NGHIÊN CỨU, HOÀN THIỆN CÔNG NGHỆ VÀ QUY TRÌNH CHẾ TẠO ANODE HY SINH HỢP KIM KẼM ĐẠT TIÊU CHUẨN CHẤT LƯỢNG QUỐC TẾ

Mọi ý kiến đóng góp xin gửi vào hòm thư: [email protected]

Kéo xuống để Tải ngay đề cương bản PDF đầy đủ: Sau “mục lục” và “bản xem trước”

(Nếu là đề cương nhiều công thức nên mọi người nên tải về để xem tránh mất công thức)

Đề cương liên quan: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA CÁC PHÁT HIỆN HYDROCARBON BỂ MALAY – THỔ CHU

[toc]

[pdfviewer width=”800px” height=”1000px” beta=”true/false”]http://hotroontap.com/wp-content/uploads/2019/07/NGHI%C3%8AN-C%E1%BB%A8U-HO%C3%80N-THI%E1%BB%86N-C%C3%94NG-NGH%E1%BB%86-V%C3%80-QUY-TR%C3%8CNH-CH%E1%BA%BE-T%E1%BA%A0O-ANODE-HY-SINH-H%E1%BB%A2P-KIM-K%E1%BA%BCM-%C4%90%E1%BA%A0T-TI%C3%8AU-CHU%E1%BA%A8N-CH%E1%BA%A4T-L%C6%AF%E1%BB%A2NG-QU%E1%BB%90C-T%E1%BA%BE.pdf[/pdfviewer]

Tải ngay đề cương bản PDF tại đây: NGHIÊN CỨU, HOÀN THIỆN CÔNG NGHỆ VÀ QUY TRÌNH CHẾ TẠO ANODE HY SINH HỢP KIM KẼM ĐẠT TIÊU CHUẨN CHẤT LƯỢNG QUỐC TẾ

CÔNG NGHỆ – CÔNG TRÌNH DẦU KHÍ

TẠP CHÍ DẦU KHÍ

Số 1 – 2019, trang 58 – 65

ISSN-0866-854X

NGHIÊN CỨU, HOÀN THIỆN CÔNG NGHỆ VÀ QUY TRÌNH CHẾ TẠO ANODE HY SINH HỢP KIM KẼM ĐẠT TIÊU CHUẨN CHẤT LƯỢNG QUỐC TẾ

Nguyễn Thị Lê Hiền, Phan Trọng Hiếu, Phạm Vũ Dũng, Ngô Ngọc Thương, Phạm Thị Hường

Viện Dầu khí Việt Nam

Email: [email protected]

Tóm tắt

Với nhiệt độ đúc 450oC, sử dụng lò cảm ứng trung tần và làm nguội tự nhiên, anode hy sinh trên cơ sở hợp kim kẽm được tạo ra bằng phương pháp đúc có chất lượng tốt, độ đồng nhất cao và chất lượng ổn định. Dung lượng điện hóa của anode đều trên 780Ah/kg và điện thế âm hơn -1,0V so với điện cực Ag/AgCl. Các đặc tính điện hóa (điện thế, dung lượng), thành phần hợp kim, đều thỏa mãn các yêu cầu khắt khe nhất đối với sản phẩm anode hy sinh hợp kim kẽm và đã nhận được chứng nhận của cơ quan kiểm định quốc tế DNV-GL cho dung lượng điện hóa của sản phẩm và chứng nhận đạt tiêu chuẩn ISO 9001-2015 do Trung tâm Chứng nhận phù hợp Quacert cấp cho quy trình sản xuất sản phẩm anode hy sinh của Viện Dầu khí Việt Nam.

Từ khóa: Anode hy sinh hợp kim kẽm, dung lượng điện hóa, chống ăn mòn, VPI.

1. Mở đầu

Anode hy sinh được sử dụng rộng rãi và hiệu quả nhằm bảo vệ chống ăn mòn cho các công trình biển, chân đế giàn khoan, tàu thuyền, đường ống thu gom, vận chuyển dầu khí dưới biển… Do cơ chế tự hòa tan để bảo vệ cho các công trình biển nên khối lượng anode hy sinh sử dụng thường rất lớn. Ngoài lượng anode lắp đặt cho các công trình mới, còn một lượng anode không nhỏ dùng để bổ sung và thay thế cho các anode hy sinh bị hòa tan và mất mát trong quá trình sử dụng.

Anode hy sinh thường được chế tạo từ các hợp kim của nhôm, kẽm hoặc magie. Trong đó, anode hy sinh hợp kim nhôm có dung lượng lớn và có giá thành thấp nhất (quy đổi trên một đơn vị Ah) nên thường được sử dụng để bảo vệ cho các kết cấu công trình kim loại có quy mô lớn, đặc biệt là đối với các công trình ngầm dưới biển yêu cầu tuổi thọ dài như: giàn khoan, đường ống dẫn… Anode hy sinh hợp kim magie tuy có dung lượng thấp, giá thành cao nhưng lại có điện thế rất âm nên thường được dùng để bảo vệ các công trình trong môi trường có điện trở cao như trong nước ngọt, trong đất đồi núi. Anode hy sinh hợp kim kẽm được dùng trong môi trường điện ly mạnh và trung bình và hoạt động tốt trong nước hoặc đất

Ngày nhận bài: 25/9/2018. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 2/10 – 6/11/2018.

Ngày bài báo được duyệt đăng: 24/12/2018.

• Anode hy sinh hợp kim kẽm được ứng dụng bảo vệ các công trình bê tông cốt thép tiếp xúc với nước như: cầu cảng, các công trình quân sự và dân sự ngoài biển đảo, bảo vệ vỏ tàu thủy, xà lan, các bồn chứa bằng thép và đường ống dẫn dầu, khí dưới nước hoặc vùng bùn lầy. Đặc biệt chỉ có anode hy sinh hợp kim kẽm được sử dụng để bảo vệ cho các khoang chứa dầu của tàu biển vì không gây ra tia lửa điện.

Xác định nhu cầu sản phẩm anode hy sinh hợp kim kẽm rất lớn, bên cạnh sản phẩm anode hy sinh hợp kim nhôm đạt tiêu chuẩn chất lượng quốc tế và đã được thương mại hóa, Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) tập trung nghiên cứu chế tạo, hoàn thiện công nghệ và quy trình chế tạo anode hy sinh hợp kim kẽm với quy mô công nghiệp và đáp ứng quy trình kiểm soát chất lượng theo ISO 9001 [2]. Sản phẩm anode hy sinh hợp kim kẽm sản xuất ra có khả năng bảo vệ chống ăn mòn hiệu quả, đáp ứng mọi tiêu chuẩn quốc tế về chất lượng và các yêu cầu khắt khe đối với các công trình dầu khí, sản phẩm được thị trường chấp nhận nhằm thay thế các sản phẩm nhập ngoại.

Bài báo giới thiệu kết quả nghiên cứu, khảo sát nhằm hoàn thiện quy trình chế tạo anode hy sinh hợp kim kẽm để đáp ứng tiêu chuẩn ISO 9001, đảm bảo đặc tính điện hóa cũng như độ đồng nhất của anode hy sinh và kết quả kiểm định chất lượng quốc tế theo tiêu chuẩn DNV-RP-B401 [3] do DNV-GL Singapore thử nghiệm.

58       DẦU KHÍ – SỐ 1/2019

PETROVIETNAM

2. Điều kiện chế tạo anode hy sinh hợp kim kẽm

2.1. Chuẩn bị đúc

2.1.1. Nguyên vật liệu

Anode kẽm được tập trung nghiên cứu trên cơ sở kim loại kẽm được bổ sung thêm một lượng nhỏ nhôm và cadmium (Cd) nhằm nâng cao đặc tính điện hóa của kẽm nguyên chất. Các nguyên liệu sử dụng chính:

• Kẽm công nghiệp 99,9%, xuất xứ Hàn Quốc, dạng thỏi 20kg.

khuôn đúc anode dạng rùa và dạng thẳng với khối lượng tương ứng là 12kg, 25kg và 50kg.

Khuôn anode được chế tạo bằng thép carbon hoặc gang đúc (Hình 2), được làm nóng trước khi đúc.

2.1.3. Lõi anode

Anode hy sinh có thể được bắt vít hoặc hàn trực tiếp vào công trình thông qua lõi thép của anode (steel insert). Vật liệu sử dụng chế tạo lõi anode hy sinh là thép có thể hàn được, yêu cầu có giá trị carbon tương đương CE ≤ 0,45.

• Cadmium 99,99%, xuất xứ Trung Quốc, dạng bột

mịn.

2.1.2. Khuôn đúc

Tùy thuộc vào hình dạng và tuổi thọ công trình cần bảo vệ, anode hy sinh có thể được thiết kế với các hình dạng và kích thước khác nhau. Trên cơ sở yêu cầu về hình dạng và kích thước của anode, các khuôn đúc được thiết kế và chế tạo. Hình 1 minh họa thiết kế và hình dạng loại

Tùy thuộc thiết kế anode mà lõi thép có hình dáng và kích thước khác nhau. Để tăng độ bám dính và giảm điện trở tiếp xúc giữa lõi và vật liệu anode hợp kim kẽm, lõi thép cần được xử lý làm sạch bề mặt đến độ nhám SA 2,5 theo tiêu chuẩn ISO 8501 [4] hoặc được nhúng kẽm nóng theo tiêu chuẩn ISO 1461 [5] trước khi đúc. Đối với các lõi có kích thước không quá lớn, phương pháp nhúng kẽm nóng được ưu tiên sử dụng.

Khuôn đúc

(a)

Khuôn đúc

(b)

Khuôn đúc

(c)

Hình 1. Bản vẽ minh họa thiết kế khuôn đúc anode kẽm; a. Anode rùa loại khối lượng 12kg; b. Anode rùa loại khối lượng 25kg; c. Anode thẳng loại khối lượng 50kg

DẦU KHÍ – SỐ 1/2019    59

CÔNG NGHỆ – CÔNG TRÌNH DẦU KHÍ

Lõi thép cần được làm nóng, cố định chính xác và chắc chắn vào khuôn trước khi đúc.

2.2. Quá trình đúc sản phẩm anode hy sinh hợp kim kẽm

Các nguyên liệu chính sử dụng là Zn, Al, Cd và phụ gia với tỷ lệ thích hợp [6], được đun nóng chảy hoàn toàn trong lò nung trung tần ở nhiệt độ 450oC. Tùy thuộc vào hình dáng và kích thước của anode có thể lựa chọn chế độ đúc hở hoặc đúc kín.

• Đúc hở: Thường được lựa chọn đối với các anode có kích thước lớn có độ co ngót lớn, đúc hở cho phép dễ dàng bù ngót và vẫn đảm bảo chất lượng bề mặt của anode;

• Đúc kín: Phương pháp này được lựa chọn đối với các anode có kích thước nhỏ, cho phép tạo bề mặt bằng phẳng và đồng nhất.

Hình 2. Khuôn đúc anode

Hình 3. Bộ khuôn đúc mẫu thử nghiệm

Trong khuôn khổ bài báo, anode hy sinh hợp kim kẽm được đúc kín đối với các anode dạng rùa có kích thước 12kg và 25kg; đúc hở đối với các anode thẳng có khối lượng 50kg. Sau khi nóng chảy hoàn toàn, hợp kim được rót vào khuôn và được làm nguội tự nhiên trong không khí nhằm đảm bảo hình dáng và ổn định cấu trúc tinh thể của vật liệu anode. Đối với các anode kích thước lớn (>100kg), làm mát bằng nước tuần hoàn có thể được sử dụng cho phép tăng tốc độ làm nguội anode và kéo dài tuổi thọ cho khuôn.

Với mỗi mẻ đúc, các mẫu vật liệu anode hy sinh đều được rót vào khuôn nhỏ, cho phép lấy 3 mẫu hình trụ với đường kính 2cm, chiều dài 20cm như Hình 3. Các mẫu được đánh số và lưu giữ để sử dụng cho các nghiên cứu và đánh giá chất lượng của anode.

2.3. Phương pháp kiểm tra, đánh giá chất lượng của anode hy sinh

2.3.1. Chuẩn bị mẫu thử nghiệm

Các mẫu thử nghiệm điện hóa hoặc đánh giá thành phần được gia công từ mẫu nhỏ hình trụ đảm bảo kích thước theo yêu cầu trong tiêu chuẩn DNV-RP-401 [4] trên thiết bị như Hình 4.

2.3.2. Phương pháp điện hóa

Điện thế và dung lượng điện hóa của vật liệu anode kẽm đã được tiến hành đánh giá trong Phòng thí nghiệm của Trung tâm Ứng dụng và Chuyển giao Công nghệ (CTAT) thuộc Viện Dầu khí Việt Nam (VPI), theo tiêu chuẩn DNV-RP-B401 [3].

Hình 4. Mô tả quá trình gia công mẫu thử nghiệm

60       DẦU KHÍ – SỐ 1/2019

PETROVIETNAM

Điện thế đóng mạch của anode hy sinh hợp kim kẽm được xác định bằng cách đo hiệu điện thế giữa mẫu anode hy sinh và điện cực so sánh clorua bạc (Ag/AgCl) trong dung dịch nước biển nhân tạo sử dụng vôn kế có độ chính xác cao trong trường hợp anode được nối tiếp xúc với kim loại cần bảo vệ (trực tiếp hay gián tiếp).

Tương quan giữa khối lượng vật liệu anode hòa tan và lượng điện sản ra (Ah) đo bằng culong kế, có thể tính ra dung lượng với đơn vị là Ah/kg theo công thức (2).

Trong đó:

Q: Dung lượng thực tế của mẫu (Ah/kg);

∆M: Sự tăng khối lượng của điện cực đồng trong culong kế;

a: Nguyên tử lượng của đồng;

V: Đương lượng hóa học của đồng;

∆m: Tổn hao khối lượng của toàn bộ anode kẽm.

Để đảm bảo độ tin cậy của các phép đánh giá chất lượng điện hóa của anode hy sinh hợp kim kẽm theo tiêu chuẩn DNV-RP-B401, 1 mẫu anode được lấy ngẫu nhiên và gửi đi yêu cầu kiểm chứng tại DNV-GL tại Singapore.

2.3.3. Phân tích thành phần

Thành phần vật liệu anode hy sinh hợp kim kẽm được kiểm tra bằng phương pháp phổ phát xạ theo tiêu chuẩn ASTM E1277 [6] ngay trước khi rót vật liệu vào khuôn tại đầu và cuối mỗi mẻ đúc. Các kết quả thu được được kiểm chứng tại Trung tâm Kỹ thuật Tiêu chuẩn Đo lường Chất lượng 1 (Quatest 1).

2.3.4. Các phương pháp khác kiểm tra chất lượng anode hy sinh hợp kim kẽm

Chất lượng bề mặt anode hy sinh hợp kim kẽm được kiểm tra bằng phương pháp trực quan; kích thước anode được xác định bằng thước dây; khối lượng anode được kiểm tra bởi cân có độ chính xác cao; sự tiếp xúc điện giữa lõi và vật liệu anode được xác định bằng cách đo điện trở tiếp xúc và kiểm tra chất lượng bên trong của anode bằng phương pháp phá hủy (cắt mẫu). Các phương pháp kiểm tra và yêu cầu chất lượng của anode phải đáp ứng các tiêu chuẩn quốc tế [3].

3. Kết quả và thảo luận

3.1. Chế tạo anode hy sinh hợp kim kẽm

Anode hy sinh hợp kim kẽm được chế tạo bằng

Hình 5. Anode hy sinh hợp kim kẽm sau khi đúc

Bảng 1. Thành phần chính của các mẫu vật liệu anode hy sinh hợp kim kẽm trước khi rót vào khuôn

DẦU KHÍ – SỐ 1/2019    61

CÔNG NGHỆ – CÔNG TRÌNH DẦU KHÍ

phương pháp đúc tại nhiệt độ 450oC và sau khi đúc có dạng như Hình 5.

3.2. Kiểm tra, đánh giá chất lượng của anode hy sinh hợp kim kẽm sau đúc

3.2.1. Phân tích thành phần

Kết quả phân tích thành phần chính của các mẫu anode hy sinh hợp kim kẽm tại mỗi mẻ chế tạo được thể hiện trong Bảng 1.

Các kết quả phân tích thành phần của anode hy sinh hợp kim kẽm cho thấy nhìn chung thành phần vật liệu anode tương đối đồng nhất, hàm lượng Al dao động trong khoảng 0,1 – 0,5%, Cd dao động trong khoảng 0,025 – 0,07% và hàm lượng các tạp chất không mong muốn như Fe, Cu <0,005%, Pb <0,006% và tổng các tạp chất khác <0,1%, thỏa mãn yêu cầu theo tiêu chuẩn [7].

3.2.2. Đánh giá điện thế đóng mạch và dung lượng điện hóa

Vật liệu anode tốt phải có điện thế đủ âm để có thể phát dòng điện đủ lớn bảo vệ chống ăn mòn cho công trình thép; có hiệu quả kinh tế cao phải đảm bảo đồng thời cung cấp nhiều điện tử trên một đơn vị khối lượng. Do vậy, hiệu suất điện của anode được đặc trưng bởi dung lượng dòng, biểu diễn bằng Ah/kg. Giá trị dung lượng dòng được xác định bởi đương lượng điện hóa, tỷ trọng và hiệu suất của vật liệu anode.

Kết quả khảo sát dung lượng và điện thế làm việc của các mẫu anode hy sinh hợp kim kẽm được biểu diễn trên Bảng 2.

Các kết quả thử nghiệm điện hóa cho thấy rõ chất lượng của mẫu vật liệu hợp kim rất tốt, đáp ứng tiêu chuẩn điện hóa đối với anode hy sinh hợp kim kẽm, điện thế đóng mạch âm hơn -1,020V so với điện cực Ag/AgCl và dung lượng điện hóa đều lớn hơn 800Ah/kg.

3.2.3. Kiểm tra chất lượng anode hy sinh hợp kim kẽm

Anode hy sinh hợp kim kẽm sau khi đúc có màu trắng bạc, sáng, bề mặt tương đối đồng nhất, bằng phẳng, không xuất hiện vết nứt, rỗ, co ngót. Chất lượng bề mặt anode đáp ứng mọi yêu cầu về bề mặt theo các tiêu chuẩn trong [8] và ngoài nước [3].

Kích thước và khối lượng anode sau khi đúc được biểu diễn trên Bảng 2. Các kết quả thu được cho thấy sự chênh lệch khối lượng và kích thước so với thiết kế gần như không đáng kể, luôn nhỏ hơn ± 2%, đáp ứng yêu cầu theo các tiêu chuẩn trong [8] và ngoài nước [3].

Điện trở tiếp xúc giữa vật liệu anode và lõi được xác định bằng đồng hồ đo điện trở có độ chính xác cao. Giá trị đo điện trở tiếp xúc luôn nhỏ hơn 0,1mΩ, chứng tỏ sự tiếp xúc điện rất tốt giữa lõi và vật liệu anode.

Hình 6. Kết quả phân tích thành phần thực hiện bởi Quatest 1

Bảng 2. Kết quả xác định điện thế đóng mạch và dung lượng điện hóa của anode hy sinh hợp kim kẽm

62       DẦU KHÍ – SỐ 1/2019

PETROVIETNAM

Để kiểm tra độ đồng nhất và sít chặt bên trong anode, anode sau đúc đã được cắt ngang mẫu để quan sát trực quan tại vị trí mặt cắt. Tại các vị trí vết cắt, bề mặt kim loại đồng nhất không xuất hiện hiện tượng co ngót, rỗ khí, nứt gãy. Tại vị trí tiếp xúc với lõi, kim loại tiếp xúc tốt, không xuất hiện khuyết tật.

3.3. Kiểm định chất lượng bởi bên thứ 3

Các kết quả đánh giá thành phần mẫu vật liệu và dung lượng điện hóa đều được kiểm chứng và xác nhận chất lượng bởi Trung tâm Kỹ thuật Tiêu chuẩn Đo lường Chất lượng 1 – Quatest 1 (Hình 6). Tuy nhiên, để có bằng chứng chất lượng được sử dụng rộng rãi hơn trong ngành dầu khí Việt Nam và hướng tới có thể triển khai áp dụng cho cả các cơ sở ở nước ngoài, chọn ngẫu nhiên 1 mẫu vật

liệu anode kẽm đánh giá đặc tính điện hóa bởi DNV-GL tại Singapore theo tiêu chuẩn DNV-RP-B401 [3] và cấp chứng nhận như Hình 7.

Hình ảnh bề mặt mẫu anode và sau khi thử nghiệm điện hóa được biểu diễn trên Hình 8.

Các kết quả đánh giá điện hóa đối với mẫu vật liệu anode thực hiện bởi DNV-GL cho phép khẳng định anode hy sinh hợp kim kẽm do VPI sản xuất có chất lượng điện hóa rất tốt. Dung lượng anode cao (813Ah/kg), điện thế làm việc đủ âm (-1,037V so với điện cực Ag/AgCl), đáp ứng các tiêu chuẩn trong [8] và ngoài nước [3]. Anode hòa tan đồng đều, chất lượng bề mặt rất tốt.

Hình 7. Chứng nhận kiểm định chất lượng anode hy sinh hợp kim kẽm do DNV-GL Singapore cấpCác kết quả đánh giá của DNV-GL được tóm tắt trong Bảng 3 và Hình 8 Bảng 3. Kết quả đánh giá chất lượng anode hy sinh hợp kim kẽm do DNV-GL thực hiện

DẦU KHÍ – SỐ 1/2019    63

CÔNG NGHỆ – CÔNG TRÌNH DẦU KHÍ

1. Trước thử nghiệm

1. Sau thử nghiệm

Hình 8. Bề mặt mẫu anode trước và sau thử nghiệm điện hóa do DNV-GL thực hiện

Giao hàng

Hình 9. Quy trình công nghệ chế tạo anode hy sinh hợp kim kẽm

3.4. Quy trình sản xuất anode hy sinh

Quy trình sản xuất và kiểm tra chất lượng của anode hy sinh hợp kim kẽm được thể hiện trên Hình 9.

64       DẦU KHÍ – SỐ 1/2019

PETROVIETNAM

hợp theo tiêu chuẩn ISO 15589-2:2012 [9] và hệ thống quản lý chất lượng sản phẩm của VPI tuân thủ theo ISO 9001-2015 [2].

4. Kết luận

Anode hy sinh hợp kim kẽm mang thương hiệu VPI đã được chế tạo thành công với chất lượng tốt, đồng nhất và quy trình ổn định. Các đặc tính điện hóa (điện thế, dung lượng) và thành phần hợp kim đều đáp ứng các tiêu chuẩn quốc tế đối với sản phẩm anode hy sinh hợp kim kẽm. Đây là sản phẩm anode hy sinh hợp kim kẽm đầu tiên ở Việt Nam đã được gửi đi kiểm định chất lượng quốc tế và đã được xác nhận về chất lượng điện hóa theo DNV-RP-B401, quá trình sản xuất phù hợp với hệ thống quản lý chất lượng ISO 9001-2015. Với các kết quả đạt được, các sản phẩm anode hy sinh hợp kim kẽm mang thương hiệu VPI đã bắt đầu được thương mại hóa và có mặt trên các đường ống và thiết bị trong các công trình dầu khí và được khách hàng đánh giá cao.

Tài liệu tham khảo

1. W.Peabody. Peabody’s control of pipeline corrosion. NACE International, The Corrosion Society. 2001.

2. Bộ Khoa học và Công nghệ. Hệ thống quản lý chất

lượng – Các yêu cầu. ISO 9001:2015.

3. Det Norske Veritas. Cathodic protection design. Recommended DNV-RP-B401. 2010.

4. International Organization  for 

Preparation of steel substrates before application of paints and related products – Visual assessment of surface cleanliness. ISO 8501.

5. International Organization  for 

Hot dip galvanized coatings on fabricated iron and steel articles – Specifications and test methods. ISO 1461:2009.

6. ASTM International. Standard test method for chemical analysis of zinc – 5% aluminum-mischmetal alloys by ICP Emission Spectrometry. ASTM E1277-96.

7. Military specification: Anodes, sacrificial zinc alloy. MIL-A-18001K. 1991.

8. Bộ Khoa học và Công nghệ. Anode hy sinh – Yêu cầu kỹ thuật. TCVN 10263:2014.

9. International Organization  for 

Petroleum, petrochemical and natural gas industries – Cathodic protection of pipeline transportation systems – Part

• Offshore pipelines. ISO 15589-2:2012.

RESEARCH AND FINALISATION OF TECHNOLOGY AND PROCEDURE FOR MANUFACTURING SACRIFICIAL ANODE MEETING INTERNATIONAL QUALITY STANDARD

Nguyen Thi Le Hien, Phan Trong Hieu, Pham Vu Dung, Ngo Ngoc Thuong, Pham Thi Huong

Vietnam Petroleum Institute

Email: [email protected]

Summary

With a casting temperature of 450oC, using a medium frequency induction furnace, obtained zinc anodes have a high quality, homogeneous structure and stable manufacture procedure. The electrochemical capacity of anode is higher than 780 Ah/kg and the close potential is more negative than -1.0V vs. Ag/AgCl reference electrode. The electrochemical characteristics and alloy components satisfy the strictest requirements for zinc sacrificial anode. The Vietnam Petroleum Institute’s sacrificial anode product has been certified by the international accreditation organisation DNV-GL to conform with DNV-RP-B401 standard and its sacrificial anode manufacture procedure has been assessed by Quacert to meet the ISO 9001:2015 standard.

Key words: Zinc sacrificial anode, electrochemical capacity, anti-corrosion, VPI.

DẦU KHÍ – SỐ 1/2019    65

Tải xuống tài liệu học tập PDF miễn phí

ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA CÁC PHÁT HIỆN HYDROCARBON BỂ MALAY – THỔ CHU

Mọi ý kiến đóng góp xin gửi vào hòm thư: [email protected]

Kéo xuống để Tải ngay đề cương bản PDF đầy đủ: Sau “mục lục” và “bản xem trước”

(Nếu là đề cương nhiều công thức nên mọi người nên tải về để xem tránh mất công thức)

Đề cương liên quan: NGHIÊN CỨU THỬ NGHIỆM CÔNG NGHIỆP HỆ DUNG DỊCH KHOAN ỨC CHẾ “KCL-PROTEX STA” VÀ SỬ DỤNG KẾT HỢP HỢP CHẤT PROTEX STA VỚI CÁC HỆ DUNG DỊCH KHOAN CFL-AKK-KCL-PAG, KGAC BỔ SUNG ĐỂ NÂNG CAO HIỆU QUẢ THI CÔNG GIẾNG KHOAN

[toc]

[pdfviewer width=”800px” height=”1000px” beta=”true/false”]http://hotroontap.com/wp-content/uploads/2019/07/%C4%90%E1%BA%B6C-%C4%90I%E1%BB%82M-%C4%90%E1%BB%8AA-H%C3%93A-C%C3%81C-PH%C3%81T-HI%E1%BB%86N-HYDROCARBON-B%E1%BB%82-MALAY-TH%E1%BB%94-CHU.pdf[/pdfviewer]

Tải ngay đề cương bản PDF tại đây: ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA CÁC PHÁT HIỆN HYDROCARBON BỂ MALAY – THỔ CHU

THĂM DÒ – KHAI THÁC DẦU KHÍ

TẠP CHÍ DẦU KHÍ

Số 4 – 2019, trang 14 – 22

ISSN-0866-854X

ĐẶC ĐIỂM ĐỊA HÓA CÁC PHÁT HIỆN HYDROCARBON BỂ MALAY – THỔ CHU

Phan Văn Thắng1, Hoàng Nhật Hưng1, Nguyễn Thị Oanh Vũ1, Nguyễn Thị Dậu2

1Viện Dầu khí Việt Nam

2Hội Dầu khí Việt Nam

Email: [email protected]

Tóm tắt

Bể trầm tích Malay – Thổ Chu nằm trên thềm lục địa Tây Nam Việt Nam, gồm rìa Đông Bắc bể Malay và phía Nam của trũng Pattani. Kết quả nghiên cứu địa hóa đá mẹ cho thấy có sự hiện diện của 2 tầng đá mẹ sinh dầu khí (tuổi Oligocene và Miocene dưới). Trên cơ sở nghiên cứu mẫu dầu/condensate tại các phát hiện ở bể Malay – Thổ Chu xác định: Hydrocarbon ở khu vực Lô 46 và Lô 46/02 được sinh từ đá mẹ chứa chủ yếu vật chất hữu cơ đầm hồ và hỗn hợp lục địa – đầm hồ đang ở pha tạo dầu muộn. Hydrocarbon ở khu vực Lô B và Lô 52/97 có sự phân dị về nguồn gốc vật chất hữu cơ ban đầu, được sinh từ đá mẹ chứa chủ yếu vật chất hữu cơ lục địa và hỗn hợp lục địa – đầm hồ, có độ trưởng thành khá cao. Không loại trừ khả năng hydrocarbon đã phát hiện trong khu vực nghiên cứu còn được sinh từ đá mẹ Oligocene và Miocene ở khu vực trũng sâu hơn của bể Malay và trũng Pattani di cư tới.

Từ khóa: Đặc điểm địa hóa, hydrocarbon, đá mẹ, vật chất hữu cơ đầm hồ, bể Malay – Thổ Chu.

1. Giới thiệu

Khu vực nghiên cứu nằm ở rìa Đông Bắc bể Malay và phía Nam trũng Pattani, có dạng kéo dài theo hướng Tây Bắc – Đông Nam (Hình 1). So với các bể trầm tích khác của Việt Nam, hoạt động nghiên cứu, tìm kiếm thăm dò dầu khí ở khu vực này được triển khai muộn hơn. Giai đoạn trước năm 1990 chủ yếu là hoạt động thu nổ địa chấn. Từ năm 1990 đến nay, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã ký các hợp đồng chia sản phẩm, triển khai công tác khảo sát địa chấn, giếng khoan thăm dò và khai thác dầu khí trên các lô dầu khí và khu vực khai thác chung giữa Việt Nam và Malaysia (PM3). Kết quả tìm kiếm thăm dò đã chứng minh sự hiện diện của đá mẹ và sản phẩm trong khu vực nghiên cứu.

Tại bể Malay, trầm tích Cenozoic phủ bất chỉnh hợp lên móng trước Cenozoic với chiều dày lên tới trên 12km

• khu vực trung tâm bể [1 – 3], bao gồm trầm tích lục nguyên và carbonate. Còn lát cắt trầm tích Cenozoic trong vùng nghiên cứu gồm chủ yếu là trầm tích lục nguyên. Theo bản đồ đẳng sâu nóc mặt móng trầm tích Cenozoic (mặt phản xạ SHB), có nơi trầm tích Cenozoic dày tới trên 8km [4 – 6]. Các thành tạo đá móng trước Cenozoic trong khu vực nghiên cứu mới chỉ gặp tại một số giếng khoan như 46-NC-1X, 46-DD-1X, 46-PT-1X (Lô 46), B-KQ-1X (Lô

Ngày nhận bài: 5/5/2017. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 5/5/2017 – 19/9/2018.

Ngày bài báo được duyệt đăng: 5/4/2019.

B)… Trầm tích tuổi Cenozoic trong vùng nghiên cứu gồm đầy đủ các phân vị địa tầng từ Paleogene – Neogene đến Đệ Tứ, phủ bất chỉnh hợp lên tầng móng trước Cenozoic. Trầm tích Oligocene và Miocene dưới có chiều dày thay đổi từ hàng trăm tới hàng nghìn mét, chứa những tập sét kết xen kẽ với cát kết và bột kết, đôi khi gặp những lớp than và sét than. Trầm tích Miocene giữa và Miocene trên bao gồm các lớp than, sét than và sét kết xen với các tập cát kết, được thành tạo ở điều kiện đầm hồ – tam giác châu có ảnh hưởng của môi trường biển ven bờ (Hình 2), có mặt trong hầu hết các giếng khoan.

2.   Hệ thống dầu khí ở khu vực bể Malay – Thổ Chu

• Đá mẹ sinh dầu khí

Kết quả nghiên cứu đá mẹ trong vùng nghiên cứu [4, 7] cho thấy:

Trầm tích Miocene dưới và Oligocene đạt tiêu chuẩn đá mẹ về tiềm năng hữu cơ. Đá mẹ Miocene dưới chứa vật chất hữu cơ loại III, có sự tham gia của vật chất hữu cơ loại I. Vật chất hữu cơ trong sét, bột kết Miocene dưới chủ yếu có nguồn gốc từ thực vật lục địa và số ít hỗn hợp lục địa và đầm hồ, có khả năng sinh khí là chính. Đá mẹ Oligocene chứa vật chất hữu cơ có nguồn gốc từ algal đầm hồ và hỗn hợp giữa vật chất hữu cơ đầm hồ và lục địa, kerogen là hỗn hợp loại I với loại III và loại III, có khả năng sinh dầu và khí. Tỷ lệ mẫu đá mẹ tuổi Oligocene có khả năng sinh dầu trội hơn so với mẫu đá mẹ Miocene dưới. Trên biểu đồ

14       DẦU KHÍ – SỐ 4/2019

PETROVIETNAM

tiềm năng, các mẫu than và sét than trong trầm tích Miocene dưới và Oligocene đều phân bố trong vùng thiên về khả năng sinh khí.

Nhìn chung, vật chất hữu cơ trong đá mẹ ở khu vực Đông Nam vùng nghiên cứu có khả năng sinh dầu tốt hơn ở khu vực Tây Bắc.

Vật chất hữu cơ trong trầm tích tại các giếng khoan đạt cửa sổ tạo dầu (tương đương 0,72%Ro) ở độ sâu khoảng 2.800 – 3.000m, chưa giếng khoan nào đạt peak tạo dầu (tương đương 1,0%Ro).

Đá mẹ Oligocene và phía dưới của Miocene dưới đủ điều kiện sinh và cung cấp hydrocarbon cho các bẫy trong vùng nghiên cứu. Trong đó, đá mẹ Oligocene đóng vai trò chính. Sự hiện diện của đá mẹ sinh dầu khí đã được minh chứng bởi các phát hiện dầu và khí trong quá trình tìm kiếm thăm dò dầu khí trong vùng nghiên cứu.

Dầu và khí đã phát hiện trong vùng nghiên cứu chủ yếu từ tầng chứa tuổi Miocene sớm, có nguồn gốc từ đá mẹ chứa vật chất hữu cơ đầm hồ và lục địa. Sự thay đổi đặc trưng của đá mẹ theo bình đồ phù hợp với thực tế tìm kiếm thăm dò dầu khí: Tây Bắc khu vực nghiên cứu như: Kim Long – Ác Quỷ – Cá Voi các phát hiện chủ yếu là khí trong khi ở phía Đông Nam như Lô 46, Sông Đốc, Hoa Mai, PM3 lại phát hiện cả dầu và khí.

Đới phân dị địa hào

địa lũy phương Bắc

Tây Bắc – Nam Đông

Nam

Đơn nghiêng phân dị

Đông Bắc bể Malay

2.2. Đá chứa dầu khí

Vùng nghiên cứu có mặt 3 đối tượng chứa là cát kết Miocene giữa, cát kết Miocene dưới và cát kết Oligocene. Đến nay, chưa có phát hiện nào trong đá móng trước Cenozoic. Cát kết Miocene giữa tương đối sạch, độ lựa chọn tốt, độ hạt từ mịn đến trung bình, độ rỗng trung bình thay đổi từ 19 – 27%, độ thấm thay đổi từ hàng chục đến hàng nghìn milidarcy. Cát kết Miocene dưới có đặc điểm là sạch, độ hạt từ mịn đến thô, độ lựa chọn từ trung bình đến kém, độ rỗng tốt (18 – 25%), độ thấm thường

• 100mD, đây là tầng đá chứa chính trong khu vực nghiên cứu. Cát kết Oligocene bị nén kết chặt nên ảnh hưởng đáng kể đến độ rỗng, làm giảm tính chất chứa của đá.

2.3. Đá chắn dầu khí

Các thành tạo chắn dầu khí trong khu vực nghiên cứu có thể được chia thành 2 loại chủ yếu là các thành tạo chắn hạt mịn tuổi Oligo-cene, Miocene và Pliocene – Đệ Tứ và màn chắn kiến tạo. Tầng chắn sét kết Pliocene – Đệ Tứ là các tập sét với bề dày hàng trăm mét, đóng vai trò tầng chắn khu vực. Tầng chắn sét kết Miocene dưới là các tập sét ở phần đáy tầng Miocene dưới, phân bố không liên tục, đóng vai trò tầng chắn địa phương cho các vỉa sản phẩm phía dưới. Tầng chắn sét kết Oligocene là các tập sét trong tầng Oligocene được thành tạo trong môi trường hồ có ảnh hưởng của biển, hàm lượng sét cao. Ngoài ra, trong khu vực nghiên cứu còn tồn tại các tầng chắn địa phương là các tập sét tuổi Miocene được thành tạo trong môi trường đồng bằng ngập lụt, biển ven bờ. Chế độ kiến tạo ở khu vực nghiên cứu có ảnh hưởng và chi phối mạnh tới việc hình thành và bảo tồn các tích tụ dầu khí, các hệ thống đứt gãy trong vùng nghiên cứu hoạt động khá sớm và tồn tại đến cuối Miocene do đó yếu tố màn chắn kiến tạo cũng có vai trò quan trọng.

3. Phương pháp nghiên cứu và cơ sở tài liệu

• Phương pháp nghiên cứu

Bài báo sử dụng phương pháp tổng hợp, đối sánh trên cơ sở kết quả phân tích mẫu, kết quả mô hình địa hóa đá mẹ… Trong đó kết quả

DẦU KHÍ – SỐ 4/2019    15

THĂM DÒ – KHAI THÁC DẦU KHÍ

Đặc điểm thạch học

Sét kết màu xám sáng, xám nhạt, xen các lớp cát kết

Chủ yếu là sét kết màu xám sáng, xám nhạt, xen các lớp cát bột, các lớp mỏng than nâu

Sét kết màu xám xanh – xám nâu, xen kẹp cát kết, bột kết, các lớp than nâu

Sét kết màu xám nâu, xen kẹp cát kết, bột kết. Phần trên có các lớp than nâu. Phần dưới là sét kết dạng khối

hưởng

của sông –

biển nông

ven bờ

T6

điện tử của mảnh (ví dụ m/z 191, m/z 259…). Hỗn hợp các cấu tử đã được ion hóa sẽ luân chuyển qua cột hấp phụ. Các chu trình diễn ra ở giai đoạn này tương tự trong máy sắc ký khí, độ phổ biến của các cấu tử sẽ được khuếch đại và ghi lại dưới dạng sắc đồ. Sắc ký khí ghép khối phổ hiện nay được coi là một trong những phương pháp phân tích chi tiết, hữu hiệu trong việc liên kết dầu – dầu và dầu – đá mẹ, được xem như một kiểu “phân tích ADN” trong địa hóa dầu. Số liệu từ phép phân tích này được dùng để đánh giá nguồn gốc, môi trường lắng đọng, mức độ trưởng thành nhiệt của vật chất hữu cơ ban đầu, mức độ phân hủy sinh vật… với độ tin cậy cao.

3.2. Cơ sở tài liệu

Bài báo sử dụng kết quả phân tích địa hóa nhiều mẫu dầu/condensate (DST, TST và MDT) từ các giếng khoan tại Lô 46, Lô 51, Lô B và Lô 52/97 [6, 7, 8 – 23]. Ngoài ra, nhóm tác giả tham khảo các báo cáo cuối cùng của các giếng khoan trong vùng nghiên cứu, báo cáo đánh giá tiềm năng dầu khí vùng nghiên cứu và khu vực lân cận.

4. Kết quả và thảo luận

Hình 2. Cột địa tầng tổng hợp vùng nghiên cứu

phân tích sắc ký khí (GC) và sắc ký khí ghép khối phổ (GC-MS) được sử dụng nhiều nhất.

• Phương pháp sắc ký khí: Nguyên tắc của tách chất trong sắc ký khí là sự phân bố giữa pha tĩnh và pha động thông qua cơ chế hấp phụ và giải hấp phụ. Bản chất của phép phân tích này là dựa vào khả năng tương tác vật lý giữa các cấu tử của hỗn hợp cần phân tích (mẫu hydrocarbon/ bitum) với pha tĩnh (chất hấp phụ trong cột sắc ký) và pha động (khí mang). Mẫu được vận chuyển qua cột sắc ký trong môi trường khí trơ (khí heli hoặc nitơ tinh khiết) để đảm bảo không xảy ra phản ứng hóa học trong cột hấp phụ. Kết quả biểu thị hàm lượng các cấu tử hydrocarbon trong mẫu dưới dạng sắc đồ. Dạng dải phân bố và tỷ số giữa các peak được sử dụng để đánh giá nguồn gốc, mức độ trưởng thành và môi trường lắng đọng cũng như phân hủy vật chất hữu cơ ban đầu.

• Phương pháp sắc ký khí ghép khối phổ (GC-MS): Phương pháp phân tích GC-MS dựa trên nguyên tắc các cấu tử sau khi được tách bằng sắc ký khí sẽ được ion hóa và “bẻ gãy” thành những phân mảnh có khối lượng điện tử nhất định, được ký hiệu là m/z đầu và tiếp sau là khối lượng

Dầu và khí đã được phát hiện trong các tầng chứa tuổi Miocene tại các giếng khoan ở nhiều lô, trong đó mẫu được phân tích trong nghiên cứu này tập trung ở Lô 46/02, Lô 51, Lô B và Lô 52/97. Tất cả các mẫu dầu/condensate trong vùng nghiên cứu có tỷ trọng thay đổi từ 27 – 52oAPI, hàm lượng lưu huỳnh thấp (< 0,5%). Theo phân loại của BP, các mẫu dầu này thuộc loại C, D, E [4, 6, 9 – 16, 24, 25].

Dầu/condensate tại giếng khoan 46-CN-1X có tỷ trọng thay đổi trong khoảng 37,8 – 51,6oAPI, hàm lượng lưu huỳnh thấp (< 1%). Mẫu MDT#6, DST#3 và MDT#8 có hàm lượng oleanane thấp, có mặt gamacerane, bicadinane phản ánh nguồn vật chất hữu cơ ban đầu là hỗn hợp giữa algal đầm hồ và thực vật thượng đẳng. Ba mẫu dầu MDT#1, MDT#2 và MDT#3 tại giếng khoan 46-CN-1X có tỷ số Pristane/

16       DẦU KHÍ – SỐ 4/2019

PETROVIETNAM

Phytane (Pr/Phy) thấp (2,54, 2,44 và 1,98 tương ứng), giàu hydrocarbon thơm, hàm lượng sáp (waxy) thấp, hàm lượng oleanane và tricyclic terpane thấp đặc trưng cho nguồn gốc hỗn hợp vật chất hữu cơ đầm hồ và lục địa [2, 6, 24, 25]. Tỷ số Ts/Tm của tất cả các mẫu dầu trên đều cao (1,25 – 2,98) chứng tỏ dầu được sinh ra từ đá mẹ đã trưởng thành đang ở pha tạo dầu muộn. Các mẫu dầu/ condensate có chỉ số pristane/phytane giảm dần theo chiều sâu, đây là một trong những dấu hiệu chỉ ra sự tăng dần tính đầm hồ trong vật chất hữu cơ ban đầu.

Theo kết quả phân tích của Robertson, cùng trong Lô 46 nhưng tại giếng khoan 46-NH-1X tính chất condensate (mẫu MDT#1 và MDT#2) trong đá chứa tuổi Miocene lại có tỷ số Pr/Phy cao (3,6 – 4,52), C₂₉ sterane chiếm chủ yếu trong dãy C₂₇-C₂₈-C₂₉ phản ánh đá mẹ chứa chủ yếu vật chất hữu cơ nguồn gốc lục địa. Cả 2 mẫu đều có tính trội lẻ ở C₁₉, C₂₁, C₂₃ và hàm lượng các cấu tử hydrocarbon giảm dần từ C₂₆ – C₃₄, giàu hàm lượng hydrocarbon thơm và tỷ số Ts/Tm cao (1,84 và 1,88) có thể cho rằng các mẫu con-densate này được sinh ra từ đá mẹ chứa chủ yếu vật chất hữu cơ lục địa, đang ở trong pha tạo dầu muộn.

Tại giếng khoan 46-PT-1X, 11 mẫu dầu trong tầng chứa T5 và T6 có tỷ trọng thay đổi từ 37 – 47,9oAPI. Kết quả phân tích GC và GC-MS cho thấy tất cả các mẫu dầu đều có tính chất tương tự nhau, hàm lượng sáp thấp, có mặt diahopane, bicadinane, Ts/Tm cao (1,48 – 1,87). Các chỉ tiêu trên chỉ ra vật chất hữu cơ ban đầu có sự pha trộn giữa algal đầm hồ và thực vật bậc cao, có độ trưởng thành tương đương ở pha tạo dầu muộn. Các mẫu dầu trong tập chứa T6 (tầng Miocene dưới – Oligocene) có tỷ số Pr/Phy thấp hơn các mẫu dầu trong tầng chứa T5 (giữa Miocene dưới), có thể coi hợp phần lục địa trong vật chất hữu cơ ban đầu của dầu trong đá chứa thuộc tập T6 thấp hơn ở tập T5.

Kết quả phân tích GC và GC-MS hợp phần no trong mẫu dầu tại độ sâu 2230,5m giếng khoan 46-PT-1X và mẫu DST#1A giếng khoan 46-NH-1X (Hình 3) cho thấy dải phân bố n-alkane thể hiện trội rõ vùng C₁₇ – C₂₃, có sự giảm rất nhanh từ C₂₄ – C₃₆ thể hiện đá mẹ sinh dầu chứa hỗn hợp vật chất hữu cơ đầm hồ và lục địa, có độ trưởng thành tương đối cao (vượt quá peak tạo dầu); trên dải hopane có thể thấy gammacerane hiển thị khá rõ cho thấy môi trường lắng đọng đá mẹ có tính khử cao, oleanane thấp cùng với sự xuất hiện của moretane cho thấy có sự đóng

Hình 3. Dải phân bố GC và GC-MS (m/z 191) hydrocarbon no mẫu dầu Lô 46 [8]

DẦU KHÍ – SỐ 4/2019    17

THĂM DÒ – KHAI THÁC DẦU KHÍ

Hình 4. Kết quả GC-MS hydrocarbon no mẫu dầu/condensate Lô 51, Lô B và 52/97 (*: Hợp phần lục địa)

góp của vật chất hữu cơ lục địa trong đá mẹ sinh dầu, đông phân C₃₅ hopane rất thấp la dâu hiêu cua môi trương non-marine. Những dấu hiệu trên chỉ ra vật chất hữu cơ ban đầu của 2 mẫu dầu này có nguồn gốc đầm hồ với sự đóng góp của vật chất hữu cơ lục địa, được lắng đọng trong môi trường nghèo oxy.

Khu vực Lô B, phần lớn các giếng khoan đều gặp dầu nhẹ/condensate trong các tầng chứa cát kết tuổi Miocene dưới. Các mẫu dầu nhẹ/condensate có mùi thơm nhẹ, màu vàng sáng, rất sạch và gần như không có asphaltene

• Các mẫu hydrocarbon có tỷ trọng > 45oAPI (phổ biến là 47 – 52oAPI), hàm lượng lưu huỳnh rất thấp (< 0,1%) và hàm lượng sáp cao (> 10%) phản ánh mối liên quan với nguồn vật liệu ban đầu chủ yếu từ lớp biểu bì của thực vật bậc cao bị phân hủy. Chúng thuộc nhóm D, E có thể liên

quan với đá mẹ chứa vật chất hữu cơ nguồn gốc chủ yếu là thực vật bậc cao.

Các mẫu Lô B và Lô 52/97 thường là dầu nhẹ/con-densate, do ảnh hưởng độ phân hủy và mức độ trưởng thành nên nghèo dấu hiệu sinh vật hơn các mẫu thuộc Lô 46, đôi khi các dấu hiệu sinh vật trong một số mẫu từ Lô B và Lô 52/97 bị nhiễu gây khó xác định hoặc không xác định được. Nhìn chung dấu hiệu sinh vật trong các mẫu khu vực Lô 51, Lô B và Lô 52/97 phản ánh vật chất hữu cơ ban đầu có nguồn gốc khác nhau, tuy nhiên mẫu thể hiện vật chất hữu cơ ban đầu nguồn lục địa là chính (Hình 4). Để tiện theo dõi, mẫu từ các giếng khoan Lô 46 (46/02 và 46/07) ký hiệu hình tam giác và tròn, mẫu từ các giếng khoan ở Lô 51 ký hiệu hình hoa thị và mẫu từ các giếng khoan Lô B và 52/97 ký hiệu bằng hình vuông.

18       DẦU KHÍ – SỐ 4/2019

PETROVIETNAM

Kết quả phân tích GC hợp phần hydro-carbon no các mẫu dầu/condensate (Hình

• cho thấy các mẫu thuộc Lô 46 và Lô 51 phân bố tập trung ở vùng thể hiện môi trường đầm lầy (peat Swamp), một số ít mẫu từ Lô 46 phân bố trong vùng chuyển tiếp. Mẫu từ các giếng khoan ở Lô B và Lô 52/97 phân bố rải rác từ lục địa đến chuyển tiếp cho thấy sự phức tạp trong nguồn vật chất hữu cơ ban đầu.

Trên biểu đồ quan hệ C₂₇-C₂₈-C₂₉ ster-ane (Hình 6) ngoại trừ 1 mẫu từ giếng kho-

an 46-SD-1X phản ánh vật chất hữu cơ ban đầu nguồn gốc thực vật cạn (higher plant) là chính, các mẫu Lô 51 và Lô 46 phân bố trong vùng thể hiện vật chất hữu cơ ban đầu ở vùng đầm lầy ngập nước (estuarine). Trong khi đó mẫu từ các giếng thuộc Lô B và Lô 52/97 lại phân bố rải rác, từ vùng lục địa đến đầm lầy ngập nước, đầm hồ. Điều này khá phù hợp với kết quả GC trên Hình 4.

Hình 7 cho thấy phần lớn mẫu từ các giếng khoan thuộc Lô 46 phân bố ở khu vực thể hiện nguồn vật chất hữu cơ ban đầu chủ yếu là algal đầm hồ, riêng mẫu từ giếng khoan SD-1X phân bố ở vùng thể hiện vật chất hữu cơ chủ yếu nguồn gốc lục địa. Mẫu từ các giếng khoan Lô B và Lô 52/97 phân bố tản mát, thể hiện vật chất hữu cơ ban đầu nhiều nguồn gốc (lục địa, đầm hồ và hỗn hợp).

Như vậy, các mẫu dầu/condensate trong vùng nghiên cứu thuộc dầu nhóm C, D, E là dầu được sinh từ đá mẹ chứa vật chất hữu cơ có nguồn gốc đầm hồ và hỗn hợp đầm hồ/lục địa. Dầu/condensate có đặc điểm địa hóa tương tự với chất chiết từ đá mẹ nhưng có độ trưởng thành tương đương pha tạo dầu muộn, cao hơn đá mẹ tại các giếng khoan nhiều chính vì vậy có thể đã được sinh từ đá mẹ ở trũng sâu dịch chuyển lên và được nạp vào bẫy chứa như đã gặp tại các tầng chứa cát kết tuổi Mio-cene.

Theo Hwang và cộng sự (1998), hàm lượng benzocarbazole trong hydrocarbon

Hình 5. Biểu đồ quan hệ pristane/nC₁₇ và phytane/nC₁₈ các mẫu hydrocarbon khu vực các lô 46, 51, B và 52/97

Hình 6. Biểu đồ quan hệ C₂₇-C₂₈-C₂₉ sterane các mẫu hydrocarbon khu vực các lô 46, 51, B và 52/97

DẦU KHÍ – SỐ 4/2019    19

THĂM DÒ – KHAI THÁC DẦU KHÍ

Hình 7. Biểu đồ quan hệ chỉ số OI và Ts/Tm các mẫu hydrocarbon khu vực các lô 46, 51, B và 52/97

(a)                                                            (b)

Hình 8. Bản đồ thể hiện độ trưởng thành của vật chất hữu cơ bể Malay – Thổ Chu (a) tại đáy tầng Oligocene và (b) tại nóc tầng Oligocene

là yếu tố quan trọng để xác định khoảng cách di cư của hydrocarbon. Trong đề án hợp tác nghiên cứu giữa PVN và Idemitsu, Idemitsu đã xác định hàm lượng nitơ hữu cơ, chỉ số benzocarbazole trong hydrocar-bon và liên hệ với kết quả nghiên cứu của Hwang và cộng sự, kết quả dự đoán khoảng cách di cư của hydrocarbon đã phát hiện tại khu vực Lô 46 bể Malay – Thổ Chu khá lớn (ít nhất 20 – 30km) [8]. Khu vực Lô B và Lô 52/97 sản phẩm chủ yếu là khí nên độ linh hoạt cao hơn vì thế khoảng cách di cư có thể còn lớn hơn.

Theo kết quả nghiên cứu đá mẹ và mô hình địa hóa đá mẹ [6], vùng nghiên cứu có sự hiện diện của 2 tầng đá mẹ sinh dầu khí (Oli-

gocene và Miocene dưới). Bản đồ thể hiện độ trưởng thành của vật chất hữu cơ khu vực ng-hiên cứu (Hình 8) cho thấy tại khu vực trũng sâu vật chất hữu cơ ở đáy tầng Oligocene đã đạt đới tạo khí khô, phần lớn diện tích còn lại nằm trong cửa sổ tạo dầu (Hình 8a), sản phẩm của đá mẹ Oligocene đã sinh và bắt đầu di cư từ Miocene sớm. Tại đáy tầng Miocene dưới

• các trũng sâu phần lớn đang trong pha tạo dầu sớm (chưa đạt peak tạo dầu), rất ít chỗ mới đạt peak tạo dầu.

Để nhận diện sản phẩm của từng loại đá mẹ, các loại vật chất hữu cơ trong đá mẹ Oli-gocene và Miocene dưới trong vùng nghiên cứu đã được định nghĩa riêng và đưa vào cơ sở dữ liệu của mô hình [4]. Kết quả mô hình chạy trên phần mềm PetroMod cho thấy quá trình di cư hydrocarbon trên diện rộng bắt đầu từ 15 triệu năm trước (khoảng đầu Miocene giữa) vì vậy các tích tụ hydrocarbon chịu ảnh hưởng của pha hoạt động kiến tạo vào giai đoạn cuối Miocene giữa gây ra sự thất thoát hydrocar-bon trong vùng nghiên cứu. Thành phần hy-drocarbon trong các tầng chứa theo kết quả mô hình cho thấy hydrocarbon chủ yếu được sinh từ đá mẹ Oligocene, chưa thấy dầu được sinh từ đá mẹ Miocene dưới trong các tầng chứa. Như vậy, đá mẹ chính trong vùng nghiên cứu là trầm tích hạt mịn tuổi Oligocene chứa vật chất hữu cơ nguồn gốc lục địa và đầm hồ.

Hydrocarbon đã phát hiện trong vùng nghiên cứu có độ trưởng thành khá cao (tương đương pha tạo dầu muộn trở lên trong khi độ trưởng thành của đá mẹ Miocene dưới trong vùng nghiên cứu chưa vượt quá peak tạo dầu (Hình 8) là minh chứng cho nhận định trên.

• khu vực sâu hơn (thuộc bể Malay), nơi đá mẹ Oligocene được chôn vùi sâu trên 12km, đá mẹ Miocene dưới được chôn vùi tới 7km (Hình 9) vật chất hữu cơ trong đá mẹ còn có độ trưởng thành cao hơn so với vùng nghiên cứu, sản phẩm của chúng đã được sinh và tham gia vào quá trình di cư, có thể một phần trong chúng đã di cư tới các bẫy ở phía Nam Lô 46/02 và Lô 46/07. Kết quả mô hình địa hóa đá mẹ tuyến Seas 95-05 (Hình 10) minh họa cho nhận định này.

20       DẦU KHÍ – SỐ 4/2019

PETROVIETNAM

Theo nghiên cứu của Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) [6], khu vực nghiên cứu tồn tại đồng thời 2 cơ chế dịch chuyển dầu khí đó là dịch chuyển ngang theo địa tầng và dịch chuyển thẳng đứng theo đứt gãy hoặc các khu vực xung yếu của các tầng, 2 cơ chế này luôn diễn ra song song. Dịch chuyển thẳng đứng của dầu khí thường mang tính cục bộ trong các khu vực phát triển đứt gãy hoặc khu vực xung yếu của các tầng. Trong khi đó dịch chuyển ngang có thể xảy ra trong các tầng và phạm vi dịch chuyển lớn hơn. Như vậy, không loại trừ khả năng hydro-carbon đã phát hiện trong vùng nghiên cứu (đặc biệt là khu vực Lô B và 52/97) còn được sinh từ đá mẹ Oligocene và Miocene ở khu vực trũng sâu hơn của bể Malay và trũng Pattani di cư tới (theo phương thức dịch chuyển ngang là chính). Trong các mẫu khí, hàm lượng đồng vị carbon C13 trong methane biến đổi trong khoảng khá rộng (-33,57‰ đến -38,28‰), trong khi ở khí C2+ chỉ số này biến đổi trong khoảng hẹp hơn (trong ethane là -28,82‰ đến -29,77‰, trong propane là -27,87‰ đến -29,1‰). Như vậy, độ trưởng thành của đá mẹ sinh ethane và propane gần tương đương và cao hơn độ trưởng thành của đá mẹ sinh meth-ane. Theo kết quả nghiên cứu trên và báo cáo cuối cùng các giếng khoan trong

(a)                                                                    (b)

Hình 9. Bản đồ đẳng sâu bể Malay [2] (a) tại nóc mặt móng Cenozoic và (b) tại nóc tầng Oligocene

(a)                                                                       (b)

Hình 10. Mô hình địa hóa đá mẹ tuyến Seas 95-05 qua trũng sâu của bể Malay sang khu vực Lô 46 [8] (a) độ bão hòa và hướng dịch chuyển dầu, (b) độ bão hòa và hướng dịch chuyển khí

khu vực nghiên cứu [11 – 18], có thể cho rằng condensate ở tầng trên do khí methane hòa tan vào vỉa dầu có độ trưởng thành cao hơn được tích tụ từ trước. Khí có thể hình thành trong giai đoạn trưởng thành sớm của vật chất hữu cơ loại III trong trầm tích ở phần dưới Miocene dưới (?) (Hình 8 và 10).

5. Kết luận

Hydrocarbon khu vực Lô 46 có đặc điểm tương tự nhau, được sinh từ đá mẹ chứa chủ yếu vật chất hữu cơ đầm hồ và hỗn hợp lục địa – đầm hồ đang ở pha tạo dầu muộn.

Hydrocarbon khu vực Lô B và Lô 52/97 có sự phân dị về nguồn gốc vật chất hữu cơ ban đầu, được sinh từ đá mẹ chứa chủ yếu vật chất hữu cơ lục địa và hỗn hợp lục địa – đầm hồ, có độ trưởng thành khác nhau rõ rệt. Điều này phản ánh nguồn cấp hydrocarbon khá phức tạp.

Không loại trừ khả năng hydrocarbon đã phát hiện trong vùng nghiên cứu còn được sinh từ đá mẹ Oligocene và Miocene ở khu vực trũng sâu hơn của bể Malay và trũng Pattani di cư tới.

Mối quan hệ giữa quy luật phân bố hydrocarbon với đặc tính đá mẹ trong vùng nghiên cứu và nguồn cấp hydrocarbon cho các bẫy khu vực Lô B và Lô 52/97 cần được nghiên cứu, góp phần nâng cao hiệu quả công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí.

Tài liệu tham khảo

1. Đỗ Bạt và nnk. Định danh và liên kết địa tầng trầm tích Đệ Tam thềm lục địa Việt Nam. Viện Dầu khí

Việt Nam. 2001.

2. Nguyễn Huy Quý và nnk. Cấu trúc và tiềm năng dầu khí vùng nước sâu thềm lục địa Việt Nam. Đề tài cấp Nhà nước mã số KC09-06. 2004.

DẦU KHÍ – SỐ 4/2019    21

THĂM DÒ – KHAI THÁC DẦU KHÍ

3. Mazlan B.Hj.Madon. The petroleum geology and resources of Malaysia, Chapter 8 Malay basin. 1999.

4. Nguyễn Thị Dậu. Mô hình địa hóa đá mẹ bể trầm tích Mã Lai – Thổ Chu, thềm lục địa Tây Nam Việt Nam. Luận án Tiến sĩ, Đại học Mỏ – Địa chất. 2009.

5. Nguyễn Thu Huyền, Phùng Sỹ Tài, Trịnh Xuân Cường. Bể trầm tích Malay – Thổ Chu và tài nguyên dầu khí. Tuyển tập Báo cáo Hội nghị Khoa học – Công nghệ “30 năm Dầu khí Việt Nam: Cơ hội mới, thách thức mới”. Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật. 2005: trang 611 – 630.

6. Viện Dầu khí Việt Nam. Đánh giá tiềm năng dầu khí trên vùng biển và thềm lục địa Việt Nam. Đề án tổng thể về điều tra cơ bản và quản lý tài nguyên, môi trường biển đến năm 2010, tầm nhìn đến 2020. 2014.

7. Phan Văn Thắng, Nguyễn Thị Oanh Vũ, Hoàng Nhật Hưng, Nguyễn Thị Dậu. Đặc điểm địa hóa đá mẹ Cenozoic khu vực thềm lục địa Tây Nam Việt Nam. Tạp chí Dầu khí. 2016; 7: trang 14 – 22.

8. Petrovietnam-Idemitsu. Characterization of petroleum systems in Vietnam by State-of-the-art geochemical technology” phase 3: Malay – Tho Chu basin. 2009.

9. Fina Exploration Minh Hai B.V. Final geological report well 46-NH-1X, 46-CN-1X, 46-KM-1X, 46-TL-1X, 46-PT-1X, 46-NC-1X, 46-DD-1X, 51-MH-1X.

10. Geochemical Labs. Geochemical evaluation of cutting, oil and water samples from 51-TC-1X. 2013.

11. Geochemical Labs. Geochemical analysis report of the B-KL-2X, B-KL-3X, B-AQ-1X, B-AQ-3X, B-CV-1X wells drilled in offshore Vietnam. 2000.

12. Geochemical Labs. Geochemical analysis report of the B-AQ-3X well drilled in offshore Vietnam. 2000.

13. Geochemical Labs. Geochemical analysis report of the B-AQ-1X well drilled in offshore Vietnam. 2000.

14. Geochemical Labs. LC/GC/GCMS analysis results of the MDT fluids and TST condensates in the 52/97-CV-3X well drilled in offshore Vietnam. 2001.

15. Geochemical Labs. LC/GC/GCMS analysis results of the TST condensate samples in the 52/97-AQ-4X well drilled in offshore Vietnam. 2001.

16. Geochemical Labs. Geochemical analysis report of the B-CV-1X well drilled in offshore Vietnam. 2000.

17. Barry Katz. Petroleum source rocks. Elsevier. 1994.

18. Kennetch E.Peters, J.Michael Moldowan. The biomarkers guide: Interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments. 1993.

GEOCHEMICAL CHARACTERISTICS OF DISCOVERED HYDROCARBON IN MALAY – THO CHU BASIN

Phan Van Thang1, Hoang Nhat Hung1, Nguyen Thi Oanh Vu1, Nguyen Thi Dau2 1Vietnam Petroleum Institute

2Vietnam Petroleum Association

Email: [email protected]

Summary

The Malay-Tho Chu basin is located in the South Western continental shelf of Vietnam, including the North East margin of Malay basin and the North of Pattani trough. Results of geochemistry research of source rocks revealed the presence of two source rock sequences (Oligocene and early Miocene). Studies of oil and condensate samples taken from discoveries in the Malay-Tho Chu basin indicated that hydrocarbon discovered in blocks 46 and 46/02 were generated from source rock containing mainly lacustrine organic matter/mixture of lacustrine and terrestrial organic matters which were in the late oil window; hydrocarbon in blocks B and 52/97, which were different in original organic matter, were generated from source rock containing mainly terrestrial organic matter and mixture of terrestrial and lacustrine organic matter, and were highly matured. The possibility that hydrocarbon encountered in the research area were also generated from Oligocene and Miocene source rock in the deeper trough of the Malay basin and migrated from the Pattani trough to the Malay-Tho Chu basin is not excluded.

Key words: Geochemical characteristics, hydrocarbon, source rock, lacustrine organic matter, Malay-Tho Chu basin.

Tải xuống tài liệu học tập PDF miễn phí

NGHIÊN CỨU THỬ NGHIỆM CÔNG NGHIỆP HỆ DUNG DỊCH KHOAN ỨC CHẾ “KCL-PROTEX STA” VÀ SỬ DỤNG KẾT HỢP HỢP CHẤT PROTEX STA VỚI CÁC HỆ DUNG DỊCH KHOAN CFL-AKK-KCL-PAG, KGAC BỔ SUNG ĐỂ NÂNG CAO HIỆU QUẢ THI CÔNG GIẾNG KHOAN

Mọi ý kiến đóng góp xin gửi vào hòm thư: [email protected]

Kéo xuống để Tải ngay đề cương bản PDF đầy đủ: Sau “mục lục” và “bản xem trước”

(Nếu là đề cương nhiều công thức nên mọi người nên tải về để xem tránh mất công thức)

Đề cương liên quan: CÁC THÁCH THỨC TRONG QUÁ TRÌNH PHÁT TRIỂN MỎ KHÍ CONDENSATE SƯ TỬ TRẮNG

[toc]

[pdfviewer width=”800px” height=”1000px” beta=”true/false”]http://hotroontap.com/wp-content/uploads/2019/07/NGHI%C3%8AN-C%E1%BB%A8U-TH%E1%BB%AC-NGHI%E1%BB%86M-C%C3%94NG-NGHI%E1%BB%86P-H%E1%BB%86-DUNG-D%E1%BB%8ACH-KHOAN-%E1%BB%A8C-CH%E1%BA%BE-%E2%80%9CKCL-PROTEX-STA%E2%80%9D-V%C3%80-S%E1%BB%AC-D%E1%BB%A4NG-K%E1%BA%BET-H%E1%BB%A2P-H%E1%BB%A2P-CH%E1%BA%A4T-PROTEX-STA-V%E1%BB%9AI-C%C3%81C-H%E1%BB%86-DUNG-D%E1%BB%8ACH-KHOAN-CFL-AKK-KCL-PAG.pdf[/pdfviewer]

Tải ngay đề cương bản PDF tại đây: NGHIÊN CỨU THỬ NGHIỆM CÔNG NGHIỆP HỆ DUNG DỊCH KHOAN ỨC CHẾ “KCL-PROTEX STA” VÀ SỬ DỤNG KẾT HỢP HỢP CHẤT PROTEX STA VỚI CÁC HỆ DUNG DỊCH KHOAN CFL-AKK-KCL-PAG, KGAC BỔ SUNG ĐỂ NÂNG CAO HIỆU QUẢ THI CÔNG GIẾNG KHOAN

PETROVIETNAM

TẠP CHÍ DẦU KHÍ

Số 4 – 2019, trang 23 – 29

ISSN-0866-854X

NGHIÊN CỨU THỬ NGHIỆM CÔNG NGHIỆP HỆ DUNG DỊCH KHOAN ỨC CHẾ “KCL-PROTEX STA” VÀ SỬ DỤNG KẾT HỢP HỢP CHẤT PROTEX STA VỚI CÁC HỆ DUNG DỊCH KHOAN CFL-AKK-KCL-PAG, KGAC BỔ SUNG ĐỂ NÂNG CAO HIỆU QUẢ THI CÔNG GIẾNG KHOAN

Bùi Việt Đức1, Ngô Văn Tự1, Bùi Trọng Khải1, Đặng Của1, Bùi Việt Phương1, Vũ Văn Hưng2 Hoàng Hồng Lĩnh2, Bùi Văn Thơm2, Nguyễn Xuân Thảo3

1Công ty TNHH MTV Công nghệ Khoan – Khai thác và Môi trường – DPEC

2Liên doanh Việt – Nga “Vietsovpetro”

3Hội Công nghệ Khoan – Khai thác Việt Nam

Email: [email protected]

Tóm tắt

Để đáp ứng yêu cầu kỹ thuật công nghệ thi công giếng khoan, hệ dung dịch khoan ức chế mới KCl-Protex Sta đã được nghiên cứu, đưa vào thử nghiệm công nghiệp tại Liên doanh Việt – Nga “Vietsovpetro”. Đồng thời, Protex Sta cũng được kết hợp với các hệ dung dịch khoan CFL-AKK-KCL-PAG, KGAC đang sử dụng tại Vietsovpetro để nâng cao khả năng ức chế, nâng cao hiệu quả thi công giếng khoan với chi phí thấp và đảm bảo an toàn môi trường sinh thái.

Từ khóa: Hệ dung dịch ức chế, Protex Sta, phèn nhôm kali, KGAC, choòng khoan PDC.

1. Giới thiệu

Để gia tăng vận tốc cơ học khoan, Liên doanh Việt – Nga “Vietsovpetro” đã áp dụng các giải pháp công nghệ tiên tiến như: việc sử dụng các thiết bị đo góc xiên trong khi khoan (MWD), hệ thống chỉnh xiên quay RSS và choòng khoan PDC có độ bền cao, đòi hỏi cải thiện các đặc tính kỹ thuật công nghệ của hệ dung dịch khoan, đặc biệt là khả năng ức chế, khả năng làm sạch bùn và các tính chất bôi trơn, đảm bảo độ an toàn tối đa cho thi công, góp phần nâng cao các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật thi công khoan.

Hệ dung dịch khoan ức chế truyền thống trước đây Vietsovpetro sử dụng không phù hợp khi áp dụng các giải pháp công nghệ trên, do có hàm lượng pha rắn cao, tính chất trượt loãng thấp và tính chất bôi trơn kém, không kịp làm sạch đáy giếng khi khoan liên tục với tốc độ khoan cao… Đặc tính này có thể gây ra nhiều tình huống phức tạp trong quá trình khoan giếng như: sập sụt lở thành giếng và vướng mút khi kéo thả bộ khoan cụ, làm tăng thời gian thi công và chi phí, giá thành thi công giếng khoan.

Trong thời gian qua, Vietsovpetro đã đưa vào sử dụng các hệ dung dịch ức chế tiên tiến “GLYDRILL” hoặc

Ngày nhận bài: 20/8/2018. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 20 – 22/8/2018.

Ngày bài báo được duyệt đăng: 5/4/2019.

hệ “ULTRADRILL” do Công ty MI-SWACO cung cấp. Các hệ dung dịch nhập khẩu có giá thành cao, chi phí lớn.

Vì vậy, để tiết giảm chi phí công nghệ dung dịch khoan, hạn chế sự phụ thuộc vào cung ứng từ bên ngoài, đáp ứng kịp thời yêu cầu thi công giếng khoan, việc nghiên cứu đưa vào áp dụng công nghiệp các hệ dung dịch khoan ức chế mới là rất cần thiết.

Việc đưa vào áp dụng thử nghiệm công nghiệp hệ dung dịch khoan ức chế “Protex Sta” do Công ty TNHH MTV Công nghệ Khoan – Khai thác và Môi trường – DPEC sản xuất, phối hợp và chuyển giao công nghệ cho Vietsovpetro đã đem lại kết quả khả quan khi tiến hành thi công 2 giếng khoan ở bể Cửu Long.

2. Nghiên cứu thí nghiệm lựa chọn đơn pha chế hệ dung dịch khoan ức chế mới “KCl-Protex Sta” [1]

2.1. Đặc tính lý hóa của chất ức chế Protex Sta

Protex Sta là hợp chất được cấp phối từ các polymer hữu cơ đang được sử dụng trong các hệ dung dịch khoan gốc nước kỹ thuật hoặc nước biển. Khi sử dụng kết hợp với các chất khác, hiệu quả ức chế sét thành hệ và sét mùn khoan của Protex Sta sẽ tăng lên đáng kể. Một số tính chất lý hóa cơ bản của Protex Sta được trình bày tại Bảng 1.

DẦU KHÍ – SỐ 4/2019    23

THĂM DÒ – KHAI THÁC DẦU KHÍ

2.2. Thành phần sử dụng trong hệ dung dịch khoan ức chế KCl-Protex Sta

Các thành phần được đưa vào nghiên cứu thí nghiệm trong hệ dung dịch khoan “KCl-Protex Sta” đảm bảo khả năng ức chế cao các tầng sét hoạt tính dễ trương nở ở địa tầng Miocene dưới, giòn, có độ bền kém và các lớp sét dễ sập lở ở tầng Oligocene trên. Ngoài ra, Protex Sta còn cải thiện đáng kể tính chất chảy loãng, đáp ứng yêu cầu hoạt động tối đa các máy bơm có lưu lượng lớn, làm sạch bùn rất hiệu quả trong suốt quá trình khoan với vận tốc khoan cao.

Ngăn ngừa lắng đọng mùn sét trong quá trình khoan thuần túy và khi dừng khoan, giảm thiểu các tình huống phức tạp xảy ra trong thời gian khoan và kéo thả bộ khoan cụ. Các thành phần được đưa vào nghiên cứu thí nghiệm lựa chọn đơn pha chế hệ dung dịch khoan ức chế “KCl-Protex Sta” được thể hiện ở Bảng 2.

2.3. Các bước nghiên cứu thí nghiệm lựa chọn đơn pha chế hệ dung dịch khoan ức chế “KCl-Protex Sta”

Nghiên cứu thí nghiệm đánh giá khả năng ức chế sét của Protex Sta với các nồng độ khác nhau ở dạng sử dụng đơn lẻ, hoặc kết hợp với nhiều thành phần ức chế khác trong hệ, có so sánh với một số hệ dung dịch ức chế đang

được sử dụng ở các mỏ thuộc Vietsovpetro và các nhà thầu quốc tế đang thi công tại thềm lục địa Việt Nam.

Nghiên cứu thí nghiệm lựa chọn nồng độ tối ưu của các thành phần sử dụng, nhằm tạo ra các thông số dung dịch khoan phù hợp với yêu cầu kỹ thuật thiết kế thi công giếng khoan và đặc điểm địa chất thành hệ đặc biệt là nhiệt độ và áp suất đáy giếng.

Nghiên cứu thí nghiệm ảnh hưởng đến chất lượng khoan mở vỉa sản phẩm, đánh giá phục hồi độ thấm khi khoan qua các tầng chứa dầu và khí.

3. Kết quả thử nghiệm công nghiệp hệ dung dịch khoan ức chế “KCl-Protex Sta” tại các giếng khoan ở các mỏ thuộc Vietsovpetro

Trên cơ sở đánh giá các kết quả nghiên cứu tại các phòng thí nghiệm của Vietsovpetro và DPEC, Viện Nghiên cứu Khoa học và Thiết kế Dầu khí biển (NIPI), Xí nghiệp Khoan và Sửa giếng, Vietsovpetro đã đề xuất đưa vào áp dụng thử nghiệm công nghiệp tại giếng khoan 488 (BK-2) và giếng khoan 12H (ThTC-1), bể Cửu Long [2, 3].

Việc tiến hành thử nghiệm hệ dung dịch khoan ức chế “KCl-Protex Sta” tại 2 giếng khoan trên nhằm đánh giá chất lượng và so sánh với các hệ dung dịch khoan nhập

Bảng 1. Các tính chất lý hóa của hóa phẩm Protex Sta

24       DẦU KHÍ – SỐ 4/2019

PETROVIETNAM

khẩu và các hệ dung dịch khoan “KGAC Plus M”, “KGAC Plus I” Vietsovpetro đang sử dụng trong đó tập trung vào các nhiệm vụ sau:

• Đánh giá khả năng ức chế sét của hệ dung dịch khoan ức chế “KCl-Protex Sta”.

• Đánh giá sự ổn định của các thông số dung dịch

• điều kiện đáy giếng khoan (nhiệt độ và áp suất); thông số dung dịch được coi là ổn định nếu sau khi kéo thả bộ khoan cụ và đo địa vật lý giếng khoan, thay đổi không đáng kể so với thiết kế.

• Đánh giá sự ảnh hưởng của dung dịch đến các thông số khoan (tốc độ khoan, số mét khoan trên choòng).

• Đánh giá mức độ ảnh hưởng của dung dịch đến các tình huống phức tạp, sự cố xảy ra khi khoan và chi phí thời gian phi sản xuất khi thi công.

• Đánh giá khả năng gây bó choòng khi khoan qua các tập sét dày thuộc các địa tầng Miocene dưới và Oligocene trên.

• Xác định mức độ ảnh hưởng của dung dịch đến thiết bị khoan, các chi tiết cao su máy bơm bùn và động cơ đáy.

• Xác định mức tiêu hao hóa phẩm và giá thành chi phí để gia công và xử lý dung dịch cho thi công giếng khoan đến chiều sâu thiết kế.

• Đưa ra kết luận về khả năng áp dụng hệ dung dịch mới này cho thi công tại các vùng hoạt động của Vietsovpetro có sự so sánh với các hệ dung dịch khác.

3.1. Địa điểm và thời gian tiến hành thử nghiệm

Thử nghiệm công nghiệp hệ dung dịch khoan ức chế “KCl-Protex Sta” được tiến hành trên giếng khoan 488 và 12H, công đoạn khoan từ 2.655 – 4.079m [2].

3.2. Thiết bị và dụng cụ cần thiết để thử nghiệm

Trong quá trình tiến hành thử nghiệm, sử dụng các thiết bị chuyên dụng để điều chế, xử lý và làm nặng dung dịch, đồng thời còn sử dụng hệ thống làm sạch bùn sẵn có trên các giàn khoan đang thi công. Ngoài ra khi thử nghiệm còn sử dụng thiết bị thí nghiệm tiêu chuẩn để kiểm tra các thông số dung dịch trong thời gian khoan.

3.3. Công tác chuẩn bị

Thành lập tổ công tác chịu trách nhiệm việc thử nghiệm hệ dung dịch “KCl-Protex Sta” tại giếng khoan 12H và giếng khoan 488 gồm đại diện của DPEC, Xí nghiệp Khoan và Sửa giếng, NIPI, Phòng khoan – Bộ máy điều hành Vietsovpetro.

Bảng 3. Thành phần, chức năng và hàm lượng hóa phẩm sử dụng trong hệ dung dịch khoan ức chế “KCl-Protex Sta”

DẦU KHÍ – SỐ 4/2019    25

THĂM DÒ – KHAI THÁC DẦU KHÍ

Bảng 4. Thông số dung dịch khoan đoạn khoan 2.654 – 4.079m

3.4. Các bước thử nghiệm

3.4.1. Thiết lập đơn pha chế ban đầu về thành phần hàm lượng chức năng các hóa phẩm sử dụng trong hệ dung dịch khoan ức chế “KCl-Protex Sta” (Bảng 3).

3.4.2. Điều chế thể tích ban đầu dung dịch khoan “KCl-Protex Sta” cần thiết đủ để đảm bảo làm đầy dung dịch trong giếng khoan, trên hệ thống tuần hoàn và các bể chứa với thành phần và hàm lượng hóa phẩm như trong Bảng 3.

3.4.3. Điều chỉnh các thông số dung dịch phù hợp với yêu cầu thiết kế thi công giếng khoan như trong Bảng 4.

Thông số dung dịch khoan theo yêu cầu thiết kế giếng khoan ở đoạn chiều sâu từ 2.654 – 4.079m cho giếng khoan 12H (Bảng 4).

3.4.4. Điều chế và xử lý dung dịch khoan thành hệ Miocene dưới và Oligocene trên

5. Hệ dung dịch khoan ức chế “KCl-Protex Sta” được điều chế tại giàn khoan theo đơn pha chế có các thành phần và nồng độ như Bảng 5.

Sau khi phá cốc xi măng, phải bỏ dung dịch khoan cũ và thay thế hoàn toàn bằng dung dịch khoan mới được điều chế (“KCl-Protex Sta”) theo các thành phần và hàm lượng như Bảng 5.

Để cho các hóa phẩm tan hoàn toàn và phân tán đều trong dung dịch, sau khi cho các hóa phẩm vào bể chứa, cần trộn thêm ít nhất khoảng 2 giờ, sau đó mới bơm vào hệ thống tuần hoàn dung dịch khoan.

1. Quy trình xử lý, điều chỉnh thông số dung dịch trong quá trình khoan

Trong quá trình khoan, để đảm bảo thể tích dung dịch đã mất ở hệ thống làm sạch và lấp đầy trong đoạn khoan mới nhằm đạt được các thông số dung dịch phù hợp với yêu cầu thiết kế cần phải điều chế hệ dung dịch khoan ức chế “KCl-Protex Sta” mới theo đơn pha chế

Bảng 5. Thành phần và hàm lượng pha chế của hệ dung dịch “KCl-Protex Sta”

(Bảng 5), sau đó dung dịch mới được bổ sung vào dung dịch tuần hoàn. Tùy vào thông số dung dịch tuần hoàn, cần bổ sung các hóa phẩm để duy trì tuần hoàn lượng cần thiết trong dung dịch, đảm bảo các thông số như thiết kế.

4. Đánh giá kết quả thử nghiệm công nghiệp hệ dung dịch khoan ức chế “KCl-Protex Sta” tại Vietsovpetro

Nghiên cứu chọn đơn pha chế hệ dung dịch khoan ức chế mới “KCl-Protex Sta” và các kết quả áp dụng thử nghiệm công nghiệp thu nhận được của hệ tại 2 giếng khoan ở Vietsovpetro đã khẳng định ý nghĩa thực tiễn của hệ mới. Thực tế thi công các giếng khoan 12H và 488 khi khoan đoạn thuộc địa tầng Miocene dưới và Oligocene trên có đặc điểm địa chất rất phức tạp do sự có mặt của tập sét dày hoạt tính, dễ trương nở và sập sụt khi mở giếng, cho thấy:

• Hệ dung dịch khoan ức chế “KCl-Protex Sta” đã đáp ứng đầy đủ các yêu cầu kỹ thuật thiết kế thi công giếng khoan.

• Không xảy ra hiện tượng bó choòng, bám dính sét trên choòng và bộ khoan cụ khi kéo lên từ lòng giếng.

26       DẦU KHÍ – SỐ 4/2019

PETROVIETNAM

Hình 1. Giá thành dung dịch khoan

• Các thông số dung dịch khá ổn định trong quá trình khoan (Bảng 4), hầu hết các thông số dung dịch đều nằm trong giới hạn cho phép của yêu cầu thiết kế giếng khoan. Ngoại trừ một số thông số khác như độ nhớt dẻo – PV, độ nhớt động – YP, hàm lượng pha keo MBT và moment quay có giá trị cao hơn so với giới hạn thiết kế nhưng không quá khác xa so với yêu cầu thiết kế thi công giếng khoan trong khoảng khoan từ 3.400

• 079m.

• Trong quá trình khoan, hệ dung dịch khoan ức chế “KCl-Protex Sta” không gây ảnh hưởng xấu đến các chi tiết cao su của máy bơm và bộ khoan cụ.

Bảng 7. Thông số dung dịch khoan thi công giếng khoan 488

DẦU KHÍ – SỐ 4/2019    27

THĂM DÒ – KHAI THÁC DẦU KHÍ

dụng hệ dung dịch khoan ức chế truyền thống phèn nhôm kali. Hệ dung dịch này cho đến thời điểm hiện tại chủ yếu được sử dụng để thi công các giếng khoan ở giàn cố định RP-2 phù hợp với hệ thống thiết bị cũ với tốc độ khoan thấp.

Để đảm bảo an toàn tối đa, giảm thiểu tình huống phức tạp và sự cố trong quá trình khoan, phù hợp với giải pháp công nghệ khoan mới có tốc độ khoan cao, khi thi công giếng khoan 488, hóa phẩm Protex Sta cùng với muối KCl hàm lượng thấp đã được Vietsovpetro đưa vào sử dụng, bổ sung cho hệ dung dịch khoan ức chế phèn nhôm kali nhằm làm tăng khả năng ức chế sét của hệ này.

Các nghiên cứu tính tương thích của hóa phẩm Protex Sta và muối KCl với các thành phần của hệ dung dịch ức chế phèn nhôm kali đã được tiến hành trong các phòng thí nghiệm của NIPI, DPEC và Ban Dung dịch khoan Xí nghiệp Khoan và Sửa giếng. Các kết quả nghiên cứu cho thấy khả năng ức chế của hệ dung dịch khoan ức chế gồm phèn nhôm kali kết hợp với hóa phẩm Protex Sta và muối KCl hàm lượng thấp đã tăng lên đáng kể so với chỉ hệ ức chế phèn nhôm kali. Điều này đã được khẳng định trong quá trình khoan giếng, các thông số dung dịch thu nhận được tại hiện trường thường xuyên đảm bảo phù hợp với yêu cầu thiết kế thi công giếng khoan (Bảng 7).

Bảng 8. Giá thành chi phí của các hệ dung dịch khoan

Trong thời gian thi công đoạn khoan từ chiều sâu 2.214 – 3.170m của giếng khoan 488, mức tiêu hao hóa phẩm dung dịch khoan thấp hơn rất nhiều so với một số giếng khoan khác cùng điều kiện thi công. Chi phí giá thành dung dịch khoan trên m khoan và trên m3 dung dịch điều chế có so sánh với các giếng khoan lân cận do các công ty quốc tế đảm nhận (Bảng 8).

Qua các số liệu tiêu hao hóa phẩm trong quá trình khoan cho thấy khi sử dụng bổ sung hóa phẩm Protex Sta và muối KCl hàm lượng thấp (40kg/m3) trong hệ ức chế truyền thống phèn nhôm kali đã làm giảm đáng kể sử dụng hợp chất Ferrochrome lignosulphonate-FCL có tính độc hại cao và thành phần ức chế phèn nhôm kali. Tiêu hao hóa phẩm FCL là 9kg/m3 và AKK là 3,8kg/m3 trong hệ dung dịch hỗn hợp “KCl Protex Sta”. Trong khi đó, trong hệ dung dịch khoan ức chế phèn nhôm kali, mức tiêu hao hóa phẩm FCL là 30kg/m3 và AKK là 7 – 9kg/m3 dung dịch khoan (Bảng 9).

Trong quá trình thi công giếng khoan 488 tới chiều sâu thiết kế là 3.170m, các bước công việc như đo địa vật lý giếng khoan, chống ống và bơm trám xi măng giếng khoan đã được thực hiện bình thường đến chiều sâu 3.167m và đã không xảy ra các phức tạp và sự cố giếng khoan.

5.2. Sử dụng Protex Sta trong hệ dung dịch khoan ức chế phèn nhôm kali để khoan các giếng khoan 122B và giếng khoan 1903 qua địa tầng Oligocene trên có dị thường áp suất cao (tới tỷ trọng 1,8 g/cm3)

Sau khi được đưa vào sử dụng bổ sung cho hệ dung dịch ức chế phèn nhôm kali, nhận thấy hệ dung dịch khoan ức chế phèn nhôm kali kết hợp với hóa phẩm Protex Sta và muối KCl hàm lượng thấp đã làm tăng đáng kể khả năng ức chế của dung dịch khoan, đảm bảo ổn định các thông số kỹ thuật công nghệ trong quá trình khoan, hóa phẩm Protex Sta còn được tiếp tục đưa vào sử dụng để khoan giếng khoan 122B có dị thường áp suất rất lớn, yêu cầu tỷ trọng dung dịch rất cao lên tới 1,77g/cm3 và thường xuyên xảy ra biểu hiện mất dung dịch. Mặc dù vậy, nhờ sự kết hợp hóa phẩm Protex Sta với hệ dung dịch đang sử dụng thi công giếng khoan đã đạt tới chiều sâu thiết kế và không xảy ra bất kỳ phức tạp và sự cố nào.

28       DẦU KHÍ – SỐ 4/2019

PETROVIETNAM

Tại giếng khoan 1903, hóa phẩm Protex Sta cũng được đưa vào sử dụng hỗ trợ tăng khả năng ức chế trong điều kiện thiếu muối KCl do không kịp thời cung ứng. Tuy nhiên, việc thay thế muối KCl bằng hóa phẩm Protex đã tương thích với hệ dung dịch khoan đang sử dụng, góp phần tăng khả năng ức chế, đảm bảo an toàn tối đa cho thi công đến chiều sâu thiết kế và thuận lợi cho các bước đo địa vật lý giếng khoan sau khi khoan giếng.

6. Kết luận và đề xuất

Trên cơ sở phân tích, đánh giá và kết quả áp dụng thử nghiệm công nghiệp hệ dung dịch khoan ức chế mới “KCl-Protex Sta” và hóa phẩm Protex Sta cùng với muối KCl có hàm lượng thấp (30 – 40kg/m3) trong hệ dung dịch ức chế truyền thống phèn nhôm kali, có thể rút ra kết luận sau:

• Nhờ có khả năng ức chế sét hiệu quả và các thông số kỹ thuật – công nghệ của hệ hoàn toàn đáp ứng các yêu cầu thiết kế thi công giếng khoan, nên hệ dung dịch khoan ức chế “KCl-Protex Sta” đã được áp dụng thử nghiệm rất thành công khi khoan giếng khoan 12H, đảm bảo an toàn cho thi công và các công việc phụ trợ sau khi khoan như đo địa vật lý giếng khoan… đến chiều sâu thiết kế, góp phần tăng tốc độ khoan, giảm đáng kể giá thành chi phí dung dịch khoan trên 1m khoan và cho giếng khoan.

• Hóa phẩm Protex Sta được sử dụng rất hiệu quả khi kết hợp với các thành phần của hệ dung dịch ức chế phèn nhôm kali và hệ dung dịch KGAC, sự có mặt của hóa phẩm ức chế Protex Sta trong các hệ dung dịch trên đã làm tăng đáng kể hiệu quả ức chế sét, đáp ứng kịp thời tiến độ thi công các giếng khoan trong điều kiện thiếu các hóa phẩm ức chế khác (như muối KCl và PAG).

• Áp dụng hệ dung dịch khoan ức chế “Protex Sta” và hóa phẩm Protex Sta trong các hệ dung dịch ức chế “phèn nhôm kali” và “KGAC” góp phần tăng tính thân thiện với môi trường nhờ giảm thiểu sử dụng hợp chất Ferrochrome Lignosulfonate (FCL) có tính độc hại cao.

Trên cơ sở đó, nhóm tác giả đề xuất đưa vào áp dụng đại trà hệ dung dịch ức chế mới “KCl-Protex Sta” để thi công các giếng khoan qua các hệ tầng sét Miocene dưới và Oligocene trên tại các mỏ thuộc Vietsovpetro. Có thể cho phép sử dụng đơn lẻ hóa phẩm ức chế Protex Sta bổ sung vào các hệ dung dịch khoan ức chế “phèn nhôm kali” và “KGAC” góp phần nhằm làm tăng khả năng ức chế sét, đảm bảo an toàn tối đa cho thi công.

Tài liệu tham khảo

1. Đặng Của, Ngô Văn Tự, Bùi Việt Đức, Vũ Văn Hưng, Hoàng Hồng Lĩnh. Nghiên cứu, ứng dụng các hóa phẩm và hệ dung dịch ức chế mới cho khoan dầu khí. Tạp chí Dầu khí. 2012; 2: trang 28 – 34.

2. K.Trosin, K.V.Kliogiev, Đặng Hữu Quý, Vũ Văn Hưng, Lê Văn Tú, Đào Viết Văn, Thái Dương Hệ. Áp dụng thử nghiệm công nghiệp hệ dung dịch khoan mới KCL-PROTEX STA. Công ty DPEC-VT-2016.

3. Nguyễn Tấn Trường, Phạm Văn Quý, Nguyễn Xuân Quang, R.V. Kapapetov. Chương trình thử nghiệm công nghiệp hệ dung dịch KCL-PROTEX STA khi khoan giếng khoan GK-488-BK-3 giàn Cửu Long. 2017.

4. Vũ Văn Hưng. Báo cáo tổng kết “Kết quả thử nghiệm công nghiệp hệ dung dịch khoan KCL-PROTEX STA tại Vietsovpetro”.

RESEARCH AND FIELD-TRIAL OF “KCL-PROTEX STA” DRILLING MUD SYSTEM AND USING PROTEX STA IN COMBINATION WITH CFL-AKK-KCL-PAG, KGAC DRILLING MUD SYSTEMS TO IMPROVE WELL DRILLING EFFICIENCY

Bui Viet Duc1, Ngo Van Tu1, Bui Trong Khai1, Dang Cua1, Bui Viet Phuong1, Vu Van Hung2

Hoang Hong Linh2, Bui Van Thom2, Nguyen Xuan Thao3

1DPEC Drilling – Production Technology and Environment Co., Ltd.

2Vietsovpetro Joint Venture

3Viet Nam Drilling – Production Technology Association

Email: [email protected]

Summary

To satisfy the technical requirements for well drilling, Protex Sta drilling mud system has been studied and put into field-trial at Vietsovpetro. At the same time, Protex Sta product has also been applied in combination with CFL-AKK-KCL-PAG, KGAC drilling mud systems which are currently used at Vietsovpetro to increase the inhibition capability of muds, improve the efficiency of well drilling at reasonable costs and ensure ecological environment safety.

Key words: Inhibiting mud system, Protex Sta, potassium alum, KGAC, PDC drill bit.

DẦU KHÍ – SỐ 4/2019    29

Tải xuống tài liệu học tập PDF miễn phí