Đồ án Nâng cao hiệu quả khai thác dầu khí tầng Oligoxen hạ mỏ Bạch Hổ, bằng tăng cường xử lý nhũ tương axít vùng cận đáy giếng khai thác

MỤC LỤC

Trang

CHƯƠNG I : ĐẶC ĐIỂM CHUNG TẠI VÙNG MỎ BẠCH HỔ. 3

I. Đặc điểm địa lý nhân văn. 3

1. Vị trí đại lý 3

2. Đặc điểm khí hậu. 3

3. Giao thông 4

4. Đặc điểm kinh tế, xã hội và nhân văn. 4

II. Cấu tạo địa chất vùng mỏ Bạch Hổ. 4

1. Trầm tích hệ Neogen và Đệ tứ. 5

2. Trầm tích hệ Paleogen - ỷ Kainoroi 6

3. Đá móng kết tinh Kainoroi 7

III.Đối tượng khai thác chính của vùng mỏ Bạch Hổ 8

1. Ý nghĩa và cơ sở của việc phân chia đối tượng khai thác 8

2. Các đối tượng khai thác. 8

CHƯƠNG II : CÁC TÍNH CHẤT VẬT LÝ CỦA VÙNG MỎ BẠCH HỔ 10

I. Đặc trưng chiều dày, độ chứa dầu, tính di dưỡng của các tầng chứa và tính thông đồng nhất của chúng. 10

1. Chiều dày 12

2. độ chứa dầu. 12

3. Tính di dưỡng 13

II Tính chất lưu thể trong vỉa sản phẩm 17

1. Các tính chất của dầu khí trong điều kiện vỉa. 17

2. Đặc tính oá, lý của dầu tích khí. 18

3. Thành phần và tính chất của khí hoà tan trong dầu. 19

4. Các tính chất của nước vỉa. 19

5. Các đặc tính thuỷ động học. 20

III. Khảo sát nhiệt độ và Gradien địa nhiệt đá móng ở mỏ Bạch Hổ. 23

1. Gradien địa nhiệt các đá phủ trên móng. 23

2. Gradien địa nhiệt đá mo9ngs. 24

3. Dị thường nhiệt độ. 25

4. Nguyên nhân về dị thường nhiệt độ. 25

CHƯƠNG III : NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN CÁC PHƯƠNG PHÁPOI PHỤC HỒI VÀ TĂNG ĐỘ THẨM THẤU VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG Ở VÙNG MỎ BẠCH HỔ 26

I. Sự sụt giảm sản lượng do nhiễm bẩn vùng đáy và cận đáy giếng. 26

II. Nghiên cứu lựa chọn phương pháp phục hồi và tăng độ thẩm thấu vùng đáy và cận đáy giếng ở vùng mỏ Bạch Hoỏ 28

1. Nghiên cứu lựa chọn và thư r nghiệm các phương pháp phục hồi và tăng độ thẩm thấu vùng cận đáy giếng khai thác và bơm Ðp ở vùng mỏ Bạch Hổ. 33

2. Thống kế một số giếng đã được sử lý bằng axit và nhũ tương axit ở vùng mỏ Bạch Hổ. 35

3. Kết quả kinh tế đạt được do xử lý giếng bằng hoá chất “chủ yếu là axit” ở mỏ Bạch Hổ từ năm 1986  997.

III. Những phương pháp tác động lên vùng cận đáy giếng bằng axit nhằm tăng sản lượng dầu và bơm Ðp. 37

1. Ý nghĩa cơ bản của việc xử lý axit. 38

2. Cơ chế tác dụng chung của hoá phẩm trong xử lý. 39

IV. Các phương pháp xử lý axit. 41

1. Rửa axit. 41

2. Xử lý axit bình thường 41

3. Xử lý axit dưới tác dụng của áp suất cao 41

4. Xử lý nhiệt axit 42

5. Xử lý các tập 42

6. Xử lý nhiều tầng 42

7. Xử lý bọt axit 42

8. Xử lý nhũ tương axit 43

V. Các công nghệ xử lý axit ở vùng cận đáy giếng. 43

1. Công nghệ xử lý axit vừng cận cấy giếng đưa vào khai thác dầu. 43

2. Công nghệ xử lý đối v ới đá chứa có độ thấm nhỏ. 46

3. Công nghệ xử lý axit với đá chứa lục nguyên. 49

4. Công nghệ xử lý axit với đá chứa là cacbonnat. 50

CHƯƠNG IV : CÔNG NGHỆ XỬ LÝ BẰNG NHŨ TƯƠNG AXIT TRONG ĐIỀU KIỆN NHIỆT ĐỘ VÀ ÁP SUẤT VỈA CAO. 51

A. Sơ lược lịch sử phát triển, phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng bằng axit, nhò axit. 51

B. Cơ sở luận chứng để áp dụng phương pháp xử lý nhũ tương axit. 53

I. điều kiện địa nhiệt phù hợp với việc xử lý bằng nhũ tương axit. 53

II. Cơ sở vật chất kỹ thuật dùng để xử lý. 54

1. Khu vực tiếp nhận và pha chế axit (cụm công nghệ pha chế) 54

2. Các thiết bị dùng để phục vụ cho công tác xử lý axit 54

III. Những hoá phẩm dùng để pha chế dung dịch axit làm nhũ tương axit. 56

1. Axit HCL. 56

2. Axit HF. 57

3. Axit axêtic HC3COOH. 57

4. Vai trò của các chất chống ăn mòn. 58

5. Một vài chất óc chế (chất chống ăn mòn). 58

6. Chất hoạt tính bề mặt. 59

IV. Thành phần pha chế của dung dịch axit để làm nhũ tương axit. 60

C. Lập phương án xử lý bằng nhũ tương axit cho đối tượng khai thác tầng Oligoxen mỏ Bạch Hổ. 61

I. Cơi lập phương án và thiết kế khi xử lý. 61

II. Cơ sở tính toán và quá trình bơm Ðp. 63

III. Tính toán xác lập công nghệ cho giếng 450x 65

1. Đặc tính kỹ thuật địa chất chất. 65

2. Trạng thái của giếng trước khi đưa vào xử lý. 68

3. Tính khối lượng dung dịch axit và các hoá chất khác để xử lý giếng. 69

4. Công tác chuẩn bị trước khi xử lý giếng. 82

CHƯƠNG V: DỰ ĐOÁN HIỆU QUẢ KINH TẾ ĐẠT ĐƯỢC SAU KHI XỬ LÝ GIẾNG VÀ KỸ THUẬT AN TOÀN TIẾN HÀNH XỬ LÝ GIẾNG BẰNG NHŨ TƯƠNG AXIT. 85

I. Hiệu quả kinh tế 85

1. Dự đoán hiệu quả kinh tế 85

2. Tính toán các chi phí cho công tác xử lý giếng 86

II. Kỹ thuận an toàn khi tiến hành xử lý giếng. 88

1. Yêu cầu chung 88

2. Quy định an toàn khi chuẩn bị máy mo9cs, thiết bị cho việc xử lý giếng. 89

3. Quy phạm an toàn khi bốc dỡ và vận chuyển hoá phẩm. 90

4. Yêu cầu an toàn khi chuẩn bị giếng để xử lý giếng 91

5. Các biện pháp an toàn khi xử lý giếng 92

Kết luận . 95

 

 

doc101 trang | Chia sẻ: maiphuongdc | Ngày: 20/12/2013 | Lượt xem: 3450 | Lượt tải: 30download
Bạn đang xem nội dung tài liệu Đồ án Nâng cao hiệu quả khai thác dầu khí tầng Oligoxen hạ mỏ Bạch Hổ, bằng tăng cường xử lý nhũ tương axít vùng cận đáy giếng khai thác, để tải tài liệu về máy bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
ổ, đã chứng minh tác dụng của dung dịch axit vào vùng cận đáy giếng, không xuất hiện hiện tượng xấu sau quá trình xử lý mà đã gia tăng lưu lượng khai thác. 2. Thống kê một số giếng đã được xử lý bằng axit và như axit ở mỏ Bạch Hổ. Các bảng thống kê sau giới thiệu một số kết quả đã xử lý giếng bằng axit và như axit tại vùng mỏ Bạch Hổ. Xử lý bằng axit bình thường làm tăng sản lượng trung bình từ 2 ¸ 5 lần “trừ một vài trường hợp bị thất bại hoàn toàn” khi có sản lượng tăng một cách đáng kể lên đến 35 lần. Trong khi đó xử lý bằng nhũ tương axit làm tăng sản lượng 2 ¸ 10 lần “ có trường hợp đưa giếng đã bị chết vào hoạt động với sản lượng là 180T/ngđ xử lý giếng bơm Ðp bằng axit bình thường làm tăng sản lượng 1,5 ¸ 3 lần. Bảng 4 THỐNG KÊ MỘT SỐ GIẾNG KHAI THÁC ĐÃ XỬ LÝ BẰNG AXIT BÌNH THƯỜNG Ở VÙNG MỎ BẠCH HỔ. Tầng Giếng Sản lượng trước xử lý T/ng đêm Sản lượng sau xử lý T/ng đêm Số lần ra tăng 147 20 35 0 Mioxen hạ 84 0 0 0 92 0 4 0 212 25 40 1,6 56 10 30 3 47 5 15 3 34 4 41 1 55 20 20 1 45 0 0 0 620 6 15 2,5 109 0 0 0 Oligoxen hạ 98 0 110 0 100 0 0 0 89 10 60 6 123 15 45 3 535 10 15 1,85 612 5 5 1 615 4 10 2,5 Mãng 730 0 0 0 104 0 0 0 124 2 70 35 Bảng 8 LƯỢNG DẦU KHAI THÁC THÊM ĐƯỢC NHỜ XỬ LÝ BẰNG HOÁ CHẤT CHỦ YẾU BẰNG AXIT Năm 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 Khối lượng dầu hàng năm tăng do xử lý bằng hoá chất (1000tấn) 20 25 90 100 105 120 125 140 Khối lượng dầu hàng năm tăng do xử lý bằng axit (1000 tấn) 15 20 70 90 95 100 110 125 Bảng 9 LƯỢNG NƯỚC ÐP THÊM VÀO VỈA NHỜ XỬ LÝ BẰNG HOÁ CHẤT CHỦ YẾU BẰNG AXIT Năm 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 Khối lượng nước Ðp thêm vầo hàng năm tăng do xử lý bằng hoá chất chủ yếu bằng axit (1000 m3) 15 25 35 85 110 125 135 150 III. NHỮNG PHƯƠNG PHÁP TÁC ĐỘNG LÊN VÙNG CẬN ĐÁY GIỀNG BẰNG AXIT NHẰM TĂNG SẢN LƯỢNG DẦU VÀ BƠM ÐP NƯỚC: Trong qúa trình khoan và khai thác các giếng dầu khí, bơm Ðp nước, độ thấm tự nhiên của đá chứa vùng cận đáy giếng khoan bị giảm do nhiễm bẩn dung dịch sét. Sự tiến sâu của nước vào bưên trong vỉa, bột kín, tắc nghẽn và đồng thời lấp đầy các lỗ hổng bằng các tạp chất pha trộn cơ học lẫn trong nước. Với mục đích phục hồi hay tăng độ chứa vùng cận đáy, người ta tiến hành xử lý vùng cận đáy giếng, (gọi tắt là OPZ). Đó là các phương pháp : - Xử lý hoá học, xử lý cơ học - Xử lý nhiệt học - Phương pháp vật lý học Trong đó phương pháp xử lý hoá học thuần tuý và xử lý hoá học kết hợp với cơ học, nhiệt học tỏ ra có hiệu quả với chi phí thấp trong khi yêu cầu thiết bị kỹ thuaajt không cao. Xử lý vùng cận đáy bằng phương pháp hoá học dựa trên cơ sở các phản ứng hóa học xảy ra giữa các hoá phẩm được pha chế, bơm vào giếng “chủ yếu là axit” với đá chứa “chẳng hạn đá chứa có hàm lượng cacbonat, đấ gắn kết bằng ximăng cacbonat”. Người ta thường nói “xử lý axit” chứ Ýt khi người ta nói “xử lý hoá học”, vì trong xử lý hoá học, axit đóng một vai trò chủ yếu. Tuy vậy, nếu axit là tác nhân chính tham gia phản ứng thì các chất phụ gia quyết định mức độ phản ứng và do đó quyết định sự thành công hay thất bại trong quá trình xử lý. Trước khi bàn về vai trò axit và các chất phụ gia cũng như cơ chế tác dụng của chúng, chúng ta hãy tìm hiểu ý nghĩa cơ bản của việc xử lý axit. 1. Ý nghĩa cơ bản của việc xử lý axit a. Xử lý đáy, vùng cận đáy của các giếng dầu khí. Những mỏ có chứa đá lục nguyên, cacbonat nhằm mục đích tăng lưu lượng khai thác của chúng. b. Xử lý đáy và vùng cận đáy cuẩ giếng bơm Ðp nhằam mục đích tăng độ tiếp nhận khi Ðp nước vào vỉa c. Xử lý bề mặt thành giếng với mục đích tách lớp vỏ sét, lớp xi măng tồn đọng, những sản phẩm lắng đọng của sự ăn mòn do chính thao tác xử lý hoặc những thao tác chuẩn bị của những quá trình trước đó “thí dụ xử lý axit vùng cận đáy, nứt vỉa bằng thuỷ lực gây ra. d. Xử lý Ðp hơi vào cần HKT ở đáy giếng (phần phin lọc), vùng cận đáy với mục đích hoà tan các chất lắng đọng, kết qủa được tách ra từ các vỉa nước muối, vì chúng gây cản trở sự lọc của dầu khí đi từ vỉa vào giếng, chảy vào cần HKT và đi lên bề mặt. đ. Xử lý “nứt đáy” nhằm tạo thuận lợi cho công tác sửa chữa giếng e. Xử lý vùng đáy và cận đáy giếng bằng phương pháp nhiệt axit với mục đích tách sự lắng đọng tạoh hợp chất parapin, nhựa hắc Ýn gây cản trở dòng vào cuẩ các lưu thể trong vỉa, cũng như cản trở sự tác động cuả axit đó với ***chứa vỉa sản phẩm (phương pháp này được áp dụng ở những vùng có cấc mỏ đầu nhiệt đọ thấp). 2. Cơ chế tác dụng chung của hoá phảam trong xử lý Xử lý thành hệ bằng axit là một trong những phương pháp xử lý vùng cận đáy được xử lý rộng rãi và hiệu quả nhất. Khi dùng axit, độ thấm của vùng cận đáy sẽ được cải thiện nhờ sự hoà tan đất đá, loại trừ các mối kết tủa, các vật liệu lắng đọng do dung dịch khoan thấm vầo vỉa gây lên. Thành phần và nồng độ của axit phụ thuộc vào thành phần và tính chất của vỉa. Hỗn hợp ngoài axit còn phải có thêm các chất phụ gia để khử nhũ tương dầu nước như Naften, Natri, Creo20t, các chất chhống ăn mòn như Fomalin, chất ổn định để chống lại sự hình thành cấc muối sắt. Trong các collector chứa nhiều cacbonat như: Caco3; CaMg(CO3)..v..v là chủ yếu nên sử dụng axit Hd. Axit trước tiên làm sạch vỏ sét và hoà tan các mối kết tủa. Sau đó, khi đi vào vỉa sẽ mở rộng các khe nứt cũ và hình thành cấc khe nứt mới do hoà tan ximăng cacbonat. Riêng quá trình hoà tan sẽ tạo ra nước, dioxit cacbon và các muối hoà tan cụ thể là: CaCO3 + 2HCl --> CaCl + H2O + CO2 (1) CaMg(CO3 )2 + 4HCl --> CaCl2 +MgCl2 + H2O + 2CO2 (2) Các muối hoà tan CaCl2 và MgCl2 tân rất tốt trong nước, còn khí CO2 hoá tan được cả trong dầu và nước khi áp suất vỉa cao và được mang lên trên bề mặt. Với các collector chứa nhiều silicat, Ýt caacbonat người ta thường sử dụng hỗn hợp (8-12%) Hcl và (4-6%) HF. Axit Hcl có tác dụng hoà tan ximang hoặc cấc lăáng đọng cacbonat, oxit sất, oxit nhôm... Còn HF sẽ hoà tan silicat và trước hết là các silie nhôm cụ thể là: 14HF + H4Al2Si2O9 --> 2AlF3 + 2SiF4 + 9H2O (3) NaSiO4 + 8 HF --> SiF4 + 4NaF + 4H2O (4) Với các collector chứa nhiều sét (như tầng Mioxen) hoặc các tầng buộc phải dùng dung dịch sét có độ keo cao, dẫn đến sự nhiễm bẩn sét nhiều thì ta sử dụng hỗn hợp Hcl hoà tan và axit sulfuric có tác dụng với tính chất bề mặt của Bentonit. Ion H+ phân ly từ axit sù thay thế ion thay đổi Na+ của sét Bentonit, biến sét Bentonit thường thành Bentonit axit hạn chế sự tương tới 5 lần giải phóng nước tợ do và trung hoà một phần điện tích. Vai trò phụ của axit sulfunic là trao đổi ion, phá huỷ cấu trúc của nhũ tương dầu nước. Với các collector là trầm tích lục nguyên tác dụng của không tạo thành các mạch riêng đi sâu vầo vỉa ở những độ sâu khác nhau như trong đá chứa dầu có thành phần cacbonat vàg trong đá nứt nẻ. Trong trường hợp này dung dịch axit xâm nhập vào vỉa ở mức độ đều hơn và vùng ranh giới xâm nhập gần giống như một vòng tròn có tâm là tâm của vùng đáy giếng. Tuy nhiên bán kính xâm nhập theo chiều dày của vỉa có thể khác nhau, phụ thuộc vào độ thấm, độ rỗng của các lớp đá chứa. Nếu biết độ thấm, độ rỗng chiều dày, hàm lượng câcbonat của các lớp đất đá khác nhau của những vỉa sản phẩm phân lớp đồng nhất thì có thể tích gần đúng độ xâm nhập của axit theo từng lớp khi bơm một thể tích dung dịch nào đó vầ ngược lại. Nếu cho trước độ sâu xâm nhập của axit trong lớp thì có thể tính gần đúng được thể tích dung dịch axit bơm vào vỉa. Một đặc điểm nữa là trong collector lục nguyên có chứa một hàm lượng nhất định cacbonat. Khi axit tác dụng với cacbonat theo phản ứng trung hoà, phần dung dịch bơm tiếp sẽ được di chuyển theo cấc mạch cacbonat bị phá huỷ và vẫn giữ nguyên được độ mạnh axit. Điều đó dẫn đến nếu ở giai đoạn tiếp theo cả dung dịch Hcl nồng độ cao rồi sau đó mới đến các axit bị trung hoà. II.CÁC PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ AXIT 1. Rửa axit: Rửa axit là dạng xử lý cần thiết đầu tiên cho tất cả các giếng có thân trần ở vỉa sản phẩm (thân giếng đi qua vùng sản phẩm không chống ống và bơm trám xi măng) sau khi khoan, mở vỉa. Rửa axit nhằm mục đích làm sạch bề mặt đáy giếng khỏi những vật chất nhiễm bẩn, tồn đọng của lớp vỏ xi măng và lớp vỏ bùn sét, sản phẩm của sự ăn mòn, những thành tạo can xi kết tủa từ nước vỉa và từ các chất khác. Trước khi tiến hành xử lý axit (rửa axit) trong giếng có tình trạng trên. Việc Ðp axit vào vỉa là không nên, bởi vì những chất nhiễm bẩn hoà tan có khả nâưng một lẫn nữa rơi vào tình trạng lắng đọng, kết tủa sau phản ứng trung hoà axit và đá chứa, như vậy làm cho kết tủa xử lý kém đi. 2. Xử lý axit bình thường Mục đích của phương pháp này là tấc dụng lên cấc lớp đá vùng cận đáy, lầm tăng độ thấm của chúng. Quá trình tiến hành nhất thiết phải Ðp axit vào vỉa với áp suất nhỏ hơn áp suất vỡ vỉa. Sở dĩ như vậy là vì cần tránh trường hợp áp suất lớn có thể làm vỡ biên của vỉa hay các màn chắn tự nhiên ngăn cách nước hay khí. Nếu xử lý thành công, sản lượng dầu tăng mà không tăng % nước hay khí. 3. Xử lý axit dưới tác dụng của Êp suất cao Phương pháp này khác với phương pháp xử lý axit bình thường là vì trong quá trình xử lý ta phải Ðp axit vào vỉa sản phẩm có độ thấm nhỏ với áp suất cao (khoảng từ 20-30 MPâ). Mục đích là để làm nứt thành hệ hay mở rộng khe nứt đã tồn tại. Phương pháp này khấc phục được những nhược điểm của phương pháp xử lý cuaar vỉa sản phẩm có độ thaqám, độ rộng không đồhg nhất. 4. Xử lý nhiệt axit. Đây là quá trình phối hợp của nhiều phương pháp xử lý kết hợp với nhau. Giai đoạn đầu của phương pháp này là xử lý nhiệt hoá học, giai đoạn tiêp theo là xử lý axit bình thường. Phương pháp này được áp dụng hượp lý, có hiệu quả ở những giếng có nhiệt độ nhỏ hơn 40oC. 5. Xử lý các tập. Đây lầ phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng được tiến hành một số lần với một số khoảng của vỉa sản phẩm giữa các khoẩng thời gian xử lý cách nhau từ 5-10 ngày. Phương pháp nầy nhằm mục đích đưa sản lượng của giếng đạt tới mức cực đại sau khoảng một thời gian ngắn. 6. Xử lý nhiều tầng. Đây là phương pháp xử lý liên tục cuẩ một số khoảng vỉa sản phẩm có chiều dầy tương đối lớn, nhằm mục đích sự xâm nhập của axit vào toàn bộ các vỉa hoặc những tập kẹp của vỉa sản phẩm nâng cao sản lượng khai thác của giếng. Phương pháp này sử dụng trong các giếng dầu, khí và bơm Ðp nước duy trì áp suất vỉa với thân trần, hoặc trong các giếng nêu trên đã thả ống chống bơm tráng xi măng. Phương pháp này được tiến hành hợp lý nhất trong các giếng ngay sau khi kết thúc khoan hoặc giai đoạn đầu tiên của quá trình khai thác. 7. Xử lý bọt axit. Phương pháp này được ứng dụng khi chiều dày của vỉa sản phẩm tương đối lớn và áp suất vỉa nhỏ. Bản chất của dạng xử lý được thể hiện như sau: - Trong vùng cận đáy giếng, người ta bơm vào dung dịch thông khí và các hoạt chất bề mặt ở dạng bọt. Xử lý bọt có những ưu thế hơn hẳn so với xử lý bình thường. - Bọt axit hoà tan vật liệu cacbonat tương đối chậm so vưới axit bình thường. Đây là khả năang xâm nhập của axit mạnh vào vỉa, dẫn đến tăng độ thấm của các vùng cách xa giếng của vỉa và tăng sự liên kết của chúng dẫn tới sự thông nhau. - Bọt axit cho tỷ trọng nhỏ (từ 400-800kg/m3) độ nhốt câo hơn so với axit bình thường , cho phép tăng sự bao bọc tác dụng của bọt lên toàn bộ chiều dầy tầng sản phẩm, đặc biệt quan trọng trong khi chiều dày vỉa lớn và áp suất vỉa nhỏ. - Thành phần chất hoạt tính bề mặt trong bọt axit giảm sức căng bề mặt của axit trên ranh giới với dầu. Còn khi nén trong bọt sẽ giãn nở rất nhiều lần, giảm áp suất sau xử lý. Tất cả những vấn đề đó dần tới khả nâưng điều phối, điều khiển dòng đầu vào giếng và gọi dòng tương đối nhẹ. 8. Xử lý bầng nhũ axit Nhò axit có độ nhớt cao do sự nhũ hoá và sự hiện diện của dầu, nhờ sự bao bọc của dầu xung quanh axit trong nhũ làm phản ứng Ýt có cơ hội xảy ra. Vì thế axit có điều kiện đi sâu vào vỉa, làm tăng hiệu qủa xử lý IV. CÁC CÔNG NGHỆ XỬ LÝ AXIT Ở VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG 1. Công nghệ xử lý axit ở vùng cận đáy giếng đưa vào khai thác dầu a. Xử lý axit giếng đưa vào hoạt động - Ngừng giếng hoạt động, thân dầu trong giếng bằng nước hoặc dung dịch có tỷ trọng tương đương - Kéo các thiết bị trong lòng giếng lên và thả cần HKT đến đáy ở vị trí phin lọc. - Mở ngoài cần HKT (khoảng không vành xuyến ) Nếu chất lỏng trong cần HKT là nước, bơm dung dịch nhũ tương axit HCl (hoặc CKP) trong cần HKT sao cho cột nhũ tương axit (CKP) dâng lên ở ngoầi cần, đến độ cao của phin lọc trên cùng. Nếu chất lỏng trong cần HKT lầ chất lỏng thay thế có tỷ trọng cao thì trước khi xử lý phải bơm nước có hoạt tính bề mặt vào HKT có thể tích bằng thể tích vành xuyến nhân với 1,5 - 2 lần. Sâu đó nhũ axit Hcl (hoặc CKP) được bơm xuống cho đến khi chúng dâng lên ở khoảng không vành xuyến đến độ cao trên cùng của phin lọc. - Đóng cần lại, không ngừng bơm và bơm vào vỉa phần còn lại của nhũ tương axít HCl trong cần HKT được Ðp đẩy vầo vỉa bằng nước (đã xử lý bởi 0,2% chất hoạt tích bề mặt) đóng miệng giếng lại. - Mở van ngoài cần HKT, bơm nước đẩy nhũ tương axit HCl hoặc CKP còn lại ở phía ngoài cần vào vỉa - Nếu ở khoảng không vành xuyến ngoài cần HKT chiếm lỏng chiếm chỗ là nước thì không ngừng các máy bơm. Mở miệng HKT và bơm qua cả trong và ngoài cần HKT bằng nước bơm Ðp trong thời gian một giờ với độ tiếp nhận cao nhất. Trong suốt thời gian đó áp suất bơm Ðp không vượt quá áp suất thử độ kín ống chống. NÕu khoảng không gian vành xuyến, chất lỏng chiếm chỗ là dung dịch có tỷ trọng cao thì chỉ bơm nước trong cần HKT. -Ngừng bơm, tháo thiết bị, nối miệng giếng với máy bơm và thiết lập chế độ bơm theo chế độ công nghệ. Nếu ở ngoài cần HKT, chất lỏng thay thế và có tỷ trọng cao thì rửa giếng với áp suất cao bằng nước, sâu đó mới thiết lập chế độ bơm Ðp. b. Công nghệ xử lý axit trong trường hợp đưa vào khai thác - Ngừng giếng, lấp đầy lòng giếng vầ HKT bằng dầu nước hoặc dung dịch có tỷ trọng tương ứng phụ thuộc vào áp suất vỉa. - Tháo thiết bị miệng giếng (cây thông), lấy lên các thiết bị khai thác ngầm trong lòng giếng, trong quá trình kéo thiết bị lên, rót chất lỏng dập giếng với thể tích tương đương các thiết bị khai thác ngầm trong lòng giếng được lấy lên. - Xác định giếng. - Trường hợp giếng có trầm tích ở đáy phải tiến hành rửa sạch giếng. - Thả HKT đến đáy, ở vị trí phin lọc cuối cùng. - Lắp cây thông, nối miệng giếng với đường bơm để chuẩn bị bơm nhũ tương dầu axit. - Thử đường bơm Ðp và cây thông với Êp suất 35 Mpa. Chuẩn bị hai máy bơm, một mấy nối với buồng chứa dung dịch axit , một máy nối với buồng chứa dầu, hỗn hợp được nén vào máy trộn với đường kính còn dẫn 8 - 10mm. Thể tích tương đương giữa axit với dầu là 2:1 hoặc 3:2. Sự giảm áp suất còn không nhỏ hơn 8-10 Mpa. - Nhất thiết phải tuân thủ trình tự sâu đây khi bơm nhũ tương. Mở ngoài cần HKT, nếu chất lỏng dập giếng trong lòng giếng là nước hoặc dầu, bơm vào HKT nhũ tương dầu axit HCl đến khi thể tích nhũ tương dâng lên trong khoảng không vành xuyến đến độ cao của phin lọc trên cùng. Nếu chất lỏng dập giếng trong lòng là dung dịch có tỷ trọng lớn thì trước khi bơm nhũ tương vào giếng phải bơm nước xử lý 0,2% sunpalno. Với thể tích dâng lên ở khoảng không vành xuyến bằng 1,5-2lần chiều dầy mở vỉa. Bơm vào HKT nhũ tương dầu axit HCl cho đến khi nhũ tương dâng lên đến độ cao phin lọc trên cùng. Đóng ngoài cần HKT lại, không ngừng bơm, bơm phần còn lại của nhũ tương axit HCl vầo vỉa với công suất lớn nhất của mấy bơm, nhưng không được vượt quá áp suất thử độ kín của ống chống khai thác. Tiếp tục bơm nhũ tương glinơ vầo vỉa. Đẩy nhũ tương dầu - axit glinơ trong cần HKT vào vỉa bằng dầu và đóng miệng cần HKT. Mở van ngoài cần HKT, nếu chất lỏng dập giếng là dầu thì Ðp thẳng dung dịch nhũ tương axit ngoài cần HKT vào vỉa. Đóng van ngoài cần HKT lại. Nếu là chất lỏng dập giếng là nước hoặc dung dịch nặng hơn thì nhũ tương dầu axit ngoài cần được Ðp vào vỉa bằng nước. Đóng vân cần HKT lại, giữ cho phản ứng xảy ra trong 30 phút. Mở van trong cần trong cần HKT và khi không có sự trào chất lỏng, kÐo cần HKT và dưới lên, lắp đặt các trang thiết bị lòng giếng vào giếng theo sơ đồ công nghệ khai thác đã đựơc thiết kế và duyệt trước đó. Nếu chất lỏng dập giếng là nước hoặc dung dịch nặng hơn thì phải thay toàn bộ cột chất lỏng trong giếng bằng dầu, sau đó tiến hành gọi dòng theo chế độ công nghệ thông thường. Nếu sau khi xử lý giếng trào chất lỏng (chất lỏng dập giếng là dầu) thì thay thế dầu bằng nước hoặc dung dịch có tỷ trọng tương ứng. Tiếp đó thay HKT bằng các trang thiết bị lòng giếng và gọi dòng bằng cấch thay dung dịch trong ,lòng giếng bằng nước, thay bằng dầu. 2. Công nghệ xử lý đối vơí đá chứa có độ thấm nhỏ Để xử lý bằng nhũ tương axit dầu đối với đá chứa có độ Èm nhỏ, áp suất bản tăng cao hơn so với áp suất thử cột ống chống khai thác do vậy quá trình công nghệ được tiến hành theo các bước sau: - Dập giếng bằng nước thay dung dịch có tỷ trọng tương ứng - Đặt ống tăng cường có đường kính phi 114mm trong ống chống khai thác phi 140mm. Tiến hành xử lý ống khâi thác ở khoảng trên và dưới đặt pake, vị trí pake không được đặt thấp hơn 20m so với phin lọc ở trên cùng làm sạch bề mặt của ống chống khai thác, theo dõi luôn luôn rót đầy dung dịch vào giếng. - Kéo toàn bộ cần HKT cùng với chổi quét, cào, nạo thành ống, đồng thời bơm chất lỏng ở ngoài cần với thể tích bằng thể tích ống được rút lên. - Chuẩn bị thả vào giếng những thiết bị trong lòng giếng từ dưới lên: Van cắt Đế dùng để lắp van ngược, vị trí dưới pake khoảng 10m Pake chịu chênh áp suất 50Mpa ở vị trí không được thấp hơn 20m so với vị trí trên cùng của phin lọc. Đế để lắp van ngược đặt ở vị trí trên pake một cần . Hai van tuần hoàn cơ học được lắp ở trong cần HKT, một cái ở độ sâu 1150m còn van thứ hai đặt ở vị trí trên đế một cần HKT. Cần HKT f114x73mm thả xuống độ sâu của giếng đến vị trí cuối cùng của phin lọc cuối cùng, ngoài ra cần HKT f73mm thả xuống độ sâu dài hơn 3 lần cần HKT từ chỗ đặt pake đến vị trí dư\ơí của phin lọc. Cần HKT f73mm được sử dụng trong ống chống khai thác là f140mm. Còn nếu ống chống khai thác dài suốt dọc giếng là f168mm hay ống lớn hơn thì người ta sử dụng cần HKT f114mm. - Thả các thiết bị trên đến độ sâu cần thiết và lắp đặt thiết bị đầu giếng 2AY - 700. Nối miệng giếng với thiết bị bơm và đặt các van ngược ở vị trí các đế trên và dưới pake. - Thử đường bơm Ðp trên miệng giếng từ máy bơm đến miệng và ống chống khai thác với áp suất thử là 50Mpa (ở mỏ Bạch Hổ các thiết bị lắp đặt đầu giếng thường thử với áp suất 350at) - Kéo van ngược lên, nén quả cầu của các van cắt xuống, nén mở pake tăng áp suất để cắt màng của van cắt và kiểm tra độ kín của tầng HKT - Thử độ kín của pake ở phần trên bằng cách đóng cần HKT bản ngoài cần HKT với áp suất mà ống chống chịu được. - Công nghệ tiến hành bản Ðp nhũ tương axit dầu vào vỉa được tiến hành: Xác định độ tiếp nhận của giếng đối với nhũ tương dầu nước bằng cách tăng áp suất lên đến 40¸80MPa và tăng nhịp độ bơm Ðp làm nứt vỉa bằng thuỷ lực. Ở mỏ Bạch Hổ theo tính toán áp suất làm nứt vỉa bằng thuỷ lực cần 30¸50MPa. Xác định sự thay đổi độ tiếp nhận và áp suất bơm Ðp của giai đoạn đầu qúa trình làm nứt vỉa. Không dừng bơm làm việc, tiếp theo bơm nhũ tương axit HCl và bơm nhũ tương dầu axit ghinơ (hỗn hợp của axit HCl và HF) nhũ tương còn lại trong cần HKT được đẩy vào vỉa bằng dầu hay nước phụ thuộc vào tính chất của giếng( giếng khai thác hay bơm Ðp) đến giai đoạn này cần lưu ý: nếu giếng khai thác thì mở van tuần hoàn trên trên bằng tới(cáp kỹ thuật) khai thông giếng. Thay thế chất lỏng dập giếng bằng dầu hoặc hoà khí qua van tuần hoàn trên. Khi cần thiết có thể hoà khí qua van tuần hoàn dưới. Nếu giếng phun, khai thác giếng ở chế độ năng suất cực đại của máy nén khí trong mét chu kỳ phụ thuộc vào lưu lượng và khối lượng bơm chất lỏng vào vỉa cùng với sự phun ra của hỗn hợp khí nén vào khí quyển. Dập giếng, lấy các thiết bị để xử lý nên thả các thiết bị lòng giếng theo công nghệ khai thác giếng. Tiến hành gọi dòng và xác lập chế độ làm việc theo yêu cầu. Nếu là bơm Ðp thì bơm liên tục nhũ tương axit vào cần HKT, tiếp tục bơm nước với độ tiếp nhận cao nhất trong thơì gian một giờ. Ngừng bơm, mở van tuần hoàn dưới, bơm vào cần HKT chất lỏng có tỷ trọng dung dịch trong cần HKT. Kéo các thiết bị dùng để xử lý, thả cần Ðp hơi HKT theo chế độ khai thác của giếng, rửa HKT bằng cách bơm chất lỏng rửa và thiết lập chế độ bơm Ðp của giếng theo chế độ công nghệ. 3. Công nghệ xử lý axit với đá chứa lục nguyên. Khi xử lý axit với đá chứa dầu là trầm tích lục nguyên, tác dụng của axit không tạo thành những mạch riêng đi sâu vào vỉa ở những độ sâu khác nhau như: trong các đá chứa dầu là đá chứa có thành phần cacbonat và trong đá nứt nẻ. Dung dịch axit xâm nhập vào vỉa ở mức độ đều hơn và ranh giới của sự xâm nhập gần giống như một vòng tròn mà tâm là tâm của vùng đáy. Tuy nhiên bán kính phụ thuộc vào độ thấm, độ rỗng, chiều dày, cacbonat của các lớp đất đá khác nhau của những vỉa phân lớp đồng nhất thì có thể tính gần đúng độ sâu, xâm nhập của axit theo tầng lớp khi bơm một thể tích dung dịch nào đó và ngược lại. Nếu trước độ sâu xâm nhập của axit trong lớp thì có thể tích dung dịch axit để bơm vào vỉa. Một đặc điểm nữa là trong colector lục nguyên có chứa một hàm lượng nhất định cacbonat, khi axit tác dụng với axit thì tạo thành các mạch với độ sâu khác nhau. Ở vùng tiếp xúc, dung dịch axit bơm vào hoà tan cacbonat theo phản ứng trung hoà, phần dung dịch bơm Ðp, sẽ di chuyển theo các mạch cacbonat bị phá huỷ và vẫn giữ nguyên được độ mạnh của axit. Điều đó dẫn đến nếu ở giai đoạn tiếp theo xả dung dịch xử lý từ giếng thì đầu tiên là dung dịch axit HCl nồng độ cao rồi sau đó mới đến các axit bị trung hoà. Axit HCl thực tế chỉ tấc dụng với thành phần cacbonat mà tham gia tác dụng với những thành phần chính của dung dịch chứa silicat và các vật liệu sét. Những chất này chỉ tác dụng với axit HF. a. Axit HF tác dụng với SiO2 theo phương trình sau: 4HF + SiO2 = 2H2O + SiF4 (5) 3SiF4 + 4H2O = Si(OH)4 + 2H2SiF6 (6) Axit flosilicic ( H2SiF6) ở lại trong dung dịch. Còn Si(OH)4 đông tụ, bịt kín những lỗ nhỏ của vỉa. Để ngăan ngừa điều đó, axit HF chỉ được dùng hỗn hợp với HCl nằm giữa Si(OH)4 ở lại trong dung dịch. Dung dịch sau khi pha chế để xử lý thường có HCl từ 8¸10%, HF từ 3¸5%. d. Axit HF hoà tan alumi silicat (H4Al2Si2O9) 14 HF + H4Al2Si2O9 = 2 AlF3 + 2 SiF4 + 9H2O (7) Muối AlF3 ở lại trong dung dịch, còn SiF4 tác dụng với H2O tạo thành Si(OH)4 . Sự tương tác giữ HF và SiO2 trôi qua quá chậm chạm phản ứng giữa HF và H4Al2Si2O9 xảy ra nhanh hơn nhưng còn chậm hơn phản ứng giữa HCl và cacbonat vì vậy xử lý vùng cận đáy giếng với vỉa colector lục nguyên, ta phải dùng hỗn hợp HCl và HF với mục đích loại trừ các chất xi măng cacbonat, đồng thời để hoà tan các vật liệu sét. 4. Công nghệ xử lý đối với đá chứa là cacbonat. Không nên pha chế axit HF vào dung dịch axit HCl để xử lý. Còn công nghệ xử lý axit với đá chứa là cacbonat để đưa giếng vào bơm Ðp để khai thác. CHƯƠNG IV CÔNG NGHỆ XỬ LÝ BẰNG NHŨ TƯƠNG AXIT TRONG ĐIỀU KIỆN NHIỆT ĐỘ VÀ ÁP SUẤT VỈA CAO. A. SƠ LƯỢC LỊCH SỬ PHÁT TRIỂN PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG BẰNG AXIT, NHÒ AXIT . - Trong số các phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng phương pháp xử lý bằng axit được xem là kỹ thuật cổ điển nhất mà hiện nay vẫn còn áp dụng. Không kể phương pháp kỹ thuật nứt vỉa thuỷ lực mới phát triển gần đây, thì kỹ thuật xử lỳ axit từng là phương pháp kích thích tốt nhất trong thế kỷ qua. Trường hợp xử lý bằng axit HCL do Hermanrash, làm trưởng phòng hoá học ở Standardoil Gơ solar Refinezy tại Lima, Ohio được thực hiện năm 1895 được xem là một phát minh đầu tiên về xử lỹ axit. Cho đến nay các nguyên tắc chính được đề cấp trong bằng phát minh của frash (được cấp ngày 17/03/1896) vẫn được tôn trọng. Năm 1982, Gypsy oil Co (một công ty con của. Guly oil) đã xử lý bằng axit HCl ở Oklahoma giải quyết thành công vấn đề các vẩy đã vôi, lắng đọng trong các ống và các thiết bị lòng giếng ở các giếng khai thác từ thành tạo cát kết. Nhưng đến đầu năm 1930, phương pháp xử lý bằng axit giảm dần do ảnh hưởng của cuộc khung hoảng kinh tế. Năm 1929 - 1933 làm sụt giảm giá dầu. Năm 1932 bắt đầu kỷ nguyên hiện tại về xử lý axit, thương lượng giữa pure oil CO và Dan Chemical Co (đang có hoạt động khai thác ở Michigan) WA Thomat kỹ sư địa chất của pare sử dụng axit HCl tác dụng với cát kết (công việc tình cờ giếng frash). Fohn Grebe phụ trách phòng thí nghiệm của don đã kết hợp kinh nghiệm xử lý các giếng trong vùng của don để xử lý các giếng fure thành công. Mối quan tâm về xử lý axit nhanh chóng lan rộng và nhiều công ty đã được thành lập để cung cấp các dịch vụ và nhiều công ty đã được thành lập để cung cấp các dịch vụ này. Well service có hoạt động dịch vụ đang phát triển nên cần thành lập công ty phụ và đến ngày 19/11/1932 từ nhóm Don Well service, công ty Don Well ince được thành lập (sau này là chi nhánh của Schlumberger). Các công ty khác bắt đầu thành l

Các file đính kèm theo tài liệu này:

  • doc30052.doc
Tài liệu liên quan