NGHIÊN CỨU KHOA HỌC ĐỀ TÀI: “Áp dụng phương pháp tổ hợp phối trộn chọn lọc và thống kê hiện đại để xây dựng hệ chất hoạt động bề mặt tối ưu sử dụng trong bơm ép tăng cường thu hồi dầu” pptx

NGHIÊN CỨU KHOA HỌC

ĐỀ TÀI: “Áp dụng phương pháp tổ hợp
phối trộn chọn lọc và thống kê hiện đại để
xây dựng hệ chất hoạt động bề mặt tối ưu
sử dụng trong bơm ép tăng cường thu hồi
dầu”













NGHIÊN CỨU KHOA HỌC
Thăm dò, Khai thác
Áp dụng phương pháp tổ hợp phối trộn chọn lọc và thống kê hiện
đại để xây dựng hệ chất hoạt động bề mặt tối ưu sử dụng trong bơm
ép tăng cường thu hồi dầu
Trên cơ sở thử nghiệm sơ bộ những chất hoạt động bề mặt (HĐBM) có tính bền nhiệt và
tương hợp với nước biển tốt, sức căng bề mặt liên diện (SCBMLD) thấp, quá trình phối

trộn chọn lọc được tiến hành để tìm ra hệ có các thành phần tối ưu trong hỗn hợp bằng
cách sử dụng phần mềm có nhiều đặc tính ưu việt Statistica 7.

Các kết qủa thử nghiệm cho thấy, hỗn hợp chất HĐBM tối ưu có tính bền nhiệt và độ
tương hợp cao trong nước biển Đông Nam Rồng (ĐNR) có chứa tổng hàm lượng chất rắn
hòa tan (TDS) và độ cứng cao. Hỗn hợp chất HĐBM này tại nồng độ 0,1% trọng lượng,
có thể giảm SCBMLD giữa dầu và nước xuống tới giá trị rất thấp (khoảng 0,2mN/m).
Giá trị SCBMLD này thay đổi không đáng kể trong suốt quá trình ủ nhiệt ở 91
0
C trong
31 ngày, như điều kiện để ứng dụng trong vỉa ĐNR.
Những thử nghiệm về tính hấp phụ của hệ chất HĐBM này cũng được tiến hành tại nhiệt
độ tương tự và sử dụng phương pháp phân tích UV để xác định hàm lượng chất HĐBM
hấp phụ trên bề mặt đá vỉa ĐNR.
Từ việc thêm một lượng nhỏ Ethylene Glycol Monobutyl Ether (EGBE) như một tác
nhân thay thế, tính ổn định của giá trị SCBMLD và sự giảm hấp phụ của chất HĐBM
được cải thiện đáng kể trong suốt thời gian ủ nhiệt. Những kết quả thu được cho thấy,
hỗn hợp chất HĐBM này là ứng viên đầy hứa hẹn để sử dụng cho quá trình tăng cường
thu hồi dầu trong những mỏ dầu ngoài biển có nhiệt độ cao và độ cứng cao.
1. Giới thiệu
Nghiên cứu về các phương pháp nâng cao hiệu quả đẩy dầu là một nhiệm vụ quan trọng
trong công nghiệp khai thác dầu khí, khi sản lượng dầu thô giảm dần trong giai đoạn cuối
của khai thác thứ cấp. Một trong những hướng quan trọng trong tăng cường thu hồi dầu
(TCTHD) là bơm ép dung dịch có chất HĐBM để hạ thấp SCBMLD, cải thiện dính ướt
đối với nước của bề mặt đá vỉa và gia tăng hệ số thu hồi dầu (HSTHD). Đặc biệt, đối với
dầu mỏ móng ĐNR với hàm lượng asphaltene cao nên độ nhớt cao và độ lưu động thấp,
HSTHD có thể được gia tăng bằng cách thêm chất HĐBM phù hợp vào nước bơm ép
trong quá trìnhđẩy dầu.
Trong vỉa nứt nẻ tự nhiên, lực chủ yếu kiểm soát dòng chảy của chất lưu là lực nhớt và
lực mao dẫn. Lực nhớt tạo dòng chảy của chất lưu thay thế trong các nứt nẻ lớn, trong khi

đó, lực mao dẫn tạo dòng chảy của chất lưu trong các vi nứt nẻ. Hai lực này có mối liên
hệ với nhau thông qua số mao dẫn được định nghĩa là tỷ số giữa lực nhớt và lực mao dẫn.
Chất HĐBM có tác dụng làm giảm SCBMLD giữa nước biển và dầu dư vì thế làm tăng
số mao dẫn. Số mao dẫn (Nc) được dùng để diễn tả lực tác động lên giọt dầu bị bẫy lại
trong lỗ xốp. Nc là hàm số của vận tốc Darcy (ν), độ nhớt (µ) của pha động và sức căng
bề mặt(σ) giữa pha dầu và nước. Phương trình(1) dưới đây diễn tả mối quan hệ giữa vận
tốc Darcy, độ nhớt, và IFT so với số mao dẫn Nc.
Nc = ν µ/σ (1)
Ở giai đoạn cuối của quá trình bơm ép nước, số mao dẫn có giá trị khoảng 10
-6
. Muốn gia
tăng hiệu quả đẩy dầu lên vài chục %, phải tăng Nc lên hai đến ba bậc lũy thừa .
SCBMLD giữa dầu và nước biển bơm ép thường khoảng vài chục mN/m.
Khi sử dụng chất HĐBM phù hợp có thể dễ dàng hạ thấp SCBMLD hàng trăm, hàng
nghìn lần đến 10
-2
mN/m hoặc ít hơn, điều này dẫn đến số mao dẫn cũng tăng tương ứng
ít nhất hai đến ba bậc lũy thừa. Mối quan hệ giữa số mao dẫn và % dầu thu hồi được mô
tả trong Hình 1. Ngoài ra, khi SCBMLD giữa nước biển và dầu giảm, phần dầu dư trong
vỉa dễ hòa tan hơn vào nước biển tạo thành dạng huyền phù linh động hơn.
Khi đó bề mặt đá móng trở thành tích điện âm hơn do ở trong môi trường có nồng độ ion
hydroxyl . Những ion âm này không chỉ cản trở sự hấp phụ những hóa chất dạng anion
như chất HĐBM anionic mà còn thay đổi tính dính ướt của bề mặt đá vỉa, trở nên dính
ướt nước hơn .
Việc ứng dụng các hỗn hợp chất HĐBM vào TCTHD đã được F.M.Llave và các cộng sự
khảo sát . Trong những hệ này, các chất HĐBM có thể cộng hợp các đặc tính ưu việt
riêng để nâng cao hiệu quả chung của cả hệ. Mục đích chất HĐBM sử dụng ở dạng hỗn
hợp là để dễ dàng xây dựng hệ chất HĐBM tối ưu nhất cho các quá trình khai thác dầu ở
những vỉa có đặc thù về tính chất dầu thô, độ muối, nhiệt độ…, bên cạnh đó cònđể xác
định xem sự kết hợp những chất HĐBM khác nhau như vậy có tạo ra hiệu quả cộng hợp

so với khi sử dụng riêng các chất HĐBM này như trong nhiều nghiên cứu trước đây .
Trong công trình nghiên cứu này, các tác giả đã khảo sát tác động của nhiệt độ và pH lên
độ ổn định của hệ chất HĐBM được ủ nhiệt qua các khoảng thời gian để tìm ra hệ chất
HĐBM bền nhất trong điều kiện nhiệt độ cao, nước biển có độ cứng cao bằng phương
pháp thống kê để phối trộn chọn lọc. Những chất HĐBM được chọn để đánh giá độ bền ở
91
0
C là những chất đã được chọn lựa sơ bộ trước đó, bao gồm alpha olefin sulfonic acid
(AOS), alkyl benzene sulfonic acid (LAS), and Alkylaryl sulfonic acids (XSA-1416D).
2. Thực nghiệm
2.1. Hóa chất
- LAS: Ankylbenzene sulfonate mạch thẳng, C12-13 (Tico, Việt Nam);
- AOS: Alpha Olefin Sulfonate, C14-16 (Stepan, Mỹ);
- XSA-1416D: Axit Diarylalkyl xylene sulfonic, C14-16 (OCT, Mỹ);
- Nước biển vùng mỏ Đông Nam Rồng;
- Dầu thô ĐNR.

Hình1. Sự phụ thuộc giữa HSTHD và số mao dẫn
Bảng 1. Thành phần nước biển mỏ ĐNR


Bảng 2. Một số đặc trưng cơ bản của dầu móng ĐNR
2.2. Thiết bị
• Thiết bị đo SCBMLD theo phương pháp giọt quay, model 500, (Temco, USA);
• Các bìnhthuỷ tinh chịu nhiệt và chịu áp (ACE Glass, Mỹ)
• Tủ điều nhiệt (Shellox, Mỹ).
• Máy quang phổ UV/VIS (Jasco, Japan);
2.3. Đo SCBMLD
Ở đây, SCBMLD của dung dịch chất HĐBM và dầu được đo bởi phương pháp giọt quay
(Spinning drop) sử dụng máy đo sức căng bề mặt Temco model 500. Thiết bị này có

phạm vi đo SCBMLD rộng từ 101 - 10-5 mN/m. Mẫu đo được thực hiện ở 600C ± 10C.
Kỹ thuật này dựa trên cơ sở là gia tốc trọng trường có ảnh hưởng nhỏ tới độ sắc nét của
giọt chất lưu phân tán trong môi trường lỏng khi cả giọt chất lưu và môi trường lỏng đều
được chứa trong ống nằm ngang quay quanh trục hoành của chúng.
Với vận tốc (w) quay thấp giọt chất lưu sẽ có hình elip nhưng khi w đủ lớn, nó sẽ có hình
trụ. Ở điều kiện này, bán kính (r) của giọt hình trụ được xác định bởi SCBMLD, sự khác
biệt về tỷ trọng của giọt chất lưu và môi trường xung quanh và tốc độ quay của giọt. Do
đó, SCBMLD được tính toán theo công thức sau:

Phương pháp giọt quay rất hữu hiệu khi đo SCBMLD cực thấp, đến 10
-5
mN/m và là
phương pháp phù hợp nhất để khảo sát các chất HĐBM sử dụng cho bơm ép tăng cường
thu hồi dầu .
2.4. Sử dụng chương trình Statistica 7 tối ưu hóa hỗn hợp chất HĐBM
Chương trình phần mềm Statistica là chương trình chuyên phân tích tổng hợp dữ liệu,
quản lý cơ sở dữ liệu và ứng dụng phát triển những cấu tử trong phạm vi chọn lựa ban
đầu, hoàn thiện qui trình phân tích trong ứng dụng khoa học công nghệ . Hỗn hợp chất
HĐBM liên quan đến SCBMLD, thực hiện những thí nghiệm phối trộn từ 3 loại chất
HĐBM khác nhau, AOS, LAS, và XSA- 1416D với các nồng độ của từng cấu tử khác
nhau. Đo các giá trị SCBMLD của mỗi hỗn hợp từ Spinning Drop Tensiometer.
2.5. Thử nghiệm độ bền nhiệt và tính tương hợp với nước biển của hệ chất HĐBM
Những thử nghiệm về độ bền nhiệt và tính tương hợp được thực hiện dựa trên sự quan sát
ngoại quan và giá trị SCBMLD của dung dịch hỗn hợp chất HĐBM. Các dung dịch với
các nồng độ khác nhau của ba chất HĐBM trong hỗn hợp chất HĐBM và nước biển được
ủ tại nhiệt độ vỉa 910C trong 31 ngày, sau đó quan sát ngoại quan và đo sự
thay đổi SCBMLDÒ
2.6. Xác định độ thủy phân và độ hấp phụ của chất HĐBM
Trong những thí nghiệm hấp phụ, từ vị trí hấp thu UV tại bước sóng 235nm, xây dựng
đường chuẩn để xác định nồng độ chất HĐBM. Tất cả các mẫu được pha với tổng nồng

độ chất HĐBM là 500ppm. Đá móng Đông Nam Rồng
được nghiền nát, rửa sạch bằng nước cất vài lần cho đến pH~7, sau đó sấy khô và nghiền
trên máy nghiền bi nhiều lần để đạt được độ mịn mong muốn và cho qua rây 80µm.
Trước khi sử dụng, đá đã nghiền và làm sạch được nung ở nhiệt độ 400
0
C trong thời gian
4 giờ. Cho bột đá đã chuẩn bị vào các ampul thủy tinh chịu nhiệt có nút vặn kín với tỉ lệ
đá: Chất HTBM là 1:20, lắc đều trong vòng 20 phút và ủ ở nhiệt độ 91
0
C trong thời gian
48 giờ. Dung dịch sau khi ủ được ly tâm và tách lấy dung dịch khỏi phần đá. Xác định
nồng độ hỗn hợp chất HĐBM còn lại trong dung dịch dựa trên cơ sở hấp thụ tử ngoại UV
. Nồng độ chất HĐBM bị hấp phụ được tính dựa trên đường chuẩn đã lập. Độ thủy phân
và hấp phụ của hỗn hợp chất HĐBM trên bề mặt đá diorite được tính toán như sau:
Độ thủy phân :
Độ hấp phụ :
Trong đó:
- C
0
là nồng độ ban đầu của mẫu, ppm;
- C
1
là nồng độ của mẫu sau khi ủ không đá ĐNR, ppm;
- C
2
là nồng độ của mẫu sau khi ủ với đá ĐNR, ppm;
3. Kết quả và biện luận
3.1. Sử dụng chương trình Statistica 7 tối ưu hóa hệ hỗn hợp chất HĐBM
Như đã trìnhbày , AOS có khả năng hỗ trợ rất tốt tăng cường tính tan của nhiều chất
HĐBM trong môi trường nước biển có độ cứng cao. Thực hiện 10 thí nghiệm phối trộn

AOS để xác định thành phần tối ưu, dựa trên bề mặt đáp ứng được mô tả qua đồ thị 3D.
Mỗi mẫu được pha với nồng độ 0,1% khối lượng.
Từ những giá trị ở trên, bề mặt đáp ứng thu được cho thấy mối quan hệ giữa các nồng độ
chất HĐBM (biến số) và SCBMLD (giá trị phụ thuộc) được thể hiện trong đồ thị 3 chiều
sau:
Từ bề mặt đáp ứng (Hình 2), vùng tối ưu biểu thị những giá trị SCBMLD thấp nhất. Qua
bề mặt tam giác (Hình 3), tỷ phần của các đơn chất trong hệ hỗn hợp chất HĐBM tối ưu
được xác định dễ dàng. Thành phần hệ hỗn hợp chất HĐBM tối ưu là: AOS 0-0,95; LAS
0,5-0,75; và XSA-1416D 0-0,5. Tuy nhiên, trong những thí nghiệm khảo sát ở trên có
nhiều hỗn hợp còn kém tương hợp với nước biển. Khảo sát thêm một số hỗn hợp khác để
tìm ra những tỉ phần có độ tương hợp tốt nhất.
Bảng 3. SCBMLD của các hệ hỗn hợp ba chất HĐBM

Hình2. Bề mặt đáp ứng, giá trị SCBMLD Hình3. Bề mặt tam giác, giá trị CBMLD
Bảng 4. SCBMLD của các hỗn hợp 3 chất HĐBM sau tối ưu hoá
Từ đây, vùng tối ưu được giới hạn lại. Hai vùng tối ưu thu được như sau:
Vùng tối ưu 2 chứa phần trăm chất HĐBM nặng XSA-1416D cao hơn nên khả năng
tương hợp với nước biển sẽ kém hơn so với vùng 1, do đó bị loại bỏ. Qua việc thiết lập
thí nghiệm dựa trên phương pháp thống kê đã tìm ra được vùng tối ưu (vùng 1).
Từ vùng tối ưu 1, chọn ra 3 hỗn hợp để thử nghiệm đánh giá mức độ bền nhiệt và tương
hợp với nước biển mỏ DSE khi ủ nhiệt tại 910C trong 31 ngày.

Hình4. Bề mặt đáp ứng, giá trị SCBMLD Hình5. Bề mặt tam giác, giá trị CBMLD

Hình6. SCBMLD của những hỗn hợp chất HĐBM nồng độ tổng cộng 1000 ppm

Bảng 5. SCBMLD của ba hệ hỗn hợp chất HĐBM được chọn lựa, nồng độ tổng 1000
ppm
Kết quả cho thấy, ở các hệ hỗn hợp chất HĐBM đã được tối ưu hoá, sau khi ủ nhiệt 31
ngày ở 91

0
C, sự thay đổi của giá trị SCBMLD không lớn, nhỏ hơn giới hạn 25% cho
phép của yêu cầu kỹ thuật. SCBMLD có tăng nhẹ là do xảy ra phản ứng thủy phân .
Vì vậy, các hệ hỗn hợp chất HĐBM tìm được trong vùng 1 có thể đáp ứng đầy đủ các yêu
cầu để sử dụng trong bơm ép nước nhằm TCTHD ở điều kiện móng ĐNR.
3.2. Tác động giảm sự hấp phụ chất HĐBM trên bề mặt đá móng của EGBE
Sử dụng phương pháp phân tích phổ UV để xác định nồng độ chất HĐBM cònlại trong
phần dung dịch sau khi ủ nhiệt với đá móng. Xây dựng đường chuẩn cho thí nghiệm dựa
trên chỉ số hấp thu tại bước sóng 235nm. Những thí nghiệm hấp phụ tiến hành với 3 hỗn
hợp được chọn ở trên, với tổng nồng độ chất HĐBM cho mỗi hỗn hợp là 500 ppm với
500 ppm EGBE và những mẫu 500 ppm hỗn hợp chất HĐBM không có EGBE.

Hình7. Phổ UV của dung dịch OM1

Hình8. Đường chuẩn OM1

Hình9. Phổ UV của OM1 không có EGBE

Hình10. Phổ UV của OM1 có EGBE

Hình11. Phổ UV của dung dịch OM2

Hình 12. Đường chuẩn OM2

Hình13. Phổ UV của OM2 không có EGBE

Hình14. Phổ UV của OM2 có EGBE

Hình15. Phổ UV của dung dịch OM3

Hình16. Đường chuẩn OM3

Hình17. Phổ UV của OM3 không có EGBE

Hình18. Phổ UV của OM3 có EGBE

Bảng 6:Các số liệu của quá trình nghiên cứu hấp phụ và thủy phân
Dựa trên đường chuẩn được xác lập cho những mẫu trắng, phổ UV của các mẫu dung
dịch chất HĐBM có và không có EGBE sau khi ủ nhiệt với bột đá móng ĐNR, xác định
được nồng độ hỗn hợp chất HĐBM. Từ đó tính toán được phần hỗn hợp chất HĐBM bị
hấp phụ và phần hỗn hợp chất HĐBM bị thủy phân.
Kết luận
Phương pháp thống kê thực nghiệm kết hợp với phối trộn chọn lọc là công cụ hữu hiệu để
đưa ra các hệ chất HĐBM tối ưu hiệu quả sử dụng trong bơm ép TCTHD . Ba hệ hỗn hợp
chất HĐBM được tìmra là OM1, OM2 và OM3 có giá trị SCBMLD rất thấp (OM1:
0,31mN/m, OM2: 0,20mN/m, và OM3: 0,23mN/m) và ổn định sau 31 ngày ủ trong nước
biển ĐNR ở nhiệt độ 91
0
C.
Các tính chất vượt trội của các hệ sản phẩm này có thể được giải thích nhờ tác động của
hiệu ứng hợp trội xảy ra trong quá trình phối trộn các chất HĐBM. EGBE vào có vai trò
như một tác nhân hy sinh làm giảm đáng kể sự hấp phụ chất HĐBM trên đá móng ĐNR
(giảm 42%, 54% và 45% đối với OM1, OM2 và OM3 tương ứng).
CN. Văn Thanh Khuê, ThS. Lê Kim Hùng
ThS. Lê Thị Như ., CN. Phạm Duy Khanh
CN. Nguyễn Bảo Lâm, PGS.TS. Nguyễn Phương Tùng
Viện Khoa học Vật liệu Ứng dụng
(Theo TCDK số 3-2009)