Bài báo giới thiệu nghiên cứu khả năng áp dụng giải pháp bơm hệ hóa phẩm dung môi hydrocarbon - hóa nhiệt cho xử lý đơn giếng với mục đích gia tăng lưu lượng dầu và nâng cao hệ số thu hồi dầu nặng tại Miocene dưới và Oligocene trên mỏ Rồng. Dung môi hydrocarbon đề xuất cho ứng dụng là khí hóa lỏng (LPG).

Hệ hóa phẩm hóa nhiệt là hệ tạo nhiệt, tạo áp suất tan trong nước trên cơ sở các dung dịch muối NaNO2 và NH4Cl. Kết quả thực nghiệm mô phỏng điều kiện trên thiết bị PVT ở nhiệt độ 95oC và khoảng biến thiên áp suất từ 100 - 300atm cho thấy LPG làm giảm mạnh độ nhớt của dầu mỏ Rồng tái tạo.

Từ khóa: Tăng cường thu hồi dầu, dầu nặng, bơm ép dung môi, phản ứng tỏa nhiệt.

1. Đặt vấn đề

Dầu ở một số vùng thuộc Miocene dưới và Oligocene trên mỏ Rồng thuộc loại dầu nặng và có độ nhớt cao. Dầu này tập trung chủ yếu tại một số giếng khai thác trên giàn cố định RP1. Bảng 1 giới thiệu một số thông tin liên quan tới dầu vỉa và đặc tính vỉa chứa các đối tượng Miocene dưới, Oligocene trên mỏ Rồng [1].

Bảng 2 và 3 thể hiện các đặc tính trung bình dầu thô Miocene dưới và Oligocene trên mỏ Rồng [2].

Số liệu trên Bảng 1 và 2 cho thấy, dầu nặng có tại phân tầng 21, 22 Miocene dưới mỏ Rồng. Khối lượng riêng của dầu thuộc nhóm giếng 1 (nhóm giếng có dầu nặng) dao động trong khoảng 0,8855 - 0,9269g/cm3, xấp xỉ từ 28,296 - 21,159oAPI (theo phân loại API dầu nặng có tỷ trọng < 29,295oAPI). Khối lượng riêng của dầu nhóm 2 (nhóm giếng chứa dầu trung bình) dao động trong khoảng 0,8558 - 0,8762g/cm3, xấp xỉ từ 33,842 - 29,99oAPI (theo phân loại API dầu trung bình có tỷ trọng trong khoảng: 41,06 > ρo > 29,295oAPI). Số liệu trên Bảng 1 và 3 cho thấy, dầu   nặng và dầu trung bình có tại tầng Oligocene trên mỏ Rồng. Khối lượng riêng của dầu Oligocene trên dao động trong khoảng 0,8608 - 0,9230g/cm3 (xấp xỉ từ 32,88 - 21,804oAPI).

Dầu mỏ Rồng có chứa hàm lượng paraffin, asphaltene và nhựa cao. Các hàm lượng này minh chứng cho chỉ tiêu độ nhớt cao của dầu (Bảng 2 và 3). Theo nghiên cứu của Vietsovpetro [3], hệ số ổn định hệ keo (Colloidal Instability Index) của dầu mỏ Rồng dao động trong khoảng 2,94 -5,27 trong khi hệ số ổn định hệ keo > 0,9 đã được coi là dễ mất ổn định. Điều này cho thấy, các giếng khai thác dầu nặng có nguy cơ nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng nói riêng, vỉa chứa nói chung là rất cao, nhất là sau một thời gian   dài khai thác, áp suất vỉa và nhiệt độ vỉa đã giảm mạnh    và làm dầu mất cân bằng lớn về pha (asphaltene tồn tại trong dầu dưới hai dạng là hòa tan và phân tán; khi áp suất, nhiệt độ giảm, asphaltene rơi vào trạng thái keo tụ và sa lắng).

Độ nhớt dầu nặng mỏ Rồng cao hơn nhiều so với dầu trung bình và khi nâng nhiệt độ thêm 20oC độ nhớt dầu giảm đi hơn một nửa (Bảng 2 và 3). Độ nhớt cao gây ảnh hưởng xấu tới hiệu quả bơm ép thông qua giảm chỉ tiêu độ linh động. Miocene dưới và Oligocene mỏ Rồng có khoảng dao động nhiệt độ tương ứng là 84 - 97oC và 93 - 109oC (Bảng 1).

 Bảng 1. Tính chất dầu vỉa và đặc tính vỉa chứa các đối tượng Miocene dưới, Oligocene trên mỏ Rồng

Bảng 2. Đặc tính trung bình dầu thô Miocene dưới mỏ Rồng

Bảng 3. Đặc tính trung bình dầu thô Oligocene trên mỏ Rồng

Nhóm tác giả sử dụng những thông tin tóm tắt về thành phần dầu và nhiệt độ vỉa tại các tầng Miocene và Oligocene trên mỏ Rồng để luận giải việc chọn phương pháp công nghệ tác động nhằm khơi thông dòng dầu và nâng cao hệ số thu hồi dầu nặng tại các đối tượng này. Cơ sở khoa học và tính thực tế của công nghệ được nhóm tác giả làm rõ ở phần dưới đây.

Như chúng ta biết, một trong những phương pháp hữu hiệu trong nâng cao hệ số thu hồi dầu là phương  pháp trích ly bằng dung môi hóa hơi (Vapor Extraction - VAPEX) [4 - 8]. Khi mới ra đời, phương pháp này được thực hiện cho xử lý đơn giếng ở các giếng đứng hoặc các   giếng có tầm với ngắn, sau dần được cải tiến chuyển sang sử dụng hai giếng khoan ngang chạy song song, một giếng ở phía trên và một giếng ở phía dưới. Dung môi được dùng trong trường hợp này là các hydrocarbon nhẹ (propane, butane, hoặc một số hỗn hợp hydrocarbon nhẹ, trong đó có LPG…). Dung môi hydrocarbon nhẹ được bơm vào giếng ngang nằm ở phía trên. Dung môi, hoặc hỗn hợp dung môi được chọn sao cho trong điều kiện nhiệt độ, áp suất vỉa, toàn bộ hoặc một phần dung môi tồn tại ở dạng hơi. Chính dạng hơi này đảm bảo cho dung môi tiếp xúc tốt với dầu, pha loãng, làm giảm mạnh độ nhớt dầu; làm dung môi len lỏi vào các kênh dẫn nơi dầu dư đang nằm lại ở dạng cục bộ; đảm bảo mất mát dung môi ít nhất cho lấp đầy lỗ rỗng đá vỉa. Theo quy luật tự nhiên, dạng hơi sẽ tạo điều kiện cho dung môi khuếch tán lên phía trên nóc vỉa, sau đó phát triển theo chiều ngang tạo ra buồng hơi dung môi. Trên ranh giới của buồng hơi, hơi dung môi tiếp xúc với dầu nặng tạo hỗn hợp dầu có độ nhớt thấp. Nhờ vào tác dụng của trọng lực, hỗn hợp dầu này chảy xuống và đi vào giếng khai thác. Kết quả cuối cùng của các quá trình là tạo điều kiện cho dầu chảy xuống, đi vào giếng khoan ngang phía dưới dưới tác dụng của lực trọng trường.

Bơm ép khí là dạng công nghệ nâng cao hệ số thu hồi dầu lớn thứ hai sau phương pháp nhiệt được sử dụng cho các mỏ dầu nặng [9].

Các quá trình bơm ép khí có thể được phân loại thành trộn lẫn và không trộn lẫn. Tuy nhiên, thực tế cho thấy, quá trình bơm ép khí sẽ hiệu quả nhất khi khí bơm xuống trộn lẫn hoàn toàn hoặc gần như hoàn toàn với dầu vỉa [10]. Trong bơm ép khí dạng không trộn lẫn, hệ số thu hồi dầu tăng là nhờ vào sự tăng của chỉ số mao dẫn thông   qua giảm sức căng bề mặt trên ranh giới pha dầu và khí bơm ép. Trong bơm ép khí dạng trộn lẫn, sự tăng của hệ  số thu hồi dầu, ngoài cơ chế đưa chỉ số mao dẫn tới vô cùng thông qua giảm sức căng bề mặt tới 0, còn có thể nhờ vào cơ chế gây trương nở dầu và giảm độ nhớt dầu [11]. Điển hình trong bơm ép không trộn lẫn là bơm ép khí N2 và bơm ép LPG là bơm ép trộn lẫn. Còn khí CO2 có thể được dùng trong bơm ép trộn lẫn và không trộn lẫn (tùy thuộc chính vào áp suất vỉa cụ thể trong bơm  ép).

Hiệu quả của bất kỳ phương pháp nào nâng cao hệ số thu hồi dầu đều phụ thuộc vào hiệu suất quét vi mô và vĩ mô. Tuy nhiên, bão hòa dầu dư ở vùng quét trong bơm ép khí khá thấp, tức hiệu quả quét vi mô cao, nhưng do khí thường có độ nhớt thấp, nên thể tích quét, tức hiệu quả quét vĩ mô, thường bị hạn chế [12]. Để làm tăng hiệu quả quét vĩ mô, người ta sử dụng biện pháp bơm ép khí và nước luân phiên. Khí và nước được bơm ép thành từng tệp xen kẽ và nối tiếp nhau. Trong trường hợp này, hiệu suất  thay thế vi mô cao của khí kết hợp với hiệu suất quét vĩ ô tốt hơn của nước sẽ làm tăng đáng kể hiệu quả khai tháccủa dự án bơm ép như trường hợp bơm ép khí CO2 và nước luân phiên được đề cập trong các nghiên cứu [13, 14].

Theo quy luật tự nhiên nhiệt động học, một chất sẽ chuyển từ pha này sang pha khác, khi nhiệt độ hoặc áp suất hoặc cả hai thay đổi. Để đặc trưng cho quá trình chuyển pha của một đơn chất, người ta thiết lập biểu đồ P-T của đơn chất đó ở điều kiện đẳng tích (giữ nguyên thể tích) (Hình 1).

 Hình 1. Biểu đồ P-T biểu diễn sự biến đổi pha, ở điều kiện đẳng tích, của chất tinh khiết - hệ một cấu tử

Biểu đồ Hình 1 gồm 3 đường, chia đồ thị làm 3 vùng, tương ứng với 3 thể (hay 3 pha): rắn, lỏng, khí (hơi). Ba đường này đồng quy tại điểm H và điểm này được gọi       là điểm 3 pha. Tại điểm này vật chất có thể tồn tại đồng thời cả 3 pha: rắn, lỏng và khí (hơi). Mỗi đường trong số 3 đường trong Hình 1 đều là đường phân chia ranh giới giữa 2 pha. Cụ thể, đường F-H là đường cân bằng giữa pha rắn và khí (hơi). Đường H-D là đường cân bằng giữa pha rắn  và pha lỏng (đường hóa lỏng). Đường H-C là đường cân bằng giữa pha lỏng và pha khí (hơi) - (đường hơi bão hòa). Hiện tượng hóa hơi xảy ra khi nhiệt độ dịch chuyển từ trái qua phải của đường  H-C.

Quan hệ áp suất hơi bão hòa - nhiệt độ của đơn chất bắt đầu từ điểm 3 pha (H) và kết thúc tại điểm C (Hình 1). Điểm C chính là điểm giới hạn cao nhất của áp suất và nhiệt độ mà ở đó tồn tại đồng thời cả pha lỏng và hơi - được gọi là điểm tới hạn. Tại điểm tới hạn C (điểm có tọa độ: nhiệt độ là T     và áp suất là P ), tính chất của pha lỏng và pha khí trở thành đồng nhất. Các trạng thái nằm bên ngoài điểm C nhưng trên Tc và Pc được gọi là trạng thái siêu tới hạn (vùng có màu xanh nhạt trên Hình 1). Chất lưu tồn tại trong vùng này được gọi là chất lưu siêu tới hạn (Supercritical Fluid). Về trạng thái, chất lưu siêu tới hạn là trạng thái trung gian giữa pha lỏng và pha khí (hơi). So với dạng lỏng và dạng khí thông thường khác, chất lưu siêu tới hạn có một số đặc tính đặc biệt (Bảng 4) như có khả năng (tốc độ) khuếch tán cao, có độ nhớt thấp, có sức căng bề mặt thấp (giống như chất khí). Chất lưu siêu tới hạn có khả năng hòa tan cao tương tự như dung môi lỏng.

Giản đồ trạng thái P-T của hỗn hợp propane/butane được thể hiện trong Hình 2 [15]. Thành phần chính của LPG nằm trọn trong hỗn hợp này. Các điểm HP và CP tương ứng là điểm 3 pha và điểm tới hạn của propane. Tương tự như vậy, các điểm HB và CB tương ứng là điểm 3 pha và điểm tới hạn của butane.

Vùng màu xanh, với số thứ tự 5, tương ứng với thành phần propane trong hỗn hợp propane/butane là 52/48% mol. Các số thứ tự còn lại tương ứng với thành phần của propane trong hỗn hợp như sau: (1) 100% mol; (2) 92,50% mol; (3) 62,62% mol; (4) 75,45% mol; (6) 30,85% mol; (7) 14,68% mol và (8) 0,0% mol. Quy luật chung là khi hàm lượng propane trong hỗn hợp càng nhỏ thì nhiệt độ tới hạn càng tăng cao.

Bảng 4. So sánh một số tính chất của một số chất lưu

Về mặt trạng thái pha của hỗn hợp, theo Hình 2, trong phạm vi màu xanh tồn tại hỗn hợp pha lỏng và khí; dưới vùng màu xanh này nói chung và trong phạm vi giới hạn bởi các đường của tứ giác cong: điểm 3 pha (HB) - điểm   tới hạn (CB) - điểm tới hạn hỗn hợp (C52/48) - điểm C52B nói riêng, tồn tại pha khí; còn phía trên vùng màu xanh nói chung và trong phạm vi giới hạn bởi các đường của tứ   giác cong: điểm 3 pha (HP) - điểm tới hạn (CP) - điểm tới hạn của hỗn hợp (C52/48) - điểm C52P  nói riêng, hỗn hợp    tồn tại ở dạng lỏng. Cũng theo Hình 2, vùng đồng thời có nhiệt độ và áp suất lớn hơn so với tọa độ của điểm tới hạn C (điểm này tương ứng với nhiệt độ ≈ 127oC và áp suất 42,52bar) chính là vùng tồn tại trạng thái siêu tới hạn của hỗn hợp propane/butane.

Theo Hình 2, khi dùng nguồn khí hóa lỏng - LPG chứa 52% propane, 48% butane để bơm vào vỉa, ở trong các điều kiện cụ thể hỗn hợp này có tính chất đáp ứng các công  dụng  chính sau:

+ Ở điều kiện nhiệt độ vỉa thấp hơn nhiệt độ tới hạn của LPG, nhưng lớn hơn nhiệt độ điểm 3 pha của propane và áp suất > 42,52bar (áp suất tới hạn của hỗn hợp), thì LPG này tồn tại ở dạng lỏng. Ở dạng lỏng, nó cho hiệu ứng pha loãng, làm giảm độ nhớt dầu, hòa tan lắng đọng hữu cơ… Những điều này giúp ích cho quá trình loại trừ nhiễm bẩn hữu cơ và gia tăng thu hồi dầu.
+  Ở điều kiện nhiệt độ vỉa lớn hơn nhiệt độ tới hạn   và áp suất > 42,52bar, LPG này chuyển thành chất lưu siêu tới hạn. Ở trạng thái này, nó có khả năng khuếch tán cao,sức căng bề mặt thấp và khả năng hòa tan lắng đọng hữu cơ rất cao. Những đặc tính này vừa giúp ích cho loại trừ nhiễm bẩn hữu cơ, nhiễm bẩn bởi các dạng nhũ tương và mở rộng vùng ảnh hưởng của lưu thể bơm vào tới những phần vỉa còn tồn tại dầu dư mà khi chưa ở trạng thái siêu tới hạn, lưu thể bơm vào không có khả năng quét qua. Kết quả sẽ giúp ích cho quá trình nâng cao hệ số thu hồi dầu nói riêng, gia tăng thu hồi dầu nói chung. Công nghệ với cách thức trích ly dầu dư này, về mặt nào đó, tương đồng với trích bằng dung môi hóa hơi.

+ Khi tiếp tục được duy trì ở áp suất cao hơn áp suất tới hạn, nhưng nhiệt độ vỉa giảm xuống, LPG này quay về trạng thái lỏng. Nhưng trạng thái lỏng của lưu thể đã từng ở trạng thái siêu tới hạn này vẫn tiếp tục dung nạp nhiễm bẩn hữu cơ và giữ cho dầu vỉa có độ nhớt thấp.

Các công dụng trên cho thấy rằng, trong quá trình  bơm LPG vào vỉa, nếu đưa được nhiệt độ của vùng vỉa chịu tác động lên cao hơn nhiệt độ tới hạn của LPG, thì sẽ có cơ hội cao trong hòa tan thêm lắng đọng hữu cơ, dung nạp thêm những phần dầu dư bị kẹt lại trước đó ngoài hiệu ứng giảm độ nhớt thông thường khi nhiệt độ vỉa chưa đạt tới nhiệt độ tới hạn.

Để làm được điều này, nhóm tác giả đề xuất sử dụng kết hợp LPG với hệ hóa phẩm tạo nhiệt, tạo áp suất tan trong nước trên cơ sở các muối NaNO2 và NH4Cl. Về khía cạnh hóa học, hệ hóa phẩm tạo nhiệt, tạo áp suất tan trong nước sử dụng nhiệt lượng tỏa ra và áp suất của khí N2 thoát ra từ phản ứng giữa dung dịch hai muối NaNO2 và NH4Cl theo phản ứng hóa học  sau:

Ở nhiệt độ thường, giữa các muối này chưa xảy ra tương tác hóa học, nhưng ở nhiệt độ > 70oC, chúng phản ứng với nhau tạo khí N2 và tỏa ra lượng nhiệt rất lớn (333,293kJ/mol hay 79,6589kcal/mol) [16, 17]. Theo tính toán nhiệt động học, lượng nhiệt sinh ra khi 1m3 dung dịch (bao gồm   nước + 313kg NaNO2 + 263kg NH4Cl (có dư theo phương trình phản ứng)) là 1.534.293kJ/m3. Nhiệt lượng của 1m3 dung dịch này đủ để nâng cao thêm nhiệt độ của 25,4m3 đá vỉa Miocene dưới mỏ Rồng chứa nước + dầu trong lỗ rỗng lên Δ = +20oC từ nhiệt độ ban đầu trước đó là 90oC. Khí N và hơi nước sinh ra do tăng nhiệt làm áp suất tăng mạnh. Tính toán nhiệt động học với trường hợp tính toán để nhiệt độ của đá vỉa lên Δ = +20oC, thì áp suất vỉa có thể tăng thêm khoảng 84atm (lên tới 304atm so với 220atm ban đầu).

Hình 2. Giản đồ áp suất - nhiệt độ hệ hai cấu tử propane - butane [15]

Để có thể tạo được nhiệt lượng và áp suất trong vỉa, các dung dịch riêng rẽ được bơm vào vùng cận đáy giếng. Thể tích các dung dịch muối NaNO2 và NH4Cl với nồng độ gần bão hòa được tính toán để khi hòa trộn chúng phản ứng hết với nhau. Chất lỏng đệm bơm giữa 2 tệp muối là dung môi hữu cơ. Thể tích chất lỏng đệm được tính toán sao cho khi cả 3 tệp được đẩy sâu vào vỉa qua chiều sâu thiết kế, dưới tác dụng của dòng chảy tỏa theo chiều tiếp tuyến với phương chảy ly tâm, độ dày vành dung môi tiến tới 0, các vành dung dịch muối cũng mỏng đi, hòa vào nhau và xảy ra phản ứng tỏa nhiệt, tạo khí. Bằng cách bơm nhiều nhóm tệp (NH4Cl/dung môi hữu cơ/NaNO2) nối tiếp nhau với thể tích tính toán thích hợp, có thể làm cho phản ứng xảy ra ở vùng gần tâm giếng trước, ở vùng xa tâm giếng sau. Khí N2 sinh ra tại vùng cận đáy giếng nhanh chóng xâm nhập vào lòng giếng, đi lên theo cần khai thác tạo cột dung dịch có áp suất thủy tĩnh thấp kéo dòng lưu thể khai thác độ nhớt thấp đã hòa tan và dung nạp nhiễm bẩn hữu cơ lên bề mặt. Tiếp sau đó các nhóm tệp được bơm sâu hơn nhóm sát thành giếng sẽ hoạt động tạo thế liên hoàn đẩy dầu vào giếng và làm sạch vùng vỉa lớn xung quanh giếng khai thác. Cách xử lý đơn giếng như vậy sẽ làm mới lại và mở rộng hệ thống kênh dẫn xung quanh giếng, tạo điều kiện cho dòng dầu trong vùng nuôi của giếng chảy vào giếng.

Trong công nghệ kết hợp hệ hóa phẩm tạo nhiệt, tạo khí trên cơ sở các muối NaNO2 và NH4Cl với LPG, thì một phần hoặc toàn bộ dung môi hữu cơ sẽ được thay thế bằng LPG. Cách thức bơm trong trường hợp có sự tham gia của LPG có thể liên tưởng tới dạng công nghệ bơm ép khí nước luân phiên như đã trình bày ở trên.

Khi kết hợp 2 công nghệ trên, các quá trình xảy ra theo thứ tự luôn nghiêng về phía có lợi cho nâng cao thu hồi dầu. Cụ thể là, khi mới được bơm vào vỉa và chưa xảy ra phản ứng tạo nhiệt, tạo khí của các dung dịch muối NaNO2 và NH4Cl, thì LPG đóng vai trò là dung môi trộn lẫn làm giảm độ nhớt dầu. Khi phản ứng ứng tạo nhiệt, tạo khí của các dung dịch muối NaNO2 và NH4Cl xảy ra, nhiệt độ tăng cao vượt nhiệt độ tới hạn của hỗn hợp propane/butane, LPG chuyển sang dạng chất lưu siêu tới hạn có thêm tác dụng mở rộng thể tích quét vào các vùng dầu bất  động.

Tóm lại, có thể áp dụng giải pháp bơm hệ hóa phẩm dung môi LPG - hóa nhiệt trong xử lý đơn giếng với mục đích khơi thông dòng dầu và nâng cao hệ số thu hồi dầu nặng tại Miocene dưới và Oligocene trên mỏ Rồng.

Nhóm tác giả đã phân tích một số kết quả nghiên cứu ảnh hưởng của LPG tới độ nhớt và một số tính chất của dầu mỏ Rồng mô phỏng điều kiện vỉa trên thiết bị PVT để minh chứng cho khả năng hiện thực của giải pháp đề xuất.

Dầu đầu vào cho nghiên cứu là mẫu tái tạo từ mẫu dầu mỏ Rồng và khí bình tách. Khí bình tách được lấy tại các bình tách V-400 trên các giàn nhẹ mỏ Rồng như RC-    4, RC-5, RC-6 và RC-DM. Khí tách ra có thành phần    77,6% methane, 12,6% ethane, 6,8% propane, 2,5% butane và một số thành phần khác. Ở nhiệt độ vỉa 95oC, áp suất bão hòa mẫu tái tạo này là 99,47bar và độ nhớt ở 300bar là 4,17cP. Điều kiện tiêu chuẩn sử dụng trong nghiên cứu này là: 1.01325bar và 20oC. LPG được lấy từ nguồn của PV GAS. Thành phần chính của LPG gồm: 60,76% propane, 38,64% butane. Thành phần này có nhiệt độ tới hạn ≈ 120oC, áp suất tới hạn ≈ 42,51atm. Nhiệt độ mô phỏng điều kiện vỉa được chọn cho thí nghiệm là 95oC. Đây là nhiệt độ trung bình đặc trưng cho tầng Miocene và Oligocene trên mỏ Rồng. Nếu ở nhiệt độ này hệ hóa phẩm đã phát huy tác dụng, thì ở nhiệt độ cao hơn, nhất là cao hơn nhiệt độ tới hạn, hệ hóa phẩm sẽ phát huy tác dụng tốt hơn  nữa.

2.    Kết quả nghiên cứu và thảo luận

2.1. Tỷ trọng của LPG trong phòng thí nghiệm

Kết quả xác định tỷ trọng của LPG ở các áp suất khác nhau trong điều kiện nhiệt độ phòng (28oC) được thể hiện trong Bảng 5. Kết quả dưới dạng đồ thị về ảnh hưởng của áp suất tới tỷ trọng của LPG ở điều kiện nhiệt độ 28oC  được thể hiện trong Hình 3.

Tỷ trọng của LPG giảm mạnh khi bị nén. Ở áp suất 120bar, LPG có tỷ trọng 532,36kg/m3, còn ở áp suất 300bar, LPG có tỷ trọng lên tới 585,63kg/m3.

2.2. Đánh giá một số tính chất của hỗn hợp dầu vỉa với LPG (dầu pha trộn)

Hỗn hợp dầu vỉa chứa các hàm lượng LPG khác nhau được đánh giá về tính chất dầu. Thông số cần xác định ở đây là: áp suất bão hòa, tỷ lệ dầu khí, tỷ trọng dầu tách khí ở 20oC và tỷ trọng tương đối của khí tách (so với không khí). Kết quả thí nghiệm thu được thể hiện trong Bảng  6.
 

Bảng 5. Tỷ trọng của LPG ở các điều kiện áp suất khác nhau (điều kiện nhiệt độ 28oC)

Hình 3. Ảnh hưởng của áp suất tới tỷ trọng của nguyên liệu LPG

Hình 4 biểu diễn ảnh hưởng của hàm lượng LPG tới áp suất bão hòa của hỗn hợp dầu - LPG dưới dạng đồ thị.

Hình 4. Ảnh hưởng của hàm lượng LPG tới áp suất bão hòa của hỗn hợp dầu mỏ Rồng - LPG

Kết quả Hình 4 cho thấy, sự có mặt của LPG làm tăng áp suất bão hòa của hỗn hợp và áp suất này tăng tỷ lệ thuận với hàm lượng LPG thêm vào.

Khi thêm LPG vào dầu mỏ Rồng, tỷ lệ khí/dầu tăng (cột 3, Bảng 6). Tỷ lệ này tăng từ 53,74m3 trên một tấn dầu khi chưa có LPG lên tới 151,04m3 trên một tấn dầu khi hàm lượng LPG thêm vào là 17,22%. Điều này hoàn toàn hợp quy luật và kết quả này cho phép hình dung rõ nét hơn về dầu chứa   LPG.

Từ kết quả trong cột 4, Bảng 6, có thể biểu diễn ảnh hưởng của hàm lượng LPG thêm vào tới tỷ trọng dầu tách khí ở 20oC dưới dạng đồ thị như Hình 5.

Hình 5. Ảnh hưởng của hàm lượng LPG tới tỷ trọng của dầu đã tách khí

Bảng 6. Một số tính chất của hỗn hợp dầu tái tạo dầu mỏ Rồng với LPG

Bảng 7. Ảnh hưởng của hàm lượng LPG và áp suất tới tỷ trọng của hỗn hợp dầu vỉa với LPG ở điều kiện nhiệt độ 95oC

Khi thêm LPG vào dầu mỏ Rồng sau đó tách khí, thì tỷ trọng của dầu giảm đi chứng tỏ khí, trong đó có LPG khi bay hơi đã mang theo một phần các phân đoạn nặng hơn. Điều này cũng được phản ánh qua việc tăng tỷ trọng tương đối của khí hòa tan (các cột 4 và 5, Bảng 6) tăng lên ở các mẫu chứa hàm lượng LPG cao hơn.

2.3.  Đánh giá ảnh hưởng của hàm lượng LPG thêm vào và ảnh hưởng của áp suất tới tỷ trọng của hỗn hợp dầu vỉa với LPG

Kết quả thực nghiệm về ảnh hưởng của hàm lượng LPG thêm vào và ảnh hưởng của áp suất tới tỷ trọng của hỗn hợp dầu vỉa với LPG, thực hiện ở điều kiện nhiệt độ 95oC được thể hiện trong Bảng 7 và Hình  6.

Kết quả Hình 6 cho thấy, tỷ trọng của dầu trong điều kiện vỉa giảm mạnh khi nó được hòa tan thêm hàm lượng LPG. Hình dạng đường cong  biểu diễn sự phụ thuộc của tỷ trọng với hàm lượng LPG, phụ thuộc vào quy luật bị nén về thể tích ở các cấp áp suất  khác nhau.  

Bảng 8. Ảnh hưởng của hàm lượng LPG và áp suất tới độ nhớt của hỗn hợp dầu vỉa với LPG ở điều kiện nhiệt độ 95oC

Hình 6. Ảnh hưởng của hàm lượng LPG và áp suất tới tỷ trọng của dầu chứa LPG
 

Hình 7. Ảnh hưởng của hàm lượng LPG và áp suất tới độ nhớt của dầu chứa LPG

2.4. Đánh giá ảnh hưởng của hàm lượng LPG thêm vào và ảnh hưởng của áp suất tới độ nhớt của hỗn hợp dầu vỉa với LPG

Kết quả thực nghiệm về ảnh hưởng của hàm lượng LPG thêm vào và ảnh hưởng của áp suất tới độ nhớt của hỗn hợp dầu vỉa với LPG, thực hiện ở điều kiện nhiệt độ 95oC thể hiện trong Bảng 8 và Hình 7.

Kết quả trên Hình 7 cho thấy, ở các điều kiện khác nhau trên áp suất bão hòa, độ nhớt dầu mỏ Rồng giảm mạnh khi được bổ sung LPG. Độ nhớt này giảm gần như tỷ lệ thuận với hàm lượng LPG bổ sung, sau đó đạt trạng thái bão hòa, tức không giảm tiếp khi hàm lượng LPG vượt quá 14%.

Ở điều kiện áp suất 150atm độ nhớt dầu mỏ Rồng chưa  chứa LPG bằng 3,777cP. Khi bổ sung LPG với hàm lượng 13,65%, độ nhớt giảm xuống còn 1,411cP, tức giảm [(3,777 - 1,411) x 100]/3,777 = 62,6%. Còn ở điều kiện áp suất 270atm tức đã cao hơn áp suất vỉa Miocene mỏ Rồng (áp suất vỉa Miocene mỏ Rồng dao động trong khoảng 239 - 256atm), độ nhớt dầu mỏ Rồng chưa chứa LPG bằng 4,091cP. Khi bổ sung LPG với hàm lượng 13,65%, độ nhớt giảm xuống còn 1,581cP, tức giảm [(4,091 - 1,581) x 100]/4,091 = 61,3%. Hai ví dụ này cho thấy mức độ giảm độ nhớt của dầu chứa LPG là đáng kể, đồng thời cho thấy áp  suất ít ảnh hưởng tới hiệu quả giảm áp suất của LPG. Căn cứ vào kết quả nghiên cứu nêu trong Bảng 8 và Hình 7, có thể tính ra được hàm lượng LPG cần bổ sung ở áp suất 240 - 270atm, tức gần với áp suất vỉa mỏ Rồng (239 - 256atm), để đạt được mức giảm độ nhớt 50% là ≈  12%.

3.    Kết luận

-    Có thể áp dụng giải pháp bơm hệ hóa phẩm dung môi hydrocarbon - hóa nhiệt cho xử lý đơn giếng với mục đích gia tăng lưu lượng dầu và nâng cao hệ số thu hồi dầu nặng tại Miocene dưới và Oligocene trên mỏ Rồng. Trong đó thành phần chính yếu của hệ hóa phẩm bao gồm LPG và các dung dịch muối NaNO2 và NH4Cl. Các hóa phẩm được bơm theo từng tệp tương tự như cách thức thực hiện trong bơm ép khí và nước luân phiên.

-    Kết quả thực nghiệm mô phỏng điều kiện trên thiết bị  PVT ở nhiệt độ 95oC và khoảng biến thiên áp suất từ 100 - 300atm cho thấy LPG làm giảm mạnh độ nhớt của dầu mỏ Rồng tái tạo.

Lời cảm ơn

Nghiên cứu này được tài trợ bởi Đề án đổi mới và hiện đại hoá công nghệ trong ngành  công  nghiệp  khai  khoáng  đến  năm 2015, tầm nhìn đến năm 2025 trong đề tài mã số ĐT.12.13/ ĐMCNKK.

Tài liệu tham khảo
1. Viện Nghiên cứu Khoa học và Thiết kế Dầu khí biển, Vietsovpetro. Địa chất mỏ Rồng từ tài liệu của Liên doanh Vietsovpetro và Báo cáo nghiên cứu khoa học: “Tính chất hóa lý dầu khí mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng”. 12/1997.

2. Viện Dầu khí Việt Nam. Báo cáo tổng kết nhiệm vụ nghiên cứu khoa học cấp Ngành “Phân tích, đánh giá các mẫu dầu thô bổ sung cho hệ thống số liệu cơ sở về tính chất dầu thô Việt Nam: Dầu thô mỏ Bạch Hổ, dầu thô mỏ Rồng”.

3. Отчет о научно - иccледователъской работе "Разработка техноло-гическних решений по совершенствованию системы сбора, подготовки, транспорта и хранения нефти и газа на месторождениях  СП  Вьетсовпетро". 12/2003.

4. J.C.Allen, C.D.Woodward, A.Brown, C.H.Wu. Multiple solvent heavy oil recovery method. Assignee Texaco Inc., New York. United States Patent 3954141, Appl. No. 546,580. 1976.

5. R.M.Butler I.J.Mokrys. Closed-loop extraction  method for the recovery of heavy oils and bitumens underlain by aquifers: the Vapex process. Journal of Canadian Petroleum Technology. 1998; 37(4): p. 41 - 50.

6. V.Ferron, C.Losi, H.J.Moreno, D. M.Piña, A.Terradillos. Enhanced oil recovery using natural gas in heavy oil fields. 2010.

7. H.Abukhalifeh. Determination of concertration- dependent dispersion of propane in vapor extraction of heavy oil. Chemical Engineering. Ryerson University. 2010.

8. Muhamad, Hameed. Optimal control of vapor extraction of heavy oil. Theses and dissertations. 2012.

9. M.M.Kulkarni. Immiscible and miscible gas-oil displacements in porous media. 2003.

10. Sigurd í Jákupsstovu, D.Zhou, J.Kamath, L.Durlofsky, E.H.Stebby. Upscaling of miscible displacement processes. Proceedings of the 6th Nordic Sumposium on Petrophysics, Trondheim, Norway. 15 - 16 May 2001.

11. F.B.Thomas, T.Okazawa, A.Erian, D.B.Bennion, D.W.Bennion. Does miscibility matter in gas injection?. Petroleum Society of Annual Technical Meeting, Canada Alberta, Canada. 7 - 9 June, 1995.

12. L.Hinderaker, R.H.Utseth, O.S.Hustad, I.Akervoll, M.Dalland, B.A.Kvanvik, T.Austad, J.E.Paulsen. RUTH-A comprehensive Norwegian R&D program on IOR. SPE-3684- MS. European Petroleum Conference, Milan, Italy. 22 - 24 October, 1996.

13. R.E.Hadlow. Updateofindustryexperiencewith CO2 injection. SPE-24928-MS. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Washington D.C. 4 - 7 October, 1992.

14. J.R.Christensen, E.H.Syte, A.Skauge.  Review  of the WAG field experience. SPE-39883-MS. International Petroleum Conference and Exhibition, Villhermosa, Mexico. 3 - 5 March, 1998.

15. А.И.Брусиловскии. Фазовые превращения  при  разработке  месторождений  ефти и газа. Издательскийдом «Грааль». Москва 2002.

16. Nguyen Anh Duc, Flavio Faria de Moraes, H.Scott Fogler. Fused  chemical  reactions.  3.  Controlled  release  of a catalyst to control the temperature profile in tubular reactors. Industrial and Engineering Chemistry Research. 2004; 43(18): p. 5862 - 5873.

17. Sarkar, Arrington, Powell. Methods and compositions for thermally treating a conduit used for hydrocarbon production or transmission to help remove paraffin wax buildup. US Patent 20080067108A1. 2008.

Research on the applicability of pumping hydrocarbon solvent- thermochemical system for single-well treatment to enhance heavy oil recovery in Lower Miocene and Upper Oligocene of Rong field

Phan Van Minh (1), Nguyen Van Ngo (1), Do Thanh Trung (1) Le Van Cong (1), Tong Canh Son (2), Nguyen Vi Hung (2)

1. Drilling Mud Corporation
2. Vietsovpetro.

Email:  minhpv@pvdmc.com.vn

Summary

The paper presents the research results on the applicability of pumping hydrocarbon solvent-thermochemical sys- tem for single-well treatment to increase the oil flow and enhance heavy oil recovery in the Lower Miocene and Upper Oligocene of Rong field. The hydrocarbon solvent recommended for application is liquefied petroleum gas (LPG). The thermochemical system is based on NaNO2 and NH4Cl capable of generating heat and creating pressure. Experimental simulation results on the PVT device at a temperature of 95oC and pressure varying between 100 - 300atm show that LPG drastically reduces the viscosity of the renewable crude oil of Rong field.

Key words: Enhanced oil recovery, heavy oil, solvent injection, exothermic reaction.