nghiên cứu tổ hợp hệ thống hoạt động bề mặt gimini và các chất hoạt động bề mặt thông thường bền nhiệt để sử dụng trong tăng cường thu hồi dầu

SỞ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ THÀNH ĐOÀN CHƯƠNG TRÌNH VƯỜN ƯƠM SÁNG TẠO KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ TRẺ \[ * \[ BÁO CÁO TỔNG KẾT ĐỀ TÀI: NGHIÊN CỨU TỔ HỢP HỆ CHẤT HOẠT ĐỘNG BỀ MẶT MỚI CHỨA GIMI

SỞ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ THÀNH ĐOÀN

CHƯƠNG TRÌNH VƯỜN ƯƠM SÁNG TẠO KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ TRẺ

\[ * \[

BÁO CÁO TỔNG KẾT ĐỀ TÀI:

NGHIÊN CỨU TỔ HỢP HỆ CHẤT HOẠT ĐỘNG BỀ MẶT MỚI CHỨA

GIMINI BỀN NHIỆT SỬ DỤNG TRONG TĂNG CƯỜNG THU HỒI DẦU

Chủ nhiệm đề tài: TH.S LÊ KIM HÙNG

Cơ quan chủ trì: TRUNG TÂM PHÁT TRIỂN KHCN TRẺ

BÁO CÁO NGHIỆM THU

(Đã được chỉnh sửa theo góp ý của Hội đồng nghiệm thu ngày 16/3/2010)

NGHIÊN CỨU TỔ HỢP HỆ THỐNG CHẤT HOẠT ĐỘNG BỀ MẶT

GIMINI VÀ CÁC CHẤT HOẠT ĐỘNG BỀ MẶT THÔNG THƯỜNG BỀN

NHIỆT ĐỂ SỬ DỤNG TRONG TĂNG CƯỜNG THU HỒI DẦU

Cơ quan chủ trì: TRUNG TÂM PHÁT TRIỂN

MỤC LỤC

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT

DANH MỤC CÁC BẢNG

DANH MỤC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ

MỞ ĐẦU 1

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN 2

1.1 Tình hình khai thác dầu trong và ngoài nước 2

1.2 Các phương pháp khai thác dầu 5

1 3 Các phương pháp tăng cường thu hồi dầu 6

1.3.1 Phương pháp nhiệt 6

1.3.2 Phương pháp khí 8

1.3.3 Phương pháp hóa học 9

1.3.4 Phương pháp bơm ép chất hoạt tính bề mặt 10

1.4 Phân loại chất hoạt động bề mặt 11

1.5 Chất HĐBM dùng trong tăng cường thu hồi dầu 13

1.5.1 Các chất HĐBM alkyl sunphonat 14

1.5.2 Các chất HĐBM sunphonat dầu mỏ 14

1.5.3 Các chất HĐBM anpha olefin sunfonate (AOS) 15

1.5.4 Các chất HĐBM alkylbenzen ethoxylat sunphonat, alkylat ethoxylat sunphonat 16

1.5.5 Các chất HĐBM sunphonat este axit béo 16

1.5.6 Các chất HĐBM alcohol ethoxylat và propoxylat sunphat 17

1.5.7 Chất HĐBM Gimini 19

1.5.8 Chất trợ HĐBM ứng dụng trong thu hồi dầu 20

1.6 Cơ chế nâng cao HSTHD bằng bơm ép chất HĐBM 21

1.6.1 Gia tăng số mao dẫn Nc để đẩy dầu dư 22

1.6.2 Cải thiện tính dính ướt đối với nước của đá 23

1.7 Cải thiện độ nhớt của lưu chất bơm ép khi có mặt của chất trợ polyme 24

CHƯƠNG 2: THỰC NGHIỆM 28

2.1 Mục đích, cơ chế tác động và đối tượng nghiên cứu 28

2.1.1 Mục đích 28

2.1.2 Cơ chế tác động 28

2.1.3 Đối tượng nghiên cứu 28

2.2 Hóa chất và thiết bị 28

2.2.1 Hóa chất 28

2.2.2 Thiết bị 30

2.3 Các phương pháp thí nghiệm 31

2.3.1 Phương pháp xác định sức căng bề mặt liên diện giữa hai pha dầu - nước, nồng độ mixen tới hạn (CMC) 31

2.3.2 Phương pháp xác định khả năng tương hợp của hệ chất HĐBM với nước biển 32

2.3.3 Phương pháp xác định độ bền nhiệt của hệ dung dịch chất HĐBM tại nhiệt độ 91oC trong thời gian 31 ngày 32

2.3.4 Phương pháp tối ưu hóa thống kê nhằm xác định thành phần và nồng độ tối ưu của hệ chất HĐBM cho điều kiện của thân dầu móng 33

2.3.5 Phương pháp xác định tính dính ướt của bề mặt đá móng bằng cách đo góc tiếp xúc 33

2.4 Xác định mức độ hấp phụ chất HĐBM 34

CHƯƠNG 3: KẾT QUẢ VÀ BIỆN LUẬN 36

3.1 Khảo sát tính tương hợp và độ bền nhiệt của các đơn chất HĐBM 36

3.1.1 Xác định tính tương hợp của các đơn chất HĐBM với nước biển 36

3.1.2 Xác định CMC của các dung dịch chất HĐBM 36

3.1.3 Khả năng bền nhiệt và tương hợp của các chất HĐBM với nước biển37 3.1.4 Đánh giá độ bền nhiệt của các chất HĐBM 41

3.2 Khảo sát tính tương hợp và độ bền nhiệt của hỗn hợp chất HĐBM 42

3.2.1 Khảo sát tính tương hợp của hỗn hợp dung dịch các chất HĐBM 42

3.2.2 Khảo sát độ bền nhiệt của các dung dịch chất HĐBM 43

3.3 Tối ưu hóa hệ hỗn hợp chất HĐBM bằng cách sử dụng chương trình phần mềm statica 7 48

3.4 Đánh giá sự thủy phân của chất trợ HĐBM Ethylene glycol butyl ether (EGBE)53 3.5 Kết quả đo góc tiếp xúc giữa dung dịch chất HĐBM và dầu thô 56

3.6 Xác định mức độ hấp phụ của chất HĐBM và ảnh hưởng của chất trợ EGBE lên quá trình hấp phụ 58

3.7 Đánh giá khả năng cải thiện tính lưu biến của dung dịch chất HĐBM OM2 với sự tham gia của polyme AN125SH 62

3.8 Hướng ứng dụng công cụ mô hình hoá cho quá trình bơm ép chất HĐBM trên mô hình vỉa 65

KẾT LUẬN 70

MỘT SỐ KIẾN NGHỊ 71

TÀI LIỆU THAM KHẢO 72

DANH SÁCH NHỮNG NGƯỜI THỰC HIỆN

STT Họ và tên Học hàm học vị Cơ quan công tác Nhiệm vụ

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 1.1 Tính dính ướt của đá và góc tiếp xúc θ

Bảng 2.1 Thành phần lý-hoá của nước biển

Bảng 2.2 Tính chất lý-hóa cơ bản của dầu thô

Bảng 3.1 Khả năng tương hợp của các chất HĐBM trong nước biển

Bảng 3.2 Giá trị SCBM tại điểm CMC của các chất HĐBM

Bảng 3.3 Khả năng bền nhiệt và tương hợp của AS1 trong nước biển sau thời gian ủ

nhiệt 31 ngày tại nhiệt độ 91oC

Bảng 3.4 Khả năng bền nhiệt và tương hợp của AS2 trong nước biển sau thời gian ủ

nhiệt 31 ngày tại nhiệt độ 91oC

Bảng 3.5 Khả năng bền nhiệt và tương hợp của AS3 trong nước biển sau thời gian ủ

nhiệt 31 ngày tại nhiệt độ 91oC

Bảng 3.6: Khả năng bền nhiệt và tương hợp của AS4 trong nước biển sau thời gian ủ

nhiệt 31 ngày tại nhiệt độ 91oC

Bảng 3.7 Khả năng bền nhiệt và tương hợp của GS1 trong nước biển sau thời gian ủ

nhiệt 31 ngày tại nhiệt độ 91oC

Bảng 3.8 Khả năng bền nhiệt và tương hợp của NS1 trong nước biển sau thời gian ủ

nhiệt 31 ngày tại nhiệt độ 91oC

Bảng 3.9 Độ bền nhiệt của các chất HĐBM sau 1 tháng ủ nhiệt ở 91oC

Bảng 3.10 Khả năng bền nhiệt và tương hợp của hỗn hợp hai chất HĐBM trong nước

biển sau thời gian ủ 31 ngày tại nhiệt độ 91oC

Bảng 3.11.Sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/AS1 theo thời gian ủ nhiệt

Bảng 3.12.Sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/AS2 theo thời gian ủ nhiệt

Bảng 3.13.Sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/AS4 theo thời gian ủ nhiệt

Bảng 3.14 Sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/GS1 theo thời gian ủ nhiệt

Bảng 3.15 Sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/NS1 theo thời gian ủ nhiệt

Bảng 3.16 SCBMLD của hỗn hợp 3 chất HĐBM

Bảng 3.17 SCBMLD của các hỗn hợp 3 chất HĐBM

Bảng 3.18 Giá trị SCBMLD của các hệ hỗn hợp tối ưu ở nồng độ 1000 ppm

Bảng 3.19.Sự thủy phân của hệ chất HĐBM OM2 khi có hay không sự hiện diện của

chất trợ HĐBM EGBE

Bảng 3.20 Sự hấp phụ và thủy phân của dung dịch chất HĐBM có và không có EGBE Bảng 3.21 Thành phần các mẫu khảo sát

Bảng 3.22 Sự thay đổi độ nhớt và SCBM giữa hai pha dầu / dung dịch chất HĐBM

trong quá trình ủ ở nhiệt độ 91oC

DANH MỤC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ

Hình 1.1 Các giai đoạn khai thác dầu

Hình 1.2 Khả năng giảm độ nhớt của dầu thô theo nhiệt độ

Hình 1.3 Cơ chế đẩy dầu của phương pháp bơm ép khí

Hình: 1.4 Cấu trúc alkyl dimethyl benzyl ammonium chloride

Hình 1.5 Cấu trúc của LAS

Hình 1.6 Cấu trúc Alpha olephin sulfonat

Hình 1.7 Chất HĐBM gemini

Hình 1.8 Các chất HĐBM gimini và các dạng tương tự của chúng

Hình 1.9 Qui trình tổng hợp gimini Novel Dialkylaryl Disulfonate theo 2 bước

Hình 1.10 Qui trình tổng hợp gimini Novel Dialkylaryl Disulfonate theo 1 bước Hình 1.11 Sự hiện diện của lớp nước giữa đá và dầu trong hệ đá móng

Hình 1.12 Sự phụ thuộc giữa HSTHD và số mao dẫn

Hình 1.13 Ảnh hưởng của tính dính ướt lên độ bão hoà của các chất lưu

Hình 1.14 Tính dính ướt bề mặt rắn của pha nước và pha dầu

Hình 1.15 Sự di chuyển của dầu trong lỗ mao quản

Hình 1.16 Sự di chuyển của các khối dầu nhỏ để hình thành đới dầu

Hình 1.17 Sự di chuyển của thân dầu và chất HĐBM khi có mặt polyme

Hình 2.1 Mô phỏng hình ảnh quá trình đo SCBM

Hình 2.2 Thiết bị đo SCBM spinning drop tensiometer, model 500, USA

Hình 2.3 Thiết bị đo góc tiếp xúc OCA 20 – Đức

Hình 2.4 Hình ảnh giot dầu và sơ đồ xác định góc tiếp xúc của giọt dầu trên bề mặt

đá

Hình 3.1 Đồ thị biểu diễn SCBMLD giữa dầu thô và dung dịch chất HĐBM theo nồng

độ %

Hình 3.2 Sự thay đổi SCBMLD của dung dịch chất HĐBM và dầu thô theo thời gian

ủ nhiệt 31 ngày tại 91oC

Hình 3.3 sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/AS1 theo thời gian ủ nhiệt

Hình 3.4 Sự thay đổi SCBMLD của các hệ AS3/AS2 theo thời gian ủ nhiệt

Hình 3.5 Sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/AS4 theo thời gian ủ nhiệt

Hình 3.6 Sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/GS1 theo thời gian ủ nhiệt

Hình 3.7 Sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/NS1 theo thời gian ủ nhiệt

Hình 3.8 Bề mặt đáp ứng; biến phụ thuộc: SCBMLD

Hình.3.9 Bề mặt tam giác; biến phụ thuộc: SCBMLD

Hình 3.11 Bề mặt tam giác; biến phụ thuộc: SCBMLD

Hinh 3.12 Giá trị SCBMLD của các hệ hỗn hợp tối ưu ở nồng độ 1000 ppm

Hình 3.13 Sự thay đổi SCBM của hệ chất HĐBM OM2 khi có hay không sự hiện diện

của chất trợ HĐBM EGBE

Hình 3.14 Sự thay đổi pH của hệ chất HĐBM OM2 khi có hay không sự hiện diện của

chất trợ HĐBM EGBE

Hình 3.15 Hình ảnh của giọt dầu trên bề mặt đá sau khi đá được ủ cân bằng trong

nước biển một ngày

Hình 3.16 Hình ảnh của giọt dầu trên bề mặt đá sau khi đá thấm dầu được tiếp xúc với

nước biển

Hình 3.17 Hình ảnh của giọt dầu trên bề mặt đá sau khi đá thấm dầu được tiếp xúc với

dung dịch chất HĐBM MO2 0,05 %(trọng lượng)

Hình 3.18 Sự thay đổi góc tiếp xúc của giọt dầu trên bề mặt đá theo các giai đoạn ủ Hình 3.19 Phổ UV của hỗn hợp dung dịch OM2 ở các nồng độ khác nhau

Hình 3.20 Đường chuẩn của hỗn hợp chất HĐBM OM2

Hình 3.21 Phổ UV của dung dịch OM2 khi không có EGBE

Hình 3.22 Phổ UV của dung dịch OM2 khi có EGBE

Hình 3.23 Sự thay đổi SCBM theo thời gian ủ sau 31 ngày ở nhiệt độ 91oC

Hình 3.24 Sự thay đổi độ nhớt theo thời gian ủ sau 31 ngày ở nhiệt độ 91oC

Hình 3.25.Các phân tử polyme kết tụ lại với nhau bởi liên kết ngang là chất HĐBM Hình 3.26 Tương quan giữa % thu hồi dầu và lưu lượng bơm ép các chất lưu khác

nhau

Hình 3.27 Hình minh họa các loại giản đồ pha sử dụng trong mô hình (lần lượt Loại

MỞ ĐẦU

Dầu khí từ lâu đã trở thành nguồn tài nguyên quan trọng của nhân loại Tại bất kỳ quốc gia nào, xăng dầu và các chế phẩm từ dầu khí luôn được xem là loại hàng hóa đặc biệt quan trọng, là máu huyết của nền kinh tế quốc dân và quốc phòng Dầu khí đảm bảo cung cấp 60–65% năng lượng tiêu thụ trên thế giới và trên 90% nguyên liệu của ngành công nghiệp hóa học [1] Việc đảm bảo khai thác các mỏ dầu bền vững và hiệu quả là nhiệm vụ quan trọng nhất của các nhà kỹ thuật dầu khí Do đó, nghiên cứu các giải pháp tăng cường thu hồi dầu càng trở nên cấp thiết khi sản lượng dầu khí tại các mỏ đã chuyển sang giai đoạn sụt giảm sau quá trình khai thác thứ cấp Ở Việt Nam, việc khai thác dầu khí đang bị sụt giảm nghiêm trọng do tình trạng ngập nước ở các giếng khai thác đang diễn ra mạnh mẽ, đặc biệt là các mỏ lớn như là mỏ Bạch Hổ (cung cấp khoảng 60% dầu khí hàng năm), mỏ Đông Nam Rồng (sản lượng bằng 25%

mỏ Bạch Hổ) và một số mỏ sắp kết thúc giai đoạn khai thác thứ cấp Định hướng của ngành dầu khí là luôn thúc đẩy các nhà khoa học, các chuyên gia dầu khí trong nước đưa ra các biện pháp tăng cường thu hồi dầu phù hợp và hiệu quả nhất để cải thiện tối

đa hiệu quả thu hồi dầu

Với mong muốn góp phần nâng cao hiệu suất khai thác dầu, phục vụ công nghiệp khai thác dầu khí của đất nước, mục đích của đề tài nghiên cứu là phối trộn ra hệ chất HĐBM tối ưu nhất để sử dụng trong bơm ép tăng cường thu hồi dầu các móng mỏ Việt Nam, tính đặc biệt ở đề tài là phối trộn hỗn hợp các chất hoạt động bề mặt thông thường với chất hoạt động bề mặt thế hệ mới gimini có hoạt tính mạnh với hai đầu ưa nước (phân cực) và hai đuôi ưa dầu (không phân cực) có khả năng tan tốt hơn trong dầu và có CMC (nồng độ mixen tới hạn) thấp, để vừa có khả năng gia tăng hiệu quả thu hồi dầu cao hơn so với các chất HĐBM thông thường, vừa mang ý nghĩa thiết thực trong vấn đề giảm thiểu ô nhiễm môi trường biển

Về cơ bản, các phương pháp nâng cao thu hồi dầu có thể được chia theo mục đích và cơ chế tác động thành hai nhóm:

• Các phương pháp nâng cao hệ số đẩy dầu chủ yếu bao gồm các phương pháp tác động hoá lý như bơm ép khí ở chế độ hoà trộn (khí hydrocacbon, CO2, N2) bơm ép dung dịch kiềm, chất hoạt tính bề mặt, dung dịch vi sinh, bơm hơi nóng, gây cháy trong vỉa;

• Các phương pháp nâng cao hệ số quét chủ yếu là các phương pháp tác động thuỷ động học như bơm ép nước theo chu kỳ, thay đổi hướng của dòng thấm, đồng đều hoá mức độ tiếp nhận nước trong các giếng bơm ép, bơm ép polyme, phân chia nhỏ các đối tượng khai thác, khoan ngang

Trong quá trình đẩy dầu bằng nước bơm ép, bên cạnh việc quét dầu từ những kênh nứt nẻ lớn chứa dầu, một phần lớn dầu được chứa trong phần vi nứt nẻ có độ thấm rất nhỏ (1-5 mD) không thể bị quét trực tiếp bằng dòng nước Tại hệ mao quản đất đá này, các quá trình tương tác bề mặt giữa đất đá-dầu khí- nước vỉa và nước bơm ép làm cho tính chất hoá lý của hệ thay đổi theo những qui luật lực phân tử - ion bề mặt Chính những phân tử - ion trên bề mặt mao quản giữa các pha dầu nước và đá vỉa đã cản trở quá trình đẩy dầu khi bơm ép nước biển, lượng dầu trong mao quản có tỷ lệ khá lớn

Để giải phóng lượng dầu này cần phải giảm lực liên kết phân tử - ion nghĩa là cần phải thêm chất HĐBM từ bên ngoài để làm giảm sức căng bề mặt (SCBM) pha ranh giới và tăng sự xâm nhập của nước vào pha dầu Nếu tác động của chất HĐBM đủ hiệu quả để

làm giảm sức căng bề mặt, lượng dầu nằm trong các đất đá càng ngày càng được thay thế bởi nước có chứa chất HĐBM thay vì nước không chứa chất HĐBM

Nếu thêm chất HĐBM có khả năng làm giảm sức căng bề mặt liên diện giữa dầu

và nước xuống còn 0.01mN/m hoặc thấp hơn thì nước chứa các chất HĐBM sẽ đẩy toàn bộ lượng dầu còn nằm trong đất đá Ngược lại, nếu nước không chứa chất HĐBM thì lượng dầu dư sẽ bão hòa từ 15 đến 50% thể tích lỗ rỗng và không thể khai thác được Như vậy bơm ép dung dịch chất HĐBM cho phép gia tăng hệ số đẩy dầu dẫn tới gia tăng hệ số thu hồi dầu do gia tăng hiệu suất vi dịch chuyển tức là lấy dầu ra khỏi những lỗ rỗng cá biệt trong đá chứa

Gần đây, nhiều thí nghiệm trên mẫu lõi đã được thực hiện trên thế giới nhằm tăng cường thu hồi dầu khi bơm ép chất HĐBM thông qua cơ chế giảm SCBM giữa hai pha dầu-nước và điều chỉnh độ linh động của nước bơm ép Tùy theo điều kiện cụ thể của từng mỏ dầu, các phương pháp bơm ép chất HĐBM khác nhau về nhiệt độ, loại mẫu lõi và ở những chế độ bơm ép khác nhau có thể được thưc hiện Nhưng nhìn chung, để

có hiệu quả thu hồi dầu cao, phương pháp bơm ép dung dịch HĐBM thường được sử dụng là:

• Bơm ép liên tục dung dịch chất HĐBM loãng (1000ppm)

• Bơm ép liên tục dung dịch chất HĐBM loãng kèm theo chất hy sinh

để cải thiện tối đa hiệu quả thu hồi dầu

Việc áp dụng hệ thống khai thác có bơm ép nước cho phép tiến hành khai thác thân dầu với nhịp độ nhanh hơn, kéo dài đáng kể thời gian làm việc tự phun của các giếng khai thác dầu Song song với điều đó, tác động của vùng nước rìa cần phải được tận dụng tối đa Ngoài ra, để kéo dài thời gian khai thác không có nước của các giếng khoan, một điều tối quan trọng là phải giữ sao cho áp suất đáy của các giếng khai thác cao hơn áp suất tối thiểu nhằm tránh tạo thành các nón nước Tuy nhiên, việc đưa hệ thống bơm ép giữ áp suất vỉa vào chậm so với quá trình khai thác 4, 5 năm Trong thời gian này vỉa hoạt động ở chế độ năng lượng đàn hồi tự nhiên (năng lượng dãn nở của vỉa và hoạt động của nước rìa) Thực tế áp suất vỉa đã giảm 40 atm trong 3 năm

Sự xuất hiện nước trong các giếng trong khi xu hướng giảm áp suất vỉa vẫn còn cho thấy có thể là sự xuất hiện nước sớm Nguyên nhân có thể là sự hình thành các nón nước do áp suất đáy khi các giếng làm việc quá thấp do thu hồi dầu ở nhịp độ cao, ngoài ra vấn đề càng phức tạp thêm trong điều kiện chênh lệch lớn giữa độ nhớt dầu và

độ nhớt nước (tới 5,2 lần) Do đó, cần phải xem xét các giải pháp nâng cao hệ số đẩy dầu bằng sử dụng các hoá phẩm để giảm sức căng bề mặt (SCBM) giữa 2 pha dầu-nước và thực hiện điều chỉnh quá trình khai thác

Hiện nay, chưa có nhóm nào nghiên cứu về lĩnh vực tăng cường thu hồi dầu bằng chất HĐBM Cũng có các nhóm tác giả Đinh Thị Ngọ của trường ĐHBK HN nghiên cứu về chất HĐBM trong dầu khí, tuy nhiên việc ứng dụng thuộc phạm vi xử

lý cặn dầu trong các thiết bị tồn chứa và phương tiện vận chuyển, nhóm tác giả Lưu Văn Bôi của trường ĐHTH HN thì nghiên cứu chế tạo và ứng dụng chất phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc dầu thô Việt nam giàu parafin

Bản thân nhóm nghiên cứu cũng đã nghiên cứu ứng dụng các chất hoạt động bề mặt trong tăng cường thu hồi dầu nhưng mới chỉ sử dụng các chất HĐBM thông thường nên hiệu quả chưa cao (mới cải thiện 7% mỏ Rồng, 4% mỏ Bạch Hổ) Điều này có thể giải thích là do tính chất phức tạp của cấu trúc địa chất vỉa (gốc đá granite nứt nẻ, đa đô thấm, độ dẫn) nên hệ chất HĐBM chưa có khả năng hòa tan và đẩy dầu cao Vì vậy, để đạt hiệu quả thu hồi dầu cao như mong muốn của các nhà khai thác dầu khí thì cần phải phối trộn thêm chất HĐBM mới gimini hoạt tính mạnh với hai đầu ưa nước (phân cực) và hai đuôi ưa dầu (không phân cực) có khả năng tan tốt trong dầu và

có CMC (nồng độ mixen tới hạn) thấp, để vừa có khả năng gia tăng hiệu quả thu hồi dầu cao hơn so với các chất HĐBM thông thường, vừa mang ý nghĩa thiết thực trong vấn đề giảm thiểu ô nhiễm môi trường biển

1.2 Các phương pháp khai thác dầu

Các nghiên cứu trên thế giới cho thấy rằng nếu các phương pháp thu hồi dầu cho phép tăng thêm 1/3 lượng dầu khai thác được so với giai đoạn khai thác sơ cấp thì toàn thế giới sẽ có thêm khoảng 2000 tỉ thùng dầu Quá trình khai thác dầu thông thường trải qua các giai đoạn sau:

• Giai đoạn khai thác sơ cấp

• Giai đoạn khai thác thứ cấp

• Giai đoạn tăng cường thu hồi dầu (enhanced oil recovery – EOR)

Dưới đây là sơ đồ tóm tắt quá trình khai thác dầu

Hình 1.1 Các giai đoạn khai thác dầu Khai thác sơ cấp là quá trình khai thác nhờ áp suất tự nhiên trong mỏ, hoặc dùng bơm Dầu thô được khai thác một cách tương đối dễ dàng Giai đoạn này thường khai thác được khoảng 10-25% dầu trong mỏ

Tiếp đó là giai đoạn khai thác thứ cấp có mục đích tái tạo, duy trì áp suất trong

mỏ để thu hồi thêm dầu Vì nước luôn sẵn có và rẻ tiền, cho nên cách đầu tiên được dùng là bơm ép nước vào mỏ Nước chảy qua các hang hốc đá, lỗ xốp đẩy dầu đến giếng khai thác Phương pháp này hữu hiệu đối với dầu nhẹ và trung bình Tuy nhiên, việc bơm ép sẽ ngày càng khó khăn hơn và hiệu quả thấp hơn, đồng thời theo thời gian

tỉ lệ nước trong dầu tăng lên, vì vậy sẽ đến một thời điểm khi chi phí để tách nước ra khỏi dầu cao hơn lợi nhuận từ khai thác dầu Lúc này, việc khai thác sẽ dừng lại Một phương pháp khác cũng đã được sử dụng để tái tạo áp suất của mỏ, đó là bơm khí hydrocacbon Khí có thể được bơm vào song song với quá trình khai thác hoặc sau khi

mỏ đã ngừng hoạt động Yêu cầu là nguồn khí phải gần, không đắt và trữ lượng đủ lớn Sau giai đoạn này có thêm khoảng 15% dầu được thu hồi

Trong hai giai đoạn trên thường chỉ có thể khai thác 1/3 lượng dầu có trong mỏ

Lý do của việc này không khó hiểu, trong quá trình khai thác luôn luôn tồn tại một thời điểm mà chi phí cho việc khai thác thêm 1 thùng dầu lớn hơn giá của nó trên thị trường Quá trình khai thác bị ngừng lại, mỏ dầu không thể hoạt động được nữa trong khi còn đến 70% dầu vẫn còn nằm trong đó [9]

“Tăng cường thu hồi dầu” là thuật ngữ dùng để chỉ việc khai thác dầu bằng cách bơm vào mỏ những chất không có nguồn gốc trong mỏ Như vậy có thể thấy thuật ngữ này dùng để chỉ giai đoạn thứ ba là không hoàn toàn chính xác, vì ngay ở giai đoạn thứ hai người ta đã bơm nước, hoặc khí hydrocacbon vào mỏ Các phương pháp tăng cường thu hồi dầu đều theo một (hoặc nhiều hơn) trong ba cơ chế sau:

- Tăng độ linh động bằng cách giảm độ nhớt của dầu, tăng độ nhớt của nước hoặc cả hai;

- Thay đổi góc dính ướt của bề mặt đá vỉa;

- Giảm SCBM giữa dầu và nước

1 3 Các phương pháp tăng cường thu hồi dầu

1.3.1 Phương pháp nhiệt

Phương pháp nhiệt là phương pháp chủ yếu để thu hồi dầu nặng có tỉ trọng dưới

đơn giản: nhiệt độ của dầu tăng thì độ nhớt của dầu thô sẽ giảm, do đó tăng được độ linh động của dầu thô [10]

Phương pháp này được thực hiện bằng việc bơm dòng lưu chất nóng để truyền nhiệt cho dầu thô hoặc nung nóng giếng trực tiếp bằng cách đốt cháy một số thành phần trong mỏ Mặc dù phương pháp này đã có ý tưởng từ hơn 100 năm trước, nhưng tới tận những năm 1950, một dự án nhiệt bằng hơi nước mới được tiến hành ở Mỹ, sau

đó là Hà Lan và Vênêduêla

Hơi nước được bơm vào những giếng cần khai thác trong vài ngày đến vài tuần Sau đó, giếng được đóng lại trong vài ngày đến vài tháng cho quá trình truyền nhiệt được hiệu quả Giếng được khai thác trong khoảng 6 tháng rồi lặp lại quy trình này

Hình 1.2 Khả năng giảm độ nhớt của dầu thô theo nhiệt độ Hơi nước nung nóng đá, dầu thô cũng như nước vỉa, đồng thời hơi nước tạo áp suất để đẩy dầu lên Tuy nhiên, quá trình này làm hơi nước ngưng tụ, dầu sẽ lẫn nước trong sản phẩm khai thác Thuận lợi của phương pháp này là giếng có khả năng khai thác nhiều lần Do sử dụng hơi nước nên phải tốn một lượng nhiệt rất lớn để tạo hơi

nước, một vấn đề nữa là việc bảo đảm cách nhiệt cho đường ống Nhiệt độ càng cao thì khả năng mất mát nhiệt càng lớn

Cơ chế tăng cường thu hồi dầu bằng nhiệt đơn giản nhưng phương pháp thực hiện khá phức tạp Bên cạnh dầu nặng được thu hồi còn có một lượng dầu nhẹ được khai thác khá hiệu quả Người ta phỏng đoán và thử nghiệm trên mô hình vỉa thấy phương pháp này thu hồi được gần như 100% dầu dư trong mỏ

1.3.2 Phương pháp khí

Một trong những phương pháp được ứng dụng trong quá trình tăng cường thu hồi dầu là sử dụng khí như một chất hoà tan trong dầu thô góp phần tăng khả năng linh

động của dầu, thắng được lực mao dẫn [11] Phương pháp này sử dụng một số khí

đối nhẹ

Hình 1.3 Cơ chế đẩy dầu của phương pháp bơm ép khí Nguyên tắc của phương pháp này là: Khí được bơm vào mỏ sẽ hoà tan trong dầu, làm giảm độ nhớt và tăng khả năng linh động của dầu thô, đồng thời tạo áp lực để đẩy dầu lên

Một biện pháp thích hợp là việc bơm những khí hydrocacbon có nguồn gốc tự nhiên (khí thiên nhiên) Biện pháp này tỏ ra hiệu quả về mặt kinh tế với những mỏ chứa lượng lớn khí đồng hành như ở Canada Trong khi đó, ở Mỹ, người ta sử dụng

Khí CO2 là một trường hợp khá đặc biệt của phương pháp này Đây là khí có khả năng hoà tan rất cao trong dầu thô, làm dầu trương lên và giảm độ nhớt của dầu, đồng thời nó đẩy những thành phần nhẹ của dầu thô vào giếng bơm ép Một ưu điểm của khí

CO2 là áp suất tối thiểu để nó đạt được khả năng thu hồi dầu thấp hơn các khí khác

để bơm khí xuống vỉa

Tuy vậy, phương pháp này cũng có những khuyết điểm như vấn đề cung cấp khí

Ở những mỏ dầu trên cạn, việc cung cấp khí đã gặp nhiều khó khăn thì với những vỉa dưới biển là cả một vấn đề lớn

Một trong những giải pháp để tăng cường hiệu quả của phương pháp bơm ép khí

là người ta dùng luân phiên bơm ép nước và bơm ép khí Điều này giúp giảm chi phí cho quá trình khai thác mỏ

Bơm ép chất HĐBM là phương pháp dùng một dung dịch có nồng độ chất HĐBM thấp để làm giảm SCBM giữa dầu và nước, thay đổi tính dính ướt của đá vỉa

từ đó gia tăng hiệu quả thu hồi dầu một cách đáng kể

Bơm ép kiềm là phương pháp tạo ra các phản ứng giữa kiềm bơm vào và các axit

có trong mỏ để tạo ra bên trong mỏ các chất HĐBM nhằm làm giảm SCBM dầu-nước Mặt khác nó có thể làm thay đổi tính dính ướt của đá từ dính ướt dầu sang dính ướt nước Tuy nhiên các chất kiềm được sử dụng cũng có thể phản ứng với các khoáng chất trong nước hay đá móng mỏ, điều này làm ảnh hưởng đến hiệu quả của quá trình Bên cạnh những phương pháp chính nói trên còn nhiều phương pháp khác đang được nghiên cứu và thử nghiệm: vi khuẩn, địa chấn, tạo hơi nước bằng kỹ thuật nguyên tử, cấp nhiệt bằng sóng radio Phần lớn các phương pháp này không thỏa mãn

về mặt kinh tế và tồn tại nhiều vấn đề kỹ thuật

1.3.4 Phương pháp bơm ép chất hoạt tính bề mặt

Phương pháp bơm ép chất HĐBM truyền thống bao gồm bơm ép dung dịch hóa học chứa nước, chất HĐBM, trợ HĐBM và muối Một số công thức chất HĐBM có polyme để tạo độ nhớt cho khối chất HĐBM Thông thường polyme được cho vào ít nhất như những lớp dung dịch polyme thúc đẩy khối chất HĐBM để đảm bảo được sự kiểm soát độ linh động như mong muốn, dẫn đến hệ số quét cao

Những ứng dụng thông dụng nhất trong cuối những năm 1970 đến đầu 1980 là bơm dung dịch vi nhũ ngoài (không cho thêm dầu) Kết quả từ một số thử nghiệm trên

mỏ đã cho thấy rằng bơm ép chất HĐBM có thể giúp thu hồi dầu từ những mỏ đã qua giai đọan bơm ép nước (Borah, 1988 và Cole 1988-Mỹ) Các kết quả này đã khẳng định lại các kết quả nghiên cứu trong phòng thí nghiệm là dầu dư có thể được thu hồi sau quá trình bơm ép nước trong những điều kiện được kiểm soát Thiết kế thông dụng nhất để dùng cho những kỹ thuật bơm ép trộn lẫn (micellar) như vậy có tên là “sự chênh lệch độ muối” mà ở đó độ muối của khối chất HĐBM thấp hơn so với độ muối trong vỉa dầu và độ muối của lớp dung dịch polyme đẩy đằng sau lại thấp hơn nữa Sự hợp lý của chế độ đẩy này là đảm bảo nút dung dịch chất HĐBM được bơm ép sẽ buộc phải đi qua điều kiện SCBM nhỏ nhất Độ muối thấp của khối polyme sẽ góp phần tận đẩy nút chất HĐBM ở phía trước ở dạng vi nhũ có độ muối cao hơn Người ta phải quan tâm lựa chọn nước biển pha trộn với các dung dịch hóa học khác nhau để bảo đảm được sự tương hợp tốt nhất, nhằm tránh những tác động phụ không mong muốn

Ví dụ như nếu độ muối trong dung dịch polyme bơm ép quá thấp, sẽ dẫn đến phần sét

ở trong vỉa sẽ bị trương nở hoặc dịch chuyển gây ảnh hưởng đến độ thấm ở vùng cận đáy giếng

Tuy nhiên, hiệu quả kinh tế của việc áp dụng bơm ép chất HĐBM trong giai đọan trước đây không cao, không đảm bảo để đưa ra ứng dụng rộng rãi trong công nghiệp, ngay cả khi giá dầu ở mức 20 đô la Mỹ/thùng Từ năm 1986, khi giá dầu sụt giảm, sự quan tâm đến các phương pháp bơm ép chất HĐBM để nâng cao HSTHD đã

bị ngừng trệ trong một thời gian dài Những năm gần đây, do giá dầu tăng cao (cho dù

có những xê dịch nhất định nhưng sẽ không trở lại mức thấp như trước đây), các giải pháp nâng cao HSTHD, trong đó có phương pháp bơm ép chất HĐBM, lại được đặc biệt quan tâm Bên cạnh việc tăng cao của giá dầu, sự phát triển mạnh mẽ của công

nghiệp hoá học cho phép tổng hợp và sản xuất ra các chất HĐBM có thể làm giảm SCBM dầu - nước một cách hiệu quả hơn và có thể chịu được nhiệt độ cao và độ muối cao, với giá thành giảm đáng kể đã làm cho các phương pháp bơm ép chất HĐBM trở nên khả thi hơn bao giờ hết

1.4 Phân loại chất hoạt động bề mặt

Phương pháp phân loại chất HĐBM theo bản chất của nhóm ưa nước là phương pháp thường được sử dụng nhiều nhất [12] Các chất HĐBM được phân loại cụ thể như sau:

¾ Chất HĐBM anion

Đây là loại chất HĐBM được sử dụng rộng rãi nhất trong các ứng dụng công nghiệp nhờ chi phí sản xuất thấp Các nhóm ưa nước thường được dùng nhất là cacboxylate, sulphate, sulphonate và photphat Công thức chung của chúng như sau:

C12H25(CH3)3NCl Một loại chất HĐBM cũng phổ biến khác có hai nhóm alkyl dài, ví

dụ như dialkyl dimethyl ammonium chloride Loại này ít tan trong nước hơn loại chỉ

có một nhóm alkyl dài Loại này thường đươc dùng trong tẩy rửa với tác dụng làm mềm sợi Một lọai chất HĐBM cation khác cũng được dùng rộng rãi là alkyl dimethyl benzyl ammonium chloride

Hình 1.4 Cấu trúc alkyl dimethyl benzyl ammonium chloride

Các chất HĐBM cation thường tương hợp với hầu hết các ion vô cơ và nước nặng Chúng ổn định với sự biến đổi pH Chúng không tương hợp với hầu hết chất HĐBM anion, nhưng tương hợp tốt với chất HĐBM nonion

Các chất HĐBM cation có nhiều ứng dụng thiết thực như: tác nhân chống ăn mòn cho thép, tuyển nổi quặng, phân tán chất nhuộm màu vô cơ, dưỡng tóc…

¾ Chất HĐBM lưỡng tính

Chất HĐBM này có cả nhóm cation và anion trong phân tử Đặc trưng chính của chúng là sự phụ thuộc vào pH của dung dịch hòa tan Trong môi trường a xít chúng tích điện dương và trở nên giống chất HĐBM cation, còn trong môi trường kiềm thì ngược lại

−

− +

+ COOH ↔ N COO ↔ NH COO N

Môi trường a xít Trung hòa điện Môi trường kiềm Chất HĐBM lưỡng tính tan trong nước, nhưng tan rất ít nếu ở trong trạng thái trung hòa điện Chúng tương hợp rất tốt với các chất HĐBM khác Khả năng hoạt động bề mặt của chúng biến thiên trong một phạm vi rộng, phụ thuộc vào khoảng cách của các nhóm tích điện Hoạt tính của chúng cao nhất ở tình trạng trung hòa điện

¾ Chất HĐBM không ion (non ion)

Chất HĐBM không ion phổ biến nhất là những loại tổng hợp từ oxit etylen Có thể chia ra một vài loại như: alcohol ethoxylate, alkyl phenol ethoxylate, fatty a xít ethoxylate, monoalkaolamide ethoxylate… Một loại chất HĐBM không ion quan trọng khác là sản phẩm của quá trình multihydroxy như este glycol, este glycerol, glucoside Chất HĐBM oxit amin và sulphinyl cũng là loại không ion với nhóm ưa nước nhỏ

Trong đó, chất HĐBM anion và cation được dùng nhiều trong quá trình gia tăng HSTHD Chất HĐBM anion đươc sử dụng rộng rãi nhất vì chúng có những tính chất

ưu việt như: tương đối bền nhiệt, độ hấp phụ lên bề mặt đá khá thấp và giá thành tương đối rẻ Chất HĐBM nonion được sử dụng chủ yếu làm chất trợ hoạt tính bề mặt để cải thiện tính chất của hệ chất HĐBM Chất HĐBM nonion có thể sử dụng được ở môi trường có nồng độ muối cao nhưng hoạt tính của chúng (khả năng làm giảm SCBM) thấp hơn anion Cation ít khi được dùng vì chúng hấp phụ rất mạnh lên bề mặt của đá móng

1.5 Chất HĐBM dùng trong tăng cường thu hồi dầu

Vào những năm 1970 và 1980, vấn đề thu hồi dầu đã được quan tâm nghiên cứu Một trong những phương pháp thu hồi dầu khá hiệu quả là bơm ép hỗn hợp chất HĐBM vào vỉa, tạo áp lực đẩy dầu và giảm SCBM liên diện dầu – nước…từ đó gia tăng hiệu quả thu hồi dầu Tuy nhiên, những năm trước đây, khi kỹ thuật chưa phát triển, phương pháp này vẫn còn kém hiệu quả vì lý do kinh tế và kỹ thuật Hiện nay, công nghệ đã phát triển và đã có nhiều chất HĐBM được tổng hợp đáp ứng được yêu cầu thu hồi dầu với chi phí thấp và nguồn cung cấp phong phú Do đó, lựa chọn những chất HĐBM đáp ứng yêu cầu, phù hợp với từng điều kiện của các mỏ dầu là việc cần phải tìm hiểu sâu sắc

Chất HĐBM dùng trong nâng cao HSTHD phải đáp ứng được những yêu cầu sau:

• Giảm SCBM 2 pha dầu-nước xuống rất thấp ở nồng độ thấp, duy trì được SCBM dầu-nước thấp trong khoảng thời gian 1 tháng ở điều kiện vỉa (nhiệt

độ cao, áp suất cao);

• Ít hấp phụ lên đá;

• Chi phí thấp;

• Thân thiện hoặc không ảnh hưởng nhiều đến môi trường

Tính chất và khả năng ứng dụng trong tăng cường thu hồi dầu của các loại chất HĐBM như sau:

• Anion: đây là họ các chất HĐBM rẻ tiền, giảm SCBM đến giá trị thấp, bền với nhiệt Tuy nhiên, khi nồng độ muối cao, độ cứng của nước cao thì xuất hiện hiện tượng tủa của chất HĐBM Ngoài ra, nếu vỉa có điều kiện nhiệt độ cao thì phải có những chất HĐBM họ sunphonat mới có thể đáp ứng yêu cầu bền nhiệt

• Cation: họ chất HĐBM này khá đắt tiền, do đó không khả thi về mặt kinh tế khi áp dụng Hơn nữa, một số bề mặt đá vỉa mang điện tích âm, nên chất HĐBM cation dễ bị hấp phụ, gây mất mát tác chất…

• Lưỡng tính: cũng không hiệu quả về kinh tế và vấn đề hấp phụ

• Không ion: đây là họ chất HĐBM được sản xuất quy mô công nghiệp nên vấn đề cung cấp được bảo đảm Tuy nhiên, chất HĐBM không ion chỉ hiệu quả

khi ở nhiệt độ thấp, nhiệt độ cao xuất hiện tủa làm giảm khả năng áp dụng trong những mỏ có điều kiện nhiệt độ cao

Chất HĐBM anion được sử dụng rộng rãi nhất vì chúng có những tính chất ưu việt như: tương đối bền nhiệt, độ hấp phụ lên bề mặt đá khá thấp và giá tương đối rẻ Nonion được sử dụng chủ yếu làm chất trợ hoạt tính bề mặt để cải thiện tính chất của

hệ chất HĐBM Nonion có thể sử dụng được ở môi trường có nồng độ muối cao nhưng khả năng làm giảm SCBM thấp hơn anion Cation ít khi được dùng vì chúng hấp phụ rất mạnh lên bề mặt của đá móng Với điều kiện khắc nghiệt về nhiệt độ thì chỉ có các chất HĐBM họ sunphonat là đáp ứng được yêu cầu nhưng phải có những nghiên cứu cẩn thận, kỹ càng

1.5.1 Các chất HĐBM alkyl sunphonat

Nguyên liệu để sản xuất họ chất HĐBM này là LAB (linear alkyl benzene) LAB

sẽ phản ứng với SO3, hoặc oleum, axit sunfuric để tạo thành alkyl benzene sulfonat mạch thẳng

Hiện nay, LAS được ứng dụng rộng rãi vì khả năng phân hủy sinh học khá tốt, không gây nguy hại đến môi trường

R

SO3Na

Hình 1.5 Cấu trúc của LAS LAS đang được nghiên cứu trong khả năng tăng cường thu hồi dầu Tuy nhiên, một hạn chế lớn của LAS là kết tủa khi có sự hiện diện của các ion Mg2+, Ca2+ có trong nước biển Do đó, cần có những chất trợ tan để hòa tan chúng Ở nước ta LAS đã được sản xuất được ở quy mô công nghiệp, giá thành rẻ nên LAS có nguồn cung ổn định

quá khó khăn Hơn nữa, sunphonat dầu mỏ có khả năng giảm được SCBM giữa liên diện dầu – nước đến giá trị tương đối thấp Đây là sản phẩm bền với nhiệt nên có khả năng ứng dụng để thu hồi dầu ở những vỉa có nhiệt độ cao

Tuy nguồn nguyên liệu sẵn có và dễ tìm nhưng thành phần nguyên liệu lại thay đổi theo thời gian và mỏ nên tính chất sản phẩm cũng sẽ không đồng đều, ít được áp dụng trong lĩnh vực tẩy rửa…

Trong lĩnh vực thu hồi dầu, với những dự án lớn thì việc cung cấp sunphonat dầu

mỏ cũng là một khó khăn về nguồn nguyên liệu Sunphonat dầu mỏ đã được ứng dụng trong một số dự án tăng cường thu hồi dầu trên thế giới Các nhà nghiên cứu nhận thấy rằng, đây là một sản phẩm bền nhiệt nhưng lại chỉ chịu được nồng độ muối thấp (hàm lượng muối <3%) Với sự hiện diện của các ion Ca2+, Mg2+ trong nước biển, sunphonat dầu mỏ sẽ dễ dàng kết tủa, làm mất sản phẩm và giảm hoạt tính của hỗn hợp dung dịch hoạt động bề mặt Do đó, việc ứng dụng sunphonat dầu mỏ trong lĩnh vực thu hồi dầu

bị hạn chế khá nhiều

1.5.3 Các chất HĐBM anpha olefin sunfonate (AOS)

AOS cũng là một chất HĐBM phổ biến AOS có nhiều ưu điểm:

• Khả năng chịu được độ muối cao và nhiệt độ cao;

• Chịu được độ cứng của nước cao (không tủa với sự hiện diện của các ion Ca2+,

Mg2+ ), hỗ trợ tan tốt cho các chất HĐBM khác he LAS;

• Chất HĐBM này dễ tạo bọt vì có dây hydro – cacbon mạch thẳng hay ít phân nhánh, dễ phân hủy sinh học hơn các chất có mạch nhánh hay vòng thơm;

• Giảm được SCBM giữa liên diện dầu nước đến giá trị thấp;

• AOS cũng được dùng như một chất trợ dung môi để tăng khả năng hòa tan của một số chất HĐBM không tan trong nước cứng

Những tính chất trên của AOS mở ra một khả năng to lớn trong lĩnh vực thu hồi dầu (đặc biệt là những vùng có nhiệt độ cao, độ muối và độ cứng cao như mỏ Bạch Hổ)

Hình 1.6 Cấu trúc Alpha olephin sulfonat

1.5.4 Các chất HĐBM alkylbenzen ethoxylat sunphonat, alkylat ethoxylat

sunphonat

Để tăng độ tan của các chất hoạt động bề mặt trong môi trường có nồng độ các cation đa hóa trị cao, nhóm ethoxy (-O–CH2–CH2-) hay propoxy (-O–CH2–CH2–CH2-) được đưa vào phân tử chất hoạt động bề mặt

Nhóm ethoxy hay nhóm propoxy nằm giữa liên kết C-S trong chất HĐBM

sunfonat R(-O-CH2-CH2(CH3)-CH2)mSO3Na

Một chất điển hình là oley ethoxy sunfonat cho giá trị SCBM thấp, có độ tan cao trong môi trường có nồng độ chất điện ly cao

Tuy nhiên, bản chất của dây này là có khuynh hướng kết tinh hơn tạo vi nhũ, đặc biệt khi sử dụng ở nhiệt độ thấp và nồng độ cao Nhược điểm này có thể được khắc phục bằng cách thêm chất trợ dung môi, kiểm soát nhiệt độ và tối ưu lượng ethoxylat sử dụng

Ethoxylat là họ chất hoạt động bề mặt được cho là thích hợp cho sử dụng cho EOR ở điều kiện độ mặn cao và nhiệt độ khá cao (80 – 90oC)

Nhóm ethoxy hay propoxy được đưa vào chất HĐBM sunfonat được xem như một phương pháp kết hợp hiệu ứng của chất trợ dung môi và trong phân tử chất HĐBM

1.5.5 Các chất HĐBM sunphonat este axit béo

Công thức của các chất HĐBM này như sau:

CH3 - (CH2)n-3 – CH(SO3Na) – COOR Với n = 16 (axit panmitic) và n = 18 (axit stearic) và R thường là nhóm alkyl mạch ngắn

Chất hoạt động bề mặt này được nghiên cứu và ứng dụng để tăng cường thu hồi dầu cho những mỏ dầu ở vùng biển Bắc (North Sea) và đã thu được nhiều kết quả tốt

Ngoài ra, pH cũng ảnh hưởng đến tốc độ thuỷ phân của sunphonat este axit béo: sự kết hợp của sunphonat este axit béo với các chất hoạt động bề mặt khác để thu được những hỗn hợp sản phẩm tốt hơn

Sự hấp phụ của sunphonat este axit béo đã được nghiên cứu trên bề mặt cao lanh ở các nồng độ thấp và trung bình Sự hấp phụ là không đáng kể Nhưng khi có sự hiện diện của Ca2+ và Mg2+ thì sự hấp phụ tăng lên rõ rệt

Ưu điểm của chất hoạt động bề mặt này là nguyên liệu dễ tìm và sự phân hủy sinh học nhanh Tuy nhiên, khả năng chịu đựng được nhiệt độ cao và độ cứng cao lại kém Do đó họ chất này không ứng dụng được trong tăng cường thu hồi dầu ở mỏ Bạch Hổ

1.5.6 Các chất HĐBM alcohol ethoxylat và propoxylat sunphat

Chất hoạt động bề mặt sunfat là sản phẩm của phản ứng este hóa giữa axit sunfuric và ankanol Nhóm sunfat tan nhiều trong nước hơn nhóm sunfonat do có một nguyên tử oxy trong liên kết Nhưng liên kết C-O-S trong chất HĐBM sunfat dễ phân hủy hơn liên kết C-S trong sunfonat Do đó, với những mỏ có nhiệt độ cao, khả năng ứng dụng của chất hoạt động bề mặt này có phần hạn chế

Ưu điểm của chất HĐBM ankyl ethoxylat hay propoxylat gắn nhóm sunfat hoặc sunfonat là phân tử có sự kết hợp nhiều nhóm kỵ nước và nhóm ưa nước có thể sử dụng hiệu quả khi hoạt động riêng lẻ Hơn nữa chúng có khả năng phân hủy sinh học tốt và tan tốt trong nước biển

Các chất HĐBM cacboxymethy ethoxylat

Công thức của các chất HĐBM này như sau:

COONa CH

) O CH CH ( O

R − − 2 2 n − 2

Chiều dài dây R và số nhóm n quyết định tính chất của chất HĐBM này Người

ta hy vọng rằng sự thay đổi R và n có thể đạt được những chất hoạt động bề mặt có khả năng tăng cường thu hồi dầu tốt Nhóm chất hoạt động bề mặt này có khả năng bền nhiệt (khá) và tan ở nồng độ chất điện ly cao

Một nghiên cứu của Stryker (1990) với 6 nhóm ethoxy carboxymethyl có khả năng chịu được nồng độ muối cao trong khoảng 10 – 30% NaCl Với R, từ hexan đến

biểu hiện được khả năng làm giảm sức căng đến dưới 0,1 mN/m mà không dùng chất trợ hoạt động bề mặt

Một sản phẩm thương mại cũng được giới thiệu với R (C9H19 – C6H4) và n = 4

có khả năng ứng dụng tốt trong lĩnh vực thu hồi dầu

Đây là chất HĐBM đặc trưng, khả năng ứng dụng trong các lĩnh vực tẩy rửa sẽ

bị giới hạn do việc điều chế khó khăn cũng như giá thành cao Ở pH thấp, chất HĐBM này sẽ ở dạng axit Còn ở pH cao hơn, chúng sẽ ở dạng anion carboxylate

Các chất HĐBM ethoxylat alcohol

Công thức của các chất HĐBM này như sau:

OH EO

R − n −

Đây là hợp chất HĐBM không ion, tính ưa nước (khả năng tan trong nước) của chúng được quyết định bởi liên kết hydro của nước với nhóm ethoxylat, nguyên tử oxy

và nhóm hydroxyl tạo liên kết hydro với nước mạnh hơn nhóm este và amid

Mỗi nguyên tử oxy đóng góp một phần vào tính tan trong nước, càng nhiều oxy càng làm tăng tính tan của chất HĐBM

Nồng độ CMC của chất HĐBM không ion nhỏ hơn khoảng 100 lần so với nồng

độ CMC của các chất HĐBM anion với cùng chiều dài dây ankyl

Hoạt tính bề mặt không bị ảnh hưởng bởi các ion cứng có trong nước Tuy nhiên độ tan của chúng tăng lên khi có mặt axit HCl và ion Ca2+ Nồng độ chất điện ly cao (Na+) làm giảm độ tan do hiệu ứng đẩy của muối

Nhược điểm của chất hoạt động bề mặt ethoxylat là tính nhạy của chúng với nhiệt độ Khi tăng nhiệt độ, độ tan của chúng giảm và làm dung dịch chất hoạt động bề mặt đục

Điểm đục là nhiệt độ tại đó chất hoạt động bề mặt không ion không thể hòa tan

và tách ra khỏi dung dịch làm dung dịch trở nên đục

Với ethylen oxit, điểm đục sẽ giảm khi độ dài gốc alkyl tăng hoặc số nhóm ethylen oxit giảm xuống Điều này làm giảm khả năng ứng dụng của chất hoạt động bề mặt trên cơ sở ethylen oxit Chúng có khả năng ứng dụng tốt trong lĩnh vực tẩy rửa, được dùng để tăng cường khả năng tẩy rửa bên cạnh LAS, chịu được nước cứng

Chúng có thể dùng trong thu hồi dầu nhưng chỉ với những mỏ dầu có nhiệt độ không cao và phải có những nghiên cứu cụ thể để tránh hiện tượng tủa của chúng khi nhiệt độ vỉa thay đổi

1.5.7 Chất HĐBM Gimini

Chất HĐBM gimini hay còn gọi Dime, được tạo bởi 2 chất HĐBM dây đơn được nối với nhau thông qua 1 cầu nối tại nhóm đầu hay gần đó đang được quan tâm một cách đặc biệt, do là chất HĐBM mới nên có nhiều tính chất đặc biệt quan trọng vượt trội hơn hẳn so với các chất HĐBM thông thường, thể hiện rõ ở khả năng giảm CMC, hiệu quả vượt trội hơn hẳn về vấn đề giảm SCBM, hình thái kết tụ khác thường,

và thay đổi tính dính ướt hơn, tan tốt hơn và tạo bọt bền hơn [14,15] Chất HĐBM gimini có nhiều tiềm năng hữu hiệu trong nhiều lĩnh vực; ví dụ như trong cải hóa đất trồng, dùng trong TCTHD và biến tính vật liệu có độ rỗng cao Các nỗ lực lớn lao đã được thực hiện để thiết kế và tổng hợp nhiều loại gimini khác nhau với những tính chất mong muốn và hiểu rõ mối tương quan giữa cấu trúc của các chất HĐBM gimini

và các tính chất khác nhau của chúng trong dung dịch.[16-19]

Hình 1.7 Chất HĐBM gemini Tại Mỹ, Trung Quốc và Nhật, người ta cũng có những công trình công bố về tổng hợp chất HĐBM gimini với các loại khác nhau và đánh giá khả năng hòa tan, khả năng giảm CMC và SCBM so với chất HĐBM chỉ có 1 dây alkyl và 1 nhóm phân cực

Hình 1.8 Các chất HĐBM gimini và các dạng tương tự của chúng

Và những nghiên cứu tổng hợp gimini với cầu nối là vòng benzen và 2 đầu phân cực nhóm sulfonat bền nhiệt [20]

Hình 1.9 Qui trình tổng hợp gimini Novel Dialkylaryl Disulfonate theo 2 bước

Hình 1.10 Qui trình tổng hợp gimini Novel Dialkylaryl Disulfonate theo 1 bước Tuy nhiên, các nghiên cứu tổng hợp chất HĐBM Gimini với các tính chất vượt trội he trên cũng mới chỉ mới nghiên cứu ứng dụng trong các lĩnh vực của mỹ phẩm, chưa có đánh giá cụ thể nào ứng dụng trong tăng cường thu hồi dầu, và đặc biệt là các thử nghiệm tính tương hợp với nước biển có độ muối, độ cứng cao và khả năng bền ở nhiệt độ cao [21]

1.5.8 Chất trợ HĐBM ứng dụng trong thu hồi dầu

¾ Khái niệm: Các chất trợ hoạt động bề mặt những chất gần như không có hoạt

tính bề mặt khi đứng riêng lẻ (khả năng giảm SCBM của chúng rất yếu) Nhưng khi kết hợp với các chất HĐBM trong dung dịch, nó tăng cường khả năng hoạt

động của hệ chất HĐBM đó [22]

Các chất trợ HĐBM thường là các rượu béo (thường là C3 – C6) , như n–propyl, iso propyl, n–butyl, sec–butyl, n–amyl, sec–amyl alcohol hoặc ete…

¾ Ứng dụng trong lĩnh vực thu hồi dầu

Trong những nghiên cứu tăng cường thu hồi dầu áp dụng phương pháp bơm ép chất HĐBM, chất trợ hoạt động cũng chiếm vai trò khá quan trọng Việc kết hợp chất trợ hoạt động bề mặt không những giúp tăng cường khả năng thu hồi dầu mà còn làm giảm giá thành của dung dịch bơm ép Do đó, tăng hiệu quả kinh tế của phương pháp này

Một vài nghiên cứu cho thấy một số chất HĐBM chứa nhóm ether khi sử dụng riêng lẻ không có khả năng giảm SCBM đến giá trị yêu cầu nhưng chúng được sử dụng như một chất trợ HĐBM, tăng khả năng giảm SCBM đến giá trị thấp

1.6 Cơ chế nâng cao HSTHD bằng bơm ép chất HĐBM

Dầu bị giữ lại trong vỉa có thể được chia làm hai loại: dầu lưu trong những vùng được quét bởi nước bơm ép và dầu linh động trong những vùng không được quét hay những vùng được quét rất ít bởi nước bơm ép [23] Một yếu tố quan trọng của bất kỳ quá trình nâng cao HSTHD nào là hiệu quả của việc đẩy dầu ra khỏi lỗ rỗng của đá ở cấp vi mô Hệ số đẩy dầu vi mô có ảnh

hưởng quyết định đến hiệu quả của việc

bơm ép và được phản ánh qua độ lớn của

độ bão hòa dầu dư Sor ở những nơi được

tiếp xúc với chất lỏng bơm ép Bởi vì quá

trình nâng cao HSTHD điển hình bao gồm

việc bơm ép nhiều loại chất lưu khác nhau

nên hệ số đẩy dầu của những dòng chất

lưu này trong vỉa cũng cần được quan tâm

Khi hệ số đẩy dầu này thấp, dẫn đến hệ số thu hồi dầu thấp Lực mao dẫn và lực nhớt (lực thủy động) kiểm soát sự phân bố của các pha và sự dịch chuyển của các chất lưu trong môi trường rỗng và do đó chi phối hệ số đẩy dầu vi mô

Nâng cao HSTHD trong những vỉa nứt nẻ tự nhiên bằng phương pháp bơm ép chất HĐBM liên quan đến các tác động chính sau:

− Gia tăng số mao dẫn Nc

− Cải thiện tính dính ướt đối với nước của đá

Hình 1.11 Sự hiện diện của lớp nước giữa đá và dầu trong hệ đá móng

− Giảm SCBM giữa 2 pha dầu-nước

1.6.1 Gia tăng số mao dẫn Nc để đẩy dầu dư

Trong vỉa nứt nẻ tự nhiên nẻ, lực chủ yếu kiểm soát dòng chảy của chất lưu là lực nhớt và lực mao dẫn Lực nhớt tạo dòng chảy của chất lưu thay thế trong các nứt nẻ lớn, trong khi đó lực mao dẫn tạo dòng chảy của chất lưu trong các vi nứt nẻ Hai lực này có mối liên hệ với nhau thông qua số mao dẫn được định nghĩa là tỷ số giữa lực nhớt và lực mao dẫn [24]:

Ở đây v và µ lần lượt là vận tốc và độ nhớt của chất lưu thay thế, σ là SCBM giữa 2 pha dầu-nước và θ là góc dính ướt;∆P L/ : gradient áp suất theo chiều dài mao dẫn

Hình 1.12 Sự phụ thuộc giữa HSTHD và số mao dẫn

Taber [25], giá trị Nc cần thiết để gia tăng hệ số thu hồi dầu nằm trong khoảng 10-4

đến 10-3 Muốn cải thiện giá trị Nc, người ta phải gia tăng vận tốc hoặc độ nhớt của

chất lưu thay thế hoặc đồng thời cả hai Trong thực tế sản xuất, không thể tăng vô cùng vận tốc nước bơm ép vì điều này đòi hỏi áp lực bơm rất lớn, rất khó thực hiện về mặt

kỹ thuật Ngoài ra, khi vận tốc dòng nước lớn, tỷ số linh động nước-dầu sẽ rất lớn, dòng nước xé rách lớp dầu để chảy về giếng khai thác, tạo lưỡi nước, gây nên hiện tượng ngập nước sớm ở các giếng khai thác Có thể gia tăng độ nhớt của nước bơm ép

Lực nhớt Lực mao dẫn

θσ

κ σ

∆

bằng cách cho thêm polyme vào trong nước hoặc cần lựa chọn cách giảm lực mao dẫn Chất HĐBM có thể giúp giảm lực mao dẫn bằng cách giảm SCBM giữa hai pha dầu-nước σ xuống từ 103 đến 104 lần đồng thời thay đổi góc tiếp xúc thông qua sự cải thiện tính dính ướt đối với nước của đá

Khi các pha không tương hợp nhau cùng tồn tại trong môi trường rỗng, năng lượng bề mặt liên diện pha ảnh hưởng đến độ bão hòa, sự phân bố và sự di chuyển của các pha Hình 1.11 ở trên minh họa nước và dầu cùng tồn tại trong môi trường vỉa khi chưa được bơm ép nước Mặc dù nước có thể không linh động trong trường hợp này, SCBM hai pha dầu-nước vẫn ảnh hưởng đến quá trình chảy của các pha Nếu vỉa đã được bơm ép nước hoặc do lượng nước tự nhiên có sẵn trong vỉa, độ bão hòa nước sẽ cao hơn và pha nước sẽ trở nên linh động Hầu hết các quá trình nâng cao HSTHD sử dụng các chất lưu hoàn toàn không tương hợp với pha dầu hoặc pha nước SCBM phải được đo để xác định mức độ ảnh hưởng của nó đến quá trình thu hồi dầu SCBM giữa nước và pha hơi của nó ở nhiệt độ phòng khoảng 73 mN/m SCBM giữa nước và hydrocacbon khoảng từ 30 – 50 mN/m ở nhiệt độ phòng Hỗn hợp các hydrocacbon như dầu thô sẽ cho SCBM thấp hơn, giá trị SCBM phụ thuộc vào bản chất của các pha

và phụ thuộc rất lớn vào nhiệt độ [26]

1.6.2 Cải thiện tính dính ướt đối với nước của đá

Tính dính ướt của đá là khả năng của chất lỏng trải dài trên bề mặt đá Đặc tính này có ảnh hưởng quyết định tới hiệu quả đẩy dầu bởi nước và định hướng áp dụng các biện pháp nâng cao HSTHD

Hình 1.13 Ảnh hưởng của tính dính ướt lên độ bão

hoà của các chất lưu

Tính dính ướt của đá ảnh hưởng đến độ bão hòa của các chất lưu và độ thấm của

chúng trong vỉa Hình 1.13 minh họa ảnh hưởng của tính dính ướt của đá lên độ bão

hòa của chất lưu Ở đây cho thấy độ phân bố của dầu dư trong đá có tính dính ướt

nước mạnh và trong đá có tính dính ướt dầu mạnh Như vậy, vị trí tương đối của một

pha trong môi trường rỗng phụ thuộc vào tính dính ướt của pha đó Đá có tính dính ướt

trung gian hoặc dính ướt hỗn hợp tùy thuộc vào tính chất hóa lý của đá và tính chất

của pha dầu Trong thực tế, bề mặt đá có thể bị dính nước một phần còn phần kia lại

dầu thì các qui tắc về tính dính ướt ở trên sẽ được đảo ngược lại Đá có tính dính ướt

trung gian nếu θ có giá trị nằm trong khoảng xấp xỉ 90o

Đá dính ướt đối với dầu có khuynh hướng giữ dầu lại nhiều hơn trong vỉa Sự

thay đổi tính dính ướt của đá từ dính ươt dầu sang dính ướt nước hay dính trung gian

có thể ảnh hưởng đáng kể tới HSTHD [27]

1.7 Cải thiện độ nhớt của lưu chất bơm ép khi có mặt của chất trợ polyme

Nhiều loại dầu thô có hàm lượng nhựa và asphanten cao dẫn đến có độ nhớt cao

Hình 1.14.Tính dính ướt bề mặt rắn của

pha nước và pha dầu

Bảng 1.2 Tính dính ướt của đá và góc tiếp xúc θ

Chỉ số cosθ

Góc tiếp xúc θ

Tính dính ướt bề mặt rắn

1 0 ۫ Dính ướt nước hoàn toàn

0 90 ۫ Dính ướt nước trung gian

-1 180 ۫ Dính ướt dầu hoàn toàn

Bảng 1.1 Tính dính ướt của đá và góc tiếp xúc θ

nhớt rất thấp (0.38 cP ở 91oC) dẫn đến hiệu quả đẩy dầu thấp do tỷ số linh động giữa nước và dầu quá lớn Để có thể giảm SCBM giữa hai pha dầu và nước nhằm tăng hiệu quả đẩy dầu, đồng thời tăng hệ số quét, người ta áp dụng phương pháp bơm chất HĐBM và polyme (SP) Bơm ép SP là phương pháp hứa hẹn đem lại hiệu quả cao khi

mà khả năng thu hồi dầu có thể lên đến 70% lượng dầu dư còn lại trong vỉa sau quá trình khai thác thứ cấp

Trong hỗn hợp hệ HĐBM-Polyme có hai vùng có khả năng làm cho SCBM giảm đó là vùng nồng độ chất HĐBM thấp (0.1-0.2%) và vùng nồng độ chất HĐBM cao (2-10%) [28] Ở vùng nồng độ chất HĐBM thấp đó là vùng mà có nồng độ nằm gần mới nồng độ mixen tới hạn (CMC) Bên cạnh đó lượng chất HĐBM di chuyển từ pha nước đến pha dầu cũng ảnh hướng tới quá trình giảm SCBM Ở vùng nồng độ cao thì pha vi nhũ tương ở trong chất lỏng sẽ hình thành cùng với sự tới hạn của dầu và nước biển

Chất HĐBM và polyme có thể bị phân tách thành hai lớp khi không có mặt của dầu, ngược lại khi có mặt của dầu thì sẽ hình thành pha vi nhũ tương và pha này sẽ được tăng cường bởi sự có mặt của polyme

Hình 1.15 Sự di chuyển của dầu trong lỗ mao quản Nhờ sự tự ngấm mao dẫn của pha dính ướt (nước) vào thay thế pha không dính ướt (dầu) nằm trong các vi nứt nẻ mà dầu được đẩy ra như đã mô tả ở hình 1.9 Hiệu quả thu gom dầu về đới dầu còn phụ thuộc vào độ nhớt bề mặt của dầu-nước Trong quá trình đẩy dầu, có thể hình thành lớp nước bao quanh dầu làm cho dầu bị phân tán trong nước thành những khối nhỏ Nhờ độ nhớt bề mặt dầu-nước nhỏ mà các khối đó

có thể nhập vào nhau tạo thành khối dầu lớn hơn, khắc phục được hiện tượng phân tán dầu Quá trình mô tả như ở hình 1.16

Hình 1.16 Sự di chuyển của các khối dầu nhỏ để hình thành đới dầu

Hình 1.17 Sự di chuyển của thân dầu và chất HĐBM khi có mặt polyme

Ở hình 1.17 cho ta thấy sự phân bố của các lưu chất khi có mặt polyme Ở dòng chảy của lưu chất trong các lỗ xốp trung bình thì hệ nhũ tương được hình thành ở bề mặt phân cách pha HĐBM-đới dầu Ở bề mặt phân cách HĐBM-polyme thì tồn tại hỗn hợp của chúng

Hình 1.18: Ảnh hưởng của SCBMLD vào sự phân bố chất HĐBM

Ở vùng nồng độ chất HĐBM thấp này, sự giảm SCBM phụ thuộc nhiều vào lượng chất HĐBM di chuyển từ pha nước bơm ép đến pha dầu Để đặc trưng cho quá trình di chuyển của chất HĐBM người ta đưa ra khái niệm hệ số phân bố chất HĐBM trong dầu-nước biển Hình 1.18 cho ta thấy sự phụ thuộc của SCBM vào hệ số phân bố chất HĐBM (hệ dầu dodecan và nước biển) Hệ số phân bố chất HĐBM được tính bằng tỷ

số giữa lượng chất HĐBM trong dầu và lượng chất HĐBM trong nước

Như chúng ta có thể thấy, phương pháp này có khả năng đưa lại hiệu quả đẩy dầu cao nhưng để áp dụng thành công cần một lượng lớn polyme phù hợp và giữa hai nhóm hóa phẩm này phải có sự tương hợp tốt Như vậy chi phí sẽ rất cao do polyme rất đắt và lựa chọn một loại polyme tương hợp tốt với chất HĐBM sử dụng cho các vỉa

có nhiệt độ cao, độ muối và độ cứng cao thường rất tốn kém [29-30]

Một số năm gần đây một số nhà nghiên cứu đề xuất đưa vào dung dịch HĐBM

để bơm ép chỉ một lượng nhỏ polyme phù hợp Khi được trộn lẫn và được bơm ép vào vỉa giữa chất HĐBM và polyme có thể xuất hiện hiệu ứng hợp trội dẫn đến gia tăng thêm lượng dầu thu hồi được Trên cơ sở cơ chế đẩy dầu, polyme và chất HĐBM sẽ tồn tại trong các pha riêng biệt, polyme sẽ bị bẫy lại tại những đới có độ thấm cao trong khi chất HĐBM làm việc tại bề mặt giữa dầu và nước Như vậy có thể cải thiện được cả hiệu quả quét của dung dịch bơm ép và giảm SCBM giữa hai pha dầu và nước, dẫn đến gia tăng hệ số đẩy dầu [31]

CHƯƠNG 2: THỰC NGHIỆM 2.1 Mục đích, cơ chế tác động và đối tượng nghiên cứu

2.1.1 Mục đích

ƒ Mục đích của đề tài là nghiên cứu, thử nghiệm đưa ra công thức tổ hợp hệ chất hoạt động bề mặt (HĐBM) bền nhiệt ở 91oC phối trộn từ một số đơn chất là các sản phẩm thương mại và chất HĐBM mới gimini có khả năng phân tán trong dầu, có tính ổn định nhiệt cao, tương hợp tốt với nước biển có độ mặn, độ cứng cao cải thiện hơn so với các hệ chất HĐBM thông thường, phù hợp cho việc

ứng dụng triển khai trong tăng cường thu hồi dầu

2.1.2 Cơ chế tác động

ƒ Công nghệ này nhằm nâng cao hiệu quả tăng cường thu hồi dầu cho các đối tượng mỏ dầu Việt Nam với các đặc điểm như nhiệt độ cao, độ mặn, độ cứng của nước biển cao bằng cách bơm ép vào vỉa dung dịch hỗn hợp chất HĐBM có chứa chất HĐBM gimini Sự có mặt của hỗn hợp chất HĐBM trong nước bơm

ép sẽ làm giảm sức căng bề mặt cực thấp giữa hai pha dầu - nước và làm tăng tính dính ướt của đá vỉa đối với nước, sự có mặt của gimini sẽ giúp chúng hòa tan tốt hơn trong dầu, những điều đó sẽ làm tăng hiệu quả đẩy dầu và đặc biệt là hiệu quả đẩy dầu mao dẫn ở trong các đới vi nứt nẻ - nơi mà hầu như ít chịu tác động của lực bơm ép trong quá trình đẩy dầu bởi nước

2.1.3 Đối tượng nghiên cứu

Mẫu Mô tả Hoạt tính

(%)

(Tico, Việt Nam)

Gimini Diarylalkyl xylene sulfonic

- Nước biển Vũng Tàu

Kết quả phân tích thành phần lý-hoá của nước biển như sau:

Bảng 2.1 Thành phần lý-hoá của nước biển

Ion Cl- SO42- HCO3- Ca2+ Mg2+ Na++ K+

Hàm lượng (g/l) 19,0 2,6 0,12 0,4 1,2 11,1

- Dầu thô

Dầu thô không hoá phẩm ký hiệu CKB-201-RC2;

Bảng 2.2 Tính chất lý-hóa cơ bản của dầu thô

Áp suất bão hòa, Mpа 6,87

Thiết bị đo SCBM theo phương pháp giọt quay spinning drop tensiometer model

500, của Temco Inc, USA;

Phương pháp spinning drop được phát triển để đo SCBM với giá trị thấp tới 10-5

mN/m Nguyên tắc đo dựa trên gia tốc trọng trường mà nó tác động rõ nét lên

hình dạng giọt quay tròn với một tốc độ nào đó quanh trục ngang

Hình 2.1 Mô phỏng hình ảnh quá trình đo SCBM