Nghiên cứu tổng hợp và ứng dụng chất hoạt động bề mặt lưỡng cực dạng betaine trong thu hồi dầu tại móng mỏ đông nam rồng

i


LỜI CẢM ƠN
♥ ♥ ♥ ☼ ♥ ♥ ♥




Lời cảm ơn đầu tiên tôi xin gửi tới cô PGS.TS Nguyễn
Phương Tùng, người đã tận tâm hướng dẫn tôi trong công
việc cũng như truyền đạt những kiến thức trong nghiên cứu
khoa học giúp tôi hoàn thành tốt luận văn này.
Xin cảm ơn tất cả các thầy cô khoa Hoá trường đại
học Khoa Học Tự Nhiên thành phố Hồ Chí Minh đã dạy bảo
tận tình trong suốt khoá học.
Cảm ơn các bạn, các đồng nghiệp đang công tác tại
Viện Khoa Học Vật Liệu Ứng Dụng thành phố Hồ Chí Minh
đã chia sẻ và giúp đỡ tôi trong thời gian qua.
Đặc biệt con xin gửi lời cảm ơn đến Ba, Mẹ, người
thân, cảm ơn em Lanh đã ủng hộ, động viên, chia sẻ và giúp
đỡ trong tất cả mọi việc để tôi có thể hoàn thành tốt khoá học.

Tp. Hồ Chí Minh, Ngày 30 tháng 05 năm 2010
Văn Thanh Khuê
PHẦN MỞ ĐẦU
1

MỞ ĐẦU

Người ta cho rằng, năng lượng tiêu thụ tính trên mỗi người của một quốc gia
là thước đo tiêu chuẩn của xã hội văn minh có nền công nghiệp phát triển. Trong số
các nguồn năng lượng hiện có thì dầu mỏ là nguồn nguyên nhiên liệu quan trọng
bậc nhất hiện nay của nhân loại. Nó là nguồn nhiên liệu chính dùng để sản xuất
điện, vận hành các phương tiện giao thông vận tải, và hơn 90% là nguyên liệu cho
ngành công nghiệp hoá học [1]. Từ năm 1986, Việt Nam trở thành một trong những
nước khai thác và xuất khẩu dầu thô trên thế giới. Tuy còn non trẻ nhưng ngành
công nghiệp dầu khí đã nhanh chóng trở thành ngành kinh tế mũi nhọn và là chỗ
dựa vững chắc cho sự nghiệp công nghiệp hóa, hiên đại hóa đất nước. Nhưng vấn
đề lớn hiện nay trên thế giới cũng như tại Việt Nam là sản lượng dầu thô khai thác
được chỉ chiếm khoảng một phần ba lượng dầu dưới mỏ, trong khi đó vẫn còn một
lượng rất lớn nằm dưới vỉa khó khai thác. Tăng cường thu hồi luôn là nhiệm vụ rất
quan trọng của công nghiệp khai thác dầu khí. Sản lượng dầu khai thác giảm đáng
kể sau một thời gian sử dụng phương pháp bơm ép nước, nhất là trong những vỉa
nứt nẻ [3], thấm dầu như ĐNR. Một trong những định hướng quan trọng trong công
nghệ TCTHD là bơm ép chất HĐBM. Mục tiêu của phương pháp là giảm SCBMLD
giữa hai pha dầu-nước đến giá trị cực thấp, thay đổi tính dính ướt đối với nước của
đá vỉa, cải thiện hệ số đẩy dầu.
Mục đích của đề tài là nghiên cứu tổng hợp chất HĐBM có những tính năng
ưu việt có thể ứng dụng trong TCTHD. Khảo sát sự tác động của các chất HĐBM
khi phối trộn với hạt nano SiO
2
, hạt nano SiO
2
/PEG lên sự giảm SCBMLD giữa hai
pha dầu-nước đạt giá trị cực thấp (10
-2
– 10
-3

mN/m), từ đó sử dụng phương pháp
tối ưu hoá thực nghiệm xây dựng hệ chất HĐBM-nano có nồng độ tối ưu, ổn định
nhiệt, có SCBMLD thấp, và tương hợp với nước bơm ép có độ muối cao áp dụng tại
móng mỏ ĐNR.
DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT

xi

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT

- HĐBM : Hoạt động bề mặt
- CMC : Nồng độ Mixen tới hạn (Critical Micelle Concentration)
- SCBMLD : Sức căng bề mặt liên diện (IFT – Interfacial tension)
- TCTHD : Tăng cường thu hồi dầu ( EOR - Enhanced Oil Recovery)
- LAS : Linear Alkyl Benzene Sulfonate
- AOS : Alpha Olefine Sulfonate
- EGBE : Ethylene Glycol Monobutyl Ether
- HSTHD : Hệ số thu hồi dầu
- LPG : Khí dầu mỏ hóa lỏng (Liquefied Petroleum Gas)
- HLB : Hệ số cân bằng nhóm ưa nước/nhóm ưa hữu cơ (Hydrophilic
Lipophilic Balance)
- OCT : Oil Chem Technology
- ĐNR : Đông Nam Rồng
- MWD : Molecular Weight Dispersion
- PEG : Polyethylene Glycol
DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU
vii


DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU

Bảng 1.1. Bảng cơ chế thu hồi dầu theo phương pháp hoá 10
Bảng 1.2. Bảng ước tính lượng dầu khai thác theo phương pháp TCTHD, B/D
*(1000) (4-1990) 11
Bảng 1.3. Tính dính ướt của đá và góc tiếp xúc θ 37
Bảng 2.1. Thành phần lý-hoá của nước biển 44
Bảng 2.2. Thành phần lý-hoá của nước vỉa 44
Bảng 2.3. Tính chất lý-hóa cơ bản của dầu vỉa 45
Bảng 2.4. Trị số các cánh tay đòn α và số điểm thí nghiệm ở tâm n
0
57

Bảng 2.5. Giá trị các hằng số trong các biểu thức tính hệ số hồi quy 58
Bảng 3.1. Sự thay đổi hàm lượng Cl
-
theo pH của dung dịch phản ứng 59

Bảng 3.2. Ảnh hưởng của nhiệt độ lên thời gian kết thúc phản ứng 60
Bảng 3.3. Ảnh hưởng của tỷ lệ mol triethanolamine/acyl chloride lên chỉ số
hydroxyl trong sản phẩm: 61
Bảng 3.4. Ảnh hưởng của lượng dung môi 1,2-dichloroethane lên chỉ số hydroxyl
trong sản phẩm 62
Bảng 3.5. Kết quả phân tích cấu trúc sản phẩm 63
Bảng 3.6. Khả năng tương hợp với nước biển 65
Bảng 3.7. Kết quả CMC của các chất HĐBM 68
Bảng 3.8. Độ nhớt của các chất HĐBM theo nồng độ 69
Bảng 3.9. Sự thay đổi pH, SCBMLD và ngoại quan của các chất HĐBM theo thời
gian ủ nhiệt ở 91
o
C 70
Bảng 3.10. Kết quả hấp phụ của chất HĐBM trên đá vỉa 73

Bảng 3.11. Kết quả phân tích nước mỏ Rồng theo tỷ lệ NB/NV 74
Bảng 3.12.
C
C
á
á
c
c


g
g
i
i
á
á


t
t
r
r
ị
ị


n
n
g
g

u
u
y
y
ê
ê
n
n


t
t
ố
ố


t
t
r
r
o
o
n
n
g
g


n
n

ư
ư
ớ
ớ
c
c


ở
ở


đ
đ
i
i
ề
ề
u
u


k
k
i
i
ệ
ệ
n
n

c
c
h
h
u
u
ẩ
ẩ
n
n


(
(
P
P


=
=


1
1


a
a

t
t
,
,


T
T


=
=


2
2
5
5
0
0
C
C
)
)
75
Bảng 3.13. Hệ chất HĐBM AS1 và NS1 76
DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU
viii

Bảng 3.14. Tỷ lệ phối trộn giữa các chất HĐBM betaine, SiO
2
, NS1. AS1 80
Bảng 3.15. Sự thay đổi tính chất của các hệ chất HĐBM-nano qua thời gian ủ nhiệt 80
Bảng 3.16. kết quả đo pH và SCBMLD của thí nghiệm qui hoạch ma trận yếu tố
toàn phần 83
Bảng 3.17. Kết quả thí nghiệm theo phương pháp quay bậc 2 Box – Hunter 87
Bảng 3.18. Kết quả chuyển đổi giữa biến mã hoá và biến thực nghiệm 90
DANH MỤC CÁC CÔNG TRÌNH ĐÃ CÔNG BỐ
95

DANH MỤC CÁC CÔNG TRÌNH ĐÃ CÔNG BỐ

- Nguyễn Phương Tùng, Lê Thiên Nhã, Mai Văn Hưng, Văn Thanh Khuê,
Nguyễn Thanh Luân, Nguyễn Bảo Lâm, Nghiên Cứu Tổng Hợp 2-Nitrothiophen
Trên Xúc Tác Đất Sét Bình Thuận Biến Tính Trao Đổi Ion Kim Loại, Hội Nghị
Khoa Học Và Công Nghệ Hóa Học Hữu Cơ lần IV, tháng 10/2007
- Le Kim Hung, Van Thanh Khue, Nguyen Phuong Tung,

Le Thi Nhu Y, Pham
Duy Khanh, Nguyen Bao Lam, Study Of The Enhanced Oil Recovery By
Injection Of The Surfactant-Polymer Interaction System Designed For The
Dragon South-Eastern Basement Reservoir Conditions, Hội nghị Vật lý chất rắn
và Khoa học vật liệu toàn quốc lần thứ 6 (SPMS-2009) - Đà Nẵng 8-10/11/2009.
- Văn Thanh Khuê, Nguyễn Phương Tùng, Lê Kim Hùng,

Lê Thị Như Ý, Phạm
Duy Khanh, Nguyễn Bảo Lâm, Áp dụng tổ hợp phương pháp 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, Tạp Chí Dầu Khí, Số 8, trang 33-41, 2009.

- Lê Kim Hùng, Văn Thanh Khuê, Nguyễn Phương Tùng,

Lê Thị Như Ý, Phạm
Duy Khanh Nghiên Cứu Sử Dụng Các Chất Hoạt Động Bề Mặt Để Nâng Cao
Hệ Số Thu Hồi Dầu Mỏ, Hội thảo về Nghiên cứu, Phát triển và Ứng dụng Công
nghệ Vật liệu (KC.02/06-10)- Hà Nội 27/11/2009
- Nguyễn Phương Tùng, Lê Kim Hùng, Văn Thanh Khuê, Lê Thị Như Ý, Phạm
Duy Khanh, Nguyễn Bảo Lâm, Nguyễn Thanh Luân, Lê Thiên Nhã, Vũ Tam
Huề, Báo cáo tổng kết đề tài KHCN cấp Nhà nước, mã số 2009-48-418/KQNC
“Nghiên cứu sử dụng gel và các chất hoạt động bề mặt để nâng cao hệ số thu
hồi dầu mỏ”
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ
ix


DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ
Hình 1.1: Các giai đoạn khai thác dầu thô 4
Hình 1.2: Đầu tư nghiên cứu TCTHD của DOE trong những năm 1978 tới 2006 5
Hình 1.3: Các phương pháp TCTHD 6
Hình 1.4: Sự phụ thuộc của độ nhớt các loại dầu vào nhiệt độ 7
Hình 1.5: Quá trình bơm ép khí CO
2
8
Hình 1.6: Quá trình bơm ép khí hoá chất 9
Hình 1.7: Sơ đồ minh họa phân tử chất HĐBM 12
Hình 1.8: Phân loại chất HĐBM 13
Hình 1.9: Khả năng tạo Micelle của chất HĐBM 16
Hình 1.10: Góc dính ướt 18
Hình 1.11: Hình thái nano SiO
2

27
Hình 1.12: Mô hình khai thác dầu bằng phương pháp dung dịch chất HĐBM 30
Hình 1.13: Mô hình khai thác dầu bằng bơm ép chất HĐBM/polyme 31
Hình 1.14: Sự hiện diện của lớp nước giữa đá và dầu trong hệ đá móng 34
Hình 1.15: Sự phụ thuộc giữa HSTHD và số mao dẫn 35
Hình 1.16: Ảnh hưởng của tính dính ướt lên độ bão hoà của các chất lưu 36
Hình 1.17: Tính dính ướt bề mặt rắn của pha nước và pha dầu 37
Hình 1.18: Sơ đồ đẩy dầu bằng nước trong đá nứt nẻ 38
Hình 1.19: Mô hình thí nghiệm quá trình tự ngấm mao dẫn 38
Hình 1.20: So sánh chi phí của các phương pháp bơm ép 40
Hình 2.1: Thiết bị đo độ nhớt 46
Hình 2.2: Thiết bị đo SCBM liên diện Spinning Drop Interfacial Tensionmeter 46
Hình 2.3: Máy đo pH Accument Research AR60 (Fissher Scientific) 46
Hình 2.4: Ống ampul ủ nhiệt ACE GLASS 46
Hình 2.5: Tủ sấy Shellox chương trình hóa nhiệt độ 47
Hình 2.6: Bể điều nhiệt chương trình hóa nhiệt độ DC100 47
Hình 3.1: SCBMLD của các chất HĐBM theo nồng độ 67
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ
x


Hình 3.2: SCBMLD của nano SiO
2
và nano SiO
2
/PEG theo nồng độ 67
Hình 3.3: Phổ UV của dung dịch betaine 72
Hình 3.4: Đường chuẩn của betaine 72
Hình 3.5: Phổ UV của dung dịch betaine không có EGBE 72
Hình 3.6: Phổ UV của dung dịch betaine có EGBE 72

Hình 3.7: CMC của hệ chất HĐBM AS1 và NS1 76
Hình 3.8: SCBMLD của hệ betaine-nano 77
Hình 3.9: SCBMLD của hệ AS3-nano SiO
2
, và AS3-SiO
2
/PEG 78
Hình 3.10: SCBMLD của hệ AS1-nano SiO
2
, và AS1-nano SiO
2
/PEG 78
Hình 3.11: SCBMLD của hệ NS1-nano SiO
2
và NS1-nano SiO
2
/PEG 79
Hình 3.12: Nhập giá trị cho chương trình tính toán qui hoạch thực nghiệm 84

Hình 3.13: Ma trận mở rộng của quy hoạch thí nghiệm nhân tố toàn phần 84
Hình 3.14: Nhập giá trị các thí nghiệm ở tâm, giá trị chuẩn Student 85
Hình 3.15: Kiểm tra tính ý nghĩa của các hệ số và nhập hệ số Fisher 85
Hình 3.16: Kết quả cuối cùng của qui hoạch toàn phần 3 yếu tố hai mức. 85
Hình 3.17: Nhập giá trị thực nghiệm của các thí nghiệm 88
Hình 3.18: Ma trận quy hoạch mã hóa 88
Hình 3.19: Tính toán các sai số và đưa ra phương trình tuyến tính thực nghiệm 89
Bảng 3.20: Kết quả cuối cùng của phương án quay bậc hai Box – Hunter 89
Hình 3.21: Kết quả sử dụng phần mền Calc 3D Prof vẽ mặt tối ưu 92
Hình 3.22: Sự thay đổi SCBMLD của dầu Rồng và hệ dung dịch chất HĐBM tối ưu
theo thời gian ủ nhiệt 91

o
C 93

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN
2


CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN

1.1. Giới thiệu về mỏ Đông Nam Rồng
Mỏ Rồng nằm ngoài khơi biển Đông, thuộc vùng trũng Cửu Long trên thềm
lục địa phía nam Việt Nam. Thân dầu được khai thác thử vào tháng 6/1996. Tuy
nhiên từ tháng 2/1997 đến tháng 10/1998 tạm dừng do đường ống dẫn dầu bị tắc do
paraphin. Lưu lượng ban đầu các giếng khai thác dao động trong khoảng 180 – 650
t/ngđ. Đến hết năm 2004, có bốn giếng khoan ép với khối lượng 2500m
3
bù đủ sản
lượng khai thác 1700 tấn/ngày đêm.
Một trong những đặc điểm quan trọng nhất của bồn trũng Cửu Long là tồn
tại một cơ chế hình thành các thân dầu trong đá móng nứt nẻ - hang hốc. Cơ chế
này, theo số liệu hiện tại khó có thể tìm thấy ở các bể trầm tích khác như bể trầm
tích Nam Côn Sơn, Phú Khánh và Sông Hồng. Dưới tác động của lực tổng hợp
trong khối móng nâng mỏ Bạch Hổ và Đông Nam Rồng hình thành những hệ thống
phá hủy cắt chéo nhau, phân bố không đồng đều đặc trưng bởi hệ thống nứt nẻ lớn,
vi nứt nẻ và hang hốc chằng chịt. Chính do cấu trúc không gian lỗ hổng như vậy đã
khiến khối đá móng đặc trưng bởi tính bất đồng nhất rất cao, đặc biệt là tính bất
đồng nhất thủy động lực học. Cấu tạo bị phức tạp hóa bởi hàng loạt đứt gãy có
hướng Đông Bắc, cận kinh tuyến và cận vĩ tuyến và bị chia cắt, phân thành 7 khối
riêng biệt. Đá chứa gồm có loại dăm kết phun trào núi lửa được ghi nhận ở phần
trên của mặt cắt địa chất móng trong một loạt giếng khoan, và còn lại là đá diorit

thạch anh nứt nẻ hang hốc, chiếm phổ biến toàn bộ phần còn lại mặt cắt. Thân dầu
có dạng khối, có nước vỉa bao bọc trên toàn bộ diện tích đáy vỉa. Ranh giới dầu
nước theo kết quả nghiên cứu vỉa được ghi nhận tại chiều sâu tuyệt đối -2925m,
chiều cao thân dầu đạt 885m và có diện tích chứa dầu khoảng 20 km
2
. Áp suất vỉa
trong vùng chứa sản phẩm cũng như tại đới nước rìa theo số liệu đo trực tiếp cũng
như theo tính toán xấp xỉ giá trị áp suất thủy tĩnh. Nhiệt độ vỉa ban đầu được ghi
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN
3

nhận xấp xỉ 100
o
C, cũng biến đổi theo độ sâu. Gradient địa nhiệt trong khu vực mỏ
có dao động nhất định, giá trị trung bình được tính toán khoảng 3,8
о
С/100 m. Dầu
vỉa có áp suất bão hòa thấp, hệ số khí nhỏ và tương ứng độ nhớt dầu vỉa khá cao, ở
mức 1,969 mPa
*
giây. Độ nhớt cao và hệ số khí thấp là điều kiện bất lợi cho quá
trình đẩy dầu trong vỉa và khó khăn cho quá trình chuyển động nâng. Tuy nhiên
khác biệt lớn giữa áp suất bão hòa và áp suất vỉa ban đầu, khoảng 22,86MPa, lại tạo
thuận lợi cho quá trình khai thác vì có thể sử dụng năng lượng đàn hồi của vỉa có
được nhờ sự giãn nở của chất lưu vỉa và đá chứa.[2]
Với cấu trúc không gian rỗng không đồng nhất và phức tạp như vậy, hiệu
quả đẩy dầu trong đá móng do tác dụng của nước bơm ép phụ thuộc nhiều vào tính
dính ướt và khả năng ngấm mao dẫn của nước. Các nứt nẻ lớn với độ thấm cao rõ
ràng sẽ là những kênh thấm chủ đạo cho nước bơm ép dễ dàng xâm nhập và chảy
với một tốc độ khá nhanh dưới tác động của gradient áp suất do bơm ép. Còn trong

các đới vi nứt nẻ, do có độ thấm rất nhỏ nên sự chênh lệch áp suất bơm ép chưa đủ
để thắng lực mao dẫn và vì vậy sẽ không có vai trò đáng kể đối với dầu trong các
đới này, như vậy sẽ bỏ lại lượng dầu đáng kể nằm trong các vi nứt nẻ này mà nước
không thể quét tới. Do đó, chúng ta phải tập trung nghiên cứu các biện pháp tăng
cường thu hồi dầu để áp dụng cho mỏ sau giai đoạn thu hồi thứ cấp. Với đặc điểm
mỏ Đông Nam Rồng thì biện pháp sử dụng chất hoạt động bề mặt là khá phù hợp vì
biện pháp này tận thu được nguồn dầu chứa trong các vi nứt nẻ mà các vi nứt nẻ
chứa dầu chiếm chủ yếu trong mỏ Đông Nam Rồng [3].

1.2. Các phương pháp tăng cường thu hồi dầu trên thế giới.
1.2.1. Các giai đoạn trong quá trình khai thác dầu thô.
Quá trình khai thac dầu được chia làm 3 giai đoạn [7]:
Giai đoạn khai thác sơ cấp: dòng chảy của chất lưu trong vỉa (dầu, khí) vào
giếng khai thác nhờ nguồn năng lượng tự nhiên trong vỉa. Nguồn năng lượng này
này tạo ra sự chênh lệch áp suất giữa vỉa và đáy giếng khiến dầu tự phun. Nguồn
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN
4

năng lượng tự nhiên này sẽ giảm dần trong quá trình khai thác. Đến một lúc nào đó
dầu không thể tự phun nữa, giai đoạn khai thác này chấm dứt.
Giai đoạn khai thác thứ cấp: là quá trình duy trì áp suất của vỉa bằng việc
bơm ép chất lưu (nước hoặc khí) vào vỉa. Hệ số thu hồi dầu ở cả hai giai đoạn sơ
cấp và thứ cấp thường chiếm khoảng 15 - 60% lượng dầu ban đầu trong vỉa.
Giai đoạn khai thác TCTHD: giai đoạn này bắt đầu sau khi kết thúc giai đoạn hai.

Hình 1.1. Các giai đoạn khai thác dầu thô

Sau nhiều năm khai thác chất lưu bơm ép xâm nhập vào giếng khai thác,
(hiện tượng này còn được gọi là giếng khai thác ngập nước) trong khi vẫn còn một
lượng dầu (khoảng 2/3 đến 3/4) rất lớn trong vỉa. Chẳng hạn mỏ Glemn Pool Field
(bắc Oklahoma) sau 89 năm chỉ khai thác được khoảng 20% trữ lượng dầu hiện có.
Để nâng cao hệ số thu hồi dầu, người ta áp dụng phương pháp thu hồi dầu
tăng cường. Đặc trưng cho giai đoạn này là bơm ép vào vỉa các chất lưu không có
trong vỉa làm thay đổi các đặc tính vật lí của vỉa cũng như đặc tính bề mặt giữa hai
Hóa chất
Nhi
ệt

Khí

Giai đo
ạn thu hồi

Giai đo
ạn thứ cấp

Giai đo
ạn s
ơ c
ấp

Khác

Khí
trơ

CO
2
Nổ
nhiệt
Hơi
nước
Kiềm
Chất
HĐBM
Polyme
Nước
nóng
Dung
môi
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN
5

pha chất lưu bơm ép và dầu, đá chứa nhằm tăng hiệu quả thu hồi dầu sau hai giai
đoạn khác ở trên.
Lượng dầu thu được từ các phương pháp TCTHD chiếm khoảng 3,2% tổng
sản lượng dầu khai thác trong năm 1994. Riêng ở Mỹ lượng dầu thu được bằng các
phương pháp TCTHD chiếm 10% tổng sản lượng dầu khai thác của Mỹ. Hơn nữa
các giếng dầu khai thác bằng điều kiện tự nhiên sẽ ngày càng sụt giảm về sản lượng
nếu không có những biện pháp tăng cường thu hồi dầu thích hợp. Do đó trong tương
lai TCTHD chiếm tỉ lệ ngày càng tăng trong tổng sản lượng dầu khai thác [8].

Hình 1.2. Đầu tư nghiên cứu TCTHD của DOE trong những năm 1978 tới 2006[9]

1.2.2. Các phương pháp tăng cường thu hồi dầu.
Quá trình TCTHD thường áp dụng chủ yếu 3 nhóm phương pháp, hình 1.3
cho thấy nguyên tắc và phạm vi áp dụng:
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN
6


Hình 1.3: Các phương pháp TCTHD
1.2.2.1. Nhóm phương pháp nhiệt.
Phương pháp nhiệt là phương pháp chủ yếu để thu hồi dầu nặng có tỉ khối
trên 20
o
API, độ nhớt 20 - 200 cP. Nguyên lý thu hồi dầu bằng phương pháp nhiệt
khá đơn giản: khi nhiệt độ tăng thì độ nhớt của dầu sẽ giảm do đó tăng được độ linh
động của dầu thô (hình 1.4).
Phương pháp này được thực hiện bằng cách bơm dòng lưu chất nóng để
truyền nhiệt cho dầu thô hoặc nung nóng giếng một cách trực tiếp bằng cách đốt
cháy một số thành phần trong mỏ. Mặc dù có ý tưởng từ hơn 100 năm trước nhưng
đến thập niên 1950, dự án lớn đầu tiên mới được tiến hành ở Mỹ, sau đó đến
Vênêduêla, Hà Lan.
Hơi nước được bơm vào những giếng khai thác trong vòng vài ngày đến vài
tuần, sau đó giếng được đóng lại trong vài ngày đến vài tháng cho quá trình truyền
nhiệt được hiệu quả. Giếng được khai thác trong khoảng 6 tháng rồi lặp lại quá trình
này.
Hơi nước nung nóng đá, dầu thô cũng như nước vỉa. Đồng thời hơi nước tạo
áp suất để đẩy dầu lên. Tuy nhiên quá trình này cũng tạo ra hơi nước ngưng tụ lẫn
vào trong sản phẩm. Phương pháp này sử dụng hơi nước nên phải tốn một lượng lớn

nhiệt để đun nóng hơi nước và nảy sinh thêm vấn đề đảm bảo cách nhiệt cho đường
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN
7

ống. Nhiệt độ càng cao thì khả năng mất nhiệt càng lớn. Ưu điểm của phương pháp
này là giếng có khả năng khai thác nhiều lần.
Cơ chế của phương pháp này khá đơn giản nhưng thực hiện thì lại phức tạp.
Bên cạnh dầu nặng thu hồi còn có một lượng dầu nhẹ cũng được khai thác hiệu quả.
Phương pháp này qua nghiên cứu cho thấy hiệu suất thu hồi cao (khoảng trên 90%).

Hình 1.4. Sự phụ thuộc của độ nhớt các loại dầu vào nhiệt độ
1.2.2.2. Nhóm phương pháp khí.
Một trong những phương pháp được áp dụng trong tăng cường thu hồi dầu là
sử dụng khí như một chất hòa tan trong dầu thô nhằm tăng khả năng linh động của
dầu thô và thắng được lực mao quản.
Phương pháp này sử dụng một số khí như LPG, CO
2
, cồn…
Nguyên tắc: khí được bơm vào mỏ sẽ hoà tan trong dầu, làm giảm độ nhớt và tăng
khả năng linh động của dầu thô, đồng thời cũng tạo áp lực để đẩy dầu lên.
Biện pháp phù hợp là người ta bơm những khí hydrocacbon tự nhiên (khí thiên
nhiên). Biện pháp này tỏ ra hiệu quả về mặt kinh tế với những mỏ có lượng khí
đồng hành lớn như ở Canada. Nhưng ở Mỹ thì sử dụng khí CO
2
sẽ thích hợp hơn
cho các mỏ dầu ở Texas.
Khí CO
2
là một trường hợp khá đặc biệt của phương pháp này. Nó có khả
năng hoà tan rất cao trong dầu thô, làm dầu trương lên và làm giảm độ nhớt của

dầu. Đồng thời nó cũng đẩy những phần nhẹ của dầu thô vào giếng bơm ép. Ưu
điểm của CO
2
là áp suất tối thiểu để nó đạt được khả năng thu hồi dầu thấp hơn các
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN
8

khí khác (N
2
, khí thiên nhiên) khá nhiều. Do đó không cần máy bơm công suất lớn
để bơm khí xuống vỉa.
Tuy nhiên phương pháp này cũng có một số khó khăn như vấn đề cung cấp
khí. Đối với các mỏ dầu trên cạn việc cung cấp khí đã khó khăn thì các mỏ dầu
ngoài biển khơi lại càng khó khăn hơn gấp bội.
Một trong những giải pháp để tăng hiệu quả của phương pháp bơm ép khí là người
ta luân phiên bơm ép nước và bơm ép khí. Điều này giúp giảm chi phí cho việc bơm
ép.
Mô hình quá trình bơm ép khí CO
2
:

Hình 1.5: Quá trình bơm ép khí CO
2

Như vậy cơ chế của phương pháp bơm ép khí nói chung và khí CO
2
nói riêng
là dòng khí dưới tác dụng của áp suất sẽ ép lượng dầu dư vào giếng khai thác. Từ
đây nó sẽ được hút ra.
1.2.2.3. Nhóm phương pháp hoá.

Các hóa chất dùng trong tăng cường thu hồi dầu gồm polyme, chất HĐBM
và kiềm. Chúng được hòa tan với nước, đôi khi là với hóa chất khác trước khi bơm
ép vào mỏ. Phương pháp này thường dùng cho các loại dầu trung bình, giữa dầu
nặng thu hồi bằng phương pháp nhiệt và dầu nhẹ thu hồi bằng phương pháp khí.
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN
9

Bơm ép polyme là phương pháp thông dụng nhất. Polyme có khối lượng
phân tử lớn sẽ làm tăng độ nhớt của nước, và với một vài loại polyme chúng còn có
khả năng giảm tính thấm ướt của pha nước mà không làm thay đổi tính chất này của
dầu. Điều này giúp nâng cao đáng kể hệ số quét của nước.
Bơm ép chất HĐBM là phương pháp dùng một dung dịch có nồng độ chất
HĐBM thấp để làm giảm SCBMLD giữa dầu và nước, thay đổi tính dính ướt của đá
vỉa từ đó gia tăng hiệu quả thu hồi dầu một cách đáng kể.
Bơm ép kiềm là phương pháp tạo ra các phản ứng giữa kiềm bơm vào và các
axit có trong mỏ để tạo ra bên trong mỏ các chất HĐBM nhằm làm giảm SCBMLD
dầu-nước. Mặt khác nó có thể làm thay đổi tính dính ướt của đá từ dính ướt dầu
sang dính ướt nước. Tuy nhiên các chất kiềm được sử dụng cũng có thể phản ứng
với các khoáng chất trong nước hay đá móng mỏ, điều này làm ảnh hưởng đến hiệu
quả của quá trình.
Trong những năm gần đây, người ta đã áp dụng kỹ thuật bơm ép kết hợp cả
kiềm, chất HĐBM và polyme (ASP – Alkali-Surfactant-Polymer) trong TCTHD, kỹ
thuật ASP được phát triển từ những năm 1980 tại trung tâm nghiên cứu Shell’s
Bellaire ở Houston. Đây là sự kết hợp giữa hai công nghệ, bơm ép kiềm và chất
HĐBM. Vai trò của chất HĐBM là giảm SCBMLD giữa dầu và nước giúp cho phần
dầu dư bị bẫy lại trong những lỗ rỗng, khe đá nứt nẽ trong vỉa trở nên linh động
hơn. Vai trò của kiềm là giảm sự hấp phụ của chất HĐBM trên đá vỉa, tiết kiệm
được chi phí, kiềm cũng chuyển một số acid dầu mỏ thành chất HĐBM góp phần
giảm SCBMLD[10]
Bên cạnh những phương pháp chính nói trên còn nhiều phương pháp khác

đang được nghiên cứu và thử nghiệm: vi khuẩn, địa chấn, tạo hơi nước bằng kỹ
thuật nguyên tử, cấp nhiệt bằng sóng radio Phần lớn các phương pháp này không
thỏa mãn về mặt kinh tế và tồn tại nhiều vấn đề kỹ thuật.

Mô hình quá trình bơm ép hoá chất:
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN
10


Hình 1.6: Quá trình bơm ép khí hoá chất
Bảng 1.1. Bảng cơ chế thu hồi dầu theo phương pháp hoá
Quá
trình
Cơ chế thu hồi Ưu điểm
Thu
hồi
(%)
Hiệu quả tác
chất (kg/m
3
dầu
thu hồi)
Polyme

Giảm tính linh
động
Dễ dàng bơm
Bền
Nồng độ muối
cao

5

0,9 - 1,5
Chất
HĐBM

Giảm tính linh
động
Giảm lực mao
quản
Giống polymer
Nồng độ muối
cao
Thời gian lưu
Bền hoá học
15 42,9 - 71,5
Kiềm
Giảm tính linh
động
Giảm lực mao
quản
Tính thấm ướt
Giống chất
HĐBM
Thành phần dầu
5 100 - 130
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN
11

Tính hoà tan của
dầu

1.2.2.4. Phạm vi ứng dụng của các phương pháp.
Yêu cầu quan trọng của các phương pháp TCTHD dầu là phạm vi ứng dụng
của chúng trong những điều kiện mỏ khác nhau [11].
Trong điều kiện độ nhớt của dầu, các phương pháp có thể ứng dụng khả thi
trong điều kiện độ nhớt của dầu thấp hoặc trung bình, còn ở điều kiện độ nhớt cao
thì đều không khả thi.
Trong điều kiện độ thấm của đá chứa, các phương pháp có thể ứng dụng tốt
nếu độ thấm đá chứa cao, nếu độ thấm của đá chứa thấp thì không khả thi. Còn
phương pháp khí hydrocacbon hòa tan, N
2
và khí dẫn nhiệt hòa tan thì không giới
hạn ứng dụng nếu cấu trúc đá chứa đồng nhất. Phương pháp CO
2
hòa tan thì chỉ cần
đảm bảo áp suất bơm ép là có thể ứng dụng được.
Theo chiều sâu của mỏ thì phạm vi ứng dụng của các phương pháp khác hẳn
nhau. Trong khi các phương pháp khí, nổ nhiệt có thể ứng dụng rộng rãi ở các độ
sâu từ trung bình đến lớn khi mà áp suất đạt yêu cầu, và không khả thi ở độ sâu nhỏ.
Các phương pháp chất HĐBM/polyme, polymer, hơi nước khả thi ở độ sâu nhỏ
trong giới hạn nhiệt độ cho phép còn không khả thi ở độ sâu lớn. Còn phương pháp
kiềm có thể ứng dụng ở mọi độ sâu.
1.2.3. Các dự án tăng cường thu hồi dầu trên thế giới.
Bảng 1.2. Bảng ước tính lượng dầu khai thác theo phương pháp TCTHD, B/D
*(1000) (4-1990) [12]
Quốc gia
Nhiệt
Hòa

tan
Hóa

Tổng
TCTHD
%
Mỹ 454 191 11,9

656,9 42
Canada 8 127 17,2

152,2 10
Châu Âu 14 3 - 17 1
Vênêduêla

108 11 - 119 7
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN
12

Nam Mỹ 2 - - 17 1
USSR 20 90 50 160 10
Khác 171 280 1.5 452,5 29
Tổng 777 702 80,6

1574,6 100


1.3. Chất hoạt động bề mặt.
1.3.1. Định nghĩa.
Chất HĐBM là hợp chất hoá học, phân tử có tính phân cực, đầu ưa nước và

đuôi kỵ nước, khi hiện diện ở nồng độ loãng trong dung dịch chúng hấp phụ hoặc
tập trung tại giao diện lỏng - lỏng, chúng làm thay đổi tính chất bề mặt một cách
đáng kể, đặc biệt là làm giảm sức căng bề mặt.
1.3.2. Cấu trúc chất HĐBM.
Cấu trúc thông thường của chất HĐBM bao gồm phần hydrocacbon không
phân cực và phần phân cực ion. Phần hydrocacbon không phân cực thường gọi là
“đuôi”, có thể là dây thẳng hoặc phân nhánh và còn được gọi là phần ưa hữu cơ.
Phần ion gọi là “đầu” của phân tử và còn được gọi là phần ưa nước. Hình 1.7 là một
ví dụ của chất hoạt động bề mặt.

Hình 1.7: Sơ đồ minh họa phân tử chất HĐBM
Ở hình 1.7, phần hydrocacbon phản ứng rất yếu với phân tử nước trong dung
dịch. Thật ra, phân tử nước cố gắng “chen” vào dây hydrocacbon bên ngoài. Vì vậy,
phần đuôi được gọi là phần kị nước. Ngược lại, nhóm đầu hay còn gọi là phần phân
đầu phân cực
dây (đuôi)
mạch thẳng hoặc nhánh
hydrocacbon hay florocacbon
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN
13

cực phản ứng với phân tử nước rất mạnh qua quá trình solvat hóa. Phần này của
chất HĐBM là phần ưa nước.
Một hệ số thực nghiệm thường được dùng để xác định tính chất của chất
HĐBM là hệ số cân bằng nhóm ưa nước/nhóm ưa hữu cơ (HLB - Hydrophilic
Lipophilic Balance). Hệ số này giúp xác định một cách tương đối khuynh hướng
hòa tan trong dầu hoặc nước và từ đó xác định khuynh hướng tạo thành nhũ tương
nước trong dầu hay dầu trong nước. Hệ số này có giá trị có thể từ 0 – 40. Hệ số
HLB thấp nghĩa là chất HĐBM có khuynh hướng hòa tan trong dầu và tạo thành
nhũ tương nước trong dầu và ngược lại HLB cao thì chất HĐBM có khuynh hướng

hoà tan trong nước nhiều hơn [4].
Giá trị HLB được tính như sau:
HLB = 7 + m*Sh – n*Sl
m – Số nhóm ưa nước trong phân tử, Sh – Giá trị nhóm ưa nước
n – Số nhóm kỵ nước trong phân tử, Sl – Giá trị nhóm kỵ nước
Một số giá trị của nhóm ưa nước: -SO
4
Na [38.7]; -COONa [19.1]; -N
(amine) [9.4]; -COOH [2.1]; -OH (tự do) [1.9]; -O- [1.3]; -(CH
2
CH
2
O)- [0.33]
Một số giá trị của nhóm kị nước: -CH-; -CH
2
-; -CH
3
; =CH- [-0.475]; -
(CH
2
CH
2
CH
2
O)- [-0.15]

1.3.3. Phân loại chất hoạt động bề mặt
Chất HĐBM có thể được phân loại theo tính ion của nhóm đầu. Theo cách
phân loại này thì chất HĐBM được chia là 4 loại: anion, cation, nonion và lưỡng
tính [5].

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN
14


Hình 1.8. Phân loại chất HĐBM
 Anion: trong dung dịch phân tử chất HĐBM này ion hóa và tích điện âm
ở nhóm đầu, chẳng hạn như Sodium dodecyl sulfate (C
12
H
25
SO
4
-
Na
+
)
Các chất hoạt động bề mặt anion thường dùng: Carboxylate, Sulfate,
Sulfonate, Sulfosuccinate và sulfosuccinamate.
 Cation: trong dung dịch phân tử chất HĐBM này ion hóa và tích điện
dương ở nhóm đầu, chẳng hạn như Dodecyltrimethylammonium bromit
(C
12
H
25
N
+
Me
3
Br
-

).
Các chất HĐBM cation thường dùng: Muối amonium bậc 4, muối
Imidazolinium.
 Nonion: trong dung dịch phân tử chất HĐBM này không bị ion hóa,
nhóm đầu to hơn nhóm đuôi, chẳng hạn như Dodecylhexaoxyethylene glycol
monoether (C
12
H
25
[OCH
2
CH
2
]
6
OH).
Các chất HĐBM nonion thường dùng: Alcohol ethoxylate, Alcohol
alkoxylate, Alkyl phenol ethoxylate, Ethylene oxyde/propylene oxide, Alkanol
amide.
 Lưỡng tính: Chất HĐBM này có cả nhóm cation và anion trong phân tử.
Đặc trưng chính của chúng là sự phụ thuộc vào pH của dung dịch hòa tan. Trong
môi trường a xít chúng tích điện dương và trở nên giống chất HĐBM cation, còn
trong môi trường kiềm thì ngược lại.
−−++
↔↔ COO NHCOO NCOOH N

Môi trường a xít Trung hòa điện Môi trường kiềm
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN
15

Chất HĐBM lưỡng tính tan trong nước, nhưng tan rất ít nếu ở trong trạng thái
trung hòa điện. Chúng tương hợp rất tốt với các chất HĐBM khác. Khả năng hoạt
động bề mặt của chúng biến thiên trong một phạm vi rộng, phụ thuộc vào khoảng
cách của các nhóm tích điện. Hoạt tính của chúng cao nhất ở tình trạng trung hòa
điện.
Chất HĐBM dạng betaine là một loại chất HĐBM lưỡng tính, trong phân tử
chứa nhóm chức mang điện tích dương thường là amine tứ, nhóm mang điện tích
âm thông thường là –COO
-
, -SO
3
-
, -OSO
3
-
, -PO
4
-
, phần kỵ nước là đuôi hidrocarbon
dài 18 carbon của acid béo. Chất HĐBM này có khả năng tương hợp tốt với các
chất HĐBM khác tác động giảm SCBMLD đến giá trị cực thấp.
Chất HĐBM lưỡng tính dạng betaine đã được người ta tổng hợp với những
cấu trúc khác nhau như amphodiacetates, cocamidopropyl betaine, amino acid-type
amphoteric surfactants-disodium N-(2-fatty acyl amino) ethyliminodiacetate và
disodium N-(2-fatty acyl amino) ethyl-N,N-bis[3-(2-hydroxy) propylsulfonate]
amine [13], đặc trưng của chất HĐBM này là không tác hại nhiều đến da cũng như
môi trường và được ứng dụng rộng rãi trong nhiều lĩnh vực như chất tẩy rửa, hóa
chất, dược, mỹ phẩm …[14]

1.3.4. Tính chất của dung dịch chất HĐBM.

Với đặc tính dễ dàng tiến lên bề mặt liên diện từ trong lòng dung dịch nên
dung dịch chất HĐBM thể hiện một số tính chất đặc biệt như sự xuất hiện micelle,
giảm SCBM liên diện, thay đổi khả năng dính ướt [4].
1.3.4.1. Nồng độ Micelle tới hạn.
Sự hấp phụ của chất HĐBM từ bên trong khối dung dịch đến bề mặt xảy ra
tại bất kì nồng độ nào của chất HĐBM. Nếu nồng độ của một dung dịch chất
HĐBM tăng dần thì nồng độ của chất HĐBM tại bề mặt cũng tăng dần, đến một
nồng độ nào đó có sự thay đổi đột ngột về các tính chất như độ dẫn điện, SCBM
liên diện…
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN
16

Nếu dung dịch chất HĐBM trong môi trường là nước thì nhóm không phân
cực sẽ quay 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.
Nồng độ dung dịch mà tại đó bắt đầu xảy ra sự tập hợp các phân tử chất
HĐBM trên các khối hình cầu trong lòng dung dịch được gọi là nồng độ Micelle tới
hạn (CMC – Critical Micelle Concentration). Những tập hợp các phân tử được gọi
là các hạt micelle. Thông thường hạt micelle có dạng cầu đường kính khoảng 4 - 10
nm. Khi dung dịch có nồng độ CMC cao thì các hạt Micelle sẽ thay đổi cấu trúc
thành những hình dạng khác nhau như hình tấm, hình trụ… tùy thuộc vào cấu trúc
chất HĐBM và các điều kiện hóa lí của hệ.
Micelle tự bản thân nó không hấp phụ lên bề mặt nên không có hoạt động bề
mặt. Như vậy CMC là nồng độ mà tại đó đã hấp phụ hoàn toàn đơn lớp các phân tử
chất HĐBM tại bề mặt và do đó tính chất bề mặt tại nồng độ này tối ưu.

Hình1.9: Khả năng tạo Micelle của chất HĐBM

1.3.4.2. Sức căng bề mặt liên diện.

Định nghĩa:
Xét một khối chất lỏng, đối với các phân tử nằm gần mặt thoáng thì lực tác
dụng lên nó theo mọi hướng không cân bằng so với các lực trong lòng chất lỏng, do
đó các phân tử bề mặt chịu một hợp lực hướng vào lòng chất lỏng . Lực ép các phân
tử vào bên trong được gọi là nội áp, lực này có xu hướng làm cho bề mặt giảm đến
Chất HĐBM
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN
17

mức tối thiểu. Lực tác dụng lên một đơn vị dài của biên giới phân chia pha và làm
giảm bề mặt chất lỏng được gọi là sức căng bề mặt. Đơn vị đo của nó là mN/m hoặc
dyn/cm
Trong trường hợp hai chất lỏng không hòa tan vào nhau hoặc một chất rắn
với một chất lỏng thì bề mặt phân cách pha của các pha này được gọi là bề mặt liên
diện và có những đặc điểm chung giữa bề mặt phân chia giữa pha lỏng và khí. Năng
lượng tự do trên bề mặt liên diện được đặc trưng bởi sức căng bề mặt liên diện.
Theo quan điểm toán học và nhiệt động học thì nó tương đương với sức căng bề
mặt. Do đó có thể nói rằng sức căng bề mặt là một trường hợp cá biệt của
SCBMLD. Để làm tăng bề mặt cần tiêu phí một công để thắng lực gây ra bởi nội áp,
công này tỉ lệ với SCBMLD.
Ảnh hưởng của chất HĐBM lên SCBM:
Tính chất đặc trưng nhất và quan trọng nhất của chất HĐBM là làm giảm
SCBMLD của hai pha không tan vào nhau. Năng lượng cần thiết để làm tăng diện
tích bề mặt phân cách pha càng thấp thì sự tạo thành bề mặt càng dễ dàng, nghĩa là
sự phân tách pha càng rõ ràng. 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 SCBMLD của hệ giảm.
Chất HĐBM khi được hòa tan trong dung dịch thì một phần ưa nước hoặc kị
nước sẽ tương tác tốt với dung môi vì có cùng tính phân cực, phần còn lại không

tương tác tốt sẽ làm năng lượng tự do của hệ. Do đó để giảm năng lượng tự do bản
thân nó hấp phụ lên bề mặt và định hướng sao cho phần tương tác tốt với dung dịch
quay vào dung dịch còn phần tương tác không tốt sẽ quay ra ngoài. Bề mặt phân
chia pha lúc này sẽ dần được thay thế bằng các phân tử chất HĐBM nên giảm năng
lượng bề mặt so với năng lượng bề mặt cung cấp cho các phân tử bên trong lòng hệ
di chuyển lên bề mặt. Như vậy sự tăng diện tích bề mặt sẽ dễ dàng hơn, hay dung
dịch chất HĐBM sẽ làm giảm SCBMLD của hệ và ta có thể thấy rõ rằng sự phân
tách pha xảy ra dễ dàng hơn.