Nghiên cứu loại chất lỏng hợp lý cho công tác nứt vỉa thủy lực các giếng dầu khí tại miền võng Hà Nội

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT




Bùi Minh Sơn





NGHIÊN CỨU LOẠI CHẤT LỎNG HỢP LÝ CHO CÔNG
TÁC NỨT VỈA THỦY LỰC CÁC GIẾNG DẦU KHÍ TẠI MIỀN
VÕNG HÀ NỘI




Chuyên ngành: Kỹ thuật khai thác dầu khí
Mã số: 62.53.50.05

TÓM TẮT LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT
KHAI THÁC DẦU KHÍ






Hà Nội - 2012



Công trình đư ợc hoàn thành tại: Bộ môn Khoan - Khai thác, Khoa
Dầu khí, Trường Đại học Mỏ - Địa chất Hà Nội



Người hướng dẫn khoa học: 1. PGS.TS. Hoàng Dung
2. TS. Tạ Đình Vinh
Phản biện 1: ………………………………………………
…………………………………………………………….

Phản biện 2 ………………………………………………
…………………………………………………………

Phản biện 3: ………………………………………………
……………………………………………………………

Luận án sẽ được bảo vệ trước Hội đồng đánh giá luận án cấp Trường
họp tại Trường đại học Mỏ - Địa chất vào hồi … giờ … ngày …
tháng… năm…













Có thể tìm hiểu luận án tại thư viện: Thư viện Quốc Gia Hà Nội
hoặc Thư viện Trường đại học Mỏ - Địa chất.
-1-


MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết của đề tài
Trong nhiều năm qua khí được khai thác từ mỏ THC, ĐQD và
D14-STL để cung cấp cho các khu công nghiệp thuộc tỉnh Thái Bình.
Sản lượng khí có xu hướng sụt giảm hàng năm, nhiều giếng khai thác
khí bị ngập nước khiến cho phải đóng giếng hoàn toàn. Mặc dù đã
liên tục điều chỉnh chế độ khai thác, tiến hành rửa giếng và gọi dòng
lại và đưa nhiều vỉa mới vào khai thác nhưng vẫn không đáp ứng

được nhu cầu khí cho các mục đích công nghiệp ngày càng tăng.
Thực tế đó đặt ra vấn đề phải tìm những biện pháp công nghệ thích
hợp để kích thích các vỉa sản phẩm khí nhằm tăng lưu lượng khai
thác. Ngay từ năm 1996 Công ty Anzoil & Maurel Prom (M&P) đã
sử dụng phương pháp nứt vỉa thủy lực (NVTL) ở các giếng khoan
thuộc đối tượng mỏ D14-STL (D14-STL-1X, D14-2X và D14-STL-
3X), bước đầu đạt được một số kết quả nhất định, mở ra triển vọng
thực tế của việc áp dụng công nghệ NVTL tại các giếng khoan khí ở
miền võng Hà Nội (MVHN). Trong khuôn khổ các hợp đồng ký kết
với Vietsovpetro Công ty Dowell Schlumberger trong khoảng từ
1995 đến 1998 đã th ực hiện công nghệ NVTL, NVTL + axit hóa +
bơm N
2
và NVTL + N
2
ở 5 giếng khoan thuộc tầng móng tại mỏ
Bạch Hổ với một số thành công ban đầu. Trên thế giới, hiện nay có
khoảng 30 ÷ 40% tổng số giếng khoan đã đư ợc NVTL, trong số đó
25 ÷ 30% số giếng là được thực hiện ở Mỹ. Tuy nhiên, ở nước ta cho
đến nay hầu như chưa có công trình nghiên c ứu nào đề cập đến các
vấn đề có liên quan đến công nghệ NVTL. Vì vậy, đề tài nghiên cứu
này xét theo khía cạnh khoa học và th
ực tiễn có ý nghĩa c ấp thiết và
thiết thực, nhằm tạo ra yếu tố quyết định cho sự thành công của việc
áp dụng công nghệ NVTL tại MVHN.
2. Mục đích nghiên cứu của đề tài
- Nghiên cứu lựa chọn chất lỏng NVTL thích hợp với điều kiện
thành tạo của các vỉa khí MVHN, phần trọng yếu quyết định thành
công của công tác NVTL.
- Nghiên cứu đề xuất chế tạo chất lỏng NVTL trên cơ sở gốc

dầu điezen (gel hydrocacbon) trong điều kiện Việt Nam.



-2-


3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu
Nghiên cứu lựa chọn các loại chất lỏng NVTL để thực hiện công
tác NVTL cho các giếng khai thác khí có tầng chứa là cát kết chặt sít
Mioxen, Oligoxen có độ rỗng và độ thấm thấp. Tầng chắn sét kết và
tầng chứa cát kết mỏng đan xen nhau, khả năng trương nở và
khuyếch tán của khoáng sét nhậy cảm với nước vào tầng chứa cát kết
là rất lớn, làm giảm độ thấm của vỉa. Đối tượng chứa có nhiệt độ cao,
và đã bị nhiễm bẩn nặng trong quá trình khoan, hoàn thiện và sửa
chữa giếng.
Phạm vi nghiên cứu
- Nghiên cứu loại chất lỏng NVTL gốc dầu (điezen) được tạo độ
nhớt bởi tác nhân tạo gel là muối nhôm của alkyl axit octophotphat
với chất tạo liên kết ngang là hỗn hợp metylen+m-phenylene diamin.
- Độ nhớt thích hợp để vận chuyển hạt chèn và giữ hạt chèn ở
trang thái lơ lửng đồng thời bền ở nhiệt độ cao của vỉa. Nghiên cứu
tác nhân phá gel trên cơ sở hỗn hợp Ca(OH)
2
+ NaHCO
3
để làm
giảm độ nhớt sau khi chất lỏng NVTL thực hiện nứt vỉa và đưa vật
liệu chèn vào không gian của khe nứt mới hình thành nhằm làm sạch

khe nứt và tăng độ rỗng và độ thấm của vỉa. Nghiên cứu bọc cát chèn
bằng nhựa epoxy để tạo ra các nút cát có độ rỗng, liên kết với thành
tạo trong không gian các khe nứt vừa hình thành. Và cuối cùng để
xuất quy trình bơm chất lỏng NVTL gốc dầu.
4. Nội dung nghiên cứu
- Nghiên cứu đặc điểm cấu trúc địa chất, thành phần thạch học
của đá chứa, đá chắn và đặc điểm của vỉa chứa (nhiệt độ, áp suất,
tính di dưỡng của đá chứa) các giếng khai thác khí MVHN để làm cơ
sở lựa chọn phương pháp tác động lên vùng cận đáy giếng và chất
lỏng NVTL thích hợp.
- Phân tích các tài liệu thực tiễn của Anzoil và M&P trong việc
áp dụng công nghệ NVTL trên đối tượng D14-STL và công nghệ
NVTL của Dowell Schlumberger trên đối tượng móng của mỏ Bạch
Hổ, đặc biệt là những kinh nghiệm thực tiễn của các Công ty hàng
đầu về lĩnh vực NVTL như Schlumberger, BJ và Halliburton trong
hơn 60 năm qua, để vận dụng vào việc nghiên cứu chất lỏng NVTL
-3-


trên cơ sở gốc dầu điezen với tác nhân gel hóa có thể pha chế dễ
dàng trong điều kiện thực tế ở Việt Nam.
- Nghiên cứu những điều kiện cần thiết để đảm bảo cho hệ gel
hydrocacbon thực hiện tốt chức năng gây nứt vỡ, vận chuyển và giữ
hạt chèn ở trạng thái lơ lửng và trở lại độ nhớt ban đầu của dầu gốc
khi hoàn thành quá trình NVTL.
- Đề tài cũng nghiên cứu quy trình bơm cơ bản đối với chất lỏng
NVTL gốc dầu để làm cơ sở cho quá trình áp dụng thực tiễn.
5. Phương pháp nghiên cứu
Trong quá trình thực hiện luận án đã s ử dụng các phương pháp
nghiên cứu sau đây:

- Phân tích tổng hợp các tài liệu lý thuyết cơ sở, các hướng dẫn
quy trình áp dụng công nghệ NVTL ở giếng khoan của các Công ty
như Schlumberger, BJ và Halliburton theo đặc điểm của các vỉa sản
phẩm
- Phân tích các tài liệu thực tiễn đã công bố về các kết quả áp
dụng công nghệ NVTL ở MVHN và Vietsovpetro để liên hệ cho
nghiên cứu đề tài luận án.
- Tiến hành thí nghiệm trong phòng thí nghiệm để chế tạo chất
lỏng NVTL gốc dầu (gel hydrocacbon), chất phá gel, chất bọc hạt
chèn tạo độ thấm cao và đánh giá kết quả thu được thu được (đối
chiếu với các thông số yêu cầu của chất lỏng NVTL).
6. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Ý nghĩa khoa học
Đề xuất giải pháp xử lý vùng cận đáy giếng các giếng khoan
MVHN bằng chất lỏng NVTL gốc dầu (gel hydrocacbon) và đưa ra
quy trình công nghệ chế tạo gel hydrocacbon, bọc nhựa epoxy hạt
chèn, phá gel và đề xuất quy trình bơm chất lỏng NVTL gốc dầu.
Ý nghĩa thực tiễn
- Góp phần tạo ra một giải pháp kỹ thuật NVTL cho các vỉa sản
phẩm là cát kết chặt sít, xi măng gắn kết là sét cacbonat, cát kết xen
lẫn sét kết với tính chất colector của vỉa thấp, có nhiệt độ vỉa cao (đối
tượng THC, DQD, D14 STL, B10, ) và các đối tượng tương tự ở
các vùng mỏ dầu khí khác, khắc phục những hiện tượng khó khăn
phức tạp khi NVTL bằng chất lỏng NVTL gốc nước.
-4-


- Tạo ra công nghệ chế tạo chất lỏng NVTL gốc dầu (gel
hydrocacbon) dễ dàng pha chế trên cơ sở các nguyên liệu sẵn có
trong nước, phù hợp với điều kiện thực địa và đáp ứng được các yêu

cầu của thực tiễn sản xuất.
7. Những điểm mới về khoa học và luận điểm bảo vệ
- Chất lỏng NVTL gốc dầu (gel hydrocacbon) phù hợp với đối
tượng tầng chứa ở các giếng khoan khí ở MVHN thay thế cho chất
lỏng NVTL gốc nước là giải pháp hợp lý.
- Đề xuất công nghệ chế tạo chất lỏng NVTL gốc dầu trên cơ sở
tác nhân tạo gel là muối nhôm của alkyl axit octophotphat (AlDo)
nồng độ từ 1,25 % đến 2 % với chất tạo liên kết (hỗn hợp của
metylen + m-phenylene diamin) với tác nhân phá gel Ca(OH)
2
và
NaHCO
3
và có bổ sung nhựa epoxy và lượng diamin để đóng rắn
nhựa epoxy.

Chương 1
NHU CẦU CẤP KHÍ VÀ TIỀM NĂNG DẦU KHÍ CỦA MVHN
Trình bày tổng quan tiềm năng dầu khí của MVHN, đặc biệt lưu ý
đến tiềm năng về khí đã phát hiện và khai thác được tại các mỏ THC,
ĐQD và D14-STL với trữ lượng đã đư ợc các Cơ quan xác minh và
thẩm lượng. Từ các thông tin thu được có thể rút ra một số nhận xét
sau đây:
- Hệ thống cấp khí tự nhiên đang cung cấp khí cho khu công
nghiệp Tiền Hải với sản lượng cung cấp khí ngày càng suy giảm và
không đáp ứng được nhu cầu công nghiệp ngày càng tăng. Vấn đề
nâng cao sản lượng cung cấp khí hàng năm cho các khu công nghiệp
trở thành một vấn đề cấp thiết.
- Đối tượng chứa dầu khí của MVHN là các tầng cát kết Oligoxen
và Mioxen, thường xen kẽ với các lớp bột kết mỏng, hàm lượng xi

măng sét - cacbonat cao có độ rỗng, độ thấm kém đến trung bình.
Tầng chứa Oligoxen và Mioxen dưới có đá chứa là cát kết với sự gắn
kết bởi xi măng sét, cacbonat. Cát kết thường là lithic hoặc lithic -
arko với thành phần mảnh sét < 15 %, xen kẽ các lớp than và vỉa
than mỏng. Tầng chứa Mioxen trung có đá chứa là cát kết gắn kết
yếu, xi măng gắn kết chủ yếu là sét trong đó thành phần chính là cao
lanh và có mặt montmorillonit , sự có mặt của các khoáng sét là
nguyên nhân quan trọng ảnh hưởng đến kết quả gọi dòng và giải
-5-


thích những vấn đề phức tạp gặp phải ở các giếng khoan MVHN.
Đây cũng chính là đặc điểm cần phải lưu ý khi l ựa chọn chất lỏng
NVTL hợp lý cho các giếng khoan khai thác khí ở MVHN.
- Sự thay đổi građien địa nhiệt MVHN theo mặt cắt không đồng
đều, građien địa nhiệt trung bình cho toàn khu vực là 4,1
0
C/100 m. Ở
chiều sâu 3000 m nhiệt độ thay đổi trong phạm vi lớn từ 120 ÷ 150
0
C.
Ở chiều sâu 3500 m nhiệt độ ở khoảng 130 ÷ 180
0
C. Ở chiều sâu
4000 m nhiệt độ dao động trong phạm vi từ 145 ÷ 200
0
C
Chương 2
TÌNH HÌNH THĂM DÒ KHAI THÁC DẦU KHÍ TẠI MVHN
Trong chương này trình bày khái quát tình hình thăm dò d ầu khí

tại MVHN, hiện trạng khai thác dầu khí ở MVHN đặc biệt là hiện
trạng khai thác khí tại mỏ khí D14-STL. Đồng thời chương này cũng
đề cập đến các phương pháp tác động lên vùng cận đáy giếng và
điểm qua tình hình áp dụng công nghệ NVTL tại MVHN. Ở đây tác
giả muốn nhấn mạnh một số vấn đề sau đây:
- Sản lượng khí khai thác từ các mỏ THC, ĐQD và STL-14 có xu
hướng giảm sút hàng năm, đã có trư ờng hợp phải đóng giếng. Mặc
dù đã liên tục điều chỉnh chế độ khai thác và tiến hành rửa giếng, gọi
dòng và đưa nhi ều vỉa mới vào khai thác nhưng vẫn chưa đáp ứng
được nhu cầu khí cho các mục đích công nghiệp ngày càng tăng.
Thực tế đó đòi hỏi phải tìm biện pháp công nghệ kích thích vỉa sản
phẩm nhằm tăng lưu lượng khí khai thác.
- Từ năm 1996 công ty Anzoil và tiếp theo là M&P đã ti ến hành
NVTL tại các giếng D14-STL-1X, D14-STL-2X, D14-STL-3X ở mỏ
D14-STL. Kết quả gọi dòng sau NVTL không thỏa mãn mong muốn
đặt ra. Vấn đề này đòi hỏi cần xem xét lại công nghệ NVTL đã áp
dụng trong đó có việc sử dụng chất lỏng NVTL gốc nước mà Anzoil
và M&P đã sử dụng
- Điểm qua các kết quả áp dụng công nghệ NVTL ở các giếng khai
thác khí thuộc MVHN mà công ty Anzoi và M&P đã áp d ụng có thể
đưa ra một số nhận định sau đây:
1. Lựa chọn NVTL là phương pháp chủ đạo để tăng độ rỗng và
độ thấm trong vỉa sản phẩm chứa khí của MVHN là một hướng đi
đúng, có triển vọng thực tế (một số giếng cho lưu lượng tăng gấp 7
lần).
-6-


2. Phương pháp NVTL đã phù h ợp với đối tượng áp dụng, các
tầng sản phẩm bị nhiễm bẩn nặng, mà công tác xử lý axit trước đây

không mang lại kết quả. Việc lựa chọn chất lỏng NVTL gốc nước,
gel hóa (tăng độ nhớt của chất lỏng) bằng guar gum hợp chất trên cơ
sở tinh bột là không phù hợp vì:
- Qua công tác khoan, hoàn thiện và sửa chữa giếng khoan cho
thấy hiện trạng các vỉa chứa khí bị nhiễm bẩn nặng (hiệu ứng skin
lớn từ 14 ÷ 80). Chính vì phần nước lọc của dung dịch khoan (filtra)
tiếp xúc lâu với vỉa chứa đã tương tác với các phần tử sét nhạy cảm
với nước (montmorillonit, hydromica, clorit, caolinit, ) làm các hạt
sét mịn phân tán mạnh vào các khe rỗng của đất đá, vốn đã có đ ộ
rỗng rất thấp, ngăn trở dòng khí từ vỉa đi vào giếng. Nếu sử dụng
dung dịch NVTL gốc nước thì phần mất dung dịch của chất lỏng
NVTL (leakoff) là nước sẽ lại tiếp tục được đưa thêm vào vỉa có thể
ảnh hưởng xấu đến các kênh dẫn.
- Quá trình phá hủy gel của chất lỏng NVTL gốc nước (gel trên
cơ sở guar gum) có thể đã tạo ra các tạp chất gây ảnh hưởng xấu đến
các kênh dẫn.
Như vậy, để thực hiện NVTL thành công thì việc chọn chất lỏng
NVTL hợp lý là một trong những yếu tố quyết định.
Chương 3
CƠ SỞ LÝ THUYẾT NỨT VỈA THỦY LỰC (HYDRAULIC
FRACTURING) VÀ CHẤT LỎNG NỨT VỈA THỦY LỰC
Trong chương này đã giới thiệu các cơ sở lý thuyết về NVTL như
bản chất của phương pháp, đối tượng áp dụng, các cơ sở để lựa chọn
vỉa tiến hành NVTL, lựa chọn giếng NVTL, các dữ liệu cần thu thập
các mô hình tính toán, các hệ chất lỏng NVTL gốc dầu và gốc nước,
phân tích cơ chế tạo nên chức năng của chất lỏng NVTL gốc dầu (tạo
khe nứt mới và mở rộng khe nứt, vận chuyển hạt chèn), các hóa chất
phụ gia sử dụng trong chất lỏng NVTL, các khái niệm cơ bản về hạt
chèn, các cơ sở lựa chọn chất lỏng NVTL gốc dầu cho công tác
NVTL các giếng khoan tại MVHN

Trên cơ sở các tài liệu đã trình bày chi tiết trong luận án tác giả đã
nhấn mạnh những vấn đề sau đây:
- Bản chất của phương pháp NVTL: bơm chất lỏng dưới áp suất
cao để tạo và mở rộng thêm các khe nứt trong vỉa sản phẩm, sau đó
bơm ép chất lỏng - cát (vật liệu chèn) vào vỉa để chèn khe nứt tạo
-7-


thành với mục đích giữ ổn định khe nứt, bảo đảm khả năng chảy
thấm tốt và duy trì độ thấm sau khi kết thúc quá trình nứt vỉa.
- Đối tượng áp dụng NVTL: Các tầng sản phẩm bị hỏng nặng do
nhiễm bẩn mà công tác xử lý trước đó không mang lại hiệu quả cao.
Vỉa có các hạt mịn (sét, cát bở rời…) chảy vào giếng làm nhiễm bẩn,
thành hệ có tầng sét-cát xen kẽ nhau, mối liên kết thủy động lực giữa
các thấu kính cát với lỗ bắn mở vỉa bị hạn chế. Vỉa có độ thấm thấp
cần có những khe nứt để mở rộng bán kính ảnh hưởng trong tầng sản
phẩm, nâng cao sản lượng khai thác.
Các tính chất cơ bản của vỉa là nhân tố để áp dụng NVTL là:
- Độ thấm: 0.01-10 mD
- Áp suất tầng chứa trung bình hay cao
- Thành hệ dày và có thể tích khí lớn
- Được cách ly bởi tầng các tầng chắn
- Bán kính dẫn lưu lớn
- Chất lỏng NVTL: là khâu trọng yếu trong công nghệ NVTL. Chất
lỏng NVTL có chức năng chính là tạo và phát triển khe nứt, vận
chuyển hạt chèn vào khe nứt và giữ hạt chèn ở trạng thái lơ lửng cho
đến khi khe nứt đóng lại.
Để thực hiện một cách hiệu quả những nhiệm vụ nêu trên thì chất
lỏng NVTL lý tưởng cần phải có một tổ hợp các yếu tố sau đây:
- Giá thành thấp

- Dễ sử dụng
- Áp suất ma sát thấp trên các đường ống
- Có độ nhớt cao trong khe nứt tạo thành để giữ hạt chèn ở trạng
thái lơ lửng
- Có độ nhớt thấp sau quá trình xử lý để dễ dàng phá vỡ cấu trúc
gel ban đầu.
- Có tính tương hợp với vỉa chứa, chất lỏng vỉa và hạt chèn.
- An toàn khi sử dụng
- Thân thiện với môi trường
- Hạt chèn: Hạt chèn là vật liệu dạng hạt tròn được thiết kế để đưa
vào khe nứt nhằm giữ cho khe nứt được mở khi áp suất giảm xuống
dưới áp suất đóng khe nứt. Tính dẫn của khe nứt liên quan trực tiếp
đến số lượng của hạt chèn trong khe nứt, dạng hạt chèn và kích cỡ
của hạt chèn.
- Cơ sở lựa chọn chất lỏng NVTL gốc dầu cho công tác NVTL các
giếng khí tại MVHN:
-8-


+ Các vỉa chứa khí là cát kết (ở Oligoxen và Mioxen dưới là chặt
sít, ở Mioxen trung và trên là gắn kết yếu), xi măng gắn kết là sét và
cacbonat. Đó là đối tượng cho phép NVTL thuận lợi.
+ Các tầng chắn dày, các lớp xen kẹp, xi măng gắn kết là sét. Do
đó trong quá trình khoan và hoàn thi ện giếng thì ngoài mùn khoan,
dung dịch khoan còn một lượng không nhỏ khoáng sét được sinh ra
bởi tác động cơ học và thủy lực, thủy hóa, chúng phân tán, kết đọng
gây bít nhét các kẽ nứt, khe hở dẫn đến độ rỗng và độ thấm kém.
Hơn nữa các hạt sét có kích thước rất nhỏ (0,001 mm), khoáng sét lại
có tính xúc biến cao (khi chịu tác động thì phá vỡ cấu trúc, để yên lại
phục hồi cấu trúc) nên nó dễ chui sâu, chui xa và kết đọng. Ngoài ra

sét còn có tính trương n ở khi tiếp xúc với nước, nhất là với sét
montmorillonit có khả năng trương nở và phân tán rất lớn. Bởi vậy,
nếu dùng chất lỏng NVTL gốc nước sẽ bị ảnh hưởng xấu của sét, vì
khoáng sét lại tiếp tục tiếp xúc thêm với nước của chất lỏng NVTL
gốc nước.
Một vấn đề cần quan tâm nữa là nhiệt độ vỉa của các mỏ dầu khí.
Các mỏ khí ở MVHN cũng như tại mỏ D14-STL đều có nhiệt độ cao
(ở độ sâu 3500 m nhiệt độ khoảng 130 ÷ 180
0
C, trung bình là 155
0
C).
Chất lỏng NVTL gốc dầu có ưu điểm là chịu nhiệt độ cao trên 177
0
C
(350
0
F). Như vậy ở đây sử dụng chất lỏng NVTL gốc dầu phát huy
được các yếu tố:
+ Độ nhớt cao, ma sát thấp nên có khả năng trong việc truyền tải
năng lượng gây nứt vỡ vỉa và vận chuyển cũng như chèn v ật liệu
chèn tốt;
+ Không tương tác với khoáng sét gây ra các hiện tượng phức
tạp, rắc rối;
+ Tương thích với vỉa sản phẩm, không làm hư hại vỉa;
+ Ổn định ở nhiệt độ cao;
+ Chất lỏng NVTL gốc dầu sau khi phá gel sẽ có độ nhớt gần
với độ nhớt dầu nền tạo điều kiện để thu hồi tái sử dụng, góp phần hạ
giá thành NVTL.
+ Trên thế giới đã có nhi ều giếng thực hiện NVTL bằng chất

lỏng gốc nước không thành công người ta chuyển sang dùng chất
lỏng NVTL gốc dầu và đã đạt được thành công tốt. Điển hình là
trường hợp ở mỏ dầu Bakhilov, Bắc Khokhriakov thuộc Tây Xiberia
(Liên bang Nga). Mỏ được phát hiện năm 1983. Tầng chứa là cát kết,
tầng chắn là sét kết và agrilit, độ rỗng 14 ÷ 18 %, độ thấm 0,5 ÷ 1,5
-9-


mD. Độ bão hòa nước ban đầu trung bình là 12 %. Mỏ đưa vào khai
thác năm 1987, bắt đầu bơm ép nước năm 1988. Sản lượng dầu khai
thác được cao nhất vào các năm 1991, 1992, sau đó sụt giảm nhanh
xuống 50 %. Người ta đã tiến hành NVTL bằng chất lỏng NVTL gốc
nước. Tuy có tăng độ thấm nhưng qua phân tích, đánh giá nhận thấy
cần tăng chiều dài khe nứt với việc xem xét lại chất lỏng NVTL.
Người ta đã ti ến hành NVTL trên 23 giếng khoan bằng chất lỏng
NVTL gốc dầu và thay cho chất lỏng NVTL gốc nước và kết quả đạt
được đã vư ợt quá sự mong đợi: hầu hết các giếng đạt lưu lượng 70
m
3
/ngày (440 bopd), tăng hơn 10 lần so với NVTL bằng chất lỏng
NVTL gốc nước.
Chương 4
NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN & CHẾ TẠO CHẤT LỎNG NỨT
VỈA THỦY LỰC HỢP LÝ CHO CÔNG TÁC NỨT VỈA THỦY
LỰC CÁC GIẾNG DẦU KHÍ TẠI MVHN
4.1 Cơ sở khoa học chế tạo chất tạo gel
Chất tạo gel là hợp chất liên kết của muối nhôm và este photphat
(được minh họa ở hình 4.1) là một muối nhôm thế không hoàn toàn
của dieste octo photphat và một lượng nhỏ poliamin.

Hình 4.1: Chất tạo gel là hợp chất liên kết
của muối nhôm và este photphat
Alkyl axit octo photphat là sản phẩm của phản ứng của các rượu
béo với pentoxit photphoric (P205) theo phản ứng sau:


-10-


Ở đây R là gốc alkyl có C1 đến C5 và ROH là rượu no alkanol C1
đến C5 hoặc hỗn hợp của chúng; R' là gốc alkyl hoặc alkenyl C6 đến
C22, và R'OH là rượu no alkanol hoặc alkenol hoặc hỗn hợp của
chúng.
Hỗn hợp alkyl axit octophotphat có chứa ba nhóm chức axit đặc
trưng bởi công thức sau đây H
3
[alkyl octophotphat]
2
. Cấu tạo này
có tính axit nên cần 3 đương lượng kiềm để trung hòa.
Phản ứng tạo muối nhôm được thực hiện bằng cách trộn Al(OH)
3

với alkyl axit octophotphat, phản ứng xảy ra hoàn toàn ở nhiệt độ

38
0
C-121
0
C. Quá trình này có thể diễn ra không cần có mặt của dung
môi pha loãng. Các dung môi như kerosen, điezen, hydrocacbon
vòng thơm hoặc naphta có thể sử dụng nhằm điều hòa tốc độ phản
ứng.
Muối nhôm thế một phần tạo ra do quá trình thế nhôm không
hoàn toàn được biểu điễn bằng công thức sau:
H
(3-3x)
Al
x
[alkyl octophotphat]
2

Ở đây x nằm trong khoảng từ 0,2 đến 0,7 được xác định bởi lượng
hợp chất kiềm nhôm sử dụng trong quá trình điều chế. Tỷ lệ của P và
Al trong muối này dao động từ 10/1 đến 2,86/1, hợp chất phức này
chưa thể tạo gel hay làm đặc ngay khi hòa tan hoặc phân tán vào dầu
hydrocacbon. Để tạo gel ta cần phải trung hòa axit.
Sử dụng poliamin có chứa 2 hoặc nhiều nhóm amin để trung hòa
lượng axit. Các poliamin mạch thẳng (gồm etylen diamin và dietylen
triamin, trietylen tetramin, tetraetylen pentamin), propylen diamin,
polyamin vòng thơm (phenylen diamin, metylen dianilin) cũng đư ợc
sử dụng để trung hòa axit.
4.2 Thí nghiệm điều chế chất tạo gel hydrocacbon
Chất tạo gel là muối nhôm dialkyl axit octophotphot được tiến
hành theo phương pháp:

Phương pháp 1:
Alkyl axit octophotphat được chế tạo như sau:
- Cho 112 g P
2
O
5
vào bình phản ứng;
- Thêm 74,7 gam rượu n-butanol vào đến khi phản ứng hoàn toàn;
- 299,3 gam (1,7 mol) rượu n-dodecanol được cho vào bình phản
ứng trong khi khuấy (có thể sử dụng hỗn hợp rượu no n-alkanol có
số nguyên tử C từ C12 ÷ C22 ). Hỗn hợp phản ứng được gia nhiệt từ
từ đến khi xuất hiện dòng hồi lưu và khuấy đều cho đến khi lượng
P
2
O
5
phản ứng hết. Lấy hỗn hợp alkyl axit octophotphat vừa được
-11-


chế tạo cho phản ứng với 25,8 gam hydroxit nhôm (chiếm 42 % theo
số tỷ lượng). Khuấy trộn đều hỗn hợp và gia nhiệt đến 1100C trong
khoảng thời gian 1 giờ. Chất tạo ra sau phản ứng này là muối nhôm
thế không hoàn toàn (được ký hiệu là AlDo).
Phương pháp 2:
- Cho 53,8 gam P
2
O
5
vào bình phản ứng;

- Rót 29,3 gam n- butanol vào bình phản ứng và khuấy đều đến
khi phản ứng hết.
- Tiếp tục đổ 102 gam rượu n-octanol vào bình phản ứng và
khuấy đều trong 1 giờ đến khi P
2
O
5
phản ứng hết.
- Lấy 100 gam của chất tạo thành sau phản ứng sau đó cho phản
ứng với 9,76 gam Al(OH)
3
, khuấy đều và tăng nhiệt độ lên 110
0
C
trong 1 giờ cho bay hết hơi nước.
- Chất tạo gel tan trong dầu là muối nhôm được thế một phần
của các rượu n-butanol, n-octanol với axit octophotphoric được ký
hiệu AlOc.
Sản phẩm thu được là sản phẩm liên kết giữa muối nhôm và este
của axit photphot là một chất lỏng nhớt được làm nguội rồi cho phân
tán vào dầu điezen (hay các sản phẩm dầu và dầu tổng hợp ) với
nồng độ tối đa 2 %.
4.3 Thí nghiệm tạo gel để tạo gel cho hydrocacbon lỏng
Gel được điều chế theo các phương pháp 1 và 2 được sử dụng để
tạo gel cho các loại dầu hydrocacbon tiến hành theo quy trình thí
nghiệm và kết quả như bảng 4.1
Bảng 4.1: Thí nghiệm tạo gel hydrocacbon
Mẫu
N
o

Thành phần
Loại
amin
Số
lượng
Kết
quả tạo
gel
1
250ml dầu + 2 g AlDo (0,8%)
TEPA
0,3 ml
gel
2
250ml dầu + 2 g AlDo (0,8%)
TETA
0,25 ml
gel
3 250ml dầu + 2 g AlDo (0,8%)
MDA
PDA
0,75 ml gel
4
250ml dầu + 2 g AlOc (0,8%)
TETA
0,4 ml
gel
5 250ml dầu + 2 g AlOc (0,8%)
MDA

PDA
0,83 ml gel
6
250ml dầu + 2 g AlOc (0,8%)
TEPA
0,6 ml
gel
-12-


Ghi chú: TEPA = Tetraethylen pentamin; TETA = triethylen
tetramin; MDA = Methylen diamin; PDA = m- phenylen diamin
4.3.1. Thí nghiệm khả năng tạo gel của muối nhôm với các hợp
chất amin khác
- Hòa tan 2 gam muối nhôm AlDo trong 250 ml dầu điezen,
khuấy với tốc độ cao. Sau đó thêm 0,2, 0,4, 0,6, 0,8 ml TEA-
Trietylamin vào dung dịch, ta thấy dung dịch không có biểu hiện bị
đặc (có độ nhớt). Điều này chứng tỏ rằng monoamin không có tác
dụng làm đặc (tạo nhớt) như các poliamin ở các thí nghiệm trên
(bảng 4.1). Như vậy gel chỉ được tạo thành với poliamin.
4.3.2. Thí nghiệm bọc hạt chèn bằng epoxy
Quá trình tạo gel hydrocacbon kết hợp với việc bọc hạt chèn bằng
epoxy như sau:
- Muối nhôm AlDo + điezen (hoặc AlOc + điezen) + poliamin
kiềm mạnh (TEPA) lượng đủ để trung hòa tạo gel + epoxy (hòa tan
trong etyl axetat) + amin thơm (m-phenylene diamin) với lượng vừa
đủ (tác nhân đóng rắn nhựa epoxy).
- Muối nhôm AlDo + điezen (hoặc AlOc + điezen) + NaOH
30%+ epoxy (hòa tan trong etyl axetat) + amin thơm (m -phenylene
diamin) với lượng vừa đủ (tác nhân đóng rắn nhựa epoxy).

Tóm lại thành phần của gel hydrocacbon gồm chất lỏng
hydrocacbon, muối nhôm thế từng phần của alkyl axit octophotphat
và một lượng poliamin để trung hòa và giữ đặc tính gel với sự có mặt
nhựa epoxy và diamin thơm.
4.4 Các đặc tính cơ bản của chất lỏng nứt vỉa gel hydrocacbon
4.4.1. Đặc tính của dầu nền
Dầu nền sử dụng không gây độc hại và có hàm lượng
hydrocacbon thấp, độ nhớt động học thấp nhiệt độ bắt cháy lớn hơn
67
0
C (152
0
F). Nhiệt độ chảy dẻo phải thấp hơn nhiệt độ môi trường
để dễ bơm đẩy, điểm anilin 65
0
C để làm giảm sự phá hủy các chi tiết
được chế tạo bằng cao su.
4.4.2. Đặc tính của gel hydrocacbon
4.4.2.1. Tính chất của chất tạo gel AlDo
Chất tạo gel dầu AlDo có thể được sử dụng cho hệ chất lỏng
NVTL làm việc ở nhiệt độ cao hơn 149
0
C. Tính chất điển hình như
sau:
- Trạng thái: chất lỏng nhớt
- Tỷ trọng ở 16
0
C: 0,98 - 1,03
-13-

- Nhiệt độ đông đặc: -10
0
C
- Nhiệt độ bắt cháy: lớn hơn 88
0
C
- pH: nhỏ hơn 2
- Độ hòa tan trong nước: không hòa tan
- AlDo được sử dụng cho hệ chất lỏng chịu nhiệt độ cao với các
loại dầu thô, dầu hỏa, diesel hoặc các dầu tổng hợp.
Khi pha vào trong hệ chất lỏng nứt vỉa có thể làm giảm ma sát lên
đến 60 % so với dầu thô không có chất tạo gel, do đó làm giảm áp
lực bề mặt và yêu cầu về năng lượng trong khi nứt vỉa. Đối với hệ
chất lỏng NVTL có AlDo không cần thiết thêm hóa chất phụ gia làm
giảm ma sát.
AlDo được cho trực tiếp vào bể khuấy ở nồng độ từ 6 ÷ 16 % thể
tích để tạo ra một hệ chất lỏng gel độ nhớt cao với những đặc tính
giảm ma sát tốt. Hàm lượng AlDo nhất định phụ thuộc vào yêu cầu
độ nhớt của chất lỏng và các điều kiện nhiệt độ.
Thí nghiệm khảo sát sa lắng của hạt chèn với độ nhớt của chất
lỏng được tạo gel bởi AlDo. Tốc độ sa lắng của cát chèn cỡ 20 ÷ 40
mắt lưới (mesh) ở nhiệt độ 25
0
C trong dầu điezen có nồng độ 0,8 %
gel AlDo trong dầu điezen (hình 4.2).

Hình 4.2: Biểu đồ tốc độ sa lắng hạt chèn 20/40 trong dầu điezen tạo
gel với 0,8% AlDo (trục hoành quy về thang logarit)

Phần thể tích
của hạt chèn
Phần thể tích của hạt chèn
-14-


4.4.2.2. Thay đổi độ nhớt của dầu điezen tạo gel với chất tạo gel
AlDo
Thay đổi độ nhớt của dầu điezen tạo gel với chất tạo gel AlDo ở
68
0
C, ở các nồng độ khác, tốc độ quay của máy đo độ nhớt FANN
35A ở 170
s-1
được xác định ở bảng 4.2.
Bảng 4.2: Độ nhớt của dầu điezen tạo gel
với chất tạo gel AlDo ở 25
0
C
Thời gian
(phút)
Độ nhớt (cPs)
0,4 %
0,5 %
0,6 %
30
210
280
365

60
212
285
371
90
213
287
377
120
215
289
379
150
217
290
383
180
218
290
385
210
218
290
387
240
217
291
389
270
216

291
391
300
217
291
393
4.5 Nghiên cứu phá gel của chất lỏng NVTL gốc dầu
Việc phá vỡ cấu trúc gel nhằm làm sạch khe nứt, cho phép tăng
độ rỗng và độ thấm của vỉa. Chất phá vỡ cấu trúc gel, làm giảm độ
nhớt sau khi chất lỏng nứt vỉa thực hiện nứt vỉa và đưa vật liệu chèn
vào không gian của khe nứt mới hình thành. Chất phá gel cần có tác
dụng trong khoảng thời gian phù hợp để giếng không bị dừng khai
thác trong thời gian quá lâu do tốc độ phá gel diễn ra chậm. Ngược
-15-


lại, không thể phá gel quá nhanh trong quá trình thực hiện nứt vỉa, vì
điều này sẽ làm mất tác dụng đưa hạt chèn vào khe nứt.
Các chất tạo gel sử dụng trong chất lỏng nứt vỉa gốc dầu là các
muối nhôm của este alkyl octophotphat tạo ra độ nhớt cao và bị giảm
độ nhớt dưới tác động của các tác nhân badơ hoặc axit. Khi hàm
lượng chất badơ hoặc axit trong chất lỏng nứt vỉa dư, cấu trúc gel bị
phá hủy và độ nhớt của chất lỏng nứt vỉa sẽ giảm xuống. Độ nhớt của
gel hydrocacbon sau khi phá gel cần giảm dưới mức 15 cPs.
Chất phá gel (bazơ) thể rắn được cho vào chất lỏng nứt vỉa cùng
thời điểm với chất tạo gel. Nó không có tác dụng phá vỡ gel ngay lập
tức do hàm lượng nước trong chất lỏng nứt vỉa rất ít. Theo thời gian,
hàm lượng nước xâm nhập vào chất lỏng nứt vỉa gốc dầu tăng dần,
các chất bazơ bị hòa tan. Khi hàm lượng nước tăng đến mức độ nhất
định (khoảng 1000 ppm), chất bazơ sẽ bắt đầu có tác dụng phá gel

của chất tạo gel. Nếu độ thải nước của gel dầu lớn, gel bị phá nhanh
hơn, dẫn đến cường độ gel không bảo đảm mang hạt chèn. Ngoài ra,
nhiệt độ cũng là một yếu tố ảnh hưởng lên phản ứng hóa học của quá
trình phá gel. Trong đi ều kiện nhiệt độ vùng lân cận đáy giếng, chất
phá gel cần có tác dụng trong thời gian từ 20 đến 24 giờ tính từ khi
bắt đầu bơm ép chất lỏng NVTL.
4.5.1. Kết quả thí nghiệm phá gel của chất lỏng NVTL gốc dầu
Mục đích nghiên cứu là đề ra phương pháp phá gel, giảm độ nhớt
của chất lỏng NVTL gốc dầu ở điều kiện nhiệt độ tầng chứa trong
khoảng 72
0
C đến 150
0
C bằng một lượng thích hợp chất phá gel là
hỗn hợp của các chất Ca(OH)
2
và NaHCO
3
. Hàm lượng chất phá gel
được lựa chọn có nổng độ trong khoảng từ 1,17 kg/m
3
đến 8,2 kg/m
3

của chất lỏng NVTL gốc dầu (trong thực tế người ta thường sử dụng
nồng độ trong khoảng từ 2,34 kg/m
3
đến 4,7 kg/m
3
).

Độ nhớt ban đầu của chất lỏng NVTL khi có chất tạo gel ở các thí
nghiệm có giá trị từ 93 ÷ 150 cPs và được duy trì không đ ổi trong
khoảng thời gian từ 1 đến 6 giờ. Các thí nghiệm được thực hiện ở
nhiệt độ từ 72 ÷ 150
0
C, độ nhớt được đo trên máy FANN 35A ở tốc
độ 100 vòng/phút. Tất cả các số đọc độ nhớt cuối cùng được thực
hiện ở nhiệt độ quy chuẩn là 49
0
C. Dưới đây tóm tắt các kết quả thí
nghiệm thu được (bảng 4.3).

-16-


Bảng 4.3: So sánh độ thải nước trước và sau khi xử lý phá gel
Ca(OH)
2
và NaHCO
3
: 60/40
Thời gian (phút)
Trước xử lý (ml)
Sau xử lý (ml)
% giảm
1
27
5
81
4

42
6
86
9
52
7
87
16
59
8
86
25
64
9
86
4.5.2. Thí nghiệm ảnh hưởng của nước đến quá trình phá gel
Thí nghiệm được thực hiện ở nhiệt độ 105
0
C, độ nhớt được đo
trên máy FANN 35 ở tốc độ 100 vòng/phút. Kết quả thí nghiệm được
trình bày ở trong bảng 4.4.
Bảng 4.4: Ảnh hưởng của nước đến quá trình phá gel
Nước
%
Mẫu
Nồng độ
chất phá
gel
(g/lít)
Độ nhớt

ban đầu
(cPs)
Độ nhớt (cPs)
1
giờ
4
giờ
6
giờ
20
giờ
0,00
Trắng
0
99
96
87
84
60
0,00
A
1,20
99
87
81
72
60
0,00
A
2,40

96
81
75
69
54
0,00
A
3,60
93
81
75
66
36
0,00
A
4,80
90
78
69
54
21
0,00
B
1,20
102
87
78
75
54
0,00

B
2,40
102
78
66
63
21
0,00
B
3,60
96
66
51
36
9
0,00
B
4,80
90
63
42
24
6
0,00
B
6,00
90
51
24
12

6
0,05
Trắng
0
102
96
90
84
63
0,05
A
1,20
90
75
69
66
39
0,05
A
2,40
84
72
60
42
18
0,05
A
3,60
84
63

36
15
6
0,05
A
4,80
84
60
24
9
6
0,05
B
1,20
90
81
63
57
36
0,05
B
2,40
87
66
48
24
9
0,05
B
3,60

81
48
18
6
6
0,05
B
4,80
57
36
9
6
6
-17-



Nồng độ của chất tạo gel trong các thí nghiệm dao động từ
1,25 % đến 2,5%.
Mẫu A: Hỗn hợp 20/80 (% khối lượng) của Ca(OH)
2
và NaHCO
3

Mẫu B: Hỗn hợp 60/40 (% khối lượng) của Ca(OH)
2
và NaHCO
3

Kết quả thí nghiệm ở bảng trên cho thấy:

Khi không có nước, chất B phá gel ở nồng độ 3,6 g/l trong thời
gian 20 giờ, ở nồng độ 4,8 g/l phá gel sau thời gian 6 giờ.
Khi có 0,05 % nước trong chất lỏng NVTL chất phá gel A bắt đầu
phá gel sau 6 giờ. Ở nồng độ 3,6 g/l. Chất phá gel B bắt đầu phá gel
sau 20 giờ ở nồng độ 2,4 g/l. Ở nồng độ 3,6 g/l và 4,8 g/l, gel bị phá
trong thời gian ngắn hơn từ sau 4 giờ. Chất phá gel B phá gel ở nồng
độ 3,6 g/l và 4,8 g/l sau 20 giờ. Ở nồng độ lớn 6 g/l gel bị phá hủy
sau thời gian sau 6 giờ.
4.5.3. Nghiên cứu ảnh hưởng của thành phần Ca(OH)
2
đến độ
nhớt của gel hydrocacbon
Bảng 4.5: Thí nghiệm phá gel của chất lỏng NVTL gốc dầu ở 105
0
C
bằng hồn hợp Ca(OH)
2
và NaHCO
3
có các tỷ lệ khác nhau: B 60/40;
C 30/70; D 50/50
Mẫu
Nồng độ
chất phá
gel
(g/lít)
Độ nhớt
ban đầu
(cPs)
Sau

2h
(cPs)
Sau
4h
(cPs)
Sau
6h
(cPs)
Sau
20h
(cPs)
1
2
3
4
5
6
7
Mẫu trắng
0
72
84
75
72
60
Mẫu trắng
0
99
96
87

84
60
Mẫu C
1,20
96
78
75
72
60
Mẫu C
2,40
96
75
72
60
15
Mẫu C
3,60
90
72
57
33
6
Mẫu C
4,80
84
66
33
12
6

Mẫu B
1,20
63
78
75
69
30
Mẫu B
1,20
102
87
78
75
54
Mẫu B
2,40
60
75
57
33
6
Mẫu B
2,40
102
78
66
63
21
Mẫu B
3,60

60
60
30
6
6
Mẫu B
3,60
96
66
51
36
9
-18-


1
2
3
4
5
6
7
Mẫu B
4,80
84
39
6
6
6
Mẫu B

4,80
90
63
42
24
6
Mẫu B
6,00
90
51
24
12
6
Mẫu D
1,20
63
78
72
57
9
Mẫu D
2,40
60
72
36
9
6
Mẫu D
3,60
60

9
6
6
6
Mẫu D
4,80
84
6
6
6
6
Nồng độ chất tạo gel AlDo trong các thí nghiệm trên dao động từ
1,25 % đến 2,5 %.
4.5.4. Nghiên cứu ảnh hưởng của nhiệt độ tới khá năng phá gel
Bảng 4.6: Thí nghiệm phá gel của chất phá gel B ở 72
0
C
Nồng độ chất
phá gel (g/l)
Độ nhớt ban
đầu (cPs)
Độ nhớt (cPs) sau
2 giờ 4 giờ 6 giờ 20 giờ
2,40
93
75
72
63
27
3,60

84
66
57
51
9
4,80
81
57
45
45
6
6,00
75
48
42
36
6
Nồng độ chất tạo gel AlDo trong các thí nghiệm trên là 1,25 %.

Hình 4.3: Thay đổi độ nhớt của mẫu phá gel B ở 72
0
C theo thời gian

Bảng 4.7: Thí nghiệm phá gel của mẫu phá gel B ở 105
0
C
-19-


Nồng độ hỗn

hợp chất
phá gel
(g/lít)
Độ nhớt
ban đầu
(cPs)
Độ nhớt (cPs) sau
2 giờ 4 giờ 6 giờ 20 giờ
0
150
135
129
111
90
1,20
150
144
108
99
81
2,40
147
93
99
87
60
2,40
141
87
90

87
54
3,60
138
84
87
81
30
3,60
132
84
90
87
42
4,80
123
78
72
72
12
4,80
126
84
84
78
24
6,00
105
72
66

54
9
6,00
120
63
60
48
12
7,20
90
60
48
36
9
7,20
114
63
57
39
9
Nồng độ chất tạo gel AlDo trong các thí nghiệm trên là 2,5 %.
Gel đo trên máy FANN 35A ở tốc độ 100 vòng/phút
Bảng 4.8: Thí nghiệm ảnh hưởng nhiệt độ ở 150
0
C lên chất
phá gel B
Nồng độ hỗn
hợp chất phá
gel (g/lít)
Độ nhớt ban

đầu (cPs)
Độ nhớt (cPs) sau
2 giờ 4 giờ 6 giờ 20 giờ
0
141
132
120
117
78
0
135
135
126
111
96
0,60
141
120
114
111
78
1,20
141
120
114
111
78
1,20
138
118

102
93
78
1,80
144
115
96
90
63
2,40
135
48
6
6
6
2,40
150
112
93
84
39
3,60
135
6
6
6
6
4,80
135
6

6
6
6
Gel đo trên máy FANN 35A ở tốc độ 100 vòng/phút

-20-



Hình 4.4: Sự thay đổi độ nhớt theo thời gian
của mẫu phá gel B ở 150
0
C
Nhận xét:
- Qua các bảng 4.6, 4.7, 4.8 ta nhận thấy nhiệt độ có ảnh hưởng
đến tốc độ phá gel.
- Ở bảng 4.6 độ nhớt ban đầu của gel hydrocacbon nằm trong
khoảng từ 75 cPs ÷ 93 cPs thì chất phá gel B với nồng độ 3,6 g/l, 4,8
g/l và 6 g/l sẽ phá vỡ gel sau 20 giờ (độ nhớt sau 20 giờ từ 6 ÷ 9
cPs). Ở bảng 4.8 với nồng độ 3,6 g/l, 4,8 g/l thì gel bị phá hủy sau 2
giờ.
4.5.5. Thí nghiệm phá gel của Ca(OH)
2

Bảng 4.9: Thí nghiệm phá gel của Ca(OH)
2
Nồng độ hỗn
hợp chất phá
gel, (g/lít)
Độ nhớt ban

đầu, (cPs)
Độ nhớt (cPs) sau
2 giờ 4 giờ 6 giờ 20 giờ
0
99
102
99
93
75
1,00
102
96
93
90
75
1,44
96
96
90
90
45
1,92
93
93
87
84
9
2,40
93
69

51
33
9
Nồng độ chất tạo gel AlDo trong các thí nghiệm trên là 1,25 %.
Nhiệt độ phá gel ở nhiệt độ 72
o
C. Kết quả thu được ở bảng 10 cho
Nồng độ chất phá gel
-21-


thấy, khi sử dụng chỉ một mình Ca(OH)
2
, kết quả phá gel nhanh nhất
trong thời gian 20 giờ với nồng độ thấp hơn từ 1,92 g/l và 2,4 g/l.
Kết luận:
Qua kết quả nghiên cứu phá gel của chất lỏng NVTL gốc dầu
chứa chất tạo gel (muối nhôm butyl dodecyl axit octophotphat) và
cát chèn ta rút ra một số kết luận sau:
- Công thức 2: chứa 20 % Ca(OH)
2
, 80% NaHCO
3
ở dạng bột
mịn có thể được sử dụng trong chất lỏng NVTL gốc dầu
- Nhiệt độ và tỷ lệ thành phần Ca(OH)
2
trong hỗn hợp chất phá
gel có ảnh hưởng đến tốc độ và khả năng phá gel. Ca(OH)
2

có khả
năng phá gel nhanh nhất với nồng độ thấp hơn từ 1,92 g/l và 2,4 g/l
trong thời gian 20 giờ.
4.6 Nghiên cứu ảnh hưởng của chất lỏng NVTL đã đ ề xuất (gel
hydrocacbon) lên đất đá thành tạo các giếng khoan MVHN
Phương pháp đánh giá kết quả thí nghiệm dựa trên cơ sở đánh giá
độ bảo toàn các mẫu lõi sét kết sau khi cho mẫu tiếp xúc với các chất
lỏng khác nhau: chất lỏng nhũ tương dầu - nước; chất lỏng polymer
gốc nước; chất lỏng gốc dầu; nước. Tỷ lệ các hạt mẫu lõi gia công
được thu hồi sau thí nghiệm càng cao và tỷ lệ phần cỡ hạt lớn càng
lớn thì ảnh hưởng của chất lỏng lên mẫu càng nhỏ – tác động tổn hại
lên vỉa ít. Dưới đây trình bày tóm tắt các kết quả thí nghiệm thu được
Bảng 4.10: Kết quả thu hồi mẫu lõi sau khi ngâm
trong các chất lỏng khác nhau.
Cỡ hạt
gia công

Mẫu lõi thu hồi (%)
Chất lỏng
polime-nước
Nhũ tương
D/N 70/30
Nước
Chất lỏng
gốc dầu
3,5 mm
55,1
85,9
0
96

2,5 mm
58,8
94,4
0,36
97,7
1,5 mm
63,7
95
2,06
99,5
1,0 mm
65,9
95
3,76
99,5
0,5 mm 67,5 95 5,06 99,5
Tổng
68,9
95
5,06
99,5
Thí nghiệm cho thấy tỷ lệ thu hồi mẫu lõi giếng khoan MVHN
đối với chất lỏng gốc dầu là 99,5% lớn hơn so với 68,9% đối với
-22-


chất lỏng polime-nước. Phần cỡ hạt to thu được cũng nhi ều hơn
85,9% so với 55,1 %, chỉ ít hơn dầu đạt 96 %. Trong khi đó, đối với
nước là 0%.
Kết quả thí nghiệm cho thấy việc lựa chọn chất lỏng NVTL gốc

dầu để tiến hành công tác NVTL cho các giếng khoan khai thác khí
ở MVHN có tính tương hợp cao đối với đất đá và lưu thể vỉa chứa.
4.7 Quy trình bơm chất lỏng NVTL gốc dầu
- Trộn và bơm cho công đoạn Mini frac: phân tích các số liệu và
tính toán lại cho quá trình bơm chính thức dựa vào các thông số thực
tế thu được trong quá trình minifrac.
- Bơm hỗn hợp dung dịch cho công đoạn NVTL chính (main frac)
+ Bơm dung dịch gốc dầu (Pre-Pad): bơm dầu nền, không có
hạt chèn xuống giếng có tác dụng làm hạ nhiệt của vỉa
+ Bơm dung dịch (Pad): tiếp tục bơm dung dịch không có hạt
chèn
+ Bơm dung dịch vữa (Slurry): Tiếp tục bơm dung dịch và hạt
chèn theo từng giai đoạn từ nhỏ đến lớn.
+ Rửa giếng và gọi dòng (Flush): khi độ nhớt giảm xuống dưới
15 cPs thì tiến hành rửa giếng và gọi dòng.
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
Kết luận
1. Nghiên cứu đặc điểm địa chất và thành phần thạch học của đá
chứa và đá chắn các giếng khai thác khí thuộc MVHN cho thấy cấu
trúc địa tầng đại diện (D14-SLT) của tầng chứa là cát kết có xi măng
gắn kết là sét. Tầng chứa là cát kết chặt sít Mioxen dưới, Oligoxen có
độ rỗng và độ thấm thấp. Tầng chắn sét kết và tầng chứa cát kết
mỏng đan xen nhau, khả năng trương nở và khuyếch tán của khoáng
sét nhậy cảm với nước vào tầng chứa cát kết là rất lớn, làm giảm độ
thấm của vỉa. Từ đặc điểm đó, với lý thuyết và thực tế thế giới đã xử
lý thành công thì phương pháp NVTL các giếng khoan thuộc MVHN
là phương pháp có hiệu quả để để tăng lưu lượng khí.
2. Lựa chọn chất lỏng NVTL gốc dầu thay thế cho chất lỏng NVTL
gốc nước để NVTL các giếng khoan khí thuộc MVHN là hợp lý, có
cơ sở khoa học và thực tiễn.

3. Đã nghiên cứu đề xuất chất lỏng NVTL gốc dầu (điezen) với tác
nhân gel hóa là muối nhôm của alkyl axit octophotphat, gồm các
thành phần:
-23-


- Chất tạo gel AlDo (sản phẩm của quá trình tạo gel theo phương
pháp 1 ở mục 4.4): 1,25 đến 2 %.
- Chất tạo liên kết - hỗn hợp của metylen + m-phenylene diamin:
0,3 % đến 0,5 %.
- Hỗn hợp chất phá gel Ca(OH)
2
, NaHCO
3
2,3 - 4,7 kg/m
3
.
- Tỷ lệ P/Al (photpho/nhôm) tối ưu trong muối nhôm thu được nằm
trong khoảng từ 2,86/1 đến khoảng 10/1.
Chất lỏng NVTL gốc dầu đề xuất dễ dàng pha chế từ các nguyên
liệu sẵn có trong nước và có thể thu hồi để tái sử dụng.
4. Trong thành phần của gel hydrocacbon đề xuất có bổ sung nhựa
epoxy và lượng diamin thơm để đóng rắn nhựa epoxy. Quá trình
đóng rắn nhựa epoxy bao bọc các hạt cát và tạo nút cát có độ rỗng
tốt, liên kết với thành tạo trong không gian các khe nứt vừa hình
thành sẽ đảm bảo không ảnh hưởng đến độ thấm.
5. Chất lỏng NVTL gốc dầu (gel hydrocacbon) đề xuất có độ nhớt
đủ để vận chuyển hạt chèn và giữ hạt chèn ở trạng thái lơ lửng, tổn
thất áp suất do ma sát trên các đường ống thấp do đặc tính kém ma
sát nhờ sử dụng dung dịch dầu, tương hợp với đất đá của vỉa chứa và

không ảnh hưởng đến tính chất colectơ của vỉa.
Đã nghiên cứu phá vỡ gel trong phòng thí nghiệm bằng hỗn hợp
20 % Ca(OH)
2
, 80 % NaHCO
3
. Nhiệt độ và tỷ lệ thành phần
Ca(OH)
2
trong hỗn hợp chất phá gel có ảnh hưởng đến tốc độ và khả
năng phá gel. Ca(OH)
2
có khả năng phá gel nhanh nhất với nồng độ
thấp hơn từ 1,92 g/l và 2,4 g/l trong thời gian 20 giờ. Nồng độ tối ưu
của hỗn hợp phá gel từ 2,34 kg/m
3
đến 4,7 kg/m
3
của chất lỏng
NVTL.
Kiến nghị
1. Đây là đề tài xuất phát từ thực tế nhưng nội dung nghiên cứu chưa
được kiểm chứng qua thực tiễn, do vậy nên rất cần được tiếp tục
nghiên cứu, thử nghiệm cho một giếng khí cụ thể của MVHN.
2. Nếu kết quả thực nghiệm thành công thì đ ề nghị cho khoan thêm
5 giếng ở mỏ D14-STL để thực hiện NVTL nhằm tăng sản lượng khí
đáp ứng nhu cầu cho các KCN địa phương.