BƠM ÉP CHẤT HOẠT TÍNH BỀ MẶTSurfactantEOR

GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy

Lời cám ơn
Để có điều kiện hoàn thành đồ án môn học, chúng em xin gửi lời cảm ơn đến các
Thầy Cô trong bộ môn Kỹ thuật Địa chất và Dầu khí trường Đại học Bách Khoa đã giúp đỡ
và tạo điều kiện thuận lợi cho chúng em trong suốt những năm học qua.

Đặc biệt, để có được định hướng và đề tài, hoàn thành và trình bày kết quả trong đồ
án này, chúng em xin gửi lời biết ơn sâu sắc đến thầy Nguyễn Xuân Huy đã tận tình dìu dắt,
hướng dẫn và giúp đỡ chúng em trong suốt thời gian qua để thu được kết quả tốt nhất.

Xin chân thành cám ơn!

Surfactant EOR

1


GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy

Mở đầu
1/ Tính cấp thiết của đề tài:
Nhu cầu năng lượng của thế giới ngày càng tăng mà nhiên liệu hóa thạch ngày nay cung cấp
hơn 85% năng lượng của thế giới. Hiện nay, đối với thế giới, chúng ta đang khai thác
khoảng 87 triệu thùng dầu mỗi ngày - 32 tỷ thùng mỗi năm trên thế giới. Tỷ lệ dự trữ và
khai thác trong các mỏ cát kết dự đoán còn khoảng 20 năm nữa. Trong các mỏ carbonate
thời gian khai thác có thể là 80 năm (Montaron, 2008). Đối với Việt Nam, nhiều mỏ dầu
đang rơi vào tình trạng sụt giảm sản lượng nghiêm trọng hay ngập nước hoàn toàn. Với nhu
cầu tiêu thụ năng lượng toàn cầu nói chung và Việt Nam nói riêng được dự đoán sẽ tăng lên
nhanh chóng trong vòng 20 năm tới, cần một giải pháp thực tế hơn để đáp ứng nhu cầu này
nằm trong việc duy trì khai thác từ các mỏ hiện nay cho một số lý do:

 Ngành công nghiệp không thể đảm bảo những phát hiện mỏ mới, những mỏ có trữ
lượng lớn đến rất lớn khó tìm được.
 Những phát hiện mới có nhiều khả năng nằm ở ngoài khơi, vùng sâu, xa bờ, hoặc
khu vực khai thác khó khăn.
 Việc khai thác các nguồn không thuận lợi sẽ đắt hơn nhiều so với khai thác từ các mỏ
hiện có bằng phương pháp tăng cường thu hồi dầu (EOR).
Vì vậy rất cần thiết phải nghiên cứu các phương pháp thu hồi dầu khác nhau để tận thu dầu
còn trong mỏ nâng cao sản lượng dầu khai thác được.

2/ Mục tiêu và nhiệm vụ:
 Mục tiêu: Đẩy dầu dư bị kẹt lại trong vỉa dưới dạng bất động ra khỏi vỉa nhằm tăng
lượng dầu có thể khai thác được từ một mỏ sau giai đoạn khai thác sơ cấp và thứ cấp,
nâng cao hệ số thu hồi dầu đem lại hiệu quả kinh tế.
 Nhiệm vụ:
 Làm giảm các lực giữ dầu ở trong lỗ rỗng của vỉa đá, làm giảm độ nhớt khác
nhau giữa dầu và nước hoặc làm giảm các đặc tính của vỉa để dầu có thể dễ dàng
được khai thác hơn.
 Tăng hiệu suất quét, hiệu suất đẩy bằng cách thay đổi các đặc trưng cơ bản của
chất lưu trong vỉa như: Sức căng bề mặt, độ nhớt, tính dính ướt, tỷ số linh động...

Surfactant EOR

2


GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy
3/ Đối tƣợng nghiên cứu:
 Các lý thuyết về bơm ép chất tính bề mặt.
 Nghiên cứu việc bơm ép chất hoạt tính bề mặt trong tầng cát kết Oligocen mỏ Bạch
Hỗ.

4/ Ý nghĩa khoa học và thực tiễn:
 Ý nghĩa khoa học: Kết quả nghiên cứu đồ án cho làm rõ hơn phương pháp thu hồi
dầu bằng phương pháp bơm ép chất hóa học đồng thời còn làm tiền đề cho việc
nghiên cứu các phương pháp thu hồi dầu khác (phương pháp kết hợp).
 Ý nghĩa thực tiễn: Việc nghiên cứu của đồ án rất cấp thiết và đáp ứng được yêu cầu
thực tiễn khai thác dầu khí hiện nay của Việt Nam là nâng cao hệ số thu hồi dầu
nhằm tận thu các mỏ dầu tại Việt Nam trong giai đoạn suy giảm sản lượng. Phương
pháp thu hồi tăng cường đã được áp dụng rất phổ biến rộng rãi trên thế giới, nhưng ở
Việt Nam hiện vẫn đang là một phương pháp mới và mới chỉ được đưa vào nghiên
cứu ứng dụng. Do vậy, kết quả nghiên cứu thử nghiệm khả thi sẽ góp phần thúc đẩy
mạnh việc đầu tư nghiên cứu sâu hơn nữa và làm cơ sở cho việc áp dụng phương
pháp nghiên cứu này.
5/ Cơ sở tài liệu:
 Các tài liệu nghiên cứu trước đây của các nhà nghiên cứu khoa học trong nước và
trên thế giới trong phương pháp thu hồi dầu tăng cường EOR. Các tài liệu nghiên cứu
về tìm kiếm thăm dò, quan trắc của các tổ chức nhằm làm sáng tỏ khu vực nghiên
cứu.
 Đồ án còn được xây dựng trên cơ sở các tài liệu, báo cáo nghiên cứu, tổng kết về địa
chất, địa vật lý, thiết kế khai thác cho tầng chứa và một khối lượng lớn các tài liệu
báo cáo, nghiên cứu, phân tích thí nghiệm về mẫu lõi, chất lưu được lấy từ các giếng
khoan của các tác giả.
 Các báo cáo tổng kết hoạt động thăm dò khai thác dầu khí ở thềm lục địa Việt Nam
của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam. Các bài báo và các công trình nghiên cứu khoa học
của các tác giả trong và ngoài nước đăng trên các tạp chí chuyên ngành.

Surfactant EOR

3

GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy
6/ Phƣơng pháp nghiên cứu:
 Phương pháp thư mục: Tổng hợp và phân tích các tài liệu địa chất, địa vật lý, khoan
khai thác để xây dựng tổng quan nghiên cứu và ứng dụng phương pháp khác.
 Phương pháp thí nghiệm: Xây dựng mô hình thí nghiệm trên tổ hợp mẫu lõi của tầng
chứa để xác định các chỉ số công nghệ và đánh giá hiệu quả thu hồi dầu của các
phương pháp này.
 Phương pháp mô phỏng số: Xây dựng mô hình, mô phỏng khai thác bằng phần mềm
chuyên dụng, dự báo khai thác, sơ bộ đánh giá hiệu quả khai thác cho các giải pháp
bơm ép tăng cường thu hồi dầu cho đối tượng.
 Phương pháp phân tích, tổng hợp tài liệu: Thu thập các tài liệu liên quan đến vùng
nghiên cứu, sau đó phân tích, tổng hợp, đánh giá.
 Phương pháp chuyên gia: Xin ý kiến góp ý của giáo viên hướng dẫn.

7/ Tài liệu tham khảo:
Modern Chemical Enhanced Oil Recovery_Theory and Practice_James J Sheng.
Enhanced oil recovery_Larry W. Lake.
Tạp chí dầu khí số 5/2014.
8/ Cấu trúc của đồ án:
 Chương 1: Tổng quan nghiên cứu thu hồi dầu tăng cường và chất hoạt tính bề mặt.
 Chương 2: Tổng quan lí thuyết bơm ép chất hoạt tính bề mặt.
 Chương 3: Áp dụng thử nghiệm bơm ép chất hoạt tính bề mặt tại vỉa cát kết tầng
Oligocen mỏ Bạch Hổ.
Nhóm sinh viên thực hiện:
STT

Surfactant EOR

Họ và Tên

MSSV

1

Nguyễn Thị Huyền Trang

31203959

2

Nguyễn Hoàng Anh Tuấn

31204278

3

Đoàn Anh Thư

31203731

4

Tạ Thị Phương Thảo

31203460

4


GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy

Mục lục
Danh sách kí tự ………………………………………………………………………………7
Danh sách hình vẽ…………………………………………………………………………..10
Danh sách bảng biểu ……………………………………………………………………….12
CHƢƠNG 1:
TỔNG QUAN VỀ NGHIÊN CỨU THU HỒI DẦU TĂNG CƢỜNG
BẰNG CHẤT HOẠT TÍNH BỀ MẶT……………………………………………………13
1.1. Thu hồi dầu tăng cường ………………………………………………………………..13
1.2. Thu hồi dầu tăng cường hóa học ………………………………………………………14
1.3. Thu hồi dầu tăng cường bằng phương pháp sử dụng chất hoạt tính bề mặt …………..15
CHƢƠNG 2:
LÝ THUYẾT VỀ NGHIÊN CỨU THU HỒI DẦU TĂNG CƢỜNG
BẰNG CHẤT HOẠT TÍNH BỀ MẶT……………………………………………………16
2.1. Khái niệm về chất hoạt động bề mặt …………………………………………………..16
2.2. Phân loại chất hoạt động bề mặt ……………………………………………………….16
2.2.1. Các loại chất hoạt động bề mặt……………………………………………….16
2.2.2. Các phương pháp mô tả chất hoạt động bề mặt………………………………18
2.3. Cơ chế hoạt động chất hoạt động bề mặt………………………………………………23
2.3.1. Chất hoạt động bề mặt làm giảm sức căng bề mặt …………………………...23
2.3.2. Chất hoạt động bề mặt làm thay đổi tính dính ướt của đá ……………………23
2.4. Các vấn đề cần quan tâm khi bơm ép chất hoạt động bề mặt trong vỉa ………………23
2.4.1. Hệ số quét, hệ số đẩy (cơ chế đẩy dầu) ………………………………………23
2.4.2. Độ linh động …………………………….……………………………………26
2.4.3. Kiểm tra trạng thái pha …………………….…………………………………26
2.4.4. Biểu đồ ba thành phần ……………………………….………………………31
2.4.5. Độ nhớt ……………………………………………….………………………39
2.4.6. Ảnh hưởng của độ mặn ………………………………………………………41
2.4.7. Chỉ số mao dẫn …………………….…………………………………………41
2.4.8. Chỉ số bẫy …………………………….………………………………………44

2.4.9. Đường cong giảm bão hòa mao dẫn …………………………………………47
2.4.10. Độ thấm tương đối………………….………….……………………………53

Surfactant EOR

5


GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy
CHƢƠNG 3:
ÁP DỤNG NGHIÊN CỨU BƠM ÉP CHẤT HOẠT TÍNH BỀ MẶT TẠI
VỈA CÁT KẾT TẦNG OLIGOCEN MỎ BẠCH HỔ……………………………………57
3.1. Thực trạng ………………………………………………………………………………57
3.2. Thực nghiệm ……………………………………………………………………………57
3.2.1. Tiêu chí lựa chọn chất hoạt động bề mặt cho thu hồi dầu tăng
cường ……….………………………………………………………………………………57
3.2.2. Nguyên liệu và phương pháp nghiên cứu …………………..…………………57
3.2.3. Nội dung tiến hành thử nghiệm và các phương pháp xác định ………………58
3.3. Kết quả và thảo luận ……………………………………………………………………59
3.3.1. Nghiên cứu các chất hoạt động bề mặt riêng lẻ ………………………………59
3.3.1.1. Xác định nồng độ micelle tới hạn của dung dịch chất hoạt
tính bề mặt ………………………………………………………………………59
3.3.1.2. Khả năng nhũ hóa dầu thô trong nước ………………..…………………60
3.3.1.3. Độ phân tán và tạo gel của các chất hoạt tính bề mặt trong
mối trường nước muối ở nhiệt độ cao……………………………………………60
3.3.1.4. Ảnh hưởng của nhiệt độ lên hoạt tính của chất hoạt tính bề
mặt…………………………………………………………………………..……62
3.3.2. Nghiên cứu khả năng kết hợp của tổ hợp ba cấu tử hoạt động bề
mặt bền nhiệt…………………………………………………………………………………62
3.3.2.1. Tối ưu hóa nồng độ các chất hoạt tính bề mặt (AOS:Tween

80:SDBS)…………………………………………………………………………62
3.3.2.2. Đánh giá khả năng giảm độ hấp phụ của Butanol đối với
đất đá vỉa của tổ hợp AOS:Tween 80:SDBS………………………..……………64
3.3.2.3. Khả năng phân tán với dầu thô của tổ hợp AOS:Tween
80:SDBS theo thời gian ở nhiệt độ 140oC ………………………………………66
3.3.2.4. Xác định sức căng bề mặt và tính dính ướt trên bề mặt đá
của tổ hợp chất hoạt tính bề mặt ở nhiệt độ 140oC ………………………………66
3.3.3. Kết luận …………………………………………………..……………………67
3.4. Thử nghiệm đẩy dầu bằng chất hoạt tính bề mặt trên mô hình vỉa ……………………67

Surfactant EOR

6


GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy

Danh sách kí tự
Kí tự

Nội dung

Kí tự latin
C

Nồng độ, m/L3, meq/mL.

CH

Hằng số thực nghiệm trong phương trình IFT Huh.

CHo

Hằng số thực nghiệm trong phương trình IFT Huh cho

.

CHw

Hằng số thực nghiệm trong phương trình IFT Huh cho

.

Ci

Nồng độ của chất lưu loại i, m/L3, meq/mL, mol/L.

cP

Đơn vị của độ nhớt, centipoise.

Cse

Độ mặn hiệu dụng, m/L3, meq/mL.

CseD

Cse/Cseop.

Csel

Giới hạn độ mặn hiệu dụng dưới của vi nhũ tương loại III, m/L3,
meq/mL.

Cseu

Giới hạn độ mặn hiệu dụng trên của vi nhũ tương loại III, m/L3,
meq/mL.

D

Độ sâu, L, ft.

fw

Nước xâm nhập, L3/L3, %.

IFT

Sức căng bề mặt, dyne/cm, mN/m.

k

Độ thấm, L2, md.

kr

Độ thấm tương đối.

kro

Độ thấm tương đối của dầu.

krw

Độ thấm tương đối của nước.

kwr

Độ thấm tương đối của nước tại độ bão hòa dầu dư.

L

(1) Đơn vị chiều dài, hoặc (2) Đơn vị thể tích.

md

Millidarcy, đơn vị độ thấm.

me hoặc ME Pha vi nhũ tương.
MW

Khối lượng phân tử, Dalton (Da).

NB

Chỉ số bond.

NC

(1) Chỉ số mao dẫn, hoặc (2) Số lượng thành phần.

(NC)c
(NC)max

Surfactant EOR

Chỉ số mao dẫn tới hạn.
Chỉ số mao dẫn giảm bão hòa cực đại.

7


GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy
NF

Số lượng bậc tự do.

NP

Số lượng các pha.

NT

Hệ số bẫy.

p

Áp suất, m/Lt2, Pa, MPa, hoặc psi.

Smro

Độ bão hòa vi nhũ tương dư trong phức hợp vi nhũ tương – dầu, L3/L3.

Smrw

Độ bão hòa vi nhũ tương dư trong phức hợp vi nhũ tương – nước,
L3/L3.

̅

Độ bão hòa dầu linh động được chuẩn hóa, L3/L3.

Soi

Độ bão hòa dầu ban đầu, L3/L3.

Sorc

Độ bão hòa dầu dư trong bơm ép chất hoạt tính bề mặt, L3/L3.

Sorm

Độ bão hòa dầu dư trong phức hợp dầu – vi nhũ tương, L3/L3.

Sorw

Độ bão hòa dầu dư trong phức hợp dầu – nước, L3/L3.

Sr

Diện tích bề mặt lỗ rỗng, L2/m, m2/g đá.

̅

Độ bão hòa nước trung bình, L3/L3.

Swi

Độ bão hòa nước ban đầu, L3/L3.

Swrm

Độ bão hòa nước dư trong phức hợp nước – vi nhũ tương, L3/L3.

Swro

Độ bão hòa nước dư trong phức hợp nước – dầu, L3/L3.

Tp

Thông số trong phương trình đường cong giảm bão hòa mao dẫn cho
pha p.

u

Vận tốc Darcy, L/t, m/s, ft/d.

v

Vận tốc qua khe, L/t, m/s, ft/d.

V

Thể tích, L3.

WOR

Tỷ số nước/dầu.

Kí tự Hy Lạp
α1-α5

Thông số độ nhớt pha vi nhũ tương.

ϕ

Độ rỗng, %.

Ф

Hệ số packing.

Фp

Thế năng của chất lưu dịch chuyển, m/Lt2.

λ

Độ linh động, L3t/m.

Độ nhớt, m/Lt, mPa.s (cP).

Surfactant EOR

8


GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy
2

Sức căng bề mặt, m/t , mN/m.
θ

Góc dính ướt.

Chỉ số trên
e

Điểm kết thúc (bão hòa cực đại).

Chỉ số dưới
1

Thành phần nước.

2

Thành phần dầu.

3

Chất hoạt tính bề mặt.

h

Đầu của chất hoạt tính bề mặt.

i

Đại diện cho các chỉ số:

j

1
Nước.
2
Dầu.
3
Chất hoạt tính bề mặt.
4
Polymer.
5
Điện tích âm.
6
Chất hóa trị hai.
7
Chất đồng dung môi 1 (alcohol 1).
8
Chất đồng dung môi 2 (alcohol 2).
o

Dầu.
p
Polymer.
s
Chất hoạt tính bề mặt.
Đại diện cho các pha:

l

1
Pha giàu nước.
2
Pha giàu dầu.
3
Vi nhũ tương.
w
Nước, hoặc pha giàu nước.
o
Pha giàu dầu.
m
Vi nhũ tương.
Đuôi chất hoạt tính bề mặt.

M

Điểm bất biến.

n

Eo lỗ rỗng.

p’

Pha được dịch chuyển.

Surfactant EOR

9


GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy

Danh sách hình vẽ
Hình

Nội dung hình

1.1

Các cơ chế thu hồi dầu.

1.2

Thu hồi dầu tăng lên từ quá trình EOR.

1.3

Số lượng dự án EOR hóa học tại Canada.

1.4

Tiêu thụ EOR hóa học ở Mỹ và Châu Âu.

2.1

Sự hình thành micelle.

2.2

Sự thay đổi của sức căng bề mặt và nồng độ chất hoạt tính bề mặt.

2.3

Mối quan hệ giữa các đặc tính hòa tan và CMC.

2.4

Những thông số trong chỉ số packing.

2.5

Các dạng tập hợp của chất hoạt tính bề mặt.

2.6

Hình biểu diễn quá trình tách dầu ra khỏi đá.

2.7

Sự phụ thuộc của tổ hợp số thu hồi dầu vào độ linh động M.

2.8

Biểu đồ dòng chảy của kiểm tra trạng thái pha.

2.9

Kiểm tra độ ổn định của dung dịch chứa nước.

2.10

Sơ đồ cho thấy cách xác định và tính toán các dữ liệu thí nghiệm quét
mặn.

2.11

Dụng cụ thí nghiệm kiểm tra quét mặn.

2.12

Sự thay đổi trong các loại vi nhũ tương theo độ mặn.

2.13

Sơ đồ tỷ lượng theo thể tích của dữ liệu.

2.14

Biểu đồ sự hòa tan (Vo/Vs) và Vw/Vs) như là một hàm theo độ mặn.

2.15

Ba loại vi nhũ tương hình thành do ảnh hưởng bởi độ mặn trong ứng xử
pha.

2.16

Sơ đồ của một biểu đồ ba thành phần (không thang đo).

2.17

Sơ đồ của quy tắc đòn bẫy.

2.18

Biểu đồ ba thành phần cho ví dụ 2.1.

2.19

Sơ đồ cho thấy một tập của sự chuyển đổi hệ ba thành phần từ loại I đến
loại III rồi đến loại II khi độ mặn tăng lên.

2.20

Độ nhớt vi nhũ tương như là một hàm của thành phần pha (C23).

2.21

Hệ thống eo rỗng (pore neck).

2.22

Tóm tắt các trường hợp âm/dương của

Surfactant EOR

và

khi tính toán

.

10


GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy
2.23

Ví dụ đường cong giảm bão hòa mao dẫn.

2.24

Ví dụ đường cong giảm bão hòa mao dẫn được chuẩn hóa.

2.25

Ảnh hưởng của sức căng bề mặt lên tỉ số

3.1

Đồ thị biểu diễn sự thay đổi sức căng bề mặt theo nồng độ các chất hoạt
động bề mặt.

3.2

Khả năng tạo nhũ của các chất hoạt động bề mặt.

3.3

Sự biến thiên giá trị sức căng bề mặt của hỗn hợp theo hàm lượng AOS
và Tween 80 khi hàm lượng SDBS không đổi (tại điểm tối ưu).

3.4

Một số hình ảnh SEM các giếng tầng Oligocen.

3.5

Khả năng tạo nhũ với dầu thô của tổ hợp AOS:Tween 80:SDBS theo
thời gian ở nhiệt độ 140oC.

3.6

Động thái đẩy dầu bằng nước trước và sau khi bơm chất HTBM-01-0203.

Surfactant EOR

.

11

GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy

Danh sách bảng biểu
Bảng

Nội dung

2.1

Hệ số packing đối với sự tập hợp micelle.

2.2

Dữ liệu thí nghiệm kiểm tra quét mặn.

2.3

Cách tính toán các thông số của hai pha nước và vi nhũ tương.

2.4

Tổng kết công việc thực nghiệm trên đường cong giảm bão hòa mao
dẫn.

2.5

Ví dụ các thông số CDC.

2.6

Những thông số đối với tỉ số kr chung trong hình 2.25.

3.1

Nồng độ CMC của các chất hoạt động bề mặt được sử dụng.

3.2

Kết quả phân tích thành phần nước đồng hành, nước bơm ép, nước biển
của một số giếng mỏ Bạch Hổ.

3.3

Độ đục của các chất hoạt động bề mặt tại 140o C sau 50 ngày thử nhiệt.

3.4

Biến thiên sức căng bề mặt của các chất hoạt động bề mặt sau 50 ngày
thử nhiệt ở 140oC.

3.5

Thiết kế quy hoạch thực nghiệm.

3.6

Điều kiện tối ưu bằng phương pháp quy hoạch thực nghiệm.

3.7

Nồng độ tối ưu butanol với tổ hợp chất hoạt động bề mặt (AOS:Tween
80:SDBS).

3.8

Độ hấp phụ với đất đá vỉa của các tổ hợp chất hoạt động bề mặt
(AOS:Tween 80:SDBS).

3.9

Thành phần thạch học của một số giếng tầng Oligocen.

3.10

Sức căng bề mặt và góc dính ướt của tổ hợp AOS:Tween 80:SDBS ở
nhiệt độ cao, áp suất cao.

3.11

Các thông số mẫu lõi tầng Oligocen thử nghiệm mô hình vỉa.

3.12

Một số đặc trưng cơ bản dầu thô Oligocen dưới mỏ Bạch Hổ.

3.13

Kết quả gia tăng hệ số thu hồi dầu.

Surfactant EOR

12


GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy

CHƯƠNG 1:
TỔNG QUAN VỀ NGHIÊN CỨU THU HỒI DẦU
TĂNG CƯỜNG BẰNG CHẤT HOẠT TÍNH BỀ MẶT
1.1. Thu hồi dầu tăng cƣờng
Thu hồi dầu tăng cương là quá trình thu hồi dầu nằm trong cơ chế thu hồi dầu thứ ba. Sơ
lược lại các cơ chế thu hồi dầu, ta có như sau:
-

Cơ chế thu hồi dầu nguyên sinh: Sử dụng năng lượng vỉa là chủ yếu, hoặc dùng các
bơm ly tâm, …

-

Cơ chế thu hồi dầu thứ sinh: Mục đích là duy trì áp suất vỉa, sử dụng năng lượng do
bơm ép nước hoặc khí, …

-

Cơ chế thu hồi dầu thứ ba: Sử dụng các phương pháp khác như nhiệt, dung môi, hóa
học, …

Ở giai đoạn thu hồi nguyên sinh và thứ sinh, được gọi là thu hồi truyền thống.

Ở giai đoạn thu hồi thứ ba, được gọi là thu hồi tăng cường.
Những giải thích ở trên được biểu diễn qua hình 1.1 sau đây:

Thu hồi
nguyên sinh

Dòng chảy
tự nhiên

Bơm nhân tạo

Các cơ chế
thu hồi

Thu hồi
thứ sinh

Bơm ép nước
Duy trì áp suất
Nhiệt

Thu hồi
thứ ba

Dung môi
Hóa học

Hình 1.1 Các cơ chế thu hồi dầu.

Surfactant EOR

13


GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy
Một phương pháp phổ biến cho thấy sự thành công của một quá trình EOR là hệ số thu hồi
dầu tăng lên. Hình 1.2 chỉ ra sơ đồ thu hồi dầu gia tăng từ một quá trình EOR. Tốc độ khai
thác dầu từ B đến C là tốc độc được ngoại suy, và dầu tích lũy tại D là thu hồi dầu cuối cùng
dự đoán khi quá trình EOR không được thực hiện tại B. Thời gian từ B đến C là cần thiết để
đáp ứng một quá trình EOR. Dầu tích lũy tại E là việc thu hồi dầu cuối cùng vào thời điểm
cuối của quá trình EOR. Do đó, sự khác biệt của dầu tích lũy giữa E và D là sự gia tăng thu
hồi dầu EOR.

Hình 1.2 Thu hồi dầu tăng lên từ quá trình EOR.

1.2. Thu hồi dầu tăng cƣờng hóa học
Đối với một quá trình EOR hóa học, dầu EOR nói chung là gia tăng hơn sự bơm ép nước.
Sự gia tăng thu hồi dầu tăng cường thường được biểu thị bởi các hệ số thu hồi dầu gia tăng,
là sự gia tăng thu hồi dầu chia cho dầu gốc tại chỗ (OIIP). Hãy biết rằng thay vì sử dụng
OIIP, đôi khi chúng ta sử dụng dầu còn lại sau khi bơm ép nước để tính toán hệ số thu hồi
dầu gia tăng.
Số lượng dự án về thu hồi dầu bằng EOR hóa học cũng tăng dần theo thời gian.

Hình 1.3 Số lượng dự án EOR hóa học tại Canada.

Surfactant EOR

14

GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy
Trong EOR hóa học, có các phương pháp sử dụng các chất hóa học như sau:
-

Chất hoạt tính bề mặt: Thay đổi sức căng bề mặt và tính dính ướt của đá.

-

Polymer: Tăng độ nhớt của nước.

-

Kiềm: Tăng độ pH và tạo ra xà phòng.

-

Chất đồng dung môi: Thỉnh thoảng cần thêm vào chất hoạt tính bề mặt để chống lại
độ nhớt của các pha.

1.3. Thu hồi dầu tăng cƣờng bằng phƣơng pháp sử dụng chất hoạt
tính bề mặt
Xem xét biểu đồ sau:
alkalinesurfactantpolymer
16%

2012

polymers
48%
surfactantpolymer

18%
alkaline chemicals
1%
surfactants
17%

Hình 1.4 Tiêu thụ EOR hóa học ở Mỹ và Châu Âu.
Ta thấy được tầm quan trọng của chất hoạt tính bề mặt, nếu chỉ đơn thuần tác động, nó
chiếm 17%, nhưng nếu kết hợp với các phương pháp khác, nó chiếm gần như 51%. Từ số
liệu khảo sát, ta thấy được ứng dụng rộng rãi của chất hoạt tính bề mặt trong thu hồi dầu.

Surfactant EOR

15


GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy

CHƯƠNG 2:
LÝ THUYẾT NGHIÊN CỨU THU HỒI DẦU
TĂNG CƯỜNG BẰNG CHẤT HOẠT TÍNH BỀ MẶT
2.1.

Khái niệm về chất hoạt tính bề mặt

Chất hoạt tính bề mặt là những hợp chất làm giảm sức căng bề mặt (hoặc sức căng giữa ranh
giới hai lớp) của hai chất lỏng không hòa tan trong nhau hoặc giữa một chất lỏng và một
chất rắn
Một chất hoạt tính bề mặt được coi là một “amphiphilic”. Một “amphiphilic” điển hình là
một phân tử bao gồm hai phần:

-

Phần nhóm phân cực: Phần này có thể liên kết với nước. Được gọi là “đầu ưa nước”
( hydrophilic).

-

Phần nhóm không phân cực: Phần này không thể liên kết được với nước. Được gọi
là “đuôi kị nước” (hydrophobic).

Những phân tử “amphiphilic” có xu hướng mạnh mẽ di chuyển lên mặt ranh giới giữa hai
lớp hay bề mặt lớp và định hướng nhóm phân cực nằm trong nước, nhóm không phân cực
nằm bên ngoài. Nhưng chỉ những phân tử “amphiphilic” có cân bằng ưa nước - kị nước mới
có thể di chuyển lên trên ranh giới giữa hai lớp hay bề mặt lớp. Những phân tử
“amphiphilic” quá ưa nước hay kị nước chỉ nằm một trong hai pha còn lại.

2.2. Phân loại chất hoạt tính bề mặt
Những chất hoạt tính bề mặt có thể được phân loại theo những ion tự nhiên của đầu ưa nước
như ion âm, ion dương, trung tính và lưỡng tính (Ottewill, 1984).

2.2.1. Các loại chất hoạt tính bề mặt
Chất hoạt tính bề mặt ion âm (anionic surfactant):
Chất hoạt tính bề mặt ion âm chứa đựng những nhóm điện tích âm tại đầu ưa nước của
chúng ví dụ như sulfate (
carboxylates(

), sulfonate (

), phosphate(

), và

).

Những chất hoạt tính bề mặt ion âm thường được sử dụng rộng rãi trong quá trình EOR hóa
học. Chúng được sử dụng bơm ép trong vỉa cát kết vì chúng hấp phụ tương đối thấp trên đá
cát kết (nơi có điện tích bề mặt âm).
Ví dụ:
 Ammonium lauryl sulfate.

Surfactant EOR

16


GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy
 Sodium lauryl sulfate.
 Sodium dodecyl sulfate.
Chất hoạt tính bề mặt trung tính (nonionic surfactant):
Chất hoạt tính bề mặt trung tính chứa đựng những nhóm không mang điện tích tại đầu ưa
nước của chúng ví dụ như alcohol, phenol, ether, ester, amide.
Những chất hoạt tính bề mặt trung tính được sử dụng cơ bản giống như chất đồng hoạt tính
bề mặt để cải thiện ứng xử pha của hệ. Mặc dù chịu mặn tốt hơn nhưng chức năng làm giảm
sức căng bề mặt (IFT) của chúng không tốt như chất hoạt tính bề mặt ion âm. Vì vậy, người
ta thường trộn chung chất hoạt tính bề mặt ion âm và trung tính để tăng độ chịu mặn của
chất hoạt tính bề mặt.
Ví dụ:
 Alcohol ethoxylate.
 Alkyl phenol ethoxylate.
 Alkanolamide.

Chất hoạt tính bề mặt ion dƣơng (cationic surfactant):
Chất hoạt tính bề mặt ion dương chứa đựng những nhóm mang điện tích dương tại đầu ưa
nước của chúng thường là amine bậc một, hai ba hoặc ammonium bậc bốn liên kết với chuỗi
ankyl dài hoặc các ion

,

.

Những chất hoạt tính bề mặt ion dương có thể hấp phụ mạnh trên đá cát kết; vì vậy, chúng
thường không được sử dụng trong vỉa cát kết, nhưng chúng được dùng trong vỉa carbonate
để thay đổi tính dính ướt của đá từ dính ướt dầu sang dính ướt nước.
Ví dụ:
 Trimethylalkylammonium chloride.
 Chlorides or bromides of benzealkonium.
Chất hoạt tính bề mặt lƣỡng tính (zwitterionic surfactant):
Những chất hoạt tính bề mặt lưỡng tính bao gồm 2 nhóm hoạt động. Những loại chất hoạt
tính bề mặt lưỡng tính có thể là trung tính - ion dương, ion âm - ion dương, trung tính - ion
âm. Những chất hoạt tính bề mặt này có thể chịu được nhiệt độ cao và độ mặn nhưng chúng
rất đắt.
-

Phần điện tích dương: Dựa trên điện tích dương của amine bậc một, hai, ba hay
ammonium bậc bốn.

-

Phần điện tích âm: Có thể có các giá trị của nhóm sulfonate.

Ví dụ:

Surfactant EOR

17


GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy
 Dipalmitoylphosphatidylcholine (lecithin).
Thỉnh thoảng, những chất hoạt tính bề mặt được chia là phân tử thấp hay cao dựa vào khối
lượng của chúng.

2.2.2. Các phương pháp mô tả chất hoạt tính bề mặt
Một vài phương pháp dùng để mô tả chất hoạt tính bề mặt được đề nghị sau đây:
Cân bằng kị nƣớc ƣa nƣớc (Hydrophile-Lipophile Balance):
Cân bằng kị nước ưa nước (HLB) thường được sử dụng để mô tả những chất hoạt tính bề
mặt. Chỉ số này cho thấy một cách tương đối xu hướng hòa tan trong dầu hay trong nước và
xu hướng hình thành dạng nhũ tương nước trong dầu hay dầu trong nước. Khi số HLB thấp
được cho là những chất hoạt tính bề mặt có xu hướng hòa tan trong dầu và hình thành dạng
nhũ tương nước trong dầu. Khi độ mặn của thành hệ thấp, chất hoạt tính bề mặt có HLB
thấp nên được lựa chọn. Một chất hoạt tính bề mặt như vậy có thể tạo pha trung gian vi nhũ
tương tại độ mặn thấp. Khi độ mặn của thành hệ cao, chất hoạt tính bề mặt có HLB cao nên
được lựa chọn. Một chất hoạt tính bề mặt như vậy sẽ ưa nước nhiều hơn và có thể tạo pha
trung gian vi nhũ tương tại độ mặn cao.
HLB được xác định bằng cách tính toán những giá trị đối với những vùng khác nhau trong
phân tử, một phương pháp tính HLB được đưa ra bởi Griffin (1949, 1954). Phương trình
Griffin để tính toán HLB đối với chất hoạt tính bề mặt trung tính là:

Trong đó:
: Là khối lượng phân tử của phần ưa nước của phân tử.
: Là khối lượng phân tử của toàn bộ phân tử.
Kết quả tính toán được đối chiếu với một thang đo từ 0 đến 20.Giá trị HLB bằng 0 tương

ứng với một phân tử kị nước hoàn toàn và giá trị bằng 20 tương ứng với một phân tử ưa
nước hoàn toàn. Giá trị HLB có thể được sử dụng để dự đoán về những đặc tính chất hoạt
tính bề mặt sau đây:
-

Một giá trị từ 0 đến 3 cho thấy một chất không sủi bọt.

-

Một giá trị từ 4 đến 6 cho thấy một chất nhũ hóa W/O.

-

Một giá trị từ 7 đến 9 cho thấy một chất thấm ướt.

-

Một giá trị từ 8 đến 18 cho thấy một chất nhũ hóa O/W.

-

Một giá trị từ 13 đến 15 là một chất tẩy rửa đặc trưng.

-

Một giá trị đối với 10 đến 18 cho thấy một chất hòa tan hay hướng nước.

Surfactant EOR

18

GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy
Vào năm 1957, Davies đã đề nghị một phương pháp để tính toán giá trị HLB dựa vào những
nhóm hóa học của phân tử. Thuận lợi của phương pháp này là nó tính cả sự ảnh hưởng
mạnh hay yếu của nhóm ưa nước. Phương trình là:
Trong đó:
m: Là số lượng nhóm ưa nước trong phân tử.
: Là giá trị của nhóm ưa nước.
n: Là số lượng nhóm kị nước trong phân tử.
: Là giá trị của nhóm kị nước.
Nồng độ Micelle tới hạn (Critical Micelle Concentration) và nhiệt độ Kraff:
Micelle là một dạng tập hợp của chất hoạt tính bề mặt đơn.
Một đặc điểm quan trọng khác của một chất hoạt tính bề mặt là nồng độ micelle tới hạn
(CMC). CMC được định nghĩa là nồng độ thấp nhất của chất hoạt tính bề mặt mà dạng
micelle được hình thành.
Dưới nồng độ CMC, các phân tử chất hoạt tính bề mặt đơn tự do, “bơi lội” tìm kiếm những
vùng để liên kết tạo thành dạng lớp đơn phân tử hay tự kết hợp với nhau đơn giản (còn gọi
là dạng micelle nhỏ).
Khi tất cả những vùng liên kết được bao phủ bởi những chất hoạt tính bề mặt đơn thì chất
hoạt tính bề mặt phải hình thành một dạng thay thế khác, tạo thành micelle. Đó là thời điểm
đạt được CMC.
Khi đạt được trên CMC, bất cứ việc thêm vào chất hoạt tính bề mặt như thế nào sẽ chỉ làm
tăng số lượng micelle (trong điều kiện lí tưởng).

Hình 2.1 Sự hình thành micelle.

Surfactant EOR

19

GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy
Mặt khác, trước khi đạt tới CMC, sức căng bề mặt giảm rõ ràng theo nồng độ chất hoạt tính
bề mặt. Sau khi đạt tới CMC, sức căng bề mặt sẽ là một hằng số.

Hình 2.2 Sự thay đổi của sức căng bề mặt và nồng độ chất hoạt tính bề mặt.
Đối với một hệ được đưa trước, sự micelle hóa xuất hiện trên vùng có nồng độ hẹp. Nồng
độ này thường nhỏ khoảng 10-5 đến 10-4 mol/L đối với chất hoạt tính bề mặt sử dụng trong
EOR (Green and Willhite, 1998). Vì vậy, CMC trong vùng khoảng vài ppm đến vài chục
ppm.

Hình 2.3 Mối quan hệ giữa các đặc tính hòa tan và CMC.
Các đặc tính hòa tan của dung dịch như nồng độ các phân tử chất hoạt tính bề mặt đơn, áp
suất thẩm thấu, sự dẫn truyền điện, độ phân tán ánh sáng cũng cho ta cách xác định CMC
dựa vào sự thay đổi đột ngột các đặc tính hòa tan khi nồng độ chất hoạt tính bề mặt tăng.

Surfactant EOR

20


GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy
Một thông số có liên quan đến CMC là nhiệt độ Krafft (nhiệt độ micelle tới hạn). Đây là
nhiệt độ nhỏ nhất những chất hoạt tính bề mặt hình thành micelle. Dưới nhiệt độ Krafft,
micelle không thể hình thành.
Tỉ số hòa tan:
Tỉ số hòa tan đối với dầu (hoặc nước) được xác định bằng thể tích hòa tan của dầu (nước)
đối với thể tích của chất hoạt tính bề mặt trong pha vi nhũ tương. Tỉ số hòa tan có liên quan
rất gần với IFT. Khi tỉ số hòa tan dầu bằng với tỉ số hòa tan với nước thì IFT đạt tới giá trị

nhỏ nhất.
Tỉ số R:
Tỉ số R được đưa ra bởi Bourrel và Schechter (1988). Chúng ta hãy chỉ quan tâm vùng ranh
giới giữa hai lớp. Nếu phản ứng thu hút giữa các phân tử dầu và chất hoạt tính bề mặt lớn.
Ta nói chất hoạt tính bề mặt có ái lực với pha dầu. Sự tương tác được biểu thị là

.

Tương tự, nếu phản ứng thu hút giữa các phân tử nước và chất hoạt tính bề mặt lớn. Ta nói
chất hoạt tính bề mặt có ái lực với pha nước. Sự tương tác được biểu thị là
Bởi vì những đuôi kị nước được định hướng trong pha dầu nên

.

trong công thức 2.3 có

thể được bỏ ra trong nhiều trường hợp. Tương tự, vì những đuôi ưa nước được định hướng
trong pha pha nên

trong công thức 2.4 có thể được bỏ qua.

Sau đó ái lực của chất hoạt tính bề mặt đối với pha dầu hoặc nước có thể được mô tả, như đề
xuất ban đầu của Winsor (1948) nhờ tỉ số R:

Phương trình tính cả ảnh hưởng của các phản ứng đẩy giữa các phân tử dầu
phân tử nước

, giữa đuôi kị nước

, giữa đầu ưa nước

, giữa các

:

Kết quả: Khi R < 1, sự trộn lẫn tương đối với nước sẽ tăng và đối với dầu giảm.
Khi R > 1, sự trộn lẫn tương đối với dầu sẽ tăng và đối với nước giảm.
Khi R << 1, hệ đặc trưng là hệ loại I.
Khi R >> 1, hệ đặc trưng là hệ loại II.
Khi R = 1, tương đương với hệ tối ưu nhất trong Winsor loại III.

Surfactant EOR

21


GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy
Hệ số packing:
Hệ số packing (ϕ) được định nghĩa bởi (Wang et al. 2006b)

Hình 2.4 Những thông số trong chỉ số packing.
Trong đó:
: Thể tích chiếm chỗ của của nhóm kị nước trong lõi micelle.
: Diện tích mặt cắt ngang của nhóm ưa nước tại bề mặt micelle.
: Chiều dài của nhóm kị nước.
Bảng 2.1 Hệ số packing đối với sự tập hợp micelle.
Gía trị ϕ

Hình dạng cấu trúc tập hợp

< 0.33

Micelle dạng cầu hay ellipsoid

0.33 - 0.5

Micelle trụ

0.5 - 1.0

Lớp phẳng, màng

1.0

Lớp phẳng hai chiều

> 1.0

Micelle ngược

Hình 2.5 Các dạng tập hợp của chất hoạt tính bề mặt.
Surfactant EOR

22


GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy

2.3. Cơ chế hoạt động chất hoạt tính bề mặt
2.3.1. Chất hoạt tính bề mặt làm giảm sức căng bề mặt

Sức căng bề mặt (còn gọi là năng lượng bề mặt hay ứng suất bề mặt, thường viết tắt
là σ hay γ hay T) là mật độ dài lực xuất hiện ở bề mặt giữa chất lỏng và các chất khí, chất
lỏng hay chất rắn khác; có bản chất là chênh lệch lực hút phân tử khiến các phân tử ở bề mặt
của chất lỏng thể hiện đặc tính của một màng chất dẻo đang chịu lực kéo căng.
Khi có sự tham gia của các chất hoạt tính bề mặt, các chất hoạt tính bề mặt di chuyển trên
bề mặt lớp hay ranh giới giữa hai lớp, xen vào giữa các phân tử của dung dịch, làm liên kết
giữa các phân tử trong dung dịch yếu đi, dẫn tới làm giảm sức căng bề mặt.

2.3.2. Chất hoạt tính bề mặt làm thay đổi tính dính ướt của đá
Chất hoạt tính bề mặt làm thay đổi tính dính ướt của đá, từ dính ướt dầu sang dính ướt với
nước. Đầu tiên chất hoạt tính bề mặt di chuyển tới liên kết với dầu bằng đuôi kị nước. Sau
đó chất hoạt tính bề mặt dùng lực thay đổi góc dính ướt của dầu với đá. Rồi dần dần chất
hoạt tính bề mặt lôi dầu ra khỏi đá. Dầu tách ra khỏi đá nằm trong lõi của các micelle.

Hình 2.6 Hình biểu diễn quá trình tách dầu ra khỏi đá.

2.4. Các vấn đề cần quan tâm khi bơm ép chất hoạt tính bề mặt trong
vỉa
2.4.1. Hệ số đẩy, hệ số quét (cơ chế đẩy dầu)
Cơ chế dịch chuyển:
Bơm ép chất hoạt tính bề mặt lại chia thành hai nhóm: Nồng độ thấp và cao.

Surfactant EOR

23


GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy
Cơ chế dịch chuyển trong bơm ép chất hoạt tính bề mặt pha loãng:
Trong một vỉa dính ướt nước có bơm ép chất hoạt tính bề mặt pha loãng, khi dung dịch chất

hoạt tính bề mặt tiếp xúc với giọt dầu dư, những giọt dầu chuyển thành nhũ tương bởi vì sức
căng bề mặt thấp và cuốn chúng vào dung dịch chất hoạt tính bề mặt. Những giọt dầu bị
cuốn vào này bị cuốn về phía trước và bị kéo dài trở thành sợi dầu dài nên nó có thể làm
biến dạng và chảy qua những khe nối giữa hai lỗ rỗng. Khi độ mặn thấp, nhũ tương dầu
trong nước được hình thành. Khi độ mặn cao, nhũ tương nước trong dầu được hình thành.
Những giọt dầu này hợp lại tạo thành than dầu phía trước chất đánh dấu của chất hoạt tính
bề mặt. Khi chất hoạt tính bề mặt tiếp xúc với bề mặt đá, tính dính ướt có thể thay đổi.
Trong vỉa dính ướt dầu, các que dầu tại khe nối hoặc trên vách lỗ rỗng. Khi dung dịch chất
hoạt tính bề mặt chảy qua lỗ rỗng, vì sức căng bề mặt thấp, các giọt dầu tại khe nối sẽ bị
chiếm chỗ. Những giọt dầu trên vách lỗ rỗng bị phá hủy và thay thế dọc theo vách bằng
dung dịch chất hoạt tính bề mặt pha loãng. Những giọt dầu này bị di chuyển xuống cùng
những giọt dầu xuôi dòng để hình thành nên đường dòng dầu liên tục. Chúng bị kéo thành
dòng dài, và dòng dầu đi xuôi dòng. Những dòng dầu có thể bị phá vỡ trong suốt quá trình
chảy. Khi bị vỡ, chúng trở thành những giọt dầu nhỏ và được nhũ hóa. Những giọt nhỏ này
chảy xuôi dòng và trú lại tại khe nối tiếp theo và hợp lại với những giọt dầu khác. Nói
chung, đây là loại nhũ tương nước/dầu. Dầu bị nhũ hóa và dầu bị thay thế hợp lại tạo thành
thân dầu phía trước. Tính dính ướt có thể thay đổi từ dính ướt dầu thành dính ướt nước bởi
vì sự hấp phụ chất hoạt tính bề mặt.
Cơ chế dịch chuyển trong bơm ép micelle:
Như đã thảo luận trước đó, dựa trên độ mặn và hợp phần, có ba loại vi nhũ tương: Loại I
dầu trong nước, loại II nước trong dầu, và loại III tồn tại song song ba pha.
Trong vi nhũ tương loại I, nhựng giọt dầu bị nhũ hóa bị mang theo tới phía trước và cùng
hợp lại với dầu đằng trước tạo thành thân dầu. Trong vi nhũ tương loại II, rất dễ dàng để dầu
bên ngoài hợp vào với dầu dư tạo thành thân dầu.
Trong vi nhũ tương ba pha, vì có sức căng bề mặt thấp nhất, nước và dầu có thể hòa tan lẫn
nhau, và những giọt dầu có thể chảy qua khe nối lỗ rỗng dễ dàng hơn. Những giọt dầu di
chuyển về phía trước và kết hợp với dầu xuôi dòng tạo thành thân dầu. Vì ảnh hưởng sự hòa
tan, thể tích dầu và nước tăng lên, dẫn đến độ thấm tương đối cao hơn và bão hòa dư thấp
hơn. Tuy nhiên, khi krw tăng nhanh hơn kro với sức căng bề mặt giảm, nếu không có sự biến
đổi trong độ nhớt, dầu bão hòa trong thân dầu và tỉ lệ dầu thu hồi bị giảm.

Surfactant EOR

24


GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy
Trong vỉa dính ướt nước, ban đầu màng nước bám vào bề mặt đá. Vì hệ vi nhũ tương ba pha
có thể hòa tan nước, một số màng nước có thể bị thay thế bởi vi nhũ tương. Vì vậy, bề mặt
đá sẽ trở nên ít dính ướt nước hơn. Tương tự, trong vỉa dính ướt dầu, vài màng dầu trên bề
mặt đá có thể bị thay thế bởi vi nhũ tương và đá sẽ trở nên ít dính ướt dầu hơn. Vì thế, vi
nhũ tương luôn luôn ứng xử như pha dính ướt nhất.
Hệ số đẩy:
Một phần dầu được thu hồi từ một sự quét đới chứa dầu bởi bơm ép nước hoặc từ một quá
trình dịch chuyển nào đó. Phương trình hệ số đẩy:
E = (Voi – Vor)/Voi

(2.7)

Trong đó:
Voi: thể tích dầu lúc bắt đầu bơm ép.
Vor: thể tích dầu còn lại sau bơm ép.
Trong vỉa mà bơm ép nước hoặc chất lưu nào khác sử dụng mẫu trong giếng, một phần của
khu vực lấy mẫu từ chất lưu vỉa thì được dịch chuyển bởi pha bơm ép tại thời điểm xâm
nhập. Các thông số như là góc dốc cấu tạo và độ dốc phương vị, sự có mặt của đứt gãy, tỉ số
linh động, … ảnh hưởng đến hệ số đẩy.
Các phương trình mô tả đặc trưng các cơ chế đẩy dầu bằng chất lưu không hòa lẫn được
phát triển bởi Buckley và Leveret sử dụng khái niệm độ thấm tương đối và định luật Darcy
để mô tả dòng chảy chất lưu trạng thái ổn định thông qua vài trò của độ rỗng.
Các yếu tố ảnh hưởng:

-

Điều kiện bão hòa ban đầu.

-

Tỷ số độ nhớt chất lưu.

-

Tỷ số độ thấm tương đối.

-

Độ dốc cấu tạo.

-

Áp suất mao dẫn.

-

Các yếu tố khác.

Hệ số quét:
Việc đo đạc hiệu quả của quá trình thu hồi dầu tăng cường phụ thuộc vào thể tích của vỉa
tương tác với chất lưu bơm ép. Hệ số quét là kết quả tổng quan phụ thuộc vào việc lựa chọn
mẫu bơm ép, đứt gãy trong vỉa, vị trí tương tác khí/dầu và dầu/nước, bề dày vỉa, …

Surfactant EOR

25