đề xuất giải pháp 52
TÀI LIỆU THAM KHẢO 53
Trang 2DANH MỤC HÌNH VẼ
Hình a: Sản lượng khai thác dầu khí qua các năm ở Việt Nam 5
Hình 1.1: Tính dính ướt bề mặt rắn của pha dầu và pha nước 10
Hình 1.2: Phân bố dòng lỏng theo khả năng dính ướt 11
Hình 1.3: Cơ chết làm giảm sức căng bề mặt của dầu bởi hạt nano 12
Hình 1.4 Phương pháp gia nhiệt 13
Hình 2.1: Các mối quan hệ vật lý thạch học của đá chứa Miocen hạ, vòm Bắc mỏ Bạch Hổ 23
Hình 2.2: Các mối quan hệ vật lý thạch học của đá chứa Miocen hạ, vòm Trung tâm mỏ Bạch Hổ 24
Hình 2.3: Biểu đồ sản lượng khai thác của Miocen hạ 27
Hình 2.4: Các chỉ số công nghệ khai thác cơ bản của Miocen hạ vòm Bắc 28
Hình 2.5: Động thái áp suất vỉa của các giếng khai thác Miocen hạ vòm Bắc 29
Hình 2.6: Trạng thái giếng bơm ép tại thời điểm 1/1/2017 30
Hình 2.7: Độ bão hòa dầu tại thời điểm hiện tại (1/1/2017) 31
Hình 2.8: Các chỉ số công nghệ khai thác cơ bản của Miocen hạ vòm Trung Tâm 33
Hình 2.9: Động thái áp suất vỉa của các giếng khai thác Miocen hạ vòm Trung Tâm 34
Hình 2.10: Độ bão hòa dầu hiện tại đối tượng Miocen hạ vòm Trung tâm 35
Hình 2.11: Các chỉ số công nghệ khai thác cơ bản của Miocen hạ vòm Nam 37
Hình 3.1: Mẫu nanosilica: (a) dung dịch keo nanosilica, (b) hạt nanosilic 40
Hình 3.2: Khả năng phân tán của hạt nanosilica trong hệ chất hoạt động bề mặt sau 14 ngày 41
Hình 3.3: Khả năng phân tán dung dịch keo nanosilica trong hệ chất hoạt động bề mặt sau 28 ngày 43
Hình 3.4: Sự biến thiên sức căng bề mặt của hệ nanosilica, hệ chất hoạt động bề mặt và hệ nanosilica trong hệ chất hoạt động bề mặt 45
Hình 3.5: Khảo sát khả năng tự đẩy dầu của nước biển 46
Hình 3.6: Khảo sát khả năng tự đẩy dầu của dung dịch chất hoạt động bề mặt theo thời gian 47
Trang 3Hình 3.7: Khảo sát khả năng tự đẩy dầu của hệ hoá phẩm phối trộn theo thời gian 47
Hình 3.8: Sơ đồ thiết bị thực hiện thí nghiệm 48
Hình 3.9: Động thái đẩy dầu trước khi bơm hóa phẩm 51
Hình 3.10: Động thái đẩy dầu sau khi bơm hóa phẩm 51
Trang 4DANH MỤC BẢNG BIỂU
Bảng 2.1: Đặc trưng các thân dầu trong Miocen hạ 17
Bảng 2.2: Kết quả phân tích hàm lượng các khoáng vật sét trong đá cát kết - bột kết tầng Miocen hạ ở giếng khoan BH-1203 20
Bảng 2.3: Hàm lượng sét trong đá từ kết quả minh giải ĐVLGK tầng Miocen hạ 20
Bảng 2.4: Hàm lượng khoáng vật sét trong các vỉa sản phẩm tầng Miocen hạ vòm Bắc mỏ Bạch Hổ 21
Bảng 2.5: Hàm lượng khoáng vật sét trong các vỉa sản phẩm tầng Miocen hạ vòm Trung tâm mỏ Bạch Hổ 22
Bảng 2.6: Hàm lượng khoáng vật sét trong các vỉa sản phẩm tầng Miocen hạ vòm Nam mỏ Bạch Hổ 22
Bảng 2.7: Tính chất vật lý của đá chứa Miocen hạ 23
Bảng 2.8: Giá trị trung bình các thông số chính của dầu vỉa Miocen hạ 24
Bảng 2.9: Thông số nước vỉa Miocen hạ mỏ Bạch Hổ trong điều kiện vỉa 25
Bảng 2.10: Các chỉ số cơ bản trữ lượng dầu thu hồi của Miocen hạ 26
Bảng 2.11: Các chỉ số công nghệ khai thác cơ bản của Miocen hạ vòm Bắc 28
Bảng 2.12: So sánh độ bão hòa dầu hiện tại và độ bão hòa dầu dư 31
Bảng 2.13: Các chỉ số công nghệ khai thác cơ bản của Miocen hạ vòm Trung Tâm 32
Bảng 2.14: Các chỉ số công nghệ khai thác cơ bản của Miocen hạ vòm Nam 36
Bảng 3.1: Khả năng phân tán của hạt nanosilica trong dung dịch chất hoạt động bề mặt 41
Bảng 3.2: Khả năng phân tán của dung dịch keo nanosilica trong hệ chất hoạt động bề mặt 42
Bảng 3.3: Ảnh hưởng của độ nhớt dung dịch chất hoạt động bề mặt tới khả năng phân tán của dung dịch keo nanosilica 44
Bảng 3.4: Khả năng giảm giá trị sức căng bề mặt của nanosilica trong hệ chất hoạt động bề mặt 45
Bảng 3.5: Góc dính ướt của hệ hóa phẩm phối trộn, nước biển và dung dịch nanosilica 46
Bảng 3.6: Các thông số của mẫu và các yếu tố thể tích,lưu lượng 49
Trang 5MỞ ĐẦU
Việt Nam bắt đầu khai thác dầu thô từ năm 1986 ( mỏ Bạch Hổ ở thềm lục địaphía Nam) Tính đến thời điểm 31/12/2016 toàn ngành Dầu khí đã khai thác được370,33 triệu tấn dầu/condensat Sản lượng khai thác dầu/condensat đạt mức đỉnh vớisản lượng trên 20 triệu tấn/ năm vào năm 2004 sau đó bắt đầu suy giảm
Chiếm 60% sản lượng khai thác dầu khí của toàn Tập đoàn dầu khí quốc giaViệt Nam (PVN) từ trước tới nay, mỏ Bạch Hổ - mỏ dầu khí lớn nhất cả nước đangtrong tình trạng suy kiệt và có thể chỉ còn khai thác được trong 4 - 5 năm tới đây
Hình a : Sản lượng khai thác dầu khí qua các năm ở Việt Nam
Dự tính sản lượng đang còn tiếp tục giảm rất nhanh và đến 2025 chỉ còn 3-5triệu tấn/năm Việc sản lượng khai thác của ngành Dầu khí nói chung và mỏ Bạch Hổnói riêng đang suy giảm và mỏ đang đi vào giai đoạn tận thu với tình trạng ngập nướcnhiều, yêu cầu quan trọng là đẩy sản lượng khai thác tăng lên trong những năm tới Có
3 xu hướng đầu tư vào dầu khí đó là:
Tìm kiếm các mỏ mới
Dùng kĩ thuật hiện đại để khai thác dầu từ các mỏ phi truyền thống (dầunặn, dầu và khí trong đá chặt sít, cát, hắc ín )
Tăng thu hồi các mỏ đã và đang khai thác
Vấn đề trong việc tìm kiếm mỏ mới và khai thác dầu từ các mỏ phi truyềnthống là rất khó khăn và đòi hỏi các công nghệ hiện đại tốn kém Điều kiện phù hợpnhất với tình hình ngành Dầu khí Việt Nam bây giờ là xu hướng thứ 3- Tăng cườngthu hồi dầu từ mỏ đang khai thác bằng việc nghiên cứu ứng dụng các giải pháp mớitrong khai thác thu hồi Bởi sản lượng dầu còn nằm lại trong mỏ còn rất lớn (có thể lên
Trang 6đến 70%) nên việc đẩy mạnh ứng dụng công nghệ để tăng cường thu hồi là điều rấtcần thiết và triển vọng Trong đó ứng dụng công nghệ nano trong khai thác dầu là mổtrong những giải pháp hiệu quả.
Đề tài “ Nghiên cứu công nghệ nano trong khai thác dầu tầng Mioxen mỏ BạchHổ’’ phù hợp với yêu cầu thực tế lúc này
Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:
Đối tượng nghiên cứu: Tầng Mioxen mỏ Bạch Hổ
Phạm vi nghiên cứu: Tầng Mioxen mỏ Bạch Hổ
Mục tiêu đề tài: Đánh giá khả năng ứng dụng công nghệ nano trong khai thácdầu tầng Mioxen mỏ Bạch Hổ, từ đó làm tăng hệ số thu hồi cho mỏ
Trang 7CHƯƠNG I : CÔNG NGHỆ NANO TRONG KHAI THÁC DẦU
1.1 Giới thiệu chung về công nghệ nano.
Công nghệ và vật liệu nano được ứng dụng hiệu quả trong nhiều lĩnh vực, trong
đó có ngành công nghiệp dầu khí nhờ sự phát triển của các kỹ thuật monitoring sángtạo và phát triển bộ cảm biến (sensor) nano thông minh Công nghệ nano có thể được
sử dụng để cải thiện quá trình khoan và khai thác dầu khí bằng cách cung cấp vật liệukhoan nhẹ, chống mài mòn và bền cơ học hơn; phát triển các loại chất lỏng thông minhmới để tăng hiệu suất thu hồi dầu (EOR) nhất là ở điều kiện nhiệt độ và áp suất cao;phân tách các tạp chất kim loại trong dầu hay khí dễ dàng hơn
Từ điển Nano do Viện Nghiên cứu Tiên tiến Collegium Basilea (Thụy Sĩ) địnhnghĩa công nghệ nano là “sự sáng tạo, miêu tả đặc trưng, sản xuất và ứng dụng các vậtliệu, thiết bị và hệ thống bằng cách kiểm soát hình dạng và kích thước ở cấp độ nano”
Tổ chức Tiêu chuẩn Quốc tế (ISO) làm rõ hơn khái niệm công nghệ nano, đó là:
Am hiểu, kiểm soát các vấn đề và quá trình ở cấp độ nano
Sử dụng các tính chất của vật liệu kích thước nano hoàn toàn khác vớitính chất của vật liệu với kích thước lớn hơn, để tạo ra những vật liệu,thiết bị và hệ thống được cải tiến sở hữu đặc tính mới
Công nghệ nano nhìn chung liên quan đến bất cứ việc gì được thực hiện hoặcđược xây dựng trên quy mô kích thước từ 0,1 - 100nm Việc có thể thao tác trên vậtchất ở quy mô kích thước nano không chỉ giúp tạo ra và thao tác trên những vật liệukích thước siêu nhỏ mà còn làm thay đổi bản chất chính vật liệu đó trên quy mônguyên tử và phân tử Kích thước các hạt ở cấp độ nano làm tăng tỷ lệ diện tích bề mặttrên một đơn vị thể tích vật liệu, do đó xuất hiện miền có hiệu ứng lượng tử chiếm ưuthế, đồng thời làm tăng số lượng các nguyên tử hạt nano trên bề mặt Nhờ đó, vật liệu
có thể được chế tạo cứng hơn, nhẹ hơn, bền hơn, hoạt hóa hơn, có độ dẫn điện và/hoặcdẫn nhiệt cao hơn, thân thiện với môi trường hơn và có nhiều đặc tính mong đợi khácnhư quang, điện và từ tính
Chúng ta đang ở trong thời kỳ nghiên cứu cơ bản tạo ra các vật liệu có cấu trúc
và tính chất đặc biệt, như ống nano (nanotube) và sợi nano (nanowire) Lớp phủ nanotiên tiến chống ăn mòn, chống mài mòn cho các bộ phận thiết bị khoan với mục đíchtăng độ cứng, thời gian làm việc, chi phí vận hành thấp hơn cho các bộ phận hoạt độngcủa thiết bị Ngoài ra, lớp phủ nano còn được dùng để bảo vệ các thiết bị và giàn
Trang 8khoan ngoài khơi để tránh rỉ sét và ăn mòn có khả năng gây ra các vấn đề về an toàn.Lớp phủ nano bền, chi phí thấp và thân thiện với môi trường được sử dụng cho cácđường ống ngầm dưới biển để chống hàu, tránh hiện tượng ăn mòn do môi trườngnước biển Mặt khác, công nghệ nano còn được dùng để cải thiện đặc tính các sảnphẩm ngành công nghiệp dầu khí như các hệ phân tán hạt nano trong dầu hay nướclàm tăng cường tính chất nhiệt (truyền nhiệt hoặc cách nhiệt tốt hơn, làm việc tốt hơn
ở điều kiện nhiệt độ/ áp suất cao) và đặc tính chống mài mòn tốt hơn, là giải pháp lýtưởng cho các loại dầu bôi trơn và thành phần dung dịch khoan
1.2 Các ứng dụng công nghệ nano trong khai thác dầu.
1.2.1 Thay đổi khả năng dính ướt của đất đá vỉa.
Một số nhà nghiên cứu đề nghị sử dụng một hạt nano để thay đổi tính ưa nướccủa đất đá vỉa bao gồm các bước cung cấp chất lỏng chứa nước có hệ thống làm thayđổi khả năng ướt; và chảy chất lỏng vào một bể chứa để làm cho vỉa chứa với hệ thốngphủ
Theo Ju Binshan và cộng sự từ Đại học Dầu khí, Đông Trung Quốc mô tả mộtphương pháp mô hình hóa độ ướt và sự thay đổi thấm nhờ hấp thụ polisilic cấu trúcnanomet của môi trường xốp, kết hợp với nghiên cứu các thí nghiệm trong phòng thínghiệm và lĩnh vực [1]
Polysilicon được phân thành ba loại:
Polysilicon lipophobic và hydrophilic (LHP)
Polysilicon trung hòa (NWP)
Polysilicon hydrophobic và lipophilic (HLP)
Khi đá vỉa là đá ưa dầu có thể được biến đổi thành đá ưa nước khi hấp thụ LHPlàm cho độ thấm tương đối của pha dầu sẽ tăng lên và độ thấm tương đối của pha nước
sẽ giảm xuống
Sự hấp phụ của NWP sẽ làm giảm sức căng bề mặt Do đó, tính linh động củapha dầu và hiệu suất dịch chuyển sẽ tăng lên trong vỉa chứa nước Nên LHP và NWPđược sử dụng trong các mỏ dầu có thể tăng tỷ lệ khai thác dầu của giếng và cải thiệnkhả năng thu hồi dầu
Sự hấp phụ của HLP sẽ dẫn đến việc cải thiện lượng nước tương đối, có thểtăng tỷ lệ bơm ép cho các giếng ép nước Cần tăng cường ép nước cho các vỉa chứa có
độ thấm thấp
Trang 9Theo Lesin sự thay đổi khả năng ướt, ưa thích hydrofilization của đá hơn bằngcách sử dụng dung dịch keo của các hạt sắt thực hiện các lĩnh vực nam châm đượchiển thị[2] Cần lưu ý rằng hydrofilization dẫn đến sự phục hồi dầu Mô hình tính chấthóa lý bề mặt lỗ rỗng thay đổi bằng cách sử dụng các ống dẫn khí được hình thành trêncác hạt sắt từ keo trong dung dịch nước.
Douglas Espin đưa ra một phương pháp làm thay đổi khả năng ướt của môitrường lỗ rỗng qua hệ thống nước dựa trên các hạt nano[3] Hệ thống chất lỏng nanođược phát triển bao gồm sự kết hợp của các thành phần hữu cơ và vô cơ có kích thướchạt nano Theo đó:
Các hạt nano hữu cơ: là các cấu trúc polime được hấp phụ trên bề mặtkhoáng vật dẫn đến sự hình thành một màng trên bề mặt khoáng vật đểlàm thay đổi khả năng dính ướt như mong muốn mà không làm ảnhhưởng đến tính thấm Các cấu trúc hữu cơ ưu tiên bao gồm cấu trúcpolime ví dụ: Silan, alkoxysilan với chuỗi fluorin, alkycarbonyl bởinhững cấu trúc này dễ dàng được hấp thụ lên bề mặt khoáng vật
Các hạt nano vô vơ: giúp kiểm soát độ nhớt của chất lỏng như mongmuốn Ví dụ các hạt nano vô cơ thích hợp như: Silicon, nhôm, titan,zirconi
Hạt nano để sử dụng trong các chất lỏng tốt nhất là có một kích thước trungbình hạt từ khoảng 1 nm và 200 nm, trong đó kết hợp để cung cấp cho một hệ thốnglinh hoạt có thể được điều chỉnh để có được những điều kiện ẩm mong muốn từ mộttình trạng dính ướt hiện có
1.2.2 Giảm sức căng bề mặt giữa các pha.
Khả năng dính ướt là thước đo xem pha rắn có khuynh hướng giữ pha lỏng nàohơn Đây là thông số quan trọng trong khai thác dầu khí vì nó xác định đá dính ướtnước hay dính ướt dầu trong môi trường rỗng Việc thay đổi tính dính ướt của đá từdính ướt ưa dầu sang dính ướt ưa nước hay dính ướt trung gian có ảnh hưởng đáng kểtới khả năng tăng cường thu hồi dầu
Mức độ dính ướt bề mặt đá chứa của pha lỏng phụ thuộc vào sức căng bề mặt(ž) giữa pha lỏng và góc liên kết (θ) giữa hai bề mặt lỏng - lỏng (dầu - nước) trên pha) giữa hai bề mặt lỏng - lỏng (dầu - nước) trên pharắn
Trang 10 Nếu θ) giữa hai bề mặt lỏng - lỏng (dầu - nước) trên pha < 90o bề mặt rắn dính ướt với nước (ưa nước)
Nếu θ) giữa hai bề mặt lỏng - lỏng (dầu - nước) trên pha > 90o bề mặt rắn dính ướt với dầu (ưa dầu)
Góc dính ướt = 90o dính ướt trung gian
Góc dính ướt θ) giữa hai bề mặt lỏng - lỏng (dầu - nước) trên pha ~ 180o tức là bề mặt rắn hoàn toàn dính ướt dầu
Phương trình Young tính toán góc dính ướt khi biết sức căng bề mặt ž ở trạngthái cân bằng
žwo x cosθ) giữa hai bề mặt lỏng - lỏng (dầu - nước) trên pha = žso - žsw
Trong đó:
žwo: Sức căng bề mặt nước dầu;
žso: Sức căng bề mặt dầu - bề mặt rắn;
Hình 1.1: Tính dính ướt bề mặt rắn của pha dầu và pha nước
Khả năng dính ướt của vỉa sẽ xác định vị trí tương đối của một pha trong môitrường rỗng và điều chỉnh dòng chảy của pha lỏng Hình 1.1 thể hiện tính dính ướt của
đá lên độ bão hòa chất lưu Trong trường hợp dính ướt với nước, pha nước sẽ baoquanh các hạt dầu và đưa dầu vào giữa không gian rỗng Đối với dính ướt với dầu,hiện tượng sẽ xảy ra ngược lại, tức là pha dầu bám xung quanh nước Ở trường hợpdính ướt trung gian, tùy thuộc vào tính chất hóa lý của đá và tính chất của pha lỏng, bềmặt rắn có thể bị dính ướt nước một phần còn phần kia dính ướt dầu Ngoài đặc tính
Trang 11vật lý của vỉa, áp suất mao dẫn, độ bão hòa dòng lỏng, đặc tính nước bơm ép ảnhhưởng tới tính dính ướt, độ thấm tương đối và dòng chảy đa pha cũng ảnh hưởng tớikhả năng dính ướt.
Hình 1.2: Phân bố dòng lỏng theo khả năng dính ướt
Các dạng hạt nanosilica khác nhau có khả năng thay đổi góc dính ướt khác nhauphụ thuộc vào bề mặt của chúng Hầu hết các hạt nanosilica đã được thực nghiệm hiệnnay là hạt nanosilica chức năng hóa
Nhiều nghiên cứu chỉ ra rằng nồng độ và kích thước của hạt nanosilica trongdung dịch có vai trò quan trọng trong sự thay đổi góc dính ướt Khi tăng nồng độ, gócliên kết tăng tuyến tính với thể tích giọt cho tới khi đạt giá trị cao nhất và sẽ giảm nếutiếp tục tăng nồng độ hạt nanosilica Mặt khác, các hạt nanosilica có kích thước hạtcàng nhỏ thì càng có khả năng cải thiện tính dính ướt Theo Sefiane và các cộng sự,việc cải thiện góc liên kết với sự có mặt dung dịch hạt nanosilica theo hai cơ chế: ápsuất tách rời cấu trúc (structural disjoining pressure), hoặc sự hấp hạt nanosilica lên bềmặt Áp suất tách rời là áp suất tăng lên khi hai lớp xếp chồng lên nhau và tạo ra bởihiệu quả tổng hợp của các lực khác với tự nhiên Lực tĩnh điện, lực tương tác giữa cácphân tử góp phần tạo nên áp suất tách rời[4]
Theo Wasan và các cộng sự, khi sức căng trên màng giọt dầu lớn hơn lựchướng tới đỉnh của nêm (wedge) sẽ làm các hạt nanosilica trải ra và tiến tới đỉnh nêm.Điều này sẽ cải thiện đặc tính động học của dung dịch chứa hạt nanosilica[5] Hình 1.3
mô tả cơ chế hạt nanosilica đi vào trong cấu trúc màng nêm (wedge film), được hìnhthành giữa giọt dầu và bề mặt rắn Kết quả là hạt nanosilica tạo ra áp suất lớn thôngqua màng nêm tác động tới pha lỏng Áp suất tăng này cũng được gọi là áp suất táchrời, qua đó sẽ tách pha dầu khỏi bề mặt rắn dễ dàng hơn
Trang 12
Hình 1.3: Cơ chết làm giảm sức căng bề mặt của dầu bởi hạt nano
1.2.3 Cải thiện tốc độ dòng chảy từ các giếng khai thác
Một nỗ lực trong ngành công nghiệp sản xuất dầu và khí đốt là cải thiện tốc độdòng chảy từ các giếng sản xuất hydrocarbon Các phương pháp khác nhau như nứt vỉathủy lực và các loại tương tự đã được sử dụng cho mục đích đó
Được biết, phương pháp hữu hiệu để tăng cường phục hồi dầu là tạo ra các lớpnước nóng trong một khu vực khoan để giảm độ nhớt và cải thiện dòng chảy chất lỏngcải thiện sản xuất hydrocarbon qua giếng
Theo Ranson và cộng sự đề xuất một phương pháp để gia nhiệt vỉa bao gồm cácbước định vị giếng vào vỉa dưới lòng đất; xử lý một vật liệu biến đổi năng lượng trongvỉa; và phơi bày vật liệu sang năng lượng từ đó vật liệu tạo ra nhiệt, từ đó ta có thể gianhiệt một thành tạo dưới lòng đất, và do đó, gia nhiệt chất lỏng, làm giảm độ nhớt củachất lỏng và cải thiện lưu lượng thông qua các giếng khoan[6]
Trang 13
Hình 1.4 Phương pháp gia nhiệt
10- giếng; 12- hydracarbon bearing formation, 14- lỗ khoan; 16 lỗ khoan; 20- đục lỗ;22- phôi; 24- nguồn điện; 26- chuỗi công cụ truyền thống
Với phương pháp này thì người ta tiến hành tạo các khe nứt ở vỉa Sau đó bơmdung dịch chứa các hạt nano vào giếng lấp vào các khe nứt đã tạo Rồi thả dụng cụ(24)phát một trường điện hay từ trường cung cấp năng lượng cho hạt nano
Các hạt nano lúc này sẽ hấp thụ năng lượng đóng vai trò như những hạt mangnhiệt rồi toả nhiệt vào vùng kết cận đáy giếng làm cho nhiệt độ vùng cận đáy giếng giatăng dẫn đến tăng nhiệt độ chất lưu và làm giảm độ nhớt chất lưu ở vỉa góp phần tăngtính linh động và dòng chảy từ vỉa vào giếng ( hình 1.4)
Vật liệu phù hợp để sử dụng trong gia nhiệt sẽ được đề cập đến ở đây như là vậtliệu biến đổi năng lượng, và bao gồm các vật liệu nóng khi đặt trong từ trường, điệnvà/ hoặc điện từ
Đầu tiên, ta tạo ra các lỗ thủng hoặc đứt gãy 20, với các chất thúc đẩy 22 nằmtrong các vết nứt 20 để giữ các vết nứt đó mở ra và tăng tỷ lệ lưu lượng vào tronggiếng 10 Trong phương pháp này, vật liệu biến đổi năng lượng có thể bao gồm các hạtnanô và chất tẩy có thể được lựa chọn từ một cụm các hạt nano, một chất chiết xuấtthông thường được phủ các hạt nano hoặc hạt nano nằm bên trong một chất kích thích
Đặc biệt, các chất đẩy ở trên có thể được điều chế bằng cách ngâm chất đẩy vàotrong bồn có chứa các hạt nano mong muốn để hoàn toàn phủ các chất xúc tác, sau đócác chất chống cháy có thể được làm khô và đặt trong các vết nứt 20 theo cách thôngthường và được biết đến
Trang 14Bằng cách cung cấp năng lượng cho các hạt nano trong các khe nứt 20 từ đóvùng cận đáy giếng sẽ được làm nóng để giảm độ nhớt và cải thiện tỉ lệ lưu lượng sảnxuất.
Trang 15CHƯƠNG 2: ĐẶC ĐIỂM VÀ HIỆN TRẠNG KHAI THÁC TẦNG MIOXEN
MỎ BẠCH HỔ 2.1 Tính chất đá chứa và chất lưu tầng Miocen hạ mỏ Bạch Hổ.
2.1.1 Đặc tính đá chứa tầng Miocen hạ mỏ Bạch Hổ.
Các tập sản phẩm chứa dầu trong tầng Mioxen hạ:
Theo đặc điểm kiến tạo, cấu trúc của phức hệ Miocen hạ được phân chia thành 3vòm: Bắc, Trung Tâm, Nam
Trên diện tích mỏ, trong phạm vi phức hệ Miocen hạ được chia ra làm 5 tầngsản phẩm 23, 24, 25, 26 và 27 Tầng sản phẩm 23 được chia ra làm 4 tập vỉa là 23-1,23-2, 23- 3 và 23- 4 Các thân dầu chủ yếu có dạng bẫy cấu trúc, chắn kiến tạo, đôi khi
là chắn thạch học
Tập vỉa 23- 1: Gặp ở 23 giếng khoan Thử vỉa ở 16 giếng khoan, trong
đó có 11 giếng nhận được dầu, 2 giếng nhận được dầu lẫn nước, 1 giếngnhận được nước và 2 giếng khô Tập vỉa 23- 1 này có 4 thân dầu với kýhiệu tương ứng từ 1 đến 4 Đặc trưng của các thân dầu được nêu trongbảng 2.1
Tập vỉa 23- 2: phát triển rộng khắp trên diện tích mỏ Tập vỉa gặp ở 151
giếng khoan Thử vỉa ở 54 giếng khoan, trong đó có 32 giếng nhận đượcdầu, 15 giếng nhận được dầu lẫn nước, 2 giếng nhận được nước và 5giếng khô Đặc trưng của các thân dầu được nêu trong bảng 2.1 Trongdiện tích mỏ, tập vỉa này có 10 thân dầu được đánh số thứ tự tương ứng
từ 1 đến 10
Tập vỉa 23- 3: Gặp ở 92 giếng khoan Thử vỉa ở 35 giếng khoan, trong
đó có 22 giếng nhận được dầu, 9 giếng nhận được dầu lẫn nước, 1 giếngcho nước, 3 giếng khô Trong diện tích mỏ, tập vỉa có 10 thân dầu với kýhiệu tương ứng từ: 1 đến 10 Kết quả minh giải lại tài liệu ĐVLGK vàliên kết mới đã xác định sự có mặt của đá chứa trong khu vực GK 50(thân dầu 1); 69-2, 85, 91, 79 (thân dầu 3); 711, 104, 712B (thân dầu 4);
7011, 7010, 12001 (thân dầu 5); 407, 43 (thân dầu 6); 1110, 1117, 10007(thân dầu 7); 2004 (thân dầu 8) Đặc trưng của các thân dầu được nêutrong bảng 2.1
Trang 16 Tập vỉa 23- 4: Gặp ở 14 giếng khoan Trong diện tích mỏ tập 23- 4 có 2thân dầu Theo kết quả liên kết giếng, 1 thân dầu mới ở vòm Trung Tâmcủa mỏ (khu vực GK 1110, 1116, 404 .) tách từ thân dầu 23-3 Mộtthân dầu ở phía đông bắc vòm Bắc (khu vực GK 76)
Tầng sản phẩm 24: Gặp ở 38 giếng khoan Thử vỉa ở 6 giếng khoan,trong đó có 2 giếng nhận được dầu, 1 giếng nhận được dầu lẫn nước, 2giếng nhận được nước và 1 giếng khô Trong tầng này có tổng cộng 8thân dầu được đánh số thứ tự từ 1 đến 8 Đặc trưng của các thân dầuđược nêu trong bảng 2.1
Tầng sản phẩm 25: Gặp ở 24 giếng khoan Thử vỉa ở 4 giếng khoan,
trong đó có 1 giếng nhận được dầu, 1 giếng nhận được dầu lẫn nước, 1giếng nhận được nước và 1 giếng khô Trong tầng này có 6 thân dầu với
ký hiệu tương ứng từ 1 đến 6 Đặc trưng của các thân dầu được nêutrong bảng 2.1
Tầng 26: Gặp ở 23 giếng khoan Thử vỉa ở 5 giếng khoan, trong đó có 3
giếng nhận được dầu, 1 giếng nhận được nước và 1 giếng khô Trongtầng này có 6 thân dầu với ký hiệu tương ứng từ 1 đến 6 Đặc trưng củacác thân dầu được nêu trong bảng 2.1
Tầng 27: Gặp ở 10 giếng khoan Thử vỉa ở 4 giếng khoan, trong đó có 2
giếng nhận được dầu, 1 giếng nhận được dầu lẫn nước, 1 giếng nhậnđược nước Trong tầng này có 4 thân dầu với ký hiệu tương ứng từ 1 đến
4 Đặc trưng của các thân dầu được nêu trong bảng 2.1
Bảng 2.1: Đặc trưng các thân dầu trong Miocen hạ
Trang 17Chiềucao (m)
Ranh giớidưới (m)
Thời gianđưa vào khaithác23-1
Trang 18Chiềucao (m)
Ranh giớidưới (m)
Thời gianđưa vào khaithác
-Đặc điểm thạch học - trầm tích của đá chứa Miocen hạ:
Tính đến đầu năm 2012, trong tầng Miocen hạ mỏ Bạch Hổ đã lấy được 601,9
m mẫu lõi; thu hồi 498,65 m (92,4 %) tại 23 giếng khoan Các đặc điểm về thạch học
Trang 19trầm tính của tầng Miocen hạ được xác định từ mẫu lõi lấy từ 23 giếng này Đá chứa làcát kết, bột kết và xen kẹp cát kết, bột kết với cát - sỏi kết.
Cát kết màu xám, xám - xanh, nâu, chứa dầu, cấu trúc khối, không phân lớp, độhạt khác nhau có lẫn sỏi Cát bột kết, ackoz, độ lựa chọn từ trung bình đến kém với ximăng sét và xi măng sét - cacbonat, độ gắn kết trung bình - yếu Bột kết xám, xámsáng, hạt mịn - nhỏ, lẫn sét, chứa mica, xốp, phân lớp song song rời rạc và liên tụcngoài ra có phân lớp lượn sóng ngang hoặc dạng thấu kính, đôi khi lẫn các mảnh hóathạch
Sáu mẫu trầm tích Miocen hạ giếng BH - 1203 (vòm Nam) được phân tíchRơnghen để xác định năm thành phần khoáng vật (Bảng 2.2) Hàm lượng kaolinittrong khoáng vật sét của trầm tích Miocen hạ dao động từ 3,8 % đến 31,8 %, trungbình 17,33 %; hàm lượng chlorit từ 3,8 % - 12,4 %, trung bình 7,53 % Hàm lượng illit
từ 4,1% -16,4 %, trung bình 10,58 %; hàm lượng momtmorilonit 41 % - 84,1 %, trungbình 60,93 %; hàm lượng các khoáng vật khác 0,5 % - 8%, trung bình 3,82 % Từ kếtquả phân tích mẫu lõi giếng 1203 có thể thấy thành phần chủ yếu của sét là sétmomtmorilonit (chiếm ~ 61 %), tiếp theo đó là sét kaolinit (chiếm ~17,1 %), cáckhoáng vật còn lại chiếm 21,9 %
Bảng 2.2: Kết quả phân tích hàm lượng các khoáng vật sét trong đá cát kết - bộtkết tầng Miocen hạ ở giếng khoan BH-1203
Trang 20từ kết quả minh giải địa vật lý giếng khoan tầng Miocen hạ tại 55 giếng khoan, hàmlượng sét trung bình của các vỉa 23-1, 23-2, 23-3, 23-4, 24, 25, 26, và 27 được nêutrong bảng 2.3 Do trong tầng Miocen hạ chỉ có giếng 1203 có phân tích hàm lượngkhoáng vật sét, giá trị hàm lượng khoáng vật sét này sẽ được dùng tương tự cho cácvỉa trong Miocen hạ Kết quả hàm lượng khoáng vật sét trong các vỉa sản phẩmMiocen hạ được trình bày trong bảng 2.4, 2.5 và 2.6.
Bảng 2.4 Hàm lượng khoáng vật sét trong các vỉa sản phẩm tầng Miocen hạvòm Bắc mỏ Bạch Hổ
Vòm Bắc, Miocen hạ
Hàm lượng khoáng vật sét trong đá (%)
Vỉa Kaolinit Chlorit Illit Montmorilonit Các loại khác
Trang 21Vòm Trung Tâm, Miocen hạ
Hàm lượng khoáng vật sét trong đá (%)
Vỉa Kaolinit Chlorit Illit Montmorilonit Các loại khác
Hàm lượng khoáng vật sét trong đá (%)
Vỉa Kaolinit Chlorit Illit Montmorilonit Các loại khác
Trang 2226 0,840 0,369 0,519 2,986 0,187
Đặc trưng vật lý của đá chứa tầng Miocen hạ
Đặc trưng vật lý của đá chứa được xác định trên toàn bộ số liệu phân tích mẫulõi của tầng Miocen hạ Giá trị trung bình của các tham số vật lý đá chứa tầng Miocen
hạ được trình bày trong bảng 2.7 Các mối quan hệ vật lý thạch học của đá Miocen hạ
mỏ Bạch Hổ được thể hiện trong hình 2.1 và 2.2
Bảng 2.7 Tính chất vật lý của đá chứa Miocen hạ
Trang 23Hình 2.1 Các mối quan hệ vật lý thạch học của đá chứa Miocen hạ,
vòm Bắc mỏ Bạch Hổ
Hình 2.2 Các mối quan hệ vật lý thạch học của đá chứa Miocen hạ,
vòm Trung tâm mỏ Bạch Hổ
Trang 242.1.2 Tính chất lưu thể tầng Miocen hạ mỏ Bạch Hổ.
Tính chất dầu trong điều kiện vỉa:
Tính chất dầu vỉa Miocen hạ được xác định từ 12 mẫu dầu sâu Theo như kếtquả phân tích mẫu, vòm Bắc có áp suất bão hòa cao nhât ( 20,42 MPa) và độ nhớt thấpnhất (1,074 cP) trong khi vòm Nam có áp suất bão hòa thấp nhất ( 8,94 MPa) và độnhớt cao nhất ( 4,879 cP) Các thông số chính của dầu vỉa Miocen hạ cho các vòmđược trình bày trong bảng 2.8
Bảng 2.8 Giá trị trung bình các thông số chính của dầu vỉa Miocen hạ
Đặc trưng các vỉa nước trong tầng Miocen hạ:
Nước vỉa Miocen hạ đặc trưng bởi môi trường axít yếu và kiềm yếu; độ khoánghóa trung bình và thấp, thay đổi từ 3,245-10,911 g/l ở vòm Bắc đến 13,002-17,721 g/l
ở vòm Trung Tâm và đạt tới 27,524-30,408 g/l ở vòm Nam Theo hướng từ Bắc tớiNam của mỏ Bạch Hổ độ khoáng hóa nước vỉa tăng dần và loại nước thay đổi từbicarbonat–natri sang clorua canxi (hình 2.3 và 2.4)
Theo các tài liệu nghiên cứu, nước vỉa Miocen dưới сó đặc trưng là hàm lượngó đặc trưng là hàm lượngsunphat và magiê thấp, tương ứng thay đổi trong khoảng 25 - 413 mg/l và 1-8mg/l.Theo hướng từ bắc tới nam hàm lượng bicarbonat giảm dần Cũng theo hướng đó hàmlượng canxi tăng dần từ vài chục mg/l lên tới hàng nghìn mg/l và đạt tới 2.515 mg/l ởcánh phía nam (BH-7) Hàm lượng brôm và iốt tương đối cao, còn hàm lượngammonia, phenol và axít naphthenic có giá trị thấp
Trong quá trình khai thác mỏ đã tiến hành nhiều biện pháp khác nhau như: bơm
ép nước biển để duy trì áp suất vỉa, xử lý vùng cận đáy giếng nên tính chất hóa lý,thành phần ion nước đồng hành bị biến đổi Trong quá trình di chuyển đến giếng khaithác, nước bơm ép đã tương tác với đất đá, với nước vỉa và xảy ra quá trình trao đổi
Trang 25ion Kết quả của quá trình đó là hàm lượng canxi trong nước tăng lên, hàm lượngmagiê, sulphat, bicarbonate và natri giảm Điều đó chỉ ra rằng, sau khi nước bơm épxuất hiện ở các giếng khai thác thì nước đồng hành Miocen hạ thay đổi tính chất vàchuyển sang nước clorua canxi (XK)
Các thông số nước vỉa Miocen hạ trong điều kiện vỉa được trình bày trong bảng2.9
Bảng 2.9 Thông số nước vỉa Miocen hạ mỏ Bạch Hổ trong điều kiện vỉa
Độ khoáng hóa, mg/l 3.245 – 10.911 13.002 – 17.721 27.524 – 30.408Magie + Canxi, mg/l 1.000 – 5.000
2.2 Hiện trạng khai thác.
Đối tượng Miocen hạ theo đặc trưng cấu trúc địa chất được chia thành ba khuvực: vòm Bắc, vòm Trung Tâm và khu vực phía Nam Phức hệ Miocen hạ gồm 5 tầngsản phẩm: 23, 24, 25, 26, và 27, liên kết thành một đối tượng khai thác Tầng 23 códiện tích lớn nhất, được chia thành 4 vỉa (23-1, 23-2, 23-3, 23-4)
Thân dầu Miocen bắt đầu khai thác năm 1986 Sản lượng khai thác cao nhấtnăm 2015, đạt 1,4 triệu tấn dầu Sản lượng dầu cộng dồn tính đến ngày 01.01.2017 là
11 triệu tấn dầu; độ ngập nước 57 %, hệ sô thu hồi hiệu tại đạt 26 % Quỹ giếng đangkhai thác là 95 giếng, 17 giếng bơm ép và 52 giếng đang ngừng hoạt động
Trữ lượng dầu tại chỗ mức 2P Miocen hạ đã được phê duyệt là 43.144 ng.tấn(cấp P1+P2), hệ số thu hồi theo thiết kế 39 %
Tại bảng 2.10 trình bày các chỉ số thu hồi trữ lượng dầu theo từng khối củaMiocen hạ
Bảng 2.10 Các chỉ số cơ bản trữ lượng dầu thu hồi của Miocen hạ
bắc
Vòm trungtâm
Vòmnam
Đôngbắc
ToànbộTrữ lượng tại chỗ 2P, ngàn tấn 15.814 15.196 11.819 315 43.144
Trang 26Trữ lượng còn lại, ngàn tấn 11.541 11.871 9.527 301 33.240Trữ lượng thu hồi, ngàn tấn 6.018 5.922 4.974 113 17.027Quỹ giếng hiện tại đang khai
Hệ số thu hồi theo TLTHBĐ
Sản lượng trung bình mỗi