Xác định hệ số phân bố của các chất PFCs trong điều kiện vỉa bằng phương pháp sắc ký

Tiểu ban D2: Ứng dụng kỹ thuật hạt nhân trong công nghiệp và các lĩnh vực khác
Section D2: Application of nuclear techniques in industries and others

XÁC ĐỊNH HỆ SỐ PHÂN BỐ CỦA CÁC CHẤT PFCs TRONG ĐIỀU KIỆN VỈA BẰNG
PHƯƠNG PHÁP SẮC KÝ
MEASUREMENTS OF PFCS PARTITION COEFFICIENTS UNDER RESERVOIR CONDITIONS
USING CHROMATOGRAPHIC METHOD
LÊ VĂN SƠN, NGUYỄN HỮU QUANG, HUỲNH THỊ THU HƯƠNG, TRẦN TRỌNG HIỆU,
ĐẶNG NGUYỄN THẾ DUY, LÊ THỊ THANH TÂM

Center for Applications of Nuclear Teachnique in Industry,
01 DT723, Ward 12, Da Lat city, Lam Dong province
Email:
Tóm tắt: Hợp chất cyclic perfluorocarbons (PFCs) được sử dụng phổ biến trong đánh dấu pha khí trong mỏ dầu khí vì
những ưu điểm nổi bật như tính bền trong điều kiện vỉa, nồng độ phông thấp, độ nhạy phát hiện cực thấp khi phân tích bằng
các hệ thiết bị GC-MS hoặc GC-ECD, và khả năng lựa chọn nhiều dẫn xuất cũng như thân thiện với mơi trường. Một tính
chất đặc trưng của các chất đánh dấu khí cũng như chất khí nói chung là khả năng phân bố vào cả pha dầu và pha khí thể
hiện bằng hệ số phân bố Kd - tỷ số nồng độ chất khí trong pha dầu và pha khí. Hệ số phân bố Kd phụ thuộc vào thành phần
lưu chất, nhiệt độ và áp suất vỉa. Trong ứng dụng phương pháp đánh dấu khảo sát bơm ép khí liên giếng để xác định sự
phân phối khí từ giếng bơm đến giếng khai thác cũng như xác định bão hòa dầu So trong vùng quét liên giếng cần phải xác
định hệ số phân bố Kd trong điều kiện thành phần lưu chất, áp suất, nhiệt độ vỉa. K d có thể được xác định bằng phương
pháp tiếp xúc tĩnh hoặc phương pháp sắc ký qua cột nhồi, trong đó phương pháp sắc ký qua cột nhồi ngồi việc xác định K d
cịn cho thơng tin về tính chất phân tán của khí đánh dấu trong hệ dầu/khí. Báo cáo này trình bày thí nghiệm đo hệ số phân
bố Kd của các hợp chất đánh dấu phổ biến thuộc nhóm PFCs giữa hai pha dầu và khí bằng phương pháp sắc ký ở nhiệt độ
90oC và dải áp suất từ 6,89 – 17,24 MPa. Kết quả cho thấy giá trị hệ số phân bố K d xác định được trong khoảng từ 2 – 6.
Bên cạnh đó, hệ số phân bố Kd tỷ lệ nghịch với áp suất khi nhiệt độ khơng đổi.
Từ khóa: Hệ số phân bố, PFCs, phương pháp sắc ký.
Abtract: Cyclic perfluorocarbons (PFCs) are commonly used as tracers in tracing injection gas in the petroleum reservoir
because of their outstanding advantages such as stability in reservoir conditions, low background concentration, ultralow
detection limit by using GC-MS or GC-ECD and the ability to choose from a wide range of derivatives as well as being
environmentally friendly. A typical property of gaseous tracer is the oil/gas partition which is defined by the partition

coefficient Kd as the ratio of concentration in oil phase to that in gas phase. Partition coefficient depends on the fluid
compositions, temperature and pressure. It is necessary to evaluate partition coefficient Kd in applications of interwell gas
tracer test for determination of injection gas allocation, oil saturation So as well as interpretation of tracer experiment. The
partition coefficient can be determined by the method of static phase contact or column chromatography in which the
second method provides not only the value of K d but also dispersion data of gas tracer in the oil/gas system. This report
presents the experiments to determine the partition coefficients of PFCs tracers in two oil and gas phases by column
chromatographic method at 90 oC and pressure range from 6,89 – 17,24 MPa. The results show that the partition
coefficients range from 2 to 6. Besides, the partition coefficient of PFCs decreases with increasing pressure when the
temperature is constant.
Keywords: Partition coefficient, PFCs, Chromatographic method.

1. MỞ ĐẦU
Bơm ép khí sử dụng khí methane được làm giàu hydrocarbon, carbon dioxide, nitrogen hoặc khí thải
cơng nghiệp là một trong những phương pháp thu hồi dầu tăng cường hiệu quả. Trong đó, khí bơm ép pha
trộn vào dầu dưới điều kiện mỏ, làm giảm độ nhớt của dầu và cải thiện khả năng dịch chuyển của dầu trong
mỏ về phía giếng khai thác [1]. Dịng chảy của khí bơm thường khá khác biệt với pha lỏng như dầu và
nước do sự chênh lệch tỷ trọng và độ thấm tương đối giữa pha khí và pha lỏng. Kỹ thuật đánh dấu liên
giếng là một công cụ hiệu quả cho phép theo dõi sự di chuyển của khí bơm giữa giếng bơm và giếng khai
thác cũng như xác định độ bão hòa dầu trong mỏ [2, 3]. Về nguyên lý, chất đánh dấu dạng phóng xạ hoặc
hóa học được bơm cùng với khí bơm ép vào mỏ tại giếng bơm và sau đó nồng độ của chất đánh dấu trong
pha khí được quan trắc tại giếng khai thác theo thời gian.
Perfluorocarbons (PFCs) là chất đánh dấu khí phổ biến do có nhiều ưu điểm như có tính chất động
học tương tự như metan, etan, có độ bền hóa và nhiệt cao, đa dạng, nồng độ trong môi trường cực thấp,
không độc, không cháy, không ăn mịn, đặc biệt là có giới hạn phát hiện từ ppb đến ppt khi phân tích bằng
470


Tuyển tập báo cáo Hội nghị Khoa học và Công nghệ hạt nhân toàn quốc lần thứ 14
Proceedings of Vietnam conference on nuclear science and technology VINANST-14

GC-ECD hoặc GC-MS [4]. Trong đó, Perfluoro- methylcyclopentane (PMCP), Perfluoromethylcyclohexane (PMCH), Perfluoro- 1,2- dimethylcyclohexane (oct - PDMCH), Perfluoro trimethylcyclohexan (PTCH) là các chất PFCs sẵn có thường được chọn làm chất đánh dấu bởi ưu điểm về
giá thành cũng như thể hiện sự phân giải sắc ký tốt khi phân tích. Senum và cộng sự (1992) mơ tả thí
nghiệm đánh dấu khí nhằm đánh giá tính khả thi của chương trình bơm ép khí vào mỏ SOZ (California) sử
dụng các chất đánh dấu PMCP, PMCH, PDMCH [5]. Ljosland và công sự (1993) sử dụng PMCP và
PMCH như chất đánh dấu nhằm đánh giá quá trình bơm khí-nước ln phiên (WAG) của mỏ Gullfaks
(Biển Bắc) [6]. Bên cạnh đó, các chất PMCP, PMCH, PDMCH cũng được sử dụng trong thí nghiệm đánh
dấu khảo sát mỏ KRF (Algiria) báo cáo bởi Cubillos và cộng sự (2005) [7]. PTCH được khuyến cáo sử
dụng khi khoảng cách khảo sát lớn hơn 3000 km [8].
Trong quá trình di chuyển theo khí bơm ép từ giếng bơm đến giếng khai thác, PFCs thể hiện tính
phân bố giữa pha lỏng (dầu) và pha khí. Các phân tử PFCs mất một phần thời gian lưu lại trong pha có vận
tốc di chuyển chậm (dầu) do đó tạo ra độ trễ trong thời gian di chuyển so với khí bơm ép. Độ trễ này phụ
thuộc vào hai yếu tố, khả năng ở lại trong dầu đặc trưng bởi hệ số phân bố Kd và lượng dầu tiếp xúc với
PFCs khi khí di chuyển qua. Ở một điều kiện nhiệt độ và áp suất xác định, chất PFCs có hệ số phân bố K d
càng lớn thì khả năng khuếch tán vào dầu càng nhiều và ngược lại. Như vậy, việc đo hệ số phân bố Kd
trong phịng thí nghiệm là chìa khóa cho việc xác định được lượng dầu trong vùng di chuyển qua của PFCs.
Bên cạnh đó, hệ số phân bố Kd cịn là thơng số quan trọng trong tính tốn lượng PFCs thu hồi trong dầu và
khí khai thác, từ đó đánh giá tỷ phần đóng góp của khí bơm ép vào các giếng khai thác của mỏ.
Nghiên cứu này mô tả thiết kế, quy trình tiến hành thí nghiệm đo hệ số phân bố K d của các chất đánh
dấu PFCs ở điều kiện nhiệt độ 90 oC và áp suất 6,89 – 17,24 MPa dựa trên nguyên lý sắc ký. Các kết quả
đạt được là một phần nghiên cứu trong khn khổ Dự án Đánh dấu khí với nước ngồi của Phịng thí
nghiệm Mơ phỏng và Đánh dấu của Trung tâm Ứng dụng kỹ thuật hạt nhân trong công nghiệp.
2. NỘI DUNG

2. 1. Phương pháp
Nguyên lý phương pháp
Nguyên lý của phương pháp đo hệ số phân bố Kd được trình bày trong báo cáo này dựa trên hiệu ứng
trễ sắc ký của chất đánh dấu trong cột nhồi. Ở điều kiện ban đầu, cột thép được nhồi đá mỏ nghiền hoặc cát
nhân tạo. Cột nhồi sau đó được điều kiện hóa tạo mơi trường gồm hai pha dầu/khí, trong đó dầu là pha tĩnh
và khí là pha động. Tại thời điểm xác định, dịng khí bơm vào mang theo xung chứa chất đánh dấu di
chuyển qua cột. Trong quá trình di chuyển theo khí bơm, chất đánh dấu liên tục khuếch tán thuận nghịch tại

biên tiếp xúc dầu/khí do ái lực hóa học của chất đánh dấu với dầu, tạo nên hiệu ứng trễ sắc ký. Trong đó, hệ
số trễ được đặc trưng bởi tỷ số giữa thời gian lưu của chất đánh dấu trong pha tĩnh (dầu) và trong pha động
(khí) [2, 9]. Thời gian lưu của chất đánh dấu trong pha khí được tính dựa trên đường cong nồng độ của chất
đánh dấu theo thời gian tại lối ra của cột nhồi.
Gọi tm là tỷ phần thời gian PFCs di chuyển theo pha khí [10]:
C g .V g
tm 
C g .Vg  Co .Vo 

(1)

Trong đó, Cg và Co lần lượt là là nồng độ của PFCs trong pha khí và pha dầu (kg/m 3), Vg và Vo lần
lượt là là thể tích của pha khí (động) và pha dầu (tĩnh) trong cột nhồi (m3).
Hệ số phân bố Kd được định nghĩa là tỷ số nồng độ của PFCs i trong pha dầu (C oi) và trong pha khí
(Cgi) ở điều kiện cân bằng.
C
Kd  o
(2)
Cg
Phương trình (1) được viết lại:
471


Tiểu ban D2: Ứng dụng kỹ thuật hạt nhân trong công nghiệp và các lĩnh vực khác
Section D2: Application of nuclear techniques in industries and others

tm 

1


1  K d . Vo

Vg


(3)






Dugstad (1992) đưa ra liên hệ của tm và thể tích lưu trung bình của chất đánh dấu Vt (m3) [10]:

tm 

Vg

(4a)

Vt

Vt  Qg t

(4b)

Với Qg là lưu lượng dịng khí bơm (m3/s) và t là thời gian lưu trung bình của chất đánh dấu trong
cột nhồi (s).


t 

 C (t )tdt
0


(5)

 C (t )dt
0

Với C (t ) là nồng độ chất đánh dấu theo thời gian tại lối ra của cột nhồi.
Hệ số phân bố được tính theo công thức:
Vt  V g
Kd 
Vo
Thực nghiệm

(6)

Trong nghiên cứu này, hệ số phân bố của 4 chất PFCs bao gồm PMCP, PMCH, oct-PDMCH và
PTCH trong hai pha dầu/khí được khảo sát ở 90oC và dải áp suất từ 6,89 – 17,24 MPa. Mẫu dầu (oAPI =
39) và mẫu đá nhồi thu thập từ mỏ X, có khối lượng riêng tương ứng ở điều kiện phịng thí nghiệm Do =
800 kg/m3 và Dr = 2240 kg/m3. Điều kiện áp suất và nhiệt độ thực hiện thí nghiệm tương ứng với áp suất
của mỏ X quan tâm.
Thông số vật lý của các chất PFCs được trình bày trong Bảng 1.
Bảng 1. Thơng số vật lý của các chất PFCs.

Cơng thức
hóa học

Khối lượng
phân tử
300

Khối lượng
riêng
(kg/m3)
1707

Nhiệt độ
tới hạn
Tc (oC)
177,9

Áp suất
tới hạn
Pc(MPa)
2,28

PMCP

C6F12

PMCH

C7F14

350

1788

212,7

2,02

oct-PDMCH

C8F16

400

1861

235,2

1,89

PTCH

C9F18

450

1888

257,5

1,74

PFC

Thí nghiệm được bố trí như Hình 1. Trong đó, khí metan được bơm vào hệ thí nghiệm bằng máy
bơm nén áp suất cao. Chất đánh dấu PFCs dạng lỏng được chứa trong ống nhỏ đặt bên ngoài tủ gia nhiệt.
Trong tủ gia nhiệt, cột nhồi đã bão hòa dầu được ổn định nhiệt độ. Hệ được kiểm sốt thơng qua các van
điều áp và đồng hồ áp suất đặt ở đầu vào và đầu ra.

472


Tuyển tập báo cáo Hội nghị Khoa học và Công nghệ hạt nhân toàn quốc lần thứ 14
Proceedings of Vietnam conference on nuclear science and technology VINANST-14

Hình 1. Sơ đồ hệ thí nghiệm.

Các bước tiến hành thí nghiệm gồm:
Bước 1. Nghiền mẫu đá thành dạng hạt có kích thước khoảng 100 - 120 mesh. Mẫu đá sau đó được
nhồi vào cột thép (L = 6 m, ID = 0,004572 m) sao cho độ rỗng đạt được nhỏ nhất.
Bước 2. Để làm sạch cột nhồi, khí Nitơ được bơm qua ống với lưu lượng xác định trong 1 giờ. Sau
đó, dầu được bơm với lưu lượng 1 mL/phút vào cột nhồi cho đến khi đạt trạng thái bão hịa (thể tích dầu
chiếm hết không gian rỗng của cột nhồi).
Bước 3. Thiết lập hệ thí nghiệm như Hình 1 với nhiệt độ 90oC.
Bước 4. Đóng van T1, T2 và V2, trong khi mở van T3 và V1. Khí metan được nén vào cột nhồi để
tạo mẫu dầu sống.
Bước 5. Đóng van T1 và T2, trong khi mở van T3, V1 và V2. Bơm khí metan qua cột nhồi trong
nhiều giờ cho đến khi đạt được trạng thái bão hòa dầu dư. Kiểm tra sự ổn định của áp suất máy nén.
Bước 6. Điều chỉnh áp suất hệ thống thành áp suất thí nghiệm, ví dụ P = 6,89 MPa, với lưu lượng
bơm xác định. Dựa trên phương trình trạng thái khí, lưu lượng khí bơm ép di chuyển trong cột nhồi được
tính theo công thức:

Qg 
Với Vs và

Vs .Po
P.t s

(7)

t s là thể tích mẫu khí tại lối ra của hệ (m3) và thời gian lấy mẫu tương ứng (s), Po và P

tương ứng là áp suất tại lối ra của hệ và áp suất thí nghiệm (Pa).
Bước 7. Bơm chất đánh dấu vào cột nhồi dưới dạng xung:
- Làm nóng ống chứa chất đánh dấu trong 15 phút sử dụng máy sấy Philips BHC015/00 1200W.
- Đóng van T3, mở van T1 và T2.
Bước 8. Lấy mẫu với tần suất xác định (trung bình cứ 1 phút lấy 1 mẫu), thể tích mẫu khí Vs = 80
mL.
Bước 9. Phân tích nồng độ các chất PFCs trong mẫu thu thập trên thiết bị GC-MS. Sau đó, hệ thí
nghiệm được bơm rửa bằng khí metan trong 30 phút.
Bước 10. Lặp lại các Bước 6 - 10 với các áp suất 10,34 MPa, 13,79 MPa, và 17,24 MPa.
Thơng số của các thí nghiệm được trình bày trong Bảng 2.
473


Tiểu ban D2: Ứng dụng kỹ thuật hạt nhân trong công nghiệp và các lĩnh vực khác
Section D2: Application of nuclear techniques in industries and others

Bảng 2. Thông số thực nghiệm.

Thơng số

Thí nghiệm 1

Nhiệt độ
Áp suất
Lưu lượng khí bơm ép Qg
Thể tích cột nhồi
Độ rỗng của cột nhồi
Độ bão hịa dầu dư Sor
Thể tích ống nối
Thể tích xung chất đánh dấu
ở điều kiện phòng
Nồng độ ban đầu của của
chất đánh dấu ở dạng lỏng
PMCP
PMCH
oct-PDMCH
PTCH
Nồng độ ban đầu của của
chất đánh dấu ở điều kiện thí
nghiệm
PMCP
PMCH
oct-PDMCH
PTCH

Thí nghiệm 2

Thí nghiệm 3
90 C
10,34 MPa

13,79 MPa
0,041 mL/s
0,017 mL/s
99 mL
0,416
0,267
5 mL

Thí nghiệm 4

o

6,89 MPa
0,064 mL/s

17,24 MPa
0,026 mL/s

0,3 mL

1.10-4 L/L

1.10-4 L/L

1,61.10-4 L/L
1,69.10-4 L/L
1,68.10-4 L/L
1,68.10-4 L/L

1,23.10-4 L/L

1,62.10-4 L/L
1,62.10-4 L/L
1,64.10-4 L/L

1.10-4 L/L

1.10-4 L/L

1,51.10-4 L/L
1,59.10-4 L/L
1,60.10-4 L/L
1,60.10-4 L/L

1,44.10-4 L/L
1,56.10-4 L/L
1,57.10-4 L/L
1,58.10-4 L/L

Thể tích ống chứa chất đánh dấu PFCs V = 0,3 mL ở điều kiện 22oC và 1 atm (295,15 K và 101325
Pa) có dạng lỏng với nồng độ ban đầu 1.10-4 L/L. Trong điều kiện thí nghiệm ở nhiệt độ và áp suất cao,
chất đánh dấu từ pha lỏng chuyển thành pha khí. Nồng độ PFCs dạng khí trong Bảng 2 được tính tốn dựa
trên phương trình trạng thái khí thực. Gọi n là số mol của chất đánh dấu PFCs trong dung dịch, thể tích mol
Vm (m3/mol) của PFCs tại điều kiện thí nghiệm được tính theo phương trình trạng thái Van der Waal [11]:

RT  2  a 
ab

3
Vm   b 
Vm   Vm   0

P 
P

P
a

27R 2 Tc2
64Pc

b

RTc
8Pc

(8)

(9)

Tc là nhiệt độ tới hạn của PFCs (K), Pc là áp suất tới hạn của PFCs (Pa), nồng độ khí PFCs trên tổng
thể tích xung chất đánh dấu:
C = n.Vm/V

(10)

Với C là nồng độ khí PFCs trên tổng thể tích xung chất đánh dấu (m3/m3), n là số mol của PFCs
(mol), Vm là thể tích mol của PFCs (m3/mol), V là thể tích xung chất đánh dấu (m3).
3. KẾT QUẢ

Phân bố thời gian lưu của các hợp chất PFCs theo tỷ số thể tích bơm/thể tích rỗng của cột nhồi của
các thí nghiệm được trình bày như Hình 2. Trong đó, phân bố thời gian lưu của chất đánh dấu CN được định

nghĩa là C N (t )  C (t )  C (t )dt với C(t) là nồng độ nồng độ khí PFCs tại đầu ra của cột nhồi theo thời gian
(m3/m3).

474


Tuyển tập báo cáo Hội nghị Khoa học và Công nghệ hạt nhân toàn quốc lần thứ 14
Proceedings of Vietnam conference on nuclear science and technology VINANST-14

0.30

0.30

PMCP

PMCP

PMCH

PMCH

Phân bố thời gian lưu

Phân bố thời gian lưu

0.40

PDMCH
PTCH
0.20

0.10

0.00

PDMCH
0.20

PTCH

0.10

0.00
0

1

2

3

4

5

6

0.5

1.0

Thể tích khí bơm/Thể tích rỗng của cột nhồi

1.5

2a

2.5

3.0

3b

2b

0.40

0.25

0.35

PMCP

0.30

PMCH

Phân bố thời gian lưu

Phân bố thời gian lưu

2.0

Thể tích khí bơm/Thể tích rỗng của cột nhồi

PDMCH

0.25

PTCH

0.20
0.15
0.10

PMCP

0.20

PMCH
PDMCH

0.15

PTCH

0.10

0.05

0.05
0.00

0.00
1.0

1.2

1.4

1.6

1.8

2.0

0.5

Thể tích khí bơm/Thể tích rỗng của cột nhồi

1.0

1.5

2.0

Thể tích khí bơm/Thể tích rỗng của cột nhồi

2d

2c

Hình 2. Đường cong nồng độ đáp ứng của các hợp chất PFCs qua cột nhồi:
a. P = 6,89 MPa, b. P = 10,34 MPa, c. P = 13,78 MPa và d. P = 17,24 MPa.

Kết quả tính tốn hệ số phân bố của các chất PFCs trong điều kiện thí nghiệm được trình bày trong
Bảng 3.
Bảng 3. Kết quả tính thời gian lưu trung bình, thể tích lưu trung bình và hệ số phân bố của PFCs
trong điều kiện thí nghiệm theo Cơng thức (1-3).
Thơng số
Thời gian lưu trung bình của PFCs
(phút)
Thể tích lưu trung bình của PFCs (mL)
Hệ số phân bố của PFCs trong điều
kiện thí nghiệm

Chất đánh dấu
PMCP
PMCH
oct-PDMCH
Thí nghiệm 1

PTCH

15,29

17,81

23,98

26,80

58,71

68,40

92,10

102,90

2,59

3,47

5,63

6,61

22,42

24,91

29,22

31,38

55,54

61,71

72,38

77,73

2,30

2,86

3,83

4,32

50,71

52,85

56,80

57,36

51,73
1,96

53,91
2,16

57,93
2,52

58,51

2,57

Thí nghiệm 2
Thời gian lưu trung bình của PFCs
(phút)
Thể tích lưu trung bình của PFCs (mL)
Hệ số phân bố của PFCs trong điều
kiện thí nghiệm

Thí nghiệm 3
Thời gian lưu trung bình của PFCs
(phút)
Thể tích lưu trung bình của PFCs (mL)
Hệ số phân bố của PFCs trong điều

475


Tiểu ban D2: Ứng dụng kỹ thuật hạt nhân trong công nghiệp và các lĩnh vực khác
Section D2: Application of nuclear techniques in industries and others

kiện thí nghiệm
Thí nghiệm 4
Thời gian lưu trung bình của PFCs
(phút)
Thể tích lưu trung bình của PFCs (mL)
Hệ số phân bố của PFCs trong điều
kiện thí nghiệm

30,47

31,97

35,09

35,85

46,80

49,10

53,90

55,06

1,51

1,72

2,15

2,26

Kết quả hệ số phân bố Kd thực nghiệm được được trình bày trong Bảng 4.
Bảng 4. Hệ số phân bố của hợp chất PFCs ở 90oC và 6,89 – 17,24 MPa.
Áp suất

PFCs
6,89 MPa

10,34 MPa

13,78 MPa

17,24 MPa

PMCP

2,59

2,29

1,96

1,51

PMCH

3,47

2,65

2,16

1,72

oct-PDMCH

5,63

3,26

2,52

2,15

PTCH

6,61

3,48

2,57

2,26

Thực nghiệm cho thấy hệ số phân bố của các chất đánh dấu PFCs giữa hai pha dầu và khí CH4 giảm
theo chiều tăng của áp suất. Kết quả này tương đồng với nghiên cứu của Dugstad (1992) khi tiến hành đo
hệ số phân bố của các chất PFCs trong hệ dầu thô mỏ Elk Hill (Mỹ)/khí hydrocarbon (C 1 – C3) ở nhiệt độ
100oC và áp suất 100 – 200 bar (tương ứng 10 – 20 MPa) [10]. Kết quả thí nghiệm trong nghiên cứu cho
thấy hệ số phân bố tăng theo chiều tăng của khối lượng phân tử chất PFCs, trong đó PMCP (M = 300) có
hệ số phân bố nhỏ nhất và PTCH (M = 450) có hệ số phân bố lớn nhất. Giá trị hệ số phân bố Kd của các
chất ở điều kiện thí nghiệm trong khoảng từ 2 – 6.
Khi triển khai ứng dụng kỹ thuật đánh dấu khảo sát mỏ dầu, việc lựa chọn đúng chất đánh dấu là
bước thực sự quan trọng. Chất đánh dấu thể hiện tính phân bố quá mạnh vào pha ít di chuyển hơn (dầu) sẽ
kéo dài thời gian thử nghiệm trên mỏ một cách không cần thiết, trong khi nếu chất đánh dấu ít phân bố vào
dầu sẽ dẫn đến sai số trong q trình tính tốn kết quả thực nghiệm. Căn cứ lựa chọn chất đánh dấu được
dựa trên hệ số phân bố Kd đo được ở điều kiện nhiệt độ và áp suất của vỉa [12]:

0, 2 

So K d
3
1  So

(11)

với So là độ bão hòa dầu của mỏ. Vì So khơng thể biết trước, ta cần đưa ra bộ chất đánh dấu có
khoảng giá trị hệ số phân bố đủ rộng. Như vậy, giả sử mỏ X có S o = 0,3 thì chất đánh dấu phù hợp có Kd =
0,5 – 7, trong khi nếu So = 0,6 thì chất đánh dấu phù hợp có Kd = 0,1 – 2. Do đó, các chất PFCs gồm
PMCP, PMCH, oct-PDMCH, PTCH tương đối phù hợp làm chất đánh dấu khi tiến hành thử nghiệm đánh
dấu trên mỏ X quan tâm (So giả định khoảng từ 0,3 – 0,6).

4. KẾT LUẬN
Kỹ thuật đánh dấu khí liên giếng sử dụng hợp chất hóa học như cyclic perfluorocarbons (PFCs) là
cơng cụ hiệu quả trong khảo sát động học dòng chảy cũng như sự phân bố của chất lưu trong mỏ dầu khí.
Vì thiết kế và minh giải kết quả thí nghiệm đánh dấu được dựa trên tính tốn cân bằng khối lượng của chất
đánh dấu ở điều kiện vỉa, việc định lượng khả năng phân bố của chất đánh dấu perfluorocarbon giữa pha
dầu và pha khí thơng qua xác định hệ số phân bố Kd bằng thực nghiệm trong phòng thí nghiệm là cần thiết.
Báo cáo này mơ tả thiết kế và quy trình tiến hành thí nghiệm xác định hệ số phân bố K d của các chất PFCs
bao gồm PMCP, PMCH, oct-PDMCH, PTCH giữa hai pha dầu và khí bằng phương pháp sắc ký ở điều
kiện 90oC và 6,89 – 17,24 MPa. Điều kiện áp suất và nhiệt độ thực hiện thí nghiệm tương ứng với áp suất
của mỏ X quan tâm. Kết quả cho thấy giá trị hệ số phân bố Kd xác định được trong khoảng từ 2 – 6. Bên
cạnh đó, hệ số phân bố Kd tỷ lệ thuận với phân tử khối của chất PFCs và tỷ lệ nghịch với áp suất khi nhiệt
độ không đổi.
Số liệu hệ số phân bố thu được là cơ sở cho các tính tốn lượng chất đánh dấu bơm vào mỏ, lượng
476


Tuyển tập báo cáo Hội nghị Khoa học và Công nghệ hạt nhân toàn quốc lần thứ 14

Proceedings of Vietnam conference on nuclear science and technology VINANST-14

chất đánh dấu thu hồi và độ bão hòa của các pha trong mỏ khi ứng dụng phương pháp đánh dấu tại mỏ X.
TÀI LIỆU THAM KHẢO
M. B. Allen III, G. A. Behie, J. A. Trangenstein (1988), Multiphase Flow in Porous Media, Springer – Verlag New
York Inc, USA.
[2] B. Zemel (1995), Tracer in oil field, Elsevier, The Netherlands.
[3] O. R. Wagner. “The use of tracers in diagnosing interwell reservoir heterogeneities-field results”, J Pet Technol, 29
(11), 1410–1416, 1977.
[4] [4]. C. U. Galdiga, T. Greibrokk. “Ultra trace detection of perfluorocarbon tracers in reservoir gases by adsorption/
thermal desorption in combination with NICI-GC/MS”, Fresenius J Anal Chem, 367, 43–50, 2000.
[5] G.I.Senum, R. Fajer, W. E. DeRose, B. R. Harris, W.L Ottaviani, “Petroleum Reservoir Characterization by
Perfluorocarbon Tracers”, SPE/DOE 24137, 1992.
[6] E. Ljosland, T. Bjørnstad, et al., “Perfluorocarbon tracer studies at the Gullfaks field in the North Sea”, Journal of
Petroleum Science and Engineering, 10(1), 27-38, 1993.
[7] H. Cubillos, “Application of tracer technology for optimising RKF miscible gas injection recovery – Field scale”,
SPE, 94139, 2005.
[8] K. J. Allwine, I. E Flaherty, J. E. (2007), Asian Tracer Experiment and Atmospheric Modeling (TEAM) Project: Draft
Field Work Plan for the Asian Long-Range Tracer Experiment, U.S. DOE National Nuclear Security Administration
NA-46.
[9] C. Chatzichristos, Ø. Dugstad, A. Haugan, J. Sagen, J. Muller (2000), Application of Partitioning Tracers for
Remaining Oil Saturation Estimation: An Experimental and Numerical Study, The 2000 SPE/DOE Improved Oil
Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma.
[10] Ø. Dugstad, “An expertimental study of tracers for labeling of injection gas in oil reservoir”, University of Bergen,
Norway, 1992.
[11] M. R. Riazi (2005), Characterization and Properties of Petroleum Fractions, ASTM, USA.
[12] G. M. Shook, S. L. Ansley, A. Wylie (2004), Tracers and Tracer Testing: Design, Implementation, and Interpretation
Methods, University of Idaho.
[1]

477