1
BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT



TRẦN TRỌNG ĐẠI

NGHIÊN CỨU KHẢ NĂNG ỨNG DỤNG BƠM ÉP DUNG DỊCH
POLYMER - NƯỚC NHẰM NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU TẠI
BỂ CỬU LONG
Chuyên ngành: Kỹ thuật khoan, khai thác và cơng nghệ dầu khí
Mã số

: 60.53.50

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC

PGS.TS Lê Xuân Lân

HÀ NỘI - 2008


2

DANH MỤC CHỮ VIẾT TẮT

EOR

: Thu hồi dầu tăng cường

APIo

: Đơn vị đo tỷ trọng theo tiêu chuẩn viện dầu khí Quốc gia Mĩ

cP

: Đơn vị đo độ nhớt

Ft

: Đơn vị đo chiều dài theo feet

o

: Đơn vị đo nhiệt độ theo FahrenHeit

PV

: Tồn bộ thể tích rỗng của đá chứa

OIP

: Thể tích dầu ban đầu

Bar

: Đơn vị đo áp suất


F


3

DANH MỤC BẢNG
Trang

Bảng 2.1: Giảm độ thấm sau khi bơm ép polymer trên mẫu ……………. 26
Bảng 2.2: Các thông số mẫu thí nghiệm ………………………………… 29
Bảng 2.3: Sự hấp thụ polymer trong môi trường rỗng …………………... 39
Bảng 2.4: Kết quả thử nghiệm polymer của mỏ tại Elliasville Caddo …. 42
Bảng 3.1: Các thông số dung dịch polymer XCD ………………………... 51
Bang 4.1: Kết quả phân tích XRD ……………………………………….. 62
Bảng 4.2: Th«ng sè dầu vỉa móng Bạch Hổ 68
Bng 4.3: Thành phần trung bình dầu vỉa 68
Bng 4.4: Cỏc thụng s ca mơ hình mỏ ………………………………... 73
Bảng 4.5: Các thơng số dung dịch Bio-polymer XCD ………………….. 74
Bảng 4.6: Kết quả thí nghiệm nâng cao hệ số thu hồi …………………… 76


4

DANH MỤC HÌNH
Trang

Hình 1.1: Các giai đoạn thu hồi dầu …………………………………....... 10
Hình 2.1: Phân vùng bơm ép dung dịch polymer ………………………... 21
Hình 2.2: Độ phân tán theo vận tốc bơm…độ nhớt cao …………………. 29
Hình 2.3: Độ phân tán theo vận tốc bơm…độ nhớt thấp ………… .……. 30

Hình 2.4: Ảnh hưởng của nồng độ polymer …………………………….. 31
Hình 2.5: Ảnh hưởng của muối …………………………………….…… 32
Hình 2.6: Tương qua giữa lượng dầu khai thác ………………..……....... 33
Hình 2.7: % mất khả năng giảm độ linh động …………………………… 35
Hình 2.8: Ảnh hưởng của nồng độ NaCl2 và CaCl2 …………………….. 36
Hình 2.9: Hấp thụ tĩnh trong Silicat…………………………………..…. 38
Hình 2.10: Ảnh hưởng của nồng độ polymer …. ………………………... 39
Hình 2.11: Sự hấp thụ polymer theo nồng độ polymer ………………...... 41
Hình 2.12: Sự phân bố lượng polymer bị hấp thụ trong mẫu .………….. 41
Hình 2.13& 2.14: Thử nghiệm bơm ép polymer ……............................... 46
Hình 3.1: Cấu trúc phân tử polymer ……………………………………. 47
Hình 3.2: Dụng cụ thử nghiệm hệ số chắn ………………………………. 50
Hình 3.3: Thay đổi độ nhớt dẻo sau khi đốt ……………………………... 54
Hình 3.3: Thay đổi hệ số chắn theo nồng độ …………………………….. 54
Hình 4.1: Phân bố tữ lượng móng ……………………………………….. 57
Hình 4.2: Cấu trúc khơng gian rỗng ……………………………………. . 64
Hình 4.3: Phân bố độ rỗng và thấm ……………………………………… 65
Hình 4.4: Dự báo sản lượng và ngập nước ………………………………. 70
Hình 4.5: Độ nhớt của dung dịch XCD ………………………………….. 75
Hình 4.6: Giảm độ linh động của XCD so với nước …………………….. 75
Hình 4.7: Hệ số thu hồi dầu của polymer và nước ……………………… 78
Hình 4.8: Sơ đồ thí nghiệm bơm ép …………………………………….. 79


5

MỤC LỤC
Trang
MỞ ĐẦU


Chương 1 - CÁC PHƯƠNG PHÁP NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI
1.1 Các phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu …………………..…… 10
1.1.1 Nhóm phương pháp nhiệt …………………………………………. 10
1.1.2 Nhóm phương pháp khí …………………………………………… 11
1.1.3 Nhóm phương pháp hố học ……………………………………… 16
Chương 2 - NGHIÊN CỨU CƠNG NGHỆ BƠM ÉP POLYMER
2.1 Giới thiệu Polymer trong nâng cao hệ số thu hồi ……………............ 19
2.2 Nghiên cứu dung dịch Polymer trong nâng cao thu hồi …………..… 24
2.2.1 Điều chỉnh độ linh động …………………………………………... 24
2.2.2 Dịng polymer qua mơi trường rỗng ………………………………. 26
2.2.3 Những yếu tố ảnh hưởng đến quá trình bơm ……………………… 29
2.2.4 Những vấn đề tồn tại trong bơm ép …………………………..…... 33
Ví dụ minh hoạ bơm ép polymer …………………………………..…...... 41
Chương 3 - LỰA CHỌN VÀ THỬ NGHIỆM POLYMER
3.1 Polymer tổng hợp ……………………………………………………. 47
3.2 Polymer tự nhiên …………………………………………………….. 47
3.3 Thử nghiệm polymer ………………………………………………… 48
3.3.1 Thử nghiệm sự chịu nhiệt …………………………………………. 49
3.3.2 Thử nghiệm hệ số chắn
Chương 4 - MÓNG BẠCH HỔ VÀ THỬ NGHIỆM BƠM ÉP POLYMER
4.1 Tiềm năng gia tăng thu hồi dầu mỏ Bạch Hổ ……………………….. 55
4.2 Đặc tính vỉa …………………………………………………………. 58
4.3 Khả năng bơm ép dung dịch polymer cho móng Bạch Hổ ………….. 68
4.4 Xây dựng mơ hình và tính tốn hiệu quả kinh tế……………………. 69
KẾT LUẬN
TÀI LIỆU THAM KHẢO


6


MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết của đề tài
Nâng cao hệ số thu hồi dầu đối với các mỏ dầu tại bồn trũng Cửu Long
đang là đề tài quan tâm, nghiên cứu của Tập đồn dầu khí Quốc gia Việt Nam
trong thời điểm hiện nay, khi nguồn năng lượng dầu mỏ đang suy giảm. Nhiều
mỏ đang ở giai đoạn khai thác thứ cấp, sử dụng bơm ép nước để để duy trì áp
suất và sản lượng. Điều này dẫn tới tình trạng ngập nước xảy ra phổ biến ở
các giếng khai thác kéo theo hiệu suất thu hồi dầu cuối cùng của toàn mỏ đạt
tỷ lệ thấp.
Theo đánh giá của hội đồng dầu khí Quốc gia Mỹ hướng phát triển của
cơng nghệ nâng cao hệ số thu hồi dầu phụ thuộc nhiều vào sự áp dụng công
nghệ và giá dầu trên thế giới. Trong đó tỷ lệ các phương pháp hố học sẽ
chiếm một tỷ trọng lớn nhất. Vì vậy triển vọng áp dụng các phương pháp hoá
học nhằm nâng cao hệ số thu hồi là rất lớn trên cơ sở giảm chi phí nhờ áp
dụng các tiến bộ về mặt cơng nghệ. Nghiên cứu ứng dụng các phương pháp
hố học nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu ở Việt Nam là một xu thế tất yếu
đặc biệt là phương pháp bơm ép dung dịch polymer
2. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu của đề tài là các mỏ dầu tại bể Cửu Long thuộc
thềm lục địa khu vực phía Nam Việt Nam.
Phạm vi nghiên cứu tại tầng móng mỏ Bạch Hổ.
3. Mục đích của đề tài
Làm sáng tỏ đặc điểm địa chất, nghiên cứu công nghệ bơm ép để nâng
cao hệ số thu hồi dầu cuối cùng của mỏ tại bể Cửu Long
4. Nhiệm vụ của đề tài
- Xem xét các yếu tố ảnh hưởng trong bơm ép dung dịch polymer.
- Những vấn đề tồn tại trong trong bơm ép dung dịch polymer.


7


- Lựa chọn polymer để bơm ép.
- Làm sáng tỏ các đặc điểm địa chất của khu vực nghiên cứu.
- Chạy mơ hình thí nghiệm.
5. Nội dung nghiên cứu
- Tìm hiểu về các phương pháp thu hồi dầu trên thế giới.
- Nghiên cứu về công nghệ bơm ép.
- Lựu chọn và thử nghiệm polymer.
- Làm sáng tỏ các đặc điểm địa chất của mỏ.
- Thực hiện các thí nghiệm về bơm ép polymer trên mẫu.
6. Phương pháp nghiên cứu
Phương pháp thực nghiệm: Khảo sát, phân tích, lấy mẫu…
Phương pháp địa chất: Phân tích các đặc diểm địa chất, tính chất đá chứa
và tính chất lưu thể trong mỏ.
Phương pháp tính tốn lý thuyết: Tính tốn các thơng số trong cơng nghệ
bơm ép polymer.
Phương pháp phân tích hệ thống: Nhằm xác định các nguyên tắc chung
tiến hành nghiên cứu đề tài…
7. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Là cơ sở khoa học để áp dụng cho các mỏ trong nâng cao hệ số thu hồi
dầu khí tại Việt Nam bằng phương pháp bơm ép dung dịch polymer.
Hiện tại các mỏ dầu tại bể Cửu Long đang trong giai đoạn suy giảm về
sản lượng khai thác. Áp dụng thành cơng phương pháp này có ý nghĩa rất lớn
về kinh tế.
8. Cơ sở tài liệu
Luận văn được viết trên cơ sở:
- Các nghiên cứu đặc điểm địa chất của mỏ cũng như các chất lưu trong
vỉa.



8

- Các nghiên cứu về công nghệ bơm ép polymer của các tác giả trên thế
giới và tại Việt Nam.
- Các nghiên cứu khảo sát về polymer của các tác giả trong nước.
9. Cấu trúc của đề tài
Toàn bộ luận văn được trình bày trong trong 4 chương, phần mở đầu và
kết luận gồm: 83 trang, 11 bảng biểu, 26 hình và danh mục tài liệu tham khảo.
Xin trân trọng cảm ơn thầy hướng dẫn PGS.TS Lê Xuân Lân, thầy phản
biện PGS.TS Hoàng Dung và TS. Phạm Xuân Toàn, cùng các bạn đồng
nghiệp trong Tập đồn Dầu khí Quốc gia Việt Nam đã cộng tác giúp đỡ tơi
hồn thành luận văn.
Hà nội, ngày 09 tháng 05 năm 2008
Tác giả


9

Chương 1

CÁC PHƯƠNG PHÁP
NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU
Nâng cao hệ số thu hồi dầu EOR (Enhanced Oil Recovery) là công tác
quan trọng trong điều hành quản lý mỏ nhằm tận thu tài ngun trong lịng đất.
Đó là q trình thu hồi dầu khí bằng cách bơm các tác nhân không đặc trưng
cho vỉa vào vỉa sản phẩm với mục đích khai thác tối đa sản phẩm hydrocarbon
từ vỉa. Quá trình này đặc biệt quan trọng khi các mỏ đã chuyển sang giai đoạn
khai thác thứ cấp khi sản lượng khai thác giảm và tình trạng ngập nước của
mỏ tăng nhanh chóng.
Q trình thu hồi mỏ dầu thường thực hiện trong 3 giai đoạn:

 Thu hồi sơ cấp là thể tích chất lưu thu được nhờ sử dụng năng lượng tự
nhiên hiện có trong mỏ ở cả hai vùng sản suất và kế cận.
 Thu hồi thứ cấp đạt được nhờ bổ xung năng lượng vào mỏ chẳng hạn
như ép khí vào mũ khí hoặc ép nước. Ngày nay giải pháp ép nước vào biên
mỏ, biên giếng để đẩy dầu vào giếng là phổ biến và tăng năng lượng tự
nhiên của mỏ.
 Căn cứ vào giai đoạn phát triển của từng mỏ, tuỳ theo tính chất vật lý
ngồi hai kiểu thu hồi trên người ta còn dùng cấp thu hồi tăng cường (tận
thu) hoặc thu hồi tam cấp mà giải pháp chính là thay đổi tính chất vật lý
của dầu mỏ. Có thể áp dụng ngay sau khi đã tiến hành khai thác thứ cấp,
song trong nhiều trường hợp để nâng cao hiệu quả thu hồi dầu cuối cùng
thì thu hồi tam cấp được thực hiện ở giai đoạn thu hồi đầu tiên của mỏ.
Các phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu (tam cấp) có thể chia ra là ba
nhóm phương pháp sau (xem hình 1.1):
 Nhóm phương pháp nhiệt.
 Nhóm phương pháp hố học.


10

 Nhóm phương pháp khí.
 Các phương pháp khác: Vi sinh, điện v.v…

Hình 1.1: CÁC GIAI ĐOẠN THU HỒI DẦU


11

1.1 Các phương pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu
1.1.1 Nhóm phương pháp nhiệt

1.1.1.1 Đốt vỉa tại chỗ
Phương pháp đốt nhiệt tại chỗ hay còn gọi là phương pháp bơm ép lửa là
cung cấp khơng khí đầy đủ để duy trì đốt dầu vỉa hoặc khí đồng hành ngay tại
giếng bơm ép. Một phương pháp thường hay gặp trong áp dụng bơm ép đốt tại
chỗ là kết hợp giữa bơm ép nước và đốt. Một cách áp dụng khác là sau khi đốt
nhiệt tại 1 giếng nào đó, sau đó chuyển ngay chính giếng này trở̉ thành giếng
khai thác. Tuy nhiên chưa có một báo cáo nào nói về thành công của phương
pháp này.
Phương pháp đốt nhiệt tại chỗ gia tăng thu hồi dầu bằng cách làm giảm
độ nhớt của dầu vỉa do cung cấp nhiệt đốt nóng vỉa bằng cả truyền nhiệt lẫn
đối lưu. Bằng nhiệt lượng đốt nóng tại vỉa đã làm cho dầu nặng bị cracking
thành dầu nhẹ hơn. Đốt cháy cả những phần tạo than (Coke) sau quá trình
cracking.
 Những hạn chế của phương pháp
Nếu khơng đủ lượng coke (có trong dầu) đóng cặn tại vỉa, khơng thể duy
trì được việc đốt cháy dầu hay khí đồng hành tại vỉa. Chính hạn chế này dẫn
tới khả năng áp dụng đốt nhiệt tại chỗ đối với những dầu có thành phần
parafinic là thấp. Nếu lượng coke đóng cặn nhiều thì tốc độ dịnh chuyển mặt
cháy chậm và lượng khơng khí cần cho phản ứng cháy là rất nhiều. Lượng dầu
bão hoà và lỗ rỗng phải cao thì mới hạn chế tối đa sự mất nhiệt cho đá chứa.
Quá trình bơm ép này diễn ra chủ yếu tại nóc các vỉa do vậy những tầng chứa
lớn hiệu quả quét sẽ kém.
Phương pháp này làm tăng độ linh động của dầu dẫn tới hiện tượng lưỡi
nhiệt tới được giếng khai thác xảy ra nhanh hơn. Đây là một phương pháp khá
phức tạp, tốn kém và rất khó điều khiển. Quá trình đốt dưới vỉa tạo ra nhiều


12

khí thải có hại cho mơi trường. Bên cạnh những vấn đề trên là xảy ra hiện

tượng ăn mòn do độ PH nước nóng thấp, hiện tượng tạo nhũ tương giữa dầu
và nước, tăng nguy cơ chảy cát, tăng nguy cơ đóng cặn và có thể làm hỏng
ống khai thác do nhiệt độ cao.
1.1.1.2 Phương pháp bơm ép hơi nước
Phương pháp bơm ép hơi nước là phương pháp bơm ép liên tục 80%
lượng hơi nước xuống vỉa nhằm đẩy dầu tới giếng khai thác. Thông thường
trên thực tế người ta thường áp dụng bơm ép/khai thác tuần hoàn xuống ngay
giếng khai thác nhằm kính thích vỉa.
Phương pháp này gia tăng thu hồi dầu bằng cách gia tăng nhiệt cho dầu
vỉa nhằm làm giảm độ nhớt. Bổ xung năng lượng cho vỉa để đẩy dầu về giếng
khai thác. Chính nhiệt lượng hơi nước này làm chưng cất những thành phần
nhẹ trong dầu vỉa.
Bão hoà dầu phải tương đối cao và vỉa phải dầy ít nhất 20 ft nhằm hạn
chế mất nhiệt. Đối với những loại dầu có độ nhớt nhỏ hơn thì có thể áp dụng
khi trước đó chưa bơm ép nước. Bơm ép hơi nước thường được áp dụng đối
với những vỉa dầu có độ nhớt lớn, vỉa có độ thấm cao hay vỉa cát khơng gắn
kết. Do q trình tổn thất nhiệt tại lòng giếng nên bơm ép hơi nước thường áp
dụng đối với những vỉa nông, càng nông càng tốt chỉ cần đảm bảo tốt lưu
lượng bơm ép. Bơm ép hơi nước thường không áp dụng trên vỉa carbonate.
Bởi vì khoảng 1/3 lượng dầu khai thác sẽ dùng cho quá trình tạo hơi nước, giá
thành cho một thùng dầu khi áp dụng phương pháp bơm ép này cao. Đối với
vỉa có hàm lượng sét dễ trương nở thấp sẽ dễ dàng bơm ép hơn.
1.1.2 Nhóm phương pháp khí
1.1.2.1 Phương pháp bơm ép N2
Bơm ép khí nitơ và khí thải (thành phần chiếm 80% là nitơ) là một trong
những phương pháp bơm ép khí nhằm gia tăng thu hồi dầu. Đây là phương


13


pháp bơm ép khí rẻ tiền do khơng dùng khí hydrocarbon nhằm đẩy dầu. Tuỳ
thuộc vào áp suất bơm ép và thành phần dầu, khí bơm ép này sẽ trộn lẫn hoặc
khơng trộn lẫn với dầu. Khí nitơ và khí thải khi bơm ép xuống vỉa trộn lẫn với
dầu theo cơ chế bay hơi. Dưới áp suất bơm ép đủ lớn, những thành phần nhẹ
trong dầu bay hơi vào khí bơm ép tạo thành hỗn hợp mới tại mặt tiến đẩy dầu.
Sau đó những thành phần hydrocarbon nặng hơn tiếp tục tách ra từ dầu trộn
lẫn với hỗn hợp này. Quá trình này diễn biến liên tục cho đến khi dầu hồn
tồn trộn lẫn với khí bơm ép.
Việc dùng khí cho bơm ép với áp suất cao đã bổ xung được những năng
lượng đã mất và tạo một năng lượng rất lớn cho vỉa. Thêm vào đó, khí này
chiếm chỗ các lỗ rỗng tạo năng lượng đẩy dầu dư, thay đổi tính chất của dầu
vỉa như tăng thể tích và giảm độ nhớt của dầu. Để giảm ảnh hưởng của hiện
tượng phân đới tỷ trọng, khí thường được bơm từ vị trí cao xuống. Chính vì
vậy, bơm ép khí đạt hiệu quả cao khi áp dụng tại những vỉa nghiêng.
Bơm ép khí nitơ và khí thải chỉ trộn lẫn hồn toàn được với dầu khi dầu
là dầu nhẹ và áp suất bơm ép rất cao nên phương pháp này thường chỉ áp dụng
với những vỉa sâu hoặc vỉa có áp suất vỉa cao. Những dự án bơm ép này thành
công nhất đối với những vỉa nghiêng để làm cân bằng về tỷ trọng tại mặt bơm
ép. Đối với những dự án bơm ép trộn lẫn hay khơng trộn lẫn thì độ dốc của
vỉa quyết định đến thành công của dự án.
Do độ nhớt và tỷ trọng của khí và của dầu rất khác biệt nên hiện tượng
phân tỏa dạng ngón và phân đới tỷ trọng trong bơm ép diễn ra rất nghiêm
trọng dẫn đến hiệu qủa quét ngang và quét đứng thấp. Thêm vào đó, việc tách
khí này ra khỏi khí khai thác ngay sau thời điểm vọt khí là vấn đề cần phải
quan tâm. Ngồi ra bơm ép khí thải còn gây ra hiện tượng ăn mòn trong ống
khai thác do trong khí thải chiếm 15% hàm lượng là CO2. Trên thực tế, phần
lớn các dự án bơm ép khí nitơ là sử dụng khí thải.


14


1.1.2.2 Phương pháp bơm ép khí hydrocarbon
Phương pháp bơm ép hydrocarbon trộn lẫn bao gồm bơm ép những
hydrocarbon nhẹ (như khí đồng hành, khí đã được làm giàu bằng khí nặng
như LPG, hoặc khí gas tự nhiên) xuống vỉa. Có 3 cách bơm ép khác nhau đã
và đang được sử dụng. Khi sử dụng nút khí gas hố lỏng (LPG) là 5% PV (thể
tích rỗng), khí này sẽ trộn lẫn ngay với dầu vỉa theo cơ chế trộn lẫn tiếp xúc 1
lần và bơm ép nút tiếp theo là khí tự nhiên hoặc khí tự nhiên và nước. Cách
thứ 2 là phương pháp bơm khí hydrocarbon đã được làm giàu (Enriched gas).
Khí này khi trộn lẫn với dầu theo cơ chế trộn lẫn tiếp xúc nhiều lần theo dạng
cơ chế ngưng tụ. Thường bơm ép với nút từ 10% đến 20% PV khi đã được
làm giàu bằng thành phần từ C2 đến C6, và tiếp ngay sau là nút khí gas bình
tách hoặc khí gas tự nhiên và có thể là nước. Thành phần khí làm giàu này có
thể chuyển từ khí sang dầu (từ nhẹ sang nặng). Và cách bơm ép cuối cùng
cũng là cách bơm ép phổ biến nhất là bơm ép áp suất cao hay bơm ép khí theo
cơ chế trộn lẫn tiếp xúc nhiều lần theo cơ chế bay hơi. Cách bơm ép này là
dùng khí bình tách (lean gas) hoặc khí gas tự nhiên (natural gas) bơm ép với
áp suất cao làm bay hơi thành phần từ C2 đến C6 trong dầu vỉa. Hai cách bơm
ép này (cơ chế ngưng tụ và cơ chế bay hơi) luôn xảy ra xen kẽ với nhau trong
mọi điều kiện bơm ép.
Trộn lẫn với dầu qua hai cơ chế là bơm ép trộn lẫn theo dạng cơ chế
ngưng tụ và cơ chế bay hơi. Việc tạo ra hai cơ chế này tuỳ thuộc vào thành
phần khí bơm ép và điều kiện bơm ép, trên thực tế hai cơ chế này ln xảy ra
lẫn lộn khơng có ranh giới rõ ràng.
Bằng cách trộn lẫn với dầu tại vỉa khi đạt điều kiện trộn lẫn, khí bơm ép
này làm tăng thể tích dầu vỉa đồng thời làm giảm độ nhớt của chúng. Những


15


sự thay đổi này dẫn tới dầu vỉa thoát ra khỏi các bẫy dầu tới được giếng khai
thác.
Cũng như phương pháp bơm ép khí nitơ, bơm ép khí hydrocarbon cũng
tạo năng lượng rất lớn cho vỉa và bù lại những năng lượng đã mất trong suốt
q trình khai thác. Ngồi ra bơm ép khí cịn làm tăng lượng bão hồ khí
trong vỉa. Thêm vào đó, việc bơm ép khí này cũng thuận lợi đối với những vỉa
nghiêng.
 Những hạn chế của phương pháp khi áp dụng
Độ sâu tối thiểu được định bằng chính áp suất trộn lẫn tối thiểu. Áp suất
này vào khoảng 1.200 psi đối với khí gas hố lỏng và vào khoảng 4.000 psi
đến 5.000 psi đối với bơm ép khí áp suất cao như khí đồng hành và khí gas tự
nhiên, và áp suất này cịn tuỳ thuộc vào loại dầu nữa. Phương pháp bơm ép
này cũng rất cần đến những vỉa có góc nghiêng để đảm bảo sự cân bằng về
trọng lực tại mặt tiếp xúc giữa khí bơm ép và dầu vì tỷ trọng giữa khí và dầu
thường có sự chênh lệch lớn.
Hiện tượng phân đới tỷ trọng và hiện tượng phân tỏa dạng ngón xảy ra
mãnh liệt dẫn tới hiệu suất quét đứng và quét ngang đều thấp. Do bơm ép khí
hydrocarbon cần một áp suất bơm ép cao nên lượng khí dùng cho bơm ép là
rất lớn. Ngồi ra trong bơm ép khí gas hố lỏng thì một lượng lớn khí này lại
bị giữ lại vỉa và không thể lấy lên được.
1.1.2.3 Phương pháp bơm ép khí CO2
Bơm ép CO2 là phương pháp tiến hành bằng cách bơm một lượng lớn khí
CO2 xuống vỉa (khoảng 30% PV). Mặc dù cơ chế trộn lẫn của CO2 với dầu vỉa
không phải là trộn lẫn tiếp xúc 1 lần mà là tiếp xúc nhiều lần. Khí CO2 này
chiết thành phần từ C2 đến C6 (từ thành phần nhẹ đến trung bình) từ dầu vỉa.
Nếu áp suất bơm ép đủ lớn quá trình trộn lẫn tiếp tục giữa dầu vỉa và khí bơm


16


ép đạt tới hoàn toàn nhưng trải qua nhiều giai đoạn. Đối với bơm ép khơng
trộn lẫn thì hiệu qủa đẩy dầu sẽ kém trộn lẫn nhưng vẫn tốt hơn bơm ép nước.
Khí CO2 được bơm ép xuống vỉa, CO2 làm dầu vỉa tăng thể tích lên thậm
chí có thể đạt tới 1.3 lần và làm độ nhớt của dầu giảm tới 12 lần (Klins, 1984),
CO2 đặc biệt trộn lẫn rất tốt với dầu có tỷ trọng cao. Ngồi ra, khí CO2 cịn
thường có tỷ trọng cao gần bằng tỷ trọng của dầu tại áp suất bơm ép, chính vì
vậy mà ảnh hưởng của phân dị trọng lực trong bơm ép khí CO2 ít nghiêm
trọng hơn so với bơm ép các chất khí khác. Thêm vào đó, CO2 cịn có khả
năng nổi trội khác so với các chất khí bơm ép khác là khả năng hoà tan vào
nước. Đối với những vùng dầu bị bao bọc bởi nước, khí bơm ép khác rất khó
có thể tiếp xúc với dầu vỉa cịn riêng đối với khí CO2 thì khả năng tiếp cận
được là dễ dàng hơn. Do vậy, hiệu qủa bơm ép của CO2 thường cao hơn so
với các khí bơm ép khác. Ngồi ra CO2 cịn làm giảm sức căng bề mặt giữa
dầu vỉa và pha CO2/dầu tại vùng gần vùng trộn lẫn, sự thay đổi này làm tăng
khả năng đẩy dầu của khí CO2.
 Những hạn chế của phương pháp
Đối với việc áp dụng bơm ép CO2 ngày càng trở nên thơng dụng trên thế
giới. Tuy nhiên tính hiệu qủa kinh tế của việc áp dụng phương pháp bơm ép
này cịn tùy thuộc vào nguồn khí CO2. Giá thành áp dụng bơm ép khí CO2 sẽ
rất cao nếu khơng có sẵn nguồn cung cấp khí, một hạn chế nữa của phương
pháp là chi phí tách khí CO2 từ khí đồng hành được đưa vào tiêu thụ.
Do khí CO2 tan được với nước nên hiện tượng ăn mòn thiết bị lòng
giếng trở nên nghiêm trọng. Để áp dụng thuận lợi phương pháp này cần phải
lắp đặt một số thiết bị chun dùng trong bơm ép khí CO2. Ngồi ra, thơng
thường thì hiện tượng vọt khí (thời điểm mà khí bơm ép xuất hiện tại giếng
khai thác) xảy ra sớm trong các dự án bơm ép do hiện tượng phân đới tỷ trọng


17


(khí bơm ép dịch chuyển thành đới trên nóc vỉa) và phân tỏa dạng ngón (tại
mặt ranh giới đẩy dầu, khí đẩy dầu theo hình dáng ngón tay) diễn ra nghiêm
trọng.
1.1.3 Nhóm phương pháp hố học
1.1.3.1 Phương pháp bơm ép Micellar/polymer, chất hoạt động bề mặt và
chất kiềm
Một dự án bơm ép micellar/polymer cổ điển bao gồm bơm ép một nút
dung dịch có chứa nước, chất hoạt động bề mặt, polymer, chất điện phân.
Bơm ép dung dịch này nhằm tăng diện tích quét của chất đẩy và đồng thời
tăng hiệu quả đẩy dầu bằng cách bơm cùng các chất hoạt động bề mặt. Nút
dung dịch này thường vào khoảng 5% đến 15% PV cho các nút dung dịch có
nồng độ chất hoạt động bề mặt cao và từ 15% đến 50% cho các nút có nồng
độ chất hoạt động bề mặt thấp. Bơm ép tiếp theo sau các nút chất hoạt động bề
mặt là hỗn hợp giữa nước và polymer. Dung dịch polymer thường có nồng độ
vào khoảng 500 đến 2000 mg/l, và thể tích dung dịch polymer dùng cho bơm
ép vào khoảng 50% PV hoặc có thể hơn nữa. Đối với bơm ép các chất kiềm
thì cần một lượng lớn nước được pha với chất kiềm và chất hoạt động bề mặt
nhằm tác động lên tương tác giữa dầu và đá. Cho tới thời điểm năm 1997,
chưa có một loại chất kiềm riêng rẽ nào được dùng cho bơm ép.
Bơm ép chất hoạt động bề mặt và kiềm là phương pháp gia tăng thu hồi
dầu bằng cách làm giảm sức căng bề mặt giữa dầu và nước. Chính vì điều
này, dầu tại trong các lỗ rỗng dễ dàng thoát ra khỏi sự bao bọc của nước dịch
chuyển về giếng khai thác. Một vài dung dịch micellar/polimer cịn có khả
năng hoà tan dầu vào trong dung dịch. Đối với bơm ép kiềm và các chất hoạt
động bề mặt thì dầu và nước được tạo thành hỗn hợp nhũ tương. Ngoài ra


18

phương pháp bơm ép này cịn làm thay đổi tính dính ướt của đất đá do các

chất hoạt động bề mặt và kiềm gây ra. Bên cạnh đó độ linh động của chất đẩy
giảm đáng kể do có sự tham gia của polymer.
 Những hạn chế của phương pháp
Phương pháp này áp dụng hiệu quả đối với những vỉa đồng nhất đã bơm
ép nước với diện tích quét lớn hơn 50%. Đối với các loại vỉa có nhiều
anhydrite (thạch cao khan) và gypsum (thạch cao) hoặc sét bùn là những
thành phần ảnh hưởng xấu tới hiệu quả bơm ép. Các điều kiện áp dụng tối ưu
để áp dụng phương pháp chỉ diễn ra trong một khoảng điều kiện hẹp. Với các
loại chất hoạt động bề mặt thông dụng trên thị trường thì hàm lượng muối
trong nước vỉa phải nhỏ hơn 2000 ppm và các ion Ca++ và Mg++ < 500 ppm.
Đây là một trong những phương pháp áp dụng phức tạp và đắt đỏ, chính
vì vậy phương pháp này khơng được áp dụng rộng rãi trên thế giới. Bên cạnh
đó hiện tượng tương tác các chất hoá học xảy ra tại vỉa. Các chất hoạt động
bề mặt bị hấp thụ vào trong đá chứa nhiều dẫn đến hiệu suất thu hồi dầu kém.
Thêm vào đó, dễ xảy ra phản ứng tương quan giữa chất hoạt động bề mặt và
polymer với các khống chất chứa trong đá. Tính chất của các hoá chất dùng
trong bơm ép lại dễ bị thoái hoá khi gặp nhiệt độ quá cao (như các cao phân tử
polymer bị bẻ gãy khi gặp nhiệt độ cao).
1.1.3.2 Phương pháp bơm ép polymer: Phương pháp này đựơc trình bày chi
tiết trong chương 2 khi nghiên cứu về công nghệ bơm ép Polymer.
1.2 Đánh giá sơ bộ khả năng áp dụng các giải pháp nâng cao hệ số thu hồi
đối với các mỏ thuộc bể Cửu Long
Qua phân tích các giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu hiên có trên thế
giới và sơ bộ đánh giá khả năng áp dụng cho các mỏ tại bể Cửu Long ta thấy:
 Do nhiệt độ vỉa các mỏ tương đối cao các phương pháp nhiệt có hiệu


19

quả hạn chế.

 Phương pháp bơm ép khí (CO2 hoặc hydrocarbon) địi hỏi thiết bị máy
bơm có cơng suất lớn và giải quyết vấn đề nguồn khí bơm vào. Những
tính tốn sơ bộ dựa trên mơ hình, thành phần dầu các mỏ cho thấy để
đảm bảo chế độ hoà tan của khí bơm vào áp suất vỉa phải duy trì cao
(> 400 atm) hoặc hàm lượng LPG trong khí phải lớn hơn 40%. Giải
pháp bơm khí trong điều kiện khơng hồ tan sẽ tạo ra phần mũ khí làm
phần lớn các giếng khai thác có lượng lượng lớn sớm ngừng hoạt động
dẫn đến hệ số thu hồi dầu không cao. Vì vậy khả năng áp dụng giải
pháp bơm ép khí để nâng cao hệ số thu hồi dầu thấp.
 Các phương pháp hoá học (hoạt chất bề mặt, polymer) nhằm tác động
thay đổi đặc điểm hệ thống đá chứa - chất lưu (thay đổi tính chất của
chất lưu) theo hướng làm tăng hệ số đẩy dầu. Ngoài ra nhiệt độ cao
của các tầng sản phẩm cao 130 - 150oC, đặc điểm phân bố độ thấm độ rỗng phức tạp đó là điểm hạn chế khi ứng dụng các phương pháp
hoá học. Các giải pháp này đang trong giai đoạn nghiên cứu.


20

Chương 2

NGHIÊN CỨU CÔNG NGHỆ
BƠM ÉP DUNG DỊCH POLYMER
2.1 Giới thiệu Polymer dùng công nghệ nâng cao hệ số thu hồi dầu
Trong cơng nghệ khai thác dầu khí Polymer được sử dụng chủ yếu trong
các mơ hình sau đây:
1. Xử lý vùng cận đáy giếng nhằm cải thiện điều kiện bơm ép ở giếng
bơm hoặc giảm sự hình thành các nón nước ở giếng khai thác bằng
cách phong toả bớt các vùng có độ thấm cao.
2. Tác nhân tạo gel tại chỗ trong vỉa. Với phương pháp này polymer
được bơm vào sâu trong vỉa, gel thành tạo sẽ trám nút vùng có độ

thấm lớn làm thay đổi dịng thấm dẫn đến làm tăng hiệu quả bao
quét của dung dịch đẩy.
3. Bơm ép dung dịch polymer. Pha đẩy sử dụng thêm Polymer nhằm
giảm độ linh động trên cở sở tăng độ nhớt và giảm độ thấm của pha
nước (điều khiển tỷ số linh động giữa pha đẩy và pha bị đẩy) để
tăng hệ số thay thế (hệ số bao quét) dầu và giảm mức độ ngập nước
của giếng khai thác.
Mơ hình 1 chỉ đơn thuần xử lý giếng. Polymer dùng trong cơng nghệ
nâng cao hệ số thu hồi dầu khí chủ yếu dùng mơ hình 2 và 3. Trong phạm vi
đề tài này chỉ tập trung vào mơ hình 3 tức là điều khiển độ linh động của pha
đẩy (nước) bằng dung dịch Polymer. Thông thường phương pháp này đạt hiệu
quả cao khi giá trị tỷ số linh động nước/dầu lớn, vỉa sản phẩm có mức độ
khơng đồng nhất về tính thấm và chứa.
Quá trình bơm ép dung dịch polymer vào vỉa, được phân vùng theo mặt
cắt giếng khai thác đến giếng bơm ép như sau (xem hình 2.1):
 Đầu tiên là phần quét sơ bộ thường là nước có độ mặn thấp.


21

Nước
bơm ép

Vùng
đệm

DD
polymer

Quét sơ bộ


Hình 2.1: PHÂN VÙNG BƠM ÉP KHI BƠM ÉP DUNG DỊCH POLYMER
 Tiếp theo là dung dịch polymer.
 Sau đó là vùng nước đệm bảo vệ polymer (lớp đệm bảo vệ
polymer cũng là dung dịch Polymer có nồng độ giảm dần).
 Cuối cùng là nước bơm ép.
Trong quá trình khai thác dầu, khi duy trì áp suất vỉa bằng bơm ép nước.
Hệ số thu hồi dầu tính bằng cơng thức:
η = ED × Ev

(2.1)

Trong đó:
η - Hệ số thu hồi dầu
ED - Hệ số đẩy dầu: Là tỷ số giữa lượng dầu được đẩy ra trên
lượng dầu tiếp xúc với pha đẩy (nước).
E D 1 

sor
soi

(2.2)

Trong đó:
Sor - Độ bão hoà dầu dư tiếp xúc với pha đẩy (nước).
Soi - Độ bão hoà dầu ban đầu của vỉa.
Ev - Hệ số bao quét dầu theo thể tích: Là tỷ số giữa lượng dầu tiếp
xúc với pha đẩy (nước) trên lượng dầu tại chỗ trong vỉa.



22

EV  E A  EI

(2.3)

Trong đó:
EA - Hệ số bao quét dầu theo thể tích: Là tỷ số giữa diện tích tiếp
xúc với pha đẩy trên tổng diện tích mặt cắt ngang.
EI - Hệ số bao quét dầu theo chiều thẳng đứng: Là tỷ số giữa diện
tích thẳng đứng dầu tiếp xúc với pha đẩy trên tổng diện tích thẳng đứng.
Giá trị ED và EV nằm trong khoảng 0 - 1. ED đặc trưng cho hiệu quả đẩy
dầu của pha đẩy trong môi truờng rỗng, phụ thuộc vào tác nhân đẩy, khối
lượng, thời gian tác nhân đẩy, tính chất của lưu thể và đá chứa. Nếu quá trình
đẩy dầu xảy ra khi tác nhân đẩy tiếp xúc hoàn toàn với lượng dầu trong vỉa thì
khi đó ED trở thành hệ số thu hồi dầu (EV = 1). Hệ số bao quét (EV) phụ thuộc
vào mức độ đồng nhất của vỉa, sơ đồ bơm ép và tỷ số linh động giữa pha đẩy
và pha bị đẩy.
M

D
d

(2.4)

Trong đó:
M - Tỷ số linh động của pha đẩy và pha bị đẩy
λD - Độ linh động của pha đẩy (nước)
D 


kD

D

(2.5)

Trong đó:
kD - Độ thấm pha đẩy, mD
μD - Độ nhớt của pha đẩy, cP
λd - Độ linh động của pha bị đẩy (dầu)
d 

kd

d

Trong đó:
kd - Độ thấm của pha bị đẩy, mD

(2.6)


23

μd - Độ nhớt của pha bị đẩy, cP
Trong qúa trình bơm ép do độ thấm của mỗi pha thay đổi theo độ bão
hoà của chúng, nên tỷ số linh động M cũng thay đổi theo. Do đó giá trị M hay
sử dụng để:
 Đánh giá hiệu quả đẩy dầu (tỷ số linh động điểm cuối Mo)
 Đánh giá hệ số bao quét (tỷ số linh động trung bình M).

Trong đa số các trường hợp đẩy dầu bằng nước thì M > 1, đây là một tỷ
số linh động bất lợi cho quá trình đẩy dầu (độ linh động của pha đẩy lớn hơn
pha bị đẩy). Khi đó tại giới hạn đẩy dầu/nước sẽ suất hiện các lưỡi nước nhỏ
dạng ngón tay và sau đó phát triển lớn dần. Sự phát triển mau chóng của các
lưỡi nước về giếng khai thác sẽ làm hiệu quả bao quét của pha đẩy trong vỉa
sẽ suất hiện các vùng bão hoà dầu bị bỏ rơi ở phía sau pha đẩy dẫn đến làm
giảm hệ số thu hồi dầu. Quá trình này sẽ diễn ra trầm trọng hơn khi vỉa khơng
đồng nhất về tính thấm chứa.
Quá trình giảm độ linh động của pha đẩy tương đương với giảm tỷ số
linh động M. Điều đó dẫn đến tăng hệ số thu hồi dầu do tăng hệ số bao quét
thể tích Ev (tăng EA và EI).
Giảm tỷ số linh động M cũng dẫn đến cải thiện hiệu quả đẩy ED song
phức tạp hơn. Hiệu quả đẩy chủ yếu phụ thuộc tỷ suất pha chảy dầu/nước. Ở
mô hình đẩy dầu bằng nước đơn giản của Buckley-Leverett khi khơng tính
đến ảnh hưởng của lực mao dẫn và lực trọng trường trong dòng chảy hỗn hợp
dầu/nước là:
kw
fw 

kw

w

w


ko




o

1
1 1

(2.7)
M

Trong đó:
Kw, Ko - Độ thấm của pha nước và dầu, mD


24

μ w, μ o - Độ nhớt của pha nước và dầu, cP
Khi giảm độ linh động của pha đẩy tỷ suất nước trong dịng chảy giảm
theo. Điều đó dẫn đến hạn chế lượng nước xuất hiện ở giếng khai thác. Hay
độ ngập nước sản phẩm sẽ giảm khi giảm độ linh động của pha nước. Điều đó
góp phần giảm lượng dung dịch cần thiết cho bơm ép.
Như ta thấy bằng cách điều khiển độ linh động của pha đẩy, hiệu quả đẩy
và bao quét dầu được tăng lên rõ rệt. Việc điều khiển độ linh động của pha
đẩy có thể được thực hiện bằng cách bơm một lớp dung dịch đệm polymer
vào vỉa. Một lượng nhỏ polymer trong pha đẩy sẽ làm tăng đáng kể độ nhớt và
giảm độ thấm của pha đẩy (giảm độ linh động) dẫn đến cải thiện được điều
kiện đẩy và bao quét của pha đẩy. Phương pháp sử dụng polymer có kỹ thuật
đơn giản song việc áp dụng trên tồn mỏ khơng phải lúc nào cũng thành công.
Sử dụng polymer cho bơm ép nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu còn phụ thuộc
vào nhiều yếu tố khác như chất lượng polymer, điều kiện vỉa, chất lưu, sự
tương tác giữa polymer và vỉa, quá trình khai thác mỏ… và nhất là giá thành
của polymer. Tất cả các yếu tố sẽ được xem xét kỹ khi nghiên cứu khả năng

sử dụng chúng tại một mỏ cụ thể nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu.
Một điều chú ý là hiệu quả đẩy dầu của pha đẩy phụ thuộc rất nhiều vào
giá trị độ bão hoà dư của dầu trong vỉa (theo công thức 2.2). Độ bão hoà dầu
dư này phụ thuộc vào hiệu quả rửa quét của pha đẩy và khối lượng dung dịch
đẩy trong mơi trường rỗng. Giảm giá trị độ bão hồ dầu dư chính là cơ sở để
áp dụng tính chất tẩy rửa của các chất hoạt động bề mặt. Như vậy việc tăng
đơn thuần tính chất đẩy của pha đẩy trên cơ sở giảm độ linh động của pha đẩy
chưa đủ để dẫn đến tăng hệ số thu hồi dầu cuối cùng (giảm độ bão hoà dầu dư
trong vỉa). Do vậy hiệu quả sử dụng polymer sẽ tăng lên rõ rệt nếu polymer đó
ngồi khả năng làm giảm độ linh động của pha đẩy cịn có khả năng tăng
cường tính chất tẩy rửa của pha đẩy đó. Đó chính là cơ sở của phương pháp sử


25

dụng đồng thời các chất hoạt động bề mặt với polymer. Điều này không nằm
trong phạm vi nghiên cứu của đề tài.
2.2 Nghiên cứu polymer trong công nghệ nâng cao hệ số thu hồi dầu
Có nhiều loại polymer được xem xét sử dụng cho công nghệ nâng cao hệ
số thu hồi dầu. Nhưng trong thực tế người ta sử dụng hai loại polymer chính:
Polyacrylamides và Polysacharides.
Polyacrylamides là loại tổng hợp được thuỷ phân từng phần. Loại
polymer có ưu điểm: Rẻ tiền, tương đối bền dưới tác dụng vi sinh có khả năng
làm giảm độ thấm trong môi trường rỗng. Tuy nhiên chúng dễ bị phân huỷ ở
nhiệt độ cao và dễ phản ứng với muối và các pha rắn (hàm lượng Ca+2, Mg+2)
trong nước vỉa. Điều này cản trở Polyacrylamides được sử dụng rộng rãi trong
công nghệ nâng cao hệ số thu hồi dầu khí.
Polysacharides là loại polymer vi sinh (biopolymer hoặc xanthan gum)
được tạo thành từ quá trình lên men vi sinh. Yếu điểm của polymer này là
chúng dễ bị vi sinh hố song bù lại chúng có độ bền ở nhiệt độ cao và ít phản

ứng hơn với độ mặn. Trên thế giới có loại Xanthan gum chịu nhiệt đến 175oC.
Giá thành polysacharides đắt hơn Polyacrylamides song nếu so giá thành
lượng polymer cần thiết để giảm cùng một đơn vị độ linh động thì chúng xấp
xỉ như nhau. Do vậy nhóm polysacharides được sử dụng trong các điều kiện
khắc nghiệt hơn về nhiệt độ cũng như độ mặn, độ cứng của nước vỉa.
2.2.1 Điều chỉnh độ linh động
Để xác định những đặc tính của sự điều chỉnh linh động của dung dịch
polymer, người ta thường thông qua hai thông số độ nhớt dung dịch và hệ số
chắn. Độ nhớt được đo bằng dụng cụ có tên Viscometer và hệ số chắn đo bằng
thiết bị gọi là Screen Viscometer.