nghiên cứu tổ hợp hệ thống hoạt động bề mặt gimini và các chất hoạt động bề mặt thông thường bền nhiệt để sử dụng trong tăng cường thu hồi dầu

SỞ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ THÀNH ĐOÀN
TP. HỒ CHÍ MINH TP. HỒ CHÍ MINH


CHƯƠNG TRÌNH
VƯỜN ƯƠM SÁNG TẠO KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ TRẺ
\[ * \[



BÁO CÁO TỔNG KẾT ĐỀ TÀI:
NGHIÊN CỨU TỔ HỢP HỆ CHẤT HOẠT ĐỘNG BỀ MẶT MỚI CHỨA
GIMINI BỀN NHIỆT SỬ DỤNG TRONG TĂNG CƯỜNG THU HỒI DẦU






Chủ nhiệm đề tài: TH.S LÊ KIM HÙNG
Cơ quan chủ trì: TRUNG TÂM PHÁT TRIỂN KHCN TRẺ







TP. Hồ Chí Minh – 2009

SỞ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ THÀNH ĐOÀN
TP. HỒ CHÍ MINH TP. HỒ CHÍ MINH


CHƯƠNG TRÌNH VƯỜN ƯƠM
SÁNG TẠO KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ TRẺ
X * W









B
B
Á
Á
O
O


C
C
Á
Á
O
O

N
N
G
G
H
H
I
I
Ệ
Ệ
M
M


T
T
H
H
U
U


(
Đã được chỉnh sửa theo góp ý của Hội đồng nghiệm thu ngày 16/3/2010)



NGHIÊN CỨU TỔ HỢP HỆ THỐNG CHẤT HOẠT ĐỘNG BỀ MẶT

GIMINI VÀ CÁC CHẤT HOẠT ĐỘNG BỀ MẶT THÔNG THƯỜNG BỀN
NHIỆT ĐỂ SỬ DỤNG TRONG TĂNG CƯỜNG THU HỒI DẦU













Chủ nhiệm đề tài: THS. LÊ KIM HÙNG
Cơ quan chủ trì: TRUNG TÂM PHÁT TRIỂN
KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ TRẺ









TP. Hồ Chí Minh, tháng 3 năm 2010

MỤC LỤC

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
DANH MỤC CÁC BẢNG
DANH MỤC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ

MỞ ĐẦU 1
CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN 2
1.1. Tình hình khai thác dầu trong và ngoài nước 2
1.2. Các phương pháp khai thác dầu 5
1. 3. Các phương pháp tăng cường thu hồi dầu 6
1.3.1. Phương pháp nhiệt 6
1.3.2. Phương pháp khí 8
1.3.3. Phương pháp hóa học 9
1.3.4. Phương pháp bơm ép chất hoạt tính bề mặt 10
1.4. Phân loại chất hoạt động bề mặt 11
1.5. Chất HĐBM dùng trong tăng cường thu hồi dầu 13
1.5.1. Các chất HĐBM alkyl sunphonat 14
1.5.2. Các chất HĐBM sunphonat dầu mỏ 14
1.5.3. Các chất HĐBM anpha olefin sunfonate (AOS) 15
1.5.4. Các chất HĐBM alkylbenzen ethoxylat sunphonat, alkylat ethoxylat
sunphonat 16

1.5.5. Các chất HĐBM sunphonat este axit béo 16
1.5.6. Các chất HĐBM alcohol ethoxylat và propoxylat sunphat 17
1.5.7. Chất HĐBM Gimini 19
1.5.8. Chất trợ HĐBM ứng dụng trong thu hồi dầu 20
1.6. Cơ chế nâng cao HSTHD bằng bơm ép chất HĐBM 21

1.6.1. Gia tăng số mao dẫn Nc để đẩy dầu dư 22
1.6.2. Cải thiện tính dính ướt đối với nước của đá 23


1.7. Cải thiện độ nhớt của lưu chất bơm ép khi có mặt của chất trợ polyme 24
CHƯƠNG 2: THỰC NGHIỆM 28
2.1. Mục đích, cơ chế tác động và đối tượng nghiên cứu 28
2.1.1. Mục đích 28
2.1.2. Cơ chế tác động 28
2.1.3. Đối tượng nghiên cứu 28
2.2. Hóa chất và thiết bị 28
2.2.1 Hóa chất 28
2.2.2 Thiết bị 30
2.3 Các phương pháp thí nghiệm 31
2.3.1 Phương pháp xác định sức căng bề mặt liên diện giữa hai pha dầu -
nước, nồng độ mixen tới hạn (CMC) 31

2.3.2 Phương pháp xác định khả năng tương hợp của hệ chất HĐBM với
nước biển 32

2.3.3. Phương pháp xác định độ bền nhiệt của hệ dung dịch chất HĐBM tại
nhiệt độ 91
o
C trong thời gian 31 ngày 32
2.3.4. Phương pháp tối ưu hóa thống kê nhằm xác định thành phần và nồng
độ tối ưu của hệ chất HĐBM cho điều kiện của thân dầu móng 33

2.3.5. Phương pháp xác định tính dính ướt của bề mặt đá móng bằng cách
đo góc tiếp xúc 33

2.4. Xác định mức độ hấp phụ chất HĐBM 34
CHƯƠNG 3: KẾT QUẢ VÀ BIỆN LUẬN 36
3.1 Khảo sát tính tương hợp và độ bền nhiệt của các đơn chất HĐBM 36
3.1.1. Xác định tính tương hợp của các đơn chất HĐBM với nước biển 36
3.1.2. Xác định CMC của các dung dịch chất HĐBM 36
3.1.3. Khả năng bền nhiệt và tương hợp của các chất HĐBM với nước biển37
3.1.4. Đánh giá độ bền nhiệt của các chất HĐBM 41
3.2. Khảo sát tính tương hợp và độ bền nhiệt của hỗn hợp chất HĐBM 42
3.2.1. Khảo sát tính tương hợp của hỗn hợp dung dịch các chất HĐBM 42


3.2.2. Khảo sát độ bền nhiệt của các dung dịch chất HĐBM 43
3.3. Tối ưu hóa hệ hỗn hợp chất HĐBM bằng cách sử dụng chương trình phần mềm
statica 7 48

3.4. Đánh giá sự thủy phân của chất trợ HĐBM Ethylene glycol butyl ether (EGBE)53
3.5. Kết quả đo góc tiếp xúc giữa dung dịch chất HĐBM và dầu thô 56
3.6. Xác định mức độ hấp phụ của chất HĐBM và ảnh hưởng của chất trợ EGBE lên
quá trình hấp phụ 58

3.7. Đánh giá khả năng cải thiện tính lưu biến của dung dịch chất HĐBM OM2 với
sự tham gia của polyme AN125SH 62

3.8. Hướng ứng dụng công cụ mô hình hoá cho quá trình bơm ép chất HĐBM trên
mô hình vỉa 65

KẾT LUẬN 70
MỘT SỐ KIẾN NGHỊ 71
TÀI LIỆU THAM KHẢO 72

DANH SÁCH NHỮNG NGƯỜI THỰC HIỆN

STT Họ và tên Học hàm học vị Cơ quan công tác Nhiệm vụ
1 Nguyễn Quốc Hùng ThS Viện KHVLUD Tham gia
2 Văn Thanh Khuê CN Viện KHVLUD Tham gia
3 Nguyễn Bảo Lâm CN Viện KHVLUD Tham gia
4 Phạm Duy Khanh KS Viện KHVLUD Tham gia
5 Lê Thiên Nhã CN Viện KHVLUD Tham gia
6 Nguyễn Phương Tùng PGS.TS Viện KHVLUD Cố vấn khoa học


DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT

XNLD : Xí nghiệp Liên Doanh
HSTHD : Hệ số thu hồi dầu
TCTHD : Tăng cường thu hồi dầu
ĐNR : Đông nam Rồng
HĐBM : Hoạt động bề mặt
SCBM : Sức căng bề mặt
SCBMLD : Sức căng bề mặt liên diện
ASP : Alkaline – surfactant – polyme
CMC : Nồng độ Mixen tới hạn
EOR : Tăng cường thu hồi dầu
IFT : SCBMLD


DANH MỤC CÁC BẢNG
Bảng 1.1. Tính dính ướt của đá và góc tiếp xúc θ

Bảng 2.1. Thành phần lý-hoá của nước biển
Bảng 2.2. Tính chất lý-hóa cơ bản của dầu thô
Bảng 3.1 Khả năng tương hợp của các chất HĐBM trong nước biển
Bảng 3.2. Giá trị SCBM tại điểm CMC của các chất HĐBM
Bảng 3.3. Khả năng bền nhiệt và tương hợp của AS1 trong nước biển sau thời gian
ủ
nhiệt 31 ngày tại nhiệt độ 91
o
C
Bảng 3.4. Khả năng bền nhiệt và tương hợp của AS2 trong nước biển sau thời gian ủ
nhiệt 31 ngày tại nhiệt độ 91
o
C
Bảng 3.5. Khả năng bền nhiệt và tương hợp của AS3 trong nước biển sau thời gian ủ
nhiệt 31 ngày tại nhiệt độ 91
o
C
Bảng 3.6: Khả năng bền nhiệt và tương hợp của AS4 trong nước biển sau thời gian ủ
nhiệt 31 ngày tại nhiệt độ 91
o
C
Bảng 3.7. Khả năng bền nhiệt và tương hợp của GS1 trong nước biển sau thời gian ủ
nhiệt 31 ngày tại nhiệt độ 91
o
C
Bảng 3.8. Khả năng bền nhiệt và tương hợp của NS1 trong nước biển sau thời gian ủ
nhiệt 31 ngày tại nhiệt độ 91
o
C
Bảng 3.9. Độ bền nhiệt của các chất HĐBM sau 1 tháng ủ nhiệt ở 91

o
C
Bảng 3.10. Khả năng bền nhiệt và tương hợp của hỗn hợp hai chất HĐBM trong nước
biển sau thời gian ủ 31 ngày tại nhiệt độ 91
o
C
Bảng 3.11.Sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/AS1 theo thời gian ủ nhiệt
Bảng 3.12.Sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/AS2 theo thời gian ủ nhiệt
Bảng 3.13.Sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/AS4 theo thời gian ủ nhiệt
Bảng 3.14. Sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/GS1 theo thời gian ủ nhiệt
Bảng 3.15. Sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/NS1 theo thời gian ủ nhiệt
Bảng 3.16. SCBMLD của hỗn hợp 3 chất HĐBM
Bả
ng 3.17. SCBMLD của các hỗn hợp 3 chất HĐBM
Bảng 3.18. Giá trị SCBMLD của các hệ hỗn hợp tối ưu ở nồng độ 1000 ppm
Bảng 3.19.Sự thủy phân của hệ chất HĐBM OM2 khi có hay không sự hiện diện của
chất trợ HĐBM EGBE


Bảng 3.20. Sự hấp phụ và thủy phân của dung dịch chất HĐBM có và không có EGBE
Bảng 3.21. Thành phần các mẫu khảo sát
Bảng 3.22. Sự thay đổi độ nhớt và SCBM giữa hai pha dầu / dung dịch chất HĐBM
trong quá trình ủ ở nhiệt độ 91
o
C


DANH MỤC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ
Hình 1.1. Các giai đoạn khai thác dầu
Hình 1.2. Khả năng giảm độ nhớt của dầu thô theo nhiệt độ

Hình 1.3. Cơ chế đẩy dầu của phương pháp bơm ép khí
Hình: 1.4. Cấu trúc alkyl dimethyl benzyl ammonium chloride
Hình 1.5. Cấu trúc của LAS
Hình 1.6. Cấu trúc Alpha olephin sulfonat
Hình 1.7. Chất HĐBM gemini
Hình 1.8. Các chất HĐBM gimini và các dạng tương tự của chúng
Hình 1.9. Qui trình tổng hợp gimini Novel Dialkylaryl Disulfonate theo 2 bước
Hình 1.10 . Qui trình tổng hợp gimini Novel Dialkylaryl Disulfonate theo 1 bước
Hình 1.11. Sự hiện diệ
n của lớp nước giữa đá và dầu trong hệ đá móng
Hình 1.12. Sự phụ thuộc giữa HSTHD và số mao dẫn
Hình 1.13. Ảnh hưởng của tính dính ướt lên độ bão hoà của các chất lưu
Hình 1.14. Tính dính ướt bề mặt rắn của pha nước và pha dầu
Hình 1.15. Sự di chuyển của dầu trong lỗ mao quản
Hình 1.16. Sự di chuyển của các khối dầu nhỏ để hình thành đới dầu
Hình 1.17. Sự di chuyển của thân d
ầu và chất HĐBM khi có mặt polyme
Hình 2.1. Mô phỏng hình ảnh quá trình đo SCBM
Hình 2.2. Thiết bị đo SCBM spinning drop tensiometer, model 500, USA
Hình 2.3. Thiết bị đo góc tiếp xúc OCA 20 – Đức
Hình 2.4. Hình ảnh giot dầu và sơ đồ xác định góc tiếp xúc của giọt dầu trên bề mặt
đá
Hình 3.1. Đồ thị biểu diễn SCBMLD giữa dầu thô và dung dịch chất HĐBM theo nồng
độ %
Hình 3.2. Sự thay đổi SCBMLD của dung dịch chất HĐBM và dầu thô theo thời gian
ủ nhi
ệt 31 ngày tại 91
o
C
Hình 3.3. sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/AS1 theo thời gian ủ nhiệt

Hình 3.4. Sự thay đổi SCBMLD của các hệ AS3/AS2 theo thời gian ủ nhiệt
Hình 3.5. Sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/AS4 theo thời gian ủ nhiệt
Hình 3.6. Sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/GS1 theo thời gian ủ nhiệt


Hình 3.7. Sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/NS1 theo thời gian ủ nhiệt
Hình. 3.8. Bề mặt đáp ứng; biến phụ thuộc: SCBMLD
Hình.3.9. Bề mặt tam giác; biến phụ thuộc: SCBMLD
Hình. 3.10. Bề mặt đáp ứng; biến phụ thuộc: SCBMLD
Hình. 3.11. Bề mặt tam giác; biến phụ thuộc: SCBMLD
Hinh 3.12. Giá trị SCBMLD của các hệ hỗn hợp tối ưu ở nồng độ 1000 ppm
Hình 3.13. Sự thay đổi SCBM của hệ chấ
t HĐBM OM2 khi có hay không sự hiện diện
của chất trợ HĐBM EGBE
Hình 3.14. Sự thay đổi pH của hệ chất HĐBM OM2 khi có hay không sự hiện diện của
chất trợ HĐBM EGBE
Hình 3.15. Hình ảnh của giọt dầu trên bề mặt đá sau khi đá được ủ cân bằng trong
nước biển một ngày.
Hình 3.16. Hình ảnh của giọt dầu trên bề mặt đá sau khi đá thấm dầu được tiếp xúc v
ới
nước biển.
Hình 3.17. Hình ảnh của giọt dầu trên bề mặt đá sau khi đá thấm dầu được tiếp xúc với
dung dịch chất HĐBM MO2 0,05 %(trọng lượng).
Hình 3.18. Sự thay đổi góc tiếp xúc của giọt dầu trên bề mặt đá theo các giai đoạn ủ
Hình 3.19. Phổ UV của hỗn hợp dung dịch OM2 ở các nồng độ khác nhau
Hình 3.20. Đường chuẩn của hỗn hợp chất HĐ
BM OM2
Hình 3.21. Phổ UV của dung dịch OM2 khi không có EGBE
Hình 3.22. Phổ UV của dung dịch OM2 khi có EGBE
Hình 3.23. Sự thay đổi SCBM theo thời gian ủ sau 31 ngày ở nhiệt độ 91

o
C
Hình 3.24. Sự thay đổi độ nhớt theo thời gian ủ sau 31 ngày ở nhiệt độ 91
o
C
Hình. 3.25.Các phân tử polyme kết tụ lại với nhau bởi liên kết ngang là chất HĐBM
Hình 3.26. Tương quan giữa % thu hồi dầu và lưu lượng bơm ép các chất lưu khác
nhau
Hình 3.27. Hình minh họa các loại giản đồ pha sử dụng trong mô hình (lần lượt Loại




1

MỞ ĐẦU

Dầu khí từ lâu đã trở thành nguồn tài nguyên quan trọng của nhân loại. Tại bất kỳ
quốc gia nào, xăng dầu và các chế phẩm từ dầu khí luôn được xem là loại hàng hóa
đặc biệt quan trọng, là máu huyết của nền kinh tế quốc dân và quốc phòng. Dầu khí
đảm bảo cung cấp 60–65% năng lượng tiêu thụ trên thế giới và trên 90% nguyên liệu
của ngành công nghiệp hóa học [1]. Việc đảm bảo khai thác các mỏ dầu bền vữ
ng và
hiệu quả là nhiệm vụ quan trọng nhất của các nhà kỹ thuật dầu khí. Do đó, nghiên cứu
các giải pháp tăng cường thu hồi dầu càng trở nên cấp thiết khi sản lượng dầu khí tại
các mỏ đã chuyển sang giai đoạn sụt giảm sau quá trình khai thác thứ cấp. Ở Việt
Nam, việc khai thác dầu khí đang bị sụt giảm nghiêm trọng do tình trạng ngập nước ở
các giếng khai thác đ
ang diễn ra mạnh mẽ, đặc biệt là các mỏ lớn như là mỏ Bạch Hổ
(cung cấp khoảng 60% dầu khí hàng năm), mỏ Đông Nam Rồng (sản lượng bằng 25%

mỏ Bạch Hổ) và một số mỏ sắp kết thúc giai đoạn khai thác thứ cấp. Định hướng của
ngành dầu khí là luôn thúc đẩy các nhà khoa học, các chuyên gia dầu khí trong nước
đưa ra các biện pháp tăng cường thu hồi dầu phù hợp và hiệ
u quả nhất để cải thiện tối
đa hiệu quả thu hồi dầu.
Với mong muốn góp phần nâng cao hiệu suất khai thác dầu, phục vụ công nghiệp
khai thác dầu khí của đất nước, mục đích của đề tài nghiên cứu là phối trộn ra hệ chất
HĐBM tối ưu nhất để sử dụng trong bơm ép tăng cường thu hồi dầu các móng mỏ
Việt Nam, tính đặc bi
ệt ở đề tài là phối trộn hỗn hợp các chất hoạt động bề mặt thông
thường với chất hoạt động bề mặt thế hệ mới gimini có hoạt tính mạnh với hai đầu ưa
nước (phân cực) và hai đuôi ưa dầu (không phân cực) có khả năng tan tốt hơn trong
dầu và có CMC (nồng độ mixen tới hạn) thấp, để vừa có khả năng gia tăng hiệu qu
ả
thu hồi dầu cao hơn so với các chất HĐBM thông thường, vừa mang ý nghĩa thiết thực
trong vấn đề giảm thiểu ô nhiễm môi trường biển.





2

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN

1.1. Tình hình khai thác dầu trong và ngoài nước
Ngoài nước: [2-5]
Để đảm bảo việc khai thác các mỏ dầu trở nên bền vững và hiệu quả, quá trình
nâng cao hệ số thu hồi dầu đang là một công tác quan trọng trong điều hành quản lý
mỏ nhằm khai thác tài nguyên trong lòng đất một cách kinh tế nhất. Quá trình này đặc

biệt quan trọng khi sản lượng dầu khí tại các mỏ đã chuyển sang giai đoạn sụt giảm
sau thời gian khai thác thứ c
ấp tức là đã bơm ép khí hoặc nước vào vỉa nhằm duy trì áp
suất vỉa.
Về cơ bản, các phương pháp nâng cao thu hồi dầu có thể được chia theo mục
đích và cơ chế tác động thành hai nhóm:
• Các phương pháp nâng cao hệ số đẩy dầu chủ yếu bao gồm các phương pháp
tác động hoá lý như bơm ép khí ở chế độ hoà trộn (khí hydrocacbon, CO
2
, N
2
)
bơm ép dung dịch kiềm, chất hoạt tính bề mặt, dung dịch vi sinh, bơm hơi
nóng, gây cháy trong vỉa;
• Các phương pháp nâng cao hệ số quét chủ yếu là các phương pháp tác động
thuỷ động học như bơm ép nước theo chu kỳ, thay đổi hướng của dòng thấm,
đồng đều hoá mức độ tiếp nhận nước trong các giếng bơm ép, bơm ép polyme,
phân chia nhỏ các đối tượng khai thác, khoan ngang.
Trong quá trình đẩy dầu bằng nước b
ơm 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 (1-5 mD) không thể bị quét trực tiếp bằng dòng nước. Tại hệ mao quản đất đá này,
các 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. Chính
những phân tử - ion trên bề mặt mao quản giữa các pha dầu nước và đá vỉa đã cản trở
quá trình đẩy dầu khi bơm ép nước biển, lượng dầu trong mao quản có tỷ lệ khá lớn.
Để giải phóng lượng dầu này cần phải giảm lực liên kết phân tử - ion nghĩa là cần phải
thêm chất HĐBM từ bên ngoài để làm giả
m sức căng bề mặt (SCBM) pha ranh giới và

tăng sự xâm nhập của nước vào pha dầu. Nếu tác động của chất HĐBM đủ hiệu quả để
3

làm giảm sức căng bề mặt, lượng dầu nằm trong các đất đá càng ngày càng được thay
thế bởi nước có chứa chất HĐBM thay vì nước không chứa chất HĐBM.
Nếu thêm chất HĐBM có khả năng làm giảm sức căng bề mặt liên diện giữa dầu
và nước xuống còn 0.01mN/m hoặc thấp hơn thì nước chứa các chất HĐBM sẽ đẩy
toàn bộ lượng dầu còn n
ằm trong đất đá. Ngược lại, nếu nước không chứa chất HĐBM
thì lượng dầu dư sẽ bão hòa từ 15 đến 50% thể tích lỗ rỗng và không thể khai thác
được. Như vậy bơm ép dung dịch chất HĐBM cho phép gia tăng hệ số đẩy dầu dẫn tới
gia tăng hệ số thu hồi dầu do gia tăng hiệu suất vi dịch chuyển tức là lấy dầu ra khỏi
những l
ỗ rỗng cá biệt trong đá chứa.
Gần đây, nhiều thí nghiệm trên mẫu lõi đã được thực hiện trên thế giới nhằm tăng
cường thu hồi dầu khi bơm ép chất HĐBM thông qua cơ chế giảm SCBM giữa hai pha
dầu-nước và điều chỉnh độ linh động của nước bơm ép. Tùy theo điều kiện cụ thể của
từng mỏ dầu, các phương pháp bơ
m ép chất HĐBM khác nhau về nhiệt độ, loại mẫu
lõi và ở những chế độ bơm ép khác nhau có thể được thưc hiện. Nhưng nhìn chung, để
có hiệu quả thu hồi dầu cao, phương pháp bơm ép dung dịch HĐBM thường được sử
dụng là:
• Bơm ép liên tục dung dịch chất HĐBM loãng (1000ppm)
• Bơm ép liên tục dung dịch chất HĐBM loãng kèm theo chất hy sinh
• Bơm ép nút chất HĐBM
ở nồng độ cao
• Bơm ép nút chất HĐBM kèm theo bơm ép dung dịch kiềm và dung dịch
polymer
Trong nước: [6-8]
Ở Việt Nam, việc khai thác dầu khí đang bị sụt giảm nghiêm trọng do tình trạng

ngập nước ở các giếng khai thác đang diễn ra mạnh mẽ, đặc biệt là các mỏ lớn như là
mỏ Bạch Hổ (cung cấp khoảng 60% dầu khí hàng năm), mỏ Đông Nam Rồng (sản
lượ
ng bằng 25% mỏ Bạch Hổ) và một số mỏ sắp kết thúc giai đoạn khai thác thứ cấp.
Định hướng của ngành dầu khí là luôn thúc đẩy các nhà khoa học, các chuyên gia dầu
khí trong nước đưa ra các biện pháp tăng cường thu hồi dầu phù hợp và hiệu quả nhất
để cải thiện tối đa hiệu quả thu hồi dầu.
4

Việc áp dụng hệ thống khai thác có bơm ép nước cho phép tiến hành khai thác
thân dầu với nhịp độ nhanh hơn, kéo dài đáng kể thời gian làm việc tự phun của các
giếng khai thác dầu. Song song với điều đó, tác động của vùng nước rìa cần phải được
tận dụng tối đa. Ngoài ra, để kéo dài thời gian khai thác không có nước của các giếng
khoan, một điều tối quan trọng là phải giữ sao cho áp suất đáy c
ủa các giếng khai thác
cao hơn áp suất tối thiểu nhằm tránh tạo thành các nón nước. Tuy nhiên, việc đưa hệ
thống bơm ép giữ áp suất vỉa vào chậm so với quá trình khai thác 4, 5 năm. Trong thời
gian này vỉa hoạt động ở chế độ năng lượng đàn hồi tự nhiên (năng lượng dãn nở của
vỉa và hoạt động của nước rìa). Thực tế áp suất vỉa đã giảm 40 atm trong 3 năm.
S
ự xuất hiện nước trong các giếng trong khi xu hướng giảm áp suất vỉa vẫn còn
cho thấy có thể là sự xuất hiện nước sớm. Nguyên nhân có thể là sự hình thành các
nón nước do áp suất đáy khi các giếng làm việc quá thấp do thu hồi dầu ở nhịp độ cao,
ngoài ra vấn đề càng phức tạp thêm trong điều kiện chênh lệch lớn giữa độ nhớt dầu và
độ nhớt nước (tới 5,2 lần). Do đó, c
ần phải xem xét các giải pháp nâng cao hệ số đẩy
dầu bằng sử dụng các hoá phẩm để giảm sức căng bề mặt (SCBM) giữa 2 pha dầu-
nước và thực hiện điều chỉnh quá trình khai thác.
Hiện nay, chưa có nhóm nào nghiên cứu về lĩnh vực tăng cường thu hồi dầu
bằng chất HĐBM. Cũng có các nhóm tác giả Đinh Thị Ngọ của trường ĐHBK HN

nghiên cứu về ch
ất HĐBM trong dầu khí, tuy nhiên việc ứng dụng thuộc phạm vi xử
lý cặn dầu trong các thiết bị tồn chứa và phương tiện vận chuyển, nhóm tác giả Lưu
Văn Bôi của trường ĐHTH HN thì nghiên cứu chế tạo và ứng dụng chất phụ gia giảm
nhiệt độ đông đặc dầu thô Việt nam giàu parafin.
Bản thân nhóm nghiên cứu cũng đã nghiên cứu ứng dụng các chất hoạt độ
ng bề
mặt trong tăng cường thu hồi dầu nhưng mới chỉ sử dụng các chất HĐBM thông
thường nên hiệu quả chưa cao (mới cải thiện 7% mỏ Rồng, 4% mỏ Bạch Hổ). Điều
này có thể giải thích là do tính chất phức tạp của cấu trúc địa chất vỉa (gốc đá granite
nứt nẻ, đa đô thấm, độ dẫn) nên hệ chất H
ĐBM chưa có khả năng hòa tan và đẩy dầu
cao. Vì vậy, để đạt hiệu quả thu hồi dầu cao như mong muốn của các nhà khai thác dầu
khí thì cần phải phối trộn thêm chất HĐBM mới gimini hoạt tính mạnh với hai đầu ưa
nước (phân cực) và hai đuôi ưa dầu (không phân cực) có khả năng tan tốt trong dầu và
5

có CMC (nồng độ mixen tới hạn) thấp, để vừa có khả năng gia tăng hiệu quả thu hồi
dầu cao hơn so với các chất HĐBM thông thường, vừa mang ý nghĩa thiết thực trong
vấn đề giảm thiểu ô nhiễm môi trường biển.
1.2. Các phương pháp khai thác dầu
Các nghiên cứu trên thế giới cho thấy rằng nếu các phương pháp thu hồi dầu cho
phép tăng thêm 1/3 lượng dầu khai thác được so với giai đoạ
n khai thác sơ cấp thì toàn
thế giới sẽ có thêm khoảng 2000 tỉ thùng dầu. Quá trình khai thác dầu thông thường
trải qua các giai đoạn sau:
• Giai đoạn khai thác sơ cấp
• Giai đoạn khai thác thứ cấp
• Giai đoạn tăng cường thu hồi dầu (enhanced oil recovery – EOR)
Dưới đây là sơ đồ tóm tắt quá trình khai thác dầu

Hình 1.1. Các giai đoạn khai thác dầu
Khai thác sơ cấp là quá trình khai thác nhờ áp suất tự nhiên trong mỏ, hoặc dùng
bơm. Dầu thô được khai thác một cách tương đối dễ dàng. Giai đoạn này thường khai
thác được khoảng 10-25% dầu trong mỏ.
6

Tiếp đó là giai đoạn khai thác thứ cấp có mục đích tái tạo, duy trì áp suất trong
mỏ để thu hồi thêm dầu. Vì nước luôn sẵn có và rẻ tiền, cho nên cách đầu tiên được
dùng là bơm ép nước vào mỏ. Nước chảy qua các hang hốc đá, lỗ xốp đẩy dầu đến
giếng khai thác. Phương pháp này hữu hiệu đối với dầu nhẹ và trung bình. Tuy nhiên,
việc bơm ép sẽ ngày càng khó khăn hơn và hiệu quả thấp h
ơn, đồng thời theo thời gian
tỉ lệ nước trong dầu tăng lên, vì vậy sẽ đến một thời điểm khi chi phí để tách nước ra
khỏi dầu cao hơn lợi nhuận từ khai thác dầu. Lúc này, việc khai thác sẽ dừng lại. Một
phương pháp khác cũng đã được sử dụng để tái tạo áp suất của mỏ, đó là bơm khí
hydrocacbon. Khí có thể được bơm vào song song với quá trình khai thác hoặc sau khi
m
ỏ đã ngừng hoạt động. Yêu cầu là nguồn khí phải gần, không đắt và trữ lượng đủ
lớn. Sau giai đoạn này có thêm khoảng 15% dầu được thu hồi.
Trong hai giai đoạn trên thường chỉ có thể khai thác 1/3 lượng dầu có trong mỏ.
Lý do của việc này không khó hiểu, trong quá trình khai thác luôn luôn tồn tại một thời
điểm mà chi phí cho việc khai thác thêm 1 thùng dầu lớn hơn giá của nó trên thị
trường. Quá trình khai thác bị ngừng lại, mỏ d
ầu không thể hoạt động được nữa trong
khi còn đến 70% dầu vẫn còn nằm trong đó [9].
“Tăng cường thu hồi dầu” là thuật ngữ dùng để chỉ việc khai thác dầu bằng cách
bơm vào mỏ những chất không có nguồn gốc trong mỏ. Như vậy có thể thấy thuật ngữ
này dùng để chỉ giai đoạn thứ ba là không hoàn toàn chính xác, vì ngay ở giai đoạn thứ
hai người ta đã bơm nước, ho

ặc khí hydrocacbon vào mỏ. Các phương pháp tăng
cường thu hồi dầu đều theo một (hoặc nhiều hơn) trong ba cơ chế sau:
- Tăng độ linh động bằng cách giảm độ nhớt của dầu, tăng độ nhớt của
nước hoặc cả hai;
- Thay đổi góc dính ướt của bề mặt đá vỉa;
- Giảm SCBM giữa dầu và nước.
1. 3. Các phương pháp tăng cường thu hồ
i dầu
1.3.1. Phương pháp nhiệt
Phương pháp nhiệt là phương pháp chủ yếu để thu hồi dầu nặng có tỉ trọng dưới
20
o
API, độ nhớt từ 200 – 2000cP. Nguyên lý thu hồi dầu bằng phương pháp nhiệt khá
7

đơn giản: nhiệt độ của dầu tăng thì độ nhớt của dầu thô sẽ giảm, do đó tăng được độ
linh động của dầu thô [10].
Phương pháp này được thực hiện bằng việc bơm dòng lưu chất nóng để truyền
nhiệt cho dầu thô hoặc nung nóng giếng trực tiếp bằng cách đốt cháy một số thành
phần trong mỏ. Mặc dù phương pháp này đã có ý tưởng từ hơ
n 100 năm trước, nhưng
tới tận những năm 1950, một dự án nhiệt bằng hơi nước mới được tiến hành ở Mỹ, sau
đó là Hà Lan và Vênêduêla.
Hơi nước được bơm vào những giếng cần khai thác trong 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 quy trình này.
.

Hình 1.2. Khả năng giảm độ nhớt của dầu thô theo nhiệt độ
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 làm hơi nước ngưng tụ, dầu sẽ lẫn nước
trong sản phẩm khai thác. Thuận lợi của phương pháp này là giếng có khả năng khai
thác nhiều lần. Do sử dụng h
ơi nước nên phải tốn một lượng nhiệt rất lớn để tạo hơi
8

nước, một vấn đề nữa là việc bảo đảm cách nhiệt cho đường ống. Nhiệt độ càng cao
thì khả năng mất mát nhiệt càng lớn.
Cơ chế tăng cường thu hồi dầu bằng nhiệt đơn giản nhưng phương pháp thực
hiện khá phức tạp. Bên cạnh dầu nặng được thu hồi còn có một lượng dầu nhẹ được
khai thác khá hiệu quả. Người ta phỏng
đoán và thử nghiệm trên mô hình vỉa thấy
phương pháp này thu hồi được gần như 100% dầu dư trong mỏ.
1.3.2. Phương pháp khí
Một trong những phương pháp được ứng dụng trong quá trình tăng cường thu hồi
dầu là sử dụng khí như một chất hoà tan trong dầu thô góp phần tăng khả năng linh
động của dầu, thắng được lực mao dẫn [11]. Phương pháp này sử dụng một số khí
như: LPG, N
2
, CO
2
và cồn (alcohol)… và thường dùng cho những loại dầu thô tương
đối nhẹ.

Hình 1.3. Cơ chế đẩy dầu của phương pháp bơm ép khí
Nguyên tắc của phương pháp này là: 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 tạo áp lực để đẩy
dầu lên.
Một biện pháp thích hợp là việc bơm những khí hydrocacbon có nguồn gốc tự
nhiên (khí thiên nhiên). Biện pháp này tỏ ra hiệu quả về mặt kinh t

ế với những mỏ
chứa lượng lớn khí đồng hành như ở Canada. Trong khi đó, ở Mỹ, người ta sử dụng
khí CO
2
như một lựa chọn thích hợp cho điều kiện của những mỏ dầu ở Texas.
Khí CO
2
là một trường hợp khá đặc biệt của phương pháp này. Đây là khí có khả
năng hoà tan rất cao trong dầu thô, làm dầu trương lên và giảm độ nhớt của dầu, đồng
thời nó đẩy những thành phần nhẹ của dầu thô vào giếng bơm ép. Một ưu điểm của khí
9

CO
2
là áp suất tối thiểu để nó đạt được khả năng thu hồi dầu thấp hơn các khí khác
(N
2
, khí tự nhiên) khá nhiều. Điều này giúp không cần những máy bơm công suất lớn
để bơm khí xuống vỉa.
Tuy vậy, phương pháp này cũng có những khuyết điểm như vấn đề cung cấp khí.
Ở những mỏ dầu trên cạn, việc cung cấp khí đã gặp nhiều khó khăn thì với những vỉa
dưới biển là cả một vấn đề lớn.
Một trong những giải pháp để
tăng cường hiệu quả của phương pháp bơm ép khí
là người ta dùng luân phiên bơm ép nước và bơm ép khí. Điều này giúp giảm chi phí
cho quá trình khai thác mỏ.
1.3.3. Phương pháp hóa học
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 trung bình, giữa dầu nặng thu hồi

bằng phương pháp nhiệt và dầu nhẹ
thu hồi bằng phương pháp khí.
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 chấ
t
HĐBM thấp để làm giảm SCBM 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 SCBM 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.
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 b
ằng sóng radio Phần lớn các phương pháp này không thỏa mãn
về mặt kinh tế và tồn tại nhiều vấn đề kỹ thuật.
10

1.3.4. Phương pháp bơm ép chất hoạt tính bề mặt
Phương pháp bơm ép chất HĐBM truyền thống bao gồm bơm ép dung dịch hóa
học chứa nước, chất HĐBM, trợ HĐBM và muối. Một số công thức chất HĐBM có
polyme để tạo độ nhớt cho khối chất HĐBM. Thông thường polyme được cho vào ít
nhất như những lớp dung dịch polyme thúc đẩy khối chất HĐBM để đảm b
ảo được sự
kiểm soát độ linh động như mong muốn, dẫn đến hệ số quét cao.

Những ứng dụng thông dụng nhất trong cuối những năm 1970 đến đầu 1980 là
bơm dung dịch vi nhũ ngoài (không cho thêm dầu). Kết quả từ một số thử nghiệm trên
mỏ đã cho thấy rằng bơm ép chất HĐBM có thể giúp thu hồi dầu từ những mỏ đã qua
giai đọan b
ơm ép nước (Borah, 1988 và Cole 1988-Mỹ). Các kết quả này đã khẳng
định lại các kết quả nghiên cứu trong phòng thí nghiệm là dầu dư có thể được thu hồi
sau quá trình bơm ép nước trong những điều kiện được kiểm soát. Thiết kế thông dụng
nhất để dùng cho những kỹ thuật bơm ép trộn lẫn (micellar) như vậy có tên là “sự
chênh lệch độ muối” mà ở đó độ muối của khối ch
ất HĐBM thấp hơn so với độ muối
trong vỉa dầu và độ muối của lớp dung dịch polyme đẩy đằng sau lại thấp hơn nữa. Sự
hợp lý của chế độ đẩy này là đảm bảo nút dung dịch chất HĐBM được bơm ép sẽ buộc
phải đi qua điều kiện SCBM nhỏ nhất. Độ muối thấp của khối polyme sẽ góp phần t
ận
đẩy nút chất HĐBM ở phía trước ở dạng vi nhũ có độ muối cao hơn. Người ta phải
quan tâm lựa chọn nước biển pha trộn với các dung dịch hóa học khác nhau để bảo
đảm được sự tương hợp tốt nhất, nhằm tránh những tác động phụ không mong muốn.
Ví dụ như nếu độ muối trong dung dịch polyme bơm ép quá thấp, sẽ dẫn đến phần sét
ở trong vỉ
a sẽ bị trương nở hoặc dịch chuyển gây ảnh hưởng đến độ thấm ở vùng cận
đáy giếng.
Tuy nhiên, hiệu quả kinh tế của việc áp dụng bơm ép chất HĐBM trong giai
đọan trước đây không cao, không đảm bảo để đưa ra ứng dụng rộng rãi trong công
nghiệp, ngay cả khi giá dầu ở mức 20 đô la Mỹ/thùng. Từ năm 1986, khi giá dầu sụt
giảm, sự quan tâm đế
n các phương pháp bơm ép chất HĐBM để nâng cao HSTHD đã
bị ngừng trệ trong một thời gian dài. Những năm gần đây, do giá dầu tăng cao (cho dù
có những xê dịch nhất định nhưng sẽ không trở lại mức thấp như trước đây), các giải
pháp nâng cao HSTHD, trong đó có phương pháp bơm ép chất HĐBM, lại được đặc
biệt quan tâm. Bên cạnh việc tăng cao của giá dầu, sự phát triển mạnh m

ẽ của công
11

nghiệp hoá học cho phép tổng hợp và sản xuất ra các chất HĐBM có thể làm giảm
SCBM dầu - nước một cách hiệu quả hơn và có thể chịu được nhiệt độ cao và độ muối
cao, với giá thành giảm đáng kể đã làm cho các phương pháp bơm ép chất HĐBM trở
nên khả thi hơn bao giờ hết.
1.4. Phân loại chất hoạt động bề mặt
Phương pháp phân loại chất HĐBM theo bả
n chất của nhóm ưa nước là phương
pháp thường được sử dụng nhiều nhất [12]. Các chất HĐBM được phân loại cụ thể
như sau:
¾ Chất HĐBM anion
Đây là loại chất HĐBM được sử dụng rộng rãi nhất trong các ứng dụng công
nghiệp nhờ chi phí sản xuất thấp. Các nhóm ưa nước thường được dùng nhất là
cacboxylate, sulphate, sulphonate và photphat. Công thức chung của chúng như sau:
• Cacboxylate:
XRCOO
−

• Sulphate:
XROSO
3
−

• Sulphonate:
XRSO
3
−

• Photphat:
XO)OH(ROPO
−

Trong dung dịch chúng ion hóa và mang điện tích âm ở đầu.
¾ Chất HĐBM cation
Một loại chất HĐBM cation phổ biến là alkyl trimethyl ammonium chloride, với
mạch hydrocacbon từ 8-18 cacbon, ví dụ như dodecyl trimethyl ammonium chloride
C
12
H
25
(CH
3
)
3
NCl. Một loại chất HĐBM cũng phổ biến khác có hai nhóm alkyl dài, ví
dụ như dialkyl dimethyl ammonium chloride. Loại này ít tan trong nước hơn loại chỉ
có một nhóm alkyl dài. Loại này thường đươc dùng trong tẩy rửa với tác dụng làm
mềm sợi. Một lọai chất HĐBM cation khác cũng được dùng rộng rãi là alkyl dimethyl
benzyl ammonium chloride.

Hình 1.4. Cấu trúc alkyl dimethyl benzyl ammonium chloride
12

Các chất HĐBM cation thường tương hợp với hầu hết các ion vô cơ và nước
nặng. Chúng ổn định với sự biến đổi pH. Chúng không tương hợp với hầu hết chất
HĐBM anion, nhưng tương hợp tốt với chất HĐBM nonion.
Các chất HĐBM cation có nhiều ứng dụng thiết thực như: tác nhân chống ăn
mòn cho thép, tuyển nổi quặng, phân tán chất nhuộm màu vô cơ, dưỡng tóc…

¾ Chất HĐBM 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
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.
¾ Chất HĐBM không ion (non ion)
Chất HĐBM không ion phổ bi
ến nhất là những loại tổng hợp từ oxit etylen. Có
thể chia ra một vài loại như: alcohol ethoxylate, alkyl phenol ethoxylate, fatty a xít
ethoxylate, monoalkaolamide ethoxylate… Một loại chất HĐBM không ion quan
trọng khác là sản phẩm của quá trình multihydroxy như este glycol, este glycerol,
glucoside. Chất HĐBM oxit amin và sulphinyl cũng là loại không ion với nhóm ưa
nước nhỏ.
Trong đó, chất HĐBM anion và cation được dùng nhiều trong quá trình gia tăng
HSTHD. Chất HĐBM anion đươc sử dụng rộng rãi nhất vì chúng có những tính chất
ưu việt như: tươ
ng đối bền nhiệt, độ hấp phụ lên bề mặt đá khá thấp và giá thành tương
đối rẻ. Chất HĐBM nonion được sử dụng chủ yếu làm chất trợ hoạt tính bề mặt để cải
thiện tính chất của hệ chất HĐBM. Chất HĐBM nonion có thể sử dụng được ở môi
trường có nồng độ muối cao nhưng hoạt tính của chúng (khả năng làm gi
ảm SCBM)
thấp hơn anion. Cation ít khi được dùng vì chúng hấp phụ rất mạnh lên bề mặt của đá
móng.

13

1.5. Chất HĐBM dùng trong tăng cường thu hồi dầu
Vào những năm 1970 và 1980, vấn đề thu hồi dầu đã được quan tâm nghiên cứu.
Một trong những phương pháp thu hồi dầu khá hiệu quả là bơm ép hỗn hợp chất
HĐBM vào vỉa, tạo áp lực đẩy dầu và giảm SCBM liên diện dầu – nước…từ đó gia
tăng hiệu quả thu hồi dầu. Tuy nhiên, những năm trước đây, khi kỹ thu
ật chưa phát
triển, phương pháp này vẫn còn kém hiệu quả vì lý do kinh tế và kỹ thuật. Hiện nay,
công nghệ đã phát triển và đã có nhiều chất HĐBM được tổng hợp đáp ứng được yêu
cầu thu hồi dầu với chi phí thấp và nguồn cung cấp phong phú. Do đó, lựa chọn những
chất HĐBM đáp ứng yêu cầu, phù hợp với từng điều kiện của các mỏ dầ
u là việc cần
phải tìm hiểu sâu sắc.
Chất HĐBM dùng trong nâng cao HSTHD phải đáp ứng được những yêu cầu
sau:
• Giảm SCBM 2 pha dầu-nước xuống rất thấp ở nồng độ thấp, duy trì được
SCBM dầu-nước thấp trong khoảng thời gian 1 tháng ở điều kiện vỉa (nhiệt
độ cao, áp suất cao);
• Ít hấp phụ lên đá;
• Chi phí thấp;
• Thân thiện ho
ặc không ảnh hưởng nhiều đến môi trường.
Tính chất và khả năng ứng dụng trong tăng cường thu hồi dầu của các loại chất
HĐBM như sau:
• Anion: đây là họ các chất HĐBM rẻ tiền, giảm SCBM đến giá trị thấp, bền
với nhiệt. Tuy nhiên, khi nồng độ muối cao, độ cứng của nước cao thì xuất hiện
hiện tượng tủa của chất H
ĐBM. Ngoài ra, nếu vỉa có điều kiện nhiệt độ cao thì
phải có những chất HĐBM họ sunphonat mới có thể đáp ứng yêu cầu bền nhiệt.

• Cation: họ chất HĐBM này khá đắt tiền, do đó không khả thi về mặt kinh tế
khi áp dụng. Hơn nữa, một số bề mặt đá vỉa mang điện tích âm, nên chất
HĐBM cation dễ bị hấp phụ, gây mấ
t mát tác chất…
• Lưỡng tính: cũng không hiệu quả về kinh tế và vấn đề hấp phụ.
• Không ion: đây là họ chất HĐBM được sản xuất quy mô công nghiệp nên
vấn đề cung cấp được bảo đảm. Tuy nhiên, chất HĐBM không ion chỉ hiệu quả
14

khi ở nhiệt độ thấp, nhiệt độ cao xuất hiện tủa làm giảm khả năng áp dụng trong
những mỏ có điều kiện nhiệt độ cao.
Chất HĐBM anion được sử dụng rộng rãi nhất vì chúng có những tính chất ưu
việt như: tương đối bền nhiệt, độ hấp phụ lên bề mặt đá khá thấp và giá tương đối rẻ.
Nonion được sử d
ụng chủ yếu làm chất trợ hoạt tính bề mặt để cải thiện tính chất của
hệ chất HĐBM. Nonion có thể sử dụng được ở môi trường có nồng độ muối cao
nhưng khả năng làm giảm SCBM thấp hơn anion. Cation ít khi được dùng vì chúng
hấp phụ rất mạnh lên bề mặt của đá móng Với điều kiện khắc nghiệt về nhiệt độ thì
chỉ có các chất HĐBM họ sunphonat là đáp ứng được yêu cầu nhưng phải có những
nghiên cứu cẩn thận, kỹ càng.
1.5.1. Các chất HĐBM alkyl sunphonat
Nguyên liệu để sản xuất họ chất HĐBM này là LAB (linear alkyl benzene). LAB
sẽ phản ứng với SO
3
, hoặc oleum, axit sunfuric để tạo thành alkyl benzene sulfonat
mạch thẳng.
Hiện nay, LAS được ứng dụng rộng rãi vì khả năng phân hủy sinh học khá tốt,
không gây nguy hại đến môi trường.
R
SO

3
Na

Hình 1.5. Cấu trúc của LAS
LAS đang được nghiên cứu trong khả năng tăng cường thu hồi dầu. Tuy nhiên,
một hạn chế lớn của LAS là kết tủa khi có sự hiện diện của các ion Mg
2+
, Ca
2+
có
trong nước biển. Do đó, cần có những chất trợ tan để hòa tan chúng. Ở nước ta LAS đã
được sản xuất được ở quy mô công nghiệp, giá thành rẻ nên LAS có nguồn cung ổn
định.
1.5.2. Các chất HĐBM sunphonat dầu mỏ
Sunphonat dầu mỏ là sản phẩm được tạo ra bằng cách sunphonat hóa dầu thô hay
phần nặng trong quá trình chưng cất dầu thô [13]. Ưu điểm nổi bật của sản phẩm này
là giá thành rẻ, nguyên liệ
u dễ kiếm và quá trình phản ứng tạo thành sản phẩm không
15

quá khó khăn. Hơn nữa, sunphonat dầu mỏ có khả năng giảm được SCBM giữa liên
diện dầu – nước đến giá trị tương đối thấp. Đây là sản phẩm bền với nhiệt nên có khả
năng ứng dụng để thu hồi dầu ở những vỉa có nhiệt độ cao.
Tuy nguồn nguyên liệu sẵn có và dễ tìm nhưng thành phần nguyên liệu lại thay
đổi theo thời gian và mỏ nên tính chất sả
n phẩm cũng sẽ không đồng đều, ít được áp
dụng trong lĩnh vực tẩy rửa…
Trong lĩnh vực thu hồi dầu, với những dự án lớn thì việc cung cấp sunphonat dầu
mỏ cũng là một khó khăn về nguồn nguyên liệu. Sunphonat dầu mỏ đã được ứng dụng
trong một số dự án tăng cường thu hồi dầu trên thế giới. Các nhà nghiên cứu nhận thấy

rằ
ng, đây là một sản phẩm bền nhiệt nhưng lại chỉ chịu được nồng độ muối thấp (hàm
lượng muối <3%). Với sự hiện diện của các ion Ca
2+
, Mg
2+
trong nước biển, sunphonat
dầu mỏ sẽ dễ dàng kết tủa, làm mất sản phẩm và giảm hoạt tính của hỗn hợp dung dịch
hoạt động bề mặt. Do đó, việc ứng dụng sunphonat dầu mỏ trong lĩnh vực thu hồi dầu
bị hạn chế khá nhiều.
1.5.3. Các chất HĐBM anpha olefin sunfonate (AOS)
AOS cũng là một chất HĐBM phổ biến. AOS có nhiều ưu điểm:
•
Khả năng chịu được độ muối cao và nhiệt độ cao;
• Chịu được độ cứng của nước cao (không tủa với sự hiện diện của các ion Ca
2+
,
Mg
2+
), hỗ trợ tan tốt cho các chất HĐBM khác he LAS;
• Chất HĐBM này dễ tạo bọt vì có dây hydro – cacbon mạch thẳng hay ít phân
nhánh, dễ phân hủy sinh học hơn các chất có mạch nhánh hay vòng thơm;
• Giảm được SCBM giữa liên diện dầu nước đến giá trị thấp;
• AOS cũng được dùng như một chất trợ dung môi để tăng khả năng hòa tan của
một số chất HĐBM không tan trong nước cứ
ng.
Những tính chất trên của AOS mở ra một khả năng to lớn trong lĩnh vực thu hồi
dầu (đặc biệt là những vùng có nhiệt độ cao, độ muối và độ cứng cao như mỏ Bạch
Hổ).

Hình 1.6. Cấu trúc Alpha olephin sulfonat