Nghiên cứu giải pháp xử lý lắng đọng muối và paraffin trong cột ống nâng sản phẩm khi khai thác gasligt ở xí nghiệp liên doanh dầu khí vietsovpetro

Bộ giáo dục và đào tạo
Trường đại học mỏ - địa chất

Vũ văn mạnh

Nghiên cứu giải pháp xử lý lắng đọng muối và paraffin
trong cột ống nâng sản phẩm khi khai thác gaslift ở
xí nghiệp liên doanh dầu khí vietsovpetro

Luận văn thạc sĩ kỹ thuật

Hà nội-2007


Bộ giáo dục và đào tạo
Trường đại học mỏ - địa chất

Vũ văn mạnh

Nghiên cứu giải pháp xử lý lắng đọng muối và paraffin
trong cột ống nâng sản phẩm khi khai thác gaslift ở
xí nghiệp liên doanh dầu khí vietsovpetro

Chuyên ngành: Kỹ thuật khoan, khai thác và công nghệ dầu khí
MÃ số: 60.53.50

Luận văn thạc sĩ kỹ thuật

Người hướng dẫn khoa học:
Pgs.ts trần đình kiên

Hà nội-2007


LỜI CAM ĐOAN

Tơi xin cam đoan đây là cơng trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu, kết
quả nghiên cứu trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai cơng bố trong
bất kỳ cơng trình nghiên cứu nào khác.
Tác giả luận văn

Vũ Văn Mạnh


1

MỤC LỤC
Trang
Trang bìa
Lời cam đoan
Mục lục
Danh mục các bảng biểu
Danh mục các hình vẽ và đồ thị
MỞ ĐẦU

5

Chương 1- SỰ LẮNG ĐỌNG MUỐI VÀ PARAFFIN TRONG

9

CÁC GIẾNG GASLIFT TẠI XNLD VIETSOVPETRO
1.1. Thực trạng khai thác gaslift ở XNLD Vietsovpetro

9

1.1.1. Ảnh hưởng của nhiệt độ lên lên quá trình lắng đọng paraffin.

10

1.1.2. Sự lắng đọng muối

14

1.2. Các giải pháp đã áp dụng và kết quả

19

Chương 2- CƠ CHẾ LẮNG ĐỌNG MUỐI VÀ PARAFFIN

23

2.1. Cơ chế lắng đọng muối

23

2.1.1. Địa chất thủy văn và khoáng hoá của nước vỉa

23

2.1.2. Thành phần khoáng hố của nước bơm ép

28

2.1.3. Cơ chế hình thành các muối kết tủa

30

2.1.4. Các hậu quả

38

2.2. Cơ chế lắng đọng Paraffin

40

2.2.1. Quá trình kết tinh paraffin

40

2.2.2. Cơ chế lắng đọng paraffin

43

2.2.3. Đặc tính hố lý của dầu Bạch Hổ

46


2

2.2.4. Các phức tạp gây ra do sự lắng đọng paraffin

48

Chương 3- CÁC GIẢI PHÁP NGĂN NGỪA VÀ XỬ LÝ LẮNG

50

ĐỌNG PARAFFIN
3.1. Phương pháp nghiên cứu thực nghiệm

50

3.1.1. Quy trình chuẩn bị mẫu dầu cho thí nghiệm

50

3.1.2. Tiến hành xử lí dầu để thí nghiệm

50

3.2. Các yếu tố ảnh hưởng đến quá trình kết tinh và lắng đọng paraffin

62

3.3. Các giải pháp ngăn ngừa

63

3.4. Các giải pháp tẩy rửa

64

Chương 4- NGĂN NGỪA VÀ XỬ LÝ LẮNG ĐỌNG MUỐI

66

4.1. Các phép thử

66

4.2. Kết quả phân tích từ phịng thí nghiệm

72

4.2.1. Thí nghiệm hịa tan cặn Sulphat

72

4.2.2. Thí nghiệm chống sa lắng scale

74

4.3. Các phương pháp ngăn ngừa cặn

76

4.3.1. Phương pháp ức chế scale

77

4.4. Phương pháp xử lý lắng đọng

77

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

79

CÁC CƠNG TRÌNH CỦA TÁC GIẢ ĐÃ CƠNG BỐ

84

TÀI LIỆU THAM KHẢO

85


3

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU

Bảng 1.1. Tình trạng lắng đọng paraffin ở các giếng điển hình

12

Bảng 1.2. Tổng hợp về sự lắng đọng cặn của một số giếng điển hình ở

14

Vietsovpetro
Bảng 2.1. Thành phần khoáng hoá của nước bơm ép

29

Bảng 2.2. Khả năng hoà tan của các muối trong nước cất

33

Bảng 2.3. Ảnh hưởng của nhiệt độ lên tính tan của muối NaCl

34

Bảng 2.4. Khả năng hoà tan của BaSO4 và NaCl

38

Bảng 2.5. Một số tính chất cơ bản của dầu thô tại mỏ Bạch Hổ.

47

Bảng 3.1. Kết quả xác định nhiệt độ đông đặc của dầu sau khi xử lý

59

hố phẩm
Bảng 3.2. Kết quả nghiên cứu tính chất lưu biến của dầu Bạch Hổ

59

Bảng 3.3. Kết quả nghiên cứu tính chất lưu biến của dầu Bạch Hổ

60

Bảng 3.4. Kết quả nghiên cứu tốc độ lắng đọng trên mơ hình ngón tay

60

lạnh
Bảng 3.5. Kết quả nghiên cứu cơ chế bền vững của ứng suất trượt tĩnh

65

ban đầu ở nhiệt độ 220C
Bảng 4.1. Canxi sulphat còn lại trong dung dịch

69

Bảng 4.2. Canxi cacbonat còn lại trong dung dịch

71

Bảng 4.3. Chỉ tiêu thí nghiệm hồ tan cặn sulphat

73

Bảng 4.4. Kết quả thí nghiệm hồ tan cặn CaSO4.2H20

73

Bảng 4.5. Chỉ tiêu phân tích thí nghiệm chống sa lắng cặn

74


4

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ
Hình 1.1.

Sự phân bố nhiệt độ dọc theo thân giếng

10

Hình 1.2.

Sơ đồ cung cấp hố phẩm cho giếng

22

Hình 2.1.

Ảnh hưởng của nhiệt độ

30

Hình 2.2.

Ảnh hưởng của áp suất

31

Hình 2.3.

Ảnh hưởng của độ pH

31

Hình 2.4.

Giảm áp trên đồng hồ lưu lượng

32

Hình 2.5.

Giảm áp ở van - cút

32

Hình 2.6.

Lắng đọng ở cụm phân dịng

33

Hình 2.7.

Ảnh hưởng của nhiệt độ đến tính hồ tan của CaCO3

35

Hình 2.8.

Ảnh hưởng của nhiệt độ đến tính hồ tan của muối CaSO4

36

và CaSO4.2H2O trong nước sạch
Hình 2.9.

Đặc tính tan của CaSO4.2H2O ở nhiệt độ 950F

37

Hình 2.10. Sự keo tụ của dầu thơ

46

Hình 2.11. Sự lắng đọng của paraffin

46

Hình 3.1.

Thí nghiệm xác định nhiệt độ đơng đặc của dầu thơ

53

Hình 3.2.

Mơ hình tái khỏi động đường ống

54

Hình 3.3.

Thiết bị dùng để xác định tính chất lưu biến của dầu thơ

56

Hình 3.4.

Thiết bị ngón tay lạnh

58

Hình 4.1.

Đồ thị biểu diễn khả năng hồ tan cặn Canxi sulphat

74

Hình 4.2.

Đồ thị biểu diễn khả năng chống sa lắng Canxi sulphat

76

Hình 4.3.

Đồ thị biểu diễn khả năng chống sa lắng Canxi cacbonat

76

Hình 4.4.

Các vị trí bơm chất ức chế Scale

77

Hình a.

Sơ đồ lắp đường bơm chất ức chế theo đường gaslift

82

Hình b.

Sơ đồ lắp đường bơm chất ức chế xuống tận Downhole

82

Hình c.

Sơ đồ lắp đường bơm chất ức chế bên trong ống khai thác

83

5

MỞ ĐẦU

1. Tính cấp thiết của đề tài
Trong những năm qua, sự phát triển của ngành Cơng nghiệp dầu khí đã
mang lại lợi ích to lớn, góp phần đáng kể vào sự phát triển kinh tế của đất nước.
Sự có mặt của nhiều cơng ty dầu khí nước ngồi tại Việt nam đã chứng tỏ tiềm
năng về dầu khí của nước ta là rất lớn. Trong số các công ty về dầu khí đang hoạt
động ở nước ta thì XNLD Vietsovpetro là một đơn vị khai thác dầu thô lớn nhất
với sản lượng lên tới trên 9 triệu tấn/năm, đứng đầu trong các cơng ty khai thác
dầu khí ở Việt nam hiện nay. XNLD Vietsovpetro hiện đang khai thác trên hai
mỏ, đó là mỏ Bạch hổ và mỏ Rồng. Mỏ Bạch hổ bao gồm 10 giàn cố định, 02
giàn CNTT và 09 giàn nhẹ BK, mỏ Rồng bao gồm 02 giàn cố định và 01 giàn
nhẹ. Bên cạnh các hệ thống giàn khai thác, hiện XNLD Vietsovpetro cịn có 03
tàu chứa dầu thơ được bố trí trên hai mỏ dùng để tiếp nhận dầu thô khai thác từ
các giàn, sau đó xuất khẩu cho các tàu nước ngồi. Trong q trình khai thác các
giếng dầu ở mỏ Bạch hổ, người ta đã phát hiện ra có sự lắng đọng của paraffin
và muối trên hệ thống khai thác. Điều này gây ảnh hưởng rất lớn đến hiệu quả
của quá trình khai thác và tuổi thọ của thiết bị. Hàng năm, XNLD Vietsovpetro
đã phải chi một khoản kinh phí rất lớn cho việc xử lý các lắng đọng trong hệ
thống khai thác. Trong điều kiện chưa khai thác nước vỉa cân bằng với đá chứa,
khi quá trình khai thác bắt đầu thì sự cân bằng này bị phá vỡ. Sự mất cân bằng
này diễn ra khi có sự thay đổi nhiệt độ, áp suất và sự hịa trộn của hai dịng nước
khơng tương thích đó là nước bơm ép và nước vỉa. Trong quá trình khai thác,
cùng với dầu được khai thác lên là một lượng lớn nước vỉa đi kèm, gây nên rất
nhiều vấn đề phức tạp, một trong những vấn đề phức tạp đó là hiện tượng lắng


6

đọng muối trên hệ thống khai thác. Hiện tượng kết tủa xẩy ra không chỉ trên hệ
thống khai thác mà cịn xẩy ra ngay trong vỉa dầu khí, điều này ảnh hưởng đến
tính thấm của vỉa và dẫn đến sản lượng khai thác bị sụt giảm. Tại XNLD
Vietsovpetro hiện tượng lắng đọng muối đã được phát hiện từ năm 1998, tính
đến nay có khoảng trên 20 giếng bị lắng đọng muối. Các giếng này bị lắng đọng
muối ở cột cần ống khai thác, phần nhiều trong số chúng bị lắng đọng muối trở
lại sau khi được xử lý bằng các phương pháp hiện có của XNLD. Ngồi ra hiện
tượng lắng đọng muối còn xẩy trên hệ thống thu gom xử lý vận chuyển dầu của
giàn công nghệ trung tâm số 2 tại các vị trí như cụm manifold, đường ống thu
gom, bình tách cao áp, bình tách thấp áp, bình xử lý nước, máy bơm, phin lọc,
cơn, van. Tóm lại muối có thể hình thành tại bất cứ ở vị trí nào từ hệ thống xử lý
nước bơm ép, trong vỉa, vùng cận đáy giếng, ống chống khai thác, lên đến các
thiết bị thu gom vận chuyển và tàng trữ. Việc nghiên cứu giải pháp phù hợp để
xử lý các lắng đọng của các giếng dầu hiện nay là vấn đề có ý nghĩa thực tiễn
cao. Chính vì lý do trên, tác giả chọn luận văn: “Nghiên cứu giải pháp xử lý
lắng đọng muối và paraffin trong cột ống nâng sản phẩm khi khai thác gaslift
ở Xí nghiệp Liên doanh dầu khí Vietsovpetro".
2. Mục đích nghiên cứu
Trên cơ sở phân tích các yếu tố hình thành cặn và thành phần hoá học của
cặn. Tác giả nghiên cứu lựa chọn hoá phẩm và công nghệ xử lý phù hợp để tiến
hành xử lý cặn trong hệ thống khai thác dầu của XNLD Vietsovpetro.
3. Đối tượng, phạm vị và nhiệm vụ nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu của luận văn là sự lắng đọng muối và paraffin trong
cột ống nâng sản phẩm khi khai thác gaslift ở XNLD Vietsovpetro. Phạm vi


7

nghiên cứu là cột ống nâng sản phẩm trong phương pháp khai thác bằng gaslift.

Nhiệm vụ của luận văn là nghiên cứu lựa chọn các hoá phẩm và phương pháp xử
lý phù hợp để ngăn ngừa và loại bỏ cặn trong hệ thống khai thác dầu.
4. Nội dung nghiên cứu
- Tổng quan về sự lắng đọng muối và paraffin trong các giếng khai thác
gaslift tại XNLD Vietsovpetro.
- Cơ chế lắng đọng muối và paraffin.
- Đặc điểm địa chất thủy văn, thành phần khoáng hoá của nước bơm ép và
nước vỉa, cơ chế hình thành các muối kết tủa.
- Tính chất lưu biến của dầu thô ở mỏ Bạch Hổ.
- Nghiên cứu lựa chọn các giải pháp ngăn ngừa và xử lý lắng đọng cặn cho
phạm vi nghiên cứu.
5. Phương pháp nghiên cứu
Để thực hiện tốt nội dung nghiên cứu trên, luận văn đã sử dụng các
phương pháp nghiên cứu sau:
1. Nghiên cứu lý thuyết: chủ yếu thuộc loại nghiên cứu thư mục để làm sáng
tỏ bản chất của hiện tượng lắng đọng cặn trong hệ thống khai thác.
2. Tập hợp, xử lý thống kê các tài liệu sản xuất. So sánh, phân tích các tài
liệu thực tế và tổng hợp để có các thơng tin cần thiết về các yếu tố liên quan đến
sự hình thành cặn trong hệ thống khai thác dầu khí ở XNLD Vietsovpetro. Luận
văn đã sử dụng các nguồn tài liệu thực tế tin cậy và phong phú của các Cơng ty
Dầu khí và Viện nghiên cứu trên thế giới như: Baker Hughes, Gas Reseach
Institute, SPE…, Viện NCKH&TK dầu khí biển (NIPI) và các cơng ty Dầu khí
thuộc Tổng cơng ty Dầu khí Việt nam.


8

6. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của luận văn
1. Luận văn đã góp phần làm sáng tỏ cơ chế hình thành cặn trong hệ thống
khai thác, trên cơ sở đó đề xuất giải pháp ngăn ngừa và xử lý phù hợp.

2. Kết qủa nghiên cứu sẽ làm cơ sở lý thuyết cho việc ứng dụng công nghệ
xử lý cặn trong cột ống nâng sản phẩm ở các giếng khai thác gaslift của XNLD
Vietsovpetro.
7. Cấu trúc và khối lượng của luận văn
Luận văn gồm phần mở đầu, 4 chương, kết luận, kiến nghị và danh mục
tài liệu tham khảo. Tồn bộ nội dung của luận văn được trình bày trong 85 trang
trên khổ giấy A4, cỡ chữ 14, font chữ Time New Roman, Unicode, trong đó có
24 hình vẽ, 17 bảng biểu.
Luận văn được hồn thành tại bộ mơn Khoan Khai thác, khoa Dầu khí
trường Đại học Mỏ- Địa chất, dưới sự hướng dẫn khoa học của:
PGS.TS Trần Đình Kiên – Trường Đại học Mỏ- Địa chất
Trong quá trình làm luận văn tác giả nhận được sự giúp đỡ và tạo điều
kiện của Ban lãnh đạo XNLD Vietsovpetro, Công ty Baker Petrolite, các bạn
đồng nghiệp trong ngành Dầu khí. Tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc trước
sự hỗ trợ hết sức quý báu đó.
Tác giả cũng xin chân thành cám ơn sự giúp đỡ và tạo điều kiện của Ban
giám hiệu trường Đại học Mỏ- Địa chất, các cán bộ hướng dẫn khoa học, các cơ
quan, đồng nghiệp đã động viên, giúp đỡ tác giả hoàn thành luận văn này.
Do luận văn là một đề tài có tính sâu rộng, nhiều vấn đề cần tiếp tục hồn
thiện. Tác giả mong nhận được những ý kiến đóng góp để nâng cao và hồn
thiện hơn nữa những giải pháp cho việc ngăn ngừa và xử lý lắng đọng cặn trong
hệ thống khai thác dầu khí tại XNLD Vietsovpetro nói riêng và thềm lục địa Việt
nam nói chung.
Xin chân thành cảm ơn !


9

Chương 1
SỰ LẮNG ĐỌNG MUỐI VÀ PARAFFIN TRONG CÁC GIẾNG

GASLIFT TẠI XNLD VIETSOVPETRO.

1.1. Thực trạng khai thác gaslift ở XNLD Vietsovpetro
Khai thác dầu bằng phương pháp gaslift được áp dụng tại mỏ Bạch Hổ từ
năm 1997. Đã có khoảng 100 giếng đang khai thác gaslift và chiếm tới 55% tổng
qũy giếng khai thác của XNLD Vietsovpetro. Trải qua 10 năm nghiên cứu, áp
dụng công nghệ tiên tiến trong lĩnh vực khai thác cơ học, XNLD Vietsovpetro
đã từng bước tối ưu chế độ làm việc của giếng trên mỏ. Công nghệ gaslift liên
tục và gaslift chu kỳ đang được áp dụng hiệu qủa tại các mỏ trong XNLD
Vietsovpetro. Việc tối ưu chế độ làm việc của giếng cho phép khai thác lượng
dầu lớn nhất, tiết kiệm được khí nén. Đồng thời khắc phục được hiện tượng lắng
đọng muối, paraffin và asphalten trên thành cột ống nâng sản phẩm.
Hiện nay việc khai thác dầu bằng phương pháp gaslift tại các mỏ dầu khí
đã khẳng định sự lựa chọn đúng đắn phương pháp khai thác cơ học ở XNLD
Vietsovpetro. Dầu khai thác từ nhiều đối tượng khác nhau, các thông số địa chất
kỹ thuật khác nhau nên việc lựa chọn các phương pháp tối ưu chế độ làm việc
của chúng cũng khác nhau. Sản lượng của các giếng gaslift dao động trong
khoảng rộng, từ 10 tấn/giếng/ngđêm cho tới 600 tấn/giếng/ngđêm. Chính vì vậy
việc phân loại giếng để đưa ra các phương pháp tối ưu cho chế độ làm việc của
chúng cũng khác nhau. Với giếng có sản lượng lớn hơn 30tấn/ngđêm thì khai
thác giếng bằng phương pháp gaslift liên tục có hiệu qủa, cịn đối với giếng sản
lượng thấp hơn 30tấn/ngđêm thì phải chuyển giếng sang khai thác gaslift định


10

kỳ. Ngồi ra, trong dầu mỏ Bạch Hổ có chứa hàm lượng lớn paraffin cao phân tử
nên nhiệt độ đông đặc của chúng tương đối cao do đó cần đưa ra các giải pháp
chống lắng đọng paraffin, nhựa trên thành cột ống nâng sản phẩm.
1.1.1. Ảnh hưởng của nhiệt độ lên quá trình lắng đọng paraffin

Các giếng khai thác gaslift lưu lượng bé thường thì sản phẩm chuyển động
lên đến miệng giếng có nhiệt độ rất thấp, xấp xỉ khoảng 26 ÷30 0C. Ngun nhân
chính là do sản phẩm khai thác bị tổn hao nhiệt với môi trường xung quanh. Mặt
khác do khí nén gaslift có nhiệt độ thấp đã hấp thu nhiệt của sản phẩm khai thác
khi khí nén hòa trộn với dòng sản phẩm khai thác từ giếng. Kết qủa tính tốn sự
phân bố nhiệt độ dọc thân giếng khai thác dầu với sản lượng giếng 30m3/ngđêm
được đưa ra trên hình 1.1.

Hình 1.1. Sự phân bố nhiệt độ dọc theo thân giếng


11

Trên hình vẽ ta thấy rằng, nhiệt độ dịng sản phẩm giảm mạnh từ đáy
giếng lên đến miệng giếng. Bắt đầu ở độ sâu 1000m thì dịng sản phẩm có nhiệt
độ thấp hơn 550C. Khi mà nhiệt độ dòng sản phẩm nhỏ hơn nhiệt độ tách và kết
tinh paraffin thì từ trong sản phẩm dần dần hình thành các tinh thể paraffin, lơ
lửng và cùng chuyển động với sản phẩm. Khi nhiệt độ giảm mạnh thì paraffin
tách ra càng nhiều và lượng bám dính vào thành ống khai thác càng lớn. Trong
q trình khai thác paraffin bám dính nhiều làm thiết diện cột ống nâng sản phẩm
giảm mạnh và đến một lúc nào đó chúng thực sự cản trở qúa trình khai thác
giếng. Các giếng dầu có sản lượng nhỏ khai thác bằng phương pháp gaslift cũng
là một trong những ngun nhân làm q trình tích tụ paraffin trong ống tăng
nhanh bởi vì nguồn khí nén có nhiệt độ thấp khi hồ trộn với dịng sản phẩm làm
cho chúng bị lạnh đi nhanh và làm quá trình kết tinh paraffin “thuận lợi” hơn. Ở
những giếng này, paraffin thường bám trên thành ống từ miệng giếng cho tới độ
sâu khoảng 800 ÷1000m. Trong bảng 1.1 dẫn ra các chỉ số thống kê tình trạng
lắng đọng paraffin trên thành cột ống nâng sản phẩm của một số giếng điển hình.

12

Bảng 1.1. Tình trạng lắng đọng paraffin ở các giếng điển hình

STT Giàn
1

45

1

-

2

61

2

3

3

69

1

107

5

6

%W

80

12,5

34

12

35

1

27

0,8

0,2

3

1

27

1

0,5

193

3

3

30

36

0,2

91

1

-

31

3,5

72

98

1

-

40

4

65

8

102

0

3

33

35

8,2

9

104

27

34

30

17

9,7

10

108

24

19

30

12

12,5

503

9

8

33

39

6,8

12

507

10

-

34

45

12,5

13

509

7

2

30

14

510

2

-

43

68

3,6

15

81

1

-

44

77

2

16

94

3

3

32

18

2,8

136

1

-

27

6

1

18

605

3

1

28

6

3

19

75

7

5

33

44

188

20

145

3

1

35

16

54

21

703

5

3

33

61

3,8

22

706

3

-

30

9

19

707

3

-

34

39

40

4

7

11

17

23

1

Tên Số lần xử lý Số lần xử lý
T,0C Q, tấn
trong
9
giếng trong năm
tháng, 2005

2004

3

4

5

6

7

PP


13

24

710

5

4

16

1

25

711

0

1

28

17

28

26

715

14

7

30

9

46

27

801

9

-

28

6

1,2

28

802

1

-

65

300

0

29

804

2

-

31

23

23,3

811

5

-

29

18

2,3

31

813

6

-

31

32

1,6

32

817

2

-

31

18

34,5

33

818

2

-

29

29

13,2

34

819

7

-

28

7

0

35

902

-

2

43

100

0,8

36

903

-

2

42

40

48

907

-

4

31

12

2,5

38

909

-

1

35

39

0,8

39

1001

-

1

28

6

0

40

1003

1

-

36

69

0

1010

10

1

32

35

0,1

42

1013

4

4

49

138

0

43

1016

2

-

42

80

0

44

474

5

2

18

1102

1

-

46

1106

15

9

30

47

1110

6

-

34

6

82

48

1111

1

-

40

16

71

49

1112

4

2

29

5

3,2

50

1113

-

1

34

42

1

30

37

41

45

8

9

10

11

3,8
-

14

1.1.2. Sự lắng đọng muối
Trong thực tế, những dấu hiệu sau đây cho thấy muối lắng đọng ở đáy
giếng hoặc trong cột ống nâng sản phẩm:
- Các thông số làm việc của giếng giảm một cách từ từ.
- Dụng cụ cáp tời hoặc thiết bị nghiên cứu giếng không thể thả và thao tác
bình thường trong giếng.
- Cây thơng khai thác hoặc các van khó khăn khi đóng hoặc giữ áp suất.
Tuy nhiên khi phân tích chi tiết các ion chứa trong dịng chất lưu của hệ thơng có
thể xác định vị trí muối hình thành, như là:
- Sự giảm hàm lượng muối trong dịng sản phẩm, có nghĩa là có thể có sự
lắng đọng ở đáy giếng.
- Sự giảm hàm lượng Ba, Sr trong nước đồng hành có thể có sự hình thành
muối ở đáy giếng hoặc trong vỉa.
Bảng 1.2. Tổng hợp về sự lắng đọng cặn của một số giếng điển hình ở
Vietsovpetro

STT

TÊN
GIẾNG,
GIÀN

NGÀY
PHÁT
HIỆN

1

802-P8

12/10/98

Tại độ sâu 3500m
trong ống khai
thác

2

90-P6

15/10/98

Tại độ sâu 4250m
trong cần ống khai
thác

3

904-P9

12/99

Phát hiện tại đầu
ra của máy bơm

VỊ TRÍ THU
GOM MẪU

THÀNH
PHẦN CỦA
MẪU
CaCO3
CaSO4
MgCO3
Fe
Cát
CaCO3
CaSO4
MgCO3
Fe
Cát
CaCO3
MgCO3
Fe

PHẦN TRĂM
THEO KHỐI
LƯỢNG
63
10
1
0,9
19
56
9,9
0,4
4,3

4,1
77,3
1,2
21,5

GHI
CHÚ


15

4

904-P9

12/99

Tại đáy giếng

5

920-P9

21/02/01

Tại độ sâu 1200m
trong cần ống khai
thác

6

CTP2

11/07/01

Mẫu thu gom trên
phin lọc

7

475-BK4

12/10/01

Trên cây thơng
khai thác

8

9

10

11

440-BK6

417-BK2

431-BK6

479-BK6

26/10/01

Mẫu thu gom tại
vị trí côn khai thác

31/12/01

Mẫu thu gom tại
độ sâu 110 m
trong cần ống khai
thác

20/10/01

Mẫu được phát
hiện ở côn khai
thác

20/10/01

Mẫu được phát
hiện ở côn khai
thác

CaCO3
MgCO3
Fe

CaCO3
MgCO3
CaSO4
NaCl
Fe3O4

63,6
4,9
0,3
71,5
4
4,5
0,6
1,2

CaCO3
CaSO4
MgCO3
NaCl
Fe
NaCl

1,2
1,9
0,1
36,7

CaCO3
MgCO3
CaSO4

NaCl
Fe2O3
CaCO3
MgCO3
CaSO4
NaCl
Fe2O3
SiO2
Dầu, nước
CaCO3
MgCO3
CaSO4
NaCl
Fe2O3
Cát
Dầu, nước
CaCO3
MgCO3
CaSO4
NaCl
Fe2O3
Cat
Dau

95,5
3,4
0,8
0,2
0,1
86,2

0,7
0,6
0,7
2,7
0,9
4,8
4,2
2,4
60,2
1,4
0,3
24,9
6,8
3,6
1,3
39,9
5,6
0,2
42.7

40
60


16

12

440-BK6

18/01/02

Mẫu được phát
hiện ở côn khai
thác

Trên phin lọc và
đầu ra của máy
bơm dầu

13

CTP2

06/02

14

423-BK4

11/02/03

Mẫu được phát
hiện trên côn khai
thác

15

817-P8

09/02/03

Mẫu được phát
hiện ở độ sâu 250
– 290m trong cần
ống khai thác.

16

407-BK3

04/03

17

407-BK3

14/08/03

18

440-BK6

14/08/03

Mẫu thu gom
trong cây thông
khai thác
Mẫu thu gom ở độ
sâu 1400 m trong

cần ống khai thác

CaCO3
MgCO3
CaSO4
NaCl
Fe2O3
Cát
Dầu, nước
CaCO3
MgCO3
CaSO4
NaCl
Fe2O3
CaO, K2O
CaCO3
MgCO3
CaSO4
NaCl
Fe2O3
CaO, K2O
CaCO3
MgCO3
CaSO4
NaCl
Fe3O4
Tạp chất

65,6
21,5

5,5
0,1
0,02
5.4
2,2
27,3
29,5
7.4
0,3
4.2
5,9
2,5
1,5
22,4
1,9
5,1
55,9
65,2
0,9
0,7
0,3
2,7
28,8

MgSO4
CaSO4
NaCl
Fe3O4
Khoáng vật
Dầu nước

CaSO4
SrSO4
Tạp chất
CaCO3
CaSO4

1,9
55,4
0.5
0,3
21,1
10,7
85
8
3
97
3

Mẫu
dầy 7
mm

Mẫu
dầy 9
mm


17

19

440-BK6

14/08/03

20

411-BK3

14/08/03

21

902-P9

14/08/03

22

412-BK3

14/08/03

23

423-BK4

16/08/03

Mẫu thu gom

trong cây thông
khai thác
Mẫu thu gom
trong cây thông
khai thác
Mẫu thu gom ở độ
sâu 1000 m trong
cân ống khai thác
Mẫu thu gom
trong cây thông
khai thác
Mẫu thu gom
trong cây thông
khai thác

24

423-BK4

16/08/03

Mẫu thu gom
trong cây thông
khai thác

25

CTP-2

09/03

Trên phin lọc của
máy bơm N 2-1

26

556-BK2

06/10/03

Trên ống chống Φ
168

27

428-BK2

12/10/03 Trên côn khai thác

28

439-BK6

07/01/05

Mẫu thu gom
trong cần ống khai
thác tại độ sâu
1768m

CaCO

98
2

CaSO4
SrSO4

48
52

CaCO3
CaSO4

91
3.5

CaCO3
CaSO4

85,3
5,4

CaSO4
CaCO3

42,5
1,5

CaSO4

SrSO4
NaCl
Tạp chất
NaCl
Na2SO4
CaCl2
CaSO4
MgSO4
Fe3O4
Cát
NaCl
CaSO4
Fe2O3

27
56
9
2
69,9
1,6
1,5
0,04
0,01
0,2
0,5
61
37
2

NaCl

Fe2O3
CaCO3
MgCO3
CaSO4
Fe2O3
Tạp chất
Dầu nước

96
4
65,8
4,7
0,8
1,6
5,4
20,7

Khi mỏ dầu chưa khai thác, nước vỉa cân bằng với đá chứa, chỉ khi quá
trình khai thác bắt đầu sự cân bằng gây nên sự thay đổi, muối kết tủa còn đá


18

chứa tiếp tục bị hoà tan. Sự mất cân bằng này diễn ra khi có sự thay đổi nhiệt độ,
áp suất và sự hịa trộn của hai nguồn nước khơng tương thích (nước bơm ép và
nước vỉa).
Tại các mỏ dầu khí cùng với dầu được khai thác lên là một lượng lớn nước
vỉa đi kèm, điều này gây nên rất nhiều vấn đề phức tạp, một trong những vấn đề
phức tạp đó là hiện tượng lắng đọng muối trên hệ thống khai thác.Theo thời gian
áp suất vỉa sụt giảm, để duy trì áp suất vỉa người ta phải bơm xuống một lượng

nước đã qua xử lý. Lượng nước này sau khi đi xuống vỉa sẽ tiếp tục hoà tan đá
cacbonat và trở lên bão hoà tại nhiệt độ và áp suất cao. Khi theo dầu khai thác đi
lên, nhiệt độ và áp suất giảm dẫn đến dung dịch trở lên quá bão hoà và hiện
tượng kết tủa xẩy ra. Hiện tượng kết tủa xẩy ra không chỉ trên hệ thống khai thác
mà cịn xẩy ra ngay trong vỉa dầu khí, điều này ảnh hưởng đến tính thấm của vỉa
và dẫn đến sản lượng khai thác bị sụt giảm, thiết bị làm việc khơng hiệu quả do
bị ăn mịn…Tại XNLD Vietsovpetro hiện tượng lắng đọng muối đã được phát
hiện từ năm 1998 ở các giếng 802-P8, 90-P6, 100-P6, 904-P9…Tính đến nay có
khoảng trên 20 giếng bị lắng đọng muối. Các giếng này bị lắng đọng muối ở cột
cần ống khai thác trong khoảng 110 ÷4250m, phần nhiều trong số chúng bị lắng
đọng muối trở lại sau khi được xử lý bằng các phương pháp hiện có của XNLD.
Ngồi ra hiện tượng lắng đọng muối cịn xẩy ra trên cây thơng khai thác như các
giếng 428-BK2, 457-BK4, 440-BK6, 411-BK3… hoặc trong hệ thống thu gom
xử lý vận chuyển dầu của giàn công nghệ trung tâm số 2 tại các vị trí như cụm
manifold, đường ống thu gom, bình tách cao áp, bình tách thấp áp, bình xử lý
nước, máy bơm, phin lọc, cơn, van…Tóm lại muối có thể hình thành tại bất cứ ở
vị trí nào từ vùng cận đáy giếng lên đến các thiết bị bề mặt, thành phần sa lắng
không chỉ thay đổi theo vị trí giếng khoan mà cịn thay đổi theo thời gian. Sự


19

khác biệt của thành phần cặn sa lắng trong cùng một giếng khoan tại những thời
điểm lấy mẫu khác nhau đã được phát hiện ở các giếng khoan 407, 412, 428. Sự
thay đổi này có thể là do thay đổi điều kiện khai thác, thay đổi độ ngập nước sản
phẩm hoặc thay đổi điều kiện thuỷ địa hóa vỉa.
Từ các kết quả phân tích ở trên cho ta thấy, tất cả các loại muối tìm thấy ở
XNLD là các loại muối thường gặp ở các mỏ dầu trên thế giới, trong đó có hai
loại muối chính chiếm số lượng lớn là Canxi cacbonat và Canxi sulphat…
1.2. Các giải pháp đã áp dụng và kết quả

Để tẩy rửa lớp paraffin lắng đọng trên cột ống nâng sản phẩm, hiện XNLD
đang áp dụng phổ biến là dùng dầu nóng hoặc hơi nước nóng bơm rửa cột ống
nâng. Để thực hiện cần phải dừng giếng, xả hết áp suất ngồi cần sau đó dùng
dầu nóng hoặc hơi bơm liên lục trong 3 ÷4 giờ.
Nhược điểm của phương pháp trên là:
- Phải dừng giếng từ 2 đến 3 lần trong một tháng để rửa paraffin;
- Phải trang bị hệ thống tạo hơi nóng và bơm hơi nóng vào giếng. Với
nhiệt độ hơi nóng cao làm lão hóa các mặt bích cao su của thiết bị đầu miệng
giếng và dẫn đến rò rỉ;
- Trên giàn phải có giếng khai thác có nhiệt độ miệng giếng cao để bơm
rửa. Điều này là một hạn chế đáng kể vì vào giai đoạn cuối của quá trình khai
thác, các giếng sẽ phải chuyển sang khai thác gaslift, khi đó khơng dùng dầu
nóng để bơm rửa được.
Để khắc phục những nhược điểm trên, tác giả đề xuất giải pháp bơm hỗn
hợp hóa phẩm vào dịng sản phẩm khai thác.


20

Bản chất của giải pháp bơm hỗn hợp hóa phẩm vào dòng sản phẩm khai
thác là làm thay đổi cấu trúc dòng chảy của hỗn hợp sản phẩm, nhằm giảm sự
trượt của khí, tăng hiệu qủa nâng đẩy của khí nén. Mặt khác hỗn hợp hóa phẩm
cịn có khả năng ức chế sự lắng đọng paraffin và muối trên thành ống nâng. Bơm
hóa phẩm được tiến hành theo hai phương pháp khác nhau:
1. Hoá phẩm được bơm trực tiếp xuống đáy giếng khai thác dầu nhờ hệ
ống dẫn và bơm đẩy. Hiện nay công nghệ này đang được áp dụng cho các giếng
khai thác ở mỏ Rồng (hình 1.2).
Nhiệt độ vỉa sản phẩm ở mỏ Rồng thấp, khoảng 85 ÷ 900C. Mặt khác qua
thử nghiệm thì hố phẩm tác dụng tốt ở nhiệt độ cao hơn 70 0C nên ở mỏ Rồng đã
lựa chọn phương pháp bơm hóa phẩm ngay vào dòng sản phẩm ở đáy giếng. Bộ

thiết bị lòng giếng ngồi gồm những thiết bị thơng thường cịn được trang bị
thêm túi dựng van để bơm hoá phẩm; van bơm hóa phẩm và ống dẫn hóa phẩm
(có đường kính 3/8 inch). Van bơm hố phẩm có van ngược ngăn không cho sản
phẩm chuyển động từ trong ống nâng ra vùng khoảng không vành xuyến. Khi áp
suất bơm đẩy lớn hơn áp suất sản phẩm trong ống thì hóa phẩm chuyển động vào
trong ống nâng, hoà trộn với sản phẩm khai thác, kết qủa là cải thiện tính lưu
biến của sản phẩm khai thác, tăng hiệu qủa khai thác giếng dầu.
Nếu với định lượng hóa phẩm khoảng 200ppm thì với giếng cho sản
phẩm khoảng 300 tấn/ngđêm thì mỗi ngày cần phải bơm 60kg hóa phẩm.
Trên giàn khai thác khoảng 3000tấn dầu thì mỗi ngày phải bơm khoảng 600
kg hóa phẩm.
2. Hố phẩm được bơm hồ trộn vào dịng khí nén nhờ bơm định lượng.
Khí nén cùng hóa phẩm qua van gaslift hịa trộn với sản phẩm. Cơng nghệ này
hiện đang được áp dụng cho mỏ Bạch Hổ.


21

Đối với công nghệ này, về mặt cấu trúc của giếng hồn tồn giống như
giếng khai thác gaslift thơng thường. Tuy nhiên để sử dụng cơng nghệ này thì
trên giàn cần trang bị thêm hệ thống bơm định lượng để bơm đẩy hố phẩm hồ
trộn với dịng khí cao áp.
Do các giếng khai thác gaslift có sản lượng khác nhau và hàm lượng nước
cũng như nhiệt độ miệng giếng khác nhau. Chính vì vậy đối với từng giếng cụ
thể cần phải lựa chọn một chế độ bơm cũng như định lượng hóa phẩm thích hợp.
Để sử dụng cơng nghệ này, XNLD đã nghiên cứu, lựa chọn để đưa ra
được hỗn hợp hóa phẩm bơm cùng với dịng khí nén gaslift. Cụ thể, đối với
giếng khai thác có sản lượng khoảng 20 tấn/ngđêm. Nếu định lượng hóa phẩm
300ppm thì mỗi ngày cần bơm 6 kg hóa phẩm. Nếu bơm đồng thời cho 40 giếng
khai thác gaslift có sản lượng nhỏ thì mỗi ngày cần bơm 250 ÷ 300 kg hóa phẩm.

Hiện nay XNLD Vietsovpetro đang chuẩn bị những khâu cuối cùng để đưa ra
thử nghiệm cơng nghiệp ngồi mỏ. Sau khi thử nghiệm cơng nghiệp nếu kết quả
khả quan thì sẽ đề xuất để áp dụng cho nhiều giếng tại mỏ Bạch Hổ.


22

Ịðóáêàđiều
óï ðàâë åí èvan
ÿ
êëỐng
àï àí ỵ ì -ỵ khiển
ịđåêàịåë åì an tồn
Ê ë àï àí - ỵ ịđåêàịåë ü

Van an ton

Mandrel

ẹờõổố ớ ớ ỷ ồ ờỡ ồỷ
( óỗở ố ụ ũớ ỷ ồ ỡ ớ ọồở ố )

ềúỏờ
ùphm
ợ ọữố è í ãè áè ịỵ ðà
Ống
dẫn äë
hóa
Ì àí äðåë ü è êëàï àí

Vanäëbơm
ÿ ââỵhóa
äà èphẩm
í ãè áè ịỵ ðà

Ưè ðêóë ÿưè ỵ í í û é êë àï àí
hồn
ìVan
åõàí tuần
è ÷åđêỵ
ãỵ äåé địâè ÿ
Ịåðì ỵ êỵ ì ï åðđàịỵ ð

Thiết b bự tr nhit

ẽ ũúỏợ ờ
ẽPacker
ờồ
ẽ ợ ủọợ ữớ ỷ é í è ï ï åë ü
ïNippel
ðè åì í ỵ óợ ờở ù ớ
ẹồỗớ ợ ộ ờ ởù ớ Van
ct ỵ
v ựng
ớ ù õở
nh
õợ ợ ớhng
ờ

Hỡnh 1.2. S đồ cung cấp hóa phẩm cho giếng