BƠM ÉP CHẤT HOẠT TÍNH BỀ MẶTSurfactantEOR

Nhu cầu năng lượng của thế giới ngày càng tăng mà nhiên liệu hóa thạch ngày nay cung cấp hơn 85% năng lượng của thế giới. Hiện nay, đối với thế giới, chúng ta đang khai thác khoảng 87 triệu thùng dầu mỗi ngày 32 tỷ thùng mỗi năm trên thế giới. Tỷ lệ dự trữ và khai thác trong các mỏ cát kết dự đoán còn khoảng 20 năm nữa. Trong các mỏ carbonate thời gian khai thác có thể là 80 năm (Montaron, 2008). Đối với Việt Nam, nhiều mỏ dầu đang rơi vào tình trạng sụt giảm sản lượng nghiêm trọng hay ngập nước hoàn toàn. Với nhu cầu tiêu thụ năng lượng toàn cầu nói chung và Việt Nam nói riêng được dự đoán sẽ tăng lên nhanh chóng trong vòng 20 năm tới, cần một giải pháp thực tế hơn để đáp ứng nhu cầu này nằm trong việc duy trì khai thác từ các mỏ hiện nay cho một số lý do:•Ngành công nghiệp không thể đảm bảo những phát hiện mỏ mới, những mỏ có trữ lượng lớn đến rất lớn khó tìm được.•Những phát hiện mới có nhiều khả năng nằm ở ngoài khơi, vùng sâu, xa bờ, hoặc khu vực khai thác khó khăn.•Việc khai thác các nguồn không thuận lợi sẽ đắt hơn nhiều so với khai thác từ các mỏ hiện có bằng phương pháp tăng cường thu hồi dầu (EOR).Vì vậy rất cần thiết phải nghiên cứu các phương pháp thu hồi dầu khác nhau để tận thu dầu còn trong mỏ nâng cao sản lượng dầu khai thác được.

Surfactant EOR 1

Lời cám ơn

Để có điều kiện hoàn thành đồ án môn học, chúng em xin gửi lời cảm ơn đến các Thầy Cô trong bộ môn Kỹ thuật Địa chất và Dầu khí trường Đại học Bách Khoa đã giúp đỡ

và tạo điều kiện thuận lợi cho chúng em trong suốt những năm học qua

Đặc biệt, để có được định hướng và đề tài, hoàn thành và trình bày kết quả trong đồ

án này, chúng em xin gửi lời biết ơn sâu sắc đến thầy Nguyễn Xuân Huy đã tận tình dìu dắt, hướng dẫn và giúp đỡ chúng em trong suốt thời gian qua để thu được kết quả tốt nhất

Xin chân thành cám ơn!

Surfactant EOR 2

Mở đầu

1/ Tính cấp thiết của đề tài:

Nhu cầu năng lượng của thế giới ngày càng tăng mà nhiên liệu hóa thạch ngày nay cung cấp hơn 85% năng lượng của thế giới Hiện nay, đối với thế giới, chúng ta đang khai thác khoảng 87 triệu thùng dầu mỗi ngày - 32 tỷ thùng mỗi năm trên thế giới Tỷ lệ dự trữ và khai thác trong các mỏ cát kết dự đoán còn khoảng 20 năm nữa Trong các mỏ carbonate thời gian khai thác có thể là 80 năm (Montaron, 2008) Đối với Việt Nam, nhiều mỏ dầu đang rơi vào tình trạng sụt giảm sản lượng nghiêm trọng hay ngập nước hoàn toàn Với nhu cầu tiêu thụ năng lượng toàn cầu nói chung và Việt Nam nói riêng được dự đoán sẽ tăng lên nhanh chóng trong vòng 20 năm tới, cần một giải pháp thực tế hơn để đáp ứng nhu cầu này nằm trong việc duy trì khai thác từ các mỏ hiện nay cho một số lý do:

 Ngành công nghiệp không thể đảm bảo những phát hiện mỏ mới, những mỏ có trữ lượng lớn đến rất lớn khó tìm được

 Những phát hiện mới có nhiều khả năng nằm ở ngoài khơi, vùng sâu, xa bờ, hoặc khu vực khai thác khó khăn

 Việc khai thác các nguồn không thuận lợi sẽ đắt hơn nhiều so với khai thác từ các mỏ hiện có bằng phương pháp tăng cường thu hồi dầu (EOR)

Vì vậy rất cần thiết phải nghiên cứu các phương pháp thu hồi dầu khác nhau để tận thu dầu còn trong mỏ nâng cao sản lượng dầu khai thác được

2/ Mục tiêu và nhiệm vụ:

 Mục tiêu: Đẩy dầu dư bị kẹt lại trong vỉa dưới dạng bất động ra khỏi vỉa nhằm tăng

lượng dầu có thể khai thác được từ một mỏ sau giai đoạn khai thác sơ cấp và thứ cấp,

nâng cao hệ số thu hồi dầu đem lại hiệu quả kinh tế

 Nhiệm vụ:

 Làm giảm các lực giữ dầu ở trong lỗ rỗng của vỉa đá, làm giảm độ nhớt khác nhau giữa dầu và nước hoặc làm giảm các đặc tính của vỉa để dầu có thể dễ dàng

được khai thác hơn

 Tăng hiệu suất quét, hiệu suất đẩy bằng cách thay đổi các đặc trưng cơ bản của chất lưu trong vỉa như: Sức căng bề mặt, độ nhớt, tính dính ướt, tỷ số linh động

4/ Ý nghĩa khoa học và thực tiễn:

 Ý nghĩa khoa học: Kết quả nghiên cứu đồ án cho làm rõ hơn phương pháp thu hồi

dầu bằng phương pháp bơm ép chất hóa học đồng thời còn làm tiền đề cho việc nghiên cứu các phương pháp thu hồi dầu khác (phương pháp kết hợp)

 Ý nghĩa thực tiễn: Việc nghiên cứu của đồ án rất cấp thiết và đáp ứng được yêu cầu

thực tiễn khai thác dầu khí hiện nay của Việt Nam là nâng cao hệ số thu hồi dầu nhằm tận thu các mỏ dầu tại Việt Nam trong giai đoạn suy giảm sản lượng Phương pháp thu hồi tăng cường đã được áp dụng rất phổ biến rộng rãi trên thế giới, nhưng ở Việt Nam hiện vẫn đang là một phương pháp mới và mới chỉ được đưa vào nghiên cứu ứng dụng Do vậy, kết quả nghiên cứu thử nghiệm khả thi sẽ góp phần thúc đẩy mạnh việc đầu tư nghiên cứu sâu hơn nữa và làm cơ sở cho việc áp dụng phương pháp nghiên cứu này

5/ Cơ sở tài liệu:

 Các tài liệu nghiên cứu trước đây của các nhà nghiên cứu khoa học trong nước và trên thế giới trong phương pháp thu hồi dầu tăng cường EOR Các tài liệu nghiên cứu

về tìm kiếm thăm dò, quan trắc của các tổ chức nhằm làm sáng tỏ khu vực nghiên cứu

 Đồ án còn được xây dựng trên cơ sở các tài liệu, báo cáo nghiên cứu, tổng kết về địa chất, địa vật lý, thiết kế khai thác cho tầng chứa và một khối lượng lớn các tài liệu báo cáo, nghiên cứu, phân tích thí nghiệm về mẫu lõi, chất lưu được lấy từ các giếng khoan của các tác giả

 Các báo cáo tổng kết hoạt động thăm dò khai thác dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Các bài báo và các công trình nghiên cứu khoa học của các tác giả trong và ngoài nước đăng trên các tạp chí chuyên ngành

Surfactant EOR 4

6/ Phương pháp nghiên cứu:

 Phương pháp thư mục: Tổng hợp và phân tích các tài liệu địa chất, địa vật lý, khoan

khai thác để xây dựng tổng quan nghiên cứu và ứng dụng phương pháp khác

 Phương pháp thí nghiệm: Xây dựng mô hình thí nghiệm trên tổ hợp mẫu lõi của tầng

chứa để xác định các chỉ số công nghệ và đánh giá hiệu quả thu hồi dầu của các phương pháp này

 Phương pháp mô phỏng số: Xây dựng mô hình, mô phỏng khai thác bằng phần mềm

chuyên dụng, dự báo khai thác, sơ bộ đánh giá hiệu quả khai thác cho các giải pháp bơm ép tăng cường thu hồi dầu cho đối tượng

 Phương pháp phân tích, tổng hợp tài liệu: Thu thập các tài liệu liên quan đến vùng

nghiên cứu, sau đó phân tích, tổng hợp, đánh giá

 Phương pháp chuyên gia: Xin ý kiến góp ý của giáo viên hướng dẫn

7/ Tài liệu tham khảo:

Modern Chemical Enhanced Oil Recovery_Theory and Practice_James J Sheng

Enhanced oil recovery_Larry W Lake

Tạp chí dầu khí số 5/2014

8/ Cấu trúc của đồ án:

 Chương 1: Tổng quan nghiên cứu thu hồi dầu tăng cường và chất hoạt tính bề mặt

 Chương 2: Tổng quan lí thuyết bơm ép chất hoạt tính bề mặt

 Chương 3: Áp dụng thử nghiệm bơm ép chất hoạt tính bề mặt tại vỉa cát kết tầng Oligocen mỏ Bạch Hổ

Nhóm sinh viên thực hiện:

1 Nguyễn Thị Huyền Trang 31203959

2 Nguyễn Hoàng Anh Tuấn 31204278

4 Tạ Thị Phương Thảo 31203460

Surfactant EOR 5

Mục lục

Danh sách kí tự

Danh sách hình vẽ

Danh sách bảng biểu

CHƯƠNG 1:

TỔNG QUAN VỀ NGHIÊN CỨU THU HỒI DẦU TĂNG CƯỜNG

BẰNG CHẤT HOẠT TÍNH BỀ MẶT

1.1 Thu hồi dầu tăng cường

1.2 Thu hồi dầu tăng cường hóa học

1.3 Thu hồi dầu tăng cường bằng phương pháp sử dụng chất hoạt tính bề mặt

CHƯƠNG 2:

LÝ THUYẾT VỀ NGHIÊN CỨU THU HỒI DẦU TĂNG CƯỜNG

BẰNG CHẤT HOẠT TÍNH BỀ MẶT

2.1 Khái niệm về chất hoạt động bề mặt

2.2 Phân loại chất hoạt động bề mặt

2.2.1 Các loại chất hoạt động bề mặt

2.2.2 Các phương pháp mô tả chất hoạt động bề mặt

2.3 Cơ chế hoạt động chất hoạt động bề mặt

2.3.1 Chất hoạt động bề mặt làm giảm sức căng bề mặt

2.3.2 Chất hoạt động bề mặt làm thay đổi tính dính ướt của đá

2.4 Các vấn đề cần quan tâm khi bơm ép chất hoạt động bề mặt trong vỉa

2.4.1 Hệ số quét, hệ số đẩy (cơ chế đẩy dầu)

2.4.2 Độ linh động

2.4.3 Kiểm tra trạng thái pha

2.4.4 Biểu đồ ba thành phần

2.4.5 Độ nhớt

2.4.6 Ảnh hưởng của độ mặn

2.4.7 Chỉ số mao dẫn

2.4.8 Chỉ số bẫy

2.4.9 Đường cong giảm bão hòa mao dẫn

2.4.10 Độ thấm tương đối

………7

……… 10

……….12

………13

……… 13

………14

………… 15

………16

……… 16

……….16

……….16

………18

………23

……… 23

………23

………23

………23

……….………26

……….………26

……….………31

……….………39

………41

……….………41

……….………44

………47

……….………….………53

Surfactant EOR 6

CHƯƠNG 3:

ÁP DỤNG NGHIÊN CỨU BƠM ÉP CHẤT HOẠT TÍNH BỀ MẶT TẠI

VỈA CÁT KẾT TẦNG OLIGOCEN MỎ BẠCH HỔ

3.1 Thực trạng

3.2 Thực nghiệm

3.2.1 Tiêu chí lựa chọn chất hoạt động bề mặt cho thu hồi dầu tăng

cường

3.2.2 Nguyên liệu và phương pháp nghiên cứu

3.2.3 Nội dung tiến hành thử nghiệm và các phương pháp xác định

3.3 Kết quả và thảo luận

3.3.1 Nghiên cứu các chất hoạt động bề mặt riêng lẻ

3.3.1.1 Xác định nồng độ micelle tới hạn của dung dịch chất hoạt

tính bề mặt

3.3.1.2 Khả năng nhũ hóa dầu thô trong nước

3.3.1.3 Độ phân tán và tạo gel của các chất hoạt tính bề mặt trong

mối trường nước muối ở nhiệt độ cao

3.3.1.4 Ảnh hưởng của nhiệt độ lên hoạt tính của chất hoạt tính bề

mặt

3.3.2 Nghiên cứu khả năng kết hợp của tổ hợp ba cấu tử hoạt động bề

mặt bền nhiệt

3.3.2.1 Tối ưu hóa nồng độ các chất hoạt tính bề mặt (AOS:Tween

80:SDBS)

3.3.2.2 Đánh giá khả năng giảm độ hấp phụ của Butanol đối với

đất đá vỉa của tổ hợp AOS:Tween 80:SDBS

3.3.2.3 Khả năng phân tán với dầu thô của tổ hợp AOS:Tween

80:SDBS theo thời gian ở nhiệt độ 140oC

3.3.2.4 Xác định sức căng bề mặt và tính dính ướt trên bề mặt đá

của tổ hợp chất hoạt tính bề mặt ở nhiệt độ 140oC

3.3.3 Kết luận

3.4 Thử nghiệm đẩy dầu bằng chất hoạt tính bề mặt trên mô hình vỉa

………57

………57

………57

……….………57

……… ………57

………58

………59

………59

………59

……… ………60

………60

……… ……62

………62

………62

……… ………64

………66

………66

……… ………67

………67

CH Hằng số thực nghiệm trong phương trình IFT Huh

CHo Hằng số thực nghiệm trong phương trình IFT Huh cho

CHw Hằng số thực nghiệm trong phương trình IFT Huh cho

Ci Nồng độ của chất lưu loại i, m/L3, meq/mL, mol/L

cP Đơn vị của độ nhớt, centipoise

kro Độ thấm tương đối của dầu

krw Độ thấm tương đối của nước

kwr Độ thấm tương đối của nước tại độ bão hòa dầu dư

L (1) Đơn vị chiều dài, hoặc (2) Đơn vị thể tích

md Millidarcy, đơn vị độ thấm

me hoặc ME Pha vi nhũ tương

MW Khối lượng phân tử, Dalton (Da)

Surfactant EOR 8

NF Số lượng bậc tự do

NP Số lượng các pha

NT Hệ số bẫy

p Áp suất, m/Lt2, Pa, MPa, hoặc psi

Smro Độ bão hòa vi nhũ tương dư trong phức hợp vi nhũ tương – dầu, L3

/L3

Smrw Độ bão hòa vi nhũ tương dư trong phức hợp vi nhũ tương – nước,

L3/L3 ̅ Độ bão hòa dầu linh động được chuẩn hóa, L3/L3

Soi Độ bão hòa dầu ban đầu, L3

/L3

Sorc Độ bão hòa dầu dư trong bơm ép chất hoạt tính bề mặt, L3

/L3

Sorm Độ bão hòa dầu dư trong phức hợp dầu – vi nhũ tương, L3/L3

Sorw Độ bão hòa dầu dư trong phức hợp dầu – nước, L3

/L3

Sr Diện tích bề mặt lỗ rỗng, L2/m, m2/g đá

̅ Độ bão hòa nước trung bình, L3/L3

Swi Độ bão hòa nước ban đầu, L3

/L3

Swrm Độ bão hòa nước dư trong phức hợp nước – vi nhũ tương, L3

/L3

Swro Độ bão hòa nước dư trong phức hợp nước – dầu, L3/L3

Tp Thông số trong phương trình đường cong giảm bão hòa mao dẫn cho

h Đầu của chất hoạt tính bề mặt

i Đại diện cho các chỉ số:

Chất đồng dung môi 1 (alcohol 1)

Chất đồng dung môi 2 (alcohol 2)

Pha giàu nước

Pha giàu dầu

Vi nhũ tương

Nước, hoặc pha giàu nước

Pha giàu dầu

Surfactant EOR 10

Danh sách hình vẽ

1.1 Các cơ chế thu hồi dầu

1.2 Thu hồi dầu tăng lên từ quá trình EOR

1.3 Số lượng dự án EOR hóa học tại Canada

1.4 Tiêu thụ EOR hóa học ở Mỹ và Châu Âu

2.1 Sự hình thành micelle

2.2 Sự thay đổi của sức căng bề mặt và nồng độ chất hoạt tính bề mặt

2.3 Mối quan hệ giữa các đặc tính hòa tan và CMC

2.4 Những thông số trong chỉ số packing

2.5 Các dạng tập hợp của chất hoạt tính bề mặt

2.6 Hình biểu diễn quá trình tách dầu ra khỏi đá

2.7 Sự phụ thuộc của tổ hợp số thu hồi dầu vào độ linh động M

2.8 Biểu đồ dòng chảy của kiểm tra trạng thái pha

2.9 Kiểm tra độ ổn định của dung dịch chứa nước

2.10 Sơ đồ cho thấy cách xác định và tính toán các dữ liệu thí nghiệm quét

mặn

2.11 Dụng cụ thí nghiệm kiểm tra quét mặn

2.12 Sự thay đổi trong các loại vi nhũ tương theo độ mặn

2.13 Sơ đồ tỷ lượng theo thể tích của dữ liệu

2.14 Biểu đồ sự hòa tan (Vo/Vs) và Vw/Vs) như là một hàm theo độ mặn

2.15 Ba loại vi nhũ tương hình thành do ảnh hưởng bởi độ mặn trong ứng xử

pha

2.16 Sơ đồ của một biểu đồ ba thành phần (không thang đo)

2.17 Sơ đồ của quy tắc đòn bẫy

2.18 Biểu đồ ba thành phần cho ví dụ 2.1

2.19 Sơ đồ cho thấy một tập của sự chuyển đổi hệ ba thành phần từ loại I đến

loại III rồi đến loại II khi độ mặn tăng lên

2.20 Độ nhớt vi nhũ tương như là một hàm của thành phần pha (C23)

2.21 Hệ thống eo rỗng (pore neck)

2.22 Tóm tắt các trường hợp âm/dương của và khi tính toán

Surfactant EOR 11

2.23 Ví dụ đường cong giảm bão hòa mao dẫn

2.24 Ví dụ đường cong giảm bão hòa mao dẫn được chuẩn hóa

2.25 Ảnh hưởng của sức căng bề mặt lên tỉ số

3.1 Đồ thị biểu diễn sự thay đổi sức căng bề mặt theo nồng độ các chất hoạt

động bề mặt

3.2 Khả năng tạo nhũ của các chất hoạt động bề mặt

3.3 Sự biến thiên giá trị sức căng bề mặt của hỗn hợp theo hàm lượng AOS

và Tween 80 khi hàm lượng SDBS không đổi (tại điểm tối ưu)

3.4 Một số hình ảnh SEM các giếng tầng Oligocen

3.5 Khả năng tạo nhũ với dầu thô của tổ hợp AOS:Tween 80:SDBS theo

thời gian ở nhiệt độ 140oC

3.6 Động thái đẩy dầu bằng nước trước và sau khi bơm chất

HTBM-01-02-03

Surfactant EOR 12

Danh sách bảng biểu

2.1 Hệ số packing đối với sự tập hợp micelle

2.2 Dữ liệu thí nghiệm kiểm tra quét mặn

2.3 Cách tính toán các thông số của hai pha nước và vi nhũ tương

2.4 Tổng kết công việc thực nghiệm trên đường cong giảm bão hòa mao

dẫn

2.5 Ví dụ các thông số CDC

2.6 Những thông số đối với tỉ số kr chung trong hình 2.25

3.1 Nồng độ CMC của các chất hoạt động bề mặt được sử dụng

3.2 Kết quả phân tích thành phần nước đồng hành, nước bơm ép, nước biển

của một số giếng mỏ Bạch Hổ

3.3 Độ đục của các chất hoạt động bề mặt tại 140o C sau 50 ngày thử nhiệt 3.4 Biến thiên sức căng bề mặt của các chất hoạt động bề mặt sau 50 ngày

thử nhiệt ở 140oC

3.5 Thiết kế quy hoạch thực nghiệm

3.6 Điều kiện tối ưu bằng phương pháp quy hoạch thực nghiệm

3.7 Nồng độ tối ưu butanol với tổ hợp chất hoạt động bề mặt (AOS:Tween

80:SDBS)

3.8 Độ hấp phụ với đất đá vỉa của các tổ hợp chất hoạt động bề mặt

(AOS:Tween 80:SDBS)

3.9 Thành phần thạch học của một số giếng tầng Oligocen

3.10 Sức căng bề mặt và góc dính ướt của tổ hợp AOS:Tween 80:SDBS ở

nhiệt độ cao, áp suất cao

3.11 Các thông số mẫu lõi tầng Oligocen thử nghiệm mô hình vỉa

3.12 Một số đặc trưng cơ bản dầu thô Oligocen dưới mỏ Bạch Hổ

3.13 Kết quả gia tăng hệ số thu hồi dầu

Surfactant EOR 13

CHƯƠNG 1:

TỔNG QUAN VỀ NGHIÊN CỨU THU HỒI DẦU

TĂNG CƯỜNG BẰNG CHẤT HOẠT TÍNH BỀ MẶT

1.1 Thu hồi dầu tăng cường

Thu hồi dầu tăng cương là quá trình thu hồi dầu nằm trong cơ chế thu hồi dầu thứ ba Sơ lược lại các cơ chế thu hồi dầu, ta có như sau:

- Cơ chế thu hồi dầu nguyên sinh: Sử dụng năng lượng vỉa là chủ yếu, hoặc dùng các bơm ly tâm, …

- Cơ chế thu hồi dầu thứ sinh: Mục đích là duy trì áp suất vỉa, sử dụng năng lượng do bơm ép nước hoặc khí, …

- Cơ chế thu hồi dầu thứ ba: Sử dụng các phương pháp khác như nhiệt, dung môi, hóa học, …

Ở giai đoạn thu hồi nguyên sinh và thứ sinh, được gọi là thu hồi truyền thống

Ở giai đoạn thu hồi thứ ba, được gọi là thu hồi tăng cường

Những giải thích ở trên được biểu diễn qua hình 1.1 sau đây:

Hình 1.1 Các cơ chế thu hồi dầu

Các cơ chế thu hồi

Thu hồi nguyên sinh

Dòng chảy

tự nhiên Bơm nhân tạo

Thu hồi thứ sinh

Bơm ép nước Duy trì áp suất

Thu hồi thứ ba

Nhiệt

Dung môi

Hóa học

Surfactant EOR 14

Một phương pháp phổ biến cho thấy sự thành công của một quá trình EOR là hệ số thu hồi dầu tăng lên Hình 1.2 chỉ ra sơ đồ thu hồi dầu gia tăng từ một quá trình EOR Tốc độ khai thác dầu từ B đến C là tốc độc được ngoại suy, và dầu tích lũy tại D là thu hồi dầu cuối cùng

dự đoán khi quá trình EOR không được thực hiện tại B Thời gian từ B đến C là cần thiết để đáp ứng một quá trình EOR Dầu tích lũy tại E là việc thu hồi dầu cuối cùng vào thời điểm cuối của quá trình EOR Do đó, sự khác biệt của dầu tích lũy giữa E và D là sự gia tăng thu hồi dầu EOR

Hình 1.2 Thu hồi dầu tăng lên từ quá trình EOR

1.2 Thu hồi dầu tăng cường hóa học

Đối với một quá trình EOR hóa học, dầu EOR nói chung là gia tăng hơn sự bơm ép nước

Sự gia tăng thu hồi dầu tăng cường thường được biểu thị bởi các hệ số thu hồi dầu gia tăng,

là sự gia tăng thu hồi dầu chia cho dầu gốc tại chỗ (OIIP) Hãy biết rằng thay vì sử dụng OIIP, đôi khi chúng ta sử dụng dầu còn lại sau khi bơm ép nước để tính toán hệ số thu hồi dầu gia tăng

Số lượng dự án về thu hồi dầu bằng EOR hóa học cũng tăng dần theo thời gian

Hình 1.3 Số lượng dự án EOR hóa học tại Canada

Surfactant EOR 15

Trong EOR hóa học, có các phương pháp sử dụng các chất hóa học như sau:

- Chất hoạt tính bề mặt: Thay đổi sức căng bề mặt và tính dính ướt của đá

- Polymer: Tăng độ nhớt của nước

- Kiềm: Tăng độ pH và tạo ra xà phòng

- Chất đồng dung môi: Thỉnh thoảng cần thêm vào chất hoạt tính bề mặt để chống lại

độ nhớt của các pha

1.3 Thu hồi dầu tăng cường bằng phương pháp sử dụng chất hoạt

tính bề mặt

Xem xét biểu đồ sau:

Hình 1.4 Tiêu thụ EOR hóa học ở Mỹ và Châu Âu

Ta thấy được tầm quan trọng của chất hoạt tính bề mặt, nếu chỉ đơn thuần tác động, nó chiếm 17%, nhưng nếu kết hợp với các phương pháp khác, nó chiếm gần như 51% Từ số liệu khảo sát, ta thấy được ứng dụng rộng rãi của chất hoạt tính bề mặt trong thu hồi dầu

polymers 48%

surfactants 17%

alkaline-2012

Surfactant EOR 16

CHƯƠNG 2:

LÝ THUYẾT NGHIÊN CỨU THU HỒI DẦU TĂNG CƯỜNG BẰNG CHẤT HOẠT TÍNH BỀ MẶT

2.1 Khái niệm về chất hoạt tính bề mặt

Chất hoạt tính bề mặt là những hợp chất làm giảm sức căng bề mặt (hoặc sức căng giữa ranh giới hai lớp) của hai chất lỏng không hòa tan trong nhau hoặc giữa một chất lỏng và một chất rắn

Một chất hoạt tính bề mặt được coi là một “amphiphilic” Một “amphiphilic” điển hình là một phân tử bao gồm hai phần:

- Phần nhóm phân cực: Phần này có thể liên kết với nước Được gọi là “đầu ưa nước” ( hydrophilic)

- Phần nhóm không phân cực: Phần này không thể liên kết được với nước Được gọi

là “đuôi kị nước” (hydrophobic)

Những phân tử “amphiphilic” có xu hướng mạnh mẽ di chuyển lên mặt ranh giới giữa hai lớp hay bề mặt lớp và định hướng nhóm phân cực nằm trong nước, nhóm không phân cực nằm bên ngoài Nhưng chỉ những phân tử “amphiphilic” có cân bằng ưa nước - kị nước mới

có thể di chuyển lên trên ranh giới giữa hai lớp hay bề mặt lớp Những phân tử

“amphiphilic” quá ưa nước hay kị nước chỉ nằm một trong hai pha còn lại

2.2 Phân loại chất hoạt tính bề mặt

Những chất hoạt tính bề mặt có thể được phân loại theo những ion tự nhiên của đầu ưa nước như ion âm, ion dương, trung tính và lưỡng tính (Ottewill, 1984)

2.2.1 Các loại chất hoạt tính bề mặt

Chất hoạt tính bề mặt ion âm (anionic surfactant):

Chất hoạt tính bề mặt ion âm chứa đựng những nhóm điện tích âm tại đầu ưa nước của chúng ví dụ như sulfate ( ), sulfonate ( ), phosphate( ), và carboxylates( )

Những chất hoạt tính bề mặt ion âm thường được sử dụng rộng rãi trong quá trình EOR hóa học Chúng được sử dụng bơm ép trong vỉa cát kết vì chúng hấp phụ tương đối thấp trên đá cát kết (nơi có điện tích bề mặt âm)

Ví dụ:

 Ammonium lauryl sulfate

Surfactant EOR 17

 Sodium lauryl sulfate

 Sodium dodecyl sulfate

Chất hoạt tính bề mặt trung tính (nonionic surfactant):

Chất hoạt tính bề mặt trung tính chứa đựng những nhóm không mang điện tích tại đầu ưa nước của chúng ví dụ như alcohol, phenol, ether, ester, amide

Những chất hoạt tính bề mặt trung tính được sử dụng cơ bản giống như chất đồng hoạt tính

bề mặt để cải thiện ứng xử pha của hệ Mặc dù chịu mặn tốt hơn nhưng chức năng làm giảm sức căng bề mặt (IFT) của chúng không tốt như chất hoạt tính bề mặt ion âm Vì vậy, người

ta thường trộn chung chất hoạt tính bề mặt ion âm và trung tính để tăng độ chịu mặn của chất hoạt tính bề mặt

Ví dụ:

 Alcohol ethoxylate

 Alkyl phenol ethoxylate

 Alkanolamide

Chất hoạt tính bề mặt ion dương (cationic surfactant):

Chất hoạt tính bề mặt ion dương chứa đựng những nhóm mang điện tích dương tại đầu ưa nước của chúng thường là amine bậc một, hai ba hoặc ammonium bậc bốn liên kết với chuỗi ankyl dài hoặc các ion ,

Những chất hoạt tính bề mặt ion dương có thể hấp phụ mạnh trên đá cát kết; vì vậy, chúng thường không được sử dụng trong vỉa cát kết, nhưng chúng được dùng trong vỉa carbonate

để thay đổi tính dính ướt của đá từ dính ướt dầu sang dính ướt nước

Ví dụ:

 Trimethylalkylammonium chloride

 Chlorides or bromides of benzealkonium

Chất hoạt tính bề mặt lưỡng tính (zwitterionic surfactant):

Những chất hoạt tính bề mặt lưỡng tính bao gồm 2 nhóm hoạt động Những loại chất hoạt tính bề mặt lưỡng tính có thể là trung tính - ion dương, ion âm - ion dương, trung tính - ion

âm Những chất hoạt tính bề mặt này có thể chịu được nhiệt độ cao và độ mặn nhưng chúng rất đắt

- Phần điện tích dương: Dựa trên điện tích dương của amine bậc một, hai, ba hay ammonium bậc bốn

- Phần điện tích âm: Có thể có các giá trị của nhóm sulfonate

Ví dụ:

Surfactant EOR 18

 Dipalmitoylphosphatidylcholine (lecithin)

Thỉnh thoảng, những chất hoạt tính bề mặt được chia là phân tử thấp hay cao dựa vào khối lượng của chúng

2.2.2 Các phương pháp mô tả chất hoạt tính bề mặt

Một vài phương pháp dùng để mô tả chất hoạt tính bề mặt được đề nghị sau đây:

Cân bằng kị nước ưa nước (Hydrophile-Lipophile Balance):

Cân bằng kị nước ưa nước (HLB) thường được sử dụng để mô tả những chất hoạt tính bề mặt Chỉ số này cho thấy một cách tương đối xu hướng hòa tan trong dầu hay trong nước và

xu hướng hình thành dạng nhũ tương nước trong dầu hay dầu trong nước Khi số HLB thấp được cho là những chất hoạt tính bề mặt có xu hướng hòa tan trong dầu và hình thành dạng nhũ tương nước trong dầu Khi độ mặn của thành hệ thấp, chất hoạt tính bề mặt có HLB thấp nên được lựa chọn Một chất hoạt tính bề mặt như vậy có thể tạo pha trung gian vi nhũ tương tại độ mặn thấp Khi độ mặn của thành hệ cao, chất hoạt tính bề mặt có HLB cao nên được lựa chọn Một chất hoạt tính bề mặt như vậy sẽ ưa nước nhiều hơn và có thể tạo pha trung gian vi nhũ tương tại độ mặn cao

HLB được xác định bằng cách tính toán những giá trị đối với những vùng khác nhau trong phân tử, một phương pháp tính HLB được đưa ra bởi Griffin (1949, 1954) Phương trình Griffin để tính toán HLB đối với chất hoạt tính bề mặt trung tính là:

Trong đó:

: Là khối lượng phân tử của phần ưa nước của phân tử

: Là khối lượng phân tử của toàn bộ phân tử

Kết quả tính toán được đối chiếu với một thang đo từ 0 đến 20.Giá trị HLB bằng 0 tương ứng với một phân tử kị nước hoàn toàn và giá trị bằng 20 tương ứng với một phân tử ưa nước hoàn toàn Giá trị HLB có thể được sử dụng để dự đoán về những đặc tính chất hoạt tính bề mặt sau đây:

- Một giá trị từ 0 đến 3 cho thấy một chất không sủi bọt

- Một giá trị từ 4 đến 6 cho thấy một chất nhũ hóa W/O

- Một giá trị từ 7 đến 9 cho thấy một chất thấm ướt

- Một giá trị từ 8 đến 18 cho thấy một chất nhũ hóa O/W

- Một giá trị từ 13 đến 15 là một chất tẩy rửa đặc trưng

- Một giá trị đối với 10 đến 18 cho thấy một chất hòa tan hay hướng nước

Surfactant EOR 19

Vào năm 1957, Davies đã đề nghị một phương pháp để tính toán giá trị HLB dựa vào những nhóm hóa học của phân tử Thuận lợi của phương pháp này là nó tính cả sự ảnh hưởng mạnh hay yếu của nhóm ưa nước Phương trình là:

Trong đó:

m: Là số lượng nhóm ưa nước trong phân tử

: Là giá trị của nhóm ưa nước

n: Là số lượng nhóm kị nước trong phân tử

: Là giá trị của nhóm kị nước

Nồng độ Micelle tới hạn (Critical Micelle Concentration) và nhiệt độ Kraff:

Micelle là một dạng tập hợp của chất hoạt tính bề mặt đơn

Một đặc điểm quan trọng khác của một chất hoạt tính bề mặt là nồng độ micelle tới hạn (CMC) CMC được định nghĩa là nồng độ thấp nhất của chất hoạt tính bề mặt mà dạng micelle được hình thành

Dưới nồng độ CMC, các phân tử chất hoạt tính bề mặt đơn tự do, “bơi lội” tìm kiếm những vùng để liên kết tạo thành dạng lớp đơn phân tử hay tự kết hợp với nhau đơn giản (còn gọi

là dạng micelle nhỏ)

Khi tất cả những vùng liên kết được bao phủ bởi những chất hoạt tính bề mặt đơn thì chất hoạt tính bề mặt phải hình thành một dạng thay thế khác, tạo thành micelle Đó là thời điểm đạt được CMC

Khi đạt được trên CMC, bất cứ việc thêm vào chất hoạt tính bề mặt như thế nào sẽ chỉ làm tăng số lượng micelle (trong điều kiện lí tưởng)

Hình 2.1 Sự hình thành micelle

Surfactant EOR 20

Mặt khác, trước khi đạt tới CMC, sức căng bề mặt giảm rõ ràng theo nồng độ chất hoạt tính

bề mặt Sau khi đạt tới CMC, sức căng bề mặt sẽ là một hằng số

Hình 2.2 Sự thay đổi của sức căng bề mặt và nồng độ chất hoạt tính bề mặt

Đối với một hệ được đưa trước, sự micelle hóa xuất hiện trên vùng có nồng độ hẹp Nồng

độ này thường nhỏ khoảng 10-5 đến 10-4 mol/L đối với chất hoạt tính bề mặt sử dụng trong EOR (Green and Willhite, 1998) Vì vậy, CMC trong vùng khoảng vài ppm đến vài chục ppm

Hình 2.3 Mối quan hệ giữa các đặc tính hòa tan và CMC

Các đặc tính hòa tan của dung dịch như nồng độ các phân tử chất hoạt tính bề mặt đơn, áp suất thẩm thấu, sự dẫn truyền điện, độ phân tán ánh sáng cũng cho ta cách xác định CMC dựa vào sự thay đổi đột ngột các đặc tính hòa tan khi nồng độ chất hoạt tính bề mặt tăng

Surfactant EOR 21

Một thông số có liên quan đến CMC là nhiệt độ Krafft (nhiệt độ micelle tới hạn) Đây là nhiệt độ nhỏ nhất những chất hoạt tính bề mặt hình thành micelle Dưới nhiệt độ Krafft, micelle không thể hình thành

Tỉ số hòa tan:

Tỉ số hòa tan đối với dầu (hoặc nước) được xác định bằng thể tích hòa tan của dầu (nước) đối với thể tích của chất hoạt tính bề mặt trong pha vi nhũ tương Tỉ số hòa tan có liên quan rất gần với IFT Khi tỉ số hòa tan dầu bằng với tỉ số hòa tan với nước thì IFT đạt tới giá trị nhỏ nhất

Bởi vì những đuôi kị nước được định hướng trong pha dầu nên trong công thức 2.3 có thể được bỏ ra trong nhiều trường hợp Tương tự, vì những đuôi ưa nước được định hướng trong pha pha nên trong công thức 2.4 có thể được bỏ qua

Sau đó ái lực của chất hoạt tính bề mặt đối với pha dầu hoặc nước có thể được mô tả, như đề xuất ban đầu của Winsor (1948) nhờ tỉ số R:

Phương trình tính cả ảnh hưởng của các phản ứng đẩy giữa các phân tử dầu , giữa các phân tử nước , giữa đuôi kị nước , giữa đầu ưa nước :

Kết quả: Khi R < 1, sự trộn lẫn tương đối với nước sẽ tăng và đối với dầu giảm

Khi R > 1, sự trộn lẫn tương đối với dầu sẽ tăng và đối với nước giảm

Khi R << 1, hệ đặc trưng là hệ loại I

Khi R >> 1, hệ đặc trưng là hệ loại II

Khi R = 1, tương đương với hệ tối ưu nhất trong Winsor loại III

: Thể tích chiếm chỗ của của nhóm kị nước trong lõi micelle

: Diện tích mặt cắt ngang của nhóm ưa nước tại bề mặt micelle

: Chiều dài của nhóm kị nước

Bảng 2.1 Hệ số packing đối với sự tập hợp micelle

Surfactant EOR 23

2.3 Cơ chế hoạt động chất hoạt tính bề mặt

2.3.1 Chất hoạt tính bề mặt làm giảm sức căng bề mặt

Sức căng bề mặt (còn gọi là năng lượng bề mặt hay ứng suất bề mặt, thường viết tắt

là σ hay γ hay T) là mật độ dài lực xuất hiện ở bề mặt giữa chất lỏng và các chất khí, chất lỏng hay chất rắn khác; có bản chất là chênh lệch lực hút phân tử khiến các phân tử ở bề mặt của chất lỏng thể hiện đặc tính của một màng chất dẻo đang chịu lực kéo căng

Khi có sự tham gia của các chất hoạt tính bề mặt, các chất hoạt tính bề mặt di chuyển trên

bề mặt lớp hay ranh giới giữa hai lớp, xen vào giữa các phân tử của dung dịch, làm liên kết giữa các phân tử trong dung dịch yếu đi, dẫn tới làm giảm sức căng bề mặt

2.3.2 Chất hoạt tính bề mặt làm thay đổi tính dính ướt của đá

Chất hoạt tính bề mặt làm thay đổi tính dính ướt của đá, từ dính ướt dầu sang dính ướt với nước Đầu tiên chất hoạt tính bề mặt di chuyển tới liên kết với dầu bằng đuôi kị nước Sau

đó chất hoạt tính bề mặt dùng lực thay đổi góc dính ướt của dầu với đá Rồi dần dần chất hoạt tính bề mặt lôi dầu ra khỏi đá Dầu tách ra khỏi đá nằm trong lõi của các micelle

Hình 2.6 Hình biểu diễn quá trình tách dầu ra khỏi đá

2.4 Các vấn đề cần quan tâm khi bơm ép chất hoạt tính bề mặt trong

Surfactant EOR 24

Cơ chế dịch chuyển trong bơm ép chất hoạt tính bề mặt pha loãng:

Trong một vỉa dính ướt nước có bơm ép chất hoạt tính bề mặt pha loãng, khi dung dịch chất hoạt tính bề mặt tiếp xúc với giọt dầu dư, những giọt dầu chuyển thành nhũ tương bởi vì sức căng bề mặt thấp và cuốn chúng vào dung dịch chất hoạt tính bề mặt Những giọt dầu bị cuốn vào này bị cuốn về phía trước và bị kéo dài trở thành sợi dầu dài nên nó có thể làm biến dạng và chảy qua những khe nối giữa hai lỗ rỗng Khi độ mặn thấp, nhũ tương dầu trong nước được hình thành Khi độ mặn cao, nhũ tương nước trong dầu được hình thành Những giọt dầu này hợp lại tạo thành than dầu phía trước chất đánh dấu của chất hoạt tính

bề mặt Khi chất hoạt tính bề mặt tiếp xúc với bề mặt đá, tính dính ướt có thể thay đổi Trong vỉa dính ướt dầu, các que dầu tại khe nối hoặc trên vách lỗ rỗng Khi dung dịch chất hoạt tính bề mặt chảy qua lỗ rỗng, vì sức căng bề mặt thấp, các giọt dầu tại khe nối sẽ bị chiếm chỗ Những giọt dầu trên vách lỗ rỗng bị phá hủy và thay thế dọc theo vách bằng dung dịch chất hoạt tính bề mặt pha loãng Những giọt dầu này bị di chuyển xuống cùng những giọt dầu xuôi dòng để hình thành nên đường dòng dầu liên tục Chúng bị kéo thành dòng dài, và dòng dầu đi xuôi dòng Những dòng dầu có thể bị phá vỡ trong suốt quá trình chảy Khi bị vỡ, chúng trở thành những giọt dầu nhỏ và được nhũ hóa Những giọt nhỏ này chảy xuôi dòng và trú lại tại khe nối tiếp theo và hợp lại với những giọt dầu khác Nói chung, đây là loại nhũ tương nước/dầu Dầu bị nhũ hóa và dầu bị thay thế hợp lại tạo thành thân dầu phía trước Tính dính ướt có thể thay đổi từ dính ướt dầu thành dính ướt nước bởi

vì sự hấp phụ chất hoạt tính bề mặt

Cơ chế dịch chuyển trong bơm ép micelle:

Như đã thảo luận trước đó, dựa trên độ mặn và hợp phần, có ba loại vi nhũ tương: Loại I dầu trong nước, loại II nước trong dầu, và loại III tồn tại song song ba pha

Trong vi nhũ tương loại I, nhựng giọt dầu bị nhũ hóa bị mang theo tới phía trước và cùng hợp lại với dầu đằng trước tạo thành thân dầu Trong vi nhũ tương loại II, rất dễ dàng để dầu bên ngoài hợp vào với dầu dư tạo thành thân dầu

Trong vi nhũ tương ba pha, vì có sức căng bề mặt thấp nhất, nước và dầu có thể hòa tan lẫn nhau, và những giọt dầu có thể chảy qua khe nối lỗ rỗng dễ dàng hơn Những giọt dầu di chuyển về phía trước và kết hợp với dầu xuôi dòng tạo thành thân dầu Vì ảnh hưởng sự hòa tan, thể tích dầu và nước tăng lên, dẫn đến độ thấm tương đối cao hơn và bão hòa dư thấp hơn Tuy nhiên, khi krw tăng nhanh hơn kro với sức căng bề mặt giảm, nếu không có sự biến đổi trong độ nhớt, dầu bão hòa trong thân dầu và tỉ lệ dầu thu hồi bị giảm

Surfactant EOR 25

Trong vỉa dính ướt nước, ban đầu màng nước bám vào bề mặt đá Vì hệ vi nhũ tương ba pha

có thể hòa tan nước, một số màng nước có thể bị thay thế bởi vi nhũ tương Vì vậy, bề mặt

đá sẽ trở nên ít dính ướt nước hơn Tương tự, trong vỉa dính ướt dầu, vài màng dầu trên bề mặt đá có thể bị thay thế bởi vi nhũ tương và đá sẽ trở nên ít dính ướt dầu hơn Vì thế, vi nhũ tương luôn luôn ứng xử như pha dính ướt nhất

Hệ số đẩy:

Một phần dầu được thu hồi từ một sự quét đới chứa dầu bởi bơm ép nước hoặc từ một quá trình dịch chuyển nào đó Phương trình hệ số đẩy:

E = (Voi – Vor)/Voi (2.7) Trong đó:

Voi: thể tích dầu lúc bắt đầu bơm ép

Vor: thể tích dầu còn lại sau bơm ép

Trong vỉa mà bơm ép nước hoặc chất lưu nào khác sử dụng mẫu trong giếng, một phần của khu vực lấy mẫu từ chất lưu vỉa thì được dịch chuyển bởi pha bơm ép tại thời điểm xâm nhập Các thông số như là góc dốc cấu tạo và độ dốc phương vị, sự có mặt của đứt gãy, tỉ số linh động, … ảnh hưởng đến hệ số đẩy

Các phương trình mô tả đặc trưng các cơ chế đẩy dầu bằng chất lưu không hòa lẫn được phát triển bởi Buckley và Leveret sử dụng khái niệm độ thấm tương đối và định luật Darcy

để mô tả dòng chảy chất lưu trạng thái ổn định thông qua vài trò của độ rỗng

Hình 2.7 Sự phụ thuộc của tổ hợp số thu hồi dầu vào độ linh động M

2.4.3 Kiểm tra trạng thái pha

Kiểm tra trạng thái pha được tiến hành trong các ống nhỏ được gọi là ống pipet Do đó, các kiểm tra trạng thái pha đôi khi được gọi là kiểm tra pipet (ống nhỏ giọt) Kiểm tra trạng thái pha bao gồm kiểm tra độ ổn định của nước, quét độ mặn, và quét dầu Mục tiêu chính của các kiểm tra trạng thái pha là để tìm ra công thức hóa học cho các áp dụng cụ thể Một biểu

đồ dòng chảy điển hình của thí nghiệm trạng thái pha được thể hiện trong hình 2.8

Surfactant EOR 27

Hình 2.8 Biểu đồ dòng chảy của kiểm tra trạng thái pha

2.4.3.1 Kiểm tra độ ổn định của dung dịch chứa nước

Việc bơm ép một dung dịch hòa tan đơn pha là rất quan trọng vì sự hình thành kết tủa, tinh thể lỏng, hay một pha lỏng thứ hai có thể dẫn đến phân phối không đồng đều của vật liệu được bơm ép và sự vận chuyển không đồng đều do sự bẫy pha hay độ linh động khác nhau của các pha cùng tồn tại

Vì vậy, đầu tiên chúng ta cần phải kiểm tra xem các dung dịch chứa nước có trong suốt không khi mà không có sự thêm dầu Các dung dịch cần phải được trong suốt hoặc có độ mặn cao hơn so với độ mặn ở khu vực mà chúng ta có ý định bơm ép dung dịch Rất có thể, đây là độ mặn tối ưu mà tại đó cả hai tỷ lệ nước/vi nhũ tương IFT (σwm) và dầu/vi nhũ tương IFT (σom) đang ở mức tối thiểu Nếu dung dịch lên đến độ mặn này, thì các vấn đề đã đề cập trước đó sẽ không xuất hiện bởi vì các dung dịch sẽ trở nên ổn định hơn sau khi trộn với dầu tại chỗ Nếu các dung dịch vẩn đục hoặc xuất hiện bất kỳ kết tủa nào, hóa chất phải được chọn lại

Nói chung, giới hạn độ mặn trong kiểm tra độ ổn định của dung dịch chứa nước thường gần với độ mặn tối ưu của vi nhũ tương Hình 2.9 cho thấy một ví dụ về một kiểm tra độ ổn định dung dịch chứa nước

Surfactant EOR 28

Hình 2.9 Kiểm tra độ ổn định của dung dịch chứa nước

2.4.3.2 Kiểm tra độ quét mặn

Nếu dung dịch trong suốt, thì chúng ta thêm dầu vào các dung dịch này và thay đổi độ mặn Trong các thí nghiệm pipette, nhiệt độ và nồng độ của chất hoạt tính bề mặt (s) và dung môi được cố định, trong khi nồng độ của các chất điện phân bị thay đổi giữa các ống nghiệm khác nhau Khi độ mặn tăng lên vi nhũ tương sẽ thay đổi từ loại II (-) đến loại III đến loại II (+)

Bảng 2.2 Dữ liệu thí nghiệm kiểm tra quét mặn

Bảng 2.2 Dữ liệu thí nghiệm kiểm tra quét mặn

Surfactant EOR 29

Hình 2.10 có thể giúp tạo điều kiện để hiểu về các dữ liệu trong các cột khác nhau của bảng 2.2 được tính toán như thế nào

Hình 2.10 Sơ đồ cho thấy cách xác định và tính toán các dữ liệu thí nghiệm quét mặn

Hình 2.11 Dụng cụ thí nghiệm kiểm tra quét mặn

Sự biến đổi của vi nhũ tương có thể được thể hiện bởi một sơ đồ phân chia thể tích hình 2.13, trong đó cung cấp một sự hiểu biết về độ nhạy của các trạng thái của dung dịch hoạt tính bề mặt đối với các chất điện phân được thêm vào Trong quét mặn, có hai phương pháp

để thay đổi độ mặn Một phương pháp là cố định một nồng độ muối và thay đổi nồng độ kiềm vì kiềm cũng có thể hoạt động để điều chỉnh độ mặn Phương pháp khác là cố định nồng độ kiềm và thay đổi nồng độ muối Độ mặn tối ưu được xác định từ các thí nghiệm sàng lọc là gần với độ mặn của một hỗn hợp 80/20 của các nước bơm ép và nước thành hệ

Surfactant EOR 30

Hình 2.12 Sự thay đổi trong các loại vi nhũ tương theo độ mặn

Hình 2.13 Sơ đồ tỷ lượng theo thể tích của dữ liệu

2.4.3.3 Kiểm tra quét dầu

Tỷ lệ hòa tan là một thông số rất quan trọng trong việc tính toán sức căng bề mặt Để đạt được một IFT thấp cần thiết phải tăng số lượng mao dẫn, tỷ lệ hòa tan dầu (Vo/Vs) cần phải lớn hơn 10 Nếu nó là quá thấp, chúng ta phải chọn chất hoạt tính bề mặt khác và lặp lại các thí nghiệm hành vi pha Trong thực tế, ngay cả khi tỷ lệ hòa tan dầu là đủ cao, nhưng độ mặn tối ưu xác định được quá xa so với độ mặn của nước bơm ép chúng ta dự định để sử dụng, chúng ta phải tìm chất hoạt tính bề mặt khác vì sự thay đổi độ mặn của nước bơm ép

có thế rất tốn kém

Hình 2.15 Ba loại vi nhũ tương hình thành do ảnh hưởng bởi độ mặn trong ứng xử pha

Surfactant EOR 32

Tại nồng độ chất hoạt tính bề mặt thấp, chất hoạt tính bề mặt điển hình cho thấy sự hòa tan tốt trong pha dạng nước Đối với hệ hai pha: Pha dầu dư và pha vi nhũ tương dầu trong nước Vì vi nhũ tương ở trong pha nước, đậm đặc hơn pha dầu, và nằm dưới pha dầu nên được gọi là pha vi nhũ tương dưới Tại một độ mặn cao, hệ được chia thành pha vi nhũ tương nước trong dầu và pha nước dư Trong trường hợp này, pha vi nhũ tương được gọi là pha vi nhũ tương trên Tại một vài vùng độ mặn trung bình, hệ có thể có ba pha: Pha dầu dư, pha vi nhũ tương và pha nước dư Trong trường hợp này, pha vi nhũ tương nằm ở giữa nên được gọi là pha vi nhũ tương giữa (Healy et al., 1976) Những thuật ngữ này phù hợp vị trí tương đối của chúng trong ống nghiệm, với nước là chất lỏng đặc hơn Trong khoa học và kĩ thuật môi trường một chất lỏng pha không phải dạng nước đậm đặc (DNAPL) có thể đậm đặc hơn nước Fleming et al (1978) sử dụng γ, β, và α để đặt tên theo thứ tự cho pha vi nhũ tương dưới, pha vi nhũ tương giữa và pha vi nhũ tương trên Ứng xử pha chất hoạt tính bề mặt–nước mặn–dầu thường dùng biểu đồ ba thành phần để giải thích, như hình 2.15 Nếu đỉnh trên cùng của biểu đồ ba thành phần biểu diễn giả hợp phần chất hoạt tính bề mặt, đỉnh thấp hơn bên trái đại diện cho pha nước, đỉnh thấp hơn bên phải đại diện cho pha dầu thì những đường nối trong môi trường vi nhũ tương thấp có đường dốc âm Vì vậy môi trường pha được gọi là loại II(–) bởi vì có hai pha trong hệ và đường dốc của đường nối âm Tương

tự, loại II(+) và loại III theo thứ tự được dùng để mô tả môi trường pha trên và pha giữa (Nelson and Pope, 1978) Tên của chúng ám chỉ loại môi trường pha Như Nelson (1982) nhấn mạnh, loại môi trường pha nói đến loại biểu đồ pha chứ không phải loại vi nhũ tương Nếu đỉnh đại diện được thay đổi, ví dụ nếu vị trí của nước và dầu được thay đổi thì sự đại diện ban đầu của loại II(-) và loại II(+) sẽ thay đổi

Những thuật ngữ này ban đầu được đưa ra bởi Winsor (1954) - vi nhũ tương Winsor loại I,

II và III - cũng được biểu diễn trong hình 2.15 Vùng pha đơn nằm trên những ranh giới đa pha với nồng độ chất hoạt tính bề mặt tương đối cao được đặt là vùng loại IV (Meyers and Salter, 1981) Những khái niệm này không phù hợp với số pha khả thi lớn nhất tồn tại trong

hệ, và rất khó để liên kết những khái niệm này với bất kì thuộc tính nào của vi nhũ tương, nhưng những khái niệm này thường được sử dụng bên ngoài tài liệu dầu khí

Trạng thái pha của vi nhũ tương là phức hợp và phụ thuộc vào số lượng của các thông số, bao gồm loại và nồng độ của chất hoạt tính bề mặt, các chất đồng dung môi, hydrocarbon,

độ mặn nước biển, nhiệt độ, và một mức độ thấp hơn nhiều, áp suất Không có phương trình tổng quát của trạng thái thậm chí là cho một vi nhũ tương đơn giản Vì vậy, trạng thái pha

Surfactant EOR 33

cho một hệ vi nhũ tương cụ thể phải được đo đạc bằng thực nghiệm Trạng thái pha của vi nhũ tương thì thường được trình bày bằng cách sử dụng biểu đồ ba thành phần và các mối tương quan thực nghiệm như là quy tắc Hand

Trước khi trình bày một biểu đồ ba thành phần, chúng ta phải thảo luận một vài khái niệm, bao gồm các giả hợp phần Một vi nhũ tương thường gồm nhiều thành phần: các chất hoạt tính bề mặt, các chất đồng hoạt tính bề mặt, các chất đồng dung môi hoặc các alcohol, hydrocarbon, nước, và các chất điện phân Để mô tả các trạng thái pha một cách chặc chẽ, chúng ta cần phải bao gồm ảnh hưởng của mỗi thành phần Sự phức tạp của hệ và công nghệ hiện tại, và đôi khi là thời gian và sự ràng buộc về kinh tế, không cho phép chúng ta làm thế Trong vài trường hợp thực tế, những ảnh hưởng chi tiết của mỗi thành phần có thể không cần thiết Do đó, số lượng của các thành phần thì giảm bởi việc kết hợp các thành phần tương tự vào trong các giả hợp phần Một giả hợp phần là giả hợp phần thật sự nếu sự phân chia thành phần của nó bằng nhau (trong một tỷ lệ chính xác) trong mỗi pha Thường thì, các biểu đồ ba và bốn thành phần thì được sử dụng – mặc dù nhiều hơn bình thường, là biểu đồ ba thành phần Trong một biểu đồ ba thành phần điển hình, có ba giả hợp phần: nước, dầu, và chất hoạt tính bề mặt Trong biểu đồ ba thành phần, hệ nhiệt độ và áp suất được cố định Một biểu đồ ba thành phần là một công cụ cực kì hữu ích trong EOR bởi vì nó

có thể đại diện một cách đồng thời pha và các thành phần tổng thể cũng như là khối lượng tương đối

Hình 2.16 Sơ đồ của một biểu đồ ba thành phần (không thang đo)

Surfactant EOR 34

Hình 2.16 cho thấy sơ đồ của một biểu đồ ba thành phần Những vị trí đỉnh của nó trên tam giác đều đại diện cho 100% các thành phần nước, dầu, và chất hoạt tính bề mặt của dung dịch Nồng độ có thể dùng là mole, khối lượng hoặc phần thể tích Vùng đơn pha là trong đới có nồng độ chất hoạt tính bề mặt cao Vùng ba pha tồn tại trong đới trung gian Cánh hai pha tồn tại trong phía trên bên phải và phía trên bên trái của tam giác ba pha Có vùng hai pha thứ ba nằm tại nồng độ chất hoạt tính bề mặt rất thấp bên dưới vùng ba pha Vùng này thường thì khá nhỏ và vì thế không bao gồm trong đồ thị Bất kì vùng nào mà có một góc trở lên của tam giác như là một phần của ranh giới của nó thì là đơn pha Thực tế, vùng đơn pha có thể biến mất khi sự hòa tan vào nhau là rất thấp – ví dụ như, tại góc nước hoặc góc dầu

Một đường trên đồ thị phân cách hai vùng mà có sự khác biệt bởi tính thống nhất trong số lượng của các pha Tại bất kỳ điểm nào là chung cho ba vùng, ba pha cùng tồn tại Bất kỳ vùng nào mà trong đó ba pha cùng tồn tại thì được bao quanh một cách tất yếu bởi tam giác thẳng cạnh, như được thể hiện trong hình 2.16 nơi mà vùng ba pha được bao quanh bởi tam giác hình thành bởi các điểm nước – bất biến – dầu Các cạnh của tam giác là các đường nối, cũng được gọi là connodal, kết nối với tất cả hỗn hợp của pha tại các đầu Đường nối liên kết các thành phần của hai pha cân bằng tại hai đầu của nó Đường nối phải thẳng, như được giải thích bởi Lake (1989) Ba thành phần trạng thái pha loại III bao gồm khu vực gần trục nước mặn/dầu được bao bọc bởi tam giác Các thành phần trong khu vực này sẽ cho kết quả trong ba pha, thành phần của mỗi pha bằng thành phần của các đỉnh của tam giác bao quanh

Mối quan hệ giữa số lượng của các thành phần NC, số lượng của các pha NP, và số lượng (độ) của bậc tự do NF của hệ thì được đưa ra bởi quy tắc pha Gibb:

NF = NC – NP + 2 (2.9) Tại điểm bất biến, NC = 3, NP = 3, NF là 2 Bởi vì hệ nhiệt độ và áp suất được cố định, bậc

tự do sau cùng là 0 Nói cách khác, thành phần tại điểm bất biến không thay đổi như là một hàm của thành phần tổng cộng trong vùng ba pha của biểu đồ ba thành phần thật sự cho độ mặn được đưa ra Đó là lý do tại sao tên của điểm bất biến được sử dụng Điểm bất biến di chuyển từ góc nước bên trái hướng đến góc dầu bên phải khi độ mặn tăng lên Giới hạn dưới (Csel) và trên (Cseu) của độ mặn hiệu dụng là độ mặn hiệu dụng trong ba pha hình thành hoặc biến mất Tại độ mặn hiệu dụng thấp hơn, điểm bất biến thì vẫn là góc nước của biểu đồ ba thành phần Tại độ mặn hiệu dụng cao hơn, điểm bất biến thì tại góc dầu của biểu đồ ba thành phần

Surfactant EOR 35

Các đường cong binodal (ranh giới pha) phân ra vùng một và hai pha Bên dưới đường cong binodal là vùng hai pha, và trên đường cong là vùng đơn pha Tại điểm plait của đường cong binodal, tất cả thành phần pha đều bằng nhau Điểm plait bên phải thì thường được xác định rất gần với đỉnh dầu, và điểm plait bên trái thì thường được xác định rất gần đỉnh nước Trong vùng hai pha, các thành phần của các pha trong cân bằng thì được liên kết với đường nối, dọc theo có thể tìm thấy tất cả các phần có thể có của hai pha, như được giải thích trong

ví dụ 2.1 Trước đó, chúng ta trước hết cần phải xem lại quy tắc đòn bẫy

Quy tắc đòn bẫy thì được sử dụng để xác định một cách định lượng thành phần tương đối của hỗn hợp trong vùng hai pha trong biểu đồ ba thành phần Các khoảng cách từ điểm hỗn hợp dọc theo đường nối nằm ngang đến cả hai ranh giới pha cho biết thành phần

nαlα = nβlβ (2.10) Trong đó nα đại diện cho lượng của pha α và nβ đại diện cho lượng của pha β Dựa trên quy tắc đòn bẫy này, chúng ta có

= (2.11)

Áp dụng phương trình 2.11 cho các loại khác nhau của vi nhũ tương, chúng ta có thể xác định thể tích tương đối của mỗi pha, như được thể hiện trong hình 2.17 Chú ý rằng cho hệ loại III, phương trình dưới đây có thể xác nhận dựa trên thực tế rằng khu vực tổng của tam giác lớn thì là tổng của ba tam giác nhỏ trong hình 2.18:

= 1 (2.12)

Hình 2.17 Sơ đồ của quy tắc đòn bẫy