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
100 trang |
Chia sẻ: lvbuiluyen | Lượt xem: 3775 | Lượt tải: 1
Bạn đang xem trước 20 trang tài liệu Xử lý axít, để xem tài liệu hoàn chỉnh 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