Các phương pháp ngăn ngừa lắng đọng sáp

CÁC PHƯƠNG PHÁP NGĂN NGỪA LẮNG ĐỌNG SÁP (IDT) - Ngăn ngừa tích tụ sáp có thể đạt được bằng cách giữ các sáp rắn ở trạng thái tan trong dòng dầu khai thác hoặc hạn chế tối đa quá trình bám dính, tạo vật thể có kích thước lớn hơn của các hạt sáp rắn trên bề mặt thiết bị. Theo Matlach và Newberry: “Nếu hàm lượng sáp trong dầu thô chiếm một lượng từ thấp đến mức độ trung bình (0-10%) thì việc xử lý được thực hiện định kỳ theo các phương pháp thông dụng khi cần. Nếu hàm lượng sáp vượt quá 10%, theo kinh nghiệm loại dầu này gây tích tụ và sự cố dòng chảy nghiêm trọng, thì buộc lòng phải xử lý thường xuyên để đảm bảo cho quá trình khai thác được diễn ra liên tục.

Tồn tại nhiều phương pháp khác nhau trong kiểm soát tích tụ sáp. Nói chung, các phương pháp này có thể được phân loại thành 3 nhóm phương pháp cơ bản nêu sau đây:

- Phương pháp cơ học;

- Phương pháp nhiệt;

- Phương pháp hóa học.


1 Phương pháp cơ học


Có một vài phương pháp cơ bản để loại bỏ cặn sáp từ đường ống khai thác và đường ống dẫn. Các thiết bị nạo vét, điều khiển bằng cần, cáp tời, áp lực dòng chảy, các nút hoà tan và không hoà tan là các dụng cụ thông thường được sử dụng trong phương pháp cơ học để làm sạch cặn sáp.


Thiết bị nạo vét bằng cần là dụng cụ cắt mà được gắn với cần ống bơm trong giếng sử dụng bơm piston. Thiết bị này dùng để cắt bỏ những sáp tích tụ từ bên trong đường ống khai thác bởi sự chuyển động qua lại của piston. Qúa trình nạo vét này sẽ làm sáp rắn rơi vào trong dòng sản phẩm trong ống khai thác và được sản phẩm mang lên trên bề mặt.


Theo Allen và Robert, một thiết bị nạo vét khác điều khiển bằng dây cáp là một một công cụ được sử dụng phổ biến để nạo vét sáp trong các giếng tự phun và giếng gaslift. Dụng cụ này được gắn vào một thiết bị điều khiển bằng dây cáp, được dẫn động và điều khiển bằng tay hoặc tự động theo thời gian định trước.


Các loại nút hoà tan và không hòa tan được sử dụng chủ yếu để tách loại cặn sáp trong các đường ống dẫn. Các nút hoà tan là các ống rỗng ngắn, ở dạng rắn được làm từ các vi tinh thể sáp hoặc naphtalene. Trong khi đó, các nút không hoà tan thường là cao su cứng hoặc các khối cầu bằng nhựa có gờ sắc nhọn. Một trong những ưu điểm của các nút hoà tan là chúng có khuynh hướng hoà tan trong dầu thô sau quá trình xử lý sáp. Do vậy, việc thu hồi các nút nạo sáp này là không cần thiết. Việc bơm các nút hoà tan hoặc không hoà tan từ một đầu của đường ồng dẫn và cung cấp áp lực của dòng chất lỏng phía sau của các nút này, đẩy chúng dọc theo các đường ống dẫn để thực hiện loại bỏ cặn sáp.


2. Phương pháp nhiệt


Xử lý sáp áp dụng các phương pháp nhiệt bao gồm cung cấp thêm nhiệt cho hệ thống từ bên ngoài hệ và giảm mất mát nhiệt ra ngoài môi trường xung quanh. Việc lắp đặt thiết bị đun nóng bằng điện tại đáy giếng để làm nóng dầu thô ở gần vùng vỉa chứa (Hình 3.1) là một trong số các phương pháp xử lý nhiệt. Tuy nhiên, phương pháp này bị hạn chế vì chi phí cao và chỉ thực hiện được ở nơi có sẵn nguồn điện. Trên hệ thống đường ỗng dẫn dầu, thất thoát nhiệt từ dòng dầu khai thác có thể giảm thiểu bằng cách bảo ôn tốt đường ống dẫn, hoặc duy trì áp suất cao trong đường ống nhằm ngăn cản quá trình tách pha của các hydrocacbon có nhiệt độ bay hơi thấp.


Cũng trong tài liệu này, sự tuần hoàn của dòng dầu nóng hoặc nước nóng ở trong giếng khoan là một phương pháp nhiệt phổ biến để tách loại sáp. Dòng dầu nóng hoặc nước nóng sẽ được bơm xuống theo ống chống và đi lên theo ống khai thác để làm nóng chảy hoặc tăng độ hòa tan của các cặn sáp trong dòng dầu khai thác, và các sáp đã tích tụ trên thành ống và trên bề mặt của vỉa chứa .

Sử dụng hơi nóng cũng đã được báo cáo tại một số nơi để làm tan chảy sáp và asphaltene trong ống khai thác, ống chống và các đường ống dẫn. Tuy nhiên, sau khi áp dụng phương pháp nhiệt này việc duy trì nhiệt độ của dòng dầu thô cao hơn nhiệt độ xuất hiện các tinh thể sáp là cần thiết để ngăn chặn sự có mặt của cặn.


Sự phát triển của phương pháp xử lý nhiệt bằng quá trình sinh nhiệt và khí nitơ đã đưa ra một phương án thay thế cho các phương pháp xử lý bằng nước nóng và dầu nóng. Phương pháp sinh nhiệt và khí nitơ yêu cầu một hỗn hợp có chứa nước của của dung dịch natri nitrat (NaNO2) với một dung dịch amoni clorit (NH4Cl). Hỗn hợp chứa nước của 2 dung dịch này được tạo thành trên mặt đất. Phản ứng giữa 2 dung dịch sinh ra khí nitơ, nhiệt, và các sản phẩm phụ không có hại (nước, muối natri clorit).


Mặc dù phản ứng hoá học giữa hai dung dịch bắt đầu trên mặt đất, tốc độ của phản ứng được điều khiển bằng cách thêm vào một lượng được tính toán trước của dung dịch metanol, axit axetic và được bơm bằng bơm có thể điều khiển tốc độ để đạt được lượng nhiệt sinh tối đa và ở độ sâu xác định trong lòng giếng. Lượng nhiệt tổn thất cũng được khống chế nhỏ nhất bằng việc điều khiển tốc độ phản ứng, đó là một trong những bất lợi chính của các phương pháp xử lý bằng nước nóng và dầu nóng. Khối nhiệt và khí nitơ sinh ra được tính toán để đạt được nhiệt độ tối đa là 4620F (~ 2390C).


McSpadden et al81 bắt đầu xử lý sáp bằng hệ sinh nhiệt và khí nitơ sau một thời gian dài xử lý bằng dầu nóng hoặc các dung môi hoá học trong xử lý giếng khoan. Mặc dù có thể bơm hỗn hợp có chứa nước của chúng vào giếng qua ống khai thác hoặc ống chống, nhưng tốt hơn là bơm hỗn hợp này thông qua ống khai thác để dự đoán được chính xác hơn lượng nhiệt mất mát và lượng nhiệt sinh tối đa. Ngoài ra, hỗn hợp này được đề nghị bơm vào khoảng không vành xuyến để tránh cần hút. Quá trình xử lý dùng hệ sinh nhiệt và khí nitơ như sau:


· Bơm dung dịch rửa giếng xylen với lượng là 50 gallon/foot chiều sâu (tương đương 0,621m3/m chiều sâu).

· Bơm hỗn hợp dung dịch NaNO2 và NH4Cl vào ống khai thác.

· Đóng giếng trong 24h để đưa lượng nhiệt của sản phẩm phản ứng tác động đến các vùng sáp gần bề mặt vỉa khai thác.


Theo tài liệu Kirspel et al 80, việc xử lý dùng hệ sinh nhiệt và khí nitơ được áp dụng cho giếng B từ tháng 9 năm 1985. Đã tiến hành xử lý 4 lần cho giếng này (biểu đồ hình 3.3) trong khoảng thời gian 10 tháng. Collesi et al82 đã tiến hành sau khi xử lý thành công các giếng nhiễm bẩn sáp bằng hệ sinh nhiệt và khí nitơ, việc áp dụng phương pháp này được mở rộng để xử lý các đường ống dẫn (flow-line). Hỗn hợp xử lý bao gồm 50% dung dịch với nước của NaNO2 và NH4Cl, 43% xylen, 5% chất phân tán và 2% chất nhũ hoá. Các giếng nối với đường ống dẫn được đóng lại và dung dịch xử lý được bơm qua ống dẫn để loại bỏ sáp, được ứng dụng trong vùng khai thác dầu Main Pass. Chức năng của chất nhũ hoá là để tạo ra một hệ nhũ, bao gồm dung dịch có chứa nước (NaNO2 và NH4Cl) và chất dung môi (xylen), làm tăng khả năng hoà tan sáp của dung môi do hệ sinh nhiệt.


3. Phương pháp hóa học


Các hoá phẩm được sử dụng để khống chế cặn sáp bằng quá cách hoà tan sáp đã tích tụ, ức chế sự phát triển của các tinh thể sáp và khả năng bám dính của chúng lên thành ống khai thác và các đường ống dẫn. Các hóa chất để xử lý sáp cho giếng khai thác dầu bao gồm các hóa chất cơ bản sau đây:

· Các dung môi;

· Các chất phân tán;

· Các chất tẩy rửa;

· Các chất biến tính tinh thể sáp.


Các dung môi được sử dụng để hòa tan các loại cặn chứa sáp và có hàm lượng chất thơm cao. Các dung môi như là condensat, phân đoạn xăng nhẹ, dầu hoả, dầu diesel, butan, pentan, xylene, toluene, benzene, cacbontetraclorit (CCl4) và cacbondisulfit(CS2) được sử dụng để xử lý lắng cặn sáp.


Kerosen, diesel, dầu, và các condensat có hàm lượng thơm thấp thì không có khả năng hoà tan asphaltene. Tuy nhiên condensat với hàm lượng thơm cao, xylene và toluen lại có khả năng hoà tan rất tốt asphaltene. Dung môi để xử lý kỹ thuật phải đảm bảo cả khả năng thấm của chúng vào trong cặn và cả khả năng hoà tan lại cặn sáp trong dầu.


Theo Santos38, dung môi xử lý được áp dụng cho một trong những giếng bị nhiễm bẩn sáp (AG-50) ở Renconcavo Bainano Basin, Đông Bắc Brazil. Sản lượng dầu thô tính theo tháng của giếng (AG-50) trước khi xử lý, sau lần xử lý thứ nhất, và lần thứ hai được đưa ra trong hình 5.9. Giếng này được xử lý 2 lần bằng phương pháp dung môi hoá học trong vòng 4 tháng. Đầu tiên, giếng được đóng lại 4 ngày sau khi dung môi hoá học naphtha được bơm vào trong khoảng không hình xuyến. Sau bước xử lý đó, dầu diesel được bơm vào khoảng không vành xuyến và giếng được đóng lại trong 10 ngày để ngâm thân giếng vùng gần vỉa với dầu diesel đã bơm vào. Santos38 cho rằng thời gian ngâm của dung môi trong bước xử lý hoá học là yếu tố quan trọng để hoà tan và loại bỏ lắng cặn sáp.


Các chất phân tán là các hợp chất hoá học có khả năng giữ các hạt sáp rắn ở trạng thái phân tán khi chúng kết tinh ở trong các sản phẩm dầu thô. Các chất phân tán trung hoà lực hút giữa các phân tử sáp với nhau và lực hút giữa các phân tử sáp với thành đường ống khai thác, các đường ống vận chuyển và bề mặt thiết bị. Hiện tượng như vậy ngăn ngừa các tinh thể sáp từ từ trạng thái đơn lẻ và hình thành các lớp trên các bề mặt đường ống. Việc xử lý sáp, sử dụng các chất phân tán bao gồm việc bơm hỗn hợp của chất phân tán và nước/dung môi hoá học xuống khoảng không vành xuyến của thân giếng. Hỗn hợp chất phân tán được đẩy ra ngoài theo dòng sản phẩm.


Trước khi xử lý: từ - 48 đến 0 tháng; sau xử lý lần 1: từ 0 đến 4 tháng; sau xử lý lần 2: từ 4 đến 24 tháng.


Các chất tẩy rửa là các hợp chất hoạt động bề mặt có xu hướng thấm ướt các tinh thể sáp, ống khai thác, và các đường ống dẫn trong sự có mặt của nước. Quá trình thấm ướt như vậy sẽ trung hoà lực kết dính giữa các tinh thể và lực hút giữa các tinh thể sáp với đường ống khai thác, và các đường ống dẫn. Các chất tẩy rửa sẽ giúp cho việc phá vỡ các cặn sáp và ngăn ngừa các hạt sáp phân tán và tích tụ dọc theo đường ống khai thác và các ống dẫn.


Các chất biến tính các tinh thể sáp thường là các chất polymer như polyetylene hoặc một số polymer mạch nhánh có khả năng ức chế hoặc xen cài trong quá trình phát triển của tinh thể để ngăn cản sự lớn lên của chúng. Các chất làm biến tính tinh thể sáp này sẽ kết hợp với các phân tử sáp và xen kẽ vào trong tinh thể sáp. Theo Woo, “Chất biến tính tinh thể thường là các chất polymer có khả năng ngăn ngừa lắng đọng sáp thông qua việc phá vỡ sự mầm kết tinh, đồng kết tinh hoặc thay đổi cấu trúc tinh thể. Chúng cũng có thể hấp phụ lên các tinh thể sáp để ngăn cản sự kết tụ hoặc lắng đọng”.


Theo Holloway, “Thực tế đã cho thấy rằng việc áp dụng các chất hoạt động bề mặt hoặc các chất tẩy rửa là cực kỳ hiệu quả trong việc loại bỏ lắng cặn sáp, và khi sử dụng các hoá chất phân tán và và các chất biến tính tinh thể rất có hiệu quả trong việc ngăn cản sự hình thành cặn”. Ngoài ra, Newberry và Backer đã khuyến cáo rằng sử dụng chất phân tán và chất tẩy rửa cặn trước tiên để kích thích giếng cũng như việc sử dụng axit hoặc việc nứt vỉa trong quá trình loại bỏ cặn sáp bên trong lòng giếng.


Năm 1985, một phương pháp xử lý ép (sqeeze treatment) mới được tiến hành thử tại 2 giếng sản xuất dầu ở Tây Texas. Theo Hayne và Lenderman83, “Mục đích là để đưa chất ức chế sáp ở dạng rắn, chậm hoà tan vào vỉa. Chất ức chế sáp được ép vào vỉa ở dạng lỏng và dẫn đến lắng đọng bằng một chất kích hoạt”.


Trước khi được xử lý bằng phương pháp xử lý ép, hai giếng này đang được xử lý bằng dầu nóng từ 3-4 lần/năm. Quá trình dần dần được cho phép để thực hiện xử lý ép ở một trong số các giếng ở Tây Texas theo các bước sau:

— Bơm và tuần hoàn dầu nóng kèm theo một thùng chất phân tán sáp xuống khoảng không vành xuyến và tuần hoàn lên theo ống khai thác để rửa thân giếng trước khi xử lý ép.

— Bơm 10 barrel dầu thô xuống khoảng không hình xuyến, pha với 6 thùng chất kích hoạt.

— Bơm 10 barrel nước vào trong khoảng không vành xuyến để ngăn cách chất kích hoạt với chất ức chế.

— Bơm một hỗn hợp bao gồm 6 thùng chất ức chế sáp với 60 barrel dầu thô vào khoảng không vành xuyến.

— Bơm mạnh 270 barrel nước vào khoảng không vành xuyến để đẩy các chất lỏng đã bơm vào vỉa trước đó.

— Đóng giếng trong vòng 24h


Theo King và Cotney14, “Các nguyên liệu condensat riêng lẻ có thể được phối trộn và tinh lọc để sản xuất các dung môi tự nhiên phù hợp với vỉa và tầng chứa”. Các dung môi tự nhiên cũng được sử dụng kết hợp với dầu nóng theo tỷ lệ bằng 10% lượng dầu nóng để xử lý. Sự kết hợp như vậy cho phép dầu nóng hoà tan các cấu tử sáp có khối lượng phân tử thấp và các dung môi để hoà tan các cấu tử sáp có khối lượng phân tử cao. Khi dùng condensat để xử lý sáp, Cotney14 đề nghị bơm dung môi tự nhiên với tỷ lệ bằng 5-10% lượng condensat đã bơm vào trước đó để xử lý.


4. Các phương pháp xử lý khác

Phương pháp xử lý sinh học sử dụng các vi sinh vật (vi khuẩn) cũng là một trong những phương pháp để khống chế các vấn đề về tích tụ sáp.85-89 Các vi sinh vật này là các sinh vật tồn tại tự nhiên trong nước biển được trung hoà về điện, chúng đòi hỏi nước để duy trì sự sống và có khả năng chuyển hoá các hydrocarbon thông qua bề mặt tiếp xúc giữa nước và dầu. Thêm vào đó, các vi sinh vật này đòi hỏi xúc tác sinh học và dưỡng chất vô cơ để cung cấp cho vi khuẩn phát triển và làm tăng các phản ứng chuyển hoá lắng cặn sáp. Năm 1991, việc xử lý bằng phương pháp sinh học đã được áp dụng trên 91 giếng có các vấn đề về tích tụ sáp ở Oklahoma. Một trong các giếng được đặt ở County Canadian, Oklahoma. Trước đây, giếng này được xử lý bằng dung môi hoà tan và chất phân tán sáp để khống chế lắng cặn sáp. Bên cạnh đó, giếng này cũng được xử lý bằng dầu nóng 4 lần mỗi năm. Pelger88 đề nghị dùng phương pháp xử lý sinh học cho giếng này. Giếng được xử lý hỗn hợp bằng các sản phẩm sinh học và đóng giếng trong 24h. Sản lượng khai thác dầu thô trung bình tăng 36,5 barrel mỗi tháng. Sản lượng khai thác dầu thô trung bình của 91 giếng tăng 2664 barrel mỗi tháng. Phương pháp xử lý sinh học làm giảm giá thành xử lý sáp chỉ bằng khoảng 18,1% so với các phương pháp xử lý loại bỏ sáp bằng hoá học, giảm lượng dầu nóng tuần hoàn, giảm tần suất nạo vét sáp cơ học của các giếng trong vùng này.


Một thử nghiệm khác cũng được tiến hành ở 5 giếng với các vấn đề về lắng đọng sáp tại Austin Chalk Formation ở Đông Texas. Trước đây, các giếng này được xử lý bằng dầu nóng thông thường là 2 lần/tuần. Mỗi giếng này được xử lý hỗn hợp bằng cách pha trộn 1pound vi khuẩn xử lý sáp và 12 gallon chất xúc tác sinh học với nước. Bơm hỗn hợp này vào khoảng không vành xuyến, và bơm mạnh 3 barrel nước biển. Đóng giếng trong vòng 24h để cho phép các sản phẩm sinh học phản ứng với lắng cặn sáp ở thân giếng. Tần suất xử lý sinh học ở 5 giếng này là 1 đến 2 lần mỗi tháng. Santamaria và George89 kết luận rằng phương pháp xử lý sinh học bị hạn chế vì nó tạo ra nước và nhiệt độ đáy giếng phải thấp hơn 2100F (~990C).


Năm 1990, ống khai thác cách ly chân không được lắp đặt ở một trong các giếng ở vùng khai thác dầu Norman, đặt tại Tây-Bắc Canada.76Vùng này có 167 giếng đang khai thác, trong đó có 52 giếng khai thác bằng bơm cần hút (rod-pumping), các giếng còn lại được khai thác theo phương pháp gaslift. Các đường ống cách ly chân không được cấu tạo bởi hai ống có đường kính khác nhau (kiểu ống lồng ống), được hàn lại ở cả hai đầu. Phần vành xuyến giữa hai ống được hút chân không. Mục đích của việc tạo chân không ở khoảng không vành xuyến trong ống là để giảm tối đa lượng nhiệt mất mát tới các vùng, không gian xung quanh ống (ống chống, xi măng, và vỉa). Trước khi lắp đặt ống cách ly chân không, sáp được loại bỏ bằng các dụng cụ điều khiển bằng dây cáp để tách nạo sáp. Tần suất xử lý sáp trước đó là 3 ngày 1 lần. Sau khi lắp đặt ống cách ly chân không, tần suất xử lý nạo vét bằng dây cáp nói trên giảm xuống còn 1 lần mỗi tháng.


Sự nhũ tương hoá dung dịch trong trong giếng khoan cũng là một trong những phương pháp để giảm lắng cặn sáp bởi sự hình thành một hệ nhũ tương dầu trong nước từ dung dịch khai thác trong giếng và nước, hệ này thấm ướt lên bề mặt thép tạo thành một màng mỏng để ngăn chặn sự bám dính của sáp rắn lên bề mặt đường ống.84 Việc áp dụng phương pháp này phụ thuộc vào nước vỉa và tỷ lệ dầu-khí (GOR) của giếng khai thác. Phương pháp này đòi hỏi lượng nước vỉa chiếm trên 35% trong giếng đang khai thác để cung cấp đủ nước cho việc hình thành một hệ nhũ tương dầu-nước và màng nước bảo vệ. Bên cạnh đó, tỷ lệ khai thác GOR dưới 1000 đơn vị ft3 (feet khối) khí/mỗi barrel dầu được đòi hỏi để khử chế độ chảy rối khí trong đường ống. Tốc độ dòng khí cao sẽ ngăn cản sự hình thành hệ nhũ tương dầu-nước và màng nước. Dưới đây đưa ra thứ tự các bước cho phép để xử lý 6 giếng dùng phương pháp nhũ tương:

— Bơm 300 barrel dầu nóng xuống khoảng không vành xuyến và tuần hoàn ngược lên đường ống để làm sạch các cặn sáp rắn có sẵn trong giếng.

— Bơm 100 barrel hỗn hợp của chất tẩy rửa 2%(theo thể tích) với nước nóng (2250F ~ 1070C) vào trong khoảng không vành xuyến để phủ lên các bề mặt bên trong giếng.

— Bơm 2% (theo thể tích) dung dịch nước xuống khoảng không vành xuyến liên tục trong 7 tuần.


Trong suốt thời gian 7 tuần xử lý, không dùng đến dầu nóng ở 4 trong số 6 giếng xử lý. Trung bình, lượng dầu nóng hàng tháng cần xử lý cho 6 giếng này giảm 44%.


Năm 1974, một hỗn hợp hoá chất phân tán trong nước (dung dịch gốc nước) được sử dụng để xử lý sáp ở một trong những giếng đặt tại Trenton Formation.17 Trước khi xử lý bằng hoá chất gốc nước, giếng này được xử lý bằng dầu nóng để loại bỏ lắng đọng sáp. Sau khi xử lý bằng hoá chất, sản lượng dầu khai thác tăng lên khoảng 25%. Hơn nữa, giếng được bảo dưỡng đã tăng sản lượng khai thác của nó trong vòng 6 tháng và không phải dùng đến dầu nóng trong giếng đó trong suốt thời gian trên. Phương pháp xử lý hoá học gốc nước đòi hỏi phải bơm 20 barrel nước ấm với 20 gallon hoá phẩm A vào trong giếng. Hỗn hợp hoá chất được bơm vào khoảng không hình xuyến và tuần hoàn ngược lên bề mặt đường ống khai thác. Phương pháp xử lý hoá học được áp dụng 2 tuần 1 lần ở giếng này.


Kết luận

1) Trong số các thành phần phức tạp cấu tạo nên dầu mỏ, sự có mặt của sáp – parafin rắn là nguyên nhân sâu xa của việc hình thành tích tụ sáp.

2) Cơ chế hình thành sáp liên quan trực tiếp tới quá trình kết tinh của sáp và quá trình hình thành liên kết không gian giữa các tinh thể sáp. Asphalten, nhựa là những thành phần có ảnh hưởng mạnh tới quá trình hình thành và tích tụ sáp.

3) Để kiểm soát tích tụ sáp có thể dùng các phương pháp như cơ học, nhiệt học, hóa học và một số phương pháp khác mà bản chất của chúng đã được mô tả kỹ trong những phần liên quan của báo cáo.