Nghiên cứu xử lý vùng cận đáy giếng sâu vào vỉa ở tầng móng mỏ bạch hổ

1

LỜI NÓI ĐẦU
Trong nền công nghiệp Dầu Khí hiện nay, việc bảo vệ và sử dụng có hiệu quả nguồn
tài nguyên dầu khí là một vấn đề hết sức quan trọng. Trong đó việc nâng cao hệ số thu hồi
dầu ở các giếng khai thác ngày càng được chú trọng đặc biệt. Với mục đích trên, các
phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng đang được ứng dụng một cách rộng rãi để làm tăng
độ thấm của đất đá, nâng cao hiệu quả khai thác.
Dầu khí là nguồn tài nguyên không tái sinh, mặt khác mức độ tiêu thụ cho sinh hoạt
và sản xuất ngày càng tăng một cách đáng kể. Do đó, việc khai thác dầu khí một cách triệt
để đang là yêu cầu hết sức cấp thiết cho chúng ta, trong đó việc khai thác sâu vào vỉa là một
biện pháp tối ưu hiện nay. Có rất nhiều phương pháp đã được áp dụng với những điều kiện
khác nhau của từng mỏ. Trong đó, phải kể đến giải pháp sử dụng nhũ tương axit để xử lý
vùng cận đáy giếng. Riêng đối với tầng móng mỏ Bạch Hổ, với điều kiện nhiệt độ, áp suất
cao, độ lỗ rỗng nhỏ, giếng sâu thì việc xử lý bằng nhũ tương axit lại càng có tầm quan trọng
lớn. Để đáp ứng được yêu cầu xử lý sâu vào vỉa đối với điều kiện ở tầng móng mỏ Bạch Hổ
người ta đã sản xuất ra loại siêu nhũ tương axit phục vụ cho công tác xử lý cũng như gọi
dòng sản phẩm thu được hiệu quả cao.
Với tầm quan trọng và ý nghĩa của việc xử lý vùng cận đáy giếng bằng nhũ tương axit
như vậy và dựa vào sự ứng dụng rộng rãi của phương pháp này trong thực tế, nhóm sinh
viên gồm: Nguyễn Quang Chức và Nguyễn Xuân Học đã mạnh dạn nhận đề tài nghiên
cứu khoa học sinh viên: “Nghiên cứu xử lý vùng cận đáy giếng sâu vào vỉa ở tầng móng
mỏ Bạch Hổ”. Với tinh thần đam mê học tập và nghiên cứu khoa học cộng với sự chỉ bảo
tận tình của PGS.TS Hoàng Dung, sự quan tâm giúp đỡ của các thầy cô giáo trong bộ môn
cũng như các anh chị, các bạn đồng nghiệp chúng em đã hoàn thành đề tài đúng thời hạn,
đúng quy định của bộ môn cũng như nhà trường. Mặc dù chúng em đã cố gắng nỗ lực hết
mình tuy nhiên không tránh khỏi những sai sót, kính mong được sự góp ý của các thầy cô
giáo, các bạn đồng nghiệp để đề tài nghiên cứu này được hoàn thiện hơn.
Chúng em xin chân thành cảm ơn!
Hà Nội, ngày 20/3/2011
Sinh viên thực hiện:

Nguyễn Quang Chức
Nguyễn Xuân Học


2
I. ĐẶC ĐIỂM ĐỊA CHẤT VÙNG MỎ BẠCH HỔ
I.1. Đặc điểm địa chất và các đối tượng khai thác chính mỏ Bạch Hổ
Để có cơ sở chọn giải pháp xử lý thích hợp và nghiên cứu cơ chế tác dụng hóa phẩm
với đất đá khi xử lý vùng cận đáy giếng ta phải tìm hiểu kỹ đặc điểm địa chất của vùng mỏ.
Mỏ Bạch Hổ nằm trong khu vực bồn trũng Cửu Long thuộc thềm sunda (là thềm lớn
nhất ở ven phía Tây Thái Bình Dương). Sự hình thành cấu trúc hiện tại của thềm sunda gắn
liền với 3 chu kì tạo địa hào rifte, bắt đầu từ creta muộn.
Chu kì thứ nhất (Paleoxen muộn): Là sự mở rộng bồn tây nam trong đó có thềm lục
địa Việt Nam.
Chu kì thứ hai: Là quá trình hình thành địa hào rifte (Alioxen muộn) gắn liền với sự
tạo thành vũng địa hào rifte ven biển, điều kiện kiến tạo hoạt động mạnh hơn, tốc độ đạt
cực đại vào thời kì Oligoxen sớm.
Chu kì thứ ba(Mioxen đệ tứ): Đặc trưng bởi sự sụt kín của thềm biển và sự hình thành
của bể trầm tích lớn nằm xen kẽ với các đới nâng có móng tiền kainozoi.
Hoạt động macma chính xuất hiện vào thời kì kainozoi muộn có tác dụng nhất định
đến cấu trúc kiến tạo chung của thềm lục địa việt nam. Khác với các bồn trũng khác bồn
trũng cửu long bị tách biệt hẳn ra và nằm ở sườn địa khối ổn định Indochina( bán đảo đông
dương). ở phía tây nó bị tách ra khỏi bồn trũng thái lan do một đới nâng corat. ở phía nam
nó bị tách biệt với bồn trũng nam côn sơn. Chiều dài bồn trũng cửu long gần 500km, chiều
rộng gần 150km có diện tích khoảng 55000 km 2 .
Cấu tạo mỏ bạch hổ thuộc đới nâng trung tâm của bồn trũng Cửu Long. Về mặt kiến
tạo mỏ Bạch Hổ là một vòm nâng có kích thước 17x18 km 2 kéo dài theo hương Đông Bắc,
có hai vòm riêng biệt: vòm bắc và vòm nam. Cấu tạo mỏ rất phức tạp chia thành nhiều khối
do các đứt gãy ngang dọc có biên độ chiều dài giảm dần theo hướng lên trên, cấu tạo không
cân xứng. Đứt gãy lớn nhất ở rìa phía Tây có biên độ dài 1200m theo hướng móng, là phay

thuận kéo dài 32km. Ngoài ra, còn có hàng loạt phay thuận nhỏ hơn dài 2- 20km.
Mặt cắt mỏ Bạch Hổ đặc trưng bởi các trầm tích lục nguyên đệ tam và đệ tứ nằm trên
móng kết tinh có tuổi phấn trễ.
I.2. Đặc điểm thạch học
Trầm tích Mioxen và đệ tứ (điệp biển Đông) gồm đất đá bở rời, sét cát luân phiên nhau với
chiều dày 600m. Bề dày cực đại tại hố sụt trung tâm là 7km.


3
Trầm tích Mioxen gồm các lớp cát kết và sét xen kẽ. Từ Oligoxen thượng đến
Oligoxen hạ đều có các lớp cát hạt trung xen kẽ các hạt nhỏ màu nâu xám, nén chặt lẫn bột
kết màu đỏ và sét xen kẽ.
Thành phần đá móng chủ yếu là các thể xâm nhập Granitoite (Granit và Gradiorite ),
không đồng nhất về thành phần thạch học. Đá móng kết tinh được phát hiện ở độ sâu 30884440m. Đá móng phong hóa phân bố không đồng đều, không liên tục trên các cổ địa hình.
Độ nứt nẻ tăng lên đi kèm với các đới phá hủy do đứt gãy và gắn liền với chúng là các đới
dập vỡ, cà nát. Độ rỗng của khe nứt dao động từ 0,1- 0,2mm đến 2- 3cm. Theo quy luật
trong khe nứt một phần hoặc hoàn toàn bị lấp đầy bởi canxi và zecolit. Nghiên cứu sự thay
đổi đổi độ rỗng cho thấy chúng giảm đi khá rõ rệt theo chiều sâu. Khả năng chứa dầu của
đá móng là do hang hốc nứt nẻ. Đại đa số mẫu lõi chỉ đại diện cho phần rắn chắc khung đá,
và thường chỉ cho giá trị độ rỗng trong khoảng một vài phần trăm. Khi tính trữ lượng, độ
rỗng được biện luận cho chiều dày chung của móng với nhứng giá trị sau: Vòm Bắc 2.515% và vòm Trung Tâm 2,4- 3,8%. Do có sự liên thông thủy lực với các tầng trên nên tồn
tại trong các khe nứt của đá móng các thành phần khoáng vật của tầng trên, tiêu biểu là
khoáng vật tha sinh thạch anh, sét, ….Các thành phần này lấp nhét các khe nứt nên làm
giảm độ thấm của đá móng. Nhiệt độ tầng móng cao khoảng 1100 C , Gradient địa nhiệt
2, 25 − 2,50 C /100m , áp suất vỉa ban đầu đạt 41,7 MPa; tầng này không có dị thường áp
suất.
II. NGHIÊN CỨU NHỮNG NGUYÊN NHÂN GÂY RA SỰ GIẢM ĐỘ THẤM CỦA
ĐẤT ĐÁ Ở VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG
1. Các yếu tố chính gây nhiễm bẩn tầng chứa ảnh hưởng đến dòng chảy của lưu thể từ
vỉa vào giếng

1.1 Các yếu tố
Trong quá trình khoan, hoàn thiện, khai thác và sửa chữa giếng, độ thấm tự nhiên của
đá chứa dầu vùng cận đáy giếng bị giảm do các yếu tố sau:
- Nhiễm bẩn bởi dung dịch sét khi khoan mở vỉa (do sự xâm nhập của các hạt sét từ
dung dịch khoan vào kênh dẫn của vỉa);
- Do sự hình thành vỏ sét trên thành giếng (tạo khối nước ngăn cách, sự trương nở của
các hạt sét, sự cản trở dòng dầu chảy từ vỉa vào giếng);


4
- Do các tạp chất cơ học lắng đọng, sự tích tụ từ nước rửa trong khi sửa chữa định kỳ
và sửa chữa lớn giếng, xâm nhập của nước vào vỉa, sự tạo thành trong không gian rỗng
những nhũ tương dầu- nước, chất kết tủa…;
- Do sự sa lắng muối vô cơ; lắng đọng parafin, hắc ín, asphaltene trong vùng cận đáy
giếng ngay sau khi khoan và sửa chữa lớn, cũng có thể xảy ra trong quá trình khai thác của
chúng.
Khi giếng bị nhiễm bẩn, kích thước của các lỗ rỗng và kênh dẫn bị thu hẹp nên tốc độ
dòng chảy trong vùng bị nhiễm bẩn giảm đáng kể. Để nhận biết sự nhiễm bẩn và được xử
lý bằng các phương pháp thích hợp, chúng ta phải biết những loại nhiễm bẩn chính có thể
xảy ra trong các giếng khai thác dầu và trong giếng bơm ép nước. Hiệu quả xử lý giếng phụ
thuộc vào mức độ loại trừ nguồn nhiễm bẩn làm hạn chế sản lượng khai thác. Thường phân
ra 7 loại nhiễm bẩn cơ bản:
- Nhũ hóa;
- Thay đổi tính thấm ướt;
- Tích tụ nước;
- Cặn gỉ;
- Các chất kết tủa hữu cơ;
- Bùn và sét;
- Các chất kết tủa hỗn hợp.
Qua khảo sát, người ta nhận thấy rằng sự nhiễm bẩn tầng chứa ở các giếng dầu

thường do các hoạt động chủ yếu sau:
1.2. Trong quá trình khoan và mở vỉa tầng sản phẩm
Đối với tầng móng mỏ Bạch Hổ, các kênh dẫn dầu khí chủ yếu là các khe nứt, nứt nẻ.
Vì vậy, trong quá trình khoan và mở vỉa sản phẩm sẽ xảy ra quá trình thấm lọc của nước từ
dung dịch khoan vào các lỗ hổng mao dẫn của vỉa tạo hệ nhũ tương dầu nước bền vững.
Chính dạng nhũ này đã làm giảm tính linh động của chất lỏng trong các lỗ rỗng nên làm
giảm khả năng khai thác và gây khó khăn trong quá trình xử lý giếng.
Do sự lắng đọng của các muối không tan do sự tương tác của các ion có trong dung
dịch khoan và trong thành hệ.
Sự xâm nhập của các pha rắn trong các hệ dung dịch có hàm lượng chất rắn cao vào
các lỗ rỗng thành hệ, đặc biệt khi khoan qua vùng xảy ra mất dung dịch cao như tầng móng.


5
Do các loại vi khuẩn khác nhau trong dung dịch pha chế gây ra các phản ứng phân
hủy làm giảm khả năng tác động của các chất polymer hay tạo lớp màng chắn bít các lỗ
rỗng mao dẫn của tầng chứa.
1.3. Do quá trình chống ống và trám xi măng
Đặc điểm của tầng móng mỏ Bạch Hổ đó là các đá Granit nứt nẻ khá bền vững cho
nên thường thì giếng nằm trong vùng này là các giếng thân trần. Chính vì vậy, sự nhiễm
bẩn đối với quá trình chống ống và trám xi măng ít gây ảnh hưởng lớn tới độ thấm của tầng
sản phẩm. Sự ảnh hưởng đó xuất phát từ quá trình chống ống và trám xi măng tầng bên trên
và gây ảnh hưởng đến tầng móng.
.1.4. Quá trình hoàn thiện giếng
Trong quá trình lắp ráp các thiết bị khai thác, độ thấm của thành hệ cũng bị giảm do
thiết bị khai thác và giếng khoan không sạch, làm việc trong điều kiện áp suất cột dung dịch
khoan lớn hơn áp suất vỉa. Thêm vào đó, do hiệu ứng ngấm lọc của dung dịch, sự xâm nhập
của hạt vụn trong dung dịch hoàn thiện giếng vào các lỗ rỗng và khe nứt thành hệ làm bít
nhét các kênh dẫn sẽ làm giảm độ thấm. Sự nhiễm bẩn càng nghiêm trong hơn nếu thời
gian tiếp xúc lâu và vỉa có độ thấm cao.

1.5. Do quá trình khai thác
Trong quá trình khai thác, tầng chứa sản phẩm có thể bị nhiễm bẩn do các nguyên
nhân sau:
- Khi khai thác với tốc độ cao và liên tục, làm áp suất vỉa giảm đột ngột gây lắng đọng
cặn bã cơ học;
- Sự di chuyển của các hạt mịn và sự di trú của sét có trong thành hệ (và có cả ở các
tầng thạch học phía trên do có sự liên thông thủy lực với tầng móng) làm bít nhét giếng lại
hoặc gần các khoảng bắn vỉa gây nên sự lấp kín bên trong các lỗ rỗng;
- Sự tạo thành hydrat và nhũ tương, sự tích tụ của các hydrocacbon nặng, muối,
parafin, sáp trong quá trình khai thác cũng gây nhiễm bẩn;
- Sự nhiễm bẩn còn có thể tạo ra bởi sự di chuyển sản phẩm, sự hình thành gỉ (những
chất rắn kết tủa) và sự rò rỉ từ ống chống trong quá trình khai thác hoặc phần lắng của dung
dịch khoan.
1.6 Nứt vỉa


6
Quá trình nứt vỉa thủy lực cũng gây nhiễm bẩn thành hệ do lưu chất nứt vỉa có thể tạo
kết tủa, chứa tạp chất nhiễm bẩn và cũng do sự thấm lọc của dung dịch dùng để nứt vỉa vào
thành hệ, các thành phần hạt vụn sinh ra sẽ đi vào không gian rỗng và các khe nứt của
thành hệ dưới tác dụng của áp suất lớn làm bít nhét giảm độ thấm của thành hệ.
.1.7 Trong quá trình xử lý axit trước
Sau khi giếng được xử lý nếu có hiệu ứng âm (độ thấm thấp hơn ban đầu) thì yếu tố
gây ra hiện tượng này có thể là do sự tạo thành kết tủa thứ cấp trong hoặc sau quá trình xử
lý giếng bằng hóa phẩm hay các cặn gỉ của sắt trong ống chống hay các thiết bị lòng giếng,
vụn vật liệu trong lòng giếng bị ăn mòn… Thành hệ có nồng độ khoáng vật sắt cao như:
khoáng

dolomit

giàu

sắt-

ankerit- (CaFeMg ).(CO3 ) 2 ,

( Mg , Al, Fe ) 12 ( Si3 Al ) 8 O20  . ( OH ) 16 , pyrit -

sét

clorit

-

FeS 2 , sidenrit - FeCO3 và giàu hàm lượng

sét cũng có thể gây nhiễm bẩn bằng hoạt động bơm ép axit. Hợp chất sắt chứa trong lắng
cặn hoặc sản phẩm ăn mòn có mặt trong cần khai thác, ống chống thường gồm: FeO,
Fe2O3 , Fe3O4 , Fe ( OH ) 3 . Hợp chất sắt cũng có thể có sẵn trong thành phần hóa phẩm pha
chế dung dịch axit. Các dạng kết tủa thứ cấp thường xảy ra trong xử lý axit vỉa cát kết là:
hydroxit sắt III - Fe ( OH ) 3 , gel silicat - Si ( OH ) 4 .nH 2O , muối florua canxi - CaF2 , muối
florua manhe - MgF2 , các muối ít tan của axit floruasilisic - H 2 SiF6 và axit floruaaluminic
- H 3 AlF6 của Na + , K + và Ca 2+ làm bít nhét không gian rỗng.
Ngoài ra, các yếu tố làm gia tăng mức độ nhiễm bẩn cũng còn do tính không tương
tác giữa axit, chất phụ gia với các khoáng vật trong thành hệ, hoặc do bởi sử dụng dung
dịch axit không thích hợp. Như kết tủa muối florua canxi và dolomit, đặc biệt khi không đủ
dung dịch đệm HCl được sử dụng để hòa tan hàm lượng của các khoáng canxi và dolomit
trong thành hệ cát kết trước khi chúng tiếp xúc với axit HF.
1.8 Sửa chữa giếng
Giếng bị nhiễm bẩn gây bởi các hoạt động sửa chữa giếng là do có các thành phần rắn

lơ lửng và polimer có trong dung dịch sửa chữa giếng có thể lấp kín các lỗ rỗng thành hệ,
làm giảm độ thấm và khả năng khai thác của vỉa. Thêm vào đó, hiệu ứng piston khi kéo thả
bộ dụng cụ sửa chữa giếng, thiết bị đo trong lòng giếng càng làm vấn đề trầm trọng hơn.


7
Ngoài ra, còn do hiện tượng thấm lọc, sự trương nở và khuếch tán của sét, các khối
nhũ và sự lắng đọng của các cặn bẩn, giếng khoan không sạch. Sự bơm các dung dịch lạnh
thỉnh thoảng gây nên sự kết tủa parafin hay asphaltene trong các thành hệ sinh dầu. vữa xi
măng còn dư trong giếng trong công việc sửa chữa ống chống (hay trong công đoạn bơm
trám xi măng khi hoàn thiện giếng) có thế gây nhiễm bẩn các khoảng bắn vỉa. Các hoạt
động dây cáp làm bong ra các gỉ sắt hay parafin trong ống khai thác cũng như trong các
mảnh vụn kim loại của ống chống và các vật liệu tạo cầu xi măng. Sự nhiễm bẩn càng
nghiêm trọng nếu hoạt động sửa chữa giếng trong điều kiện áp suất trên cân bằng và vỉa có
độ thấm cao.
Bên cạnh các nguyên nhân nhiễm bẩn do ảnh hưởng trong quá trình khoan, hoàn thiện
giếng và khai thác… Thì vùng cận đáy giếng ở mỏ Bạch Hổ còn bị nhiễm bẩn bởi các
nguyên nhân chủ yếu sau:
- Do đứt cáp trong quá trình tiến hành đo thưởng xuyên các thông số làm việc của
giếng;
- Các thiết bị bắn vỉa và dây điện sau khi xử lý giếng bằng chất nổ còn để lại trong
giếng;
- Do các thiết bị đo sâu, thiết bị khoan, thiết bị khai thác,… rơi xuống giếng (đồ tải,
cần, các chi tiết thiết bị lòng giếng, choong khoan…).
Để xử lý sự nhiễm bẩn nhằm phục hồi độ thấm của vỉa và để đạt hiệu quả tốt nhất, ta
cần phải nắm rõ bản chất của vấn đề và đề ra các phương pháp tối ưu nhất cho từng trường
hợp cụ thể. Thông qua kinh nghiệm thực tế người ta đã rút ra:


8

Bảng 1: Bảng tóm tắt các nguyên nhân gây nhiễm bẩn thành hệ
Các hoạt động Các nguyên nhân Các yếu tố làm gia Cách
gây nhiễm bẩn

gây nhiễm bẩn

khắc Cách xử lý

tăng mức độ nhiễm phục

bẩn
Trong quá trình - Do dung dịch - Vỉa có độ thấm - Dùng dung khoan

khoan ngấm vào cao.
thành hệ.

dịch

- Dung dịch khoan không

- Sự xâm nhập của gốc nước.

sạch hoàn
gây ngược.

nhiễm bẩn.

- Rửa axit.

vật thể rắn trong - Dung dịch khoan - Dùng chất mùn khoan vào vỉa.

-

Sụp

lở

có hàm lượng chất chống

thành rắn cao.

giếng khoan.

trương

Tuần

Xử

lý

axit ở áp
nở suất cao.

- Khoan trong điều sét và sự di

- Do các vụn khoan. kiện áp suất cột trú của sét.
dung dịch khoan - Kíp khoan
lớn hơn áp suất vỉa.

phải

phát

- sử dung dung dịch hiện kịp thời
sét bentonit.

và

điều

chỉnh

tỷ

trọng dung
dịch khoan
cho

phù

hợp.
Quá trình chống - Do mùn khoan và - Thành hệ có độ - Dùng chất - Bắn vỉa
ống và trám xi vữa xi măng xâm thấm cao.

phụ

gia sâu.

măng

nhập vào vỉa, lấp

chống

mất - Rửa axit,

đầy lỗ rỗng.

dung dịch.

- Do hiệu ứng thấm

- Dùng chất

lọc.

ổn

- Do sản phẩm sau

thành hệ sét.

phản ứng giữa chất
phụ gia và dung
dịch đệm.

định

ép axit.

9
Quá trình hoàn - Sự xâm nhập của - Làm việc trong - Làm việc thiện giếng

các hạt vụn trong điều kiện áp suất với
dung

dịch

hoàn cột

thiện giếng.

dung

điều hóa phẩm

dịch kiện áp suất hòa tan.

khoan lớn hơn áp dưới

- Do hiệu ứng thấm suất vỉa.
lọc của dung dịch.

cân -

bằng.

Xử

lý

axit.

- Thành hệ có độ - Làm sạch

- Sự hòa tan của các thấm cao.
xi măng gắn kết.

Dùng

tất cả các

- Thiết bị khai thác vật liệu rắn.
và

giếng

khoan - Làm sạch

không sạch.

ống

chống

và ống khai
thác

trước

khi sử dụng.
- Dùng dung
dịch

hoàn

thiện không
gây

nhiễm

bẩn.
Trong quá trình - Sự di chuyển của - Tốc độ khai thác - Điều chỉnh khai thác

các hạt mịn.

cao.

-

Condensate

gia tăng.
và - Áp suất vỉa giảm.

nước.

nhiệt.

- Sử dụng
chất chống

- Kỹ thuật chèn sỏi sự di trú của

- Sự lắng tụ muối, và khống chế cát sét.
parafin, sáp.
-

kém.

Sự

tạo

thành

hydrat

và

nhũ

tương.

lý

tỷ số nước axit. Xử lý

- Sự di trú của sét - Tỷ số nước dầu dầu.

trong thành hệ.

Xử

- Giữ giếng
sạch.
- Duy trì áp
suất
giếng

đáp
dưới

áp suất hơi
bão hòa.


10
-

Không

tăng

đột

ngột tốc độ
Trong quá trình - Các kết tủa thứ xử lý axit

cấp sau phản ứng.

Do

các các

chất

- Kết tủa sắt trong axit, chất phụ gia chất phụ gia phụ

gia

giếng khoan.

tương

sự

khai thác.
không - Hạn chế - Sử dụng

hợp

giữa dùng

với đất đá.

gây

nhiễm thích hợp.

- Vụn vật liệu trong - Do chất khuếch bẩn.
lòng giếng bị ăn tán.
mòn.
Nứt vỉa

Sửa chữa giếng

- Quá trình

- Độ thấm không khuếch

tán

đồng nhất.
- Do dung dịch nứt - Thiết kế kém.

hợp lý.
- Các hạt - Thiết kế

vỉa.

vụn

- Do các hạt vụn

lựa chọn và

sinh ra trong quá

phân

loại

trình nứt vỉa.

một

cách

chính

xác,

đưojc chính xác.

sạch sẽ.
- Do dung dịch sửa - Hoạt động trong - Công tác chữa giếng.

điều kiện dưới cân sửa

- Do các vật liệu tạo bằng.
cầu xi măng.

giếng

do cát chảy.

dưới

- Dùng dung

- Vỉa có độ thấm dịch không

- Các cặn bẩn hoặc không đồng nhất.
parafin trong ống khai thác.

chữa axit.

- Vỉa có độ thấm cân bằng.

- Do ngập nước hay cao.

Giếng

gây

nhiễm

khoan bẩn.

không sạch.

- Giữ giếng

- Các mảnh vụn - Dùng chất chống khoan sạch.
kim loại của ống ăn mòn và chất phá
chống.
- Vữa xi măng còn

nhũ.

Xử

lý


11
dư trong giếng.
2. Ý nghĩa của việc đánh giá sự nhiễm bẩn tầng chứa
Hiệu quả của quá trình xử lý vùng cận đáy giếng có ý nghĩa cực kỳ quan trọng vì nó
ảnh hưởng trực tiếp đến lưu lượng dầu khí từ các vỉa sản phẩm chảy vào giếng trong quá
trình khai thác sơ cấp hay trong khai thác thứ cấp. Vì thế, sự đánh giá nhiễm bẩn cửa tầng
chứa cho phép ra dự đoán lưu lượng khai thác ban đầu của giếng khi bắt đầu hoạt động và
xác định được loại nhiễm bẩn. Từ đó có biện pháp xử lý, khắc phục hay hạn chế các tác
nhân hư hỏng tầng sản phẩm, giúp ta đưa ra các phương án thi công từng trường hợp cụ thể
cho từng giếng để đạt được hiệu quả xử lý cao nhất.
Để đánh giá mức độ nhiễm bẩn của đất đá vùng cận đáy giếng, người ta thường khảo
sát sự thay đổi của đường đặc tính dòng vào trong quá trình khai thác và độ tổn hao áp suất
ở vùng cận đáy giếng (hay còn gọi là hiệu ứng skin).
2.1. Đánh giá sự thay đổi đường đặc tính dòng vào trong quá trình khai thác
Theo thời gian khai thác, áp suất vỉa sẽ suy giảm nên với cùng một áp suất đáy giếng
thì khả năng cho dầu của vỉa sẽ giảm dần. Đường đặc tính dòng vào hay còn gọi là đường
chỉ bảo đặc tính vỉa (inflow performance relationship – IPR) sẽ tiến gần về gốc tọa độ.
Mặt khác, lưu lượng khai thác của giếng dầu còn phụ thuộc vào khả năng nâng lưu
chất lên miệng giếng, còn đặc tính nâng của thiết bị (vertical flow perfoemance – VFP) phụ
thuộc vào tổng tổn thất áp suất do áp năng, do ma sát và do quán tính của dòng chảy. Như
vậy, tổn thất áp suất dòn chảy càng nhỏ thì khả năng nâng dầu càng cao.
Các đường đặc tính này thay đổi theo thời gian và điểm giao nhau của chúng chính là
điểm làm việc của giếng, nó xác định chế độ là khai thác của giếng.
Sau một thời gian khai thác, IPR giảm và đến một lúc nào đó hai đường IPR và VFP

sẽ không còn cắt nhau, tức là lúc đó giếng không thể khai thác được nữa. Như vậy, cần phải
xử lý vùng cận đáy giếng để khôi phục hoặc cải thiện độ thấm của đất đá vùng cận đáy
giếng nhằm làm giảm tổn thất áp suất của dòng chảy từ vỉa đến giếng.
.2.2. Đánh giá sự nhiễm bẩn thông qua ước lượng hệ số skin
Quá trình truyền áp suất trong vỉa không diễn ra đồng nhất tại mọi điểm trong vỉa vì
nó ảnh hưởng bởi sự bởi sự bất đồng nhất của thành hệ xung quanh. Phần lớn nó không bị
ảnh hưởng đến sự biến đổi áp suất trong thành giếng, ngoại trừ sự bất đồng nhất đó xảy ra
ngay ở vùng phụ cận giếng. Tuy nhiên, thường thì vùng xung quanh giếng bị xâm nhập bởi


12
dung dịch khoan và vữa xi măng… trong suốt quá trình thi công khoan, hoàn thiện, xử lý
vùng cận đáy giếng, khai thác và sửa chữa giếng. Những công tác này sẽ làm đặc tính thấm
chứa tự nhiên của đất đá vùng cận đáy giếng bị thay đổi, tạo ra một vùng xung quanh giếng
làm tăng độ tổn thất áp suất dòng chảy từ vỉa vào giếng.
Vùng vỉa xung quanh giếng bị suy giảm áp suất do tác động của các yếu tố nhiễm bẩn
thường có bán kính 3 – 5ft (0,9 – 1,5m). Tuy nhiên, vùng vỉa chịu nhiễm bẩn lớn nhất, có
vai trò then chốt nhất trong suy giảm áp suất thường được coi là không vượt quá vài inch
( thường khoảng 5 – 9cm). Nghiên cứu cho thấy, với giếng khoan được chống ống khai
thác 140m, và độ thấm vùng vỉa xung quanh giếng đồng nhất, thì ở khoảng cách 5cm cách
thành giếng, trở lực dòng chảy đã cao gấp 8 lần so với trở lực này ở khoảng cách 1m.
Hiệu ứng trên gây tổn hao áp suất ∆Pskin ở vùng cận đáy giếng và được gọi là hiệu
ứng skin.
Ta có:

∆Pskin = Pw − P 'w

trong đó: Pw - áp suất đáy giếng trong điều kiện lý tưởng (không tính đến hiệu ứng
skin).
P 'w - áp suất đáy giếng thực tế.

Hiệu ứng skin có thể được đánh gái qua trị số giảm áp ∆Pskin hoặc qua trị số không
thứ nguyên S (còn gọi là hệ số skin). Hiệu ứng skin còn bị ảnh hưởng bởi các yếu tố sau:
- Sự suy giảm độ thấm so với điều kiện tự nhiên do vỉa bị nhiễm bẩn khi khoan, hoàn
thiện giếng (giếng mới) hoặc sửa chữa giếng, dập giếng, khai thác lâu ngày (giếng cũ);
- Do đặc điểm dòng chảy vào giếng bị biến đổi: dòng chảy bị tăng tốc do tiết diện thu
hẹp, bị méo dòng do mức độ mở vỉa và số lỗ đục của ống chống khai thác bị hạn chế;
Hệ số skin s là một đại lượng quan trọng trong việc lập kế hoạch mỏ. Thường s có giá
trị từ -5 đến 20. Giá trị s càng lớn hơn 0 thì mức độ tổn hại thành hệ càng lớn và độ tổn hao
áp suất sẽ càng cao, điều đó có nghĩa là chúng cần phải có một vài phương pháp kích thích
vỉa để cải thiện tình hình này. Giá trị s < 0 khi thành hệ được kích thích, xử lý. Thường
người ta phân biệt thành ba trường hợp sau:
- Khi s > 0: Vùng cận đáy giếng bị nhiễm bẩn hoặc do mức độ mở vỉa, đặc điểm mở
vỉa hoặc do nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng ( ∆Pskin = 0 );


13
- Khi s = 0: Vùng cận đáy giếng được bảo toàn các điều kiện thấm tự nhiên ( Pskin = 0 )
;
- Khi s < 0: Vùng cận đáy giếng đã được xử lý thành công, tính thấm đã được cải
thiện tốt hơn so với điều kiện tự nhiên ( ∆Pskin < 0 ) .
III. NHỮNG PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG
Ngay từ khi bắt đầu khai thác dầu ở mỏ Bạch Hổ từ năm 1986 XNLD vietsovpetro đã
tiến hành các biện pháp xử lý giếng nhằm tăng hệ số thu hồi dầu của mỏ. Đây là nhiệm vụ
kịp thời cấp bách mà bất cứ công ty dầu khí nào đều cũng phải tiến hành. Do những năm
đầu mới khai thác áp suất các tầng chứa dầu của mỏ lớn nên các giếng khai thác dầu với
chế độ tự phun. Trong quá trình khai thác áp suất vỉa giảm, vùng cận đáy giếng bị nhiễm
bẩn do chuyển động của các chất cơ học từ bên trong vỉa đến vùng cận đáy và lắng đọng
lại. Mặt khác, khi khai thác một thời gian các giếng khai thác, bơm ép nước cần phải sửa
chữa cho phù hợp với điều kiện kỹ thuật ảnh hưởng rất lớn tới sự chuyển động chất lưu từ
vỉa vào giếng.

Hậu quả của việc nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng làm giảm không những lưu lượng
khai thác của giếng mà còn giảm đáng kể hiệu quả khai thác của vỉa do dòng chảy của chất
lưu từ vỉa đến đáy giếng rất yếu mặc dù có độ chênh áp rất lớn, cũng như giảm độ tiếp nhận
nước bơm ép của các giếng bơm ép nước để duy trì áp suất vỉa dù khi áp suất bơm ép cao.
Để khắc phục những vấn đề nêu trên với mục đích phục hồi hoặc làm tăng độ thấm
của đất đá vùng cận đáy giếng, tăng sản lượng khai thác của các giếng dầu hoặc độ tiếp
nhận nước ép của các giếng bơm ép. XNLD vietsopetro đã ứng dụng hàng loạt các giải
pháp kỹ thuật công nghệ tác động lên vùng cận đáy giếng như:
- Phương pháp xử lý cơ học
+ Nứt vỉa thủy lực;
+ Nứt vỉa axit;
+ Trái nổ;
+ Phương pháp tạo xung thủy lực- gây rung.
- Phương pháp xử lý bằng nhiệt
+ Phương pháp bơm chất mang nhiệt;
+ Đốt nóng vùng cận đáy giếng;
+ Phương pháp xử lý nhiệt hóa vùng cận đáy giếng.


14
- Phương pháp xử lý hóa học (chủ yếu là xử lý bằng axit)
+ Rửa axit;
+ Xử lý axit bình thường;
+ Xử lý axit dưới tác dụng của áp suất lớn;
+ Xử lý hóa nhiệt và xử lý nhiệt axit;
+ Xử lý hóa nhiệt;
+ Xử lý nhiệt- axit;
+ Phương pháp xử lý bằng dung dịch muối axit;
+ Phương pháp xử lý bằng axit- sét;
+ Dung dịch bọt axit;

+ Dung dịch nhũ tương axit.
Các phương pháp xử lý giếng: Cơ học, nhiệt học, hóa học dù ít hay nhiều cũng đã
mang lại những hiệu quả nhất định đối với quá trình xử lý vùng cận đáy giếng, khơi thông
dòng sản phẩm. Dù mỗi phương pháp phát huy tác dụng không giống nhau trong điều kiện
khác nhau tuy nhiên có thể khẳng định trong ba phương pháp nêu trên thì phương pháp xử
lý bằng hóa học mang lai hiệu quả lớn nhất. Đặc biệt là đối với điều kiện của mỏ Bạch Hổ
và thực tế cũng đã chứng minh điều đó.
Với đặc điểm địa chất cũng như thạch học ở tầng móng cũng như các tầng thạch học
kể trên của vùng mỏ Bạch Hổ thành phần gồm phần nhiều thạch anh ( SiO2 ) , sét và nhiệt
độ tầng móng cao hơn 1100 C . Do đó, lựa chọn phương pháp xử lý bằng nhũ tương axit là
thích hợp nhất đối với việc “xử lý vùng cận đáy giếng sâu vào vỉa ở tầng móng mỏ Bạch
Hổ”. Thực tế hiệu quả của phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng bằng nhũ tương axit ở
mỏ Bạch Hổ thể hiện ở bảng 2 :

Bảng 2: Hiệu quả kinh tế của các phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng ở mỏ
Bạch Hổ từ năm 1991 đến năm 2005
Phương

Tổng

Tỷ lệ

Tổng

Tổng số tiền

Lượng

Số tiền thu

Đánh


15
pháp xử

số lần

thành lượng dầu

lý

xử lý

công

(lần)

%

Dung

32

65,6

thu thêm

dầu thu

thêm trên

giá hiệu

thu thêm

được

thêm

một lần xử

quả

được (tấn)

(USD)

trên một

lý

kinh tế

lần xử lý

(USD/lần)

(tấn/lần)
1.367,2

290.984,4

43.750

9.311.500

dịch
axit
Nhũ

Khá
cao

174

73

1.327.200

296.815.200

7.627,6

1.705.834,5

Rất cao

axit
Bọt axit

Nứt vỉa

5
46

60
61

11.700
126.480

2.554.200
64.480

2.340
2.749,6

510.840
1.401,7

T.bình
Thấp

thủy lực
Đạn tạo

33

48,5

117.590

25.255.340

3.563,3

765.313

T.bình

tương

áp suất
phối
hợp với
xử lý
axit
IV. GIẢI PHÁP CÔNG NGHỆ XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG BẰNG NHŨ
TƯƠNG AXIT KẾT HỢP GỌI DÒNG BẰNG HÓA PHẨM DMC
- Bản chất: Khi xử lý axit, nhiệt độ vỉa ảnh hưởng tới tốc độ phản ứng dung dịch axit
với đất đá. Khi nhiệt độ từ 60 − 800 C thì cần phải sử dụng chất làm chậm phản ứng. Khi
nhiệt độ > 800 C thì phải sử dụng nhũ tương dầu axit. Ở mỏ Bạch Hổ nhiệt độ vỉa cao từ
110- 1500 C nên nhũ tương dầu- axit được sử dụng phổ biến. Nhũ tương dầu– axit bao gồm
2 pha: axit là pha phân tán, còn dầu thô hoặc sản phẩm của dầu thô (dầu diezen) là môi
trường phân tán. Nhũ tương dầu – axit được ổn định bằng các nhóm amin từ C10 − C16 hoặc
C17 − C20 .
- Phạm vi áp dụng: Được áp dụng đối với những giếng có nhiệt độ tại vỉa sản phẩm
cao từ 800 C − 1500 C .

16
- Ưu điểm: Do nhũ tương dầu – axit có độ nhớt cao do sự nhũ hóa và sự hiện diện của
dầu và có sự bao bọc của dầu xung quanh axit trong nhũ làm phản ứng ít có cơ hội xảy ra
so với các axit bình thường. Vì thế nhũ tương dầu- axit có thể đi sâu vào trong vỉa, từ đó
làm tăng hiệu quả xử lý ngắn nhất và đối với những giếng có nhiệt độ vỉa cao và đối tượng
xử lý có những tập vỉa với những độ thấm khác nhau. Để xử lý một cách hiệu quả hơn ngày
nay người ta còn chế tạo ra một loại siêu nhũ tương có thành phần độ hạt siêu nhỏ nên có
khả năng đi sâu vào vỉa và khơi thông cả những khe nứt có độ rỗng nhỏ.
1. Xử lý nhũ tương dầu axit kết hợp với gọi dòng hóa phẩm Xp1 , Xp2 :
- Bản chất: Đây là sự kết hợp hài hòa giữa hai việc xử lý axit và gọi dòng sản phẩm
mà chúng thể hiện như sau: người ta tiến hành bơm vào cần khai thác (HKT) lượng nhũ
tương dầu – axit được tính toán sẵn để xử lý vùng cận đáy giếng. Sau đó, lần lượt bơm 11,5 m3 nước ngọt đóng vai trò nước đệm rồi tiếp tục bơm thể tích dung dịch nhũ tương
mang hóa phẩm DMC ( Xp1 , Xp2 ) đã được pha chế tính toán theo tỷ lệ nhất định.
Chất lỏng bơm ép là dầu thô hoặc nước tùy theo chất lỏng trong giếng là dầu hoặc
nước. Thể tích dầu hoặc nước bơm ép phải tính thêm lượng bổ sung bằng 0,3 – 0,4 thể tích
dung dịch các hóa phẩm để đẩy vào khoảng không gian vành xuyến ngoài cần khai thác
(HKT). Bơm ép cho dung dịch nhũ dầu – axit đi sâu vào vỉa còn dung dịch hỗn hợp hóa
phẩm DMC ở phần đáy giếng và một phần nhỏ trên ống khai thác (HKT). Sau đó, tiến hành
đóng các van tương ứng trên cây thông lại với mục đích giữ kín khoảng không gian trong
và ngoài cần khai thác (HKT), khoảng thời gian 15 – 20 phút để thực hiện các phản ứng
hóa học trước hết là của axit với đá chứa và chất lấp nhét, sau đó do điều kiện nhiệt độ
vùng đáy giếng thích hợp thì hỗn hợp hóa phẩm Xp1 , Xp2 xảy ra phản ứng để gọi dòng sản
phẩm. Khi dung dịch như axit đã hòa tan các chất bẩn lấp nhét trong vùng cận đáy giếng thì
cũng là lúc mật độ phân giải khí của hỗn hợp hóa phẩm Xp1 , Xp2 là lớn nhất. Chính vì vậy
nên lúc này tại vùng cận đáy giếng xuất hiện một sự chênh lệch áp suất rất lớn giữa áp suất
vỉa và vùng cận đáy giếng. Lúc đó tiến hành mở van trong cần sẽ có dòng chất lỏng đi từ
vỉa vào giếng và lên miệng giếng, đồng thời kèm theo các chất bẩn. Như vậy sản phẩm sau
phản ứng hóa học chưa bị lắng xuống, đang ở trạng thái lơ lửng được dòng chất lỏng có vận
tốc lớn đi từ vỉa vào giếng do phương pháp gọi dòng tạo ra, đã dễ dàng tách ra khỏi lỗ

17
hổng, khe nứt đi vào giếng làm tăng hệ số thấm của vỉa xung quanh vùng đáy giếng. Kết
quả của phương pháp này đã nâng cao hiệu quả xử lý axit nói chung, nhũ tương dầu- axit
nói riêng.
- Phạm vi ứng dụng: Áp dụng có hiệu quả cao ở những giếng có nhiệt độ vỉa cao

( > 80 C ) . Đặc biệt là những giếng không được trang bị máy nén khí.
0

Giếng xử lý bằng axit phải gọi dòng ngay nhằm nâng cao hiệu quả xử lý vùng cận đáy
giếng.
- Ưu điểm: Không phức tạp, không phải trang bị các loại máy móc đắt tiền, sử dụng ít
nhân lực, công nghệ dễ làm. Hóa phẩm Xp1 , Xp2 không độc hại, không đắt tiền. Vì sau khi
xử lý giếng bằng nhũ tương dầu – axit các sản phẩm phản ứng của axit với đất đá chứa tại
vùng cận đáy giếng cũng như các mùn bẩn được tống thoát ra khỏi vùng cận đáy giếng và
đưa lên bề mặt ngay sau đó, do tạo được độ chênh áp lớn tức thời giữa vỉa và đáy giếng nên
hiệu quả của việc xử lý giếng đạt hiệu quả cao, góp phần vào việc tăng sản lượng khai thác
dầu đáng kể.
Qua khảo sát các phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng trên đây cho thấy phương
pháp xử lý bằng nhũ tương axit kết hợp gọi dòng hóa phẩm DMC đối với giếng ở tầng
móng mỏ Bạch Hổ sẽ có hiệu quả cao. Nhưng xét về hiệu quả kinh tế thì cũng cần thiết
phải kết hợp gọi dòng để bớt phần tốn kém, vì hóa phẩm DMC là sản phẩm nội địa do một
công ty trong ngành sản xuất có giá trị thương mại rẻ hơn vã lại chi phí mua hóa phẩm này
cũng thúc đẩy thêm cho sản xuất và kinh doanh trong ngành.
2. Các loại axit, chất phụ gia dùng để xử lý giếng và cơ chế tác dụng.
2.1. Các loại hóa chất.
- Các loại axit: Axit có khả năng phản ứng với các thành phần lắng đọng, lấp nhét để
làm sạch chúng, ngoài ra có thể mở rộng khe hở. Chỉ có 4 loại axit chính được sử dụng
rộng rãi trong các phương pháp xử lý kích thích giếng. Đó là:

Bảng 3: Các axit chủ yếu dùng trong xử lý vùng cận đáy giếng
Loại axit
Axit vô cơ

Tên axit
Axit clohydric:
HCl

Phân tử lượng
36,5

Tác dụng
- Hòa tan đá chứa có thành
phần cacbonat CaCO3 hay đá lục
nguyên có gắn kết bằng xi măng
tạo thành muối hòa tan.


18
Axit flohydric:

Axit hữu cơ

20

- Hòa tan thành phần silicat và

HF

các vật liệu sét. Kết hợp với HCl

Axit focmic:

46,3

tạo thành hỗn hợp axit glinơ.
- Kéo dài thời gian phản ứng

HCOOH
Axitacetic:

60,05

do đặc tính chậm phản ứng.
- Làm tăng nồng độ axit, kéo
dài thời gian phản ứng và giữ cho

CH 3COOH

dung dịch ở trạng thái lơ lửng.
- Làm chất ổn định trong dung
dịch axit, ngăn ngừa sự lắng đọng
của Fe ( OH ) 3 do dung dịch HCl
tạo thành khi có sự trung hòa axit.
Do giá thành và khả năng hòa tan, axit HCl được sử dụng phổ biến nhất trong 4 loại
axit trên. Nồng độ trung bình của nó là 15% theo khối lượng, nhưng đôi khi cũng sử dụng
nồng độ cao hơn. Axit được dùng để xử lý phải phản ứng với cacbonat và các khoáng vật
khác nhau để tạo thành sản phẩm hòa tan và hạn chế được tính ăn mòn.
Axit HCl được sử dụng nhiều lần ở nồng độ khác nhau. Nó được pha loãng tại giếng
với nồng độ mong muốn. Tỷ lệ pha loãng được tính theo công thức sau:

Vca =

Vda .Cda .γ da
Cca .γ ca

trong đó:
- Vca : Thể tích đậm đặc cần thiết.
- Vda : Thể tích axit cần pha loãng.
- Cda : Nồng độ axit cần pha loãng.
- Cca : % HCl trong axit đậm đặc.
- γ ca : Khối lượng riêng của axit pha loãng.
- γ da : Khối lượng riêng của axit đậm đặc.


19
Axit HF được sử dụng kết hợp với HCl tạo nên một hỗn hợp gọi là axit glinơ để xử lý
các silicat loại trừ được Si ( OH ) 2 kết tủa cũng như để xử lý các hạt sét bị nhiễm bẩn trong
các cát kết, và để tăng khả năng hòa tan của các vỉa đolomit.
Axit CH 3COOH và axit HCOOH là axit hữu cơ thích hợp xử lý với những giếng có

(

)

0
0
nhiệt độ đáy cao ( > 2500 C ) 1 F = 1,8 C + 32 hoặc những nơi cần thiết kéo dài thời gian

phản ứng do đặc tính chậm phản ứng của chúng. CH 3COOH còn được dùng để làm chất
ổn định trong dung dịch axit, ngăn ngừa sự lắng đọng của Fe ( OH ) 3 do dung dịch HCl tạo

thành khi có sự trung hòa axit.
2.2.Các chất phụ gia:
Các chất phụ gia được kết hợp với dung dịch axit nhằm tăng hiệu quả của việc xử lý
vùng cận đáy giếng gây ra sự ăn mòn các thiết bị khai thác dầu. Để bảo vệ các thiết bị bề
mặt và ngầm trong giếng người ta đã sử dụng chất chống ăn mòn của axit hay còn gọi là
các chất ức chế. Yêu cầu đối với các chất ức chế:
+ Có khả năng hòa tan hoàn toàn trong dung dịch làm việc;
+ Không tạo thành chất lắng đọng với sản phẩm phản ứng;
+ Có tác dụng như chất hoạt tính bề mặt.
Một số chất ức chế thường sử dụng như: Urotrofin, Marvelan-K(O), Catafin-A…
Bảng 4: Các chất phụ gia
Tên phụ gia
Chất hoạt tính bề mặt
(PAV)

Tác dụng
- Các chất này thường sử dụng nhằm ngăn ngừa sự tạo
thành nhũ tương (khử nhũ tương). Các nhũ tương này làm
tăng khả năng tổn hao áp suất đưa giếng vào khai thác lại.
Các chất PAV có khả năng làm giảm sức căng bề mặt giữa
chất lỏng và chất lỏng, giữa chất lỏng và chất rắn làm cho
dung dịch axit dễ dàng xâm nhập sâu vào các mạch mao
dẫn của đá chứa.
- Khi xử lý giếng khai thác cần sử dụng những chất
hoạt tính bề mặt Anion như Sufanol… Các chất này làm
giảm sức căng bề mặt tiếp xúc của dầu với axit và đá chứa,
đồng thời làm cho đá kỵ nước ưu dầu tạo điều kiện cho sản


20

lượng khai thác dầu tăng. Các chất hoạt tính bề mặt được
sử dụng để phân tán và giữ lơ lửng các hạt mịn. Vì vậy, có
thể làm sạch giếng tốt hơn sau xử lý.
Chất phụ gia tạo keo và
- Các chất phụ gia chống mất dung dịch được trộn vào
chống mất dung dịch ( N 2 , dung dịch axit để làm giảm mức độ tổn thất dung dịch. Vì
vậy axit xâm nhập sâu hơn vào vỉa. Các chất tạo gel được
chất tạo gel, polime tổng
sử dụng để làm tăng độ nhớt của axit, do đó làm giảm tốc
hợp, cát mịn, chất tạo keo
độ phản ứng và làm giảm sự rò rỉ của axit. Chúng bao gồm
tự nhiên).
các chất tạo keo tự nhiên, các chất polime tổng hợp, cát
mịn và hỗ hợp của dầu tinh. Khí nitơ N 2 được sử dụng để
tạo bọt axit, nhờ đó kiểm soát được mức độ rò rỉ trong
Các chất bôi trơn

thành hệ có độ thấm thấp.
- Các phụ gia này được sử dụng để làm giảm các tổn

(poliacrialanit tổng hợp)

thất masat do tiếp xúc với cột ống khai thác và các khe nứt.
Nhờ vậy mà đạt được lưu lượng bơm ép cao hơn và giảm
được công suất cần thiết đối với một lưu lượng nước cho
trước. Chất Poliacrialanit tổng hợp thường được dùng làm

chất giảm ma sát cho axit.
Các chất chống tạo cặn
- Một số dầu thô tạo cặn không hòa tan bao gồm

(các chất hoạt tính bề mặt)

Atphanten nhựa, parafin và hydrocacbon phức khác khi
tiếp xúc với axit. Các chất hoạt tính bề mặt được sử dụng

Các chất làm chậm phản

để ngăn ngừa sự tạo cặn này.
- Các chất này được sử dụng nhằm đạt mức độ xâm

ứng (

nhập sâu hơn vào trong vỉa nhờ làm giảm tốc độ phản ứng

CH 3COOH , HCOOH )

của axit. Điều này được sử dụng HCOOH, thêm các hóa
chất làm tăng thời gian phản ứng hoặc sử dụng axit trong

nhũ tương dầu (ít nhất 20% dầu).
3. Cơ chế tác dụng của các hóa phẩm trong xử lý axit
+ Đối với vỉa đã vôi hoặc vỉa đá dolomit.
Thường sử dụng axit HCl. Dung dịch HCl khi gặp các đá chứa có thành phần
cacbonat CaCO3 hay đá lục nguyên có sự gắn kết bằng xi măng – cacbonat thì phản ứng


21
hóa học sẽ xảy ra kết quả, sẽ tạo thành muối canxi hoặc magie, nước và khí CO2 , phản ứng
được biểu diễn bằng các phương trình phản ứng sau:
- Với đá vôi:

CaCO3 + 2 HCl = CaCl2 + H 2O + CO2 ↑
- Với đá dolomit:
CaMg ( CO3 ) 2 + 4 HCl = MgCl2 + CaCl2 + H 2O + CO2 ↑
Những sản phẩm phản ứng trên là các muối CaCl2 , MgCl2 sẽ hòa tan vào trong nước
và sẽ được tẩy rửa.
Ngoài tác nhân chính là HCl vừa nói trên thì các hóa phẩm sau đây cũng góp phần
tích cực vào cơ chế phản ứng.
- CH 3COOH : Dùng để tăng nồng độ axit, kéo dài thời gian phản ứng và giữ cho
dung dịch ở trạng thái lơ lửng.
- Các chất chống ăn mòn như Urotrofin.
- Các chất hoạt tính bề mặt PAV chúng làm giảm sức căng bề mặt giữa pha lỏng với
pha lỏng, pha lỏng với pha rắn.
+ Đối với các vỉa cát kết, sét.
Dung dịch axit được sử dụng trong xử lý là hỗn hợp của HCl và HF gọi là axit glinơ
vì chúng tác dụng tốt trong môi trường chứa sét. Trong dung dịch sét thành phần chủ yếu là
silicoxit SiO2 và kaolin H 4 Al2 Si2O9 .
Trong hỗn hợp HCl và HF thì HCl thực tế chỉ tác dụng với thành phần cacbonat mà
không tham gia tác dụng với những thành phần chính của đá chứa là silicat và các vật liệu
sét. Những chất này chỉ tác dụng với HF. Cơ chế tác dụng được thể hiện như sau:
- HF tác dụng với SiO2 theo phương trình:
4 HF + SiO2 = SiF4 + 2 H 2O
- SiF4 được tạo thành và nó tiếp tục phản ứng với nước.
3SiF4 + 2 H 2O = Si ( OH ) 4 + 2 H 2 SiF6
H 2 SiF6 là axit Flosilicic, nó ở lại trong dung dịch. Còn Si ( OH ) 4 theo mức độ giảm
nồng độ của axit trong dung dịch mà có thể tạo thành thể keo đông tụ, bịt kín các lỗ hổng,


22
khe nứt trong vỉa sản phẩm. Để ngăn ngừa điều này thì HCl được sử dụng để hỗ trợ HF
nhằm hòa tan Si ( OH ) 4 trong dung dịch. Phương trình biểu diễn như sau:

Si ( OH ) 4 + 4 HCl = SiCl2 + 4 H 2O
SiCl2 hòa tan trong dung dịch.
- HF hòa tan Kaolin H 4 Al2 Si2O9 theo phương trình sau:
14 HF + H 4 Al2 Si2O9 = 2 AlF3 + 2SiF4 + 9 H 2O
Sản phẩm của phản ứng này là muối AlF3 ở lại trong dung dịch, còn SiF4 tiếp tục
phản ứng với nước để tạo thành Si ( OH ) 4 rồi phản ứng với HCl để hòa tan.
Vì vậy khi xử lý vùng cận đáy giếng với đá chứa lục nguyên (trong đó có chứa sét) ta
phải trộn hỗn hợp HCl và HF để hòa tan các vật liệu sét và silicat cũng như loại trừ các chất
xi măng cacbonat.
- HF khi tiếp xúc với các colector có thành phần là CaCO3 phản ứng xảy ra theo
phương trình sau:
2 HF + CaCO3 = CaF2 + H 2O + CO2 ↑
Khi tiếp xúc với đá chứa có thành phần dolomit CaMg ( CO3 ) 2 phản ứng sẽ xảy ra
theo phương trình:
4 HF + CaMg (CO3 ) 2 = CaF2 + MgF2 + H 2O + CO2 ↑
Sản phẩm phản ứng là muối CaF2 và MgF2 không tan. Để loại trừ được các sản
phẩm sau phản ứng là muối trước CaF2 và MgF2 , trước khi xử lý bằng hỗn hợp axit glinơ
phải tiến hành xử lý bằng axit HCl.
Sự cân bằng và chuyển dịch cân bằng các phản ứng trên có ý nghĩa rất quan trọng, nó
ước lượng được thời gian phản ứng cũng như chỉ rõ tác nhân gây dịch chuyển chuyển chiều
phản ứng. Vì vậy, các phản ứng xảy ra trong một môi trường không đồng nhất, thường phải
trải qua nhiều giai đoạn, chẳng hạn tác nhân phản ứng pha lỏng axit phải hấp thụ lên bề mặt
đá ở một vài vị trí phản ứng. Kết hợp chất rắn và các sản phẩm phản ứng tách ra khỏi bề
mặt để tiếp tục phản ứng.
Chẳng hạn khi bơm dung dịch HCl vào vỉa đá vôi hay đôlômit với áp suất bơm vào
thấp hơn áp suất vỉa thì axit ưu tiên chảy vào vùng có khe nứt, lỗ hổng tự nhiên ở đó phản


23
ứng xảy ra tạo cho kênh dẫn, khe nứt và lỗ hổng tại đó được mở rộng và tiến sâu vào vỉa

tạo độ thấm cho đá chứa tốt hơn.
Các thí nghiệm cho thấy rằng: Trong cát kết, độ thấm của mẫu thí nghiệm xử lý bằng
hỗn hợp axit HCl và HF tăng lên. Vì có sự phân hủy của một thành hệ cát kết và dòng chảy
đưa các mảnh vụn vào kênh dẫn. Giai đoạn đầu tiên tiếp xúc với axit một số lỗ hổng lớn bắt
đầu hình thành, theo thời gian các lỗ hổng có khả năng mở rộng và giảm dần đến khi còn
một ít khả năng tiếp nhận axit.
Khi xử lý axit với đá chứa lục nguyên, tác dụng của axit không tạo thành các mạch
riêng và đi sâu vào trong vỉa ở những độ sâu khác nhau như trong đá có chứa thành phần
cacbonat và đá nứt nẻ. Mà trong trường hợp này, dung dịch axit xâm nhập vào vỉa ở mức
độ đều hơn và cùng ranh giới của sự xâm nhập gần giống như một vòng tròn mà tâm là
vùng đáy giếng. Tuy nhiên, bán kính xâm nhập theo chiều dày vỉa có thể khác nhau, phụ
thuộc vào độ thấm, độ rỗng của lớp đất đá. Nếu biết độ thấm, độ rỗng, chiều dày, độ
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 từng lớp khi bơm một thể tích dung dịch vào nó và
ngược lại. Nếu cho trước độ sâu xâm nhập của axit trong lớp có thể tính gần đúng dung
dịch axit để bơm vào vỉa.
Đối với các vỉa có cấu tạo bởi các colector lục nguyên có chứa hàm lượng nhất định
cacbonat, khi axit tác dụng với cacbonat thì tạo thành các mạch có độ sâu khác nhau. Ở
vùng tiếp xúc với dung dịch axit sẽ hòa tan cacbonat theo phản ứng trung hòa, phần dung
dịch bơm tiếp sẽ di chuyển theo các mạch cacbonat bị phá hủy mà vẫn giữ nguyên độ mạnh
của axit. Điều đó dẫn đến giai đoạn tiếp theo xả dung dịch xử lý giếng thì đầu tiên là dung
dịch HCl nồng độ cao sau đó mới đến các axit trung hòa.
Nếu việc xử lý nhằm tăng độ thấm tự nhiên hoặc khử bẩn thì yêu cầu xâm nhập là rất
quan trọng vì thế nên không thể chỉ xét đến các yếu tố áp suất, nhiệt độ, vận tốc xâm nhập mà
còn phải quan tâm đến các chất phụ gia làm tăng khả năng xâm nhập và làm chậm tốc độ phản
ứng, ngoài ra cần các chất chống ăn mòn axit, chất hoạt tính bề mặt, chất kéo dài thời gian phản
ứng, các chất bôi trơn, chất phụ gia keo, chất chống mất dung dịch, chất chống tạo cặn.
V. LUẬN CHỨNG ĐỂ ỨNG DỤNG GIẢI PHÁP XỬ LÝ NHŨ TƯƠNG AXIT VÀ
KẾT HỢP GỌI DÒNG SẢN PHẨM.

24
Hiệu quả của các việc áp dụng các dạng nhũ axit phụ thuộc vào đặc điểm địa chất của
các tầng chứa sản phẩm dầu khí ở mỏ Bạch Hổ và các yếu tố phức tạp tương ứng trong quá
trình xử lý bằng axit ở các giếng.
Trong các yếu tố phức tạp trước tiên phải kể đến các yếu tố sau:
- Nhiệt độ của vỉa tương đối cao (trên 1100 C );
- Độ thẩm thấu của colector đất đá vỉa thấp (Oligoxen hạ) và tương ứng đối với độ
tiếp nhận của các giếng bơm ép rất thấp;
- Tồn tại nhiều tập vỉa có độ phân cắt lớn (hệ số phân cắt của colector đất đá Oligoxen
hạ gần đạt đến 10) độ dày mở vỉa của mặt cắt chứa sản phẩm lớn (tầng móng);
- Tính chất không đồng nhất của colector đá vỉa cao;
- Các điều kiện mở vỉa ban đầu khi khoan với dung dịch sét gốc nước.
Việc xem xét ảnh hưởng của một số các yếu tố phức tạp kể trên nhằm định hướng cho
việc lựa chọn và áp dụng những dạng khác nhau của tổ hợp các thành phần nhũ axit trong
việc xử lý vùng cận đáy giếng ở vùng mỏ Bạch Hổ. Từ các thành phần nhũ axit ta có thể
chia thành 3 dạng sau:
- Nhũ axit thuận;
- Nhũ axit nghịch;
- Nhũ axit phân tán cực nhỏ.
Đồng thời cái chung nhất đối với các tổ hợp các thành phần thể nhũ nêu trên đều được
chứa trong dung môi hydrocacbon, axit và các chất hoạt tính bề mặt.
Tổ hợp các thành phần thể nhũ axit gồm 3 cấu tử thành phần đã được nghiên cứu và
áp dụng để xử lý ở mỏ Bạch Hổ bao gồm:
- Dung dịch axit HCl (hoặc HCl + HF) với tỷ lệ 60 − 70% ;
- Dung môi hydrocacbon – dầu thô hoặc dầu diezen với tỷ lệ 40 - 80%;
- Các chất hoạt tính bề mặt hòa tan trong dầu tỷ lệ 0,5 – 1%.
Tổ hợp các thành phần nhũ kể trên được xem như là thể nhũ axit thuận, mặc dù đã đạt
được kết quả khả quan. Khi áp dụng nhũ axit thuận trong việc xử lý các giếng, tuy vậy vẫn
còn tồn tại một số nhược điểm:

- Khó điều chỉnh và không ổn định trong các điều kiện vỉa cao của mỏ Bạch Hổ vượt
quá điểm đục;


25
- Chất hoạt tính bề mặt bị giảm khả năng hoạt hóa thể nhũ lập tức bị phá hủy với việc
giải phóng dung dịch axit hoạt tính;
- Việc xâm nhập của dầu ở trong thành phần nhũ axit thuận di chuyển theo các khe
chứa dầu có thể làm độ nhớt của chúng tăng lên, chính điều này làm cản trở quá trình xâm
nhập sâu vào vỉa. Cuối cùng dẫn tới việc tăng áp suất bơm ép;
- Môi trường axit ngoại của các thể nhũ thuận không đáp ứng ở mức độ cao cho việc đảm
bảo thiết bị tránh khỏi hoạt tính ăn mòn, mặc dù như kết quả đã nghiên cứu chỉ ra vận tốc ăn
mòn thép CT3 trong thể nhũ axit thấp hơn 14 – 17 lần so với dung dịch axit thông thường.
Một hướng nhằm hoàn thiện phương pháp xử lý vùng cận đáy giếng bằng hóa học là
tạo ra tổ hợp các thành phần nhũ thể dạng phân tán cực bé trên cơ sở chất hoạt tính hợp thành
có tác dụng tổng hợp. Qua nghiên cứu đã tìm ra hóa chất hoạt tính Việt Nam II PAV và sản
xuất được tổ hợp thành phần nhũ có chứa axit ở dạng phân tán cực bé, chịu nhiệt độ cao, có
khả năng đáp ứng tốt với các điều kiện nhiệt độ, áp suất cao ở mỏ Bạch Hổ. Chúng có nhiều
ưu điểm hơn so với tổ hợp các thành phần nhũ thể axit đã được áp dung trước đây như:
- Độ nhớt thấp nên linh động hơn, do đó xâm nhập sâu vào vỉa;
- Khả năng xâm nhập (thẩm thấu) sâu, rộng vào vỉa và ổn định trong điều kiện nhiệt
độ cao, bảo vệ để axit không bị phản ứng hết mà đi sâu vào trong vỉa hơn;
- Đảm bảo sự tác động và xâm nhập đều vào các vùng cần được xử lý xung quanh đáy giếng.
Đặc điểm của hệ thống nhũ phân tán cực bé, là khả năng tự điều chỉnh đặc tính của
nó, phụ thuộc vào sự tương quan của các cấu tử thành phần và đồng thời có khả năng tách
pha hydrocacbon ra khỏi thể nhũ phân tán cực bé khi có nhiệt độ đạt đến nhiệt độ vỉa.
Trong quá trình xử lý thuộc tính đó có thể được sử dụng khi bơm ép từng phần các
thành phần khi xử lý các colector đất đá vỉa không đồng nhất và các giếng bị ngập nước.
Tính chất kể trên của hệ phân tán cực bé cho phép bảo đảm độ sâu thâm nhập hơn hẳn so
với thành phần thông thường. Ngoài ra thể nhũ phân tán cực bé được duy trì với thời gian

khá dài trong vỉa. Điều kiện trên được chứng minh bởi các kết quả nghiên cứu tốc độ hòa
tan đất đá trong vỉa bằng thành phần thể nhũ phân tán cực bé và dung dịch axit thông
thường. Trong thí nghiệm dùng đá cẩm thạch ở nhiệt độ nghiên cứu là 900 C tốc độ hòa tan
trong tổ hợp các thành phần thể nhũ phân tán cực bé với gốc 12% HCl khoảng 215 kg / m 2 .
giờ. Hệ số giảm tốc độ phản ứng hòa tan trong thể nhũ phân tán cực bé đạt hơn 20 lần so