Hõ trợ trực tuyến
Nhất Đại Thánh Sư -Tư Vấn Luận Án TS Nhất Đại Thánh Sư -Tư Vấn Luận Án TS
09.63.68.69.68
My status
Nhận hồ sơ Tuyển sinh CĐ-ĐH Y Dược-Sư Phạm Nhận hồ sơ Tuyển sinh CĐ-ĐH Y Dược-Sư Phạm
09.63.63.63.15

Tất cả PDF Doc/Xml/Ppt/Text Prc Chm Lit Âm thanh Video
share Nghiên cứu sử dụng gel và các chất hoạt động bề mặt để nâng cao hệ số thu hồi dầu mỏ lên facebook cho bạn bè cùng đọc!
Nghiên cứu sử dụng gel và các chất hoạt động bề mặt để nâng cao hệ số thu hồi dầu mỏ

Ngày đăng: 14/10/2014 Lượt xem: 1421 Người Upload: Tao Xanh
Yêu thích: 0 Báo xấu: 0 Loại file: pdf

Đề tài nghiên cứu cấp bộ: Nghiên cứu sử dụng gel và các chất hoạt động bề mặt để nâng cao hệ số thu hồi dầu mỏ...Là kết quả tác động của một loạt quá trình khác nhau như co nén nhiệt của khối macma, chuyển động kiến tạo, hoạt động của nhiệt dịch và phong hoá nên cấu trúc không gian rỗng của đá móng granit nứt nẻ mỏ Bạch Hổ đặc trưng bởi mức độ bất đồng nhất cao và phức tạp hơn nhiều so với các loại đá chứa dầu khí truyền thống.

ĐỀ TÀI NGHIÊN CỨU CẤP BỘ

NGHIÊN CỨU SỬ DỤNG GEL VÀ CÁC CHẤT HOẠT ĐỘNG BỀ MẶT  ĐỂ NÂNG CAO HỆ SỐTHU HỒI DẦU MỎ

PGS. TS. Nguyễn Phương Tùng & các cộng sự

--------------------------------------------------------

1.1.1.1. Tính bất đồng nhất và đặc trưng đẩy dầu trong đá granit nứt nẻ

 

Là kết quả tác động của một loạt quá trình khác nhau như co nén nhiệt của khối macma, chuyển động kiến tạo, hoạt động của nhiệt dịch và phong hoá nên cấu trúc không gian rỗng của đá móng granit nứt nẻ mỏ Bạch Hổ đặc trưng bởi mức độ bất đồng nhất cao và phức tạp hơn nhiều so với các loại đá chứa dầu khí truyền thống.

 

Tổng hợp kết quả nghiên cứu cấu trúc trên mẫu lõi hiện có, cho thấy đá móng thuộc dạng nứt nẻ hang hốc với các thành phần chính trong không gian rỗng sau (Hình 1.1)

 

- Nứt nẻ hang hốc lớn (có độ mở từ 80 – 100 micromet trở lên) Chiếm tỉ phần đến 0,28 trong tổng số độ rỗng của đá ở đới nứt nẻ.

 

- Khối matrix vi nứt nẻ nằm kế cận với các nứt nẻ lớn có độ rỗng khá lớn so với độ rỗng của nứt nẻ – hang hốc lớn, trung bình là 3 – 4 %, đôi khi đạt đến 10- 12% và có độ thấm nhỏ, thông thường không quá 1-5 mD.

 

- Khối đá nguyên sinh rắn chắc hầu như không bị biến đổi thứ sinh có độ rỗng không đáng kể (< 0,5 %) Và không thấm.

 

Như vậy, đá chứa trong móng granit kết tinh mỏ Bạch Hổ có thể được xếp vào loại đá có hai độ rỗng đặc trưng bởi sự khác biệt rõ rệt về độ thấm cũng như độ rỗng giữa nứt nẻ và khối vi nứt nẻ. Các nứt nẻ lớn là yếu tố chính tạo thành tính thấm cao của đá trong khi đó các khối matrix vi nứt nẻ tuy có độ thấm không đáng kể nhưng lại chiếm phần chủ yếu trong khả năng chứa của đá. ở phạm vi thân dầu. Theo số liệu thử vỉa và địa vật lý giếng khoan, tính không đồng nhất thể hiện qua sự phân bố xen kẽ các đới nứt nẻ phát triển mạnh giữa các đới vi nứt nẻ và các đới đặc xít hầu như không thấm có độ rỗng không quá 1%. [7]

 

1.1.1.2. Bơm ép nước và tình trạng ngập nước các giếng khai thác tầng móng mỏ Bạch Hổ

 

Bơm ép nước biển vào vùng cận đáy để duy trì áp suất vỉa của tầng móng mỏ Bạch Hổ là một quyết định công nghệ mang ý nghĩa khoa học, thực tiễn lớn. Với phương pháp khai thác tầng móng có duy trì áp suất vỉa, hệ số thu hồi dầu cao hơn so với phương pháp khai thác theo chế độ tự nhiên từ 1,5 đến hơn 2 lần [8]. Tuy nhiên do cấu tạo của đá móng nứt nẻ, nước bơm ép dễ dẫn đến hiện tượng ngập nước giếng khai thác.

 

Việc bơm nước vào tầng móng được bắt đầu từ tháng 6 năm 1993. Giếng khai thác đầu tiên có nước bơm ép xuất hiện trong sản phẩm là giếng 094 (tháng 7 năm 1995) Và sau đó có thêm một số giếng khai thác nữa bị ngập nước. Đến cuối năm 1999 đã ghi nhận hơn 20 giếng có nước trong sản phẩm (chiếm gần 30% tổng quỹ giếng khai thác). Tỷ lệ nước trung bình năm 1999 trong sản phẩm tầng móng ở mức 3,7%, có tới 6 giếng khai thác với lưu lượng ban đầu khá lớn từ 600 đến 800 thùng dầu/ngày đêm, giếng đã ngừng tự phun do độ ngập nước cao.

 

Một loạt giếng khai thác bị ngập nước ở các khoảng nằm ở phần trên của thân dầu, thậm chí ở ngay vùng cận nóc móng các đới bơm ép nước khoảng 500-600m. Như vậy, có thể giả thuyết rằng nước bơm ép ở đới sâu đã dịch chuyển lên phía trên theo các đới có độ thấm tốt. Nhịp độ ngập nước các giếng khai thác rất nhanh, sau 6 tháng đến 1- 2 năm đã đạt 60 – 70 % nước trong sản phẩm, giếng sẽ ngừng phun. Sản lượng thu hồi dầu trong giai đoạn khai thác có nước thường nhỏ hơn 20 % tổng sản lượng dầu của giếng đó.

 

Đặc tính ngập nước các thân dầu móng hang hốc nứt nẻ xảy ra theo cơ chế đẩy pít tông, nghĩa là chất lưu vận động chủ yếu theo các nứt nẻ. Như vậy, trong điều kiện 7 matrix bão hoà dầu như mỏ Bạch Hổ thì hệ số quét thường rất nhỏ và vì vậy hệ số thu hồi dầu chung sẽ không cao.

 

Để nâng cao hiệu quả của phương pháp bơm ép nước, nhiều giải pháp điều chỉnh quá trình khai thác và bơm ép nước tầng móng mỏ Bạch Hổ đã được thực hiện như: Bơm ép nước vào phần đáy ngập nước của thân dầu và duy trì áp suất lớn hơn áp suất bão hoà, hạn chế sự tách khí; Bơm ép nước theo chu kỳ; Thay đổi hướng của dòng thấm thông qua việc tối ưu hoá lượng nước bơm ép và lượng chất lỏng khai thác…

 

Tuy nhiên, quá trình ngập nước vẫn tiếp tục diễn ra và một số giếng hiện nay không còn tiếp tục sản xuất nữa. Những giải pháp nâng cao hiệu quả bơm ép nước đang được nghiên cứu để áp dụng cho mỏ Bạch Hổ. [9]

 

1.1.1.3. Một số nghiên cứu nâng cao HSTHD trên đối tượng mỏ Bạch Hổ

 

Như đã giới thiệu ở phần trên, mỏ Bạch Hổ bao gồm nhiều đối tượng khai thác có cấu trúc địa chất, đặc điểm thấm chứa và tính chất dầu vỉa biến đổi hết sức phức tạp. Đặc biệt, các mỏ đang khai thác đều nằm ở giai đoạn cuối nên việc đảm bảo trạng thái khai thác ổn định là nhiệm vụ quan trọng nhất của Vietsovpetro. Bên cạnh đó, nhiều giải pháp nâng cao HSTHD đã, đang và sẽ được Vietsovpetro áp dụng. Sau đây là trạng thái khai thác của các đối tượng mỏ Bạch Hổ:

 

Đối tượng Mioxen Dưới...

 

Với điều kiện tương đối thuận lợi: Đá chứa dầu là đá cát kết, nhiệt độ vỉa khoảng 121o C, Mioxen được nhiều nhà nghiên cứu lựa chọn là đối tượng cho các nghiên cứu nâng cao HSTHD khác nhau. Bên cạnh các nghiên cứu điều chỉnh chế độ khai thác một cách hợp lý, đưa thêm các thân dầu vào khai thác của Vietsovpetro, phương pháp bơm ép dung dịch vi sinh hoá lý đã được Công ty DMC nghiên cứu nhiều năm và bắt đầu thử nghiệm ngoài thực tế [10,11]. Hiện nay phương pháp bơm ép dung dịch polyme bền nhiệt để cải thiện mặt cắt tiếp nhận nước cũng được một số chuyên gia của Viện Hạt nhân Đà Lạt và Viện NCKH và TK – Vietsovpetro nghiên cứu, thử nghiệm và thu được những kết quả rất thú vị [12].

 

Tuy nhiên do đối tượng Mioxen dưới đã ở vào cuối giai đoạn khai thác và số giếng khai thác còn làm việc cũng hạn chế, đồng thời là đối tượng nghiên cứu của nhiều phương pháp tăng cường thu hồi dầu hoá học nên khả năng triển khai ứng dụng 8 nghiên cứu bơm ép chất HĐBM nhằm gia tăng HSTHD chắc sẽ gặp những khó khăn nhất định về mặt kinh phí từ nhà sản xuất. Đối tượng Oligoxen Dưới:

 

Qua những số liệu công bố mới nhất đã nêu trên [3] chúng ta thấy rằng chưa có một phương pháp hoá học để nâng cao HSTHD được áp dụng tại đối tượng này.

 

Như vậy, bên cạnh là đối tượng khai thác lớn thứ hai sau tầng móng, với nhiệt độ vỉa không cao lắm (khoảng 128o C), đá cát kết truyền thống, Oligoxen dưới sẽ là một đối tượng đầy tiềm năng của hướng nghiên cứu tăng cường thu hồi dầu bằng các biện pháp hoá học. Đối tượng móng Trước Kainozoi mỏ Bạch Hổ

 

Với tên thường gọi là tầng móng mỏ Bạch Hổ, đây là đối tượng khai thác chính của mỏ Bạch Hổ cũng như của Vietsovpetro, chiếm 78% tổng sản lượng của toàn XNLD. Kể từ thời điểm được đưa vào khai thác, tháng 9 năm 1988, đến nay, tổng sản lượng tích dồn của móng mỏ Bạch Hổ đạt trên 1 tỷ thùng. Hiện tại, tầng móng mỏ Bạch Hổ có 78 giếng khai thác, trong đó có 58 giếng tự phun, còn lại là giếng gaslift. Hệ thống bơm ép nước gồm 26 giếng.

Trong 5 tháng đầu năm 2008 tốc độ ngập nước trung bình của các giếng khai thác trong tầng móng, nhất là của khối trung tâm giảm dần. Đây là thành công rất lớn của Vietsovpetro vì trạng thái khai thác sẽ tốt hơn. Đối với đá nứt nẻ, khi độ ngập nước ở các giếng khai thác trên 10%, nhất là trên 20%, lưu lượng giếng sẽ giảm rất nhanh và sau một thời gian ngắn giếng sẽ dừng hẳn.

Tuy hiện nay hệ số bù đạt 100% và áp suất vỉa đang có xu hướng giảm nhưng các biểu đồ động thái lưu lượng giếng cho thấy sự ổn định, không có sự tách mũ khí. Vì đây là một thân dầu móng rất lớn và đặc biệt, không chỉ đối với Việt Nam mà cả trên thế giới và có nhiệt độ cao, độ bất đồng nhất rất cao nên hiện nay Vietsovpetro chủ yếu chỉ áp dụng các biện pháp nâng cao HSTHD cơ lý như điều chỉnh chế độ khai thác hợp lý để ổn định ranh giới dầu nước, nghiên cứu khoan cắt thân 2 một số giếng đã ngừng hoạt động để tăng cường thu hồi dầu [13,14].

 

1.1.2. Một số đặc điểm về địa chất và thực tế khai thác dầu của khu vực Đông nam Rồng

 

Tại khu vực Đông nam Rồng dầu được tìm thấy trong móng tuổi tiền Kainozoi bằng giếng khoan tìm kiếm thăm dò R-14, và sau đó được phát hiện tiếp trong các 9 giếng R-21, R-22 khoan sau đó. Các giếng này cho thấy đã khoan vào vùng tương đối cao của cấu tạo Đông nam Rồng [15].

 

Cấu tạo bị phức tạp hóa bởi hàng loạt đứt gãy có hướng Đông Bắc, cận kinh tuyến và cận vĩ tuyến và bị chia cắt, phân thành 7 khối riêng biệt.

 

Đá chứa gồm có loại dăm kết phun trào núi lửa được ghi nhận ở phần trên của mặt cắt địa chất móng trong một loạt giếng khoan, và còn lại là đá diorit thạch anh nứt nẻ hang hốc, chiếm phổ biến toàn bộ phần còn lại mặt cắt.

 

Thân dầu có dạng khối, có nước vỉa bao bọc trên toàn bộ diện tích đáy vỉa.

 

Ranh giới dầu nước theo kết quả nghiên cứu vỉa được ghi nhận tại chiều sâu tuyệt đối -2925, chiều cao thân dầu đạt 885 và có diện tích chứa dầu khoảng 20 km2

 

.

 

Áp suất vỉa trong vùng chứa sản phẩm cũng như tại đới nước rìa theo số liệu đo trực tiếp cũng như theo tính toán xấp xỉ giá trị áp suất thủy tĩnh. Theo kết quả tính toán, giá trị áp suất vỉa ban đầu (Pbd) Phụ thuộc theo chiều sâu và có thể tính theo phương trình sau: Рbd = -0,0079 Нtuyệt đối + 6,12 MPa.

 

Giá trị áp suất vỉa ban đầu chuyển đổi về ranh giới dầu nước quy ước (chiều sâu tuyệt đối của ranh giới dầu nước Htuyệt đối = -2925) Và bằng 29,73 MPa.

 

Nhiệt độ vỉa ban đầu được ghi nhận xấp xỉ 100o C, cũng biến đổi theo độ sâu và có thể được tính theo công thức phụ thuộc: Тvỉa=0,038Н tuyệt đối -7,172, о С.

 

Gradient địa nhiệt trong khu vực mỏ có giao động nhất định, giá trị trung bình được tính toán khoảng 3,8о С/100 m.

 

Dầu vỉa có áp suất bão hòa thấp, hệ số khí nhỏ và tương ứng độ nhớt dầu vỉa khá cao, ở mức 1,969mPa* Giây. Độ nhớt cao và hệ số khí thấp là điều kiện bất lợi cho quá trình đẩy dầu trong vỉa và khó khăn cho quá trình chuyển động nâng.

 

Tuy nhiên khác biệt lớn giữa áp suất bão hòa và áp suất vỉa ban đầu, khoảng 22,86MPa, lại tạo thuận lợi cho quá trình khai thác vì có thể sử dụng năng lượng đàn hồi của vỉa có được nhờ sự giãn nở của chất lưu vỉa và đá chứa.

 

Các tính chất lý-hóa cơ bản của dầu và nước vỉa khu vực Đông Nam Rồng được trình bày trong các Bảng 1.3 và 1.4

 

 

 

Bảng 1.3. Tính chất lý-hóa cơ bản của dầu vỉa

 

Áp suất bão hòa, MPа 6,87

 

Hệ số khí hòa tan, m3/t 50,6

 

Hệ số thể tích 1,170

 

Tỷ trọng dầu vỉa, t/m3 0,779

 

Tỷ trọng dầu tách khí, t/m3 0,851

 

Độ nhớt dầu trong điều kiện vỉa, mPa* Giây 1,969

 

Hệ số nén, MPa -1 0,00117

 

Bảng 1.4. Tính chất lý-hóa cơ bản của nước vỉa

 

Hệ số khí hòa tan, m3/t 3,149

 

Hệ số thể tích 1,0359

 

Độ nhớt dầu trong điều kiện vỉa, cP 0,375

 

Tổng độ khoáng hóa,13,4 g/lít

 

Tỷ trọng nước trong điều kiện vỉa,1008,7 kg/m3

 

Loại nước theo Sulin Clo-canxi

 

Trong trường hợp áp dụng hệ thống bơm ép giữ áp suất vỉa, nước bơm sẽ được dùng là nước biển. Tính chất lý-hóa cơ bản của nước biển được trình bày trong Bảng 1.5.

 

Bảng 1.5 Tính chất lý-hóa cơ bản của nước biển

 

Hệ số khí hòa tan ở 30 MPа và 100о С, m3/t 2,880

 

Hệ số thể tích ở 30 MPа và 100о С 1,0353

 

Độ nhớt ở 30 MPа và 100о С, cP 0,335

 

Tổng độ khoáng hóa, g/lít 34,0 Tỷ trọng nước trong điều kiện chuẩn, kg/m3 1023,7 Loại nước theo Sulin Clo-manhê

 

Hệ thống khai thác có bơm ép được áp dụng Thân dầu được đưa vào khai thác thử từ tháng 6/1996. Tuy nhiên từ tháng 2/1997 đến tháng 10/1998 tạm dừng do đường ống dẫn dầu bị tắc do paraphin. Lưu lượng ban đầu các giếng khai thác dao động trong khoảng 180 – 650 t/ngđ. Vỉa được khai thác ở chế độ năng lượng đàn hồi tự nhiên.

 

Đặc trưng rõ nét của giai đoạn khai thác thử là sự suy giảm của lưu lượng dầu trung bình và áp suất vỉa. Cũng trong quá trình khai thác đã ghi nhận được sự hoạt động của nước đáy. Điều này thể hiện qua việc sau áp suất vỉa được phục hồi về gần với áp suất vỉa ban đầu một thời gian dài đóng giếng.

 

Phân tích các đặc trưng năng lượng vỉa cho thấy, trong trường hợp vỉa khép kín, không có năng lượng bổ sung từ bên ngoài, có thể khai thác được khoảng 10% trữ lượng dầu do năng lượng đàn hồi tự nhiên của vỉa.

 

Trên cơ sở các nghiên cứu, phân tích quá trình khai thác thử, khi soạn thảo tài liệu thiết kế “Sơ đồ công nghệ khai thác và xây dựng vùng Đông nam mỏ Rồng năm 2000” đã đưa ra các nguyên tắc cơ bản của hệ thống khai thác, một vài điểm chính trong đó gồm:

 

• Bơm ép nước được tiến hành tại các độ sâu tuyệt đối không cao hơn -2950m và không sâu hơn -3200m;

 

• Quỹ giếng khoan khai thác và bơm ép cơ bản được khoan vào vùng mặt cắt chứa dầu và chứa nước với phần thân á ngang kéo dài, góc nghiêng của chúng không quá 60oC

 

.

 

• Trong các giếng khai thác ống chống khai thác được thả tới đỉnh tầng sản phẩm, khoảng thân trần phải nằm cao hơn ranh giới dầu nước ban đầu ít nhất 1/3 toàn bộ chiều dày tầng sản phẩm trong giếng đó. Trong trường hợp đá chứa gãy vỡ dễ sập lở, khi khoan tới phần thân trần phải thả ống lọc để chống sập lở;

 

• Phương pháp khai thác cơ học chính được áp dụng là gazlift;

 

• Trong các giếng bơm ép phải chống ống khai thác đến độ sâu 2950 m, khoảng thân trần còn lại từ 2950-3200 m;

 

• Khối lượng nước bơm vào vỉa phải bảo đảm giữ áp suất vỉa ở mức xấp xỉ áp suất thủy tĩnh để bảo đảm thời gian giếng hoạt động tự phun dài nhất. Trong điều kiện đó, hệ số bù khai thác do bơm ép nước phải đạt được 85-90%;

 

Hệ thống khai thác và bơm ép tương tự như vậy đã áp dụng ở mỏ Bạch Hổ, được chia làm 2 phần chính theo chiều thẳng đứng, phần trên là vùng thu hồi dầu và phần dưới là vùng bơm ép nước. Trong điều kiện khai thác hệ thống hợp lý, đúng chế độ, sẽ có ranh giới dầu nước dâng lên đồng đều trên toàn bộ thân dầu và hệ quả là tăng hệ số quét và hệ số ngập nước tối đa, dẫn tới hệ số thu hồi cuối cùng cao nhất.

 

Hình 1.2. Sơ đồ phân bố giếng khoan tại vùng ĐN mỏ Rồng

 

Việc áp dụng hệ thống khai thác có bơm ép nước cho phép tiến hành khai thác thân dầu với nhịp độ nhanh hơn, kéo dài đáng kể thời gian làm việc tự phun của các giếng khai thác dầu. Song song với điều đó, tác động của vùng nước rìa cần phải được tận dụng tối đa.

 

Ngoài ra, để kéo dài thời gian khai thác không có nước của các giếng khoan, một điều tối quan trọng là phải giữ sao cho áp suất đáy của các giếng khai thác cao hơn áp suất tối thiểu nhằm tránh tạo thành các nón nước. Hậu quả tác động xấu của các nón nước không chỉ ở chỗ tăng độ ngập nước sản phẩm giếng, mà chúng còn cản trở các vùng có trữ lượng dầu linh hoạt, dẫn tới giảm hệ số quét và hệ số thu hồi dầu. Phân tích hiệu quả hệ thống khai thác được áp dụng

 

Cho tới thời điểm 01/10/2006, tổng quỹ giếng khoan của thân dầu móng có 19 giếng, trong đó có 13 giếng khai thác: 2 giếng đóng, 1 giếng đang gọi dòng, và 10 giếng đang làm việc. Quỹ giếng bơm ép có 6 giếng đang hoạt động. Các giếng khai thác đang trong thời kỳ tự phun.

 

Quỹ giếng khoan cơ bản tập trung ở vùng trung tâm nâng cao, trong khu vực tầng sản phẩm có chiều dày chứa dầu lớn nhất. Các vùng biên với đặc trưng độ dày chứa dầu thấp, tính chất thấm chứa kém và trữ lượng của chúng chủ yếu ở cấp C2, không được đưa vào khoan khai thác. Trữ lượng này chỉ có thể thu hồi nhờ năng lượng động. Theo động thái biến đổi của áp suất vỉa các giếng của đối tượng móng Đông nam Rồng có thể chia ra 3 nhóm giếng riêng biệt, khác nhau về đặc trưng biến đổi áp suất vỉa, trên cơ sở đó có thể chia đối tượng theo diện tích ra 3 vùng, tách biệt bởi các ranh giới không thấm hoặc bằng các đứt gãy àn hồi của vỉa và sự dâng lên cao của ranh giới dầu nước.

 

Người ta đã nhận thấy rằng số lượng giếng bơm ép được phân bố rất không đều. Tại vùng 2 không có 1 giếng khai thác nào nhưng lại có tới 3 giếng bơm ép, còn trong vùng 3 có 2 giếng, vùng 1 có 1 giếng.

 

Giếng bơm đầu tiên là 203 đưa vào bơm ép tháng 12.2000 và nằm ở vùng 2, các giếng bơm ép khác được đưa vào muộn hơn. Một thời gian dài trên toàn bộ diện tích mỏ chỉ có 1 giếng bơm ép hoạt động (3 năm), do đó hệ số bù khai thác do bơm ép luôn nhỏ hơn mức thiết kế, dao động từ 17-49 %. Điều này thấy rõ qua việc suy giảm áp suất vỉa liên tục trong các năm tiếp đó. Tuy nhiên nhịp độ suy giảm áp suất hạn chế dần cùng với số giếng bơm ép được đưa vào sử dụng.

 

Mặc dù giếng bơm ép được đưa vào muộn nhưng giếng khai thác 21 đã có nước trong sản phẩm ngay sau khi đưa vào khai thác không lâu. Lần đầu tiên nước được ghi nhận vào năm 1999, mặc dù sau đó độ ngập nước không cao, dao động trong khoảng 2-3 % và kéo dài một thời kỳ từ 1999-2003. Có nhiều khó khăn vì rõ ràng đây là nước vỉa từ phần đáy lên, một phần do giếng này khai thác trong khoảng thân tương đối sâu và nằm ở gần ranh giới dầu nước.

 

Tới thời điểm hiện nay các giếng 14,21 đã phải dừng khai thác do áp suất hiện quá thấp vì độ ngập nước tăng nhanh. Các giếng 201 và 305 có độ ngập nước cũng đạt tới mức xấp xỉ nhau và bằng 21%. Khoảng làm việc của các giếng này (giếng. 201: 2748-2847 m; Giếng. 305: 2470-2845 m độ sâu tuyệt đối) Gần với ranh giới dầu nước (-2925 m); Mặt khác, các giếng này nằm khá gần giếng bơm ép 312 và 307, do đó có nhiều khả năng nước từ các giếng bơm được đưa vào các giếng khai thác này.

 

Từ các số liệu nêu trên có thể cho thấy, cho tới thời điểm 01/10/2006 ranh giới dầu nước trung bình của vỉa có thể nằm ở khoảng độ sâu 2800 m, có thể cục bộ cao hơn đối với giếng 201 và 305, ở độ sâu -2642 m (giếng 201) Và -2730 m (giếng305); Còn khu vực giếng 14 có thể có một lưỡi nước hoặc đã hình thành nón nước, tại đây ranh giới dầu nước cao hơn.

 

Hệ số bù khai thác trong 9 tháng đầu năm 2006 đạt ~112‚2%, vì vậy áp suất vỉa trung bình của các giếng móng nhanh chóng tăng lên 3÷9 atm vào tháng 5/2006. Sự tăng áp suất vỉa đột ngột như vậy là không thuận lợi bởi vì có thể gây ra sự vọt nước sớm trong các giếng khai thác. Việc điều chỉnh quá trình khai thác để hạn chế độ ngập nước sản phẩm giếng lúc này là rất cần thiết.

 

Từ các phân tích khai thác vỉa móng Đông nam Rồng người ta đã thấy:

 

1. Việc đưa hệ thống bơm ép giữ áp suất vỉa vào chậm so với quá trình khai thác 4,5 năm. Trong thời gian này vỉa hoạt động ở chế độ năng lượng đàn hồi tự nhiên (năng lượng dãn nở của vỉa và hoạt động của nước rìa). Thực tế áp suất vỉa đã giảm 40 atm trong 3 năm.

 

2. Xu hướng giảm áp suất vỉa luôn tồn tại cho thấy hệ số bù khai thác do bơm ép và hoạt động của nước rìa là không đủ. Trong 9 tháng cuối của năm 2006 xuất hiện xu thế tăng áp suất vỉa, cho thấy hiệu quả của việc áp dụng hệ thống bơm ép giữ áp suất vỉa, tuy nhiên sự tăng áp đột ngột có thể làm tăng khả năng tạo các nón nước.

 

3. Việc phân bố không đồng đều các giếng bơm ép theo từng vùng ở mức độ nhất định ảnh hưởng lên hiệu quả hệ thống duy trì áp suất vỉa. Các giếng bơm 203,304 và 301 nằm trong vùng 2, không có giếng khai thác, khoảng cách tới khu vực thu hồi dầu chính quá xa đã làm giảm tác động của nước bơm ép. Điều này thấy rõ qua các trị số áp suất vỉa cao quá mức trong các giếng này.

 

4. Xuất hiện nước trong các giếng trong khi xu hướng giảm áp suất vỉa vẫn còn cho thấy có thể là sự xuất hiện nước sớm. Nguyên nhân có thể là sự hình thành các nón nước do áp suất đáy khi các giếng làm việc quá thấp do thu hồi dầu ở nhịp độ cao, ngoài ra vấn đề càng phức tạp thêm trong điều kiện chênh lệch lớn giữa độ nhớt dầu và độ nhớt nước (tới 5.2 lần).

 

5. Cần phải xem xét các giải pháp nâng cao hệ số đẩy dầu bằng sử dụng các hoá phẩm để giảm SCBM giữa 2 pha dầu-nước và thực hiện điều chỉnh quá trình khai thác.

 

Như vậy có thể thấy, trên cơ sở cấu trúc không gian rỗng của đá chứa móng nứt nẻ và cơ chế đẩy dầu ở bơm ép nước và ở bơm ép chất HĐBM như đã nêu ở trên, rõ ràng giải pháp bơm ép chất HĐBM để giảm SCBM giữa 2 pha dầu-nước, nâng cao HSĐD trong móng nứt nẻ Đông nam Rồng là một lựa chọn hoàn toàn hợp lý và có triển vọng mang lại hiệu quả kinh tế cao. Ngoài độ nhớt của dầu trong vỉa tương đối cao àd ≈ 2 cP, nhiệt độ của vỉa tương đối thấp 91o C là tiền đề rất thuận lợi để nghiên cứu và áp dụng thành công giải pháp này.

 

1.2. Nguyên nhân ngập nước các giếng khai thác và biện pháp ngăn cách nước bằng gel polyme

 

Hiện tượng ngập nước trong các giếng khai thác thường xuyên là một trong những vấn nạn nghiêm trọng nhất của công nghiệp khai thác dầu khí thế giới, nhất là khi các giếng đã khai thác ở cuối giai đoạn thứ cấp, đe doạ nghiêm trọng đến sản lượng khai thác và tuổi thọ của giếng. Ở Việt Nam hiện nay, do công nghiệp khai thác dầu khí vẫn còn mới mẻ, ngoài việc duy trì áp suất vỉa bằng công nghệ bơm ép nước hoặc gaslift trong khai thác thứ cấp, hầu như chưa áp dụng công nghệ tăng cường thu hồi dầu nào mà mới dừng ở mức độ đề xuất, định hướng và thử nghiệm. Bên cạnh đó, vấn đề cách ly các đới ngập nước trong giếng khai thác cũng mới được thực hiện bằng phương pháp trám xi măng.

 

Một trong những định hướng quan trọng được đề xuất là công nghệ xử lý gel để xử lý các giếng ngập nước. Trong những năm 2000-2002, hệ gel vô cơ Galka (gel polyhydroxyl nhôm) Đã được thử nghiệm ngoài giàn trên hai giếng nhưng không đạt kết quả như mong muốn [16]. Trong thời gian vừa qua, Viện Khoa học Vật liệu Ứng dụng - Viện Khoa học và Công nghệ Việt Nam đã đưa ra một số hệ gel trên cơ sở polyacrylamit ứng dụng trong những vỉa có điều kiện nhiệt độ cao, độ muối cao… [17-19] Tuy nhiên, để đáp ứng thực tế ngoài giàn, yêu cầu kỹ thuật cho vật liệu ngăn cách nước tại các giếng khai thác thuộc móng mỏ Bạch Hổ của XNLD Vietsov Petro có nhiều thay đổi so với 2,3 năm trước đây. Do vậy phải nghiên cứu đưa ra các hệ vật liệu gel mới đảm bảo được độ bền nhiệt, thời gian tạo gel, khả năng chịu ứng suất trượt rất lớn.

 

Trên thế giới, công nghệ gel để xử lý các giếng ngập nước, giảm chi phí xử lý nước đồng hành rất được quan tâm. Từ năm 1970 trở lại đây, nhiều Viện, Trung tâm chuyên nghiên cứu vấn đề này được thành lập và hoạt động rất hiệu quả. [20-22] Tuy nhiên, do có nhiều vật liệu gel khác nhau sử dụng cho những đối tượng vỉa khác nhau, thông thường là đá cát kết với nhiệt độ không cao hơn 100o C, trong khi mỏ Bạch Hổ là một mỏ dầu tầng móng vào loại lớn nhất trên thế giới, với những đặc thù đá granite nứt nẻ hang hốc 2 độ thấm 2 độ rỗng, độ muối cao và nhiệt độ vỉa cao, trung bình từ 135 – 155o C nên cho đến nay, chưa thể áp dụng một công nghệ nào có sẵn được.

 

Theo tài liệu của SPE (Society of Petroleum Engineers), các công thức gel chịu nhiệt độ cao vẫn đang được tích cực tìm kiếm và thử nghiệm.

 

Có nhiều nguyên nhân gây nên hiện tượng ngập nước. Những nguyên nhân khác nhau cần những nghiên cứu khác nhau để tìm ra giải pháp tối ưu. Do đó, để đạt được thành công khi xử lý những vấn đề ngập nước, bản chất của từng vấn đề trước hết phải được xác định một cách rõ ràng. Nhiều phương pháp và vật liệu khác nhau có thể được sử dụng để ngăn chặn các vấn đề sản lượng nước đồng hành vượt mức. Nhìn chung, những phương pháp này có thể phân làm hai loại: Phương pháp cơ học và phương pháp hoá học. Mỗi phương pháp có hiệu quả cho những đối tượng nhất định.

 

1.2.1. Phân loại nước trong giếng

 

Khi nước đi vào quá trình khai thác dầu, người ta phân biệt các loại nước như nước quét, nước “tốt” (nước được chấp nhận) Và nước “xấu”  (nước ngập) [23].

 

• Nước quét: Nước quét không những đến từ giếng bơm mà còn từ các tầng ngậm nước và góp phần trong việc quét dầu từ thân dầu. Kiểm soát loại nước này là  một phần quan trọng trong việc khai thác dầu và có thể là nhân tố quyết định trong khai thác giếng.

 

• Nước “tốt”: Loại nước này được tạo thành trong thân giếng khoan với tỉ số nước/dầu (WOR: Tỉ lệ sản phẩm nước chia cho sản phẩm dầu) Thấp hơn tỉ số giới hạn đạt hiệu quả kinh tế. Sự tạo thành nước “tốt” xảy ra khi dòng chảy dầu và nước trộn lẫn với nhau trong cơ cấu khối đá nền. Dòng nước phân đoạn được điều khiển bởi tác động phối trộn tự nhiên, từ đó dần dần làm tăng tỉ số nước/dầu. Hình 1.3. Dòng chảy của nước và dầu trong vỉa..

 

Một dạng hình thành khác của loại nước này là do các dòng chảy cùng đổ vào thân giếng khoan. Ví dụ, trong một phần tư của mẫu bơm 5 điểm, giếng bơm ép cung cấp nước cho giếng khai thác. Dòng chảy từ vòi phun gồm vô số các đường chảy, đường ngắn nhất là đường thẳng từ giếng bơm ép đến giếng khai thác, đường dài nhất là đường không chảy theo đường thẳng nối giếng bơm ép với giếng khai thác. Nước xuất hiện ở phía đầu dọc theo những đường chảy ngắn, trong khi dầu vẫn được khai thác dọc theo những đường chảy chậm hơn. Loại nước này được xem là “tốt” vì nó không chặn các đường chảy đã được chọn lọc và cho phép khai thác các chất khác trong đường chảy.

 

• Nước xấu: Là nước hình thành trong thân giếng khoan và không sản sinh ra dầu hoặc không đủ dầu để bù vào chi phí xử lý sản phẩm nước. Loại nước này có tỉ số WOR cao dẫn đến chi phí sản xuất cao.

 

1.2.2. Nguyên nhân hình thành nước “xấu” và giải pháp xử lý:

 

Có mười nguyên nhân chính hình thành nước “xấu” được sắp xếp theo thứ tự từ dễ đến khó giải quyết [24]:

 

       − Sự rò rỉ hệ thống ống, vỏ bọc (ống chống) Hoặc pa> 

- Dòng chảy đằng sau vỏ bọc (ống chống): Những dòng chảy này làm cho nước chảy từ sau ống chống vào trong khoảng không vành khuyến. Giải pháp chính là dùng chất lưu bít loại có độ bền cao như xi măng, nhựa để bịt trong khoảng không vành khuyến, hoặc dùng chất gel độ bền thấp hơn để ngăn chặn dòng chảy vào trong khoảng không vành khuyến.

 

- Sự dịch chuyển nơi tiếp xúc dầu-nước: Trong quá trình vận chuyển nước dùng cho sản xuất, nơi tiếp xúc dầu-nước đồng dạng dịch chuyển đến vùng khoan giếng có thể dẫn đến sản phẩm nước không mong muốn. Trong giếng dọc, có thể giải quyết dễ dàng bằng cách bỏ hẳn giếng từ phần đáy, sử dụng hệ cơ học như nút xi măng hoặc nút vắt ngang ống. Trong giếng ngang phải mở rộng lỗ trên hoặc lỗ dưói đủ xa đường dẫn nước sản phẩm để giảm thiểu dòng nước chảy ngang hoặc cản trở dòng nước theo sau chảy qua

 

 

MỤC LỤC

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN

1.1. Giới thiệu về mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng

1.1.1. Đặc điểm vùng mỏ Bạch Hổ

1.1.1.1. Tính bất đồng nhất và đặc trưng đẩy dầu trong đá granit nứt nẻ

1.1.1.2. Bơm ép nước và tình trạng ngập nước các giếng khai thác tầng móngmỏ Bạch Hổ

1.1.1.3. Một số nghiên cứu nâng cao HSTHD trên đối tượng mỏ Bạch Hổ

1.1.2. Một số đặc điểm về địa chất và thực tế khai thác dầu của khu vực Đông nam Rồng

1.2. Nguyên nhân ngập nước các giếng khai thác và biện pháp ngăn cách nướcbằng gel polyme

1.2.1. Phân loại nước trong giếng

1.2.2. Nguyên nhân hình thành nước “xấu” và giải pháp xử lý

1.2.3. Kiểm soát mức độ phù hợp của vỉa nhằm tăng cường thu hồi dầu

1.2.4. Một số tác nhân cải thiện mặt cắt và kiểm soát nước và cơ chế hoạt động

1.2.4.1. Các muối vô cơ

1.2.4.2. Gel polyme

1.2.4.3. Các chất dạng hạt

1.2.4.4. Bọt

1.2.4.5. Nhựa

1.2.4.6. Các loại khác

1.2.5. Ứng dụng gel polyme để xử lý vấn đề ngập nước

1.2.5.1. Hệ gel chịu nhiệt độ cao

1.2.5.2. Hệ gel polyme trên cơ sở hệ co-, ter- polyme chứa nhóm acrylamit vàsulfonic với hệ tạo nối hữu cơ

1.2.5.3. Hệ gel nano clay polyacrylamit

1.2.5.4. Những đặc trưng chính của hệ gel polyme

1.2.5.5. Khả năng ứng dụng hệ gel polyme

1.2.6. Vấn đề gặp phải khi bơm ép hệ gel polyme vào vùng không gian rỗng

1.2.7. Thiết kế quá trình xử lý gel polyme

1.2.8. Một số kết quả thử nghiệm bít nước bằng gel gần đây tại mỏ Bạch Hổ

1.3. Nâng cao hệ số thu hồi dầu bằng phương pháp bơm ép dung dịch chất HĐBM vào vỉa

1.3.1. Các chất HĐBM sử dụng trong nâng cao HSTHD

1.3.2. Một số phương pháp bơm ép chất HĐBM nhằm tăng cường thu hồi dầutrên thế giới

1.3.2.1. Các phương pháp bơm ép chất HĐBM tiên tiến

1.3.2.2. Một số hợp chất HTBM thường được sử dụng trong nâng cao HSTHD

1.3.3. Các cơ chế gia tăng HSTHD khi bơm ép chất HĐBM vào vỉa

1.3.3.1. Gia tăng số mao dẫn Nc để đẩy dầu dư

1.3.3.2. Cải thiện tính dính ướt đối với nước của đá

1.3.3.3. Sự tự ngấm mao dẫn của dung dịch chất HĐBM trong đá chứa nứt nẻ

CHƯƠNG 2: THỰC NGHIỆM

2.1. Mục tiêu đề tài

2.2. Hóa chất

2.2.1. Các loại polyme gel

2.2.2. Các chất HĐBM

2.2.2.1. Lọai anion

2.2.2.2. Loại nonion

2.2.3. Phụ gia

2.3. Nước biển

2.3.1. Nước biển mỏ Bạch Hổ

2.3.2. Nước biển mỏ Đông Nam Rồng

2.4. Dầu thô

2.4.1. Dầu thô móng Bạch Hổ

2.4.2. Dầu thô Đông Nam Rồng

2.5. Thiết bị, dụng cụ thí nghiệm

2.5.1. Các thiết bị thử nghiệm độ bền gel, thời gian tạo gel và xác ứng suất trượt

2.5.2. Thiết bị thử nghiệm gel trong điều kiện vỉa

2.5.3. Thiết bị đo SCBM liên diện Spinning Drop Interfacial Tesionmeter, Model

500, Temco. Inc (Mỹ)

2.5.4. Bể điều nhiệt chương trình hóa nhiệt độ TC100 Brookfield (Mỹ)

2.5.5. Thiết bị đo góc tiếp xúc: Máy OCA 20 của Dataphysics, Đức

2.5.6. Các thiết bị khác

2.5.7. Thiết bị dùng trong bơm ép chất HĐBM trên mô hình vỉa

2.6. Phương pháp nghiên cứu

2.6.1. Các phương pháp tạo dung dịch gel và thử nghiệm gel

2.6.1.1. Phương pháp tổng hợp hệ polyme Acrylamide/2-acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid/ N, N-dimethyl acrylamide/ vinylsulfonatsodium

2.6.1.1.1. Hoá chất và dụng cụ

2.6.1.1.2. Tổng hợp dung dịch tạo gel

2.6.1.2. Phương pháp tổng hợp hệ polyme clay/ acrylamit

2.6.1.2.1. Hoá chất và dụng cụ

2.6.1.2.2. Tổng hợp dung dịch tạo gel clay/ acrylamit

2.6.1.2.3. Tổng hợp dung dịch tạo gel clay/ acrylamit/ AMPS

2.6.1.2.4. Tổng hợp dung dịch tạo gel clay/ acrylamit/ VS

2.6.1.3. Phương pháp chuẩn bị dung dịch gel polyme thương mại

2.6.1.3.1. Hoá chất và dụng cụ

2.6.1.3.2. Chuẩn bị dung dịch gel

2.6.1.4. Phương pháp thử nghiệm độ bền gel và thời gian tạo gel

2.6.1.4.1. Dụng cụ

2.6.1.4.2. Hóa chất

2.6.1.4.3. Tiến trình thử nghiệm

2.6.1.5. Phương pháp đo ứng suất trượt của gel trên mẫu lõi

2.6.1.5.1. Hóa chất và thiết bị

2.6.1.5.2. Tiến trình thử nghiệm

2.6.1.6. Yêu cầu kỹ thuật về vật liệu phân cách nước của XNLD Vietsovpetro

2.6.1.7. Phương pháp tối ưu hoá quá trình gel hóa

2.6.1.8. Nghiên cứu thí nghiệm gel polyme theo các yêu cầu của gel ngăn cáchnước

2.6.1.9. Phương pháp nghiên cứu sự hình thành và độ bền gel bằng kính hiển viđiện tử quét (SEM)

2.6.1.10. Xây dựng mô hình quá trình bơm hệ dung dịch gel vào giếng khai thácngập nước

2.6.2. Các phương pháp nghiên cứu hệ chất HĐBM

2.6.2.1. Phương pháp tổng hợp α–olephin sunfonic axit

2.6.2.2. Phương pháp tổng hợp Alkylbenzen sunphonic axit

2.6.2.3. Phương pháp tổng hợp Alkyltoluen sunphonic axit

2.6.2.4. Phương pháp tổng hợp Akylxylen sulfonic acid

2.6.2.5. Phương pháp tổng hợp Akylnapthalen sunphonic axit

2.6.2.6. Xác định SCBM liên diện hai pha dầu - nước

2.6.2.7. Xác định nồng độ Mixen tới hạn (CMC) Của dung dịch chất HĐBM

2.6.2.8. Xác định khả năng tương hợp của hệ chất HĐBM với nước biển

2.6.2.9. Xác định độ bền nhiệt của hệ chất HĐBM sau 31 ngày ủ ở nhiệt độ vỉa

2.6.2.10. Tối ưu hóa thống kê xác định thành phần và nồng độ tối ưu của hệ chất HĐBM để bơm ép TCTHD

2.6.2.11. Xác định tính dính ướt của bề mặt đá bằng cách đo góc tiếp xúc

2.6.2.12. Quy trình bơm ép chất HĐBM trên mô hình vỉa

2.6.2.12.1. Chuẩn bị các mô hình vỉa từ mẫu lõi đá móng ĐNR

2.6.2.12.2. Chuẩn bị các chất lưu làm việc

2.6.2.12.3. Xác định các điều kiện thí nghiệm

2.6.2.12.4. Xác định hệ số thu hồi dầu bởi bơm ép nước

2.6.2.12.5. Xác định hệ số thu hồi dầu bởi bơm ép chất HĐBM

2.6.2.12.6. Giảm áp, giảm nhiệt của hệ nghiên cứu, tháo mẫu và xác định độbão hoà dầu dư theo Dean-Stark

2.6.2.12.7. Tính toán, lập đồ thị liên quan và biện luận các kết quả thí nghiệmthu nhận được

CHƯƠNG 3: KẾT QUẢ VÀ BIỆN LUẬN

3.1. Thiết kế các hệ gel bền nhiệt để ngăn cách nước tại giếng khai thác mỏ Bạch Hổ

3.1.1. Sự tạo gel của polyacrylamit

3.1.1.1. Hợp chất tạo nối HMTA và HQ

3.1.1.2. Hệ chất tạo nối HMTA-PhAc

3.1.2. Nghiên cứu xác định thời gian tạo gel và độ bền gel của các hệ polyme

3.1.2.1. Các polyme thương mại

3.1.2.1.1. Tối ưu hóa để xác định thành phần hệ gel phù hợp

3.1.2.2. Áp dụng phương pháp thừa số bất định Lagrange tìm hệ gel tối ưu

3.1.2.3. Tổng hợp - Lựa chọn dung dịch tạo gel từ hệ quart-polyme

3.1.2.3.1. Tối ưu hóa quá trình gel hóa của hệ polyme C

3.1.2.3.2. Áp dụng phương pháp thừa số bất định Lagrange tìm hệ gel polymetối ưu

3.1.2.4. Khảo sát hệ gel polyme clay/ acrylamit

3.1.2.4.1. Chuẩn bị dung dịch gel

3.1.2.4.2. Thời gian gel hóa và độ bền gel

3.1.2.5. Khảo sát hệ gel copolyme clay/ acrylamit/ AMPS

3.1.2.5.1. Nghiên cứu tổng hợp hệ copolyme clay/ acrylamit/ AMPS

3.1.2.5.2. Thời gian và độ bền gel của các hệ copolyme clay/ acrylamit/ AMPS

3.1.2.6. Khảo sát hệ gel copolyme clay/ acrylamit/ VS

3.1.2.6.1. Nghiên cứu tổng hợp hệ copolyme clay/ acrylamit/ VS

3.1.2.6.2. Thời gian và độ bền gel của các hệ copolyme clay/ acrylamit/ VS

3.1.3. Nghiên cứu xác định ứng suất trượt của gel

3.1.4. Thử nghiệm hệ gel trên mô hình vỉa tại Việt Xô Petro

3.1.5. Nghiên cứu trạng thái gel bằng kính hiển vi điện tử quét (SEM)

3.1.6. Xây dựng mô hình quá trình bơm hệ dung dịch gel vào giếng khai thác ngậpnước

3.2. Xây dựng các hệ chất HĐBM để bơm ép TCTHD tại mỏ Rồng và mỏ Bạch Hổ

3.2.1. Với mỏ Đông Nam Rồng

3.2.1.1. Xác định sức căng bề mặt giữa hai pha dầu - dung dịch chất HĐBM

3.2.1.2. Khả năng bền nhiệt và tương hợp của các chất HĐBM với nước biển

3.2.1.2.1. Các muối gốc alkyl thơm Sulfonic acid

3.2.1.2.2. Các muối gốc alkyl sunphat

3.2.1.2.3. Các chất HĐBM Nonion

3.2.1.2.4. Hỗn hợp các chất HĐBM

3.2.1.3. Khảo sát độ bền nhiệt của các dung dịch chất HĐBM

3.2.1.4. Khảo sát độ bền nhiệt của các dung dịch hỗn hợp chất HĐBM

3.2.1.4.1. Dung dịch chất HĐBM và chất trợ HĐBM

3.2.1.4.2. Dung dịch hỗn hợp hai chất HĐBM anion

3.2.1.4.3. Dung dịch hỗn hợp chất HĐBM nonion và chất HĐBM anion

3.2.1.5. Thực nghiệm tối ưu hóa phối trộn các chất HĐBM

3.2.1.5.1. Hệ thứ nhất (AS1, AS2, chất trợ HĐBM isopropanol): IAMS-M1

3.2.1.5.2. Hệ thứ hai (AS2; AS3; NS1): IAMS-M

3.2.1.6. Xác định hệ chất HĐBM tối ưu cho nghiên cứu thí nghiệm đẩy dầu trênmô hình vỉa

3.2.1.6.1. Thành phần

3.2.1.6.2. Các kết quả thí nghiệm

3.2.2. Với móng mỏ Bạch Hổ

3.2.2.1. Khảo sát trên sự phối trộn giữa hai chất HĐBM AS1 và AS

3.2.2.2. Trung hòa và gia tăng chỉ số pH cho dung dịch các chất HĐBM gốc Sulfonate

3.2.2.3. Thử nghiệm đẩy dầu bằng nước và nút dung dịch chất HĐBM trên môhình vỉa của móng mỏ Bạch Hổ

3.2.2.4. Tổng hợp một số chất HĐBM bền nhiệt tan trong dầu

3.2.2.5. Thử nghiệm hệ chất HĐBM tan trong dầu để tăng cường thu hồi dầuđối với mỏ Bạch Hổ

3.2.2.5.1. Khảo sát tính tương hợp với nước biển của các chất HĐBM đơnchất

3.2.2.5.2. Xác định sức căng bề mặt giữa hai pha dầu - dung dịch chất HĐBM

3.2.2.5.3. Khảo sát khả năng tương hợp và bền nhiệt của hệ nhiều cấu tửtrong nước biển

3.2.2.5.4. Thực nghiệm tối ưu hóa phối trộn hệ chất HĐBM bền nhiệt

3.2.2.5.5. Xác định hệ chất HĐBM tối ưu cho nghiên cứu thí nghiệm đẩy dầutrên mô hình vỉa

KẾT LUẬN

MỘT SỐ KIẾN NGHỊ

TÀI LIỆU THAM KHẢO

TÀI LIỆU THAM KHẢO

1. Phạm Đức Thắng, Nguyễn Hữu Trung, Các giải pháp khai thác tận thu đốitượng cát kết Mioxen hạ, Oligoxen mỏ Bạch Hổ, Tuyển tập báo cáo HN Khoahọc-Công nghệ Viện dầu khí Việt Nam 30 năm phát triển và hội nhập, NXBKhoa học và Kỹ thuật, Quyển I, tr. 634-642,2008

2. Trần Lê Đông, Phạm Anh Tuấn, Lê Đình Lăng, Đặc điểm quá trình thu hồi dầutrong đá móng granite nứt nẻ và các giải pháp triển vọng để nâng cao thu hồidầu móng mỏ Bạch Hổ, Hội nghị Khoa học Công nghệ Ngành Dầu khí trướcthềm thế kỷ 21, tập I, p 33-40, Hà Nội, 2000

3. Hoàng Văn Quý, Nguyễn Minh Toàn, Trần Kháng Ninh, Trạng thái khai thácmỏ Bạch Hổ, Rồng-Các giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu, Tạp chí Dầu khí, Số 9, tr. 35-39,2008

4. Phạm Anh Tuấn, Các Giải Pháp Nâng Cao Thu Hồi Dầu Triển Vọng Cho Thân Dầu Móng Mỏ Bạch Hổ, Hội thảo “Nâng cao hệ số thu hồi dầu mỏ Bạch Hổ”, Vũng Tàu, 2002

5. Trương Đình Hợi, Hoá học dầu mỏ và tính chất dầu thô Việt Nam, NXB Tổng Hợp Thành phố Hồ Chí Minh, 2007,

6. Trần Lê Đông, Phạm Tất Đắc, Phùng Đắc Hải, Mối quan hệ giữa nướctrongmạng tinh thể của các khoáng vật thứ sinh và nước vỉa trong than dầu ớ móngcủa mỏ Bạch Hổ, Tuyển tập các công trình đăng tại Hội nghị KHCN 2000 “Ngành dầu khí Việt Nam trước thềm Thế kỷ 21”, NXB Thanh Niên, Hà Nội,2000, tr. 150-157

7. Trương Công Tài, Nguyễn Chu Chuyên, Độ thấm của tầng móng mỏ Bạch Hổvà vai trò của nó trong biện luận giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu, Hộithảo khoa học “Nâng cao hệ số thu hồi dầu mỏ Bạch Hổ”, Vũng Tàu, 2002

8. Trần Lê Đông, Hoàng Văn Quý, Trương Công Tài, Thân dầu trong đá móng nứtnẻ- hang hốc mỏ Bạch Hổ, Đông Nam Rồng và giải pháp bơm ép nước nhằmnâng cao hệ số thu hồi dầu, Tuyển tập báo cáo Hội nghị Khoa học-Công nghệ “30 Năm Dầu khí Việt Nam-Cơ hội mới thách thức mới”  NXB Khoa học và Kỹthuật, Quyển I, tr. 52-57,2005

9. Tran Le Dong, Hoang Van Quy, Truong Cong Tai, Pham Tat Dac, White Tiger Oilfield Basement Reservoir and Improvement of its Development, Proceedingsof the Int. Conference “Fractured Basement Reservoir”, P. 56-61, Vungtau,2006

10. Phạm văn Đoàn, Tạ Đình Vinh và các tác gỉa, Tiến bộ ban đầu trong việc sửdụng công nghệ phức hợp vi sinh hoá lý tăng cường thu hồi dầu mỏ Bạch Hổ, Tuyển tập báo cáo Hội nghị KH-CN Viện Dầu khí Việt Nam 30 năm phát triểnvà hội nhập, Q. 1, tr. 605-613, Hà Nội, 5/2008

11. Đơn hàng № - DV-183/08-VSP05 “Công nghệ nâng cao hệ số thu hồi dầu củacác vỉa lục nguyên bằng những phương pháp vi sinh hoá lý tổng hợp. XNLD Vietsovpetro, 2008

12. Lê Đình Lăng, Nguyễn Minh Toàn và các tác gỉa, Nghiên cứu thí nghiệm bơmép nút polyme để nâng cao hệ số thu hồi dầu cho thân dầu Mioxen dưới mỏ Bạch Hổ, Báo cáo trình bày tại Hội nghị Khoa học Đại học Mỏ Địa chất, Hà Nội, 2006

13. Cao Mỹ Lợi, Nguyễn Văn Kim, Vương Quốc Hùng, Đánh giá hiệu quả côngtác vỡ vỉa thuỷ lực nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu ở giai đoạn khai thác cuốicủa mỏ Bạch Hổ, Tuyển tập báo cáo Hội nghị KH-CN Viện Dầu khí Việt Nam

30 năm phát triển và hội nhập, Q. 1, tr. 599-604, Hà Nội, 5/2008

14. Le Dinh Lang, Cao My Loi et al. A Proposal to Study the Production of White Tiger Basement Reservoir Under a New Reservoir Pressure Regime to Enhance Oil Recovery, Proceedings of the Inter. Conference of Fractured Basement Reservoir, PetroVietnam 2008

15. Báo cáo tổng kết hợp đồng số 0955/06/ TƯN5/ VSP5-VKHVLUD

16. Trần Thị Phượng, Tạ Đình Vinh, Altunina V. A., Điều chỉnh mặt cắt tiếp nhậndòng ở giếng bơm ép và khai thác bằng hỗn hợp tạo gel trong điều kiện áp suất, nhiệt độ cao ở mỏ Bạch Hổ, Hội thảo “Nâng cao hệ số thu hồi dầu mỏ Bạch Hổ”, Vũng Tàu, 2002

17. Nguyen Phuong Tung et al., Research of Polyacrylamide Gel Application for Water Shut off in High Temperature Fractured Granite Basement Reservoir, SPE 72120, The Impoved Oil Recovery Conference, Kuala Lumpur, Malaysia, Octorber 8-9,2001

18. Nguyen Phuong Tung et al., Design Polymer Gel Systems to Use for Water Shutoff In Production Wells Of The White Tiger Basement Reservoir Proceeding ofthe 30th PetroVietnam Anniversary Conference, Vol. 1,2005

19. Nguyen Phuong Tung et al., Optimization of gel system for high temperaturereservoir application, Proceeding of the 12th Regional Symposium on Chemical Engineering (RSCE), pp. 69-73, Ha Noi, Vietnam, 2005

20. F. Brent Thomas, D. Brant Bennion, Gregory E. A, Bradford T. M, Water Shutoff Treatments-Reduce Water and Accelerate Oil Production, The 49th Anunual Technical Meeting of the Petroleum of CIM, Calgary, Alberta, Canada, 1998

21. Julio Vasquez, Laboratory Evaluation of High-Temperature Conformance Polymer Systems, University of Oklahoma, 2004

22. F. Brent Thomas, D. Brant Bennion, Gregory E. A, Bradford T. M, Water Shutoff Treatments-Reduce Water and Accelerate Oil Production, The 49th Anunual Technical Meeting of the Petroleum of CIM, Calgary, Alberta, Canada, 1998

23. B. Bailey, M. Crabtree, J. Tyrie, J. Elphich, F. Kuchuk, C. Romano, L. Roodhart, Water Control, Review Electronic Archive, p. 30-48,2000

24. R. S. Sereight, R. H. Lane, R. D. Sydansk, A Strategy For Water Attacking Exces Water Production, SPE Paper 70067,2001

25. R. D. Sydanks, G. P. Southwell, More than 12 Years of Experience with Successful Conformance Control Polymer Technology, SPE Paper 49315,1999

26. H. T. Dovan, R. D. Hutchin, B. B. Sandiford, Delaying Gelation of Aqueous Polymers at Elevated Temperatures Using Novel Organic Crosslinkers, SPE Paper 37246,1994

27. Hessert J. L., Fleming P. D., Gelled Polymer Technology for Control of Water in Injection and Production Wells, Paper presented at the 3rd Terteriary Oil Recovery Conference, Wichita, April 25-26,1979

28. Don W. Green, G. Paul Willhite, Enhance Oil Recovery, SPE Textbook seriesvol. 8, p 4,1998

29. Darius Shahsavari, Advances in Application of Crosslinked Polymer Technologyin Improving Oil Production, the 1stannual International Conference on Resevoir Conformance, Profile Control, Water and Gas Shutoff, Houston, Texas, USA, 1995

30. Betty J. Felber, D. L. Dauben, Laboratory Development of Lignosulfonate Gelsfor Sweep, SPE 6206, The SPE-AIME 51st Annual Fall Technical Conferenceand Exihibition, New Orleans, U. S. A, 1976

31.30. J. Vasquez, E. D. Dairymple, L. Eoff, B. R. Reddy, F. Civan, Development and Evalution of High-Temperature Conformance Poymer Systems, SPE 93156, The SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas, U. S. A,2005

32. Rousseau D., Chauvetean G Water Shutoff/ Conformance Control Microgels, SPE 93254, The SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas, U. S. A, 2005

33. J. Vasquez, E. D. Dairymple, L. Eoff, B. R. Reddy, F. Civan, Development and Evalution of High-Temperature Conformance Polymer Systems, SPE 93156, The SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas, U. S. A, 2005

 

TT Tên file Ấn hành Tác giả Thông số Tải về Xem-Nghe Giá Down
1 Nghiên cứu sử dụng gel và các chất hoạt động bề mặt để nâng cao hệ số thu hồi dầu mỏ AMBN(St) N.P.Tung 200 Download file Nghiên cứu sử dụng gel và các chất hoạt động bề mặt để nâng cao hệ số thu hồi dầu mỏ 2356
  • Nghiên cứu lựa chọn các giải pháp kỹ thuật và công nghệ hợp lý để khai thác than ở các khu vực có di tích lịch sử văn hóa,công trình công nghiệp và dân dụng

  • hoàn thiện công nghệ sản xuất chỉ khâu NE60/3 từ bông Việt Nam

  • chiến lược phát triển nguồn nguyên liệu giấy ở Việt Nam

  • nghiên cứu ứng dụng bất dục đực để sản xuất hạt giống bông lai

  • thiết kế,chế tạo hệ thống xử lý sắt trong nước cấp phục vụ sản xuất tại công ty dệt đà nẵng

  • Nghiên cứu và sáng tác mẫu thời trang sinh thái trẻ em Việt Nam và ứng dụng vào sản xuất công nghiệp

  • công nghệ tạo mẫu thêu, khâu tay, dập khuy, đột lỗ, trang trí hoa văn trong thời trang xuất khẩu

  • Nghiên cứu quy trình công nghệ sản xuất giày thu nữ cao cấp xuất khẩu vào thị trường EU

  • Một số giải pháp nâng cao chất lượng sản phẩm da thuộc Việt Nam đáp ứng nhu cầu tiêu dùng

  • Nghiên cứu công nghệ sản xuất da cá đuối, da ếch để làm hàng mỹ nghệ

  • Khu vực quy định Bản quyền tài liệu và chất lượng tài liệu Khu vực quy định Hướng dẫn download tài liệu trên trang AMBN

    Tìm bài thi Hỏi đáp Liên Hệ Tài liệu trên internet Tin giáo dục Quy định sử dụng

    Nghiên cứu sử dụng gel và các chất hoạt động bề mặt để nâng cao hệ số thu hồi dầu mỏ

    Nghiên cứu sử dụng gel và các chất hoạt động bề mặt để nâng cao hệ số thu hồi dầu mỏ

    Hướng dẫn download tài liệu trên trang AMBN

    Đăng nhập tài khoản
    Các mục quảng cáo
    Thống kê truy cập
    Đang Online: 471
    Hôm nay:49093
    Hôm qua: 62694
    Trong tháng 819922
    Tháng trước1793438
    Số lượt truy cập: 113460172