Tóm tắt

Bài báo giới thiệu quy trình chế tạo dung dịch khoan vi bọt gốc nước với các thành phần chính gồm: chất hoạt động bề mặt anion SLES tạo bọt, polymer xanthan gum tạo nhớt cho lớp nước bao quanh và hệ chất hoạt động bề mặt NP9/SLES có tác dụng làm bền hạt vi bọt và tối ưu hóa thành phần của hệ dung dịch này. Kết quả thử nghiệm trên mẫu lõi (đá móng mỏ Bạch Hổ) ở điều kiện nhiệt độ 120oC cho thấy dung dịch khoan vi bọt có khả năng ngăn chặn dung dịch xâm nhập vào trong mẫu lõi tốt hơn so với dung dịch polymer - sét đang được sử dụng ở Liên doanh Việt – Nga “Vietsovpetro”. Ngoài ra, độ thấm sau khi phục hồi của mẫu lõi cũng đạt 90% so với độ thấm ban đầu, chứng tỏ hệ dung dịch khoan vi bọt không gây ảnh hưởng đến vỉa chứa và có thể dễ dàng bị loại bỏ khi gọi dòng.

Từ khóa: Dung dịch khoan, vi bọt, aphron, vỉa chứa có áp suất thấp.
 

1. Mở đầu

Mất tuần hoàn dung dịch khoan xảy ra khi có sự chênh lệch áp suất giữa áp suất thủy tĩnh của cột dung dịch và áp suất vỉa. Dung dịch khoan di chuyển vào vỉa (các đới hang hốc, nứt nẻ) gây nhiễm bẩn thành hệ, gia tăng chi phí, gây ô nhiễm môi trường. Trong quá trình khoan, nếu xảy ra hiện tượng này mà không có giải pháp khắc phục thì phải dừng khoan, trong một số trường hợp phải đổ cầu xi măng để hủy giếng khoan [1].

Để tránh xảy ra hiện tượng mất tuần hoàn dung dịch trong quá trình khoan, cần ưu tiên cải thiện chất lượng, tính chất của dung dịch khoan, sao cho dung dịch khoan được sử dụng ít tổn hại nhất đến vỉa chứa bằng việc sử dụng các dung dịch khoan có hàm lượng pha rắn thấp, có tỷ trọng thấp nhằm làm giảm các chi phí sửa chữa, bảo dưỡng giếng và tăng tuổi thọ giếng cũng như nâng cao hiệu quả khai thác.

Là hệ dung dịch khoan mới, dung dịch khoan vi bọt có thể điều chỉnh khối lượng riêng thấp, tái sử dụng và có chi phí thấp. Đây là hệ dung dịch khoan gốc nước, thông qua việc sử dụng các chất hoạt động bề mặt, hệ polymer tạo nhớt và các chất làm ổn định để tạo ra dung dịch với các hạt vi bọt có cấu trúc đặc biệt, có khả năng chịu được áp suất cao mà không bị phá vỡ [2].

Trên thế giới đã có nhiều nghiên cứu về ứng dụng dung dịch vi bọt làm dung dịch khoan cho các vỉa chứa có áp suất thấp [3 - 6]. Đặc biệt, việc ứng dụng dung dịch khoan vi bọt trong thực tế tại một số mỏ đã cho hiệu quả rất khả quan [7 - 9].

Trên cơ sở nghiên cứu thành phần và khả năng ứng dụng dung dịch khoan vi bọt gốc nước [10], nhóm tác giả tiếp tục nghiên cứu chế tạo và đánh giá khả năng sử dụng dung dịch khoan vi bọt cho các vỉa chứa có áp suất thấp tại Việt Nam.

2. Thực nghiệm

2.1. Nguyên liệu

- Chất hoạt động bề mặt anion gồm: sodium lauryl ether sulfate (SLES), sodium dodecyl sulfate (SDS) và sodium sulfosuccinate (DSS).
- Chất hoạt động bề mặt nonion nonylphenol ethoxylate (NPE) với tên thương phẩm Tergitol (DOW Company), số lượng nhóm EO khác nhau là 4, 9 và 15.
- Polymer sinh học gốc tinh bột: xanthan gum, carboxymethyl cellulose (CMC) gồm 2 loại là CMC-HV và CMC-LV; và hydroxyethyl cellulose (HEC).
- Các hóa chất khác: chất ổn định pH (Na2CO3 và NaHCO3), MgEDTA, chất ổn định nhiệt cho dung dịch khoan có tên thương mại PTS200 của MI-SWACO và tác
nhân ổn định độ thải nước poly anionic cellulose.

2.2. Dụng cụ, thiết bị

- Thiết bị nghiền siêu mịn IKA ULTRA - TURRAX J30 của IKA, có tốc độ khuấy tối đa 12.000 vòng/phút sử dụng để tạo bọt.
- Thiết bị đo độ nhớt Brookerfield để đánh giá độ nhớt của dung dịch polymer ở tốc độ trượt thấp, với tốc độ trượt thay đổi từ 0,1s-1 đến 1s-1 (Hình 1).
- Thiết bị chế tạo dung dịch khoan vi bọt gồm: Bình chứa thủy tinh (dung tích 2 lít), có gắn 2 vách ngăn (được làm từ thủy tinh hữu cơ) vào thành của bình chứa sao cho chúng nằm trên cùng 1 mặt phẳng và cách đều trục quay. Motor có thể quay với tốc độ tối đa 10.000 vòng/phút. Mô hình của thiết bị này được thể hiện trong Hình 2.
- Máy đo độ nhớt FANN 35SA với 6 tốc độ quay để xác định độ nhớt dẻo và ứng suất trượt động của dung dịch.

2.3. Thực nghiệm

2.3.1. Chế tạo dung dịch khoan vi bọt gốc nước

Cho nước biển vào bình chứa thủy tinh (Hình 2), sau đó cho polymer, khuấy nhẹ với tốc độ 50 - 60 vòng/phút ở nhiệt độ phòng, trong khoảng 20 phút. Cho thêm chất duy trì độ ổn định nhiệt PTS200, khuấy nhẹ với tốc độ 50 - 60 vòng/phút trong khoảng 2 phút. Tiếp tục cho chất hoạt động bề mặt anion SLES, khuấy mạnh với tốc độ 8.000 - 10.000 vòng/ phút ở nhiệt độ thường trong khoảng 2 phút. Bổ sung chất hoạt động bề mặt nonion Tergitol NP9, khuấy mạnh với tốc độ 8.000 - 10.000 vòng/phút ở nhiệt độ thường trong khoảng 2 phút. Tiếp tục cho poly anionic cellulose LV, khuấy đều với tốc độ 50 - 60 vòng/phút. Sau đó, bổ sung lần lượt các chất Na2CO3, NaHCO3, MgEDTA vào dung dịch thu được ở trên, khuấy đều trong khoảng 2 phút với tốc độ khuấy 50 - 60 vòng/phút thu được dung dịch khoan vi bọt gốc nước.

2.3.2. Đánh giá mức độ xâm nhập của dung dịch vào mẫu lõi

Mẫu lõi được sử dụng là mẫu đá móng của mỏ Bạch Hổ, được khoan dạng hình trụ (Hình 3). Trước khi thử nghiệm, mẫu lõi được xử lý sơ bộ để xác định độ thấm tuyệt đối (Kg), thể tích rỗng, độ rỗng và tỷ lệ (%) nước dư của mẫu lõi (Bảng 1). Sơ đồ và mô hình thiết bị thí nghiệm đánh giá mức độ xâm nhập của dung dịch
khoan vi bọt gốc nước vào mẫu lõi được thể hiện ở Hình 4.
- Quy trình thực hiện:

+ Lắp mẫu lõi vào bộ giữ mẫu và đưa mẫu vào thiết bị thí nghiệm;

+ Nâng nhiệt độ lên 120oC, áp suất vỉa Pvỉa = 100atm, bơm bão hòa dầu cho mẫu gấp 5 lần thể tích lỗ rỗng (Vr) theo chiều thuận;
+ Nâng áp suất ở đầu mẫu lõi cùng phía với dung dịch khoan và giữ giá trị áp suất này cố định trong một khoảng thời gian nhất định (20 phút). Các giá trị áp suất được thử nghiệm lần lượt là 105atm, 108atm và 110atm;

+ Ghi lại sự thay đổi thể tích của dung dịch khoan và thể tích

chất lỏng bị đẩy ra khỏi mẫu lõi; sau đó xác định tổng thể tích dung dịch khoan bị đẩy ra khỏi mẫu lõi sau khi kết thúc thí nghiệm.

2.3.3. Đánh giá khả năng chống mất dung dịch và khả năng phục hồi độ thấm sau khi bơm ép ngược trên mẫu lõi

Mẫu lõi được sử dụng tương tự như mục 2.3.2. Sơ đồ và mô hình thiết bị thí nghiệm đánh giá sự thay đổi độ thấm của mẫu lõi được thể hiện ở Hình 5.
- Bão hòa mẫu lõi bằng dầu kerosene:

+ Lắp mẫu lõi vào bộ giữ mẫu và đưa mẫu vào thiết bị thí nghiệm.

+ Nâng nhiệt độ lên 120oC, áp suất vỉa Pvỉa = 100atm, bơm bão hòa dầu cho mẫu gấp 5 lần thể tích lỗ rỗng (Vr) theo chiều thuận. Quá trình làm bão hòa được thực hiện với tốc độ dòng bơm rất chậm, thường là khoảng 0,5 - 1ml/phút. Quá trình làm bão hòa này được thực hiện sao cho dung dịch được lấp đầy tất cả các khoảng không có trong mẫu lõi.
- Xác định độ thấm dầu K1 của mẫu lõi:

Độ thấm được tính bằng công thức Darcy:

- Tạo chênh áp để dung dịch khoan đi qua mẫu lõi:
+ Tăng dần áp ở đầu chứa dung dịch để mô phỏng sự chênh áp giữa áp suất khoan với lưu lượng dòng bơm không đổi thủy tĩnh và áp suất địa tĩnh như trong vùng bị mất dung dịch trong giếng khoan.
+ Ghi lại độ chênh áp giữa 2 đầu mẫu lõi để đánh giá khả năng chống mất dung
dịch của dung dịch khoan.
- Xác định độ thấm dầu của mẫu lõi sau khi bơm ép dầu ngược trở lại:

Sau khi dừng quá trình bơm dung dịch khoan vào mẫu lõi, dung dịch làm bão hòa
ban đầu sẽ được bơm ngược trở lại vào mẫu lõi. Thí nghiệm này nhằm đánh giá khả năng loại bỏ dung dịch khoan vi bọt ra khỏi mẫu lõi, qua đó đánh giá được mức độ phục hồi độ thấm của mẫu lõi. Xác định độ thấm K2 theo công thức Darcy (1).
- Xác định mức độ phục hồi độ thấm của mẫu:

Mức độ phục hồi độ thấm của mẫu được tính theo công thức:
H = K2/K1 x 100%     (2)
3. Kết quả và thảo luận

3.1. Lựa chọn các thành phần cơ bản của dung dịch khoan vi bọt gốc nước

3.1.1. Lựa chọn chất hoạt động bề mặt tạo bọt

Dung dịch chất hoạt động bề mặt anion được tạo bọt nhờ thiết bị nghiền siêu mịn IKA ULTRA - TURRAX. Khả năng tạo bọt của các chất hoạt động bề mặt anion được đánh giá dựa theo tiêu chuẩn ASTM D1173-53 [11]. Kết quả đánh giá khả năng tạo bọt của các chất hoạt động bề mặt anion với các nồng độ khác nhau được thể hiện ở Hình 6.

Hình 6 cho thấy khi nồng độ chất hoạt động bề mặt tăng thì khả năng tạo bọt tăng. Chiều cao bọt của 3 chất hoạt động bề mặt tăng đáng kể khi nồng độ chất hoạtđộng bề mặt = 0,5%. Khi nồng độ chất hoạt động bề mặt cao hơn 0,5%, chiều cao bọt vẫn tăng, song mức độ tăng không đáng kể. Như vậy, nồng độ thích hợp đối với các chất hoạt động bề mặt anion để có khả năng tạo bọt tốt nhất là 0,5%.Khi so sánh khả năng tạo bọt của các chất hoạt động bề mặt anion, chất hoạt động bề mặt SLES khả năng tạo bọt tốt hơn so với 2 chất hoạt động bề mặt SDS và DSS.
Như vậy, chất hoạt động bề mặt anion thích hợp để tạo bọt là SLES với nồng độ 0,5%.

3.1.2. Lựa chọn thành phần polymer bao ngoài
Theo các kết quả nghiên cứu [2 - 6], polymer thích hợp để sử dụng làm lớp bao ngoài cho hạt vi bọt khi độ nhớt ở tốc độ trượt thấp (LSRV) của lớp nước do polymer đó tối thiểu là 40.000cP.

Các loại polymer khác nhau tạo ra các giá trị LSRV khác nhau ở cùng nồng độ (Hình 7). Trong đó, xanthan gum cho giá trị LSRV cao nhất trong số các polymer và có mức độ tăng LSRV cao nhất khi nồng độ polymer tăng. Ngoài ra, để sử dụng được cho dung dịch khoan vi bọt, giá trị LSRV của dung dịch polymer phải đạt giá trị tối thiểu 40.000cP để có thể giúp các hạt vi bọt bền vững. Tại giá trị nồng độ 3%, độ nhớt của dung dịch xanthan gum đạt 51.520cP. Do đó, xanthan gum với nồng độ ≥ 3% là polymer hoàn toàn phù hợp.

3.1.3. Lựa chọn tác nhân duy trì độ nhớt cho dung dịch polymer

Độ nhớt của polymer bị giảm khi nhiệt độ môi trường tăng cao, nhất là khi sử dụng trong dung dịch khoan tại khu vực đá móng (nhiệt độ trung bình đạt khoảng 100 - 120oC). Vì vậy, việc duy trì độ nhớt cho dung dịch polymer rất quan trọng.

Tác nhân được khảo sát để duy trì độ nhớt cho dung dịch polymer ở nhiệt độ cao là monoethanolamine và chất PTS-200 của MI-SWACO. Các tác nhân này có khả năng khử oxy tự do lẫn trong dung dịch, làm giảm khả năng bị oxy hóa của polymer trong dung dịch khi nhiệt độ tăng, nhờ đó duy trì được các tính chất của polymer. Kết quả xác định LSRV của các dung dịch được thể hiện như Bảng 2.

Kết quả cho thấy khi không có chất duy trì độ nhớt, độ nhớt của dung dịch polymer giảm rất nhanh khi nhiệt độ tăng, đặc biệt khi giữ ở nhiệt độ cao trong 30 phút. Khi bổ sung monoethanolamine, độ nhớt của dung dịch vẫn giảm, nhưng giảm rất chậm. Tuy nhiên, ở nhiệt độ 80oC, LSRV giảm xuống 31.524mPa.s, thấp hơn giá trị mong muốn là 40.000mPa.s và tiếp tục giảm mạnh khi nhiệt độ tăng.

Khi bổ sung PTS-200, độ nhớt của dung dịch polymer vẫn giảm, song thấp hơn nhiều so với khi không sử dụng tác nhân này. Tại nhiệt độ 120oC, LSRV vẫn đạt 42.176mPa.s, và sau khi lưu giữ ở 30 phút, độ nhớt của dung dịch giảm xuống xấp xỉ 39.813mPa.s.

Như vậy, nhóm tác giả lựa chọn tác nhân ổn định nhiệt cho polymer sử dụng để chế tạo hệ dung dịch khoan vi bọt là PTS-200 của MI-SWACO.

3.1.4. Lựa chọn hệ chất hoạt động bề mặt bao ngoài cho hạt vi bọt

Để hạt vi bọt được bền vững, cần phải có lớp hệ chất hoạt động bề mặt bao ngoài. Hai hệ chất hoạt động bề mặt được khảo sát để làm hệ chất hoạt động bề mặt bao ngoài cho các hạt vi bọt là: Hệ chất hoạt động bề mặt nonion/anion: NP9/SLES; hệ chất hoạt động bề mặt nonion/cation: NP9/CTAB.

Để đánh giá khả năng ổn định của hạt vi bọt, nhóm tác giả xác định tỷ trọng của dung dịch tại thời điểm vừa được chế tạo và sau khi lưu giữ ở nhiệt độ 120oC trong khoảng 30 phút (Hình 8). Nếu tỷ trọng dung dịch không thay đổi chứng tỏ hạt vi bọt bền vững.

Kết quả thu được cho thấy tỷ trọng ban đầu sau khi bổ sung hệ chất hoạt động bề mặt bao ngoài đều đạt giá trị 0,84 - 0,85. Tuy nhiên, sau khi lưu giữ ở nhiệt độ 120oC trong khoảng 30 phút, tỷ trọng của các dung dịch không có hệ chất hoạt động bề mặt bao ngoài và tỷ trọng của dung dịch sử dụng NP9/CTAB làm chất hoạt động bề mặt bao ngoài có tỷ trọng > 1. Điều này cho thấy các hạt vi bọt đã bị phá vỡ và không khí thoát ra khỏi dung dịch, dẫn đến tỷ trọng dung dịch tăng. Hệ vi bọt sử dụng hệ chất hoạt động bề mặt bao ngoài là NP9/SLES sau khi lưu giữ ở nhiệt độ 120oC trong khoảng 30 phút thì tỷ trọng dung dịch có tăng, song mức độ tăng không đáng kể (từ 0,84 lên 0,88) và vẫn thấp hơn nhiều so với tỷ trọng của nước. Như vậy, các hạt vi bọt đã được làm bền vững tương đối tốt.

Cấu trúc của các hạt vi bọt được quan sát trên kính hiển vi điện tử và được thể hiện ở Hình 9. Khi không có hệ chất hoạt động bề mặt bao ngoài, cấu trúc của hạt vi bọt chỉ là cấu trúc đơn lớp với duy nhất 1 lớp màng bao quanh lõi khí bên trong. Hình dáng của hạt vi bọt không phải hình tròn, cho thấy sức căng bề mặt của hạt vi bọt không đạt giá trị ổn định. Khi có hệ chất hoạt động bề mặt NP9/CTAB bao ngoài:

Do CTAB là chất hoạt động bề mặt mang điện tích dương (+), nên nó có tương tác với chất hoạt động bề mặt tạo bọt SLES - là chất hoạt động bề mặt tích điện âm (-) khiến cho kích thước của các hạt vi bọt bị thu nhỏ, đồng thời không thấy rõ được cấu trúc 3 lớp của hạt vi bọt.

Khi có hệ chất hoạt động bề mặt NP9/SLES bao ngoài: Kích thước các hạt vi bọt tương đối đồng đều (đều là hình tròn), thấy rõ cấu trúc 3 lớp như nghiên cứu của Sebba [13] gồm: 1 lõi khí được bao quanh bởi 1 lớp chất hoạt động bề mặt; 1 lớp polymer tạo độ nhớt và 1 lớp hệ chất hoạt động bề mặt bao ngoài, vì vậy hạt vi bọt trở nên bền với nhiệt độ.

Như vậy, kết quả xác định tỷ trọng của dung dịch vi bọt cùng với ảnh chụp kính hiển vi điện tử cho thấy hệ chất hoạt động bề mặt thích hợp sử dụng làm chất bao ngoài cho hạt vi bọt là NP9/SLES với nồng độ 0,6%.

3.1.5. Tối ưu hóa thành phần của dung dịch khoan vi bọt

- Chọn miền khảo sát Từ kết quả khảo sát các yếu tố ảnh hưởng đến tỷ trọng của dung dịch khoan vi bọt, nhóm tác giả đã xây dựng điều kiện thí nghiệm (Bảng 3). Các thành phần cơ bản của dung dịch khoan gồm: SLES, polymer xanthan gum và hệ chất hoạt động bề mặt bao ngoài NP9/SLES.
- Chọn phương án quy hoạch trực giao cấp II (TYT 2k) thực nghiệm yếu tố toàn phần 2 mức, k yếu tố ảnh hưởng.

Phương trình hồi quy có dạng:

Y = b0 + b1x1 + b2x2 + b3x3 + b12x1x2 + b23x2x3 + b13x1x3 +
b11x12 + b22x22 + b33x32

Trong đó:

x1: Hàm lượng SLES;
x2: Hàm lượng xanthan gum;
x3: Hàm lượng NP9/SLES.

Phương trình hồi quy của tỷ trọng ban đầu và tỷ trọng sau khi lưu ở nhiệt độ 120oC trong khoảng 30 phút phụ thuộc vào thành phần cơ bản của dung dịch vi bọt thu
được từ quá trình tối ưu hóa bằng phần mềm Design Expert như sau:

- Tỷ trọng của dung dịch khoan vi bọt gốc nước được tối ưu hóa với các điều kiện:
+ Tỷ trọng ban đầu thấp nhất (nằm trong khoảng 0,8 - 0,9);
+ Tỷ trọng sau khi lưu ở nhiệt độ 120oC trong 30 phút không vượt quá 0,9.

Sử dụng phần mềm Design-Expert để thực hiện việc tối ưu hóa trên, tìm ra được các giá trị thành phần tối ưu: x1 = 0,63, tương ứng với hàm lượng SLES = 0,66%;
x2 = -0,92, tương ứng với hàm lượng xanthan gum = 2,1%;

x3 = -0,32, tương ứng với hàm lượng NP9/SLES = 0,54%.

Khi đó giá trị tỷ trọng ban đầu theo tính toán là 0,82 và giá trị tỷ trọng sau khi lưu ở nhiệt độ 120oC trong 30 phút là 0,88.

Thực hiện thí nghiệm kiểm  chứng với các giá trị hàm lượng như trên, sau đó tiến hành đánh giá tỷ trọng dung dịch ban đầu và tỷ trọng dung dịch sau khi lưu ở nhiệt độ 120oC trong 30 phút, kết quả thu được cho thấy:
- Tỷ trọng ban đầu: 0,83;
- Tỷ trọng sau khi lưu ở nhiệt độ 120oC trong 30 phút là 0,88.

Kết quả tối ưu hóa và mô phỏng khá tương đương với kết quả thí nghiệm thực tế. Dung dịch vi bọt thu được có các thành phần cơ bản như Bảng 4.

3.3. Đánh giá độ xâm nhập của dung dịch khoan vào mẫu lõi trên mô hình vỉa

Để đánh giá độ xâm nhập của dung dịch vào mẫu lõi trên mô hình vỉa, dung dịch khoan vi bọt gốc nước được so sánh với dung dịch khoan polymer - sét CMC-HV thường được sử dụng ở Liên doanh Việt - Nga.

Mức độ xâm nhập của dung dịch khoan vào mẫu lõi trên thí nghiệm mô hình vỉa được thực hiện bằng thiết bị và quy trình được nêu ở mục 2.3.

3.3.1. Độ xâm nhập của dung dịch khoan vào mẫu lõi ở áp suất 105atm

Kết quả đánh giá mức độ xâm nhập của dung dịch khoan vào mẫu lõi ở áp suất 105atm và nhiệt độ 120oC được thể hiện ở Hình 11.

Tại áp suất 105atm và nhiệt độ 120oC, khi thời gian bơm ép tăng, thể tích chất lỏng chảy ra khỏi mẫu lõi tăng. Cả 4 mẫu dung dịch khoan đều có một giai đoạn mà tại đó thể tích dung dịch chảy qua mẫu lõi không thay đổi. Tuy nhiên, với dung dịch khoan polymer - sét, giai đoạn này rất ngắn (2 phút), sau đó thể tích dung dịch chảy qua mẫu lõi tăng khi tiếp tục bơm. Tại phút thứ 15 (thể tích chất lỏng đạt 7ml), bắt đầu xuất hiện dung dịch khoan thoát ra khỏi dung dịch. Với các dung dịch khoan vi bọt, khi thể tích dung dịch thoát ra khỏi mẫu lõi là khoảng 5,4ml thì

giá trị này gần như không tăng, tức là dung dịch không bị xâm nhập thêm vào mẫu lõi (để đẩy dầu ra khỏi mẫu lõi) và kết thúc thí nghiệm cũng không xuất hiện dung dịch khoan ở đầu bên kia của mẫu lõi.

3.3.2. Độ xâm nhập của dung dịch khoan vào mẫu lõi ở áp suất 108atm

Kết quả đánh giá mức độ xâm nhập của dung dịch khoan vào mẫu lõi ở áp suất 108atm và nhiệt độ 120oC được thể hiện ở Hình 12.

Kết quả thu được tại áp suất 108atm và 120oC cũng tương tự như với áp suất 105atm, tức là khi thời gian bơm ép tăng, thể tích chất lỏng chảy ra khỏi mẫu lõi tăng. Tuy nhiên, với dung dịch khoan polymer - sét, khi thời gian tăng, thể tích dung dịch chảy qua mẫu lõi tăng khi tiếp tục bơm. Đồng thời, tại phút thứ 15 (thể tích chất lỏng đạt 7ml), bắt đầu xuất hiện dung dịch khoan thoát ra khỏi dung dịch. Với các dung dịch khoan vi bọt, khi thể tích dung dịch thoát ra khỏi mẫu lõi là khoảng 6ml thì giá trị này gần như không tăng, tức là dung dịch không bị xâm nhập thêm vào mẫu lõi (để đẩy dầu ra khỏi mẫu lõi), đồng thời kết thúc thí nghiệm cũng không xuất hiện dung dịch khoan ở đầu bên kia của mẫu lõi. Như vậy, tại độ chênh áp 8% thì dung dịch khoan vi bọt vẫn không bị xâm nhập vào trong mẫu lõi nhiều giống như dung dịch khoan polymer - sét.

3.3.3. Độ xâm nhập của dung dịch khoan vào mẫu lõi ở áp suất 110atm

Kết quả đánh giá mức độ xâm nhập của dung dịch khoan vào mẫu lõi ở áp suất 110atm và nhiệt độ 120oC được thể hiện ở Hình 13. Tại giá trị áp suất 110atm (tức là độ chênh áp 10%), thể tích chất lỏng thoát ra khỏi mẫu lõi khi sử dụng dung dịch khoan polymer - sét tăng theo thời gian và không có giai đoạn mà không thấy xuất hiện chất lỏng thoát ra.

Tại phút thứ 11, khi tổng thể tích chất lỏng thoát ra khỏi mẫu lõi cao hơn 7ml bắt đầu có dung dịch khoan chảy ra và thể tích dung dịch khoan chảy ra tăng theo thời gian. Điều này cho thấy tại độ chênh áp 10%, dung dịch khoan polymer - sét hoàn toàn bị xâm nhập vào trong mẫu lõi.

Đối với các dung dịch khoan vi bọt, khi thời gian bơm tăng, thể tích chất lỏng thoát ra khỏi mẫu lõi cũng tăng, cho thấy tại thời điểm ban đầu, dung dịch khoan vi bọt cũng bị xâm nhập vào mẫu lõi. Khi thể tích chất lỏng thoát ra khỏi mẫu lõi khoảng 7ml (tức là hết phần dầu tự do có trong mẫu lõi) thì chất lỏng thoát ra gần như không thay đổi, mặc dù có một phần dung dịch khoan vi bọt thoát ra. Điều này cho thấy dung dịch khoan vi bọt có khả năng tạo một lớp ngăn cách trong các khe nứt của mẫu lõi, ngăn cản sự xâm nhập của dung dịch vào trong mẫu lõi, khiến cho thể tích chất lỏng thoát ra khỏi mẫu lõi gần như không thay đổi. Mặc dù có một lượng nhỏ dung dịch khoan thoát ra khỏi mẫu lõi, nhưng thể tích chất lỏng gần như không thay đổi, cho thấy khả năng bít nhét của dung dịch khoan đối với các khe rỗng và khe nứt nẻ của mẫu lõi.

3.4. Đánh giá khả năng chống mất tuần hoàn của dung dịch vi bọt

Thí nghiệm đánh giá khả năng chống mất tuần hoàn của dung dịch vi bọt thông qua thử nghiệm trên mô hình vỉa được thực hiện như mục 2.3.

3.4.1. Thay đổi áp suất bơm theo thời gian

Kết quả đánh giá sự thay đổi áp suất bơm theo thời gian của các mẫu dung dịch được thể hiện trong Hình 16.

Theo thời gian bơm, áp suất bơm của các mẫu dung dịch khoan đều tăng đến một giá trị nhất định rồi giảm đột ngột và ổn định ở giá trị bơm khoảng 102atm. Việc áp suất bơm của các dung dịch khoan qua mẫu lõi đạt giá trị cực đại do xuất hiện “điểm nút” trong các khe nứt của mẫu lõi, ngăn cản sự di chuyển của dung dịch khoan qua các

khe nứt này. Theo thời gian bơm, khi “điểm nút” này được loại bỏ, các khe nứt sẽ được thông thoáng, dung dịch sẽ dễ dàng chảy qua các khe nứt của mẫu lõi, nhờ đó áp suất bơm giảm đột ngột.

Áp suất bơm của mẫu dung dịch khoan polymer – sét đạt cực đại tại 105atm sau 7 phút. Áp suất bơm của các mẫu dung dịch khoan vi bọt đạt cực đại tại 108atm sau 9 phút. Điều này cho thấy khả năng chịu áp của “điểm nút” được tạo bởi các dung dịch khoan vi bọt tốt hơn so với “điểm nút” được tạo bởi dung dịch khoan polymer - sét. Thời gian đạt áp suất bơm cực đại của mẫu dung dịch khoan vi bọt cũng lâu hơn so với mẫu dung dịch khoan polymer - sét. Điều này được giải thích do:
- Khi bơm dung dịch khoan polymer - sét vào mẫu lõi, các hạt sét nhỏ sẽ chiếm chỗ của các khe nứt và tích tụ lại đó tạo ra một màng chắn mỏng bằng sét. Theo thời gian, áp suất bơm sẽ tăng dần. Do độ bền của màng sét này không tốt, sau khoảng 5 phút màng sét sẽ bị phá vỡ, dung dịch tiếp tục xâm nhập vào mẫu lõi (áp suất bơm giảm).
- Đối với các mẫu dung dịch khoan vi bọt, sự xuất hiện của “điểm nút” cho thấy các hạt vi bọt không bị phá vỡ bởi áp suất. Dưới tác dụng của áp suất, các hạt vi bọt bị co lại, dễ dàng xâm nhập vào các khe nứt của mẫu lõi. Khi đã vào trong mẫu lõi, áp suất giảm khiến các hạt vi bọt giãn nở, chiếm các khoảng không gian trong mẫu lõi, tạo nên một lớp ngăn cách, không cho dung dịch tiếp tục xâm nhập vào mẫu lõi (Hình 17) [10].
 
Áp suất bơm cực đại của dung dịch khoan vi bọt đạt 108atm sau 9 phút, cao và lâu hơn so với áp suất bơm cực đại của dung dịch khoan polymer - sét. Sau thời gian này, áp suất giảm xuống rất nhanh, chứng tỏ “điểm nút” đã bị loại bỏ. Ảnh chụp mẫu dung dịch khoan vi bọt sau khi ra khỏi mẫu lõi cho thấy các hạt vi bọt tồn tại. Nhờ đó các hạt bọt không bị phá vỡ, mà theo thời gian bơm, “điểm nút” này tiếp tục bị đẩy về đầu còn lại của mẫu lõi. Do kích thước của mẫu lõi có hạn nên “điểm nút” này bị đẩy ra khỏi mẫu lõi, khiến cho áp suất bơm giảm xuống.

Các kết quả trên cho thấy dung dịch khoan vi bọt có khả năng ngăn chặn sự mất dung dịch do dung dịch khoan xâm nhập vào mẫu lõi tốt hơn so với dung dịch khoan sét - polymer.

3.4.2. Mức độ phục hồi độ thấm khi bơm các dung dịch khoan

Nhóm tác giả đánh giá sự tổn hại đến vỉa chứa do sự xâm nhập của dung dịch aphron ở các tốc độ bơm khác nhau. Mức độ bị tổn hại của vỉa chứa được tính từ sự thay đổi độ thấm so với độ thấm ban đầu. Kết quả đánh giá độ thấm (ban đầu và sau khi bơm ép ngược) được thể hiện ở Bảng 7.

Độ thấm của dung dịch khoan polymer - sét gần như bị giảm một nửa sau khi bơm ép ngược trở lại do trong thành phần có các hạt sét mịn. Khi dung dịch xâm nhập vào trong các khe nứt của mẫu lõi, các hạt sét bị lắng đọng và tích tụ trên các khe nứt này. Sau khi được bơm ép ngược trở lại, các hạt sét này sẽ bị lắng đọng trong các khe nứt. Do đó, khoảng không gian trống trong mẫu lõi sẽ bị giảm xuống, khiến cho độ thấm của dung dịch bị giảm rõ rệt.

Trong khi đó, mức độ phục hồi độ thấm của các dung dịch khoan vi bọt sau khi bơm ép ngược trở lại đạt tới 90% độ thấm ban đầu (tức là độ thấm của mẫu gần như không thay đổi sau khi bơm ép ngược trở lại). Hiện tượng này do các hạt vi bọt có tỷ trọng thấp và dễ dàng di chuyển ngược trở lại vùng có áp suất thấp, hoặc bị vỡ ra khi di chuyển. Sau khi được bơm ép vào vỉa, kích thước của các hạt vi bọt tăng lên để tạo ra lớp ngăn cách chống sự mất dung dịch vào trong các vỉa chứa. Khi gọi dòng, áp suất thủy tĩnh sẽ thấp hơn áp suất vỉa, các hạt vi bọt (bản chất là các bong bóng khí) sẽ dễ dàng di chuyển ngược trở lại và không bị lắng đọng lại trong các khe nứt. Nhờ đó, không gian giữa các khe nứt sẽ không bị giảm nhiều so với ban đầu, tức là độ thấm của dung dịch không thay đổi so với ban đầu. Thậm chí có mẫu độ thấm của dung dịch sau khi bơm ép ngược trở lại đạt tới 96% so với độ thấm ban đầu.

3.5. Nhận xét

Khi bơm dung dịch khoan polymer - sét (tương tự dung dịch đang sử dụng ở Vietsovpetro) vào mẫu lõi, với áp suất bơm vượt quá giá trị 105atm thì áp suất bơm giảm đột ngột và lượng dung dịch khoan chảy ra ở đầu kia của mẫu lõi tăng đột biến, tức là dung dịch bị mất vào vỉa rất nhiều. Khi bơm dung dịch khoan vi bọt gốc nước vào mẫu lõi, áp suất bơm tăng dần đến giá trị 110atm và không thấy xuất hiện dung dịch chảy ra ở đầu kia của mẫu lõi. Điều này cho thấy các hạt dung dịch khoan vi bọt đã bít nhét các lỗ rỗng, ngăn chặn hiện tượng mất dung dịch trong vỉa chứa. Độ thấm phục hồi sau khi bơm ép dung dịch khoan vi bọt cũng đạt 90% so với độ phục hồi ban đầu, chứng tỏ độ thấm bị thay đổi đáng kể khi bơm ép dung dịch khoan vi bọt.

Vì vậy, có thể kết luận rằng dung dịch khoan vi bọt có khả năng bít nhét các lỗ rỗng trong vỉa chứa nhờ các hạt vi bọt, từ đó hạn chế hiện tượng mất dung dịch khoan vào vỉa chứa.

4. Kết luận

Nhóm tác giả đã chế tạo được dung dịch khoan vi bọt gốc nước với thành phần chính gồm: chất hoạt động bề mặt anion SLES tạo bọt; polymer xanthan gum tạo nhớt cho lớp nước bao quanh và hệ chất hoạt động bề mặt NP9/SLES có tác dụng làm bền hạt vi bọt và đã tối ưu hóa được thành phần của hệ dung dịch này. Các thử nghiệm với mẫu lõi của mỏ Bạch Hổ ở điều kiện nhiệt độ 120oC cho thấy dung dịch khoan vi bọt có khả năng ngăn chặn dung dịch xâm nhập vào trong mẫu lõi tốt hơn so với dung dịch polymer - sét. Ngoài ra, độ thấm sau khi phục hồi của mẫu lõi cũng đạt 90% so với độ thấm ban đầu, cho thấy hệ dung dịch vi bọt hoàn toàn không gây ảnh hưởng đến vỉa chứa và có thể dễ dàng bị loại bỏ khi gọi dòng.

Tài liệu tham khảo

1. Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro”. Giáo trình dung dịch khoan và sửa giếng. 2009.

2. Tom Brookey. “Micro-bubbles”: New aphron drill- in fluid technique reduces formation damage in Horizontal wells. SPE Formation Damage Control Conference, Lafayette, Louisiana. 18 - 19 February, 1998.

3. Catalin D.Ivan, Frederick B.Growcock, James E.Friedheim. Chemical and physical characterization of aphron-based drilling fluids. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas. 29 September - 2 October, 2002.

4. Frederick B.Growcock, Arkadiy Belkin, Miranda Fosdick, Maribella Irving, Bob O’Connor, Tom Brookey. Recent advances in aphron drilling-fluid technology. SPE Drilling and Completion. 2007; 22(2): p. 74 - 80.

5. Frederick  B.Growcock,  Asif  M.Khan,  Gerard A.Simon. Application of water-based and oil-based aphrons in drilling fluid. SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas. 5 - 7 February, 2003.

6. Fred Growcock. Enhanced wellbore stabilization and reservoir productivity with aphron drilling fluid technology. Final Report, DPE Award Number DE-FC26-03NT42000. October, 2005.

7. Francisco Ramirez, Roberto Graves, Julio Montilva. Experience using microbubbles - aphron drilling fluid in Mature reservoirs of Lake Maracaibo. SPE-73710-MS. SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana. 20 - 21 February, 2002.

8. D.Kinchen, M.A.Peavy, T.Brookey, P.Rhodes. Case history: Drilling techniques used in successful redevelopment of low pressure H2S carbonate formation. SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, Netherlands. 27 February – 1 March, 2001.

9. Michel Gregoire, Nick Hilbig, Mark Stansbury, Saleh Al-Yemeni, Fred Growcock. Drilling fractured granite in Yemen with solids-free aphron fluid. IADC World Drilling, Rome, Italy. 9 - 10 June, 2005.

10. Nguyen Tuan Anh, Ta Quang Minh, Vu An, Phan Trong Hieu, Hoang Mai Chi, Tran Thanh Phuong, Nguyen Thi Thu Hien, Vu Thiet Thach. Microbubble drilling fluid (Aphron): New technology for drilling in depleted reservoirs. Petrovietnam Journal. 2014; 6: p. 24 - 27.

11. ASTM International. Standard test method for foaming properties of surface-active agents. ASTM D1173- 53. 2001.

12. Nguyễn Tuấn Anh và nnk. Nghiên cứu chế tạo dung dịch khoan vi bọt gốc nước sử dụng cho các vỉa chứa có áp suất thấp. Đề tài nghiên cứu cấp Nhà nước thuộc Đề án “Đổi mới và hiện đại hóa công nghệ trong ngành công nghiệp khai khoáng đến năm 2015, tầm nhìn đến năm 2025”. Viện Dầu khí Việt Nam. 2015.

13. Sebba, F.. Foams and Bilquid Foams - Aphrons, John Wiley and Sons, Toronto. 1987.

14. M.I.Al-Mossawy, Birol Demiral. Duration of the transient pressure of liquid core flooding. Journal of Geophysics and Engineering. 2012; 9 (1): p. 75 - 82.



Preparation of micro-bubble (Aphron) drilling fluid used in low pressure reservoirs

Nguyen Tuan Anh, Ta Quang Minh
Nguyen Thi Thu Hien
Vietnam Petroleum Institute
Email: anhnt01@vpi.pvn.vn

Summary

The paper presents the process of preparing micro-bubble (Aphron) drilling fluid, which mainly comprises an anionic surfactant (SLES), a xanthan gum polymer and a two-component surfactant system of NP9/SLES. The pro- portions of these components were also optimised. Core-flood testing with Bach Ho’s core samples at 120oC showed that this drilling fluid could prevent fluid from penetrating into the core better than the polymer-clay drilling fluid currently used at Vietsovpetro. Moreover, the return permeability of these core samples was nearly 90% of the origi- nal ones, which demonstrates that Aphron drilling fluid could be easily removed from the reservoir, hence reducing formation damage.

Key words: Drilling fluid, micro-bubble, Aphron, low pressure reservoirs