Giải pháp mới nâng cao sản lượng khai thác dầu bằng thành phần hóa phẩm không chứa axit (non acid) tại đối tượng lục nguyên mỏ bạch hổ

Với định hướng sử dụng hệ hóa phẩm nêu trên, các thí nghiệm sau đây đã được tiến hành để đánh giá và kiểm chứng hiệu quả cũng như khả năng của hai hệ hóa phẩm này áp dụng cho mỏ Bạch Hổ:

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HỒ CHÍ MINH

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

- -

PHẠM TRUNG SƠN

GIẢI PHÁP MỚI NÂNG CAO SẢN LƯỢNG KHAI THÁC DẦU BẰNG THÀNH PHẦN HÓA PHẨM KHÔNG CHỨA AXIT (NON-ACID) TẠI ĐỐI TƯỢNG LỤC NGUYÊN MỎ BẠCH HỔ

Chuyên ngành: Kỹ thuật Dầu khí

Mã số: 60520604

LUẬN VĂN THẠC SỸ

CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA –ĐHQG –HCM

Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm:

(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị của Hội đồng chấm bảo vệ luận văn thạc sĩ)

1 Tạ Quốc Dũng – Chủ tịch hội đồng

2 TS Nguyễn Hữu Chinh – Thư ký hội đồng

3 TS Nguyễn Hữu Nhân – Phản biện 1

4 TS Hoàng Quốc Khánh – Phản biện 2

5 TS Bùi Minh Sơn – Ủy viên hội đồng

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV và Trưởng Khoa quản lý chuyên ngành sau khi luận văn đã được sửa chữa (nếu có)

CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG TRƯỞNG KHOA KT ĐC-DK

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCM

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ tên học viên: PHẠM TRUNG SƠN MSHV: 1770509

Ngày, tháng, năm sinh: 02/08/1982 Nơi sinh: BR-VT

Chuyên ngành: Kỹ thuật Dầu khí Mã số: 60520604

I TÊN ĐỀ TÀI: GIẢI PHÁP MỚI NÂNG CAO SẢN LƯỢNG KHAI THÁC DẦU BẰNG THÀNH PHẦN HÓA PHẨM KHÔNG CHỨA AXIT (NON-ACID) TẠI ĐỐI TƯỢNG LỤC NGUYÊN MỎ BẠCH HỔ

II NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:

- Phân tích thực trạng hiệu quả xử lý vùng cận đáy giếng tại các đối tượng lục nguyên (Mioxen dưới, Oligoxen trên, Oligoxen dưới) mỏ Bạch Hổ giai đoạn 1988-nay

- Phân tích các dạng nhiễm bẩn trong giai đoạn hiện nay ở mỏ Bạch Hổ

- Tìm hiểu về cơ chế các phương pháp xử lý và ngăn ngừa nhiễm bẩn cụm nước cục bộ trên thế giới bằng thành phần hóa phẩm không chứa axit

- Lựa chọn hóa phẩm không chứa axit cho xử lý và ngăn ngừa nhiễm bẩn cụm nước cục

bộ ở đối tượng vỉa nguyên mỏ Bạch Hổ

- Tiến hành các thí nghiệm để chứng minh khả năng áp dụng của hệ hóa phẩm cho đối tượng lục nguyên mỏ Bạch Hổ

- Tiến hành đánh giá kết quả ứng dụng trên 1 giếng cụ thể ở mỏ Bạch Hổ

III NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 14/10/2019

IV NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: / /2020

V CÁN BỘ HƯỚNG DẪN : TS MAI CAO LÂN, TS HỒ NAM CHUNG

LỜI CẢM ƠN

Luận văn được hoàn thành tại trường Đại học Bách Khoa TP Hồ Chí Minh dưới sự hướng dẫn khoa học của TS Mai Cao Lân – Chủ nhiệm Bộ môn Khoan Khai thác, khoa Kỹ thuật Địa Chất & Dầu Khí, Trường Đại học Bách Khoa TP Hồ Chí Minh,

TS Hồ Nam Chung – Trưởng phòng Thiết kế khai thác mỏ, Viện NCKH&TK, Liên Doanh Việt-Nga Vietsovpetro

Xin chân thành cảm ơn TS Mai Cao Lân đã dành thời gian, công sức hướng dẫn tận tình, chu đáo tôi trong suốt quá trình làm Luận văn tốt nghiệp cũng như khoảng thời gian tôi học chương trình đại học và cao học tại trường Đại học Bách Khoa

Trong quá trình làm luận văn, tôi đã nhận được sự đóng góp ý kiến, giúp đỡ nhiệt tình của các giảng viên, cán bộ Khoa Kỹ thuật Địa chất & Dầu khí Tôn xin bày tỏ lòng biết ơn chân thành đối với sự giúp đỡ quý báo đó

Luận văn này sẽ không thể hoàn thành nếu không có sự động viên, khích lệ của gia đình, các bạn bè, đồng nghiệp cũng như các học viên cao học khoá 2018 chuyên ngành Kỹ thuật Dầu Khí Tôi chân thành cảm ơn các bạn đồng nghiệp tại Phòng Công nghệ khai thác dầu khí, Viện NCKH&TK - Liên Doanh Việt-Nga Vietsovpetro đã hỗ trợ và góp ý nhiệt tình trong suốt quá trình thực hiện luận văn

Mặc dù đã cố gắng rất nhiều, song chắc chắn luận văn vẫn còn thiếu sót, tôi mong nhận được sự góp ý để bản luận văn được hoàn chỉnh và có hiệu quả thực tiễn tốt hơn

XIN CHÂN THÀNH CẢM ƠN!

TP.HCM, Ngày Tháng năm 2020

PHẠM TRUNG SƠN

TÓM TẮT LUẬN VĂN

Công tác xử lý nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng (VCĐG) đã được Liên doanh Việt-Nga Vietsovpetro (VSP) thử nghiệm và triển khai áp dụng đại trà từ năm 1988 chủ yếu bằng các hóa phẩm hệ axit Tính đến nay, sản lượng dầu bổ sung từ việc áp dụng thành công xử lý nhiễm bẩn VCĐG đã góp phần đáng kể cho việc hoàn thành sản lượng khai thác hằng năm của VSP Tuy nhiên, trong thời gian gần đây công tác xử lý nhiễm bẩn VCĐG (đặc biệt là xử lý bằng hệ axit sét) đạt kết quả không cao chủ yếu là do (a) hóa phẩm hệ axít gây ăn mòn thiết bị lòng giếng; (b) xuất hiện dạng nhiễm mới do việc hình thành cụm nước cục bộ (water blockage) không thể xử lý bằng các loại hóa phẩm

mà VSP đang sử dụng

Nhằm nâng cao hiệu quả xử lý nhiễm bẩn VCĐG ở VSP trong giai đoạn hiện nay, đặc biệt giải quyết hai vấn đề vừa nêu ở trên, đề tài “Giải pháp mới nâng cao sản lượng khai thác dầu bằng thành phần hóa phẩm không chứa axit (non-acid) tại đối tượng lục nguyên mỏ Bạch Hổ” được chọn để nghiên cứu trong luận văn này

Ngoài mục tiêu giảm thiểu ăn mòn thiết bị lòng giếng bằng cách sử dụng hóa phẩm không chứa thành phần axít, đề tài luận văn tập trung giải quyết vấn đề nhiễm bẩn cụm nước cục bộ, chủ yếu hình thành khi chênh áp giữa vỉa chứa và đáy giếng giảm gây

ra hiện tượng nước trong hỗn hợp dầu khí bị giữ lại ở VCĐG bên trong các mao quản nhỏ dưới tác dụng của lực mao dẫn Vùng bị cụm nước cục bộ, nếu không được xử lý kịp thời sẽ có xu hướng lan rộng ngăn cản sự chảy của dòng dầu vào giếng dẫn đến việc giảm lưu lượng dầu khai thác của giếng

Bên cạnh việc xử lý cụm nước cục bộ sau khi chúng xuất hiện, cần tiến hành các biện pháp ngăn ngừa việc tái hình thành các cụm nước cục bộ này bằng cách hydrophop hóa đá vỉa ở VCĐG trong đó đá vỉa dưới tác động của hóa phẩm sẽ thay đổi tính thấm ướt từ ưa nước sang ưa dầu Quá trình hydrophop hóa làm tăng diện tích thấm của pha dầu dọc theo các mao quản nhỏ từ đó thúc đẩy phân tán các cụm nước cục bộ

Để đạt được những mục tiêu nghiên cứu vừa nêu ở trên, các nội dung nghiên cứu sau đây đã được thực hiện:

- Khảo sát tổng quan về hiện trạng xử lý nhiễm bẩn VCĐG ở VSP

- Tiến hành thí nghiệm để lựa chọn và kiểm tra đặc trưng của các loại hóa phẩm

xử lý và ngăn ngừa nhiễm bẩn cụm nước cục bộ

- Thiết kế quy trình xử lý và ngăn ngừa nhiễm bẩn cụm nước cục bộ cho giếng X Trên cơ sở hệ thống hóa nền tảng lý thuyết và tổng quan các công trình nghiên cứu đã được thực hiện trên thế giới, hệ hóa phẩm không chứa thành phần axit đã được lựa chọn theo định hướng sử dụng (a) dung môi đồng hòa tan nhằm xử lý nhủ tương giúp xử lý nhiễm bẩn cụm nước cục bộ, và (b) hóa phẩm Silan tan trong dầu để hydrophop hóa đá vỉa với mục đích ngăn ngừa việc tái hình thành cụm nước cục bộ

Với định hướng sử dụng hệ hóa phẩm nêu trên, các thí nghiệm sau đây đã được tiến hành để đánh giá và kiểm chứng hiệu quả cũng như khả năng của hai hệ hóa phẩm này áp dụng cho mỏ Bạch Hổ:

- Đối với dung môi đồng hòa tan: Đánh giá khả năng xử lý cụm nước cục bộ dựa trên cơ sở phá hủy nhũ tương của hệ hóa phẩm;

- Đối với hóa phẩm Silan tan trong dầu để hydrophop hóa đá vỉa VCĐG: Xác định cơ chế hình thành lớp màng chất hydrophop hóa trên bề mặt đá vỉa; Quy luật ảnh hưởng của nồng độ chất hydrophop hoá đến hiệu quả hydrophop hoá đá vỉa; Quy luật ảnh hưởng của thời gian hydrophop hoá đến hiệu quả hydrophop hoá đá vỉa; Quy luật ảnh hưởng của nhiệt độ đến hiệu quả hydrophop hoá đá vỉa của các chất hydrophop hoá; Đánh giá hiệu ứng hydrophop hoá trên mô hình mẫu lõi xốp thông qua tốc độ tự hút nước, hút dầu của mẫu sau xử lý;

- Một số thí nghiệm đánh giá và kiểm chứng áp dụng chung cho cả dung môi đồng hòa tan lẫn Silan tan trong dầu bao gồm: Đánh giá tính tương thích của hệ hóa phẩm với lưu thể vỉa; Khả năng giảm sức căng bề mặt (SCBM) trên ranh giới dầu nước; Khả năng chống trương nở sét; Tính ăn mòn; Đánh giá trên thiết bị mô hình vỉa xác định khả năng phục hồi độ thấm sau xử lý bằng hệ hóa phẩm

Từ kết quả phân tích trong phòng thí nghiệm, hai hệ hóa phẩm mới đã được đưa vào ứng dụng xử lý thực tế trên giếng X mỏ Bạch Hổ và cho kết quả gia tăng lưu lượng dầu đáng kể, làm tiền đề cho việc đưa vào ứng dụng rộng rãi cho tất cả các giếng vỉa cát kết ở mỏ Bạch Hổ và các mỏ khác có đặc tính địa chất kỹ thuật tương đồng thuộc LD VSP

ABSTRACT

The treatment of formation damage in near wellbore has been tested and applied

by Vietsovpetro Joint Venture (VSP) since 1988 with acidic chemicals Up to now, the incremental oil produced from the successful application of formation damage treatment has been accounted significantly to the annual oil production of VSP However, recently, the treatment of formation damage (especially the treatment with clay acid system) has not achieved expected results due to (a) acid system causing corrosion of completion string; (b) the forming of new formation damage due to water blockage that cannot be treated with the chemicals used by VSP

In order to improve the efficiency of the formation damage treatment for VSP in the current period, especially to solve the two problems mentioned above, the new solution utilizing non-acid chemical in sandstone reservoir of Bach Ho field will be discussed in this thesis

In addition to the goal of minimizing corrosion of completion string by using chemicals that do not contain acids, the thesis focuses on solving the problem of water blockage damage, mainly formed when the pressure difference between the reservoir and the bottomhole decrease, causing water in oil and gas mixture to be trapped in the near wellbore inside the small capillaries under the action of capillary force Areas with water blockage, if not treated in time, tend to spread to prevent the flow of oil into the well, leading to a decrease in oil rate

In addition to treat water blockages after they appear, it is necessary to prevent the re-formation of these water blockages by hydrophopizing reservoir rock in the near wellbore in which the reservoir rock under the influence of chemicals will change the wettability from water-wet to oil-wet Hydrogenation increases the permeability of the oil phase along the small capillaries, thereby it promotes the dispersion of water blockage

With these objectives, the following research have been carried out :

- Survey of overview of the current status of formation damage treatment in near wellbore in VSP

- Conduct experiments to select and check characteristics of chemical products

to treat and prevent water blockage

- Design treatment process and prevent water blockage for X well

After extended researches on literature reviews and case studies around the world, the non-acid chemical system was selected along with these chrateristics : (a) mutual solvent to treat emulsion and water blockage damage, and (b) oil-soluble Silan chemical to hydrophopize the reservoir rock with the aim of preventing water blockage re-formation

The following experiments were conducted to evaluate and verify the effectiveness and ability of the two chemical products applied to Bach Ho field:

- For mutual solvent: Evaluate the ability of treating water blockage on the basis

of destruction of emulsions of chemical system;

- For the oil-soluble Silan chemical to hydrophopize the reservoir rock: Determining the mechanism of formation of a hydrophopic film on the surface of the reservoir rock; The law of the influence of hydrophopic concentration on the efficiency

of hydrophopization; The law of the influence of hydrophopization time on the efficiency of hydrophopization; The law of the effect of temperature on the hydrophopizing efficiency of hydrophopic chemical; Evaluate the hydrophopic effect

on the core model through the self-absorption of water, oil of the treated sample

- A number of evaluations and control experiments applicable to both mutual solvents and oil-soluble Silan include: Evaluating the compatibility of the chemical system with reservoir fluids; Ability to reduce surface tension on the oil-water contact; Ability to prevent clay swelling; Corrosive properties; Evaluation on reservoir modeling equipment determines the ability to recover permeability after treatment by chemical system

From the analysis results in the laboratory, two new chemical systems had been applied on X well at Bach Ho field and resulted in an significant increase in oil rate, open up a posibility of mass adoption for all sandstone wells in Bach Ho field and other fields with similar geological and technical characteristic at VSP

LỜI CAM ĐOAN

Tác giả xin cam đoan: Bản luận văn tốt nghiệp này là công trình nghiên cứu thực sự của cá nhân, được thực hiện trên cơ sở nghiên cứu lý thuyết và phương pháp khoa học cụ thể trên số liệu thực tế, không sao chép các đồ án khác Nếu sai tác giả xin hoàn toàn chịu trách nhiệm và chịu mọi kỷ luật của Khoa Kỹ thuật Địa chất Dầu khí và Trường Đại học Bách Khoa đưa ra

Tác giả luận văn

PHẠM TRUNG SƠN

MỤC LỤC

TÓM TẮT LUẬN VĂN i

MỤC LỤC vi

DANH MỤC CÁC HÌNH ẢNH ix

DANH MỤC BẢNG BIỂU xii

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT xv

PHẦN MỞ ĐẦU 1

1 Tính cấp thiết của đề tài 1

2 Mục đích nghiên cứu 1

3 Nội dung nghiên cứu 1

4 Phương pháp nghiên cứu 2

5 Tình hình nghiên cứu liên quan đến đề tài 2

6 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài 4

7 Tài liệu cơ sở của luận văn 4

8 Cấu trúc luận văn 5

CHƯƠNG 1 KHÁI QUÁT CHUNG VỀ CÔNG TÁC XỬ LÝ NHIỄM BẨN VCĐG MỎ BẠCH HỔ 6

1.1 Tổng quan về mỏ Bạch Hổ 6

1.2 Phân tích thực trạng hiệu quả xử lý VCĐG tại các đối tượng Mioxen, Oligoxen trên, Oligoxen dưới các mỏ Bạch Hổ 9

1.2.1 Giai đoạn I: Bắt đầu từ năm 1988 đến hết năm 1999 9

1.2.2 Giai đoạn II: Bắt đầu từ năm 2000 đến nay 14

1.3 Phân tích các dạng nhiễm bẩn VCĐG trong giai đoạn hiện nay 21

1.3.1 Dạng nhiễm bẩn liên quan đến sự suy giảm áp suất vỉa 22

1.3.2 Dạng nhiễm bẩn liên quan đến sự mất cân bằng sâu của dầu vỉa 26

1.3.3 Dạng nhiễm bẩn liên quan đến sự hình thành cụm nước cục bộ 28

CHƯƠNG 2 PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ VÀ NGĂN NGỪA SỰ TÁI HÌNH THÀNH

NHIỄM BẨN CỤM NƯỚC CỤC BỘ 30

2.1 Phương pháp xử lý nhiễm bẩn cụm nước cục bộ 30

2.1.1 Cơ chế hình thành nhiễm bẩn cụm nước cục bộ 30

2.1.2 Phương pháp xử lý cụm nước cục bộ trên thế giới 32

2.1.3 Hệ hóa phẩm cho loại trừ nhiễm bẩn cụm nước cục bộ 34

2.2 Phương pháp ngăn ngừa sự tái hình thành nhiễm bẩn cụm nước cục bộ 35

2.1.1 Cơ chế hydrophop đá vỉa VCĐG nhằm ngăn ngừa sự tái hình thành nhiễm bẩn cụm nước cục bộ 35

2.2.3 Phương pháp hydrophop đá vỉa VCĐG trên thế giới 38

2.2.2 Hệ hóa phẩm dùng trong hydrophop đá vỉa VCĐG 40

CHƯƠNG 3 QUY TRÌNH THÍ NGHIỆM XỬ LÝ VÀ NGĂN NGỪA SỰ TÁI HÌNH THÀNH CỤM NƯỚC CỤC BỘ BẰNG THÀNH PHẦN HÓA PHẨM KHÔNG CHỨA AXIT 42

3.1 Thí nghiệm đánh giá khả năng xử lý cụm nước cục bộ của hệ hóa phẩm DMC-Dewater 43

3.2 Thí nghiệm đánh giá khả năng hydrophop hóa đá vỉa của hệ hóa phẩm DMC-Hydrophop 49

3.2.1 Thí nghiệm về cơ chế hình thành lớp màng hydrophop hóa 51

3.2.2 Thí nghiệm lựa chọn nồng độ chất hydrophop hoá HA3 57

3.2.3 Thí nghiệm xác định thời gian dừng giếng tối ưu cho phản ứng 58

3.2.4 Thành phần và tính chất của hệ hóa phẩm DMC-Hydrophop (HA3) được lựa chọn từ kết quả nghiên cứu 59

3.3 Thí nghiệm đánh giá một số tính chất chung của 2 hệ hóa phẩm DMC-Dewater và DMC-Hydrophop 60

3.3.1 Thí nghiệm đánh giá tính ăn mòn của 2 hệ hóa phẩm 60

3.3.3 Thí nghiệm đánh giá khả năng giảm SCBM trên ranh giới dầu nước của 2 hệ

hóa phẩm 67

3.3.4 Thí nghiệm đánh giá khả năng chống trương nở sét của 2 hệ hóa phẩm 68

3.3.5 Thí nghiệm đánh giá khả năng phục hồi độ thấm trên mẫu lõi 70

CHƯƠNG 4 ỨNG DỤNG XỬ LÝ VCĐG BẰNG THÀNH PHẦN HÓA PHẨM KHÔNG CHỨA AXIT CHO GIẾNG X THUỘC ĐỐI TƯỢNG MIOXEN DƯỚI MỎ BẠCH HỔ 73

4.1 Tiêu chí lựa chọn giếng xử lý 73

4.2 Thông tin chung về giếng X 73

4.3 Tính toán xử lý cho giếng X 78

4.3.1 Công thức tính toán khối lượng (thể tích hóa phẩm) 78

4.3.2 Tính toán thể tích chất lỏng bơm đẩy 79

4.4 Công tác chuẩn bị xử lý trên giếng X 79

4.4.1 Thiết bị xử lý 79

4.4.2 Công tác chuẩn bị để tiến hành xử lý 80

4.5 Thực hiện và đánh giá kết quả xử lý 81

KẾT LUẬN 84

TÀI LIỆU THAM KHẢO 86

LÝ LỊCH TRÍCH NGANG 87

DANH MỤC CÁC HÌNH ẢNH

Hình 1.1 Hệ số thành công trong xử lý VCĐG bằng kiểu hệ nhóm nhũ tương axit và kiểu hệ nhóm dung dịch axit tại các đối tượng lục nguyên và móng các mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn 1988-1999 13 Hình 1 2 Hệ số thành công trong xử lý VCĐG bằng kiểu hệ nhũ tương axit và kiểu hệ Axit muối, axit sét cho các đối tượng lục nguyên các mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn 2000-

2019 17 Hình 1 3 Đồ thị quan hệ: Ứng suất gây trượt - Ứng suất pháp tuyến trong nghiên cứu

độ bền phá hủy của đất đá 23 Hình 1 4 Ảnh hưởng của suy giảm áp suất tới độ bền mẫu đá vỉa 24 Hình 1 5 Ảnh hưởng của áp suất lỗ rỗng tới độ bền một số loại đá vỉa 24 Hình 1 6 Động thái thay đổi áp suất vỉa các giếng khai thác tầng Mioxen dưới mỏ Bạch

Hổ 26 Hình 1 7 Động thái thay đổi áp suất vỉa các giếng khai thác tầng Oligoxen dưới mỏ Bạch Hổ 26 Hình 1 8 Thực trạng ngập nước tại một số đối tượng khai thác tại mỏ của VSP 29

Hình 2 1 Minh họa nguyên lý tồn tại nhiễm bẩn bởi hiện tượng cụm nước cục bộ 32 Hình 2 2 Phân bố của dầu và nước trong (a)-đá ưa nước và (b)- đá ưa dầu 36 Hình 2 3 Đồ thị độ thấm tương đối được đo trong trường hợp ưa nước và ưa dầu 36 Hình 2 4 Độ thấm tương đối dầu nước được xác định bằng heptane và nước biển trên mẫu lõi Alumdum 37

Hình 3 1 Sơ đồ qui trình thí nghiệm 42 Hình 3 2 Ảnh hưởng của hàm lượng nước đến độ nhớt của nhũ tương tạo ra từ dầu thô các giếng thuộc mỏ Tarasovskii - Nga 44 Hình 3 3 Quá trình phá nhũ tương bằng chất phá nhũ 44 Hình 3 4 Mẫu thí nghiệm khả năng phá nhũ trong bể ổn nhiệt 45 Hình 3 5 Hình ảnh sau thí nghiệm với nhũ tương dầu thô từ giếng BK16/CTK3 với

Hình 3 6 Kết quả thí nghiệm đối với nhũ tương từ dầu thô Bạch Hổ (giếng

BK16/CTK3) ở điều kiện 120oC 48

Hình 3 7 Hình ảnh các mẫu đá vỉa và mẫu mô hình đá vỉa 50

Hình 3 8 Xác định góc thấm ướt thiết bị KSV CAM 200 50

Hình 3 9 Kết quả xác định góc thấm ướt của các mẫu đá được xử lý bằng các hóa phẩm hydrophop hóa khác nhau 52

Hình 3 10 Hình ảnh giọt nước trên đá vỉa mỏ Bạch Hổ trước và sau khi được xử lý bề mặt bằng chất hydrophop hóa HA3 52

Hình 3 11 Ảnh giọt nước trên bề mặt mẫu đá vỉa giếng BT-10, Bạch Hổ sau khi xử lý bề mặt bằng chất hydrophop hoá HA3 52

Hình 3 12 Lý giải cơ chế hình thành lớp màng chất hydrophop hóa (lớp màng kỵ nước) trên mặt đá vỉa 53

Hình 3 13 Một số hình ảnh mẫu đá dưới kính hiển vi điện tử quét 55

Hình 3 14 Ảnh hưởng của nồng độ chất hydrophop hóa HA3 tới góc thấm ướt của các mẫu đá vỉa 57

Hình 3 15 Ảnh hưởng của thời gian hydrophop hóa của chất hydrophop hóa HA3 tới góc thấm ướt của các mẫu đá vỉa 58

Hình 3 16 Hình ảnh mẫu thép P110 dùng trong đánh giá tốc độ ăn mòn 61

Hình 3 17 Tốc độ ăn mòn thép của các hóa phẩm DMC-Dewater, DMC-Hydrophop-HA3 so với nước biển 63

Hình 3 18 Một số hình ảnh trong đánh giá tính tương hợp của các hệ hóa phẩm với một số lưu thể vỉa 67

Hình 3 19 Hình ảnh thiết bị Swell-meter tai phòng thí nghiệm dung dịch khoan, Viện NCKH và Thiết kế, VSP 69

Hình 3 20 Độ trương nở sét trong một số hóa phẩm và lưu thể so sánh 70

Hình 4 1 Cấu trúc giếng X 75

Hình 4 2 Thông số làm việc của giếng X 76

Hình 4 3 Động thái áp suất vỉa của giếng X 76

Hình 4 4 Mô hình hóa quá trình khai thác của giếng X (5.6.2015) 77

Hình 4 5 Mô hình hóa quá trình khai thác giếng X (13.3.2017) 77

Hình 4 6 Mô hình hóa quá trình khai thác giếng X (26.8.2017) 78 Hình 4 7 Sơ đồ lắp đặt thiết bị cho quá trình xử lý VCĐG 81 Hình 4 8 Động thái khai thác của giếng X sau xử lý 83

DANH MỤC BẢNG BIỂU

Bảng 1.1 Đặc điểm về địa chất vật lý của đối tượng vỉa cát kết mỏ Bạch Hổ 7

Bảng 1.2 Dạng xử lý VCĐG được tiến hành trong gia đoạn 1988-1999 10

Bảng 1.3 Thống kê số lần thực hiện và hệ số thành công trong xử lý VCĐG bằng kiểu hệ nhóm nhũ tương axit tại các đối tượng lục nguyên các mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn 1988-1999 11

Bảng 1.4 Thống kê số lần thực hiện và hệ số thành công trong xử lý VCĐG bằng kiểu hệ nhóm dung dịch axit tại các đối tượng lục nguyên các mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn 1988-1999 11

Bảng 1.5 Thống kê số lần thực hiện và hệ số thành công trong xử lý VCĐG bằng kiểu hệ nhóm nhũ tương axit và nhóm dung dịch axit tại đối tượng móng các mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn 1988-1999 12

Bảng 1.6 Thống kê số lần thực hiện và hệ số thành công trong xử lý VCĐG bằng kiểu hệ nhũ tương axit tại các đối tượng lục nguyên các mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn 14

Bảng 1.7 Thống kê số lần thực hiện và hệ số thành công trong xử lý VCĐG bằng kiểu hệ Axit muối, axit sét tại các đối tượng lục nguyên các mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn 2000-2019 15

Bảng 1.8 Danh mục giếng được xử lý trong các năm 2013-2019 tại các đối tượng lục nguyên các mỏ Bạch Hổ 19

Bảng 2.1 Hệ hóa phẩm cho loại trừ nhiễm bẩn bởi các cụm nước cục bộ 34

Bảng 2.2 Thành phần và tính chất của hóa phẩm DMC-Dewater 34

Bảng 2.3 Thành phần và tính chất của chất HĐBM DMC-WA 35

Bảng 2.4 Hệ hóa phẩm cho xử lý hydrophop hóa đá vỉa 41

Bảng 3.1 Kết quả thí nghiệm nhũ tương dầu thô giếng BK16/CTK3 với nước biển 46

Bảng 3.2 Kết quả thí nghiệm nhũ tương dầu thô BK16/CTK3 với dung dịch NaCl (SG=1.18) 46

Bảng 3.3 Kết quả thí nghiệm nhũ tương dầu thô BK16/CTK3 với CaCl2 (SG=1.23) 47 Bảng 3.4 Mô tả chất hydrophop hoá được sử dụng trong nghiên cứu 49

Bảng 3.5 Kết quả xác định góc thấm ướt của các mẫu đá được xử lý bằng các hóa phẩm

hydrophop hóa khác nhau 51

Bảng 3.6 Thông tin về mẫu sử dụng để chứng minh cơ chế hydrophop hóa bề mặt 54

Bảng 3.7 Kết quả phân tích hàm lượng các nguyên tố trên bề mặt mẫu đá vỉa từ giếng BT-10 trước và sau khi biến tính (hydrophop hoá) bằng chất hydrophop HA3 56

Bảng 3.8 Ảnh hưởng của nồng độ chất hydrophop hóa HA3 tới góc thấm ướt của các mẫu đá vỉa 57

Bảng 3.9 Ảnh hưởng của thời gian hydrophop hóa của chất hydrophop hóa HA3 tới góc thấm ướt của các mẫu đá vỉa 58

Bảng 3.10 Hệ hóa phẩm cho xử lý hydrophop hóa đá vỉa 59

Bảng 3.11 Thành phần và tính chất của hóa phẩm DMC-Hydrophobic 59

Bảng 3.12 Thành phần và tính chất của dung môi hữu cơ DMC-OS 60

Bảng 3.13 Thành phần và tính chất của chất HĐBM DMC-CS 60

Bảng 3.14 Kết quả đánh giá ăn mòn trong nước biển và trong các dung dịch hóa phẩm ở điều kiện 80oC, thời gian 4h 62

Bảng 3.15 Kết quả đánh giá ăn mòn trong nước biển và trong các dung dịch hóa phẩm ở điều kiện 120oC, thời gian 4h 62

Bảng 3.16 Tổng hợp kết quả đánh giá ăn mòn trong nước biển và trong các dung dịch hóa phẩm ở điều kiện nhiệt độ 80oC và 120oC, thời gian 4h 63

Bảng 3.17 Kết quả đánh giá ăn mòn mẫu thép P110 trong điều kiện nhiệt độ 130oC, áp suất 100 atm 64

Bảng 3.18 Mô tả kết quả quan sát đánh giá tính tương hợp của các hệ hóa phẩm với lưu thể vỉa ở điều kiện 80oC/24 giờ 65

Bảng 3.19 Mô tả kết quả quan sát đánh giá tính tương hợp của các hệ hóa phẩm với lưu thể vỉa ở điều kiện 120oC/24 giờ 66

Bảng 3.20 Kết quả đo sức căng bề mặt trên ranh giới pha của một số hóa phẩm với dầu DO, dung dịch NaCl, CaCl2 và nước biển 68

Bảng 3.21 Các lưu thể và dung dịch hóa phẩm nghiên cứu đánh giá trương nở sét 69

Bảng 3.22 Kết quả xác định khả năng phục hồi độ thấm mẫu lõi sau khi xử lý bằng các hệ hóa phẩm DMC-Dewater và DMC-Hydrophop 72

Bảng 4.1 Thông số làm việc của giếng X trước và sau khi xử lý 82

PHẦN MỞ ĐẦU

1 Tính cấp thiết của đề tài

Công tác xử lý nhiễm bẩn VCĐG được thực hiện ở VSP từ năm 1988 Tính đến nay, VSP đã tiến hành 825 lượt xử lý VCĐG tại mỏ Bạch Hổ, nhờ thực hiện rất tốt công tác này, VSP đã khai thác bổ sung thêm được 6,44 triệu tấn dầu và bơm ép thêm 848 ngàn m3 nước vào vỉa Phương pháp xử lý chính được sử dụng là phương pháp xử lý bằng hệ axit sét (sản lượng dầu gia tăng 4,76 triệu tấn), phương pháp này đã góp phần quyết định vào tỷ lệ thành công chung của công tác xử lý VCĐG

Tuy nhiên, trong thời gian gần đây công tác xử lý nhiễm bẩn VCĐG (đặc biệt là xử lý bằng hệ axit sét) đạt kết quả không cao Nguyên nhân chủ yếu là do mỏ Bạch Hổ hiện đang trong giai đoạn cuối đời mỏ, điều kiện địa chất-kỹ thuật giếng hiện tại đã thay đổi

so với giai đoạn đầu khai thác Áp suất vỉa suy giảm và hàm lượng nước trong sản phẩm khai thác gia tăng đi kèm với việc xuất hiện thêm dạng nhiễm bẩn mới (nhiểm bẩn do cụm nước cục bộ) đây là dạng nhiễm bẩn không thể xử lý bằng hệ axit sét đang sử dụng Nhằm gia tăng hiệu quả cho công tác xử lý nhiễm bẩn VCĐG ở VSP trong giai đoạn hiện nay, đặc biệt xử lý nhiễm bẩn do cụm nước cục bộ cũng như giảm thiểu hiện tượng

ăn mòn trong bộ TBLG, cần thiết nghiên cứu “Giải pháp mới nâng cao sản lượng khai

thác dầu bằng thành phần hóa phẩm không chứa axit (non-acid) tại đối tượng lục nguyên mỏ Bạch Hổ”

2 Mục đích nghiên cứu

Mục đích nghiên cứu của luận văn là đề xuất hệ hóa phẩm phù hợp nhằm xử lý nhiễm bẩn do cụm nước cục bộ để gia tăng lưu lượng khai thác ở các giếng thuộc đối tượng vỉa cát kết mỏ Bạch Hổ

3 Nội dung nghiên cứu

Nội dung nghiên cứu bao gồm:

- Hệ thống hóa các nghiên cứu trên thế giới về cơ chế, phương pháp xử lý nhiễm bẩn cụm nước cục bộ và phương pháp hydrophop hóa đá vỉa để ngăn ngừa sự tái hình thành cụm nước cục bộ;

- Lựa chọn hệ hóa phẩm xử lý cụm nước cục bộ và hydrophop đá vỉa cho đối tượng vỉa cát kết mỏ Bạch Hổ;

- Tiến hành các thí nghiệm chứng minh khả năng áp dụng của hệ hóa phẩm;

- Tiến hành đánh giá hiệu quả trên 1 giếng cụ thể ở mỏ Bạch Hổ

4 Phương pháp nghiên cứu

Phương pháp nghiên cứu được sử dụng trong đề tài bao gồm:

- Thu thập và phân tích số liệu về công tác xử lý nhiễm bẩn VCĐG ở VSP từ năm

1988 đến nay;

- Hệ thống hóa nền tảng lý thuyết;

- Tiến hành các thí nghiệm;

- Đánh giá hiệu quả xử lý trên giếng mỏ Bạch Hổ

5 Tình hình nghiên cứu liên quan đến đề tài

Việc nghiên cứu cơ chế, phương pháp xử lý cụm nước cục bộ, hdrophop đá vỉa VCĐG nhằm tăng cường khai thác cho các giếng khai thác dầu và khí là một trong những vấn

đề được các nhà khoa học trên thế giới rất quan tâm Các công trình nghiên cứu liên quan đến vấn đề này điển hình như sau:

Công trình nghiên cứu “Evaluation on water block in low permeability forrmations and the research of water control” của nhóm tác giả [2] xuất phát từ vấn đề giảm lưu lượng

khai thác khi giếng bị nhiễm bẩn do cụm nước cục bộ, nhũ tương dầu-nước từ quá trình khoan giếng và hoàn thiện giếng do một lượng lớn dung dịch bị mất vào vỉa ở thành hệ Dongying, mỏ dầu ngoài khơi Chengdao Nhóm tác giả đã thực hiện nghiên cứu được

hệ hóa phẩm cho xử lý nhũ tương trên cơ sở biodiesel với những đặc tính phá nhũ tương vượt trội và hệ hóa phẩm xử lý cụm nước cục bộ từ dung môi đồng hòa tan Ethylene glycol monobutyl ether (EGMBE) Hệ hóa phẩm này có khả năng phá hủy cụm nước cục bộ 79,9% từ kết quả kiểm tra trong phòng thí nghiệm

Công trình nghiên cứu “Well treatment to remove a water block” của nhóm tác giả [3]

đã nghiên cứu và đề xuất được hệ hóa phẩm xử lý cụm nước cục bộ ở VCĐG bằng các thành phần chất lỏng dầu khí có độ nhớt cao được hòa trộn với chất hoạt động bề mặt nhằm làm giảm sức căng bề mặt giữa nước và các hydrocacbon có trong dầu nhằm gia tăng lưu lượng khai thác của giếng Chất hoạt động bề mặt được nhóm tác giả đề xuất

sử dụng là N-octodycyl disodium sulfosuccinamate hoặc axit béo mạch dài

Công trình nghiên cứu “Water block removal with surfactant based hydrocacbonaceous liquid system” của nhóm tác giả [4] Nghiên cứu này liên quan đến việc lựa chọn hệ hóa

phẩm và phương pháp cho xử lý cụm nước cục bộ ở VCĐG trong thành hệ chứa dầu và

sự xâm nhập của nước vào VCĐG Công thức hóa phẩm đề xuất chứa alkylpolyglycoside, ethoxylated alcohol và alky alcohols Thành phần chính là chất lỏng hydrocacbonaceous, alkylpolyglycoside, ethoxylated alcohol và linear alkyl alcohol

Công trình nghiên cứu “Способ гидрофобной обработки призабойной зоны продуктивного пласта” của nhóm tác giả [5] nghiên cứu này đã thực hiện nghiên cứu

về phương pháp xử lý hydrophop VCĐG ở các giếng khai thác nhằm ngăn ngừa sự hình thành cụm nước cục bộ, nghiên cứu đã chỉ ra rằng việc bơm vào VCĐG hỗn hợp Silan

và chất HĐBM có hiệu quả cao trong việc giảm và làm dừng sự xâm nhập của nước, gia tăng sự xâm nhập của hydrocacbon trong suốt quá trình ảnh hưởng của hydrophop hóa Hợp chất Silan được dùng ở đây là hợp chất có khả năng hòa tan trong dầu Hỗn hợp chất HĐBM được đề xuất có thành phần như sau (% khối lượng): hỗn hợp các rượu polyatomic - sản phẩm phụ trong quá trình sản xuất của mono-, di- và triethylene glycols 75.0-96.0, nồng độ các tạp chất chính của sản xuất rượu ethyl từ nguyên liệu thực phẩm 1.0-4.0, các phân đoạn trung gian của sản xuất rượu ethyl từ nguyên liệu thực phẩm 0.5-4.0, dầu hạt 1.0-3.0, neonol 0,5- 4.0, axit béo hydroxyetyl hóa 1.0-10.0, công tác bơm được thực hiện bằng cách xen kẽ dung dịch trên với condensate ổn định; ngâm được thực hiện trong 24-60 giờ; và sau đó mở giếng gọi dòng sau xử lý

Công trình nghiên cứu “Гидрофобизация призабойной зоны пласта как метод повышения нефтеотдачи” của nhóm tác giả [6] đã đưa ra được các tiêu chí lựa chọn

giếng để thực hiện quá trình hydrophop đá vỉa khu vực VCĐG đã được phân tích dựa trên ví dụ về các mỏ dầu của Noyabrskneftegaz OAO và Tatneft OAO Nghiên cứu đã

lựa chọn được hệ hóa phẩm Silan (hợp chất silic hữu cơ) để dùng trong hydrophop đá vỉa Kết quả của các phương pháp xử lý VCĐG khai thác và hiệu quả công nghệ của chúng thể hiện ở tốc độ dòng chảy giếng tăng và hàm lượng nước giảm được đưa ra

trong công trình nghiên cứu này

Công trình nghiên cứu của tác giả [7] về “Гидрофобизация прискважинной зоны пласта составами на основе ПАВ с целью интенсификации добычи нефти” Tác

giả đã đề xuất giải pháp kết hợp khả năng loại trừ các cụm nước của dung môi đồng hòa tan với khả năng hydrophop hóa để kéo dài thời gian khai thác không nước ở những vùng đã được giải phóng bởi các cụm nước cục bộ Cụ thể, để tăng hiệu quả xử lý hydrophop hóa, ngoài chất hydrophop hóa "Don-52"-(an oil soluble salt of aliphatic amines with a concentrate of low molecular weight acids in isopropyl alcohol solution), còn đưa thêm vào thành phần hóa phẩm chất kéo nước (water-repellent reagent) như: methanol, acetone, UBB-1 (Dung dịch nước của amine bậc 4 trong dung dich isopropyl alcohol solution), AKP (dung dịch axeton, axit và chất hoạt động bề mặt)

Từ các nghiên cứu đã được thực hiện của các tác giả trên thế giới, luận văn sẽ tiếp tục nghiên cứu và hệ thống hóa cơ sở các lý thuyết sẵn, tiến hành các thí nghiệm để đề xuất được hệ hóa phẩm để xử lý cụm nước cục bộ phù hợp với địa chất – kỹ thuật ở các giếng vỉa cát kết mỏ Bạch Hổ

6 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài

Ý nghĩa khoa học: Đề tài được nghiên cứu xuất phát từ quá trình gặp phải trong công

tác xử lý VCĐG ở VSP Bằng việc hệ thống hóa lý thuyết kết hợp với việc thực hiện các thí nghiệm chi tiết đã lựa chọn được hóa phẩm xử lý nhiễm bẩn cụm nước cục bộ và hóa phẩm dùng trong hydrophop đá vỉa ngăn ngừa sự tái hình thành cụm nước cục bộ cho các giếng thuộc đối tượng lục nguyên mỏ Bạch Hổ

Ý nghĩa thực tiễn: Lựa chọn được hệ hóa phẩm xử lý cụm nước cục bộ và đã thử

nghiệm ngoài thực địa trên giếng X, cho hiệu quả gia tăng lưu lượng ngoài mong đợi, góp phần nâng cao sản lượng khai thác ở VSP

Luận văn được xây dựng trên cơ sở các tài liệu về lý thuyết, cũng như phương pháp xử

lý nhiễm bẩn cụm nước cục bộ trên thế giới (Hội thảo khoa học của các tác giả ở LB Nga, các tài liệu bằng sáng chế Patent USA )

Ngoài ra, luận văn còn sử dụng các thông tin liên quan đến số liệu báo cáo hằng năm của Phòng Công nghệ khai thác, Viện nghiên cứu khoa học và thiết kế, VSP

8 Cấu trúc luận văn

Luận văn gồm 4 chương chính sau:

- Chương 1: Khái quát chung về công tác xử lý nhiễm bẩn VCĐG mỏ Bạch Hổ VSP

- Chương 2: Phương pháp xử lý và ngăn ngừa sự tái hình thành nhiễm bẩn cụm nước cục bộ

- Chương 3: Quy trình và thí nghiệm xử lý cụm nước cục bộ và ngăn ngừa sự tái hình thành nhiễm bẩn cụm nước cục bộ

- Chương 4: Ứng dụng xử lý VCĐG bằng thành phần hóa phẩm không chứa axit cho giếng X thuộc đối tượng Mioxen dưới mỏ Bạch Hổ

CHƯƠNG 1 KHÁI QUÁT CHUNG VỀ CÔNG TÁC XỬ LÝ NHIỄM BẨN VCĐG MỎ

đề xuất giải pháp xử lý của đề tài Bên cạnh đó, một số các dạng nhiễm bẩn VCĐG trong giai đoạn hiện nay ở mỏ Bạch Hổ (nhiễm bẩn liên quan đến suy giảm áp suất vỉa, sự mất bằng sâu của dầu vỉa và nhiễm bẩn do sự hình thành cụm nước cục bộ) cũng được thể hiện ở phần cuối chương nhằm phục vụ cho công tác phân tích các vấn đề liên quan đến

đề tài đang thực hiện

10 m Thời gian thích hợp để tiến hành công việc ngoài biển là mùa gió Tây Nam: từ tháng 6 đến tháng 9 và thời kỳ chuyển tiếp: các tháng 4, 5, 10 và 11 Các dòng hải lưu

phụ thuộc vào chế độ gió mùa và thủy triều Tốc độ dòng chảy ở độ sâu 15 - 20 m đạt

85 cm/s, ở đáy biển khoảng 20 đến 30 cm/s

Mỏ Bạch Hổ được đưa vào khai thác từ năm 1986 Tại mỏ hiện nay đang tiến hành khai thác dầu từ 04 đối tượng chủ yếu: Mioxen dưới, Oligoxen trên, Oligoxen dưới (collector lục nguyên) và tầng Móng dạng khối (đá granit nứt nẻ)

Một số đặc tính địa chất vật lý chính của đối tượng vỉa cát kết mỏ Bạch Hổ được đưa ra trong Bảng 1.1

Bảng 1.1 Đặc điểm về địa chất vật lý của đối tượng vỉa cát kết mỏ Bạch Hổ

S

TT Tên đặc tính Các đối tượng khai thác

Mioxen dưới Oligoxen trên Oligoxen dưới

và bột kết kết dính bằng khoáng sét cao lanh, đôi khi bằng cacbonat

Cát kết với các lớp xen kẽ từ bột kết và sét kết; các khoáng vật thứ sinh

Cát kết với các lớp xen kẽ từ bột kết và sét kết; các khoáng vật thứ sinh

9 Chiều sâu giếng,

16 Loại nước vỉa

(theo Xulin) Bicacbonat Natri;

Canxi clorua; nước biển bơm ép

Bicacbonat Natri; Canxi clorua; nước biển bơm ép

Bicacbonat Natri; Canxi clorua; nước biển bơm

Số liệu về độ thấm trong bảng 1.1 cho thấy, các đối tượng Mioxen dưới, Oligoxen trên

và Oligoxen dưới, có độ thấm trung bình tương ứng là 20mD, 25mD và 23,6mD Nhiệt

độ vỉa trung bình tương ứng là 78÷1180C, 95÷1310C và 135÷1400C Hàm lượng khoáng sét trong đá vỉa ở các đối tượng Mioxen dưới, Oligoxen trên và Oligoxen dưới tương ứng là: 10÷13% ; 12÷18% và 8÷15%

1.2 Phân tích thực trạng hiệu quả xử lý VCĐG tại các đối tượng Mioxen, Oligoxen trên, Oligoxen dưới các mỏ Bạch Hổ

Trong quá trình phân tích thực trạng hiệu quả xử lý nhiễm bẩn VCĐG tại các đối tượng Mioxen, Oligoxen trên, Oligoxen dưới mỏ Bạch Hổ, sẽ kết hợp sử dụng cơ sơ khoa học

và thực trạng chung để đề xuất hệ hóa phẩm xử lý nhiễm bẩn VCĐG phù hợp trong giai đoạn hiện nay

Công việc đầu tiên về xử lý nhiễm bẩn VCĐG được VSP tiến hành tại mỏ Bạch Hổ vào năm 1988 tại giếng 41 MSP-1 bằng hệ axit muối Qua nghiên cứu tài liệu ghi chép, đánh giá, tổng kết qua các thời kỳ, tổng kết theo năm liên quan tới hiệu quả xử lý VCĐG ở VSP nói chung, để tránh nhiễu thông tin và tập trung được vào nhiệm vụ chính của đề tài để có thể đưa ra được các kết luận có tính thực tiễn cao, việc phân tích được chia thành 2 giai đoạn để nghiên cứu Cụ thể là:

1) Giai đoạn 1: bắt đầu từ năm 1988, năm bắt đầu ứng dụng công nghệ xử lý VCĐG

ở VSP đến hết năm 1999 Đây là giai đoạn mang nặng tính thử nghiệm cho mỏ Bạch Hổ

và chế độ khai thác ở đây chủ yếu là tự phun Trong giai đoạn này LD Việt Nga sử dụng hàm lượng HF = 3÷5%, hàm lượng này là rất cao

2) Giai đoạn II: bắt đầu từ năm 2000 đến nay

Tính hợp lý của việc chia giai đoạn này sẽ được sáng tỏ trong quá trình phân tích thực trạng sau này

1.2.1 Giai đoạn I: Bắt đầu từ năm 1988 đến hết năm 1999

Xử lý VCĐG tại mỏ Bạch Hổ được tiến hành dầu tiên tại giếng khai thác 41 MSP-1 đối tượng địa chất Mioxen dưới mỏ Bạch Hổ trong năm 1988 Xử lý lần 2 được cũng được thực hiện cho giếng khai thác tại Mioxen dưới trong năm 1989 Năm 1990, ngoài 01 giếng khai thác, việc xử lý được tiến hành cho 02 giếng bơm ép Việc xử lý VCĐG khai

thác thực sự bùng nổ trong những năm 1992-1996 với tần xuất xử lý từ 5-20 giếng trong một năm Có thể nói, giai đoạn 1988-1999 là giai đoạn thử nghiệm đưa vào ứng dụng nhiều kiểu hệ axit khác nhau Các công nghệ chính xử lý VCĐG bằng hóa phẩm cho giai đoạn này được đưa trong bảng 1.2 [1]

Bảng 1.2 Dạng xử lý VCĐG được tiến hành trong gia đoạn 1988-1999

TT Dạng dung dịch hóa phẩm TT Dạng dung dịch hóa phẩm

3 Axit muối + Axit sét (CKP+GKP) 7 Vi nhũ tương axit

4 Nhũ tương dầu - Axit gốc axit sét 8 Axit +Hóa phẩm DMC

Trong giai đoạn này đa số các giếng còn được khai thác ở chế độ tự phun, chỉ một lượng nhỏ giếng được chuyển sang vận hành khai thác theo phương pháp gaslift từ 1996 Do chưa tích lũy được nhiều kinh nghiệm liên quan tới xử lý VCĐG, nên VSP mới chỉ đưa

ra được Hướng dẫn tạm thời cho xử lý VCĐG Hướng dẫn này đưa ra khoảng nồng độ

HF từ 3-5%, rất cao Kinh nghiệm thu được trong giai đoạn 1988-1999 và nghiên cứu

lý thuyết đã giúp VSP biên soạn và ban hành đưa vào sử dụng Hướng dẫn chính thức cho xử lý VCĐG năm 2006 với hàm lượng HF=1-3%

Tóm lại, các dạng xử lý trong giai đoạn này gồm 02 nhóm chính là: Nhóm nhũ tương axit và nhóm dung dịch axit Nhóm nhũ tương axit là nhóm sử dụng phương pháp nhũ tương hóa các dung dịch axit Pha dầu ở đây là dầu Diesel, dầu thô, vi nhũ tương axit (chứa dung môi hữu cơ, dung môi đồng hòa tan ) Nhóm dung dịch axit gồm axit muối, axit sét, polymer axit, bọt axit

Thống kê số lần thực hiện và hệ số thành công trong xử lý VCĐG bằng kiểu hệ nhóm nhũ tương axit và kiểu hệ nhóm dung dịch axit tại các đối tượng lục nguyên các mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn 1988-1999 được đưa trong các bảng 1.3 và 1.4 Tương tự như vậy, thống kê số lần thực hiện và hệ số thành công trong xử lý VCĐG bằng kiểu hệ nhóm nhũ tương axit và kiểu hệ nhóm dung dịch axit tại đối tượng móng các mỏ Bạch

Hổ trong giai đoạn 1988-1999 được đưa trong các bảng 1.5

Bảng 1.3 Thống kê số lần thực hiện và hệ số thành công trong xử lý VCĐG bằng kiểu

hệ nhóm nhũ tương axit tại các đối tượng lục nguyên các mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn

Oligoxen trên

Oligoxen dưới

Tổng

số lần thành công

Tổng

số lần

xử lý

Hệ số (% ) thành công

Số

lần

xử lý

Số lần thành công

Số lần

xử lý

Số lần thành công

Số lần

xử lý

Số lần thành công

hệ nhóm dung dịch axit tại các đối tượng lục nguyên các mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn

Oligoxen trên

Oligoxen dưới

Tổng

số lần thành công

Tổng

số lần

xử lý

Hệ số (% )

Số lần

xử lý

Số lần

Số lần

xử lý

Số lần

thành công

thành công

hệ nhóm nhũ tương axit và nhóm dung dịch axit tại đối tượng móng các mỏ Bạch Hổ

trong giai đoạn 1988-1999

Trong các bảng 1.3-1.5, các xử lý axit có sử dụng tác nhân sinh áp suất (ПГД) và các

xử lý ngâm axit cho loại trừ vỏ bùn không được đưa vào thống kê

Kết quả dưới dạng đồ thị về hệ số thành công trong xử lý VCĐG bằng kiểu hệ nhóm nhũ tương axit và kiểu hệ nhóm dung dịch axit tại đối tượng lục nguyên mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn 1988-1999 được đưa trong hình 1.1

Với đối tượng đá lục nguyên (hình 1.1) nhóm dung dịch axit có độ tin cậy thống kê cao

Hệ số thành công chung cho các năm của kiểu hệ thuộc nhóm này chỉ 66% Ngược lại,

số liệu thống kê cho kiểu hệ nhũ tương axit có độ tin cậy thống kê thấp, mặc dù hệ số thành công chung cho các năm cho kiểu hệ này cũng đạt 67%

Hình 1.1 Hệ số thành công trong xử lý VCĐG bằng kiểu hệ nhóm nhũ tương axit và kiểu hệ nhóm dung dịch axit tại các đối tượng lục nguyên và móng các mỏ Bạch Hổ

trong giai đoạn 1988-1999 Tóm lại, kết quả thu được trên hình 1.1 cho thấy rằng việc xử lý với các đối tượng lục nguyên là khó khăn hơn nhiều so với đối tượng khác Đây chính là điểm cần đặc biệt

chú ý là hệ hóa phẩm axit chỉ có tác dụng khi xác định đúng loại nhiễm bẩn vô cơ tồn tại trong giếng, hệ axit hiện tại chưa tính đến vấn đề về nhiễm bẩn cụm nước cục bộ vì giai đoạn này giếng khai thác tự phun và hàm lượng nước trong dầu rất thấp

1.2.2 Giai đoạn II: Bắt đầu từ năm 2000 đến nay

Dữ liệu cho thống kê thực trạng hiệu quả xử lý VCĐG tại các đối tượng Mioxen dưới, Oligoxen trên, Oligoxen dưới các mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn 2 này là dữ liệu nằm trong báo cáo hàng năm của Phòng Công nghệ khai thác, Viện NIPI, VSP [1] Tiến hành lập bảng thống kê về số lần xử lý và hệ số thành công của các hệ hóa phẩm xử lý như nêu dưới đây:

- Kiểu hệ hóa phẩm Nhũ tương axit;

- Kiểu hệ hóa phẩm Axit muối, axit sét;

- Kiểu hệ hóa phẩm hóa nhiệt

Kết quả thống kê số lần thực hiện và hệ số thành công trong xử lý VCĐG bằng kiểu hệ nhũ tương axit và bằng kiểu hệ Axit muối, axit sét tại các đối tượng lục nguyên các mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn 2000-2019 được đưa tương ứng trong bảng 1.6 và 1.7

Bảng 1.6 Thống kê số lần thực hiện và hệ số thành công trong xử lý VCĐG bằng kiểu

hệ nhũ tương axit tại các đối tượng lục nguyên các mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn

Oligoxen trên

Oligoxen dưới

Tổng

số lần thành công

Tổng

số lần

xử lý

Hệ số (% ) thành công

Số lần

xử lý

Số lần thành công

Số lần

xử lý

Số lần thành công

Số lần

xử lý

Số lần thành công

Bảng 1.7 Thống kê số lần thực hiện và hệ số thành công trong xử lý VCĐG bằng kiểu

hệ Axit muối, axit sét tại các đối tượng lục nguyên các mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn

Oligoxen trên

Oligoxen dưới

Tổng

số lần thành công

Tổng

số lần

xử lý

Hệ số (% )

TC

Số lần

xử lý

Số lần thành công

Số lần Số lần

thành công

Số lần Số lần

thành công

Xác suất thành công trong xử lý VCĐG chịu chi phối bởi nhiều yếu tố (điều kiện địa chất-kỹ thuật của giếng, thành phần hệ axit, dạng nhiễm bẩn chủ đạo ), nên có thể coi

là, nhìn chung hệ axit xử lý được áp dụng (kiểu hệ nhũ tương axit và kiểu hệ Axit muối, axit sét) đã và đang phát huy tốt tác dụng với đối tượng này Số liệu cũng gợi lên rằng, trong các năm 2005-2007 không có sự khác biệt về tác dụng giữa kiểu hệ Axit muối, axit sét so với kiểu hệ nhũ tương axit, nhưng có xu hướng giảm hiệu quả đối với kiểu hệ Axit muối, axit sét trong những năm sau 2009 Như vậy, có thể kỳ vọng rằng, xu hướng suy giảm áp suất vỉa và tăng mức độ ngập nước và hệ lụy của chúng đã ảnh hưởng rõ rệt đến tỷ lệ thành công trong xử lý đối tượng vỉa cát kết mỏ Bạch Hổ

Kết quả trên hình 1.2 đối với các đối tượng lục nguyên các mỏ Bạch Hổ cho thấy: 1) Trong giai đoạn từ năm 2000 đến hết năm 2010, kiểu hệ nhũ tương axit phát huy tốt tác dụng đối với các đối tượng đá lục nguyên (Mioxen dưới, Oligoxen trên, Oligoxen dưới) Hệ số thành công trong xử lý nói chung là cao, với tuyệt đại đa số các năm có hệ

thành công giữ tương đối ổn định, ở mức trên dưới 80% trong 6 năm liền, từ 2005 đến hết 2010

Hình 1 2 Hệ số thành công trong xử lý VCĐG bằng kiểu hệ nhũ tương axit và kiểu hệ Axit muối, axit sét cho các đối tượng lục nguyên các mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn

2000-2019 Lợi thế cho hệ số thành công trong xử lý VCĐG đá lục nguyên trong các năm 2001-

2006 có liên quan tới sản lượng khai thác đạt ở mức cao trong những năm này tại đối lượng Oligoxen dưới (đa số các giếng được xử lý thành công thuộc về đối tượng này) Các giếng không thành công thường là các giếng thuộc Mioxen dưới, Bạch Hổ Các giếng này có độ ngập nước cao (giao động trong khoảng 50-67%) Vấn đề này cho thấy bắt đầu có nhiễm bẩn do cụm nước cục bộ tại VCĐG khi hàm lượng nước trong sản phẩm bắt đầu gia tăng

Việc dừng xử lý bằng nhũ tương axit có nguyên nhân sâu xa liên quan tới sự cố cháy khi xử lý giếng 108/MSP5 vào ngày 19/5/2005 Sau sự cố này, mặc dù VSP đưa ra sơ

đồ bơm khép kín, nhưng do việc vận hành xử lý trở nên phức tạp, nên việc xử lý bằng nhũ tương axit bị dừng và không tiếp tục trong các năm sau 2010 Một lý do khác của việc dừng được cho là liên quan tới sự thiếu hụt của chất tạo nhũ có chất lượng cao 2) So sánh hệ số thành công trong thời gian các năm 2005-2010 giữa kiểu hệ nhũ tương axit và kiểu hệ Axit muối, axit sét cho thấy, kiểu hệ nhũ tương axit có hiệu quả hơn trong xử lý các đối tượng đá lục nguyên các mỏ Bạch Hổ Kết quả này cho thấy, thực

chất nhiễm bẩn hữu cơ (sự lắng đọng của Asphanten, nhựa, nhũ tương dầu nước, nước/dầu) đang tồn tại và việc chỉ xử lý nhiễm bẩn vô cơ là chưa thỏa đáng

3) Kết hợp xu hướng thành công trong xử lý bằng kiểu hệ Axit muối, axit sét với thực

tế lựa chọn giếng cho thấy, sau năm 2011 tồn tại xu thế giảm hiệu quả xử lý VCĐG khi dùng kiểu hệ này và nguyên nhân hàng đầu là do tình trạng ngập nước mạnh tại các đối tượng Mioxen dưới và Oligoxen dưới các mỏ Bạch Hổ Hệ lụy của tình trạng ngập nước mạnh cũng dẫn tới sự mất cân bằng sâu của dầu vỉa, làm tăng mức độ nhiễm bẩn do cụm nước cục bộ và tăng sự không tương hợp giữa hệ axit sử dụng với lưu thể khai thác Như được đề cập bên trên, ngập nước ảnh hưởng tới mức độ thành công của xử lý VCĐG thông qua ba nhóm tác động và hệ lụy từ chúng là: (1)-làm đá vỉa vỉa trở nên kém bền vững dễ sập lở; và (2)-tăng mức độ phân bố tự nhiên dòng axit bơm vào theo hướng giảm hiệu quả xử lý VCĐG và (3)-làm xuất hiện dạng nhiễm bẩn mới-nhiễm bẩn bởi các cụm nước cục bộ (water blockage) khi kết hợp với áp suất giảm sâu Trên thực tế,

xu hướng ảnh hưởng xấu của của hàm lượng nước trong dầu tới hiệu quả xử lý VCĐG tại mỏ của VSP đã được nhận ra từ các nghiên cứu, phân tích của Viện NCKH&TK Vì

lý do này, trong năm 2008, VSP đã đưa ra hướng nghiên cứu xử lý axit có lựa chọn cho các giếng bị ngập nước Thử nghiệm công nghiệp được công ty Schlumbeger tiến hành tại 04 giếng (93-MSP4 (12/2009); 61-MSP3 (1/2010); 7-MSP7 (6/2011) và 701-MSP7 (6/2011)) Có thể nói, từ các năm sau 2010, VSP đã chú trọng hơn tiêu chí độ ngập nước của giếng trong chọn giếng cho xử lý VCĐG Tuy nhiên, ảnh hưởng xấu của mức độ ngập nước tới hiệu quả xử lý VCĐG được nhận biết như là một vấn đề lớn chỉ xuất hiện trong năm 2012 Trong năm này, thành công trong xử lý VCĐG các đối tượng Mioxen dưới, Oligoxen dưới có hệ số thành công rất thấp (7/17)

Nói chung, kể từ năm 2013, VSP đã có những lỗ lực lớn trong chọn giếng cho xử lý VCĐG các đối tượng đá lục nguyên và trên thực tế các chuyên gia từ VSP cho rằng đã khó chọn giếng cho xử lý Giếng được chọn cho xử lý trong các năm 2014 -2019 là các giếng có độ ngập nước thấp (bảng 1.8)

Bảng 1.8 Danh mục giếng được xử lý trong các năm 2013-2019 tại các đối tượng lục

Độ ngập nước,%

Hàm lượng

HF, %

Ngày ghi nhận thông số*

Mức độ thành công**

Ghi chú: *: Ngày ghi nhận thông số theo Kế hoạch xử lý giếng

**: Dấu (+) là thành công, dấu (–) không thành công

Tóm lại, từ con số thống kê và phân tích nêu trên về xu hướng thành công trong xử lý bằng kiểu hệ Axit muối, axit sét với thực tế lựa chọn giếng cho thấy, sau năm 2011 tồn tại xu thế giảm hiệu quả xử lý VCĐG khi dùng kiểu hệ axit muối, axit sét và sự giảm này có liên hệ mật thiết với tình trạng ngập nước mạnh tại các đối tượng Mioxen dưới

và Oligoxen dưới các mỏ Bạch Hổ Hệ lụy của tình trạng ngập nước mạnh cũng dẫn tới

sự mất cân bằng sâu của dầu vỉa, làm tăng mức độ nhiễm bẩn nhũ tương và cụm nước cục bộ Từ đó cho thấy, hệ axit sử dụng hiện tại ở VSP chưa giải quyết được vấn đề xử

lý nhiễm bẩn cụm nước cục bộ ở VCĐG và vấn đề cấp bách cần đặt ra nhằm gia tăng hiệu quả của công tác xử lý VCĐG trong giai mới là cần nghiên cứu và đưa vào áp dụng

hệ hóa phẩm có thể xử lý được dạng nhiễm bẩn này

1.3 Phân tích các dạng nhiễm bẩn VCĐG trong giai đoạn hiện nay

Từ các kết quả tổng hợp và phân tích về công tác xử lý VCĐG ở mỏ Bạch Hổ cho thấy, VCĐG tại các mỏ Bạch Hổ của VSP trong thời gian một số năm gần đây liên quan chủ yếu tới 03 dạng nhiễm bẩn chính:

- Dạng nhiễm bẩn liên quan đến sự suy giảm áp suất vỉọa

- Dạng nhiễm bẩn liên quan đến sự mất cân bằng sâu của dầu vỉa;

- Dạng nhiễm bẩn liên quan đến sự hình thành cụm nước cục bộ;