SO 1 2015 NGAY indd THĂM DÒ KHAI THÁC DẦU KHÍ 32 DẦU KHÍ SỐ 1/2015 1 Mở đầu Bơm ép dung dịch polymer kết hợp với bơm ép nước để gia tăng hệ số thu hồi dầu và hệ số quét được đánh giá là một trong nhữn[.]
THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ TRIỂN VỌNG ÁP DỤNG POLYMER BIẾN TÍNH BỨC XẠ TRONG BƠM ÉP NÂNG CAO THU HỒI DẦU CHO TẦNG MIOCENE MỎ BẠCH HỔ ThS Lê Hải1, KS Nguyễn Thị Bích Hà2, ThS Hà Thu Hương2 CN Nguyễn Trọng Hoành Phong1, CN Lê Xuân Cường1, CN Lê Văn Tồn1 KS Lê Đình Lăng3, KS Nguyễn Minh Toàn3, TS Phạm Anh Tuấn3 Viện Nghiên cứu Hạt nhân Viện Dầu khí Việt Nam Liên doanh Việt - Nga “Vietsovpetro” Email: lehaicnbx@yahoo.com Tóm tắt Polymer ứng dụng công tác nâng cao thu hồi dầu điều chế kỹ thuật biến tính xạ Loại polymer tổng hợp phương pháp copolymer hóa từ monomer tan nước gồm acrylamide/hoặc sodium acrylate N-vinyl pyrrolidone xạ gamma sử dụng nguồn tạo chất khơi mào cho q trình phản ứng Mức độ polymer hóa khối lượng phân tử polymer sản phẩm phụ thuộc vào liều xạ, suất liều, nồng độ hỗn hợp monomer loại monomer Khi sử dụng acrylamide, hiệu suất sản phẩm đạt gần 100%, cao so với trường hợp sử dụng sodium acrylate (~71%) Sản phẩm polymer nhận không tan tốt nước thường mà nước biển Trong môi trường độ mặn cao, nhiệt độ cao (>120oC), polymer không bị tủa lắng, độ nhớt dung dịch polymer giảm nhẹ 20% sau 30 ngày nung liên tục 120oC Các tính polymer nghiên cứu gồm độ bền nhiệt, tính lưu biến hiệu suất thu hồi dầu Hiệu suất gia tăng thu hồi dung dịch polymer nghiên cứu đánh giá thiết bị thử nghiệm mơ hình điều kiện giếng bị ngập Kết cho thấy hiệu suất thu hồi dầu tăng 12,1%, đáp ứng điều kiện vỉa tầng Miocene mỏ Bạch Hổ Trên sở kết thử nghiệm mơ hình tính tốn mơ phỏng, nhóm tác giả tính tốn hiệu kinh tế việc áp dụng công nghệ bơm ép dung dịch biến tính xạ Từ khóa: Hệ số thu hồi dầu, copolymer hóa xạ, liều xạ, suất liều, acrylic acid, acrylamide, N-vinyl pyrrolidone Mở đầu Bơm ép dung dịch polymer kết hợp với bơm ép nước để gia tăng hệ số thu hồi dầu hệ số quét đánh giá giải pháp mang lại hiệu kinh tế cao Nghiên cứu ứng dụng polymer tan nước thăm dò khai thác thực từ năm 60 kỷ XX [1 - 3] Một số công trình nghiên cứu [1 - 5] thành cơng ứng dụng dung dịch polymer tăng cường thu hồi dầu mơ hình đạt hiệu suất cao 30% so với bơm nước thường Kết nghiên cứu David et al [1] cho thấy sử dụng dung dịch polymer giúp cải thiện đáng kể tỷ lệ dầu/nước so với bơm ép nước Kết nghiên cứu [6 - 11] cho thấy diện polymer giảm độ linh động nước, gia tăng độ nhớt giảm tính thấm Polymer tan nước thường chứa nhóm chức ưa nước (như -COOH; -OH; -NH2; -SO3H ) có hoạt tính hóa học cao, dễ dàng phản ứng với ion kim loại kiềm, kiềm thổ có nước biển tạo tủa lắng làm suy giảm tính lưu biến đặc biệt điều kiện nhiệt độ - áp suất - độ mặn cao Polymer tan nước dễ bị phân hủy tác động vi sinh vật, bị tủa lắng làm giảm độ nhớt 32 DẦU KHÍ - SỐ 1/2015 tác dụng muối khoáng, đặc biệt điều kiện nhiệt độ cao [12] Trong năm 60 kỷ XX, nhà khoa học nghiên cứu ứng dụng thành công dung dịch polymer tăng cường thu hồi dầu; nhiều sản phẩm polymer thương mại hóa, nhiên thích hợp với thân dầu nhiệt thấp ≤ 90o, chưa đáp ứng với điều kiện nhiệt độ cao nước biển [12 - 13] Bức xạ lượng cao sử dụng hệ xúc tác có khả khơi mào, thực nhiều loại phản ứng hóa học đặc biệt phản ứng polymer hóa, copolymer hóa Cơng nghệ tạo nhiều sản phẩm polymer có tính đặc biệt mà phương pháp hóa học thơng thường thực Công nghệ tổng hợp vật liệu polymer kỹ thuật chiếu xạ triển khai mạnh nhiều quốc gia giới, chủ yếu polymer khâu mạch (crosslinked polymers), hydrogel, vật liệu copolymer ghép/vật liệu nhóm chức (functional group materials) Nghiên cứu ứng dụng xạ gamma tạo vật liệu polymer thực Viện Nghiên cứu Hạt nhân từ năm 1982 thiết bị chiếu xạ Tổ chức Năng lượng Nguyên tử Quốc tế (International Atomic PETROVIETNAM Energy Agency - IAEA) tài trợ Chương trình nghiên cứu chế tạo sản phẩm polymer xạ, đánh giá khả ứng dụng lĩnh vực tăng cường thu hồi dầu Viện Nghiên cứu Hạt nhân Vietsovpetro phối hợp thực giai đoạn 1999 - 2007 Kết thử nghiệm cho thấy sản phẩm polymer nghiên cứu đáp ứng yêu cầu triển khai ứng dụng (Hợp đồng số 0716/05/T-N5/VSP5VHNDALAT số 0930/07/T-N5/VSP5-VHNDALAT) Bài báo giới thiệu kết nghiên cứu khả ứng dụng công nghệ bơm polymer xạ cho tầng Miocene mỏ Bạch Hổ đánh giá hiệu kinh tế kỹ thuật phương án lựa chọn Thực nghiệm 2.1 Tổng hợp polymer kỹ thuật chiếu xạ gamma 2.1.1 Vật liệu - hóa chất Vật liệu sử dụng gồm: acrylamide, acrylic acid, polyacrylamide, methyl pyrrolidone, polyvinyl pyrrolidone monomer/polymer tan nước BASF (Đức) Các hóa chất, dung mơi khác Hàn Quốc 2.1.2 Tổng hợp polymer phương pháp chiếu xạ gamma - Hòa tan acrylamide nước theo nồng độ xác định (20%), khuấy 30 phút, thêm từ từ dung dịch N-vinyl pyrrolidone nồng độ biết để dung dịch hỗn hợp monomer theo tỷ lệ acrylamide/N-vinyl pyrrolidone khác (50 : 20, 50 : 30, 50 : 50) Khuấy dung dịch 45 phút nạp khí trơ loại oxy, ổn định 30 phút, đóng gói bình chiếu đặc biệt Dung dịch phôi sau chuẩn bị lưu giữ theo thời gian khác trước chiếu xạ thực phản ứng - Trong trường hợp acrylic acid acrylate hóa dung dịch NaOH/hoặc KOH 40% Các công đoạn tiến hành trường hợp acrylamide - Dung dịch phôi chiếu xạ để thực phản ứng thiết bị gamma Co-60 (GC 5000 Ấn Độ Isscledavatel Liên bang Nga) 2.2 Xử lý sản phẩm tạo thành sau chiếu xạ Dung dịch phôi sau chiếu xạ tạo polymer dạng crêp cao su, kết tủa xử lý loại phần không phản ứng Sản phẩm sấy khô chân không nhiệt độ 60oC 24 để xác định hiệu suất sử dụng cho nghiên cứu 2.3 Xác định độ nhớt polymer Sản phẩm polymer hòa tan nước cất nước biển theo nồng độ xác định (0,2; 0,25; 0,3%), đo nhớt kế Ubbelohde nhiệt độ 20oC nhiệt độ khác máy ổn nhiệt 2.4 Đánh giá độ bền nhiệt theo thời gian nước biển Cho 2,5g polymer khô điều chế vào cốc 2.000ml, thêm 500ml nước biển, khuấy 45 phút với tốc độ 400rpm, sử dụng nước biển để định lượng dung dịch 0,25% (~ 2.500ppm) Rót 50ml dung dịch polymer vào ống thủy tinh chịu nhiệt đặc biệt, đậy kín nút teflon Các tube dung dịch polymer ngâm thiết bị điều nhiệt Phoenix II nhiệt độ 120oC điều hòa dầu silicon Các mẫu đo rút cặp theo thời gian định sẵn sau ổn định đến nhiệt độ phòng Độ nhớt dung dịch polymer sau nung đo nhớt kế Ubbelohde, nhiệt độ 20oC Các thí nghiệm thực theo phương pháp sở: Viện Nghiên cứu Hạt nhân, Viện Nghiên cứu Khoa học Thiết kế Dầu khí biển (NIPI) - Vietsovpetro Viện Dầu khí Việt Nam 2.5 Đánh giá hiệu gia tăng thu hồi dầu Thử nghiệm đánh giá hiệu gia tăng thu hồi dầu dung dịch polymer mơ hình mẫu lõi thực Viện Nghiên cứu Khoa học Thiết kế Dầu khí biển - Vietsovpetro Viện Dầu khí Việt Nam theo bước sau: - Chuẩn bị chất lưu thí nghiệm: Dầu vỉa mơ (80% dầu thô giếng BH.27(MSP1) + 20% dầu hỏa): độ nhớt hỗn hợp 1.586cP, 120oC Nước biển: độ nhớt 120oC 0,238cP Dung dịch polymer điều chế 2.500ppm: độ nhớt 120oC 1,12cP Thiết bị sử dụng thí nghiệm: cân phân tích, ống đong, máy bơm chân không, máy khuấy, tủ sấy, máy ổn nhiệt, thiết bị đo độ nhớt điều kiện vỉa, thiết bị đo độ thấm khí, thiết bị nghiên cứu mẫu lõi điều kiện vỉa, thiết bị Dean-Stark Điều kiện thí nghiệm: Bơm ép polymer vào mơ hình vỉa sau mơ hình vỉa ngập nước hồn tồn, tốc độ bơm ép 2m/ng, thể tích nút polymer bơm vào mơ hình vỉa 0,20 thể tích rỗng, nhiệt độ 120oС, áp suất vỉa Рvỉa = 100atm, áp suất nén hiệu dụng Рhd = 100аtm Mơ hình vỉa phân lớp (bất đồng độ thấm) xây dựng từ mẫu lõi đá tầng Miocene mỏ Bạch Hổ với hai nửa mơ hình vỉa có độ thấm khác Lắp mẫu vào giữ mẫu, nhiệt độ 120oC, áp suất nén hiệu dụng Phd = 100atm, áp suất vỉa Pvia = 100atm: bơm bão hịa dầu cho mẫu (5 thể tích rỗng mẫu - Vr) xác định độ thấm dầu Ko; đẩy dầu nước lưu lượng DẦU KHÍ - SỐ 1/2015 33 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ - 2m/ng, thể tích bơm - 15 Vr; xác định hệ số thu hồi dầu bơm ép nước η1; xác định độ thấm nước K1 Tiếp tục bơm đẩy dầu dung dịch polymer lưu lượng - 2m/ng, thể tích bơm 0,20Vr; sau bơm đẩy nước tốc độ - 2m/ng, đến cịn pha nước đầu ra, thể tích bơm - 5Vr Xác định hệ số thu hồi dầu bơm ép polymer η1; xác định độ thấm nước K2 Giảm áp, giảm nhiệt hệ nghiên cứu, tháo mẫu xác định độ bão hòa dầu dư theo Dean-Stark Tính tốn, lập đồ thị liên quan kết thí nghiệm thu nhận được: Hình cho thấy hiệu suất polymer hình thành tăng theo thời gian chiếu xạ: tăng nhanh khoảng thời gian chiếu từ 1.000 - 3.000 phút, sau chậm dần gần đạt giá trị bão hòa sau 4.000 phút chiếu xạ (tương ứng với liều xạ ~160Gy) Tại thời điểm đạt giá trị bão hòa, hiệu suất tạo polymer đạt 100% acrylamide 71% acrylic Các đường cong Hình thể tính chất động học phản ứng polymer hóa xảy tác dụng xạ gamma lên hai hệ monomer acrylamide acrylic 120 Aac/NVP ∆η = η2 - η1 AM/NVP Hiệu suất tạo polymer (%) 100 Kph = K2/K1 Với η1 = (1-Snd-S1dd)/(1-Snd) η2 = (1-SndS2dd)/(1-Snd) Trong đó: Snd: Độ bão hòa nước dư, p.đ.v; 80 60 40 S1dd: Độ bão hòa dầu dư sau đẩy dầu nước, p.đ.v; 20 S2dd: Độ bão hòa dầu dư sau đẩy dầu polymer, p.đ.v; η1, η2: Hệ số thu hồi dầu trước sau bơm đẩy polymer, p.đ.v; K1, K2: Độ thấm nước trước sau bơm đẩy polymer, md; Kph: Hệ số phục hồi độ thấm, p.đ.v; ∆η: Gia tăng hệ số thu hồi dầu bơm đẩy polymer, p.đ.v 1.000 2.000 3.000 4.000 Thời gian chiếu (phút) 5.000 6.000 Hình Hiệu suất sản phẩm polymer theo liều xạ ứng với loại monomer khác Polyacrylic polyacrylamide thuộc loại tan nước có tính nhớt cao, nước biển dễ bị thủy phân kết tủa với ion Ca2+ Mg2+ độ nhớt bị suy giảm tính nhớt hoàn toàn nhiệt độ cao Stahl [12] giải thích chế kết tủa polyacrylamide/ polyacrylic môi trường nước biển nhiệt độ cao xảy theo phản ứng (1) Kết thảo luận CH2 C H n C= O 3.1 Điều chế polymer kỹ thuật chiếu xạ Hình trình bày ảnh hưởng acrylamide acrylic acid lên hiệu suất hình thành sản phẩm polymer :N - H O N - H DẦU KHÍ - SỐ 1/2015 O C=O CH CH3 CH C CH CH n C= O (1) H+ OCa+ CH C- O CH3 34 NH C=O C C H CH n C a ++ C= O CH2 CH CH2 CH CH HO H CH C - O O + C=O CH C a++ N - H O C a++ CH CH C C=O CH (2) PETROVIETNAM Ảnh hưởng suất liều chiếu xạ lên độ nhớt dung dịch polymer thể Hình Khi acrylic/hoặc acrylamide trùng hợp với vinyl pyrrolidone tạo polymer chứa hai hợp phần tan nước hạn chế khả tủa lắng nước biển Cơ chế tác động ion Ca2+ nước biển theo phản ứng (2): Kết cho thấy độ nhớt giảm theo suất liều chiếu xạ, nghĩa trọng lượng phân tử polymer hình thành giảm tăng suất liều chiếu xạ Theo phương trình Mark-Houwink [η] = k.Mα (với η độ nhớt M trọng lượng phân tử polymer) Như vậy, để nhận dung dịch polymer có độ nhớt cao cần thực phản ứng suất liều chiếu xạ thấp Sự phụ thuộc độ nhớt vào nhiệt độ mơi trường trình bày Hình Các kết Hình 2(a) cho thấy độ nhớt dung dịch polymer trường hợp khơng có khác biệt nhiều theo thời gian lưu giữ dung dịch phôi trước chiếu xạ Hình trình bày ảnh hưởng hàm lượng N-vinyl pyrrolidone lên độ nhớt dung dịch polymer theo nhiệt độ đo Hình 2(b) cho thấy mơi trường có ảnh hưởng lớn đến độ nhớt dung dịch polymer Trong môi trường muối độ nhớt giảm > 30 lần Kết cho thấy độ nhớt dung dịch polymer tăng theo mức độ tăng hàm lượng N-vinyl pyrrolidone Trong dải nồng độ khảo sát N-vinyl pyrrolidone, tỷ lệ nồng độ N-vinyl pyrrolidone 50/50 so với Na-Aa độ nhớt dung dịch đạt giá trị cao với nhiệt độ Như vậy, dung dịch phôi hàm lượng 30 - 40% lưu giữ từ - 10 ngày trước chiếu xạ không bị hư hỏng, điều thuận lợi cho việc triển khai sản xuất quy mô công nghiệp 12 350 Sau 1/2 ngày Sau ngày Sau ngày 10 300 Độ nhớt (cPs) Độ nhớt (cPs) Nước cất 250 Nước biển 200 150 100 50 0 20 40 60 80 Nhiệt độ đo (oC) 100 120 500 Liều xạ (Gy) 1000 (a) (b) Hình Sự phụ thuộc độ nhớt dung dịch polymer (nồng độ 2.500ppm, dung dịch phôi 30%) (a) theo nhiệt độ với dung dịch phôi lưu giữ theo thời gian khác trước chiếu xạ; (b) theo môi trường với liều xạ khác 40 35 Na-Aa/NVP (50:20) 30 35 Na-Aa/NVP (50:30) 25 Độ nhớt (cPs) Độ nhớt (cPs) 30 25 Na-Aa/NVP (50:50) 20 15 20 10 15 10 0 Suất liều (kGy.h -1) Hình Ảnh hưởng độ nhớt theo suất liều chiếu xạ Nồng độ 2.500ppm nước cất, dung dịch phôi 30% chiếu xạ 1kGy 20 40 60 80 Nhiệt độ ( oC) 100 120 Hình Độ nhớt dung dịch polymer theo nhiệt độ đo Dung dịch có nồng độ 2.000ppm nước cất, thành phần monomer tỷ lệ khác nhau, liều xạ 4kGy, suất liều 2,1kGy.h-1 Biến thiên độ nhớt dung dịch polymer nước biển theo thời gian nung nhiệt độ 120oC trình bày Bảng Trong thời gian - 10 ngày, độ nhớt tăng xảy phản ứng phức hóa ion Ca2+ có mặt nước biển với nhóm chức amide (-NH2) chứa cấu trúc polymer, tạo thành hợp chất phức tan không kết tủa Khi nung nhiệt độ 120oC, độ nhớt dung dịch polymer tăng giai đoạn đầu giảm dần giai đoạn sau Các kết nhận khơng có khác biệt nhiều sở đo đạc (sự khác biệt từ - 5%) Viện Nghiên cứu Khoa học Thiết kế Dầu khí biển - Vietsovpetro Viện Dầu khí Việt Nam đánh giá hiệu suất tăng cường thu hồi dầu (Hình 5) DẦU KHÍ - SỐ 1/2015 35 THĂM DỊ - KHAI THÁC DẦU KHÍ Bảng Biến thiên độ nhớt dung dịch polymer theo thời gian nung 120oC nước biển Độ nhớt dung dịch polymer nghiên cứu (cPs) Polivinyl Viện Viện Viện Nghiên cứu pyrrolidone Nghiên cứu Dầu khí Khoa học Thiết khơng chiếu xạ Hạt nhân Việt Nam kế Dầu khí biển 1,81 5,78 5,8 5,78 0,68 7,30 7,00 6,84 0,68 6,52 6,90 6,52 0,60 5,25 5,32 5,05 0,58 4,70 4,90 4,77 Thời gian nung (ngày) 10 20 30 0,7 Мodel II-2 0,6 0,1657 0,157 Мodel IV-2 Мodel III-2 Model I-2 0,075 Hệ số thu hồi dầu, p.đ.v 0,129 0,5 0,05 0,116 0,154 0,4 Model IV-1 Мodel II-1 Мodel III-1 0,3 Bơm ép nút polymer (0,2-0,25 Vrỗng) 0,2 0,1 0 10 15 20 Thể tích chất lưu bơm ép, Vbơm/Vrỗng 25 30 Hình Động thái thu hồi dầu bơm ép nước nút polymer xạ mơ hình vỉa phân lớp tầng Miocene mỏ Bạch Hổ Bảng Hiệu kinh tế giải pháp nâng cao thu hồi dầu bơm ép polymer xạ (A-806) TT Chỉ số 4.1 Thời gian bơm Gia tăng khai thác Lượng polymer cho bơm ép Tổng chi phí Vietsovpetro Chi phí thực cơng việc - Chi phí tạo polymer - Chi phí lượng - Chi phí nhân cơng - Dịch vụ thương mại Chi phí khai thác thêm dầu Giá bán dầu thơ Doanh thu (giá dầu 100USD/thùng) Lợi nhuận trước thuế Thuế tài nguyên “Royalty” (18% doanh thu) Thuế xuất khẩu, 10% (6 - 7) Thuế đặc biệt = (100% - 18%) x 10% Lợi nhuận trước thuế thu nhập doanh nghiệp Thuế thu nhập doanh nghiệp, 50% Lợi nhuận sau thuế thu nhập doanh nghiệp 4.2 10 11 12 13 36 DẦU KHÍ - SỐ 1/2015 Đơn vị Phương án tính bơm tháng 4.294 40 USD 940.604,40 USD 886.500,00 USD 840.000,00 USD 12.400,00 USD 13.500,00 USD 20.600,00 USD 54.104,40 USD/tấn 700,00 USD 3.005.800,00 USD 2.065.195,60 USD 541.044.00 USD USD 300.580,00 246.475,60 USD 977.096,00 USD 488.548,00 USD 488.548,00 Các nghiên cứu nâng cao hệ số thu hồi dầu thực mơ hình mẫu lõi phịng thí nghiệm cho kết tốt Độ gia tăng hệ số thu hồi dầu đạt từ 4,8 - 16,6%, trung bình đạt 12,1% Tuy nhiên, kết nghiên cứu thực nghiệm mẫu có kích thước nhỏ, khơng hồn tồn phản ánh tất tác động khác điều kiện thực tế vỉa dầu với kích thước lớn phân bố đá chứa phức tạp, vị trí tương đối giếng bơm ép giếng khai thác không đồng khơng gian thời gian Do đó, nghiên cứu mơ hình máy tính tiếp tục thực để kiểm tra tác dụng phương pháp bơm ép dung dịch polymer xạ lên khả tăng hệ số thu hồi dầu Tầng Miocene mỏ Bạch Hổ đối tượng phức tạp, có độ bất đồng cao tính chất địa chất mỏ, tính chất vật lý, thấm chứa đá chứa Vì vậy, việc phục hồi lịch sử khai thác mô hình đối tượng khó khăn, nhiên tập thể tác giả soạn thảo “Thiết kế công nghệ khai thác xây dựng mỏ Bạch Hổ” năm 2008 thực tốt Trên sở kết thực nghiệm kết hợp tính tốn, nhóm tác giả tính tốn hiệu kinh tế áp dụng giải pháp nâng cao thu hồi dầu bơm ép polymer xạ (Bảng 2) Kết luận Từ kết nghiên cứu thu được, nhóm tác giả rút kết luận sau: - Polymer biến tính xạ tổng hợp phương pháp chiếu xạ có tính chất lưu biến phù hợp với yêu cầu kỹ thuật Vietsovpetro polymer dùng cho bơm ép tăng cường thu hồi dầu: + Tỷ số độ nhớt polymer nước (nồng độ 2.500ppm) 120oC lớn lần; + Hệ số bảo toàn độ nhớt polymer nung 120oC 31 ngày 82% - Kết thí nghiệm đẩy dầu nút dung dịch polymer biến tính xạ mơ hình vỉa phân lớp сủa tầng Miocene mỏ Bạch Hổ cho thấy giá trị tăng trung bình hệ số thu hồi dầu 12,1% (4,8 - 16,6%) Hệ số phục hồi độ thấm trung bình 19% (2,7 - 32,3%) - Tính tốn hiệu kinh tế - kỹ thuật áp dụng công nghệ bơm ép nút dung dịch polymer tháng cho thấy phương án mang lại hiệu kinh tế PETROVIETNAM - Việc sản xuất cung cấp sản phẩm polymer kỹ thuật chiếu xạ Viện Nghiên cứu Hạt nhân cấp độ cơng nghiệp hồn tồn khả thi Tài liệu tham khảo David J.Pye Improved secondary recovery by control of water mobility Journal of Petroleum Technology 1964; 16(8): p 911 - 916 R.H.Christopher, Stanley Middleman Power-law flow through a packed tube Industrial & Engineering Chemistry Fundamentals 1965; 4(4): p 422 - 426 D.L.Dauben, D.E.Menzie Flow of polymer solutions through porous media Journal of Petroleum Technology 1967; 19(8): p 1065 - 1073 R.L.Jewett, G.F.Schurz Polymer flooding - A current appraisal Journal of Petroleum Technology 1970; 22(6): p 675 - 684 J.F.Stanislav Use of polymers in oil recovery process Progress and Trends in Rheology 1982: p.210 - 211 G.D.Khune, L.G.Donaruma, M.J.Hatch, N.H.Kilmer, J.S.Shepitka, F.D.Martin Modified acrylamide polymers for enhanced oil recovery Journal of Applied Polymer Science 1985; 30(2): p 875 - 885 C.L.McCormick, K.P.Blackmon Water-soluble copolymers - XII: Copolymers of acrylamide with sodium3-acrylamido-3-methylbutanoate: Synthesis and characterization Journal of Polymer Science - Part A: Polymer Chemistry 1986; 24(10): p 2635 - 2645 D.L.Dauben, D.E.Menzie Flow of polymer solutions through porous media Journal of Petroleum Technology 1967; 19(8): p 1065 - 1703 I.Shvetsov, G.Bakaev, V.Kabo, V.Perunov, Yu.Soliakov The current state and prospects of the method of polymer strata stimulation application Oil Industry 1994: p 41 - 44 10 Kevin C.Taylor, Hisham A.Nasr-El-Din Acrylamide copolymers: A review of methods for the determination of concentration and degree of hydrolysis Journal of Petroleum Science and Engineering 1994; 12: p - 23 11 Ana M.S.Maia, Marta Costa Redouane Borsali, Rosangela B Garcia, Macromol Sym 2005: p 217 - 227 12 G.A.Stahl, A.Moradi-Araghi, P.H.Doe High temperature and hardness stable copolymers of vinylpyrrolidone and acrylamide Water-Soluble Polymer for Petroleum Recovery 1988: p 121 - 130 13 W.M.Kulicke N.Böse, M.Bouldin The role of polymers in enhanced oil recovery Water-Soluble Polymer for Petroleum Recovery 1988: p - 18 Applicability and potential of polymer injection as an EOR technique for Lower Miocene reservoir in Bach Ho field Le Hai1, Nguyen Bich Ha2, Ha Thu Huong2, Nguyen Trong Hoanh Phong1, Le Xuan Cuong1 Le Van Toan1, Le Dinh Lang3, Nguyen Minh Toan3, Pham Anh Tuan3 Nuclear Research Institute Vietnam Petroleum Institute “Vietsovpetro” Joint Venture Summary Polymer for EOR is prepared by radiation techniques The polymer is synthesised by gamma radiation copolymerisation of acrylamide/or sodium acrylate and N-vinyl pyrrolidone which are hydrophilic monomers The polymerisation extent and its molecular weight depend on the parameters consisting of radiation dose, dose rate, concentrations of co-monomer and monomer-type The yield of product is almost 100% when acrylamide is used, higher than using sodium acrylate (~ 71%) The obtained polymer dissolves well not only in water but in brine also The polymer was not precipitated in hard brines at high temperature (>120oC) and its viscosity slightly reduced around 20% after heating for 30 days at 120oC The features of polymer including thermal stability, rheology and efficiency of oil recovery were determined The EOR coefficient of the studied polymer solution was evaluated by the modelling instrument, at submerged oil-well condition The results show the EOR coefficient enhanced by 12.1% and it satisfies under the condition of Lower Miocene reservoir in Bach Ho oilfield On the basis of tested results combined with simulation calculations, the economic efficiency of injection technology of radiation-modified polymer solution has also been discussed Key words: Oil recovery coefficient; radiation copolymerisation; radiation dose; acrylic acid; acrylamide, N-vinyl pyrrolidone DẦU KHÍ - SỐ 1/2015 37