Luận án :Nghiên cứu xây dựng hệ chất hoạt động bề mặt bền nhiệt ứng dụng trong công nghệ tăng cường thu hồi dầu tại mỏ bạch hổ và mỏ rồng

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO VIỆN KH & CN VIỆT NAM
VIỆN KHOA HỌC VẬT LIỆU
oOo





LÊ THỊ NHƯ Ý




NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG HỆ CHẤT HOẠT
ĐỘNG BỀ MẶT BỀN NHIỆT ỨNG DỤNG
TRONG CÔNG NGHỆ TĂNG CƯỜNG THU HỒI
DẦU TẠI MỎ BẠCH HỔ VÀ MỎ RỒNG

LUẬN ÁN TIẾN SĨ KHOA HỌC VẬT LIỆU






Thành phố HỒ CHÍ MINH – Năm 2012


BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO VIỆN KH & CN VIỆT NAM
VIỆN KHOA HỌC VẬT LIỆU
oOo




LÊ THỊ NHƯ Ý




NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG HỆ CHẤT HOẠT
ĐỘNG BỀ MẶT BỀN NHIỆT ỨNG DỤNG
TRONG CÔNG NGHỆ TĂNG CƯỜNG THU HỒI
DẦU TẠI MỎ BẠCH HỔ VÀ MỎ RỒNG


Chuyên ngành: VẬT LIỆU CAO PHÂN TỬ VÀ TỔ HỢP
Mã số: 62 44 50 10

Người hướng dẫn khoa học: PGS.TS. Nguyễn Phương Tùng




LUẬN ÁN TIẾN SĨ KHOA HỌC VẬT LIỆU





Thành phố HỒ CHÍ MINH – Năm 2012
Luận án Tiến sĩ Khoa học Vật liệu i Viện Khoa học Vật liệu

Hướng dẫn Khoa học: PGS. TS Nguyễn Phương Tùng Nghiên cứu sinh: Lê Thị Như Ý







LỜI CAM ĐOAN



Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi.
Các số liệu, kết quả nêu trong luận án là trung thực và chưa từng được ai
công bố trong bất kỳ công trình nào khác.
Tác giả luận án

LÊ THỊ NHƯ Ý
Luận án Tiến sĩ Khoa học Vật liệu ii Viện Khoa học Vật liệu

Hướng dẫn Khoa học: PGS. TS Nguyễn Phương Tùng Nghiên cứu sinh: Lê Thị Như Ý

LỜI CẢM ƠN

Trong thời gian hơn bốn năm thực hiện luận án nghiên cứu sinh, tôi đã nhận
được rất nhiều sự quan tâm, giúp đỡ, động viên từ thầy cô, bạn bè và gia đình để tôi
có thêm động lực và sức mạnh hoàn thành tốt bản luận án Tiến sĩ này.
Trước hết, tôi xin gửi lời cảm ơn Viện Khoa học Vật liệu và Viện Khoa học
Vật liệu Ứng dụng đã tạo mọi điều kiện thuận lợi cho tôi hoàn thành luận án này.
Tôi xin gửi lời cảm ơn chân thành và sâu sắc nhất đến PGS. TS Nguyễn
Phương Tùng, người đã tận tình hướng dẫn, chỉ bảo và giúp đỡ tôi trong suốt quá
trình làm luận án vừa qua.
Tôi xin chân thành cảm ơn các bạn nghiên cứu viên trong Phòng vật liệu và
Phụ gia dầu khí  Viện khoa học Vật liệu ứng dụng, Viện Khoa học và Công nghệ
Việt Nam  đã nhiệt tình hợp tác và giúp đỡ tôi rất nhiều trong thời gian làm luận
án.
Tôi xin chân thành gửi lời cảm ơn đến các đồng nghiệp trong Khoa Hóa Kỹ
thuật Trường Đại học Bách khoa Đà Nẵng nói chung và bộ môn Công nghệ Hóa
học  Dầu và Khí nói riêng đã động viên và tạo mọi điều kiện thuận lợi để giúp đỡ
tôi trong suốt thời gian làm luận án.
Nhân đây, tôi cũng xin gửi lời cảm ơn đến các em sinh viên ngành CNHH 
Dầu và Khí trường Đại học Bách khoa Đà Nẵng, đã hết sức cố gắng tiến hành một
phần thực nghiệm trong quá trình thực tập và làm đồ án tốt nghiệp tại Viện.
Cuối cùng, tôi xin cảm ơn chồng và các con tôi, các anh chị em tôi đã hết

lòng yêu thương, quan tâm, chăm sóc, cổ vũ và tạo mọi điều kiện thuận lợi nhất về
cả vật chất lẫn tinh thần để tôi có thể hoàn thành tốt nhiệm vụ làm nghiên cứu sinh
đầy khó khăn này.
Một lần nữa tôi xin chân thành cảm ơn!

LÊ THỊ NHƯ Ý
Luận án Tiến sĩ Khoa học Vật liệu iii Viện Khoa học Vật liệu

Hướng dẫn Khoa học: PGS. TS Nguyễn Phương Tùng Nghiên cứu sinh: Lê Thị Như Ý

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT

ABS Alkyl Benzene Sulfonate
AOS Alpha Olefine Sulfonate
ASP Alkaline - Surfactant – Polymer
BET Brunauer Emmett Teller
BH Bạch Hổ
CMC Nồng độ Micelle tới hạn (Critical Micelle Concentration)
D Darcy
DOI Hệ thống xác định các đối tượng trong môi trường kỹ thuật số (Digital
Object Identifier)
ĐNR Đông Nam Rồng
EDX Tia X phân tán năng lượng (Energy Dispersion X-ray)
EGBE Ethylene Glycol Butyl Ether
FD Sấy đông khô (Freeze Drying)
FTIR Phổ hồng ngoại biến đổi Fourier (Fourier Transformation Infrared
spectroscope)
HD Sấy bằng nhiệt (Heat Drying)
HĐBM Hoạt động bề mặt
HLB Hệ số cân bằng nhóm ưa nước/ưa hữu cơ (Hydrophilic Lipophilic

Balance)
HLPN Hạt nano SiO
2
kỵ nước ưa dầu (Hydrophobic Lipophilic Polysilicon
Nanoparticles)
HSTHD Hệ số thu hồi dầu
IEP Điểm đẳng điện (Isoelectric Point)
 Sức căng bề mặt liên diện (Interfacial Tension)
LAS Linear Alkyl Benzene Sulfonate
Luận án Tiến sĩ Khoa học Vật liệu iv Viện Khoa học Vật liệu

Hướng dẫn Khoa học: PGS. TS Nguyễn Phương Tùng Nghiên cứu sinh: Lê Thị Như Ý
LD
50
Liều lượng chất độc gây chết cho một nửa (50%) số cá thể dùng trong
nghiên cứu (Lethal Dose 50%)
LHPN Hạt nano SiO
2
kỵ dầu ưa nước (Lipophobic Hydrophilic Polysilicon
Nanoparticles)
mD Mili Darcy
MW Khối lượng phân tử (Molecular Weight)
NWPN Hạt nano SiO
2
có độ thấm ướt trung tính (Neutrally Wettable
Polysilicon Nanoparticles)
OA Oleic acid
OCT Oil Chem Technology
PN Hạt nano SiO
2

(Polysilicon Nanoparticles)
PV Thể tích không gian rỗng của mô hình vỉa (porous volume)
SCBM Sức căng bề mặt
SP Chất HĐBM – Polymer (Surfactant – Polymer)
TEM Kính hiển vi điện tử truyền qua (Transmission electron microscopy)
TEOS Tetraethyl Orthosilicate (Tetraethoxysilane)
TCTHD Tăng cường thu hồi dầu
XNLD Xí nghiệp liên doanh
WHO Tổ chức sức khỏe thế giới (World Health Organisation)
Luận án Tiến sĩ Khoa học Vật liệu v Viện Khoa học Vật liệu

Hướng dẫn Khoa học: PGS. TS Nguyễn Phương Tùng Nghiên cứu sinh: Lê Thị Như Ý

MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN i
LỜI CẢM ƠN ii
DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT iii
MỤC LỤC v
DANH MỤC CÁC BẢNG x
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ xii
MỞ ĐẦU 1
Tính cấp thiết của đề tài 1
Mục đích nghiên cứu 3
Đối tượng nghiên cứu 3
Nội dung nghiên cứu 3
Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài 4
CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN 6
1.1 Sử dụng các chất HĐBM trong TCTHD 6
1.1.1 Các tính chất đặc trưng của dung dịch chất HĐBM 7
1.1.1.1 Nồng độ Micelle tới hạn 7

1.1.1.2 Khả năng giảm sức căng bề mặt liên diện 8
1.1.1.3 Tác động thay đổi tính dính ướt của dung dịch trên bề mặt rắn 9
1.1.2 Quan hệ giữa cấu trúc và tính chất của chất HĐBM 9
1.1.3 Yêu cầu của chất HĐBM sử dụng trong TCTHD 10
1.1.4 Các chất HĐBM và trợ HĐBM thường sử dụng trong TCTHD 11
1.1.4.1 Chất HĐBM họ Sulfonate 11
1.1.4.2 Chất HĐBM họ sulfate 12
1.1.4.3 Chất HĐBM Ethoxylate Alcohol 13
1.1.4.4 Các chất trợ HĐBM 13
1.1.5 Các phương pháp bơm ép chất HĐBM để nâng cao HSTHD 13
1.1.5.1 Tổng quan về phương pháp 13
Luận án Tiến sĩ Khoa học Vật liệu vi Viện Khoa học Vật liệu

Hướng dẫn Khoa học: PGS. TS Nguyễn Phương Tùng Nghiên cứu sinh: Lê Thị Như Ý
1.1.5.2 Các phương pháp bơm ép chất HĐBM để nâng cao HSTHD 14
1.1.6 Cơ chế của phương pháp bơm ép chất HĐBM 18
1.1.7 Sự tự ngấm mao dẫn của dung dịch chất HĐBM trong đá chứa nứt nẻ
20
1.1.8 Cải thiện độ nhớt của lưu chất bơm ép khi có mặt của hệ trợ HĐBM . 21
1.2 Ứng dụng hạt nano trong TCTHD 23
1.2.1 Tổng hợp hạt PN 24
1.2.2 Biến tính hạt PN nhằm ứng dụng trong TCTHD 27
1.2.2.1 Tổng hợp hạt HLPN bằng cách biến tính bởi oleic acid (OA) 27
1.2.2.2 Cơ chế tăng cường khả năng bơm ép nước với các hạt HLPN 28
1.2.3 Bản chất và độ ổn định của các hệ dung dịch chất HĐBM và hạt PN . 28
1.3 Đặc điểm của mỏ Bạch Hổ và Đông Nam Rồng 32
1.3.1 Mỏ Bạch Hổ 32
1.3.2 Mỏ Đông Nam Rồng 34
CHƯƠNG 2 THỰC NGHIỆM 36
2.1 Hóa chất 36

2.1.1 Các chất HĐBM 36
2.1.1.1 Các chất HĐBM anion 36
2.1.1.2 Các chất HĐBM nonion 38
2.1.2 Chất trợ HĐBM 39
2.1.3 Các hóa chất khác 40
2.1.4 Nước biển 40
2.1.5 Dầu thô 40
2.1.6 Đá móng 41
2.2 Phương pháp nghiên cứu 41
2.2.1 Nghiên cứu lựa chọn các chất HĐBM hợp phần 41
2.2.2 Xác định CMC của dung dịch chất HĐBM 42
2.2.3 Xây dựng công thức tổ hợp của các hệ chất HĐBM 42
Luận án Tiến sĩ Khoa học Vật liệu vii Viện Khoa học Vật liệu

Hướng dẫn Khoa học: PGS. TS Nguyễn Phương Tùng Nghiên cứu sinh: Lê Thị Như Ý
2.2.4 Khảo sát khả năng tương hợp và độ bền nhiệt của các hệ chất HĐBM
43
2.2.5 Tối ưu hóa thống kê xác định thành phần và nồng độ tối ưu của hệ chất
HĐBM để bơm ép TCTHD 44
2.2.6 Nghiên cứu giảm độ hấp phụ các chất HĐBM trên bề mặt đá vỉa 46
2.2.7 Nghiên cứu sử dụng phối hợp chất HĐBM và polymer trong TCTHD
47
2.2.8 Thử nghiệm đẩy dầu bằng nước và nút dung dịch chất HĐBM trên mô
hình vỉa 47
2.2.8.1 Chuẩn bị mô hình vỉa 48
2.2.8.2 Chuẩn bị các chất lưu thí nghiệm 48
2.2.8.3 Xác định điều kiện thí nghiệm 48
2.2.8.4 Các bước tiến hành 48
2.2.9 Nghiên cứu tổng hợp và khảo sát tác động của chế độ sấy đến cấu trúc
và hình thái của hạt PN 49

2.2.10 Nghiên cứu tác động hợp trội khi bơm ép phối hợp chất HĐBM với các
hạt PN tổng hợp được 50
2.2.11 Nghiên cứu độ ổn định của các hỗn hợp chất HĐBM và hạt PN 51
2.2.12 Nghiên cứu tổng hợp hạt HLPN bằng cách biến tính bởi oleic acid 52
2.2.13 Khảo sát tác động tăng cường khả năng bơm ép nước của các hạt
HLPN 52
CHƯƠNG 3 NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG CHẤT HOẠT ĐỘNG BỀ MẶT
TRONG TĂNG CƯỜNG THU HỒI DẦU 53
3.1 Đối với móng mỏ Bạch Hổ 53
3.1.1 Lựa chọn các chất HĐBM hợp phần 53
3.1.2 Xác định CMC của các chất HĐBM được sử dụng 53
3.1.3 Khảo sát khả năng tương hợp và bền nhiệt của hệ nhiều cấu tử trong
nước biển 56
3.1.3.1 Hệ đối chứng chỉ có AOS 56
Luận án Tiến sĩ Khoa học Vật liệu viii Viện Khoa học Vật liệu

Hướng dẫn Khoa học: PGS. TS Nguyễn Phương Tùng Nghiên cứu sinh: Lê Thị Như Ý
3.1.3.2 Hệ gồm hai chất HĐBM 56
3.1.3.3 Hệ gồm ba chất HĐBM 60
3.1.3.4 Hệ nhiều hơn ba chất HĐBM 63
3.1.4 Thực nghiệm tối ưu hóa phối trộn hệ chất HĐBM bền nhiệt 66
3.1.4.1 Thí nghiệm theo quy hoạch ma trận yếu tố toàn phần 67
3.1.4.2 Thí nghiệm theo quy hoạch tối ưu hóa theo phương án quay bậc
hai của Box- Hunter 68
3.1.4.3 Sử dụng phần mềm Statistica để xác định thành phần hỗn hợp tối
ưu 71
3.1.5 Nghiên cứu giảm độ hấp phụ của các hệ chất HĐBM trên bề mặt đá
móng bằng chất trợ HĐBM EGBE 72
3.1.6 Thử nghiệm đẩy dầu bằng nước và nút dung dịch chất HĐBM trên mô
hình vỉa của móng mỏ BH 74

3.1.6.1 Các chất lưu thí nghiệm 74
3.1.6.2 Mô hình vỉa 74
3.1.6.3 Kết quả thử nghiệm 74
3.2 Đối với móng mỏ ĐNR 76
3.2.1 Lựa chọn các chất HĐBM hợp phần 76
3.2.2 Xác định CMC của các chất HĐBM 76
3.2.3 Khảo sát độ bền nhiệt và tương hợp của các chất HĐBM 77
3.2.4 Thực nghiệm tối ưu hóa phối trộn các chất HĐBM 77
3.2.5 Khảo sát các tính chất đặc trưng của hệ IAMS-M2 79
3.2.5.1 Độ tương hợp với nước biển 79
3.2.5.2 Độ bền nhiệt 79
3.2.6 Khảo sát các hệ IAMS-M2 với các polymer đóng vai trò phụ gia cải
thiện độ nhớt 80
3.2.6.1 Khảo sát tính tương hợp và bền nhiệt của các polymer 80
3.2.6.2 Khảo sát  dầu – hệ dung dịch {IAMS-M2+AN} 80
3.2.6.3 Khảo sát  dầu – hệ dung dịch {IAMS-M2+HE} 82
Luận án Tiến sĩ Khoa học Vật liệu ix Viện Khoa học Vật liệu

Hướng dẫn Khoa học: PGS. TS Nguyễn Phương Tùng Nghiên cứu sinh: Lê Thị Như Ý
3.2.7 Thí nghiệm quá trình đẩy dầu bằng dung dịch hệ chất HĐBM IAMS-
M2-P trên mô hình vỉa trong điều kiện vỉa 83
3.2.7.1 Các chất lưu thí nghiệm 83
3.2.7.2 Điều kiện thí nghiệm 84
3.2.7.3 Mô hình vỉa 84
CHƯƠNG 4 NGHIÊN CỨU TỔNG HỢP, BIẾN TÍNH VÀ ỨNG DỤNG
HẠT NANO SiO
2
PHỐI HỢP VỚI CÁC CHẤT HOẠT ĐỘNG BỀ MẶT TRONG
TĂNG CƯỜNG THU HỒI DẦU 88
4.1 Tổng hợp hạt PN và khảo sát tác động của chế độ sấy đến cấu trúc, hình

thái hạt 88
4.2 Khảo sát tác động hợp trội khi bơm ép phối hợp các chất HĐBM với các
hạt PN tổng hợp được 90
4.2.1 Khảo sát khả năng làm giảm  của các hỗn hợp hợp trội 90
4.2.2 Khảo sát khả năng đẩy dầu của các hỗn hợp có tính hợp trội 93
4.2.3 Khảo sát tác động làm thay đổi góc tiếp xúc giữa dầu và đá móng mỏ
ĐNR 98
4.2.4 Khảo sát độ ổn định của các hỗn hợp có tính hợp trội 104
4.2.5 Khảo sát độ hấp phụ của các hỗn hợp có tính hợp trội 108
4.3 Tổng hợp và ứng dụng hạt HLPN trong TCTHD 110
4.3.1 Tổng hợp hạt HLPN bằng cách biến tính bởi OA 110
4.3.2 Khảo sát tác động tăng cường khả năng bơm ép nước của hạt HLPN
112
KẾT LUẬN 113
HƯỚNG NGHIÊN CỨU TIẾP THEO 114
CÁC CÔNG TRÌNH ĐÃ CÔNG BỐ LIÊN QUAN ĐẾN LUẬN ÁN 115
TÀI LIỆU THAM KHẢO 118
PHỤ LỤC


Luận án Tiến sĩ Khoa học Vật liệu x Viện Khoa học Vật liệu

Hướng dẫn Khoa học: PGS. TS Nguyễn Phương Tùng Nghiên cứu sinh: Lê Thị Như Ý

DANH MỤC CÁC BẢNG
Bảng 1.1 Một số đuôi kỵ nước và đầu ưa nước quan trọng của chất HĐBM 6
Bảng 1.2 Sự phụ thuộc của độ ổn định của hệ keo vào giá trị thế Zeta 29
Bảng 1.3 Hiệu quả kinh tế của các giải pháp công nghệ xử lý giếng từ năm
1988


2008 ở mỏ BH 33
Bảng 2.1 Tính chất và thành phần nước biển khu vực mỏ BH và ĐNR 40
Bảng 2.2 Các đặc trưng lý hóa chủ yếu của dầu thô móng mỏ BH và ĐNR 40
Bảng 2.3 Thành phần của đá móng mỏ BH và ĐNR (% khối lượng) 41
Bảng 3.1 Giá trị

(mN/m) của các dung dịch chất HĐBM ở các nồng độ khác nhau
54
Bảng 3.2 CMC của các chất HĐBM được sử dụng 55
Bảng 3.3 Kết quả khảo sát hệ AOS và các hệ 2 cấu tử 59
Bảng 3.4 Kết quả khảo sát các hệ 3 cấu tử 62
Bảng 3.5 Kết quả khảo sát tỉ lệ tương hợp của hệ AOS, XSA-1416D, LAS và ALAX-
1416 trong nước biển 63
Bảng 3.6 Kết quả khảo sát tỉ lệ tương hợp của AOS, XSA-1416D, LAS và BAS trong
nước biển 64
Bảng 3.7 Kết quả khảo sát tỉ lệ tương hợp của AOS, XSA-1416D, LAS, BAS và
ALAX-1416 trong nước biển 65
Bảng 3.8 Kết quả khảo sát các hệ 4 và 5 cấu tử 66
Bảng 3.9 Bảng kết quả đo pH và

của các thí nghiệm quy hoạch theo ma trận yếu
tố toàn phần 67
Bảng 3.10 Kết quả thí nghiệm theo phương pháp quay bậc 2 Box – Hunter 68
Bảng 3.11 Kết quả chuyển đổi giữa biến mã hoá và biến thực nghiệm 70
Bảng 3.12 Kết quả khảo sát tác động giảm hấp phụ của EGBE 72
Bảng 3.13 Giá trị

và CMC của các chất HĐBM 76
Bảng 3.14 Quan sát trực quan hệ dung dịch IAMS-M2 theo thời gian ủ 79
Bảng 3.15 Giá trị


của hệ IAMS-M2 với dầu hỏa theo nhiệt độ 79
Luận án Tiến sĩ Khoa học Vật liệu xi Viện Khoa học Vật liệu

Hướng dẫn Khoa học: PGS. TS Nguyễn Phương Tùng Nghiên cứu sinh: Lê Thị Như Ý
Bảng 3.16 Quan sát ngoại quan các dung dịch polymer theo thời gian ủ nhiệt ở
91
o
C 80
Bảng 3.17 Thành phần các mẫu khảo sát của hệ dung dịch {IAMS-M2+AN} 80
Bảng 3.18 Sự thay đổi độ nhớt và

dầu - dung dịch chất HĐBM của 7 mẫu trong
quá trình ủ ở nhiệt độ vỉa ĐNR (91
o
C) 81
Bảng 3.19 Thành phần các mẫu khảo sát hệ {IAMS-M2+HE} 82
Bảng 3.20 Thành phần dung dịch chất hoạt động bề mặt IAMS-M2-P 83
Bảng 3.21 Đặc trưng kỹ thuật của dung dịch HĐBM IAMS-M2-P 83
Bảng 3.22 Kết quả thử nghiệm bơm ép dung dịch chất HĐBM IAMS-M2-P trên các
mô hình mẫu lõi ĐNR 84
Bảng 4.1 Các thông số thực nghiệm của quá trình tổng hợp hạt PN theo phương
pháp Sol-gel 88
Bảng 4.2 Các tính chất đặc trưng của hạt PN với hai chế độ sấy 89
Bảng 4.3 Tác động của hạt HLPN đến tốc độ dòng chảy của nước biển bơm ép 112




Luận án Tiến sĩ Khoa học Vật liệu xii Viện Khoa học Vật liệu

Hướng dẫn Khoa học: PGS. TS Nguyễn Phương Tùng Nghiên cứu sinh: Lê Thị Như Ý
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ

Hình 1.1 Khả năng tạo Micelle của chất HĐBM trong môi trường nước 8
Hình 1.2 Góc dính ướt

9
Hình 1.3 Nguyên lý chung các phương pháp TCTHD 14
Hình 1.4 Mô hình khai thác dầu bằng phương pháp dung dịch chất HĐBM 15
Hình 1.5 Mô hình khai thác dầu bằng bơm ép polymer/chất HĐBM 15
Hình 1.6 Sự phụ thuộc giữa HSTHD và số mao dẫn 18
Hình 1.7 Sơ đồ đẩy dầu bằng nước theo cơ chế tự ngấm mao dẫn trong đá nứt nẻ 20
Hình 1.8 Sự phụ thuộc của HSTHD vào tỷ số linh động nước–dầu 21
Hình 1.9 Sự hình thành liên kết ngang giữa polymer và chất HĐBM 22
Hình 1.10 Bộ khung cấu trúc của hạt PN 25
Hình 1.11 Mối tương quan giữa thế bề mặt, thế Stern và thế Zeta với lớp điện tích
kép, lớp Stern và lớp khuếch tán 29
Hình 1.12 Sự biến thiên của thế zeta theo giá trị độ pH của môi trường 31
Hình 1.13 Mô hình cấu trúc không gian rỗng đặc trưng của đá móng Granite nứt nẻ
mỏ BH 33
Hình 2.1 Mô hình thí nghiệm khảo sát tác động tăng cường khả năng bơm ép nước
của các hạt HLPN 52
Hình 3.1 Đồ thị biểu diễn sự thay đổi

theo nồng độ các chất HĐBM 54
Hình 3.2 Biến thiên pH và

của mẫu AOS 1000 ppm ủ đối chứng 56
Hình 3.3 Biến thiên pH và


của hệ AOS:XSA-1416D (9:1) theo thời gian ủ nhiệt 57
Hình 3.4 Biến thiên pH và

của hệ AOS:XSA-1416 (4:1) theo thời gian ủ nhiệt 57
Hình 3.5 Biến thiên pH và

của hệ AOS:ALAX-1416 (5:1) theo thời gian ủ nhiệt . 58
Hình 3.6 Biến thiên pH và

của hệ AOS:BAS (3:1) theo thời gian ủ nhiệt 58
Hình 3.7 Biến thiên pH và

của hệ AOS:XSA-1416D:LAS (8:1:1) theo thời gian ủ
nhiệt 60
Luận án Tiến sĩ Khoa học Vật liệu xiii Viện Khoa học Vật liệu

Hướng dẫn Khoa học: PGS. TS Nguyễn Phương Tùng Nghiên cứu sinh: Lê Thị Như Ý
Hình 3.8 Biến thiên pH và

của hệ AOS:XSA-1416:LAS (6:1:1) theo thời gian ủ
nhiệt 61
Hình 3.9 Biến thiên pH và

của hệ AOS:ALAX-1416:LAS (5:1:1) theo thời gian ủ
nhiệt 61
Hình 3.10 Biến thiên pH và

của hệ AOS:BAS:LAS (3:1:1) theo thời gian ủ nhiệt62
Hình 3.11 Biến thiên pH và


của hệ AOS:XSA-1416D:LAS:ALAX-1416
(700:40:160:100) theo thời gian ủ nhiệt 64
Hình 3.12 Biến thiên pH và

của hệ AOS:XSA-1416D:LAS:BAS (700:40:160:100)
theo thời gian ủ nhiệt 65
Hình 3.13 Mặt tối ưu được vẽ bằng phần mềm Calc 3D Prof 70
Hình 3.14 Mặt 3D của hệ dung dịch 71
Hình 3.15 Giá trị thành phần của hệ tối ưu 71
Hình 3.16 Kết quả thử nghiệm đẩy dầu bởi bơm ép nước và bơm ép nút chất HĐBM
IAMS-M4 trên mô hình vỉa móng mỏ BH 75
Hình 3.17 Mặt 3D của hệ dung dịch 78
Hình 3.18 Giá trị thành phần của hệ tối ưu 78
Hình 3.19 Giá trị

của 3 mẫu theo thời gian ủ nhiệt ở 91
o
C 82
Hình 3.20 Kết quả thử nghiệm đẩy dầu bởi bơm ép nước và bơm ép nút chất HĐBM
IAMS-M2-P trên mô hình vỉa XII, móng ĐNR 85
Hình 3.21 Kết quả thử nghiệm đẩy dầu bởi bơm ép nước và bơm ép nút chất
HĐBM IAMS-M2-P trên mô hình vỉa XIV, móng ĐNR 85
Hình 3.22 Kết quả thử nghiệm đẩy dầu bởi bơm ép nước và bơm ép nút chất
HĐBM IAMS-M2-P trên mô hình vỉa IX, móng ĐNR 86
Hình 3.23 Kết quả thử nghiệm đẩy dầu bởi bơm ép nước và bơm ép nút chất
HĐBM IAMS-M2-P trên mô hình vỉa XVI, móng ĐNR 86
Hình 3.24 Kết quả thử nghiệm đẩy dầu bởi bơm ép nước và bơm ép nút chất HĐBM
IAMS-M2-P trên mô hình vỉa X, móng ĐNR 87
Hình 4.1 Ảnh TEM và giản đồ phân bố lỗ xốp của hạt: 89

Luận án Tiến sĩ Khoa học Vật liệu xiv Viện Khoa học Vật liệu

Hướng dẫn Khoa học: PGS. TS Nguyễn Phương Tùng Nghiên cứu sinh: Lê Thị Như Ý
Hình 4.2 Sự biến thiên

của dung dịch hạt PN, chất HĐBM SS16-46A và hỗn hợp
của chúng theo nồng độ và tỉ lệ phối trộn 90
Hình 4.3 Sự biến thiên

của dung dịch chất HĐBM SS16-47A và dung dịch hỗn
hợp của SS16-47A và hạt PN theo nồng độ và tỉ lệ phối trộn 91
Hình 4.4 Sự biến thiên

của dung dịch chất HĐBM XSA-1416D và dung dịch hỗn
hợp của XSA-1416D và hạt PN theo nồng độ và tỉ lệ phối trộn 91
Hình 4.5 Sự biến thiên

của dung dịch chất HĐBM AOS và dung dịch hỗn hợp của
AOS và hạt PN theo nồng độ và tỉ lệ phối trộn 92
Hình 4.6 (a) Vị trí của một hạt PN tại giao diện phẳng dầu - nước (b) Vị trí tương
ứng của các hạt PN ở giao diện cong dầu - nước 92
Hình 4.7 Khảo sát khả năng đẩy dầu của nước biển ĐNR theo nhiệt độ và thời gian
94
Hình 4.8 Khảo sát khả năng đẩy dầu của dung dịch hạt PN 1000 ppm theo nhiệt độ
và thời gian 94
Hình 4.9 Khảo sát khả năng đẩy dầu của dung dịch SS16-47A 1000 ppm theo thời
gian 95
Hình 4.10 Khảo sát khả năng đẩy dầu của dung dịch SS16-47A 500 ppm theo thời
gian 96
Hình 4.11 Khảo sát khả năng đẩy dầu của hỗn hợp có tính hợp trội SS16-47A 900

ppm và PN 100 ppm theo thời gian 96
Hình 4.12 Khảo sát khả năng đẩy dầu của dung dịch XSA-1416D 1000 ppm theo
thời gian 97
Hình 4.13 Khảo sát khả năng đẩy dầu của hỗn hợp có tính hợp trội XSA-1416D 600
ppm và PN 400 ppm theo thời gian 97
Hình 4.14 Góc tiếp xúc

đo được trong trường hợp lát đá mẫu 99
Hình 4.15 Hình dạng giọt dầu ở mặt dưới của lát đá mẫu đã ủ dầu 99
Hình 4.16 Sự thay đổi góc tiếp xúc theo thời gian trong hỗn hợp hạt PN 1000 ppm
100
Luận án Tiến sĩ Khoa học Vật liệu xv Viện Khoa học Vật liệu

Hướng dẫn Khoa học: PGS. TS Nguyễn Phương Tùng Nghiên cứu sinh: Lê Thị Như Ý
Hình 4.17 Sự thay đổi góc tiếp xúc theo thời gian trong dung dịch SS16-47A 250
ppm 101
Hình 4.18 Sự thay đổi góc tiếp xúc theo thời gian trong hỗn hợp có tính hợp trội
225 ppm SS16-47A và 25 ppm PN 102
Hình 4.19 So sánh tác động làm thay đổi góc tiếp xúc của dung dịch SS16-47A và
hỗn hợp có tính hợp trội SS16-47A:PN 103
Hình 4.20 Sự biến thiên thế zeta theo độ muối của môi trường phân tán hạt PN 104
Hình 4.21 Giá trị thế zeta của hệ keo SS16-47A 106
Hình 4.22 Kích thước trung bình của hai đầu ưa nước và đuôi kỵ nước của phân tử
SS16-47A 106
Hình 4.23 Sự thay đổi giá trị thế zeta theo môi trường phân tán và cách phối trộn
107
Hình 4.24 Quan sát ngoại quan hỗn hợp hợp trội SS16-47A và hạt PN sau 4 tuần
109
Hình 4.25 Sự biến thiên


của các mẫu theo thời gian ủ 109
Hình 4.26 Phổ FTIR của OA, hạt PN và hạt PN-OA 111
Hình 4.27 Thử nghiệm khảo sát tác động của hạt HLPN đến tăng cường khả năng
bơm ép nước 112
Luận án Tiến sĩ Khoa học Vật liệu 1 Viện Khoa học Vật liệu

Hướng dẫn Khoa học: PGS. TS Nguyễn Phương Tùng Nghiên cứu sinh: Lê Thị Như Ý
MỞ ĐẦU

Tính cấp thiết của đề tài
Trong quá trình khai thác dầu, thông thường sau giai đoạn khai thác sơ cấp và
thứ cấp, còn một lượng dầu rất lớn (khoảng 2/3 đến 4/5 trữ lượng) lưu lại trong cấu
trúc xốp, nứt nẻ của đá vỉa rất khó khai thác. Để tăng cường thu hồi một phần nào
đó của lượng dầu này, có thể áp dụng nhiều phương pháp khác nhau, phụ thuộc vào
điều kiện thực tế của từng mỏ như : phương pháp nhiệt, phương pháp khí, phương
pháp hóa [
1
]. Trong đó, phương pháp có tiềm năng ứng dụng cao là phương pháp
hóa với việc sử dụng các chất hoạt động bề mặt (HĐBM).
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, chỉ từ 1  5 mD nên không thể bị quét trực tiếp bằng dòng nước. Tại
hệ mao quản đất đá này, dưới tác động của quá trình bơm ép nước, sẽ xảy ra 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, cản trở
quá trình đẩy dầu khi bơm ép nước biển. Để giải phóng lượng dầu này cần phải
giảm lực liên kết phân tử - ion, nghĩa là cần phải thêm chất HĐBM để làm giảm sức
căng bề mặt (SCBM) pha ranh giới dầu – nước, chính là sức căng bề mặt liên diện
() và tăng sự xâm nhập của nước vào pha dầu [1]. Nếu tác động của chất HĐBM
đủ hiệu quả để làm giảm , lượng dầu nằm trong các mao dẫn dần dần được thay

thế bởi nước có chứa chất HĐBM. Ngược lại, nếu nước bơm ép không chứa chất
HĐBM phù hợp thì lượng dầu dư sẽ bão hòa trong các vi nứt nẻ và không thể khai
thác được. Như vậy bơm ép dung dịch chất HĐBM phù hợp cho phép gia tăng hệ số
đẩy dầu, dẫn tới gia tăng hệ số thu hồi dầu (HSTHD) do gia tăng hiệu suất vi dịch
chuyển (lấy dầu ra khỏi những lỗ rỗng cá biệt trong đá chứa) [1].
Đặc biệt, gần đây đã có nhiều công trình nghiên cứu về các hạt nano được ứng
dụng trong lĩnh vực tăng cường thu hồi dầu (TCTHD). Binshan Ju cùng cộng sự [
2
]
đã xây dựng thành công một mô hình toán học để mô phỏng sự chuyển động của
Luận án Tiến sĩ Khoa học Vật liệu 2 Viện Khoa học Vật liệu

Hướng dẫn Khoa học: PGS. TS Nguyễn Phương Tùng Nghiên cứu sinh: Lê Thị Như Ý
dòng hai pha có chứa các hạt nano SiO
2
(PN) tổng hợp được trong môi trường xốp
và đi đến kết luận : các hạt nano SiO
2
kỵ nước ưa dầu (HLPN) là các tác nhân hiệu
quả để tăng cường bơm ép nước đối với các mỏ có độ thấm chứa thấp và các hạt
nano SiO
2
kỵ dầu ưa nước (LHPN) sẽ tăng cường đáng kể khả năng thu hồi dầu với
đối với các mỏ có độ thấm chứa cao [
3
]. Từ đó mở ra một hướng nghiên cứu mới
nhằm khảo sát tác động hợp trội (synergistic effects) khi áp dụng phối hợp các hạt
PN với hệ chất HĐBM đã tối ưu để phát huy tối đa hiệu quả TCTHD.
Mỏ Bạch Hổ (BH) là mỏ dầu lớn nhất của Việt Nam, có trữ lượng cực lớn (trên
500 triệu tấn trữ lượng tại chỗ) với đối tượng khai thác chính là tầng móng, đã cung

cấp hơn 60% lượng dầu khí khai thác hàng năm của cả nước. Tuy nhiên, sau gần 24
năm khai thác (từ tháng 09/1988), sản lượng dầu khai thác từ mỏ BH đã suy giảm
nghiêm trọng, từ mức trên 12 triệu tấn đạt đỉnh năm 2001 (và duy trì đến 2004) chỉ
còn khoảng 5 triệu tấn năm 2011 [
4
,
5
]. Để duy trì áp suất vỉa, đảm bảo sản lượng
khai thác, phương pháp bơm ép nước đã được áp dụng từ năm 1993. Tuy nhiên, do
cấu tạo địa chất phức tạp, đá móng nứt nẻ hang hốc, đa độ rỗng, đa độ thấm nên
hiện tượng ngập nước tại một số giếng khai thác đã sớm xuất hiện (từ 09/1996).
Đến nay, số lượng giếng khai thác ở mỏ BH bị ngập nước ngày càng tăng, mức độ
ngập nước ngày càng trầm trọng, một số giếng đã phải ngừng khai thác [
6
].
Mỏ Đông Nam Rồng (ĐNR) là một mỏ trung bình, có trữ lượng tại chỗ hơn
10,7 triệu tấn. Đây là mỏ lớn nhất trong các mỏ đã được phát hiện và đang được
khai thác tại khu vực mỏ Rồng cũng đang gặp những khó khăn nhất định : Một số
giếng khai thác đã xảy ra hiện tượng ngập nước. Bên cạnh đó, dầu ĐNR có độ nhớt
cao hơn nhiều so với dầu BH do có hàm lượng nhựa và asphaltene cao, làm giảm
hiệu quả đẩy dầu của nước bơm ép [
7
].
Do vậy, để bảo đảm và gia tăng HSTHD tại mỏ BH và mỏ ĐNR, bên cạnh vấn
đề duy trì áp lực vỉa bằng bơm ép nước hoặc bơm ép khí, cần phải tìm kiếm các tác
nhân có khả năng cải thiện hiệu quả đẩy dầu của nước và khí. Giải pháp tiềm năng
chính là sử dụng các chất HĐBM.

Luận án Tiến sĩ Khoa học Vật liệu 3 Viện Khoa học Vật liệu

Hướng dẫn Khoa học: PGS. TS Nguyễn Phương Tùng Nghiên cứu sinh: Lê Thị Như Ý
Do đặc thù địa chất của các mỏ BH và ĐNR, cho đến nay, chưa có sản phẩm
HĐBM thương mại nào phù hợp với đá hệ Granite nứt nẻ, hang hốc, chịu được áp
suất cao, nhiệt độ cao: 140
o
C đối với móng BH, 91
o
C đối với móng ĐNR, chịu
được độ muối và độ cứng cao trong nước biển bơm ép.
Vì vậy việc nghiên cứu cơ sở khoa học để xây dựng hệ chất HĐBM bền nhiệt
ứng dụng trong công nghệ TCTHD tại các mỏ BH và mỏ ĐNR sẽ góp phần đáp ứng
yêu cầu cấp thiết và lâu dài của xí nghiệp liên doanh (XNLD) Vietsovpetro nói
riêng và của ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam nói chung.
Mục đích nghiên cứu
- Nghiên cứu xây dựng hệ chất HĐBM tối ưu bằng phương pháp phối trộn từ một
số chất HĐBM thương mại, phù hợp với điều kiện vỉa ở mỏ BH và mỏ ĐNR, có
khả năng gia tăng hiệu suất thu hồi dầu.
- Nghiên cứu tổng hợp, biến tính hạt PN với mục đích tăng cường khả năng bơm
ép nước và TCTHD.
- Nghiên cứu tác động hợp trội khi bơm ép phối hợp chất HĐBM với các hạt PN
tổng hợp được nhằm nâng cao HSTHD cho mỏ ĐNR.
Đối tượng nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu là một số chất HĐBM thương mại với các tính năng phù
hợp với dầu và nước biển của các mỏ BH và mỏ ĐNR, các hạt PN tổng hợp được,
các hệ phối trộn có tác động hợp trội của chúng với tiềm năng ứng dụng trong công
nghệ TCTHD. Các hạt HLPN có khả năng tăng cường hiệu quả bơm ép nước cũng
là đối tượng được nghiên cứu trong luận án.
Nội dung nghiên cứu
- Nghiên cứu lựa chọn chất HĐBM phù hợp với điều kiện khắc nghiệt tại vùng
mỏ BH và ĐNR (nhiệt độ cao, áp suất cao của vỉa và độ mặn, độ cứng cao của

nước biển bơm ép) nhằm gia tăng HSTHD. Nghiên cứu các tính chất lý-hóa, tính
tương hợp với nước biển và tính bền nhiệt của các chất HĐBM được lựa chọn.
Luận án Tiến sĩ Khoa học Vật liệu 4 Viện Khoa học Vật liệu

Hướng dẫn Khoa học: PGS. TS Nguyễn Phương Tùng Nghiên cứu sinh: Lê Thị Như Ý
- Nghiên cứu tối ưu hóa tỉ lệ phối trộn các chất HĐBM phù hợp với mỏ BH và mỏ
ĐNR và cho giá trị  là bé nhất.
- Nghiên cứu giảm độ hấp phụ của chất HĐBM trên bề mặt đá vỉa.
- Nghiên cứu tổng hợp và biến tính các hạt PN có khả năng ứng dụng trong
TCTHD.
- Nghiên cứu sử dụng phối hợp chất HĐBM với các hạt PN nhằm nâng cao
HSTHD tại mỏ ĐNR và khảo sát tác động hợp trội của các hỗn hợp này.
Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Ý nghĩa khoa học
Xây dựng thành công hệ chất HĐBM để TCTHD ở các mỏ BH và ĐNR là kết
quả của quá trình tối ưu hóa việc sử dụng phối hợp các chất HĐBM được lựa chọn
trên cơ sở nghiên cứu cấu trúc hóa học, các tính chất, đặc trưng vật lý, hóa học, giá
thành, … bằng cách phát huy tính hợp trội (chủ yếu giảm ), giảm thiểu các nhược
điểm của từng chất HĐBM khi sử dụng riêng lẻ (giá thành, độ tương hợp, độ bền
nhiệt, độ hòa tan, độ hấp phụ, …), thỏa mãn sử dụng phù hợp với đá hệ Granite nứt
nẻ, hang hốc, chịu được các điều kiện khắc nghiệt của móng mỏ như áp suất cao,
nhiệt độ cao, độ muối và độ cứng cao trong nước biển bơm ép.
Bên cạnh đó, khảo sát tác động hợp trội khi sử dụng phối hợp hệ chất HĐBM
tối ưu với các hạt PN tổng hợp được là một đóng góp mới về mặt khoa học trong
lĩnh vực TCTHD.
Ý nghĩa thực tiễn
Việc tìm kiếm các giải pháp phù hợp để TCTHD ứng dụng cho mỏ BH và mỏ
ĐNR hiện là một yêu cầu cấp thiết của XNLD Vietsovpetro và cũng là nhiệm vụ
quan trọng của công nghiệp khai thác dầu khí nước ta hiện nay.
Ngoài ra, nhiều mỏ dầu đang khai thác tại Việt Nam đang và sắp phải đầu tư áp

dụng công nghệ TCTHD như Rạng Đông và đặc biệt là Sư tử đen, một mỏ tương
đối lớn, dầu có hàm lượng nhựa và asphaltene khá cao tương đương dầu ĐNR, được
khai thác chưa lâu nhưng sản lượng đã bắt đầu sụt giảm. Vì vậy, nghiên cứu thành
Luận án Tiến sĩ Khoa học Vật liệu 5 Viện Khoa học Vật liệu

Hướng dẫn Khoa học: PGS. TS Nguyễn Phương Tùng Nghiên cứu sinh: Lê Thị Như Ý
công giải pháp TCTHD cho mỏ BH và mỏ ĐNR sẽ là tiền đề thuận lợi để phát triển
ứng dụng cho các mỏ khác tại thềm lục địa Việt Nam và khu vực trong những năm
sắp tới.
Do vậy, luận án Tiến sĩ “Nghiên cứu xây dựng hệ chất HĐBM bền nhiệt ứng
dụng trong công nghệ TCTHD tại mỏ BH và mỏ Rồng” sẽ là một đóng góp nhất
định vào hướng nghiên cứu phát triển công nghệ TCTHD của công nghiệp khai thác
dầu khí Việt Nam nói chung và đáp ứng yêu cầu cấp thiết của XNLD Vietsovpetro
nói riêng.
Luận án được thực hiện tại Viện Khoa học Vật liệu Ứng dụng, Viện KH&CN
Việt Nam và Đại học Đà Nẵng.
Luận án Tiến sĩ Khoa học Vật liệu 6 Viện Khoa học Vật liệu

Hướng dẫn Khoa học: PGS. TS Nguyễn Phương Tùng Nghiên cứu sinh: Lê Thị Như Ý
CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN

1.1 Sử dụng các chất HĐBM trong TCTHD
Chất HĐBM là hợp chất hoá học có khả năng hấp phụ hoặc tập trung tại giao
diện lỏng - lỏng khi hiện diện ở nồng độ loãng trong dung dịch và làm thay đổi tính
chất bề mặt một cách đáng kể, đặc biệt làm giảm sức căng bề mặt [
8
].
Cấu trúc thông thường của chất HĐBM bao gồm :
- Phần hydrocarbon không phân cực thường gọi là “đuôi”, có thể là mạch thẳng
hoặc phân nhánh và còn được gọi là phần ưa hữu cơ hay phần kị nước.

- Phần phân cực hoặc ion gọi là “đầu” của phân tử, phản ứng với các phân tử
nước rất mạnh qua quá trình solvat hóa và còn được gọi là phần ưa nước.

Bảng 1.1 Một số đuôi kỵ nước và đầu ưa nước quan trọng của chất HĐBM [
9
]

Đuôi kỵ nước
Đầu ưa nước
C
n
H
2n+1

C
n
H
2n-1

C
n
H
2n+1
C
6
H
4

C
n

F
2n+1


COO

K
+
, SO
3

Na
+

PO
3
2
2Na
+

OSO
3

Na
+

OPO
3
2
2Na

+

(OCH
2
CH
2
)
n
OSO
3

NH
4
+

(OCH
2
CH
2
)
n
OH
CON[(OCH
2
CH
2
)
n
OH]
2

N
+
(CH
3
)
2
CH
2
COO



N(CH
3
)
2
O, NR
3
+
Cl


PR
3
+
Cl

, SR
2

+
Cl



Hệ số cân bằng nhóm ưa nước/nhóm ưa hữu cơ (Hydrophilic Lipophilic
Balance - HLB) của chất HĐBM cho phép xác định khuynh hướng chất HĐBM hòa
tan trong dầu hoặc trong nước để tạo thành hệ nhũ tương nước trong dầu hay nhũ
tương dầu trong nước. Chất HĐBM có khuynh hướng hòa tan trong dầu và tạo
thành nhũ tương nước trong dầu khi HLB < 10 và ngược lại.
Luận án Tiến sĩ Khoa học Vật liệu 7 Viện Khoa học Vật liệu

Hướng dẫn Khoa học: PGS. TS Nguyễn Phương Tùng Nghiên cứu sinh: Lê Thị Như Ý
Chất HĐBM có thể được phân thành bốn loại theo cấu trúc hóa học của nhóm
ưa nước và được sắp xếp theo thứ tự tầm quan trọng trong công nghiệp như sau:
a. Anion
Trong dung dịch, phân tử chất HĐBM này ion hóa và tích điện âm ở nhóm
đầu với các ion bù trừ như Na
+
, K
+
hoặc NH
4
+
(ảnh hưởng rất ít đến các tính chất
của chất HĐBM).
Các chất HĐBM anion thường dùng: Sulfonate, Sulfate, Carboxylate, …
b. Nonion
Trong dung dịch, phân tử chất HĐBM này không bị ion hóa, nhóm đầu to
hơn nhóm đuôi.

Các chất HĐBM nonion thường dùng: Alcohol ethoxylate, Alkyl phenol
ethoxylate, Ethylene oxide/propylene oxide, …
c. Cation
Trong dung dịch, phân tử chất HĐBM này ion hóa và tích điện dương ở
nhóm đầu với các ion bù trừ như Cl

, SO
4
2
, hoặc COO

(ảnh hưởng rất ít đến tính
chất của chất HĐBM).
Các chất HĐBM cation thường dùng: Muối amonium bậc 4, muối
Imidazolinium, …
d. Lưỡng tính (Amphoteric)
Chất HĐBM này có nhóm đầu và nhóm đuôi tích điện trái dấu, thường ít tan
trong nước và có đặc tính giống với chất HĐBM nonion hơn là chất HĐBM ion.
Các chất HĐBM lưỡng tính thường dùng: n-alkyl aminopropionate, n-alkyl
iminopropionate, n-alkyl betaine, n-alkyl glycinate, …
1.1.1 Các tính chất đặc trưng của dung dịch chất HĐBM
1.1.1.1 Nồng độ Micelle tới hạn
Sự hấp phụ các phân tử chất HĐBM từ trong lòng khối dung dịch lên bề mặt
liên diện xảy ra với bất kì nồng độ nào của chất HĐBM. Khi tăng dần nồng độ dung
dịch chất HĐBM thì nồng độ của chất HĐBM tại bề mặt cũng tăng theo, đến một
nồng độ nào đó sẽ xảy ra sự tập hợp các phân tử chất HĐBM trong lòng dung dịch
Luận án Tiến sĩ Khoa học Vật liệu 8 Viện Khoa học Vật liệu

Hướng dẫn Khoa học: PGS. TS Nguyễn Phương Tùng Nghiên cứu sinh: Lê Thị Như Ý
làm thay đổi đột ngột các tính chất vật lý của dung dịch. Nồng độ của dung dịch tại

thời điểm đó được gọi là nồng độ Micelle tới hạn (CMC). Tập hợp các phần tử này
được gọi là Micelle.
Trong lĩnh vực TCTHD, tính chất vật lý cần quan tâm là sức căng bề mặt liên
diện () của dung dịch. Vượt qua giá trị CMC,  sẽ độc lập với sự tăng nồng độ.
Nếu chất HĐBM trong môi trường là nước thì micelle hình thành sẽ định
hướng sao cho đầu ưa nước hướng ra ngoài và đuôi kỵ nước sẽ chụm vào bên trong,
tránh tương tác với nước để tạo năng lượng tự do thấp nhất trong toàn bộ hệ thống.
Nếu dung dịch chất HĐBM trong dung môi không phân cực thì ngược lại.

Hình 1.1 Khả năng tạo Micelle của chất HĐBM trong môi trường nước
Thông thường micelle có dạng cầu nhưng có thể thay đổi cấu trúc thành
những dạng khác như : tấm, trụ, que, đĩa, … tùy thuộc vào cấu trúc chất HĐBM,
chủ yếu bởi tỷ lệ giữa diện tích chiếm chỗ của nhóm đầu ưa nước với thể tích của
đuôi kỵ nước. Nếu tỷ lệ này lớn sẽ hình thành micelle dạng cầu. Nếu tỷ lệ này nhỏ
sẽ hình thành micelle dạng que. Những chất HĐBM có nhóm kỵ nước lớn hoặc
chứa một vài nhóm kỵ nước sẽ hình thành micelle dạng đĩa.
1.1.1.2 Khả năng giảm sức căng bề mặt liên diện
Đây là tính chất đặc trưng quan trọng nhất của chất HĐBM. Với sự có mặt
của chất HĐBM trong một pha lỏng, các phân tử chất HĐBM sẽ ưu tiên hấp phụ tại
bề mặt và thay thế các phân tử trong lòng dung dịch. Kết quả làm giảm năng lượng
tự do của hệ, khiến bề mặt được tạo ra dễ dàng nên dẫn đến  của hệ giảm.