Phân tích kỹ thuật xử lý axit và đánh giá hiệu quả tại giếng X mỏ Y bồn trũng Nam Côn Sơn

Phần này gồm có: cơ chế phản ứng của các loại axit với khoáng vật trong thành hệ, cơ sở lựa chọn axit, đương lượng hóa học giữa axit- khoáng vật, các sản phẩm kết tủa, qui trình tính toá

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HỒ CHÍ MINH TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA KHOA KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT VÀ DẦU KHÍ

BỘ MÔN KHOAN VÀ KHAI THÁC DẦU KHÍ

- - - - -o0o- - -

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP

PHÂN TÍCH KĨ THUẬT XỬ LÝ AXIT VÀ ĐÁNH

GIÁ HIỆU QUẢ TẠI GIẾNG X, MỎ Y,

BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN

MSSV: 31102522 CBHD: TS ĐỖ QUANG KHÁNH

SVTH: Lâm Hữu Phi i

Số: …… /ĐHBK-ĐT

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP

KHOA : KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT & DẦU KHÍ

BỘ MÔN : KHOAN – KHAI THÁC DẦU KHÍ

1 Đầu đề luận văn:

“PHÂN TÍCH KĨ THUẬT XỬ LÝ AXIT VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ TẠI GIẾNG X,

MỎ Y, BỒN TRŨNG NAM CÔN SƠN”

2 Nhiệm vụ của luận văn tốt nghiệp:

 Giới thiệu phương pháp xử lý axit vùng cận giếng Khảo sát ưu, nhược điểm của công nghệ coiled tubing trong xử lý axit Tổng hợp các lý thuyết trong tính toán thiết kế chương trình bơm axit, đánh giá quá trình xử lý axit

 Lập qui trình lựa chọn axit, tính toán áp suất, lưu lượng bơm, thực hiện chương trình bơm axit Phân tích chương trình xử lý axit cụ thể của một giếng từ các dữ liệu có sẵn về vỉa, giếng, thiết bị…

3 Ngày giao nhiệm vụ luận văn: 31/08/2015

4 Ngày hoàn thành luận văn: 14/12/2015

5 Họ tên người hướng dẫn:

- TS ĐỖ QUANG KHÁNH

- KS LÊ XUÂN ĐÔNG

Nội dung và yêu cầu LVTN đã thông qua Bộ môn Khoan – Khai Thác Dầu Khí thuộc Khoa Kỹ Thuật Địa Chất & Dầu Khí

Ngày…… tháng …… năm 2015

PHẦN DÀNH CHO KHOA, BỘ MÔN

Người duyệt (chấm sơ bộ):

Đơn vị:

Ngày bảo vệ:

Điểm tổng kết:

Nơi lưu trữ luận văn:

LỜI CẢM ƠN

LỜI CẢM ƠN

Luận văn này là kết quả của những năm tháng học tập và rèn luyện tại Trường

Đại học Bách khoa Tp.HCM Tôi xin thành kính tri ân Cha và Mẹ tôi, những người

đã nâng niu, nuôi nấng, dạy dỗ và hun đúc những ước mơ, hoài bão cho tôi Tôi

xin chân thành cảm ơn tất cả các thầy cô giáo công tác tại Khoa Kĩ thuật Địa Chất

và Dầu Khí đã chắp cho tôi đôi cánh tri thức trong suốt những năm tháng qua Đặc

biệt, tôi xin gởi đến thầy Đỗ Quang Khánh và anh Lê Xuân Đông lời cảm ơn với

sự biết ơn sâu sắc vì đã tận tình hướng dẫn tôi hoàn thành luận văn này Tôi cũng

xin gửi lời cảm ơn đến em trai tôi, người đã luôn hỗ trợ và động viên tôi trong suốt

những năm tháng qua Và cuối cùng, tôi xin cảm ơn các bạn sinh viên đồng khóa,

những người đã cùng tôi học tập, rèn luyện, trau dồi kiến thức và giúp đỡ lẫn nhau

trong suốt thời gian học tập tại Trường

Tp.HCM, tháng 12 năm 2015

LÂM HỮU PHI

SVTH: Lâm Hữu Phi i

MỤC LỤC

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP i

LỜI CẢM ƠN i

MỤC LỤC i

DANH MỤC HÌNH ẢNH i

DANH MỤC B ẢNG BIỂU i

DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT i

MỞ ĐẦU i

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ MỎ Y 1

1.1 Những thông tin chung về mỏ Y [2] 1

1.1.1 Vị trí địa lý và những đặc trưng cơ bản 1

1.1.2 Cấu trúc vỉa và đặc tính vỉa 2

1.1.3 Đặc điểm địa chất 4

1.2 Áp suất lỗ rỗng và áp suất vỡ vỉa 6

1.3 Nhiệt độ 8

1.4 Đặc tính chất lưu thành hệ 8

1.5 Nguyên nhân nhiễm bẩn tại mỏ Y 9

1.5.1 Quá trình khoan 9

1.5.2 Quá trình chống ống và trám xi măng 9

1.5.3 Quá trình khai thác 10

1.5.4 Quá trình sửa chữa và xử lí giếng 10

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT XỬ LÝ AXIT 11

2.1 Các loại axit thường dùng [15], [4] 11

2.1.1 Axit clohydric (HCl) 11

2.1.2 Axit Flohydric (HF) 11

2.1.3 Axit Glinơ (hỗn hợp HCl + HF) 12

2.1.4 Axit acetic (CH3COOH) 12

2.1.5 Axit formic (HCOOH) 13

2.1.6 Hỗn hợp axit 13

2.2 Khả năng hòa tan c ủa axit (dissolving power) [13] , [5] 14

2.2.1 Định nghĩa 15

2.2.2 Phân loại 15

MỤC LỤC

2.3 Cơ chế phản ứng và các sản phẩm của quá trình xử lý axit 16

2.3.1 Cơ chế phản ứng giữa axit và khoáng vật [14] 16

2.3.2 Cơ chế wormhole trong xử lý vỉa carbonate [20] 17

2.4 Lựa chọ n axit thích hợp, nồng độ và thể tích axit [15], [14], [20] 19

2.4.1 Lựa chọn axit 19

2.4.2 Tính toán thể tích axit cần dùng [15], [14], [20] 22

2.5 Vai trò các chất phụ gia [10] 25

2.6 Tính toán xử lý axit 26

2.6.1 Tính toán lưu lượng, áp suất bơm ép [14] , [13] 26

2.6.2 Thành lập biểu đồ Pacalony theo dõi quá trình bơm ép axit [20] , [16] 27

2.6.3 Tính toán hệ số skin [11] 30

CHƯƠNG 3: BỘ THIẾT BỊ COILED TUBING DÙNG TRONG XỬ LÝ AXIT 32 3.1 Giới thiệu [7] 32

3.2 Cấu tạo bộ thiết bị coiled tubing [1], [2], [12] 32

3.2.1 Đầu đẩy ống (Injector Head) 33

3.2.2 Cụm BOP đ ầu giếng (Wellhead BOP stack) 37

3.2.3 Tang quấn ống (Tubing Reel) 40

3.2.4 Bộ phận cấp năng lượng thủy lực (Power Pack) 42

3.2.5 Bộ phận điều khiển 45

CHƯƠNG 4: CHƯƠNG TRÌNH XỬ LÝ AXIT VÀ ĐÁNH GIÁ KẾT QUẢ XỬ LÝ TẠI GIẾNG X 46

4.1 Dữ liệu đầu vào [2] 46

4.2 Lựa chọ n axit 50

4.2.1 Các thí nghiệm tại phòng thí nghiệm [16] 50

4.3 Tính toán thể tích axit 55

4.3.1 Tính toán theo mô hình c ủa Daccord 56

4.3.2 Mô hình thể tích riêng (Volumetric model) 57

4.4 Tính toán áp suất bơm ép 60

4.5 Làm sạch giếng và gọi dòng 68

4.6 Đánh giá quá trình xử lý 69

4.7 Khảo sát skin giếng X [2] 74

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 79

SVTH: Lâm Hữu Phi iii

KIẾN NGHỊ 80

TÀI LIỆU THAM KHẢO 81

PHỤ LỤC 83

SƠ ĐỒ BỐ TRÍ CÁC THIẾT BỊ PHỤC VỤ PHA TRỘN, BƠM AXIT 83

SƠ ĐỒ LẮP ĐẶT VÀ CÁC THIẾT BỊ CẦN THIẾT CỦA BỘ THIẾT BỊ COILED TUBING TRONG XỬ LÝ AXIT 84

BỘ DỤNG CỤ ĐÁY DÙNG TRONG BƠM ÉP AXIT 85

DANH MỤC HÌNH ẢNH

DANH MỤC HÌNH ẢNH Hình 1.1 Vị trí lô 12W trong bồn trũng Nam Côn Sơn [2] 1

Hình 1.2 Mỏ Y trong lô 12W [2] 2

Hình 1.3 Bản đồ các đứt gãy của mỏ Y [2] 3

Hình 1.4 Các địa tầng của mỏ Y [2] 5

Hình 1.5 Biểu đồ áp suất lỗ rỗng và áp suất vỡ vỉa theo độ sâu [2] 7

Hình 1.6 Gradient nhiệt độ tại một số giếng [2] 8

Hình 2.1 Hình ảnh minh họa sự hình thành và mở rộng wormholes [13] 18

Hình 2.2 Qui trình tính toán áp suất bơm ép theo Pacalony 29

Hình 2.3 Tính toán hệ số skin theo Hill và Zhu 31

Hình 3.1 Bản đồ các khu vực sử dụng coiled tubing (2005) [1] 32

Hình 3.2 Vị trí các bộ phận bộ thiết bị coiled tubing khi được lắp ráp [12] 33

Hình 3.3 Cấu tạo đầu đ ẩy ống (Injector Head) [1] 34

Hình 3.4 Các bộ phận xích c ủa đầu đẩy ống [1] 35

Hình 3.5 Các khối tạo rãnh cho một và nhiều đường kính CT [12] 35

Hình 3.6 Cấu tạo bộ phận làm căng xích [1] 36

Hình 3.7 Các lo ại đối áp trong bộ thiết bị coiled tubing [12] 37

Hình 3.8 Các bộ phận và thiết bị kiểm soát giếng sau khi được lắp đặt [1] 38

Hình 3.9 Đối áp được tích hợp nhiều loại [1] 39

Hình 3.10 Tang quấn ống [12] 40

Hình 3.11 Mặt cắt tang quấn ống [1] 40

Hình 3.12 Mặt cắt Reel Drum (trống tang quấn) [1] 41

Hình 3.13 Mặt trước của hệ thống tang quấn [12] 42

Hình 3.14 Bộ phận cung c ấp năng lượng thủy lực [12] 43

Hình 3.15 Các bộ phận của hệ thống thủy lực [1] 44

Hình 3.16 Bộ phận điều khiển [15] 45

Hình 4.1 Sơ đồ hoàn thiện giếng của giếng X [2] 48

Hình 4.2 Biểu đồ thành phần khoáng vật thí nghiệm XRD mẫu lõi giếng X [2] 49

Hình 4.3 Đồ thị quan hệ áp suất bơm ép qua CT và lưu lượng 61

Hình 4.4 Biểu đồ Pacalony thể hiện áp suất bơm ép ứng với những skin khác nhau 63

Hình 4.5 Áp suất đáy giếng và áp suất vỡ vỉa 66

Hình 4.6 Thể tích bơm ép từng giai đoạn theo thời gian 67

Hình 4.7 Tổng thể tích bơm và độ sâu CT theo thời gian 67

Hình 4.8 Tổng thể tích bơm theo độ sâu CT 68

Hình 4.9 Lưu lượng khai thác theo lưu lượng bơm ép gaslift trước xử lý 69

SVTH: Lâm Hữu Phi ii

Hình 4.10 Áp suất giếng X [2] 70

Hình 4.11 Nhiệt độ giếng X [2] 70

Hình 4.12 Đường đặc tính dòng vào/ ra của giếng X trước và sau xử lý (sau khi gọi dòng) 73

Hình 4.13 Sự thay đổi của hệ số skin theo thời gian bơm axit 73

Hình 4.15 Áp suất và lưu lượng trong thử vỉa tích áp giếng X [2] 75

Hình 4.16 Kết quả phân tích từ biểu đồ log-log của áp suất và đạo hàm áp suất [2] 76

Hình 4.14 Đồ thị log- log của áp suất và đạo hàm áp suất [2] 76

Hình 4.17 Đồ thị semi-log (p-t) trong thử vỉa tích áp [2] 77

Hình 4.18 Kết quả phân tích từ đồ thị semi- log [2] 77

Hình 4.19 Kết quả thử vỉa tích áp kết hợp của giếng X [2] 78

DANH MỤC BẢNG BIỂU

DANH MỤC BẢNG BIỂU Bảng 1.1 Các loại thành hệ MDS (Middle Dua Sandstone) trong mỏ Y [2] 4

Bảng 1.2 Áp suất lỗ rỗng và áp suất đóng giếng 7

Bảng 1.3 Các thông số PVT của dầu ở giếng X [2] 9

Bảng 2.1 Nồng độ axit acetic theo hàm lượng sắt [14] 13

Bảng 2.2 Độ hòa tan thể tích c ủa một số axit [20] 15

Bảng 2.3 Độ hòa tan c ủa axit HF [20] 16

Bảng 2.4 Các phản ứng chính trong quá trình xử lý axit vỉa cát kết [5] 17

Bảng 2.5 Lựa chọn axit cho vỉa cát kết theo McLeod (1984) [20] 19

Bảng 2.6 Loại axit và độ mạnh của axit dùng cho vỉa carbonate [20] 20

Bảng 2.7 Hiệu chỉnh bảng lựa chọn axit của McLeod [15] 20

Bảng 2.8 Lựa chọn axit khi nhiệt độ đáy <200oF [20] 21

Bảng 2.9 Lựa chọn thể tích axit theo độ thấm [15] 22

Bảng 2.10 Lựa chọn thể tích cho lần xử lý chính theo nhiệt độ và độ thấm [20] 23

Bảng 3.1 Giá trị K ứng với các đường kính coiled tubing [1] 41

Bảng 4.1 Đặc tính vỉa mỏ Y [2] 46

Bảng 4.2 Các khoáng vật chính trong thành hệ mỏ Y [2] 46

Bảng 4.3 Một số thông tin về hoàn thiện giếng của giếng X [2] 46

Bảng 4.4 Tình hình nhiễm bẩn của giếng X [2] 47

Bảng 4.5 Dữ liệu hoàn thiện giếng của giếng X [2] 47

Bảng 4.6 Kết quả phân tích XRD mẫu lõi giếng X [2] 49

Bảng 4.7 Kết quả thí nghiệm Emulsion Break-out [2] 51

Bảng 4.8 Kết quả thí nghiệm ăn mòn của hỗn hợp 10%CH3COOH-7.5%HCOOH [2] 52

Bảng 4.9 Kết quả thí nghiệm ăn mòn của hỗn hợp 10%CH3COOH-7.5%HCOOH [2] 52

Bảng 4.10 Kết quả thí nghiệm hòa tan c ủa các axit [2] 53

Bảng 4.11 Kết quả thí nghiệm Filter Cake Removal [2] 53

Bảng 4.12 Kết quả thí nghiệm dòng chảy qua mẫu lõi [2] 54

Bảng 4.13 Dữ liệu tính toán thể tích axit [2] 55

Bảng 4.14 Thành phần dung dịch Preflush và Post flush 58

Bảng 4.15 Thành phần dung dịch axit hữu cơ chính 58

Bảng 4.16 Thành phần dung dịch trung hòa 59

Bảng 4.17 Thành phần nước kĩ thuật dùng cho rửa coiled tubing 59

Bảng 4.18 Dữ liệu tính toán áp suất, lưu lượng bơm ép [2] 60

Bảng 4.19 Áp suất thủy tĩnh và sụt áp do ma sát ứng với lưu lượng khác nhau 61

SVTH: Lâm Hữu Phi ii

Bảng 4.21 Áp suất và lưu lượng trong quá trình bơm ép 64

Bảng 4.22 Lưu lượng bơm và độ sâu CT theo thời gian 65

Bảng 4.23 Dữ liệu welltest trước khi xử lý [2] 69

Bảng 4.24 Dữ liệu tính toán skin theo Hill và Zhu [2] 71

Bảng 4.25 Kết quả tính toán Skin theo Hill and Zhu 72

Bảng 4.26 Kết quả welltest trước và sau xử lý [2] 72

Bảng 4.27 Lưu lượng khai thác giếng X sau xử lý [2] 74

BJ Sandstone Acid – Axit HF 1.5%

X-Ray Diffraction Coiled tubing Blowout preventer Drill Stem Test Modular formation dynamics tester American Petroleum Institute Scanning Electron Microscope

SVTH: Lâm Hữu Phi i

MỞ ĐẦU

I Tính cấp thiết của đề tài

Khai thác dầu khí ở Việt Nam hiện nay là một ngành công nghiệp mũi nhọn mang

lại hiệu quả kinh tế cao nhất so với các ngành khác Tuy nhiên trong các quá trình khoan,

hoàn thiện giếng, khai thác và sửa chữa giếng đều gây ra hiện tượng nhiễm bẩn thành

hệ ở các mức độ khác nhau, làm giảm lưu lượng khai thác của giếng Chính vì vậy cần

phải có các giải pháp công nghệ tối ưu tác động lên vùng cận đáy giếng để tăng hệ số

thu hồi dầu khí và kéo dài thời gian khai thác của mỏ

Với trữ lượng dầu – khí hiện có, việc nghiên cứu và ứng dụng các giải pháp công

nghệ- kỹ thuật nói chung và xử lý axit nói riêng nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu có ý

nghĩa đặc biệt quan trọng Phương pháp xử lý axit đã và đang được áp dụng rộng rãi tại

Việt Nam và trên thế giới và được đánh giá là phương pháp xử lý giếng hiệu quả nhất

trong thế kỉ qua

Vì vậy, trong khuôn khổ của luận văn đại học, với nguồn tài liệu sẵn có về xử lý

axit, đề tài “ Phân tích kĩ thuật xử lý axit và đánh giá hi ệu quả tại giếng X, mỏ Y,

bồn trũng Nam Côn Sơn” đã được lựa chọn Đề tài mang ý nghĩa khoa học và thực

tiễn trong công nghiệp dầu khí tại Việt Nam

II Mục tiêu, nhiệm vụ của luận văn

 Mục tiêu: nghiên cứu, phân tích chương trình xử lý axit đã được áp dụng thành

công cho một giếng tại bồn trũng Nam Côn Sơn trong năm 2015 vừa qua

 Nhiệm vụ:

 Giới thiệu phương pháp xử lý axit vùng cận giếng Khảo sát ưu, nhược điểm

của công nghệ coiled tubing trong xử lý axit

 Lập qui trình lựa chọn axit, tính toán áp suất, lưu lượng bơm, thực hiện

chương trình bơm axit

 Tổng hợp các lý thuyết trong tính toán thiết kế chương trình bơm axit, đánh

giá quá trình xử lý axit

 Nghiên cứu chương trình xử lý axit cụ thể của một giếng từ các dữ liệu có

sẵn về vỉa, giếng, thiết bị…

MỞ ĐẦU

III Nội dung luận văn

Luận văn tập trung vào những nội dung sau:

 Tổng quan về địa chất mỏ Y, phân tích các nguyên nhân chính gây nhiễm bẩn

thành hệ mỏ Y Các nguyên nhân này bao gồm: quá trình khoan, quá trình chống ống và

trám xi măng, công nghệ hoàn thiện giếng và mức độ mở vỉa, quá trình khai thác, quá

trình sửa chữa và xử lý giếng

 Cơ sở lý thuyết của phương pháp xử lý axit Phần này gồm có: cơ chế phản ứng

của các loại axit với khoáng vật trong thành hệ, cơ sở lựa chọn axit, đương lượng hóa

học giữa axit- khoáng vật, các sản phẩm kết tủa, qui trình tính toán thể tích axit, lưu

lượng bơm, áp suất bơm, sự thay đổi của hệ số skin

 Cấu tạo bộ thiết bị coiled tubing trong xử lý axit

 Lựa chọn axit, tính toán thể tích, lưu lượng bơm ép, xây dựng chương trình bơm

ép axit

 Đánh giá quá trình xử lý qua phân tích, theo dõi hệ số skin giếng X

IV Phương pháp nghiên cứu

 Tổng hợp, phân tích lý thuyết về xử lý axit nhằm kích thích vỉa, thiết bị coiled

tubing trong xử lý axit

 Thực hiện tính toán các thông số cho một quá trình xử lý lý axit cụ thể từ dữ

liệu vỉa, thiết bị, các kết quả thí nghiệm cho công tác xử lý axit tại giếng X

 Dựa vào kết quả xử lý axit tại các giếng thu được từ kết quả well test đưa ra

nhận xét, đánh giá cho quá trình xử lý axit giếng X tại mỏ Y

V Tình hình nghiên cứu

(1) Trần Văn Hồi, Cao Mỹ Lợi, Nguyễn Văn Kim, Lê Việt Hải XNLD Vietsovpetro

(TCDK số 5-2009), các giải pháp công nghệ xử lí giếng nhằm nâng cao hệ số thu hồi

dầu ở giai đoạn khai thác cuối cùng của mỏ Bạch Hổ Bài báo này trình bày bản chất,

quy trình công nghệ, đánh giá hiệu quả và bài học kinh nghiệm của các phương pháp xử

lí giếng ở mỏ Bạch Hổ trong 20 năm qua (từ 1988 đến 2008) trong đó có phương pháp

xử lý axit

SVTH: Lâm Hữu Phi iii

(2) Lê Mai Hữu Lâm “Lập phương án xử lý vùng cận đáy giếng khai thác dầu

tầng Miocene mỏ Bạch Hổ” luận văn đại học, 1997 Luận văn đã thiết kế axit cho giếng

thuộc mỏ Bạch Hổ nhưng chưa giải quyết được sự thay đổi của skin và đánh giá công

tác xử lý

(3) Tạ Hữu Hổ “Xử lý vùng cận giếng bằng nhũ tương dầu - axit cho tầng móng

mỏ Bạch Hổ”, luận văn đại học, 1999 Luận văn tiếp cận phương pháp sử dụng nhũ

tương dầu và thiết kế cho một giếng cụ thể, nhưng chưa chi tiết về qui trình lựa chọn

axit, tính toán bơm ép, đánh giá quá trình xử lý

(4) Setting a New Milestone in Carbonate Matrix Stimulation with Coiled Tubing

(SPE paper, 2015) Bài báo đưa ra vấn đề nâng cao lưu lương bơm ép lên tối đa kết hợp

với đo đạt các thông số đáy giếng theo thời gian thực (real time downhole measurement),

đưa ra phương án thiết kế axit, minh giải dữ liệu xử lý axit

(5) First High-Rate Stimulation Treatment through Coiled Tubing with Real Time

Downhole Monitoring—A Story of Success (SPE paper, 2015) Bài báo trình bày quá

trình ứng dụng thành công coiled tubing để rút ngắn thời gian xử lý axit và thu thập,

minh giải dữ liệu xử lý axit

Tóm lại, các nghiên cứu trên đạt được những kết quả rất đáng ghi nhận Tuy nhiên,

các nghiên cứu còn riêng lẻ, cục bộ, chưa thể hiện đầy đủ và toàn diện về công tác xử lý

axit Đó cũng là điểm mới của luận văn này

VI Ý nghĩa thực tiễn của luận văn

Việc nâng cao hệ số thu hồi dầu có ý nghĩa hết sức lớn lao trong khai thác dầu khí

Giúp kéo dài đời mỏ và tận thu lượng dầu ở giai đoạn khai thác cuối đời mỏ đồng nghĩa

với sản lượng tăng đáng kể, mang lại doanh thu lớn

Chính vì thế, phương pháp xử lý axit nói riêng và các phương pháp xử lý vùng

cận đáy giếng nói chung rất được các công ty dầu khí quan tâm và được áp dụng rộng

rãi ở Việt Nam cũng như thế giới

Việc nghiên cứu tối ưu quá trình xử lý axit là rất cần thiết, luận văn này góp một

phần vào việc nghiên cứu tối ưu đó, đồng thời đây có thể xem là một tài liệu phục vụ

công tác nghiên cứu tối ưu quá trình xử lý axit

MỞ ĐẦU

VII Cấu trúc luận văn

Chương 1: Tổng quan về mỏ Y

Chương đầu tiên sẽ giới thiệu một cách tổng quan, cơ bản và khá chi tiết về đặc

tính thành hệ địa chất của mỏ Y làm cơ sở cho việc nghiên cứu, thiết kế, lựa chọn phương

pháp xử lý axit

Chương 2: Cơ sở lý thuyết của xử lý axit

Chương này sẽ trình bày chi tiết lý thuyết xử lý axit: cơ chế phản ứng của các loại

axit với các khoáng vật trong thành hệ, các loại axit và chất phụ gia, ức chế thường dùng

trong xử lý axit, đương lượng hóa học axit- khoáng vật, cơ sở lựa chọn axit, tính toán

thể tích axit, lưu lượng, áp suất bơm, hệ số skin

Chương 3: Bộ thiết bị coiled tubing trong xử lý axit

Chương này sẽ tập trung trình bày cấu tạo bộ thiết bị coiled tubing dùng trong xử

lý axit: đầu đẩy ống, tang quấn ống, hệ thống thủy lực…

Chương 4: Chương trình xử lý axit và đánh giá kết quả xử lý tại giếng X

Chương cuối cùng này sẽ trình bày qui trình lựa chọn axit, tính toán lưu lượng

bơm, chương trình bơm axit Sự thay đổi của hệ số skin và lưu lượng khai thác Đánh

giá kết quả quá trình xử lý cho giếng X qua khảo sát phân tích thử vỉa tích áp kết hợp để

xác định skin giếng X

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ MỎ Y 1.1 Những thông tin chung về mỏ Y [2]

1.1.1 Vị trí địa lý và những đặc trưng cơ bản

Mỏ Y nằm ở vị trí Đông Nam lô 12W, thuộc Đông Nam bể Nam Côn Sơn, ngoài khơi Việt Nam, cách Vũng Tàu khoảng 350km về hướng Đông Nam Phần vỉa chính trong khu vực này bể Nam Côn Sơn là cát Dừa trung (MDS) liên tục của Miocene sớm

Mỏ Y hiện đang phát triển 16 giếng, trong đó có 9 giếng khai thác (một giếng tự phun), 5 giếng bơm ép, 2 giếng đang khoan Giếng khai thác X nằm ở phía nam của mỏ, đưa vào khai thác vào tháng 5/ 2012

Hình 1.1 Vị trí lô 12W trong bồn trũng Nam Côn Sơn [2]

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ MỎ Y

1.1.2 Cấu trúc vỉa và đặc tính vỉa

Việc tìm hiểu mỏ Y hiện tại dựa trên dữ liệu địa chấn 3D thu nổ vào đầu năm 2007

và dữ liệu địa chấn 2D đã được minh giải trước đó Toàn bộ dữ liệu địa chất thu nhận từ

mỏ Y có chất lượng rất tốt nên làm cơ sở tốt cho việc xây dựng bản vẽ cấu trúc, 6 tầng địa chấn bao gồm: Sea Bed, Nam Côn Sơn thượng, intra Mãng Cầu, Dừa thượng, sét trung Dừa thượng, MDS5 thượng được sử dụng để làm dữ liệu đầu vào để xây dựng mô hình địa chất

Hình 1.2 Mỏ Y trong lô 12W [2]

Mỏ Y có cấu trúc nghiêng kín 3 hướng, tầng chắn đứt gãy nghiêng lên, cố định thẳng ở tây nam và nghiêng lên ngay lập tức ở giếng A thuộc bồn trũng Hoa Tím Đỉnh của triển vọng Y tại phần trên tầng cát kết Dừa trung, ở độ sâu 3151 m dưới biển với tầng chắn thẳng đứng 198m Tầng chắn có diện tích trung bình khoảng 18km2

Tập Dừa trung bao gồm các tầng sét và cát kết được sắp xếp liên tục được chia nhỏ theo cách truyền thống trong lô 12W thành 7 vùng cát chủ yếu chạy quanh mỗi mũ sét Phạm vi thạch học từ đá bùn- bột kết qua hình hạt đậu, lượn sóng và flasher phân lớp Kích cỡ hạt cũng tăng theo hàm lượng cát từ hạt mịn đến trung bình hình thành từ những tướng đá tốt nhất

Hình 1.3 Bản đồ các đứt gãy của mỏ Y [2]

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ MỎ Y

1.1.3 Đặc điểm địa chất

Khu vực địa tầng trong mỏ Y nằm trong niên đại từ thành hệ Ogliocen Biển Đông, chuyển tiếp qua seabed, đến thành hệ Oligocene Cầu Những khu vực còn lại ở bồn trũng Nam Côn Sơn có phần nền là đá granit bị phong hóa nứt nẻ có niên đại từ Jura muộn đến Creta sớm

Bảng 1.1 Các loại thành hệ MDS (Middle Dua Sandstone) trong mỏ Y [2]

MDS6B MDS6C

Thành hệ Biển Đông được bồi tụ giữa 6 triệu năm trước đến hiện tại là khu vực mảnh vụn thềm lục địa với sự xâm nhập của nước biển loãng Trong vùng lân cận mỏ

Y, thành hệ gồm có cát kết không vững chắc và sa thạch mịn chưa bùn nén ít bùn kết Thành hệ Miocene thượng Nam Côn Sơn được bồi tụ giữa 10 triệu và 6 triệu năm trước có rất nhiều biến đổi về bề dày và tướng đá ở bồn trũng Nam Côn Sơn Sự phân

Hình 1.4 Các địa tầng của mỏ Y [2]

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ MỎ Y

vỉa không chỉnh hợp vào khoảng 8 triệu năm trước trên các vùng của bồn trũng Nam Côn Sơn phân tách thành hệ Nam Côn Sơn thành 2 phần Phần phía Tây chủ yếu là mảnh vụn, phần phía đông chủ yếu là carbonate Tại khu vực mỏ Y, có các tam giác châu, cát kết và bùn kết biển trước đến biển nông không có carbonate

Thành hệ Mãng Cầu thuộc Miocene trung muộn nhất từ 12.5 đến 11 triệu năm trước Trong block 12, thành hệ Mãng Cầu có độ cao cấu trúc thấp do không được bồi

tụ hoặc bị xói mòn Sự khác nhau giữa thành hệ Thông và Mãng Cầu thường không được xác định rõ ràng hoặc rất mờ nhạt Phần trên của thành hệ Mãng Cầu được hình thành do sự nghịch chuyển kết hợp với sự mở rộng biển Andaman vào khoảng 12.5 triệu năm trước và kéo dài khoảng 2 triệu năm, được thể hiện trên bản đồ như sự phân vỉa không chỉnh hợp tầng Miocene trung Sự phân vỉa này không được kết hợp với sự đối nghịch trong góc quay nhưng được đánh giá bởi sự đứt đoạn của phản xạ địa chấn và những nét xói mòn tiêu biểu Trong mỏ Y, thành hệ Mãng Cầu bao gồm khu vực thềm lục địa biển của hỗn hợp cát kết và bùn kết với ít carbonate mỏng

Thành hệ Dừa thuộc Miocene sớm từ 25 đến 22- 20 triệu năm trước Phần nền của thành hệ Dừa được đánh dấu bởi một sự phân vỉa đột ngột và tiêu biểu đi qua cát kết biển tiến cơ sở, làm ngập phần trên bề mặt bị xói mòn của thành hệ Cầu Thành hệ Dừa

có tiềm nằng về đá, vỉa chứa và tầng chắn Lớp trên của cát kết biển tiến cơ sở là “ Sét Dừa hạ” một loại sét biển- vùng trồi lên được che phủ bởi Cát Dừa trung Trong mỏ Y, cát Dừa trung được chia nhỏ thành 7 vùng giàu cát (MDS0- MDS6) Những vùng này

có liên hệ với nhau trong block 12 và khoảng độ dày từ 15 đến 45m Cát Dừa trung được phủ bởi sét Dừa trung ở một số khoảng

Thành hệ Oligocene Cầu chủ yếu được hình thành từ những vũng không có nguồn gốc từ biển được bồi tụ bởi các tam giác châu được phủ bởi trầm tích thô ven biển với

sự phát triển của thực vật hình thành nên than đá

1.2 Áp suất lỗ rỗng và áp suất vỡ vỉa

Áp suất thành hệ trên toàn mỏ là bình thường, không có dị thường áp suất

Áp suất lỗ rỗng mỏ Y được tính toán dựa trên dữ liệu áp suất lỗ rỗng của các giếng offset (giếng khoan vùng liền kề), dữ liệu DST (Drill Stem Test) và dữ liệu MDT

Dữ liệu cho thấy áp suất thành hệ bình thường, sự phân tán áp suất lỗ rỗng trong vùng từ áp suất nhỏ nhất với tỷ trọng tương đương 8.2 ppg đến áp suất cao nhất với tỷ trọng tương đương 8.47 ppg

Bảng 1.2 Áp suất lỗ rỗng và áp suất đóng giếng Giếng Độ sâu

(m TVD)

Áp suất đóng giếng

(psi)

Áp suất lỗ rỗng (ppge)

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ MỎ Y

1.3 Nhiệt độ

Gradient địa nhiệt nằm trong vùng từ 3.26oC/100m đến 3.33oC/100m và được tính toán dựa trên dữ liệu nhiệt độ từ các giếng offset (giếng khoan vùng liền kề) Gradient nhiệt độ được tính toán với giả thiết nhiệt độ nước biển là 23.89oC

1.4 Đặc tính chất lưu thành hệ

Những mẫu chất lưu thu được từ MDT trong vùng chứa hydrocacbon và những mẫu lưu chất đáy giếng đơn pha hay đã được tách trong thử vỉa Những mẫu được phân tích từ những vùng vỉa khác nhau như MDS1, MDS5 và MDS6 Những đặc tính của dầu khá giống nhau trên cả 3 vùng trên, điểm khác biệt lớn nhất là áp suất bão hòa của chất lưu trong MDS5 cao hơn khoảng 600 psi so với vùng vỉa khác và cao hơn áp suất trung bình vỉa khoảng 1000 psi

Hình 1.6 Gradient nhiệt độ tại một số giếng [2]

Bảng 1.3 Các thông số PVT của dầu ở giếng X [2]

1.5 Nguyên nhân nhiễm bẩn tại mỏ Y

1.5.1 Quá trình khoan

Sự trương nở của các khoáng vật sét có mặt trong các tầng sản phẩm khi tiếp xúc với nước, đặc biệt khi tiếp xúc với dung dịch có độ kiềm cao đã làm co thắt các lỗ rỗng của tầng chứa Quá trình thấm lọc của nước từ dung dịch khoan vào các lỗ hổng mao dẫn thuộc tầng chứa đã tạo ra thể nhũ tương nước – dầu bền vững, làm giảm độ thấm Ngoài ra, chất thấm lọc còn mang theo các ion có thể tạo các phản ứng hóa học để tạo thành các muối không tan

 Làm giảm độ thấm và khả năng khai thác của vỉa do sự bít nhét của các vật rắn

và polymer có trong dung dịch

 Do sự trương nở và khuếch tán của sét, sự thấm lọc của khối nhũ và sự lắng đọng của các chất cặn bẩn

Áp suất bão hòa (psig)

Áp suất vỉa (psig)

Hệ số thể tích thành hệ (rb/stb)

Tỷ số khí- dầu (scf/stb)

Độ nhớt (cp)

API

MDT MDS1 3334.5 3215 4720 1.605 945 0.352 40.7 DST#1 MDS5 3535 4073 5030 1.704 1091 0.44 40.1 DST#2 MDS6 3600 3398 5150 1.652 932 0.453 40.5

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ MỎ Y

Đặc biệt trong các giếng khai thác có áp suất thấp, cần chú ý đến biện pháp khống chế mất dung dịch làm chết giếng Giếng hoàn thiện về mặt thủy động lực là giếng được

mở vỉa toàn bộ chiều dày của tầng sản phẩm và không chống ống để đảm bảo tính thấm

tự nhiên của vỉa Khi mở vỉa bằng cách chống ống, trám xi măng sau đó bắn mở vỉa thỉ

sự nhiễm bẩn do lớp xi măng, mảnh vụn, sự nén ép xung quanh lỗ bắn, lớp kim loại nóng chảy… làm giảm khả năng dẫn dòng sản phẩm của vỉa giảm

1.5.4 Quá trình sửa chữa và xử lí giếng

Trong quá trình sửa chữa giếng cũng gây ra nhiễm bẩn thành hệ do dung dịch sửa chữa giếng, vật liệu tạo cầu xi măng, do vữa xi măng còn dư trong giếng…

Dung dịch dập giếng (thường sử dụng là dung dịch gốc nước, nước biển đã xử lí

và dung dịch sét), có tỉ trọng lớn nên dễ dàng xâm nhập sâu vào vỉa hơn dung dịch khoan

và dung dịch mở vỉa và dễ tạo muối kết tủa Thêm vào đó hiệu ứng piston khi kéo thả

bộ dụng cụ sửa chữa giếng, thiết bị đo trong giếng cũng làm trầm trọng thêm vấn đề Ngoài ra, trong quá trình xử lí giếng còn có nguy cơ tạo kết tủa do sử dụng các sản phẩm có chứa các ion gây kết tủa hoặc kết tủa sắt trong các ống chống và các thiết bị lòng giếng

Các thành phần hạt vụn trong quá trình nứt vỉa cũng là nguyên nhân gây ra sự nhiễm bẩn tầng sản phẩm

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT XỬ LÝ AXIT 2.1 Các loại axit thường dùng [15], [4]

2.1.1 Axit clohydric (HCl)

Axit HCl được sử dụng phổ biến nhất, chúng được sử dụng chủ yếu trong tầng carbonate Thông thường nó được sử dụng ở nồng độ 15%, tuy nhiên nồng độ cao nhất được sử dụng có thể lên tới 28%, HCl được sản xuất với nồng độ 30 – 32%, sau đó được pha chế theo yêu cầu sử dụng Sản phẩm sau phản ứng thường có FeCl3, nên dễ gây kết tủa làm tắt nghẽn các khe nứt và lỗ rỗng

Các phản ứng điển hình trong thành hệ carbonate (đá vôi) với HCl như sau:

 Với Canxit: 2HCl  CaCO3CaCl2 CO2 H O2

 Với dolomite: 4HCl  CaMg CO 32CaCl2 MgCl2 CO2 H O2

 Với siderite:2 HCl FeCO3FeCl2 CO2 H O2

Axit HCl chỉ phản ứng với thành phần carbonate mà không phản ứng với đá silic

và các vật liệu sét Những vật liệu này chỉ phản ứng với HF, còn HCl có tác dụng giữ Si(OH)4 ở lại trong dung dịch

Do axit HCl thường được vận chuyển trong những thiết bị kim loại dẫn đến trong dung dịch thường có chứa FeCl3, do đó trong quá trình xử ký người ta thêm CH3COOH

để ngăn ngừa lắng đọng của các sản phẩm sinh ra Một nhược điểm nữa của axit HCl là khả năng ăn mòn rất cao, đặc biệt trong môi trường có nhiệt độ trên 120oC, vì thế người

ta thêm các chất ức chế ăn mòn vào trong dung dịch HCl trong khi vận chuyển và xử lý

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT XỬ LÝ AXIT



 Với canxit: CaCO3 2HFCaF2 H O2  CO2

 Với alumisilicat (kaolinite): 14HF  H Al Si O4 2 2 9 2AlF3 2SiF4  9H O2 Phản ứng giữa HF và SiO2 cũng như phản ứng giữa HF và alumisilicat xảy ra rất chậm so với phản ứng giữa HCl và carbonate Trong phản ứng trên H2SiF6 hòa tan trong dung dịch còn SiF4 có thể phản ứng với nước tạo nên Si(OH)4 là chất keo dính làm bít kín lỗ rỗng thành hệ:

2.1.4 Axit acetic (CH 3 COOH)

Là loại axit hữu cơ được sử dụng nhiều nhất trong xử lý axit CH3COOH là axit không màu, trong suốt, mùi gắt, tan vô hạn trong nước, được sản xuất ở nồng độ 97-98% Axit acetic được dùng để ổn định dung dịch axit vô cơ, ngăn ngừa sự lắng đọng

của sắt Tùy theo hàm lượng của sắt trong dung dịch, nồng độ axit acetic được chọn theo bảng sau:

Bảng 2.1 Nồng độ axit acetic theo hàm lượng sắt [14]

Hàm lượng sắt, % Nồng độ CH3COOH, %

Ngoài những ứng dụng trên, CH3COOH còn được sử dụng làm dung dịch mở vỉa

vì có tính chất ăn mòn thấp khi tiếp xúc với thép CH3COOH là axit yếu do đó các phản ứng xảy ra không hoàn toàn thời gian xử lý kéo dài giúp axit đi sâu hơn vào vỉa

Phản ứng của axit acetic với dolomite:

4CH COOH  MgCa CO( ) Mg CH COO  Ca CH COO  2H O 2 CO Canxi acetac là chất ít tan, cho nên người ta chỉ sử dụng nồng độ cao nhất của axit acetic là 15%

2.1.5 Axit formic (HCOOH)

HCOOH là axit hữu cơ mạnh hơn axit acetic nhưng yếu hơn các axit HCl và HF rất nhiều Vì vậy có thể sử dụng nó riêng rẻ trong những trường hợp bị giới hạn mức độ

ăn mòn hoặc được xử lý kết hợp với các axit vô cơ để tạo độ ổn định (như các chất kiềm phản ứng) cho phép các dung dịch axit tiến sâu vào vỉa Ưu điểm của axit formic so với axit acetic là giá thành, ngoài ra mặc dù là axit mạnh hơn nhưng axit formic ăn mòn không đồng nhất và là chất ức chế rất tốt khi mở vỉa ở nhiệt độ cao (khoảng 205oC)

2.1.6 Hỗn hợp axit

Hỗn hợp axit HF và HCl hoặc axit hữu cơ được sử dụng trong lần xử lý chính đối với vỉa cát kết Axit HCl hoặc axit hữu cơ được trộn với axit HF để giữ pH thấp khi sử dụng và chính vì thế có thể chống lại sự hình thành các kết tủa trong quá trình xử lý Hầu như tất cả các muối clorua được tạo thành từ phản ứng của các khoáng vật có trong thành hệ và axit clohydric đều có độ hòa tan cao Trái lại, các muối florua (F-) và muối Florua silicate (SiF6-) của Na, K, Ca thì khó hòa tan

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT XỬ LÝ AXIT

Chính vì các muối này khó tan nên khi sử dụng hỗn hợp axit chúng ta phải:

 Không được pha loãng với nước biển (vì nước biển chứa các ion Ca2+ và Mg2+) Axit HCl là thành phần cơ bản của hỗn hợp axit, nó thường được di chuyển ra ngoài giếng, tại nơi xử lý sau khi đã được pha chế đúng với nồng độ thiết kế ở trong bờ

 Không được sử dụng để xử lý vỉa carbonate (vì vỉa carbonate chứa ion Ca2+ và

Na+)

 Sau khi tiến hành xong lần xử lý chính, luôn phải tiến hành ngay sau đó thêm một lần rửa nữa (over flush) với axit HCl loãng (khoảng 3% hoặc nhỏ hơn) hoặc muối amoni clorua (NH4Cl)

Các khoáng vật như sét, mica… hòa tan trong hỗn hợp axit qua một loạt các phản ứng và kết quả là tạo thành silica gel (Si(OH)4) là một hợp chất ngậm nước của silic

  4

2 6

,

 Tăng tỉ lệ HCl-HF trong khi xử lý ở một số thành hệ sẽ làm giảm lượng kết tủa

 Vì các phản ứng kết tủa xảy ra khá chậm nên ảnh hưởng của nó có thể tránh được bằng cách đưa giếng vào khai thác ngay sau khi xử lý xong hoặc có thể đẩy hỗn hợp axit đi sâu vào thành hệ

2.2 Khả năng hòa tan của axit (dissolving power) [20]

Năm 1979, William đã đưa ra khái niệm về độ hòa tan của axit để thuận lợi cho diễn tả hệ số cân bằng của phản ứng

Độ hòa tan theo thể tích: thể tích khoáng vật hòa tan trong 1 thể tích axit

Kí hiệu: (lb khoáng vật/lb axit): m Wm a

a

v M C

a a

v M C

  : lần lượt là khối lượng thể tích của axit và khoáng vật (lb/ft3)

Bảng 2.2 Độ hòa tan thể tích của một số axit [20]

1.37 1.09

0.026 0.02

0.053 0.041

0.082 0.062

0.175 0.129

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT XỬ LÝ AXIT

Bảng 2.3 Độ hòa tan của axit HF [20]

2.3 Cơ chế phản ứng và các sản phẩm của quá trình xử lý axit

2.3.1 Cơ chế phản ứng giữa axit và khoáng vật [14]

Người ta dùng hỗn hợp HCl + CH3COOH hoặc HCOOH để xử lý tầng carbonate còn trong thành hệ cát kết người ta sử dụng hỗn hợp HCl + HF Các phản ứng với silic hay canxit trong đất đá với HF khá đơn giản thì ngược lại, các khoáng vật sét hay feldspar lại có những phản ứng khá phức tạp Công thức thự nghiệm của các khoáng vật thường dùng là tỉ lệ trung bình các thành phần hợp nên chúng Có thể kể tới các khoáng vật:

1.27 1.00 0.77

0.023 0.018 0.014

0.046 0.036 0.027

0.071 0.054 0.041

0.152 0.112 0.083 Ghi chú CaCO3  2.71 /g cm3 , CaMg CO 3 2  2.87 /g cm3

Bảng 2.4 Các phản ứng chính trong quá trình xử lý axit vỉa cát kết [5]

Trong thành hệ cát kết, tác nhân phản ứng chính là HF Các thí nghiệm cho thấy,

độ thấm của mẫu thí nghiệm giảm dần khi cho hỗn hợp axit HCl-HF tiếp xúc với nó lần đầu, sau đó nếu tiếp tục cho axit đi qua thì độ thấm lại tăng Sỡ dĩ như vậy là vì ban đầu

có sự phân hủy một phần thành hệ cát kết tạo các mảnh vụn, dòng chảy đưa các mảnh vụn này đến các kênh dẫn gây ra hiện tượng độ thấm giảm, sau đó lượng HF còn lại, hòa tan các mảnh vụn đó làm sạch và mở rộng kênh dẫn làm độ thấm tăng lên

2.3.2 Cơ chế wormhole trong xử lý vỉa carbonate [5]

Wormholes (có thể dịch là lỗ sâu) được tạo ra bởi việc hòa tan khoáng vật trong

đá vỉa một cách không đồng nhất (theo Hoefner và Fogler, 1988), bao gồm một kênh

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT XỬ LÝ AXIT

dẫn chính và từ kênh dẫn đó có nhiều nhánh phụ với mật độ dày đặc được hình thành ở xung quanh

Cấu trúc của các kiểu wormhole sẽ phụ thuộc và nhiều yếu tố như: Chế độ dòng chảy, lưu lượng bơm ép, động lượng phản ứng, tốc độ vận chuyển khối lượng Vì wormholes lớn hơn nhiều so với lỗ rỗng trong vỉa carbonate cho nên sụt áp qua các vùng thấm nhiễm là không đáng kể Như vậy, trong axit hóa vỉa, nghiên cứu về chiều sâu thâm nhập của wormholes cho phép dự đoán được ảnh hưởng của axit lên hệ số skin Wormholes hình thành trong một quá trình hòa tan vì:

 Nhiều axit có xu hướng chảy đến những lỗ rỗng lớn hơn

 Tốc độ phản ứng là nhanh đối với hầu hết axit đi vào cả lỗ rỗng nhỏ và lớn, tạo nên sự hòa tan

 Những lỗ rỗng lớn hơn nhân được nhiều axit hơn, chúng có xu hưởng mở rộng

ở tốc độ lớn hơn những lỗ rỗng nhỏ

 Quá trình không đồng nhất này cuối cùng tạo nên wormholes

Hình 2.1 Hình ảnh minh họa sự hình thành và mở rộng wormholes [13]

Số lượng và sự mở rộng của wormholes phụ thuộc vào những yếu tố như:

 Phản ứng của thành hệ carbonate (Tốc độ phản ứng cao tạo nên wormhole dài

Một khi đã xác định có thể loại bỏ các nhiễm bẩn của thành hệ bằng axit, loại axit

và nồng độ axit cần dùng cho vỉa cát kết được lựa chọn dựa trên kinh nghiệm vùng cần

xử lý với các thành hệ cụ thể (loại thành hệ và độ thấm của thành hệ) Trong nhiều năm trước đây, tiêu chuẩn xử lý cho vỉa cát kết bao gồm hỗn hợp 12%HCl-3%HF và HCl 15% dừng để rửa giếng trước khi xử lý axit chính thức Hỗn hợp 12%HCl-3%HF được biết đến với tên gọi phổ biến là mud axit (axit glinơ) Tuy nhiên, trong những năm gần đây, người ta có khuynh hướng sử dụng HF ở nồng độ thấp hơn trong dung dịch để giảm kết tủa gây nhiễm bẩn thành hệ và giảm rủi ro phá hủy thành hệ quanh giếng Sự lựa chọn axit luôn bắt đầu từ hiện trạng nhiễm bẩn của thành hệ

Bảng 2.5 Lựa chọn axit cho vỉa cát kết theo McLeod (1984) [20]

Điều kiện và thành phần khoáng vật

Độ hòa tan HCl > 20% - Chỉ dùng HCl

Độ thấm cao

(>100mD)

Thạch anh (>80%), sét (<5%)

15%HCl 12%HCl – 3%HF

Feldspar (>20%) 15%HCl 13.5%HCl – 1.5%HF Sét (>10%) 5%HCl 6.5%HCl- 1%HF Nhiều sét chứa sắt

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT XỬ LÝ AXIT

Bảng 2.6 Loại axit và độ mạnh của axit dùng cho vỉa carbonate [14]

Nhiễm bẩn do chất lưu mở vỉa 5%CH3COOH

Nhiễm bẩn do bắn mở vỉa 9%HCOOH

10%CH3COOH hoặc15%HCl Nhiễm bẩn sâu trong thành hệ 15%HCl

28%HCl hoặc Nhũ tương axit

HCl

Từ khi được giới thiệu, bảng lựa chọn của McLeod liên tục được hiệu chỉnh bởi các công ty dịch vụ nhằm bổ sung những thiếu sót Những thiếu sót chính là chưa đưa

ra sự lựa chọn cho vùng độ thấm từ 10mD-100mD và khoảng nhiệt độ cao hơn Các tỉ

lệ khoáng vật được bổ sung thêm chặt chẽ và chi tiết Đặc biệt, tỉ lệ HCl-HF được tăng lên để hạn chế những phản ứng kết tủa

Bảng 2.7 Hiệu chỉnh bảng lựa chọn axit của McLeod [15]

Độ hòa tan HCl >15%-20% Tránh sử dụng HF, nếu có thể

Canxit hay dolomite 5%NH4Cl Chỉ sử dụng

15%HCl Nhiều ion carbonate 5%NH4Cl

+5%axit acetic

15%HCl + iron control

Độ thấm cao

(>100mD)

Nhiều thạch anh (>80%), ít sét (<5%)

15%HCl 12%HCl - 3%HF

Thạch anh vừa phải (<5%-8%),

ít feldspar (<10%)

10%HCl 7.5%HCl -

1.5%HF

Nhiều sét (>10%) 5%- 10%HCl 6.5%HCl –

1%HF Nhiều feldspar

(>15%)

+1.5% HF Nhiều feldspar

(>15%) và sét (>10%)

10%HCl 9%HCl - 1%HF

Nhiều sét chứa sét chlorite (>8%)

0.5%HF

Bảng 2.8 Lựa chọn axit khi nhiệt độ đáy <200oF [20]

10% Axit acetic + 5%NH4Cl

10%Axit acetic + 0.5%HF

Độ thấm trung bình

(10mD – 100mD)

Sét (>5%-7%) 10%HCl 6%HCl -

1.5%HF Sét (<5%-7%) 10%HCl 9%HCl - 1%HF Feldspar (>10%-

15%)

10%-15%HCl 12%HCl -

1.5%HF Feldspar (10%-

15%) và sét (>10%)

10%HCl 9%HCl - 1%HF

Sét chứa sắt chlorite (>~8%)

0.5%HF 10%Axit acetic +

5%NH4Cl

10%Axit acetic + 0.5%HF Sắt carbonate

(>5%-7%)

10%HCl 9%HCl - 1%HF 10%HCl 5%HCl -

0.5%HF Sét chứa sắt

chlorite (>5%)

10%Axit acetic + 5%NH4Cl

10%Axit acetic + 0.5%HF Feldspar (>10%) 10%HCl 9%HCl - 1%HF

Độ thấm rất nhỏ (<1-10mD) Tránh sử dụng HF hoặc nứt vỉa thủy

10%HCl-2%HF

6%HCl-1%HF

8%HCl- 1%HF 10%HCl- 1%HF

6%HCl-1.5%HF

4%HCl- 0.5%HF

6%HCl- 0.5%HF 8%HCl- 0.5%HF

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT XỬ LÝ AXIT

bộ thể tích axit được bơm vào giếng sẽ không phân bố đồng đều vào các vùng nhiễm bẩn Hiệu quả của quá trình xử lý cũng như thể tích axit phụ thuộc vào lưu lượng bơm

ép Để chắc chắn rằng, lương axit đi vào giếng tiếp cận với hầu hết các vùng nhiễm bẩn,

ta phải chọn thể tích axit lớn hơn cần thiết

Ứng với một qui trình xử lý tiêu biểu, người ta áp dụng bảng sau để lựa chọn thể tích axit cần cho quá trình xử lý đó

Bảng 2.9 Lựa chọn thể tích axit theo độ thấm [15]

Các giai đoạn

Thể tích axit cần dùng cho các vùng độ thấm

(gal/ft perforation) 1-10mD 10-25mD 25-100mD >100mD Bơm dung dịch đệm (preflush) 10- 25 25- 50 35- 75 50- 150 Lần xử lý chính (main acid stage) 10- 50 25- 50 75- 100 75- 150 Lần rửa lại

(Over flush)

Giếng dầu >VHCl-HFGiếng khí <VHCl-HF

Hoặc có thể sử dụng N2

Đối với vỉa có độ thấm nhỏ, nên xử lý với thể tích axit nhỏ hơn để tránh tạo thành các nhiễm bẩn không mong muốn trong quá trình xử lý Đặc biệt, nếu thành hệ có hàm lượng cao những loại sét trương nở, thể tích axit cần phải được giảm hơn nữa

Cụ thể hơn, thể tích axit được chọn cho lần xử lý chính dựa trên cơ sở nhiệt độ thành hệ và độ thấm trung bình của vỉa, theo bảng sau:

Bảng 2.10 Lựa chọn thể tích cho lần xử lý chính theo nhiệt độ và độ thấm [14]

Bơm dung dịch đệm (preflush)

Thường sử dụng dung dịch NH4Cl, HCl 5%-15%, axit acetic, axit formic hoặc hỗn hợp giữa chúng nhằm rửa sạch carbonate xung quanh giếng trước khi tiến hành bơm hỗn hợp HF vào giếng ngăn cản kết tủa CaF2, MgF2.

Thể tích dung dịch đệm thường được lấy khoảng 50-100% thể tích dung dịch xử

lý chính HCl Nếu độ hòa tan của HCl nhỏ hơn 5%, thể tích dung dịch đệm được lấy 50% thể tích dung dịch xử lý chính Nếu độ hòa tan của HCl từ 5-10%, thể tích được lấy 100% thể tích dung dịch chính Nếu độ hòa tan lớn hơn 10% thì thể tích dung dịch đệm được lấy nhiều hơn thể tích dung dịch chính Ngoài ra, thể tích đươc chọn theo kinh nghiệm vùng mỏ được xử lý

Thể tích lần bơm dung dịch đệm được tính toán dựa trên thể tích phần rỗng thành

hệ Thể tích nhỏ nhất được yêu cầu:

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT XỬ LÝ AXIT

2 2 w

V   r  r  (2.5) Trong các công thức (2.3) đến (2.5):

Lần rửa lại (over flush)

Dùng axit nồng độ thấp HCl 5% hoặc muối amoni clorua NH4Cl để duy trì môi trường có pH thấp quanh vùng cận đáy giếng để ngăn cản các kết tủa và thay thế dung dịch xử lý axit trong giai đoạn cuối của quá trình xử lý axit Thường được chọn bằng thể tích dung dịch đệm (preflush)

Ac

D q r V

N : Số mao dẫn của axit

Ngoài ra, mô hình thể tích riêng cũng được đưa ra với tính chất thực tế hơn mô hình Daccord:

 PV bt: số thể tích rỗng để cho wormhole mở rộng đến hết mẫu lõi

Như vậy, mô hình thể tích riêng phải cần đến thí nghiệm mẫu lõi trong phòng thí nghiệm để lấy dữ liệu tính toán và mang tính thực tế cao hơn mô hình Daccord mang

tính lý thuyết lý tưởng Thí nghiệm corefloods[16] cho ta giá trị của  PV bt

2.5 Vai trò các chất phụ gia [19]

Việc xử lý giếng có thể không đạt hiệu quả tốt nếu không sử dụng các chất phụ gia thích hợp với điều kiện, áp suất và nhiệt độ của vỉa

Các chất phụ gia thêm vào axit với những mục đích sau:

 Ngăn ngừa thành hệ bị nhũ hóa

 Làm cho thành hệ có tính ướt tăng khả năng tiếp xúc với axit hay để bơm rửa tốt hơn

 Làm giảm ma sát với thành ống khi bơm nước với lưu lượng cao

 Giảm tỉ lệ dung dịch bị mất trong nứt vỉa

 Hướng dòng cho dung dịch axit thẩm thấu vào thành hệ đồng đều hơn

 Tạo ra phức chất của sắt để tránh tạo kết tủa

 Tránh hiện tượng “đóng wax” trong dầu Asphaltic cao