Xử lý axít

1. Phương pháp xử lý hoá học • -Dùng axít • a. Rửa axít • b. Xử lý axít bình thường • c. Xử lý axít ở áp suất cao • d. Xử lý hoá-nhiệt và nhiệt axít • e. Xử lý axít các tập g. Xử lý axit nhiều tầng h. Xử lý bọt axít i. Xử lý nhũ tương axít • -Dùng chất hoạt tính bề mặt

pdf100 trang | Chia sẻ: lvbuiluyen | Ngày: 16/12/2013 | Lượt xem: 2869 | Lượt tải: 9download
Bạn đang xem nội dung tài liệu Xử lý axít, để tải tài liệu về máy bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
XỬ LÝ AXÍT DÒNG CHẢY CỦA LƯU CHẤT TRONG VỈA • Phương trình Darcy: dx dpk v   .21 L kA q PPP   - Dòng chảy tầng: P1 – P2 = ..... 10.08,9 001127,0 22 2 3 oooo o qLB A q LB     - Dòng chảy rối: •Lưu lượng dòng chảy hướng tâm: . )ln( )(2 w e oo wfeo o r r B PPkh q     . )ln( )(00708,0 w e oo wfeo o r r B PPkh q    Theo hệ đơn vị BES: DÒNG CHẢY CỦA LƯU CHẤT TRONG VỈA I. KHOAN 1. Dung dịch khoan 2. Công nghệ khoan II. HOÀN THIỆN GIẾNG 1. Chống ống và bơm trám xi măng 2. Bắn mở vỉa 3. Kích thích giếng (xử lý axít, nứt vỉa thủy lực) III. KHAI THÁC 1. Khai thác 2. Sữa chữa giếng CÁC NGUYÊN NHÂN GÂY NHIỄM BẨN THÀNH HỆ Hệ số skin: S = S1 + S2 + S3 + S4 kh SQPPPS   2 12 Độ chênh áp bổ sung HỆ SỐ SKIN CÁC BIỆN PHÁP XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG • 1. Phương pháp xử lý hoá học • - Dùng axít • a. Rửa axít • b. Xử lý axít bình thường • c. Xử lý axít ở áp suất cao • d. Xử lý hoá-nhiệt và nhiệt axít • e. Xử lý axít các tập g. Xử lý axit nhiều tầng h. Xử lý bọt axít i. Xử lý nhũ tương axít • - Dùng chất hoạt tính bề mặt • 2. Phương pháp xử lý cơ học • - Nứt vỉa thủy lực thông thường - Nứt vỉa thuỷ lực có hạt chèn • - Nứt vỉa axít • - Kích nổ bằng đạn kích thước bé (PGD) • 3. Phương pháp xử lý nhiệt • 4. Phương pháp xử lý kết hợp • 1. Axít vô cơ • - Axít Clohydric (HCl) • - Axít Flohydric (HF) • - Axít Fluoboric (HBrF4) • 2. Axít hữu cơ • - Axít Acetic (CH3COOH) • - Axít Formic (HCOOH) • 3. Hỗn hợp axít • - Hỗn hợp axít HCl-HF • - Hỗn hợp axít HCl-CH3COOH • - Hỗn hợp axít HCOOH-HF • 4. Hệ axít tác dụng chậm • - Axít dạng keo • - Axít chứa hoá phẩm làm chậm phản ứng • - Nhũ tương axít CÁC HỆ AXÍT THƯỜNG DÙNG  Phản ứng trong thành hệ đá vôi • 2HCl + CaCO3  CaCl2 + H2O + CO2 • 4HCl + CaMg(CO3)2  CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + 2CO2  Phản ứng trong thành hệ cát kết  Với silic • SiO2 + 4HF  SiF4 + 2H2O • SiF4 + 2HF  H2SiF6 CÁC PHẢN ỨNG HÓA HỌC TRONG XỬ LÝ AXÍT CÁC PHẢN ỨNG HÓA HỌC TRONG XỬ LÝ AXÍT  Với silicat Na4SiO4 + 8HF  SiF4 + 4NaF + 4H2O 2NaF + SiF4  Na2SiF6  Với albite NaAlSi3O8 + 14HF + 2H + 4AlF2 + +SiF4 + 8H2O + Na +  Với octocla KAlSi3O8 + 14HF + 2H +  K+ + AlF2 ++ 3SiF4+8H2O  Với monmorilonit AlSi4O10(OH)4 + 20HF + 2H +  2AlF2 + + 4SiF4 + 12H2O  Với canxit CaCO3 + 2HF  CaF2 + H2O +CO2  Với kaolinit • AlSi4O10(OH)8 + 24HF+ 4H+  4AlF2+ + SiF4+ 18H2O  Với alumisilicat • 14HF + H4Al2SiO9  2AlF3 + 2SiF4 + 9H2O CÁC PHẢN ỨNG HÓA HỌC TRONG XỬ LÝ AXÍT  Với bentonit 36HF + Al2Si4O10(OH)2 = H2SiF6 + 2H3AlF6 + 12H2O  Với fenspat NaAlSi3O3 + 22HF = 3 H2SiF6 + AlF3 + NaF + 8H2O  Các sản phẩm kết tủa sau xử lý: • 2HF + CaCO3 = CaF2 + H2O + CO2 H2SiF6 + 2Na + = Na2SiF6 + 2H + H2SiF6 + 2K + = K2SiF6 + 2H + 2HF + Ca++ = CaF2 + 2H + Fe2+ + 2(OH)- = Fe(OH)2  Các loại chất kết tủa: - Cacbonat - Sunfat - Clorua - Các chất lắng đọng hữu cơ - Sự nhiễm bẩn do bùn và sét  Chất ức chế (chống) ăn mòn - Catafin-A • - Marvelan-K(O) • - N-1-A • - Formalin • - Unhicôn Ps-5  Chất giảm ma sát  Chất chống mất dung dịch  Chất hướng dòng  Chất phức hợp CHẤT HOẠT TÍNH BỀ MẶT (PAV) CÁC YẾU TỐ ẢNH HƯỞNG ĐẾN XỬ LÝ AXÍT ẢNH HƯỞNG CỦA NỒNG ĐỘ AXIT HCl ĐẾN TỐC ĐỘ PHẢN ỨNG CÁC YẾU TỐ ẢNH HƯỞNG ĐẾN XỬ LÝ AXÍT  ẢNH HƯỞNG CỦA NHIỆT ĐỘ ĐỐI VỚI HF CÁC YẾU TỐ ẢNH HƯỞNG ĐẾN XỬ LÝ AXÍT ẢNH HƯỞNG CỦA ÁP SUẤT ĐẾN TỐC ĐỘ XỬ LÝ CÁC YẾU TỐ ẢNH HƯỞNG ĐẾN XỬ LÝ AXÍT ẢNH HƯỞNG CỦA LƯU LƯỢNG BƠM ÉP ĐẾN TỐC ĐỘ XỬ LÝ 1. Vận tốc của dòng chảy 2. Sản phẩm khí sau phản ứng 3. Thành phần khoáng vật 4. Độ bền (cấu trúc) của giếng CÁC YẾU TỐ ẢNH HƯỞNG ĐẾN XỬ LÝ AXÍT CƠ SỞ LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ • - Phương án xử lý  Ít thông tin về vùng xử lý  Đầy đủ thông tin + kinh nghiệm xử lý - Điều kiện và đối tượng áp dụng - Thành phần dung dịch acid và tổ hợp hóa chất:  Axít: HCl từ 15-18%, HF từ 3-5% và CH3COOH từ 3-5%  Chất chống ăn mòn: A-270 1,5% và A-201 4%  Chất hoạt tính bề mặt Importance of Formation Characteristics •Mineral Composition (>80% Solubility) • Temperature •Heterogeneity –Crystal Size Distribution –Permeability and Porosity Distribution Homogeneous vs. Heterogeneous Formation Samples Nồng độ sắt (%) Nồng độ CH3COOH tương ứng (%) 0,01 - 0,1 0,1-0,3 0,3-0,5 1 1,5 2 - 3 1) Chất chống ăn mòn: Có tác dụng làm giảm sự ăn mòn của axit đối với các thiết bị khai thác Chất chống ăn mòn Nhiệt độ sử dụng (0C) Nồng độ % Catafin A Marvelan-K(O) Urotropin Fomalin Unicôn 0,1% N-1-A + 0,2% Urotropin A270 A201 CI-25 Hyteupo 80-100 80-100 <100 <100 <100 <100 120-150 120-150 120-150 120-150 0,1 0,1 0,8 0,6 0,25-0,5 1,5 4 2 2 CÁC CHẤT PHỤ GIA 2) Các chất hoạt tính bề mặt: có khả năng làm giảm sức căng bề mặt giữa chất lỏng-lỏng, lỏng-rắn (sunfanol cho giếng bơm ép và Xefanol cho giếng khai thác) 3) Các chất phụ gia khác: chất chống kết tủa do sắt, chất chống mất dung dịch, chất hướng dòng, chất làm chậm phản ứng, chất bôi trơn… CÁC CHẤT PHỤ GIA Fracture Acidizing • Stimulation of low permeability formations – Carbonate Rocks Only – High Solubility & Some Heterogeneity – Geometry (More Conductivity, Shorter Lengths, Differential Etching) • Damage removal Importance of Formation Characteristics • Mineral Composition – >80% Solubility • Hardness • Closure Stress • Temperature • Heterogeneity – Crystal Size Distribution – Permeability and Porosity Distribution Amount of Fines Generated by 1000 gallons of various HCl acid strengths on various rock solubilities HCl Solubility of the Rock 7.5% HCl 15% HCl 28% HCl 40 1332 2765 5475 50 888 1843 3650 60 592 1229 2433 70 381 790 1564 80 222 461 913 85 158 325 644 90 99 205 406 96 37 77 152 Production Increase • Basic Concept • Tinsly Curves Three Primary Considerations • Conductivity • Geometry • Reactivity Conductivity Differential Etching = Conductivity Fracture Geometry • Fracture Height • Fracture Width • Hydraulic or Created Fracture Length • Effective Fracture Length Geometry Depends On: • Volume Injected • Rate • Fluid Loss • Viscosity • Rock Properties Limiting Factors - Fracture Length • Fluid Volumes • Acid Spending • Fluid Loss Fluid Loss in Fracture Acidizing • Important in Generation of Geometry • More Difficult to Achieve With Reactive Fluid • Wormholes Wormholes • Wormhole Pattern in a Carbonate Formation (From SPE Acidizing Monograph) • Characteristic of Matrix Acidizing and Fluid Leak-Off Fluid Loss Additives and Techniques • Lower Acid Strengths • Gelled Acids • Particulates • ALPHA Technique • VCA Fluid Loss Control Using VCA Cores from test with 15% HCl + 2% SGA-II face 1.3” 4.0” outlet Cores from test with 15% HCl + all VCA additives face 0.5” 1.0” Reactivity • Surface Transfer Control • Mass Transfer Control The reaction rate of HCl and carbonate can be described as follows: where: Flux = reaction rate in g-moles/cm2/sec Cs = acid concentrations at the fracture face in g-moles/cc k = reaction rate constant n = reaction order Flux = k (Cs) n k = ko exp (-Ea/RT) where: Ea = Activation Energy in cal/g-mole R = 1.987 cal/g-mole/deg. K T = Temperature in deg. K ko= Pre-exponential factor Arrhenius Law Expression for the “Reaction Rate Constant” Calcite Reactivity Data Formation Location Reaction Rate Constant at 150 o F Reaction Order Activation Energy (kcal/ g-mole) Nierode Data Industry Standard 5.27E-04 .22 15.2 Ekofisk North Sea 2.53E-05 .25 3.5 Tor North Sea 4.52E-05 .29 8.9 Austin Chalk Texas, USA 1.80E-05 .26 2.3 Arun Indonesia 4.91E-05 .13 8.3 Arab Abu Dhabi 7.99E-04 .63 11.3 Retarded Acid Systems • Organic Acids • Chemically Retarded Acids • Gelled Acids • Crosslinked Acids Fracture Acidizing Techniques • Conventional • Alternating Phases - ALPHA • MY-T-Acid • Density Controlled Acidizing • Closed Fracture Acidizing (CFA) Low Viscosity Acid Fracture Cement Casing Perforations High Viscosity Preflush My-T-Acid Technique NEW ACID NEW PREFLUSH PRE- FLUSH STEP #6 ACID PREFLUSH STEP #2 ACID NEW PREFLUSH PREFLUSH STEP #5 ACID PREFLUSH STEP #3 PREFLUSH STEP #1 STEP #4 ACID PREFLUSH Density Controlled Acidizing • Create Fracture With Non-Acid Preflush • Allow Fracture to Close • Pump Acid Below Fracturing Conditions • Add FLA As Needed • Divert As Necessary Techniques - Closed Fracture Acidizing Difficult Formations for Fracture Acidizing • Deepest, Hottest Carbonates • Soft formations • Cold Dolomites • Large Zones • Long Horizontal Sections • <80% Soluble Formations XỬ LÝ AXÍT Ở MỎ BẠCH HỔ SƠ ĐỒ VỊ TRÍ MỎ BẠCH HỔ TỔNG QUAN ĐÁ TẦNG CHỨA MỎ BẠCH HỔ  Đặc điểm địa chất địa tầng của vùng mỏû  Đặc điểm địa tầng  Đặc điểm thạch học và cấu trúc không gian khe nứt, lỗ rổng  Các yếu tố địa chất phức tạp  Các đối tượng khai thác  Tính thấm chứa của các tầng sản phẩm  Tính chất lưu thể và các đặc trưng thủy động lực học  Nhiệt độ, gradien nhiệt độä và ảnh hưởng của nó đến quá trình xử ly ù  Gradien áp suất, dị thường áp suất VỊ TRÍ GIẾNG XỬ LÝ TRÊN BÌNH ĐỒ SƠ ĐỒ CẤU TRÚC GIẾNG XỬ LÝ AXIT Thiết kế Thể tích (m3) Mục đích * Thay thế toàn bộ dung dịch trong lòng giếng: - Dùng dung dịch dầu tách khí * Bơm ép 3 chế độ * Xử lý axit 2 giai đoạn - 12%HCl + 3%HF + 2%CH3COOH + 1.5%A270 + 4%A201 - 60%(12%HCl + 3%HF + 2%CH3COOH + 1.5%A270 + 4%A201)+ 40%dầu Diezen (có pha 2% chất tạo nhũ Emultal) * Bơm ép: - Dùng dầu tách khí >Vlg 15m3 VOKT+V0 (3-8) x chiều dày tầng sản phẩm VOKT + 2,5VOKT - Thay thế toàn bộ dung dịch trong giếng bằng dầu tách khí - Thử độ tiếp nhận của vỉa - Hòa tan CaCO3, SiO2, sét và các khoáng vật fenspat ở vùng cận đáy - Hòa tan CaCO3, SiO2, sét và các khoáng vật fenspat ở vùng cận đáy, giúp nhũ axit tiến sâu và xử lý sâu trong vỉa - Đẩy axit, nhũ axit vào sâu trong thành hệ XỬ LÝ TỔNG QUÁT CÔNG NGHỆ XỬ LÝ GIẾNG BẰNG NHŨ AXIT 1) Ngừng giếng và bơm đầy lòng giếng và OKT bằng dầu tách khí, nước hoặc dung dịch có tỷ trọng tương đương áp suất vỉa 2) Tháo thiết bị miệng giếng, các thiết bị khai thác ngầm trong lòng giếng (nếu cần). Rót chất lỏng dập giếng với thể tích tương đương với thể tích các thiết bị trong lòng giếng được kéo lên 3) Xác định đáy giếng 4) Trong trường hợp giếng có lắng đọng cặn bẩn ở đáy phải tiến hành rửa đáy giếng 5) Thả OKT xuống đến vị trí phin lọc 6) Lắp cây thông nối miệng giếng với đường bơm để chuẩn bị bơm nhũ tương axit 7) Thử đường bơm ép và cây thông với áp suất 35 MPa 8) Chuẩn bị 2 máy bơm, một máy nối với bồn chứa dung dịch axit và bồn nước kỹ thuật, một máy nối với bồn chứa dầu. Hỗn hợp nhũ axit được tạo thành sau khi hỗn hợp axit và dầu đi qua côn tiết lưu có đường kính 8 – 10 mm QUY TRÌNH XỬ LÝ Bước 1: Thay thế toàn bộ dung dịch trong lòng giếng bằng dầu tách khí, nước, hoặc dung dịch có tỷ trọng tương ứng với áp suất vỉa Bước 2: Đóng ngoài OKT, tiến hành bơm ép dung dịch dầu tách khí vào vỉa để thử độ tiếp nhận của vỉa. Bơm ép bằng máy bơm SA-320 với 3 chế độ (100 at, 150 at, 250 at). Nếu vỉa tiếp nhận tốt lớn hơn 0,3 m3/phút thì dùng dầu tách khí để bơm ép, còn ngược lại thì dùng nước kỹ thuật hoặc nước biển để bơm ép Bước 3: Bơm hỗn hợp axit vào giếng với nồng độ tương ứng là (12%HCl + 3%HF + 2% CH3COOH + 1.5%A270 + 4%A201) Bước 4: Bơm dung dịch dầu tách khí vào giếng để ép hỗn hợp axit vào vỉa. Bước 5: Bơm nhũ axit vào vỉa (cùng một thời điểm bằng cả 2 máy bơm, máy bơm TWS-250 bơm hỗn hợp axit, máy bơm SA-320 bơm dầu có pha chất tạo nhũ Emultal). Cả hỗn hợp axit và dầu sẽ được hòa trộn với nhau sau côn trộn tạo thành nhũ axit Bước 6: Bơm dầu tách khí vào giếng để ép nhũ axit vào sâu trong vỉa, giúp cải thiện độ thấm ở những vùng xa giếng Bước 7: Đóng giếng, chờ axit phản ứng với đất đá (thời gian thường được xác định theo kinh nghiệm khoảng 90 phút) Bước 8: Mở ngoài và trong OKT, bơm xói rửa giếng bằng dung dịch dầu tách khí với mục đích đưa các sản phẩm sau phản ứng lên bề mặt Bước 9: Tiến hành gọi dòng THIẾT KẾ XỬ LÝ GIẾNG KHAI THÁC DẦU TẦNG OLIGOXEN HẠ MỎ BẠCH HỔ Đưa vào khai thác 10-1995 với lưu lượng ban đầu Q =300 tấn/ngày- đêm, đến 7-2001 lưu lượng giảm còn 150 tấn/ngày-đêm  Chiều sâu giếng 4150 m. Nóc tầng sản phẩm 3960 m  Chiều dày hiệu dụng (chứa dầu) là 60 m  Đường kính ống chống khai thác 168-140 mm  Đường kính ống khai thác 89-73 mm  Nhiệt độ vỉa 140-150 0C  Aùp suất vỉa 395 at  Thành phần đá tầng chứa: thạch anh 17-85%, sét: 8-10%, cacbonat 20-15%, sắt 1-5%. CÁC CHỈ SỐ KINH TẾ CƠ BẢN VÀ TÍNH TOÁN HIỆU QUẢ CỦA GIẾNG XỬ LÝ I. Các chỉ số kinh tế cơ bản Đơn vị Số lượng Lưu lượng giếng trước khi xử lý Lưu lượng giếng sau khi xử lý Khối lượng dầu khai thác thêm được Tấn/ngày đêm Tấn/ngày đêm Tấn 150 200 17640 II. Các chi phí Chi phí nhân công xử lý Tiền máy bay Chi phí vận chuyển thiết bị hóa phẩm Chi phí hóa phẩm Chi phí khai thác thêm 17640 tấn dầu Tổng chi phí USD USD USD USD USD USD 576 1400 6750 92279 423360 524355 III. Tiền bán lượng dầu tăng do xử lý USD 3528000 IV. Lợi nhuận thu được USD 3003643 CÁC PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ Năm 1995 Năm 1996 Khai thác Bơm ép Khai thác Bơm ép Số lần xử lý Đạt hiệu quả Số lần xử lý Đạt hiệu quả Số lần xử lý Đạt hiệu quả Số lần xử lý Đạt hiệu quả Nhũ axit + DMC 6 4 (67%) - - 7 5 (83%) - - Nhũ axit + bắn đạn tạo áp suất cao 1 1 (100%) 3 3 (100%) 4 3 (75%) 1 1 (100%) Bọt axit + DMC 5 3 (60%) 1 1 (100%) - - - - Axit đơn thuần 1 0 10 6 (60%) 2 0 3 2 (66%) Polime-axit + DMC - - - - 3 3 (100%) - - Bằng các loại hóa phẩm khác 4 1 (25%) 6 1 (16%) 1 0 8 3 (37%) SO SÁNH HIỆU QUẢ XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG Ở MỎ BẠCH HỔ XỬ LÝ NHŨ TƯƠNG AXIT - DẦU ĐẶC ĐIỂM TẦNG CHỨA DẦU OLIGOXEN HẠ MỎ BẠCH HỔ  Tầng Oligoxen hạ được cấu tạo chủ yếu bởi đá cát kết và bột kết (thành phần đa khoáng) xen kẽ các lớp sét mỏng  Độ rỗng thấp (5-20%) trong đó độ rỗng thứ sinh chiếm ưu thế  Mối liên hệ thủy động lực học kém giữa các thân dầu  Chiều dày hiệu dụng (chứa dầu) từ 0 – 146,4 m, chia làm 7 tầng sản phẩm (tính từ trên xuống): VIa, VI, VII, VIII, IX, X, XI  Lưu lượng từ 149 – 300 tấn/ngày-đêm Thành phần hạt vụn trong đá cát kết, bột kết tầng Oligoxen hạ mỏ Bạch Hổ Xi măng gắn kết (chủ yếu la ø các khoáng vật sét như kaolinit, clorit và cacbonat, oxit sắt…) chiếm từ 10-27%. Hạt vụn Fenspat (Plagiocla axit, octocla) Thạch anh Các mảnh đá vụn khác (granitoit, đá phiến…) Thành phần, % 35 - 47 35 - 45 13 - 25 THIẾT KẾ XỬ LÝ NHŨ TƯƠNG AXIT Lựa chọn công nghệ 5 7 9 9 3 . Bồn chư ùa nước ky? thua ät 8. Đường da?n vào gie áng. 5. Ma ùy bơm SA - 320. 10. Gie áng 2000. 4. Ma ùy bơm TWS - 250. 9. Van (1...14) 11 2 . Bồn chư ùa da àu . 7. Van ngược . 1. Bồn chư ùa dung d?ch acid. 6 . Côn tro än. CHU Ù THÍCH 3 9 2 8 9 9 9 2 9 9 3 4 9 10 9 5 4090  4180 4100 3000 13 9 12 9 14 9 7 6 8   10  SƠ ĐO À THIE ÁT BI CO ÂNG NGHỆ XƯ Û LY Ù GIE ÁNG 1 9 1 4 6 9 THIẾT KẾ XỬ LÝ NHŨ TƯƠNG AXIT - Tính thể tích bên trong cần khai thác • - Thể tích bên trong của ống chống khai thác 2 2 1 2 2 .L..rL. V         td     n i ii rL 1 2 HKTV         2 2 ii tdri • Aùp dụng số ta có: • • 3 2 1138.0 2 0098,0.2140.0 . 3,14 ). 4090 - 4100 ( V1 m          3 22 456.1 2 152.0 .14.3.41004180 2 h. V2 m d              3 2 2 m 16,925 3,287 13,638 2 00555,0.2073.0 14,3.1090 2 00645,0.2089.0 3000.3,14. VHKT                  3. Thể tích vùng đáy giếng khỏang thân trần - Thể tích đáy giếng tính từ 4090 m đến 4180 m: • Vo = V1 +V2 = 0.1138 + 1,456 = 1,57 m3 . - Thể tích lòng giếng giới hạn bởi ống chống khai thác: • Vlg = 53,0303 + 10,1327 + 1,5698 = 64,73 m3 - Theo kinh nghiệm, một mét chiều dài mở vỉa phải dùng 0,6 m3 hỗn hợp dung dịch acid: • Vhh-acid = 70.0,6 = 42 m3 - Vì nhũ acid-dầu được pha chế theo tỉ lệ 3/2, nên: • Vd-Diezen = 42.40/60 = 28 m3 • Vnhũ-acid = 42 + 28 = 70 m3 • Thể tích axit HCl 31% cần thiết được pha chế theo công thức thực nghiệm sau: • • + Thể tích axit HCl: •    998.02,5 998.02,5 V V PK    KK PP XX XX     3m31,12 99831.02,5.31 99810.02,5.10 42. VHCl     • + Thể tích axit HF: • + Thể tích axit CH3COOH: m 2,29 55 3 42. V 3HF  m 0,87 97 2 42. 3 3 COOHCHV 3 270_ 63,0 100 5,1 42 mVA  + Tổng lượng dầu diezen cần cho xử lý giếng: Vdầu = Vdt + Vd +Vde + Vdxr + Vde2+ Vdb = 64,73 + 15 + 42,31 + 28 + 18,50 + 16,93 = 185,47 m3 3 201_ 68,1 100 4 42 mVA  30,84m 100 2 42. V Emultal  + Thể tích chất phụ gia chống ăn mòn: + Tổng lượng nước kỹ thuật: VN-kỷ thuật = VN-acid-dầu -Vd-diezen –VHCl .... = 70-28-12,31-2,29-0,865-0,63-1,68-0,84 = 23,39 m3 •Bảng tổng hợp các hóa phẩm dùng trong xử lý giếng HCl 31% (m3) HF 55% (m3) CH3COOH 97% (m3) Chất chống ăn mòn Nước kỹ thuật (m3) Emultal 2% (m3) Dầu diezen (m3) A- 270 100 % A-201 100 % 12.31 2.29 0.87 0.63 1.68 23.39 0.84 185.47 CÔNG TÁC CHUẨN BỊ TRƯỚC KHI XỬ LÝ NHŨ AXÍT + Pha chế dung dịch nhũ tương axit với thể tích 42 m3 • - Đầu tiên bơm vào bồn 11,69 m3 nước ngọt kỹ thuật • - Bơm vào bồn 0,865 m3 acid CH3COOH – 97% • - Bơm tiếp 12,31 m3 dung dịch axit HCl - 31% cùng 0,63 m3 • A – 270,1,68 m3 A-201 • - Bơm tiếp vào bồn 2,29 m3 axit HF – 55% • - Bơm 11,69 m3 nước ngọt kỹ thuật còn lại + Khuấy trộn dung dịch bằng máy • PHA CHẾ DUNG DỊCH XỬ LÝ • • 1- Thiết bị và dụng cụ - bồn chứa dung dịch axit - bồn chứa dầu diezen • - bồn chứa nuớc kỹ thuật • - 1 máy bơm chuyên dụng acid TWS - 250 dùng để bơm nhũ tương dầu – acid vào giếng và ép vào vỉa • - 1 tổ hợp máy bơm SA – 300 • 2- Kiểm tra sự làm việc của các máy bơm - Tiến hành ép thử đường dập giếng bằng nước biển với áp suất bơm ép P = 300 at, tháo côn phun ở đầu miệng giếng. • - Lắp đặt các đường ống chuyên dụng, thử độ kín bằng nước biển với áp suất bơm ép P = 300 at CÔNG NGHỆ XỬ LÝ • Các bước xử lý • - Thay thế cột chất lỏng trong giếng bằng dầu đã tách khí với khối lượng VT = Vlg = 64,73 m 3 có
Luận văn liên quan