Nghiên cứu khả năng ứng dụng bơm ép dung dịch polymer nước nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu tại bể cửu long

Nghiên cứu ứng dụng các phương pháp hoá học nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu ở Việt Nam là một xu thế tất yếu đặc biệt là phương pháp bơm ép dung dịch polymer 2.. Ý nghĩa khoa học và thực

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT 

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC

PGS.TS Lê Xuân Lân

HÀ NỘI - 2008

DANH MỤC CHỮ VIẾT TẮT

EOR : Thu hồi dầu tăng cường

APIo : Đơn vị đo tỷ trọng theo tiêu chuẩn viện dầu khí Quốc gia Mĩ

cP : Đơn vị đo độ nhớt

Ft : Đơn vị đo chiều dài theo feet

oF : Đơn vị đo nhiệt độ theo FahrenHeit

PV : Toàn bộ thể tích rỗng của đá chứa

OIP : Thể tích dầu ban đầu

Bar : Đơn vị đo áp suất

DANH MỤC BẢNG

Trang

Bảng 2.1: Giảm độ thấm sau khi bơm ép polymer trên mẫu ……… 26

Bảng 2.2: Các thông số mẫu thí nghiệm ……… 29

Bảng 2.3: Sự hấp thụ polymer trong môi trường rỗng ……… 39

Bảng 2.4: Kết quả thử nghiệm polymer của mỏ tại Elliasville Caddo … 42 Bảng 3.1: Các thông số dung dịch polymer XCD ……… 51

Bang 4.1: Kết quả phân tích XRD ……… 62

Bảng 4.2: Th«ng sè dÇu vØa mãng B¹ch Hæ ……… 68

Bảng 4.3: Thµnh phÇn trung b×nh dÇu vØa ………68

Bảng 4.4: Các thông số của mô hình mỏ ……… 73

Bảng 4.5: Các thông số dung dịch Bio-polymer XCD ……… 74

Bảng 4.6: Kết quả thí nghiệm nâng cao hệ số thu hồi ……… 76

DANH MỤC HÌNH

Trang

Hình 1.1: Các giai đoạn thu hồi dầu ……… 10

Hình 2.1: Phân vùng bơm ép dung dịch polymer ……… 21

Hình 2.2: Độ phân tán theo vận tốc bơm…độ nhớt cao ……… 29

Hình 2.3: Độ phân tán theo vận tốc bơm…độ nhớt thấp ………… …… 30

Hình 2.4: Ảnh hưởng của nồng độ polymer ……… 31

Hình 2.5: Ảnh hưởng của muối ……….…… 32

Hình 2.6: Tương qua giữa lượng dầu khai thác ……… …… 33

Hình 2.7: % mất khả năng giảm độ linh động ……… 35

Hình 2.8: Ảnh hưởng của nồng độ NaCl2 và CaCl2 ……… 36

Hình 2.9: Hấp thụ tĩnh trong Silicat……… … 38

Hình 2.10: Ảnh hưởng của nồng độ polymer … ……… 39

Hình 2.11: Sự hấp thụ polymer theo nồng độ polymer ……… 41

Hình 2.12: Sự phân bố lượng polymer bị hấp thụ trong mẫu ………… 41

Hình 2.13& 2.14: Thử nghiệm bơm ép polymer …… 46

Hình 3.1: Cấu trúc phân tử polymer ……… 47

Hình 3.2: Dụng cụ thử nghiệm hệ số chắn ……… 50

Hình 3.3: Thay đổi độ nhớt dẻo sau khi đốt ……… 54

Hình 3.3: Thay đổi hệ số chắn theo nồng độ ……… 54

Hình 4.1: Phân bố tữ lượng móng ……… 57

Hình 4.2: Cấu trúc không gian rỗng ……… 64

Hình 4.3: Phân bố độ rỗng và thấm ……… 65

Hình 4.4: Dự báo sản lượng và ngập nước ……… 70

Hình 4.5: Độ nhớt của dung dịch XCD ……… 75

Hình 4.6: Giảm độ linh động của XCD so với nước ……… 75

Hình 4.7: Hệ số thu hồi dầu của polymer và nước ……… 78

Hình 4.8: Sơ đồ thí nghiệm bơm ép ……… 79

MỤC LỤC

Trang

MỞ ĐẦU

Chương 1 - CÁC PHƯƠNG PHÁP NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI

1.1 Các phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu ……… …… 10

1.1.1 Nhóm phương pháp nhiệt ……… 10

1.1.2 Nhóm phương pháp khí ……… 11

1.1.3 Nhóm phương pháp hoá học ……… 16

Chương 2 - NGHIÊN CỨU CÔNG NGHỆ BƠM ÉP POLYMER 2.1 Giới thiệu Polymer trong nâng cao hệ số thu hồi ……… 19

2.2 Nghiên cứu dung dịch Polymer trong nâng cao thu hồi ………… … 24

2.2.1 Điều chỉnh độ linh động ……… 24

2.2.2 Dòng polymer qua môi trường rỗng ……… 26

2.2.3 Những yếu tố ảnh hưởng đến quá trình bơm ……… 29

2.2.4 Những vấn đề tồn tại trong bơm ép ……… … 33

Ví dụ minh hoạ bơm ép polymer ……… … 41

Chương 3 - LỰA CHỌN VÀ THỬ NGHIỆM POLYMER 3.1 Polymer tổng hợp ……… 47

3.2 Polymer tự nhiên ……… 47

3.3 Thử nghiệm polymer ……… 48

3.3.1 Thử nghiệm sự chịu nhiệt ……… 49

3.3.2 Thử nghiệm hệ số chắn Chương 4 - MÓNG BẠCH HỔ VÀ THỬ NGHIỆM BƠM ÉP POLYMER 4.1 Tiềm năng gia tăng thu hồi dầu mỏ Bạch Hổ ……… 55

4.2 Đặc tính vỉa ……… 58

4.3 Khả năng bơm ép dung dịch polymer cho móng Bạch Hổ ………… 68

4.4 Xây dựng mô hình và tính toán hiệu quả kinh tế……… 69

KẾT LUẬN

TÀI LIỆU THAM KHẢO

MỞ ĐẦU

1 Tính cấp thiết của đề tài

Nâng cao hệ số thu hồi dầu đối với các mỏ dầu tại bồn trũng Cửu Long đang là đề tài quan tâm, nghiên cứu của Tập đoàn dầu khí Quốc gia Việt Nam trong thời điểm hiện nay, khi nguồn năng lượng dầu mỏ đang suy giảm Nhiều

mỏ đang ở giai đoạn khai thác thứ cấp, sử dụng bơm ép nước để để duy trì áp suất và sản lượng Điều này dẫn tới tình trạng ngập nước xảy ra phổ biến ở các giếng khai thác kéo theo hiệu suất thu hồi dầu cuối cùng của toàn mỏ đạt

tỷ lệ thấp

Theo đánh giá của hội đồng dầu khí Quốc gia Mỹ hướng phát triển của công nghệ nâng cao hệ số thu hồi dầu phụ thuộc nhiều vào sự áp dụng công nghệ và giá dầu trên thế giới Trong đó tỷ lệ các phương pháp hoá học sẽ chiếm một tỷ trọng lớn nhất Vì vậy triển vọng áp dụng các phương pháp hoá học nhằm nâng cao hệ số thu hồi là rất lớn trên cơ sở giảm chi phí nhờ áp dụng các tiến bộ về mặt công nghệ Nghiên cứu ứng dụng các phương pháp hoá học nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu ở Việt Nam là một xu thế tất yếu đặc biệt là phương pháp bơm ép dung dịch polymer

2 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

Đối tượng nghiên cứu của đề tài là các mỏ dầu tại bể Cửu Long thuộc thềm lục địa khu vực phía Nam Việt Nam

Phạm vi nghiên cứu tại tầng móng mỏ Bạch Hổ

3 Mục đích của đề tài

Làm sáng tỏ đặc điểm địa chất, nghiên cứu công nghệ bơm ép để nâng cao hệ số thu hồi dầu cuối cùng của mỏ tại bể Cửu Long

4 Nhiệm vụ của đề tài

- Xem xét các yếu tố ảnh hưởng trong bơm ép dung dịch polymer

- Những vấn đề tồn tại trong trong bơm ép dung dịch polymer

- Lựa chọn polymer để bơm ép

- Làm sáng tỏ các đặc điểm địa chất của khu vực nghiên cứu

- Chạy mô hình thí nghiệm

5 Nội dung nghiên cứu

- Tìm hiểu về các phương pháp thu hồi dầu trên thế giới

- Nghiên cứu về công nghệ bơm ép

- Lựu chọn và thử nghiệm polymer

- Làm sáng tỏ các đặc điểm địa chất của mỏ

- Thực hiện các thí nghiệm về bơm ép polymer trên mẫu

6 Phương pháp nghiên cứu

Phương pháp thực nghiệm: Khảo sát, phân tích, lấy mẫu…

Phương pháp địa chất: Phân tích các đặc diểm địa chất, tính chất đá chứa

7 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài

Là cơ sở khoa học để áp dụng cho các mỏ trong nâng cao hệ số thu hồi dầu khí tại Việt Nam bằng phương pháp bơm ép dung dịch polymer

Hiện tại các mỏ dầu tại bể Cửu Long đang trong giai đoạn suy giảm về sản lượng khai thác Áp dụng thành công phương pháp này có ý nghĩa rất lớn

về kinh tế

8 Cơ sở tài liệu

Luận văn được viết trên cơ sở:

- Các nghiên cứu đặc điểm địa chất của mỏ cũng như các chất lưu trong vỉa

- Các nghiên cứu về công nghệ bơm ép polymer của các tác giả trên thế giới và tại Việt Nam

- Các nghiên cứu khảo sát về polymer của các tác giả trong nước

9 Cấu trúc của đề tài

Toàn bộ luận văn được trình bày trong trong 4 chương, phần mở đầu và kết luận gồm: 83 trang, 11 bảng biểu, 26 hình và danh mục tài liệu tham khảo Xin trân trọng cảm ơn thầy hướng dẫn PGS.TS Lê Xuân Lân, thầy phản biện PGS.TS Hoàng Dung và TS Phạm Xuân Toàn, cùng các bạn đồng nghiệp trong Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đã cộng tác giúp đỡ tôi hoàn thành luận văn

Hà nội, ngày 09 tháng 05 năm 2008 Tác giả

Chương 1

CÁC PHƯƠNG PHÁP NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU Nâng cao hệ số thu hồi dầu EOR (Enhanced Oil Recovery) là công tác quan trọng trong điều hành quản lý mỏ nhằm tận thu tài nguyên trong lòng đất

Đó là quá trình thu hồi dầu khí bằng cách bơm các tác nhân không đặc trưng cho vỉa vào vỉa sản phẩm với mục đích khai thác tối đa sản phẩm hydrocarbon

từ vỉa Quá trình này đặc biệt quan trọng khi các mỏ đã chuyển sang giai đoạn khai thác thứ cấp khi sản lượng khai thác giảm và tình trạng ngập nước của

mỏ tăng nhanh chóng

Quá trình thu hồi mỏ dầu thường thực hiện trong 3 giai đoạn:

 Thu hồi sơ cấp là thể tích chất lưu thu được nhờ sử dụng năng lượng tự nhiên hiện có trong mỏ ở cả hai vùng sản suất và kế cận

 Thu hồi thứ cấp đạt được nhờ bổ xung năng lượng vào mỏ chẳng hạn như ép khí vào mũ khí hoặc ép nước Ngày nay giải pháp ép nước vào biên

mỏ, biên giếng để đẩy dầu vào giếng là phổ biến và tăng năng lượng tự nhiên của mỏ

 Căn cứ vào giai đoạn phát triển của từng mỏ, tuỳ theo tính chất vật lý ngoài hai kiểu thu hồi trên người ta còn dùng cấp thu hồi tăng cường (tận thu) hoặc thu hồi tam cấp mà giải pháp chính là thay đổi tính chất vật lý của dầu mỏ Có thể áp dụng ngay sau khi đã tiến hành khai thác thứ cấp, song trong nhiều trường hợp để nâng cao hiệu quả thu hồi dầu cuối cùng thì thu hồi tam cấp được thực hiện ở giai đoạn thu hồi đầu tiên của mỏ Các phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu (tam cấp) có thể chia ra là ba nhóm phương pháp sau (xem hình 1.1):

 Nhóm phương pháp nhiệt

 Nhóm phương pháp hoá học

 Nhóm phương pháp khí

 Các phương pháp khác: Vi sinh, điện v.v…

Hình 1.1: CÁC GIAI ĐOẠN THU HỒI DẦU

Phương pháp đốt nhiệt tại chỗ gia tăng thu hồi dầu bằng cách làm giảm

độ nhớt của dầu vỉa do cung cấp nhiệt đốt nóng vỉa bằng cả truyền nhiệt lẫn đối lưu Bằng nhiệt lượng đốt nóng tại vỉa đã làm cho dầu nặng bị cracking thành dầu nhẹ hơn Đốt cháy cả những phần tạo than (Coke) sau quá trình cracking

 Những hạn chế của phương pháp

Nếu không đủ lượng coke (có trong dầu) đóng cặn tại vỉa, không thể duy trì được việc đốt cháy dầu hay khí đồng hành tại vỉa Chính hạn chế này dẫn tới khả năng áp dụng đốt nhiệt tại chỗ đối với những dầu có thành phần parafinic là thấp Nếu lượng coke đóng cặn nhiều thì tốc độ dịnh chuyển mặt cháy chậm và lượng không khí cần cho phản ứng cháy là rất nhiều Lượng dầu bão hoà và lỗ rỗng phải cao thì mới hạn chế tối đa sự mất nhiệt cho đá chứa Quá trình bơm ép này diễn ra chủ yếu tại nóc các vỉa do vậy những tầng chứa lớn hiệu quả quét sẽ kém

Phương pháp này làm tăng độ linh động của dầu dẫn tới hiện tượng lưỡi nhiệt tới được giếng khai thác xảy ra nhanh hơn Đây là một phương pháp khá phức tạp, tốn kém và rất khó điều khiển Quá trình đốt dưới vỉa tạo ra nhiều

1.1.1.2 Phương pháp bơm ép hơi nước

Phương pháp bơm ép hơi nước là phương pháp bơm ép liên tục 80% lượng hơi nước xuống vỉa nhằm đẩy dầu tới giếng khai thác Thông thường trên thực tế người ta thường áp dụng bơm ép/khai thác tuần hoàn xuống ngay giếng khai thác nhằm kính thích vỉa

Phương pháp này gia tăng thu hồi dầu bằng cách gia tăng nhiệt cho dầu vỉa nhằm làm giảm độ nhớt Bổ xung năng lượng cho vỉa để đẩy dầu về giếng khai thác Chính nhiệt lượng hơi nước này làm chưng cất những thành phần nhẹ trong dầu vỉa

Bão hoà dầu phải tương đối cao và vỉa phải dầy ít nhất 20 ft nhằm hạn chế mất nhiệt Đối với những loại dầu có độ nhớt nhỏ hơn thì có thể áp dụng khi trước đó chưa bơm ép nước Bơm ép hơi nước thường được áp dụng đối với những vỉa dầu có độ nhớt lớn, vỉa có độ thấm cao hay vỉa cát không gắn kết Do quá trình tổn thất nhiệt tại lòng giếng nên bơm ép hơi nước thường áp dụng đối với những vỉa nông, càng nông càng tốt chỉ cần đảm bảo tốt lưu lượng bơm ép Bơm ép hơi nước thường không áp dụng trên vỉa carbonate Bởi vì khoảng 1/3 lượng dầu khai thác sẽ dùng cho quá trình tạo hơi nước, giá thành cho một thùng dầu khi áp dụng phương pháp bơm ép này cao Đối với vỉa có hàm lượng sét dễ trương nở thấp sẽ dễ dàng bơm ép hơn

1.1.2 Nhóm phương pháp khí

1.1.2.1 Phương pháp bơm ép N2

Bơm ép khí nitơ và khí thải (thành phần chiếm 80% là nitơ) là một trong những phương pháp bơm ép khí nhằm gia tăng thu hồi dầu Đây là phương

pháp bơm ép khí rẻ tiền do không dùng khí hydrocarbon nhằm đẩy dầu Tuỳ thuộc vào áp suất bơm ép và thành phần dầu, khí bơm ép này sẽ trộn lẫn hoặc không trộn lẫn với dầu Khí nitơ và khí thải khi bơm ép xuống vỉa trộn lẫn với dầu theo cơ chế bay hơi Dưới áp suất bơm ép đủ lớn, những thành phần nhẹ trong dầu bay hơi vào khí bơm ép tạo thành hỗn hợp mới tại mặt tiến đẩy dầu Sau đó những thành phần hydrocarbon nặng hơn tiếp tục tách ra từ dầu trộn lẫn với hỗn hợp này Quá trình này diễn biến liên tục cho đến khi dầu hoàn toàn trộn lẫn với khí bơm ép

Việc dùng khí cho bơm ép với áp suất cao đã bổ xung được những năng lượng đã mất và tạo một năng lượng rất lớn cho vỉa Thêm vào đó, khí này chiếm chỗ các lỗ rỗng tạo năng lượng đẩy dầu dư, thay đổi tính chất của dầu vỉa như tăng thể tích và giảm độ nhớt của dầu Để giảm ảnh hưởng của hiện tượng phân đới tỷ trọng, khí thường được bơm từ vị trí cao xuống Chính vì vậy, bơm ép khí đạt hiệu quả cao khi áp dụng tại những vỉa nghiêng

Bơm ép khí nitơ và khí thải chỉ trộn lẫn hoàn toàn được với dầu khi dầu

là dầu nhẹ và áp suất bơm ép rất cao nên phương pháp này thường chỉ áp dụng với những vỉa sâu hoặc vỉa có áp suất vỉa cao Những dự án bơm ép này thành công nhất đối với những vỉa nghiêng để làm cân bằng về tỷ trọng tại mặt bơm

ép Đối với những dự án bơm ép trộn lẫn hay không trộn lẫn thì độ dốc của vỉa quyết định đến thành công của dự án

Do độ nhớt và tỷ trọng của khí và của dầu rất khác biệt nên hiện tượng phân tỏa dạng ngón và phân đới tỷ trọng trong bơm ép diễn ra rất nghiêm trọng dẫn đến hiệu qủa quét ngang và quét đứng thấp Thêm vào đó, việc tách khí này ra khỏi khí khai thác ngay sau thời điểm vọt khí là vấn đề cần phải quan tâm Ngoài ra bơm ép khí thải còn gây ra hiện tượng ăn mòn trong ống khai thác do trong khí thải chiếm 15% hàm lượng là CO2 Trên thực tế, phần lớn các dự án bơm ép khí nitơ là sử dụng khí thải

1.1.2.2 Phương pháp bơm ép khí hydrocarbon

Phương pháp bơm ép hydrocarbon trộn lẫn bao gồm bơm ép những hydrocarbon nhẹ (như khí đồng hành, khí đã được làm giàu bằng khí nặng như LPG, hoặc khí gas tự nhiên) xuống vỉa Có 3 cách bơm ép khác nhau đã

và đang được sử dụng Khi sử dụng nút khí gas hoá lỏng (LPG) là 5% PV (thể tích rỗng), khí này sẽ trộn lẫn ngay với dầu vỉa theo cơ chế trộn lẫn tiếp xúc 1 lần và bơm ép nút tiếp theo là khí tự nhiên hoặc khí tự nhiên và nước Cách thứ 2 là phương pháp bơm khí hydrocarbon đã được làm giàu (Enriched gas) Khí này khi trộn lẫn với dầu theo cơ chế trộn lẫn tiếp xúc nhiều lần theo dạng

cơ chế ngưng tụ Thường bơm ép với nút từ 10% đến 20% PV khi đã được làm giàu bằng thành phần từ C2 đến C6, và tiếp ngay sau là nút khí gas bình tách hoặc khí gas tự nhiên và có thể là nước Thành phần khí làm giàu này có thể chuyển từ khí sang dầu (từ nhẹ sang nặng) Và cách bơm ép cuối cùng cũng là cách bơm ép phổ biến nhất là bơm ép áp suất cao hay bơm ép khí theo

cơ chế trộn lẫn tiếp xúc nhiều lần theo cơ chế bay hơi Cách bơm ép này là dùng khí bình tách (lean gas) hoặc khí gas tự nhiên (natural gas) bơm ép với

áp suất cao làm bay hơi thành phần từ C2 đến C6 trong dầu vỉa Hai cách bơm

ép này (cơ chế ngưng tụ và cơ chế bay hơi) luôn xảy ra xen kẽ với nhau trong mọi điều kiện bơm ép

Trộn lẫn với dầu qua hai cơ chế là bơm ép trộn lẫn theo dạng cơ chế ngưng tụ và cơ chế bay hơi Việc tạo ra hai cơ chế này tuỳ thuộc vào thành phần khí bơm ép và điều kiện bơm ép, trên thực tế hai cơ chế này luôn xảy ra lẫn lộn không có ranh giới rõ ràng

Bằng cách trộn lẫn với dầu tại vỉa khi đạt điều kiện trộn lẫn, khí bơm ép này làm tăng thể tích dầu vỉa đồng thời làm giảm độ nhớt của chúng Những

 Những hạn chế của phương pháp khi áp dụng

Độ sâu tối thiểu được định bằng chính áp suất trộn lẫn tối thiểu Áp suất này vào khoảng 1.200 psi đối với khí gas hoá lỏng và vào khoảng 4.000 psi đến 5.000 psi đối với bơm ép khí áp suất cao như khí đồng hành và khí gas tự nhiên, và áp suất này còn tuỳ thuộc vào loại dầu nữa Phương pháp bơm ép này cũng rất cần đến những vỉa có góc nghiêng để đảm bảo sự cân bằng về trọng lực tại mặt tiếp xúc giữa khí bơm ép và dầu vì tỷ trọng giữa khí và dầu thường có sự chênh lệch lớn

Hiện tượng phân đới tỷ trọng và hiện tượng phân tỏa dạng ngón xảy ra mãnh liệt dẫn tới hiệu suất quét đứng và quét ngang đều thấp Do bơm ép khí hydrocarbon cần một áp suất bơm ép cao nên lượng khí dùng cho bơm ép là rất lớn Ngoài ra trong bơm ép khí gas hoá lỏng thì một lượng lớn khí này lại

bị giữ lại vỉa và không thể lấy lên được

1.1.2.3 Phương pháp bơm ép khí CO2

Bơm ép CO2 là phương pháp tiến hành bằng cách bơm một lượng lớn khí

CO2 xuống vỉa (khoảng 30% PV) Mặc dù cơ chế trộn lẫn của CO2 với dầu vỉa không phải là trộn lẫn tiếp xúc 1 lần mà là tiếp xúc nhiều lần Khí CO2 này chiết thành phần từ C2 đến C6 (từ thành phần nhẹ đến trung bình) từ dầu vỉa Nếu áp suất bơm ép đủ lớn quá trình trộn lẫn tiếp tục giữa dầu vỉa và khí bơm

ép đạt tới hoàn toàn nhưng trải qua nhiều giai đoạn Đối với bơm ép không trộn lẫn thì hiệu qủa đẩy dầu sẽ kém trộn lẫn nhưng vẫn tốt hơn bơm ép nước Khí CO2 được bơm ép xuống vỉa, CO2 làm dầu vỉa tăng thể tích lên thậm chí có thể đạt tới 1.3 lần và làm độ nhớt của dầu giảm tới 12 lần (Klins, 1984),

CO2 đặc biệt trộn lẫn rất tốt với dầu có tỷ trọng cao Ngoài ra, khí CO2 còn thường có tỷ trọng cao gần bằng tỷ trọng của dầu tại áp suất bơm ép, chính vì vậy mà ảnh hưởng của phân dị trọng lực trong bơm ép khí CO2 ít nghiêm trọng hơn so với bơm ép các chất khí khác Thêm vào đó, CO2 còn có khả năng nổi trội khác so với các chất khí bơm ép khác là khả năng hoà tan vào nước Đối với những vùng dầu bị bao bọc bởi nước, khí bơm ép khác rất khó

có thể tiếp xúc với dầu vỉa còn riêng đối với khí CO2 thì khả năng tiếp cận được là dễ dàng hơn Do vậy, hiệu qủa bơm ép của CO2 thường cao hơn so với các khí bơm ép khác Ngoài ra CO2 còn làm giảm sức căng bề mặt giữa dầu vỉa và pha CO2/dầu tại vùng gần vùng trộn lẫn, sự thay đổi này làm tăng khả năng đẩy dầu của khí CO2

 Những hạn chế của phương pháp

Đối với việc áp dụng bơm ép CO2 ngày càng trở nên thông dụng trên thế giới Tuy nhiên tính hiệu qủa kinh tế của việc áp dụng phương pháp bơm ép này còn tùy thuộc vào nguồn khí CO2 Giá thành áp dụng bơm ép khí CO2 sẽ rất cao nếu không có sẵn nguồn cung cấp khí, một hạn chế nữa của phương pháp là chi phí tách khí CO2 từ khí đồng hành được đưa vào tiêu thụ

Do khí CO2 tan được với nước nên hiện tượng ăn mòn thiết bị lòng giếng trở nên nghiêm trọng Để áp dụng thuận lợi phương pháp này cần phải lắp đặt một số thiết bị chuyên dùng trong bơm ép khí CO2 Ngoài ra, thông thường thì hiện tượng vọt khí (thời điểm mà khí bơm ép xuất hiện tại giếng khai thác) xảy ra sớm trong các dự án bơm ép do hiện tượng phân đới tỷ trọng

(khí bơm ép dịch chuyển thành đới trên nóc vỉa) và phân tỏa dạng ngón (tại mặt ranh giới đẩy dầu, khí đẩy dầu theo hình dáng ngón tay) diễn ra nghiêm trọng

độ chất hoạt động bề mặt thấp Bơm ép tiếp theo sau các nút chất hoạt động bề mặt là hỗn hợp giữa nước và polymer Dung dịch polymer thường có nồng độ vào khoảng 500 đến 2000 mg/l, và thể tích dung dịch polymer dùng cho bơm

ép vào khoảng 50% PV hoặc có thể hơn nữa Đối với bơm ép các chất kiềm thì cần một lượng lớn nước được pha với chất kiềm và chất hoạt động bề mặt nhằm tác động lên tương tác giữa dầu và đá Cho tới thời điểm năm 1997, chưa có một loại chất kiềm riêng rẽ nào được dùng cho bơm ép

Bơm ép chất hoạt động bề mặt và kiềm là phương pháp gia tăng thu hồi dầu bằng cách làm giảm sức căng bề mặt giữa dầu và nước Chính vì điều này, dầu tại trong các lỗ rỗng dễ dàng thoát ra khỏi sự bao bọc của nước dịch chuyển về giếng khai thác Một vài dung dịch micellar/polimer còn có khả năng hoà tan dầu vào trong dung dịch Đối với bơm ép kiềm và các chất hoạt động bề mặt thì dầu và nước được tạo thành hỗn hợp nhũ tương Ngoài ra

phương pháp bơm ép này còn làm thay đổi tính dính ướt của đất đá do các chất hoạt động bề mặt và kiềm gây ra Bên cạnh đó độ linh động của chất đẩy giảm đáng kể do có sự tham gia của polymer

 Những hạn chế của phương pháp

Phương pháp này áp dụng hiệu quả đối với những vỉa đồng nhất đã bơm

ép nước với diện tích quét lớn hơn 50% Đối với các loại vỉa có nhiều anhydrite (thạch cao khan) và gypsum (thạch cao) hoặc sét bùn là những thành phần ảnh hưởng xấu tới hiệu quả bơm ép Các điều kiện áp dụng tối ưu

để áp dụng phương pháp chỉ diễn ra trong một khoảng điều kiện hẹp Với các loại chất hoạt động bề mặt thông dụng trên thị trường thì hàm lượng muối trong nước vỉa phải nhỏ hơn 2000 ppm và các ion Ca++ và Mg++ < 500 ppm Đây là một trong những phương pháp áp dụng phức tạp và đắt đỏ, chính

vì vậy phương pháp này không được áp dụng rộng rãi trên thế giới Bên cạnh

đó hiện tượng tương tác các chất hoá học xảy ra tại vỉa Các chất hoạt động

bề mặt bị hấp thụ vào trong đá chứa nhiều dẫn đến hiệu suất thu hồi dầu kém Thêm vào đó, dễ xảy ra phản ứng tương quan giữa chất hoạt động bề mặt và polymer với các khoáng chất chứa trong đá Tính chất của các hoá chất dùng trong bơm ép lại dễ bị thoái hoá khi gặp nhiệt độ quá cao (như các cao phân tử polymer bị bẻ gãy khi gặp nhiệt độ cao)

1.1.3.2 Phương pháp bơm ép polymer: Phương pháp này đựơc trình bày chi tiết trong chương 2 khi nghiên cứu về công nghệ bơm ép Polymer

1.2 Đánh giá sơ bộ khả năng áp dụng các giải pháp nâng cao hệ số thu hồi đối với các mỏ thuộc bể Cửu Long

Qua phân tích các giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu hiên có trên thế giới và sơ bộ đánh giá khả năng áp dụng cho các mỏ tại bể Cửu Long ta thấy:

 Do nhiệt độ vỉa các mỏ tương đối cao các phương pháp nhiệt có hiệu

quả hạn chế

 Phương pháp bơm ép khí (CO2 hoặc hydrocarbon) đòi hỏi thiết bị máy bơm có công suất lớn và giải quyết vấn đề nguồn khí bơm vào Những tính toán sơ bộ dựa trên mô hình, thành phần dầu các mỏ cho thấy để đảm bảo chế độ hoà tan của khí bơm vào áp suất vỉa phải duy trì cao (> 400 atm) hoặc hàm lượng LPG trong khí phải lớn hơn 40% Giải pháp bơm khí trong điều kiện không hoà tan sẽ tạo ra phần mũ khí làm phần lớn các giếng khai thác có lượng lượng lớn sớm ngừng hoạt động dẫn đến hệ số thu hồi dầu không cao Vì vậy khả năng áp dụng giải pháp bơm ép khí để nâng cao hệ số thu hồi dầu thấp

 Các phương pháp hoá học (hoạt chất bề mặt, polymer) nhằm tác động thay đổi đặc điểm hệ thống đá chứa - chất lưu (thay đổi tính chất của chất lưu) theo hướng làm tăng hệ số đẩy dầu Ngoài ra nhiệt độ cao của các tầng sản phẩm cao 130 - 150oC, đặc điểm phân bố độ thấm -

độ rỗng phức tạp đó là điểm hạn chế khi ứng dụng các phương pháp hoá học Các giải pháp này đang trong giai đoạn nghiên cứu

Chương 2

NGHIÊN CỨU CÔNG NGHỆ BƠM ÉP DUNG DỊCH POLYMER 2.1 Giới thiệu Polymer dùng công nghệ nâng cao hệ số thu hồi dầu

Trong công nghệ khai thác dầu khí Polymer được sử dụng chủ yếu trong các mô hình sau đây:

1 Xử lý vùng cận đáy giếng nhằm cải thiện điều kiện bơm ép ở giếng bơm hoặc giảm sự hình thành các nón nước ở giếng khai thác bằng cách phong toả bớt các vùng có độ thấm cao

2 Tác nhân tạo gel tại chỗ trong vỉa Với phương pháp này polymer được bơm vào sâu trong vỉa, gel thành tạo sẽ trám nút vùng có độ thấm lớn làm thay đổi dòng thấm dẫn đến làm tăng hiệu quả bao quét của dung dịch đẩy

3 Bơm ép dung dịch polymer Pha đẩy sử dụng thêm Polymer nhằm giảm độ linh động trên cở sở tăng độ nhớt và giảm độ thấm của pha nước (điều khiển tỷ số linh động giữa pha đẩy và pha bị đẩy) để tăng hệ số thay thế (hệ số bao quét) dầu và giảm mức độ ngập nước của giếng khai thác

Mô hình 1 chỉ đơn thuần xử lý giếng Polymer dùng trong công nghệ nâng cao hệ số thu hồi dầu khí chủ yếu dùng mô hình 2 và 3 Trong phạm vi

đề tài này chỉ tập trung vào mô hình 3 tức là điều khiển độ linh động của pha đẩy (nước) bằng dung dịch Polymer Thông thường phương pháp này đạt hiệu quả cao khi giá trị tỷ số linh động nước/dầu lớn, vỉa sản phẩm có mức độ không đồng nhất về tính thấm và chứa

Quá trình bơm ép dung dịch polymer vào vỉa, được phân vùng theo mặt cắt giếng khai thác đến giếng bơm ép như sau (xem hình 2.1):

 Đầu tiên là phần quét sơ bộ thường là nước có độ mặn thấp

Hình 2.1: PHÂN VÙNG BƠM ÉP KHI BƠM ÉP DUNG DỊCH POLYMER

 Tiếp theo là dung dịch polymer

 Sau đó là vùng nước đệm bảo vệ polymer (lớp đệm bảo vệ

polymer cũng là dung dịch Polymer có nồng độ giảm dần)

 Cuối cùng là nước bơm ép

Trong quá trình khai thác dầu, khi duy trì áp suất vỉa bằng bơm ép nước

Hệ số thu hồi dầu tính bằng công thức:

η = ED × Ev (2.1)

Trong đó:

η - Hệ số thu hồi dầu

ED - Hệ số đẩy dầu: Là tỷ số giữa lượng dầu được đẩy ra trên lượng dầu tiếp xúc với pha đẩy (nước)

oi

or D

s

s

E  1  (2.2) Trong đó:

Sor - Độ bão hoà dầu dư tiếp xúc với pha đẩy (nước)

Soi - Độ bão hoà dầu ban đầu của vỉa

Ev - Hệ số bao quét dầu theo thể tích: Là tỷ số giữa lượng dầu tiếp xúc với pha đẩy (nước) trên lượng dầu tại chỗ trong vỉa

Quét sơ bộ

DD polymer

Vùng đệm Nước bơm ép

M - Tỷ số linh động của pha đẩy và pha bị đẩy

λD - Độ linh động của pha đẩy (nước)

D

D D

k



  (2.5) Trong đó:

kD - Độ thấm pha đẩy, mD

μD - Độ nhớt của pha đẩy, cP

λd - Độ linh động của pha bị đẩy (dầu)

d

d d

k



  (2.6) Trong đó:

kd - Độ thấm của pha bị đẩy, mD

μd - Độ nhớt của pha bị đẩy, cP

Trong qúa trình bơm ép do độ thấm của mỗi pha thay đổi theo độ bão hoà của chúng, nên tỷ số linh động M cũng thay đổi theo Do đó giá trị M hay

sử dụng để:

 Đánh giá hiệu quả đẩy dầu (tỷ số linh động điểm cuối Mo)

 Đánh giá hệ số bao quét (tỷ số linh động trung bình M)

Trong đa số các trường hợp đẩy dầu bằng nước thì M > 1, đây là một tỷ

số linh động bất lợi cho quá trình đẩy dầu (độ linh động của pha đẩy lớn hơn pha bị đẩy) Khi đó tại giới hạn đẩy dầu/nước sẽ suất hiện các lưỡi nước nhỏ dạng ngón tay và sau đó phát triển lớn dần Sự phát triển mau chóng của các lưỡi nước về giếng khai thác sẽ làm hiệu quả bao quét của pha đẩy trong vỉa

sẽ suất hiện các vùng bão hoà dầu bị bỏ rơi ở phía sau pha đẩy dẫn đến làm giảm hệ số thu hồi dầu Quá trình này sẽ diễn ra trầm trọng hơn khi vỉa không đồng nhất về tính thấm chứa

Quá trình giảm độ linh động của pha đẩy tương đương với giảm tỷ số linh động M Điều đó dẫn đến tăng hệ số thu hồi dầu do tăng hệ số bao quét thể tích Ev (tăng EA và EI)

Giảm tỷ số linh động M cũng dẫn đến cải thiện hiệu quả đẩy ED song phức tạp hơn Hiệu quả đẩy chủ yếu phụ thuộc tỷ suất pha chảy dầu/nước Ở

mô hình đẩy dầu bằng nước đơn giản của Buckley-Leverett khi không tính đến ảnh hưởng của lực mao dẫn và lực trọng trường trong dòng chảy hỗn hợp dầu/nước là:

M k

k

k f

o

o w w w w

μw, μo - Độ nhớt của pha nước và dầu, cP

Khi giảm độ linh động của pha đẩy tỷ suất nước trong dòng chảy giảm theo Điều đó dẫn đến hạn chế lượng nước xuất hiện ở giếng khai thác Hay

độ ngập nước sản phẩm sẽ giảm khi giảm độ linh động của pha nước Điều đó góp phần giảm lượng dung dịch cần thiết cho bơm ép

Như ta thấy bằng cách điều khiển độ linh động của pha đẩy, hiệu quả đẩy

và bao quét dầu được tăng lên rõ rệt Việc điều khiển độ linh động của pha đẩy có thể được thực hiện bằng cách bơm một lớp dung dịch đệm polymer vào vỉa Một lượng nhỏ polymer trong pha đẩy sẽ làm tăng đáng kể độ nhớt và giảm độ thấm của pha đẩy (giảm độ linh động) dẫn đến cải thiện được điều kiện đẩy và bao quét của pha đẩy Phương pháp sử dụng polymer có kỹ thuật đơn giản song việc áp dụng trên toàn mỏ không phải lúc nào cũng thành công

Sử dụng polymer cho bơm ép nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu còn phụ thuộc vào nhiều yếu tố khác như chất lượng polymer, điều kiện vỉa, chất lưu, sự tương tác giữa polymer và vỉa, quá trình khai thác mỏ… và nhất là giá thành của polymer Tất cả các yếu tố sẽ được xem xét kỹ khi nghiên cứu khả năng

sử dụng chúng tại một mỏ cụ thể nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu

Một điều chú ý là hiệu quả đẩy dầu của pha đẩy phụ thuộc rất nhiều vào giá trị độ bão hoà dư của dầu trong vỉa (theo công thức 2.2) Độ bão hoà dầu

dư này phụ thuộc vào hiệu quả rửa quét của pha đẩy và khối lượng dung dịch đẩy trong môi trường rỗng Giảm giá trị độ bão hoà dầu dư chính là cơ sở để

áp dụng tính chất tẩy rửa của các chất hoạt động bề mặt Như vậy việc tăng đơn thuần tính chất đẩy của pha đẩy trên cơ sở giảm độ linh động của pha đẩy chưa đủ để dẫn đến tăng hệ số thu hồi dầu cuối cùng (giảm độ bão hoà dầu dư trong vỉa) Do vậy hiệu quả sử dụng polymer sẽ tăng lên rõ rệt nếu polymer đó ngoài khả năng làm giảm độ linh động của pha đẩy còn có khả năng tăng cường tính chất tẩy rửa của pha đẩy đó Đó chính là cơ sở của phương pháp sử

dụng đồng thời các chất hoạt động bề mặt với polymer Điều này không nằm trong phạm vi nghiên cứu của đề tài

2.2 Nghiên cứu polymer trong công nghệ nâng cao hệ số thu hồi dầu

Có nhiều loại polymer được xem xét sử dụng cho công nghệ nâng cao hệ

số thu hồi dầu Nhưng trong thực tế người ta sử dụng hai loại polymer chính: Polyacrylamides và Polysacharides

Polyacrylamides là loại tổng hợp được thuỷ phân từng phần Loại polymer có ưu điểm: Rẻ tiền, tương đối bền dưới tác dụng vi sinh có khả năng làm giảm độ thấm trong môi trường rỗng Tuy nhiên chúng dễ bị phân huỷ ở nhiệt độ cao và dễ phản ứng với muối và các pha rắn (hàm lượng Ca+2, Mg+2) trong nước vỉa Điều này cản trở Polyacrylamides được sử dụng rộng rãi trong công nghệ nâng cao hệ số thu hồi dầu khí

Polysacharides là loại polymer vi sinh (biopolymer hoặc xanthan gum) được tạo thành từ quá trình lên men vi sinh Yếu điểm của polymer này là chúng dễ bị vi sinh hoá song bù lại chúng có độ bền ở nhiệt độ cao và ít phản ứng hơn với độ mặn Trên thế giới có loại Xanthan gum chịu nhiệt đến 175oC Giá thành polysacharides đắt hơn Polyacrylamides song nếu so giá thành lượng polymer cần thiết để giảm cùng một đơn vị độ linh động thì chúng xấp

xỉ như nhau Do vậy nhóm polysacharides được sử dụng trong các điều kiện khắc nghiệt hơn về nhiệt độ cũng như độ mặn, độ cứng của nước vỉa

2.2.1 Điều chỉnh độ linh động

Để xác định những đặc tính của sự điều chỉnh linh động của dung dịch polymer, người ta thường thông qua hai thông số độ nhớt dung dịch và hệ số chắn Độ nhớt được đo bằng dụng cụ có tên Viscometer và hệ số chắn đo bằng thiết bị gọi là Screen Viscometer

Hệ số chắn mang ý nghĩa giảm về khả năng của dung dịch polymer làm giảm độ thấm của môi trường rỗng Hệ số chắn liên qua đến giảm độ thấm trong vỉa theo từng loại polymer vì nó thay đổi rất khác biệt theo phân tử lượng và cấu trúc của phân tử polymer

Để đánh giá sự giảm độ thấm của mẫu Bruce L Knight đã làm thí nghiệm như sau: Chọn mẫu khô và sạch cho bão hoà nước khoáng vỉa và xác định độ thấm ban đầu, sau đó bơm khoảng 10 PV dung dịch polymer (đã được

đo hệ số chắn) qua mẫu, lưu lượng bơm qua mẫu khoảng 10 ft3/day Cuối cùng bơm nước qua mẫu với cùng vận tốc Xác định độ thấm và tính độ giảm của độ thấm qua mẫu Kết quả thí nghiệm được đưa vào bảng 2.1 Dựa trên mức giảm độ thấm có thể tính được khả năng điều chỉnh độ linh động của dung dịch đẩy

Bảng 2.1: Giảm độ thấm sau khi bơm ép polymer trên mẫu

Sau 41 ngày tại 50 o C 17.9 116 58.0 2.0

Sau 37 ngày tại 50 o C (50

2.2.2 Dòng polymer qua môi trường rỗng

Độ nhớt của dung dịch polymer trong môi trường rỗng tính theo công thức của Mooney - Rabinowitsch như sau:

c K t

A1: Hằng số của sự tỷ lệ theo vận tốc phân tán

b: Hệ số mũ tốc độ phân tán thường có giá trị nằm trong khoảng 1.0 - 1.1 đối với môi trường rỗng rắn chắc

Khi có mặt sự hấp thụ của polymer và một phần độ rỗng không thể xâm nhập đối với polymer phương trình có thể viết lại như sau:

t x

c V x

c K t

ρ: Khối lượng riêng của đá, g/cm3

Vp: Vận tốc trung bình dung dịch polymer qua môi trường rỗng

cm/s

f

V f A

i A

i V

i: Lưu lượng bơm ép, cm3/s

A: Diên tích mặt cắt của mẫu, cm2

p: Độ rỗng hiệu dụng đối với polymer

Các phương trình 2.9 và 2.11 là các phương trình khuếch tán điển hình

được sử dụng trong mô hình nhằm đánh giá thông số bơm ép polymer cho mỏ

Điều quan trọng là phải xác định được hệ số phân tán K qua hai thông số A1

và b Các thông số này có thể xác định trên cơ sở các thí nghiệm đối với dung

dịch polymer khác nhau

Năm 1987 K.S.Sorbie, A.Parkervà P.T.Cliford đã làm thí nghiệm trên

mẫu lõi để nghiên cứu dòng polymer (xanthan) trong môi trường rỗng Mẫu

đá là Sandstone, dung dịch hoà tan polymer là nước muối nhân tạo với nồng

độ 32 g/l cộng với 400 mg NaOH Hai loại polymer được sử dụng là Flocon

48000 và Xanthan 14 C-labeled Đặc tính của mẫu thí nghiệm xem bảng 2.2

Diện tích mặt cắt (cm2)

Độ rỗng Độ thấm (mD) PV (cm3) 10A 50 17.35 0.172 1850 149.2 27A 50 17.35 0.173 850 150.1

31 100 17.35 0.175 1100 303.0

Thí nghiệm được thực hiện trên hai mô hình Mô hình thứ nhất có sự hấp thụ cân bằng trên toàn mô hình và ở mô hình hai là sự hấp thụ không cân bằng trên mô hình Kết quả thí nghiệm được biểu diễn trên hình 2.2.và 2.3

Hình 2.2: ĐỘ PHÂN TÁN THEO VẬN TỐC BƠM ĐỐI VỚI XANTHAN SỬ DỤNG DUNG DỊCH POLYMER CÓ ĐỘ NHỚT CAO

Hình 2.3: ĐỘ PHÂN TÁN THEO VẬN TỐC BƠM ĐỐI VỚI XANTHAN KHI SỬ DỤNG DUNG DỊCH POLYMER CÓ ĐỘ NHỚT THẤP

2.2.3 Những yếu tố ảnh hưởng đến quá trình bơm ép

Việc sử dụng bơm ép polymer để tăng sản lượng khai thác bị chi phối bởi rất nhiều yếu tố Đó là nồng độ dung dịch, kích thước nút polymer, độ mặn, độ bão hoà nước ban đầu và độ thấm Nghiên cứu những yếu tố này là một điều cần thiết của bất cứ đề án bơm ép polymer nào

Năm 1974 M.T.Szabo đã trình bày những nghiên cứu của mình về vấn

đề này bằng thực nghiệm Thí nghiệm được tiến hành trên sandstone với dung dịch polyacrylamide thuỷ phân Đầu tiên dầu được bơm qua mô hình và xác định độ bão hoà của nước dư, sau đó bơm nước muối qua và xác định phần trăm thu hồi dầu Cuối cùng dung dịch polymer được bơm qua mô hình

và xác định phần trăm dầu khai thác thêm

Nồng độ polymer trong khai thác được xác định liên tục trong mỗi lần bơm ép thử nghiệm Sau khi hoàn thành bơm ép thử thí nghiệm mẫu đá được

lấy ra dọc theo vỉa của mô hình Lượng polymer bị giữ lại trong mẫu được tính toán nhờ vào mẫu nước và mẫu đá

Hình 2.4: ẢNH HƯỞNG NỒNG ĐỘ POLYMER ĐẾN HỆ SỐ THU HỒI

Trên hình 2.4 phản ánh sự ảnh hưởng của nồng độ polymer, kích thước vùng đệm và độ mặn lên hệ số thu hồi dầu đối với đá có độ thấm trung bình (173 mD) Ta có thể đưa ra kết luận sau:

 Cũng từ đồ thị ta có thể nhận thấy một điều là dung dịch polymer trong nước ngọt đạt kết quả tốt hơn là dung dịch polymer trong nước muối Sự khác biệt càng lớn khi dung dung dịch polymer có nồng độ thấp

Hình 2.5: ẢNH HƯỞNG CỦA MUỐI

VÀ NỒNG ĐỘ POLYMER ĐỐI VỚI HỆ SỐ THU HỒI DẦU

Trên hình 2.5 là kết quả những thí nghiệm được tiến hành trên đá có độthấm cao (1200 mD) Những kết quả này khác với những kết quả thí nghiệm trên đá có độ thấm trung bình Đó là:

 Tăng nồng độ polymer thì hệ số thu hồi dầu cũng tăng, nhưng chỉ đúng với dung dịch polymer trong nước muối, còn đối với dung dịch polymer trong nước ngọt thì hoàn toàn ngược lại mức độ tăng không đáng kể

 Độ mặn ảnh hưởng rất nhiều lên hệ số thu hồi dầu Ta thấy rằng dung dịch polymer nồng độ 300 ppm trong nước ngọt hiệu quả hơn dung dịch polymer nồng độ 900 ppm trong nước muối

 Và một điều rõ ràng kích thước vùng đệm ảnh hưởng rất ít lên hệ số thu hồi dầu

Hình 2.6: TƯƠNG QUAN GIỮA LƯỢNG DẦU KHAI THÁC VÀ NỒNG ĐỘ POLYMERTHEO THỂ TÍCH BƠM ÉP NHẤT ĐỊNH

Trên hình 2.6 là sự so sánh về hệ số thu hồi dầu của hai loại đá có độ thấm trung bình và cao, theo nồng độ polymer khác nhau Ta thấy rằng: Khi tăng nồng độ từ 300 ppm lên 600 ppm dẫn đến tăng đáng kể hệ số thu hồi dầu Nhưng khi tăng từ 600 ppm lên 1200 ppm thì hệ số thu hồi dầu tăng rất ít hầu như bằng không đối với đá có độ thấm trung bình nhưng ngược lại đối với đá

có độ thấm cao thì hệ số thu hồi dầu vẫn tăng đáng kể

Theo kết quả thí nghiệm M.T.szabo đã đưa ra kết luận sau:

 Bơm ép dung dịch polymer vào sandstone thì thu hồi được nhiều dầu hơn là chỉ bơm nước biển

 Trong Sandstone có độ thấm thấp chỉ cần một lượng nhỏ polymer

đã cải thiện một cách đáng kể hệ số linh động có lợi Điều này có thể giải thích qua lượng polymer bị giữ lại trong đá

 Sử dụng nồng độ polymer cao mà kích thước vùng đệm nhỏ thì lượng dầu khai thác được từ đá có độ thấm cao sẽ nhiều hơn là lương dầu khai thác từ đá có độ thấm thấp

2.2.4 Những vấn đề tồn tại với bơm ép polymer

Trước bất kỳ một đề án bơm ép polymer nào thì cũng có hai thí nghiệm

về sự phân rã polymer và sự hấp thụ polymer qua mẫu Đây là hai vấn đề luôn được các nhà khoa học nghiên cứu vì nó quyết đinh đến sự thành bại của đề

án bơm ép polymer

2.2.4.1 Sự phân rã polymer

Phân rã polymer diễn ra chủ yếu do sự phân hoá và phân rã cơ học do tốc

độ bơm dung dịch polymer gây ra

Sự phân rã polymer được biểu hiện qua sự giảm độ nhớt và hệ số chắn của dung dịch polymer Đối với phân rã polymer các nhà khoa học có hai phương pháp để xác định mức độ phân rã

độ 600 ppm trong dung dịch 3.3 % muối Dung dịch này được bơm qua Berea disk có độ thấm 430 - 590 mD

Hình 2.7: % MẤT KHẢ NĂNG GIẢM ĐỘ LINH ĐỘNG VÌ PHÂN RÃ CƠ HỌC CỦA DUNG DỊCH PAM 600 PPM

Theo đồ thị (xem hình 2.7) đó là sự giảm độ linh động trong 6 mẫu Mức

độ mất của sự giảm độ linh động dao động từ lớn hơn mức độ mất độ nhớt một ít cho đến vượt qua cả mức độ mất hệ số chắn, phụ thuộc vào tính chất của mẫu Mẫu có độ thấm càng nhỏ thì sự giảm độ linh động càng lớn

Vì sự giảm độ linh động với polymer được gây ra bởi sự kết hợp của sự tăng độ nhớt và giảm độ thấm nên mức độ giảm độ linh động luôn vượt quá mức độ mất độ nhớt Sự dao động trong mức độ mất của sự giảm độ linh động của mẫu là hậu quả của sự ảnh hưởng của giảm độ thấm

 Ảnh hưởng của độ mặn lên sự phân rã cơ học

Thí nghiệm được thực hiện với dung dịch polymer PAM 600 ppm Thí nghiệm được lập đi lập lại với cùng một nồng độ polymer nhưng khác nhau về nồng độ muối trong nước

Dung dịch được bơm qua 500 mD Berea disk , đo đạc và tính toán mức độ mất của hệ số chắn Kết quả thí nghiệm được trình bày trên hình 2.8 Nhận thấy rằng sự có mặt của chất CaCl2 trong dung dịch polymer làm tăng mức độ mất hệ số chắn do đó tốc độ ngập nước càng mạnh thì mức độ mất càng lớn Như vậy sự phân rã cơ học có thể đo được thông qua sự đo lường hệ số chắn và độ nhớt Sự phân rã này bị ảnh hưởng rất mạnh bởi nồng độ muối đặc biệt là sự có mặt của Ca++ trong dung dịch, hay nói một cách khác là bị ảnh hưởng bởi độ cứng của nước Nếu sử dụng kỹ thuật làm mềm nước có thể giảm rất nhiều sự phân rã cơ học

Để hạn chế tối đa yếu tố phân rã polymer, tốc độ ngập nước phải không được vượt quá tốc độ giới hạn Theo kết quả nghiên cứu trên thế giới thì tốc

độ giới hạn này khoảng 10 ft3/ng Giá trị đó được làm cơ sở cho các đề án bơm ép polymer cũng như các thí nghiệm trong phòng thí nghiệm

2.2.4.2 Sự hấp thụ polymer

Một trong những vấn đề được nghiên cứu rất nhiều khi sử dụng polymer vào mục đích nâng cao hệ số thu hồi dầu là sự hấp thụ polymer Năm 1975 M.T.Szabo đã trình bày những nghiên cứu của mình về sự hấp thụ polymer trong môi trường khi sử dụng C14-Tagged Hydrolyzed Polyacrylamide Như ta

đã biết sự hấp thụ polymer được chia làm hai loại chính là hấp thụ lý học và bẫy cơ học Như vậy loại nào chiếm giữ phần chính và yếu tố nào ảnh hưởng tới sự hấp thụ polymer, đây chính là những điều cần nghiên cứu

 Sự hấp thụ tĩnh

Theo Hình 2.9 thấy rằng sự hấp thụ polymer là hàm số của nồng độ Lượng polymer bị hấp trong nước mặn lớn hơn gấp nhiều lần so với polymer trong nước ngọt và hàm lượng muối không ảnh hưởng đến sự hấp thụ polymer Với hàm lượng 140 mg/l trở lên đối với dung dịch polymer trong nước ngọt thì lượng polymer bị hấp thụ hầu như không tăng

Hình 2.9: HẤP THỤ TĨNH TRONG CÁT SILICAT

 Sự hấp thụ polymer khi đẩy dầu bằng dung dịch polymer

Thử nghiệm kiểm tra ngay thời điểm bão hoà dư Và mỗi thử nghiệm phải xác định độ thấm nước khoáng vỉa Tiếp theo dầu được bơm qua túi cát cho đến khi đạt được bão hoà nước dư Trong thử nghiệm, túi cát đã bơm qua nước sau đó cho bão hoà lại bằng dầu, cuối cùng là thực hiện bơm ép polymer Mẫu chất lỏng ở đầu ra được lấy một cách đều đặn để xác định nồng độ polymer thông qua độ phóng xạ

Trong bảng bảng 2.3 là kết quả tính toán sự hấp thụ polymer cho từng loại thử nghiệm Lượng polymer bị hấp thụ khi dòng đang chảy được xác định

từ lượng polymer bơm vào với lượng polymer khai thác và lượng polymer bị hấp thụ

Giá trị thấp hơn của lượng polymer trong quá trình chảy của polymer so với quá trình đẩy nước muối đã chứng tỏ rằng chỉ một phần thể tích lổ rỗng được polymer tiếp cận

pha tại Sor 16.65 67.43 11.34 45.93

Tại điểm bão hoà dầu dư lượng polymer bị hấp thụ nhiều hơn là sau khi rửa bằng nước muối Điều này giải thích bởi những bẫy cơ học hoặc sự thay đổi trong những thể tích rỗng mà polymer bị hấp thụ tại điểm bão hoà dầu dư cao hơn tại điểm 100% bão hoà nước Điều đó đã chỉ ra rằng những phân tử polymer bị bẫy cơ học giữ lại khi có hiện diện của dầu dư thì cao hơn

Hình 2.10: ẢNH HƯỞNG CỦA NỒNG ĐỘ POLYMER BƠM ÉP LÊN NỒNG ĐỘ POLYMER TRONG NƯỚC KHAI THÁC

Trên hình 2.10 là sự biểu diến mối quan hệ giữa nồng độ polymer với thể tích nước khai thác khi sử dụng dung dịch polymer 0.4 PV trong nước muối và đá có độ thấm trung bình 173 mD

Trên hình 2.11 là phần trăm sự hấp thụ polymer trong cát có độ thấm thấp và cao Từ đây có thể nhận thấy rằng khi sử dụng nút polymer trong nước ngọt thì lượng polymer bị giữ lại trong Sandstone nhiều hơn là khi sử dụng polymer trong nước muối Và lượng polymer bị hấp thụ trong đá có độ thấm trung bình luôn cao hơn lượng polymer bị hấp thụ có độ thấm cao

Hình 2.11: SỰ HẤP THỤ POLYMER THEO NỒNG ĐỘ POLYMER TRONG DUNG DỊCH

Sự phân bố lượng polymer bị giữ lại trong mẫu:

Trên hình 2.12 biểu diễn sự hấp thụ polymer theo khoảng cách Một điều

rõ ràng trong tất cả các thí nghiệm, lượng polymer bị giữ lại bởi những bẫy cơ