Nghiên cứu tổng hợp và biến tính vật liệu nano oxit sắt từ định hướng ứng dụng trong tăng cường thu hồi dầu báo cáo tổng kết đề tài nghiên cứu khoa học cấp trường

BỘ CÔNG THƢƠNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHIỆP THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH BÁO CÁO TỔNG KẾT ĐỀ TÀI KHOA HỌC KẾT QUẢ THỰC HIỆN ĐỀ TÀI NGHIÊN CỨU KHOA HỌC CẤP TRƢỜNG Tên đề tài: Nghiên cứu tổng hợp biến tính vật liệu nano oxit sắt từ định hướng ứng dụng tăng cường thu hồi dầu Mã số đề tài: 184HH06 Chủ nhiệm đề tài: Ths Nguyễn Thị Liễu Đơn vị thực hiện: Khoa Cơng nghệ Hóa học Tp Hồ Chí Minh, 1/20201 LỜI CÁM ƠN Để thực hoàn thành đề tài nghiên cứu khoa học này, nhóm nghiên cứu nhận hỗ trợ, giúp đỡ quan tâm, động viên từ nhiều quan, tổ chức cá nhân Nghiên cứu khoa học hoàn thành dựa tham khảo, học tập kinh nghiệm từ kết nghiên cứu liên quan, sách, báo chuyên ngành nhiều tác giả trường Đại học, tổ chức nghiên cứu, …Đặc biệt cảm ơn hợp tác, giúp đỡ đồng nghiệp Viện Khoa học vật liệu ứng dụng, … giúp đỡ, tạo điều kiện cơng việc tinh thần từ phía ban lãnh đạo Khoa Cơng nghệ Hóa học, bạn bè đồng nghiệp Chúng xin trân trọng cám ơn Ban giám hiệu, Trường ĐH Cơng nghiệp Tp Hồ Chí Minh hỗ trợ kinh phí để nhóm nghiên cứu có hội hồn thành đề tài nghiên cứu Mặc dù có nhiều cố gắng để thực đề tài cách hoàn chỉnh đề tài nghiên cứu khoa học không tránh khỏi thiếu sót Nhóm nghiên cứu kính mong hội đồng khoa học, chuyên gia, người quan tâm đến đề tài, đồng nghiệp, gia đình bạn bè tiếp tục có ý kiến đóng góp, giúp đỡ để đề tài hoàn thiện Xin chân thành cảm ơn! Tp.Hồ Chí Minh, tháng 1/2021 Nhóm tác giả PHẦN I THƠNG TIN CHUNG I Thơng tin tổng qt 1.1 Tên đề tài: Nghiên cứu tổng hợp biến tính vật liệu nano oxit sắt từ định hướng ứng dụng tăng cường thu hồi dầu 1.2 Mã số: 184HH06 1.3 Danh sách chủ trì, thành viên tham gia thực đề tài TT Họ tên Đơn vị công tác Vai trò thực đề tài (học hàm, học vị) Ths Nguyễn Thị Liễu FCE-IUH Chủ nhiệm đề tài PGS TS Nguyễn Phương Tùng VAST Thành viên nghiên cứu cố vấn khoa học TS Nguyễn Hoàng Duy VAST Thành viên nghiên cứu TS Bạch Thị Mỹ Hiền FCE-IUH Thành viên nghiên cứu Ths Nguyễn Tiến Đạt FCE-IUH Thành viên nghiên cứu 1.4 Đơn vị chủ trì: Khoa Cơng nghệ Hóa học 1.5 Thời gian thực hiện: 1.5.1 Theo hợp đồng: từ tháng 04 năm 2017 đến tháng năm 2018 1.5.2 Gia hạn (nếu có): đến tháng 06 năm 2020 1.5.3 Thực thực tế: từ tháng 03 năm 2018 đến tháng 01 năm 2020 1.6 Những thay đổi so với thuyết minh ban đầu (nếu có): Khơng 1.7 Tổng kinh phí đƣợc phê duyệt đề tài: 20 triệu đồng II Kết nghiên cứu Đặt vấn đề Năng lượng thành tố định phát triển kinh tế, đời sống xã hội loài người Việc đáp ứng nhu cầu lượng mối quan tâm hàng đầu nghiệp phát triển kinh tế Cho đến nay, cho dù nhiều dạng lượng tái tạo, lượng thay đầu tư phát triển mạnh mẽ phần lớn lượng sử dụng nhiều thập kỷ tới lượng hóa thạch : dầu khí than đá Bên cạnh đó, dầu khí nguồn lượng vơ quan trọng cho cơng nghiệp hóa học Do đó, khai thác dầu hiệu bền vững nhiệm vụ tiên công nghiệp dầu khí Tuy nhiên thời kỳ khám phá mỏ dầu lớn, giá rẻ qua phần lớn mỏ dầu lớn giới, đặc biệt Việt Nam qua giai đoạn khai thác đỉnh cao sản lượng sụt giảm Với kỹ thuật khai thác dầu khí nay, sau trải qua giai đoạn khai thác sơ cấp thứ cấp mỏ lại 70-75% lượng dầu chỗ bị bẫy lại vỉa [1] Do đó, tăng cường thu hồi dầu từ mỏ dầu “già” mối quan tâm chuyên gia nhà điều hành khai thác mỏ Người ta ước tính cần khai thác thêm 10% lượng dầu lưu đủ đáp ứng nhu cầu lượng cho giới 50 năm Tăng cường thu hồi dầu (TCTHD) trình bơm tác nhân chưa có vỉa trước vào vỉa nhằm cải thiện một vài tính chất chất lưu, đá vỉa để cải thiện hệ số quét hệ số đẩy hai Từ đó, dầu khai thác nhiều lâu Các công nghệ tăng cường thu hồi dầu sử dụng giúp khai thác thêm 1-3% lượng dầu chỗ[1,2] Rất nhiều thách thức cho trình TCTHD vỉa nhiệt độ cao, độ muối cao, trình hấp thụ giải hấp thụ bề mặt đá vỉa, bề mặt dính ướt dầu đá vỉa …Tất yếu tố làm giảm cấp mặt hóa học, giảm độ bền nhiệt tác nhân bơm ép gây thất thoát hấp thụ, dẫn đến hiệu TTHD không cao Công nghệ vật liệu nano ứng dụng rộng rãi nhiều lĩnh vực: vật liệu, y sinh, công nghệ vũ trụ…và giúp mang lại nhiều tỷ đơla lợi nhuận Vì nhà khoa học tập đoàn khai thác dầu khí hy vọng với đặc tính siêu việt vật liệu nano, ứng dụng công nghệ vật liệu nano thăm dị khai thác dầu khí, đặc biệt TCTHD giúp tiệm cận khả khai thác thêm 10% lượng dầu chỗ nói Sau thời gian bơm ép nước, lượng dầu vỉa bị giảm dẫn đến việc dùng áp lực nước để đẩy dầu lên khơng cịn tác dụng Khi phần lớn nước bơm xuống lên miệng giếng dầu mắc kẹt khe đá bám vào đá [2] Vì vậy, để tiếp tục khai thác thu hồi dầu, cần có tác động yếu tố khác nhằm thay đổi đặc tính lưu chất đá vỉa, làm giảm lực giữ dầu lỗ rỗng đá vỉa thay đổi tính dính ướt đá; giảm sức căng bề mặt liên diện hai pha dầu – nước; giảm độ nhớt dầu và/hoặc tăng độ nhớt dung dịch bơm ép,… Các phương pháp sử dụng giai đoạn gọi giai đoạn khai thác tam cấp (bậc ba), thường biết đến với tên gọi giai đoạn tăng cường thu hồi dầu (TCTHD) Hình thể phương pháp tăng cường thu hồi dầu thực giới nay: Tăng độ nhớt nước Tăng cường hiệu suất quét Dùng Polymer Bơm ép nước Giảm độ nhớt dầu Đốt chỗ TCTHD Tăng cường hiệu suất đẩy Sử dụng chất lưu đẩy có khả trộn lẫn Bơm ép CO2 Đốt chỗ Giảm sức căng bề mặt chất lưu Dùng chất HĐBM Thay đổi tính dính ước đá vỉa Dùng chất kiềm Hình Nguyên lý chung phương pháp TCTHD Ở Việt Nam áp dụng số biện pháp nâng cao thu hồi dầu: bơm ép thử nghiệm chất hoạt động bề mặt, vi sinh, hóa lý đối tượng cát kết mỏ Bạch Hổ Đồng thời chuyên gia PetroVietNam nghiên cứu biện pháp nâng cao thu hồi dầu: phân tích nghiên cứu khả bơm ép CO2 cho đối tượng cát kết mỏ Rạng Đông; bơm ép polymer cho đối tượng cát kết mỏ Bạch Hổ; bơm ép nước khí hydrocarbon luân phiên tầng Miocene mỏ Bạch Hổ, mỏ Rạng Đông…Tuy nhiên, biện pháp nêu áp dụng đại trà mà áp dụng mỏ có trữ lượng tương đối lớn; mỏ khai thác giai đoạn suy giảm sản lượng; tầng sản phẩm: Miocene, Oligocene, Móng Gần đây, Viện Khoa học vật liệu Ứng dụng kết hợp với liên doanh Vietsopetro tiến hành thử nghiệm công nghiệp hệ dung dịch HĐBM polymer thu nhiều kết tốt Ngoài ra, Viện Khoa học vật liệu Ứng dụng nghiên cứu nhiều tổ hợp nano SiO2 chất HĐBM, kết cho thấy sức căng mặt dầu nước giảm từ 24 xuống 5.10-3 dyne/cm [5] Tuy nhiên, nghiên cứu sâu vào thấy chất bơm ép bị bẫy lại pha dầu gây lãng phí, hiệu Mặc khác, việc sử dụng chất HĐBM đặc thù có giá thành cao khả chịu nhiệt khơng ổn định chất HĐBM có độ bền nhiệt khơng cao Có hai phương pháp TCTHD phương pháp vật lý phương pháp hóa học Các phương pháp làm giảm lực giữ dầu lỗ rỗng xốp vỉa đá, làm giảm sức căng bề mặt liên diện hai pha dầu nước làm giảm độ nhớt dầu, tăng độ nhớt dung dịch bơm ép thay đổi đặc tính vỉa dầu để dễ dàng khai thác [3] Phương pháp vật lý bao gồm Bơm khí Bơm nhiệt Bơm khí (có thể sử dụng loại khí trộn lẫn khí CO2, khí tự nhiên N2) vào bể chứa để giảm SCBM dầu nước Trong phương pháp này, lưu chất bơm thường nhanh chóng chảy xói qua khối đá xốp bên mỏ bỏ qua hầu hết lượng dầu có tỷ lệ lưu động (quyết định độ thẩm thấu độ nhớt lưu chất khí so với dầu) không phù hợp Nhược điểm phương pháp phụ thuộc nhiều vào áp suất, nhiệt độ bể dầu thành phần dầu thô Bơm nhiệt bao gồm bơm tuần hoàn, nước đốt cháy Phương pháp làm nóng dầu thơ trình hình thành để giảm SCBM tăng tính thấm dầu Chi phí cao lại khơng an toàn hạn chế phương pháp Phương pháp hóa học bao gồm dùng chất chất hoạt động bề mặt (HĐBM), dùng polymer dùng kiềm Các chất HĐBM polymer sử dụng để hỗ trợ tính di chuyển giảm SCBM liên diện hai pha dầu nước giảm tăng độ nhớt dung dịch bơm ép, nhờ cho phép thu hồi thêm dầu từ bể chứa Ứng dụng phương pháp thường bị hạn chế chi phí cao hóa chất, thất hấp phụ chúng lên đá mỏ chứa Ngoài ra, phương pháp bơm chất HĐBM polymer bị giảm tính hóa học điều kiện khắc nghiệt với nhiệt độ áp suất cao mỏ Hơn nữa, nước muối có độ cứng nước cao độ nhớt dầu tương đối cao dẫn đến khả mài mòn khối đá ngăn túi dầu/khí thất lưu chất bơm chảy qua mỏ chứa hạn chế phương pháp [6] Các hạt nano phân tán ổn định với cấu trúc tương tự cấu trúc keo micel môi trường lỏng (nước) gọi chất lỏng nano So với hệ phân tán khác, hệ phân tán hạt nano có ưu điểm tác động đến hợp phần lắng đọng, tính chất nhiệt, quang học, học, điện, lưu biến, tính từ… loại vật liệu gốc tăng cường hiệu [8] Đó ưu điểm vượt trội hệ phân tán nano so với hệ phân tán thông thường Tương tự chất HĐBM, hạt nano có xu hướng tác động lên bề mặt liên diện lỏng – lỏng lỏng – khí, xếp chặt đó, làm giảm sức căng bề mặt, làm giảm sức căng bề mặt liên diện giọt với pha không hịa tan đồng thời ngăn cản khơng cho chúng kết hợp lại với hay nói cách khác làm bền nhũ Ngoài ra, qua nhiều nghiên cứu thực Wasan Nikolov vừa nêu trên, nhóm nghiên cứu Mc Elfresh [13], ngày chế tác động hạt nano đến trình tăng cường thu hồi dầu cho liên quan đến khả lan rộng của chất lỏng dọc theo bề mặt đá để thay đổi tính dính ướt bề mặt Có điểm vượt trội với loại hạt nano khác phối trộn chất lỏng nano từ tính với dịng lưu chất bơm kiểm sốt hướng dịch chuyển áp đặt từ trường ngồi, kiểm sốt di chuyển dòng lưu chất bên vỉa [27], nhóm nghiên cứu giáo sư Chun Huhp thiết kế hệ thơng mơ phịng thí nghiệm đánh giá độ bão hòa dầu dư [28] Với đặc điểm mang tính kinh tế dễ dàng thu hồi tái sử dụng, hệ chất lỏng nano từ tính trở thành đề tài “hot” lĩnh vực nghiên cứu ngành dầu khí Tóm lại, mục tiêu nghiên cứu bao gồm: (1) Tổng hợp vật liệu nano oxit sắt từ (MNPs) phương pháp đồng kết tủa; (2) Khảo sát yếu tố ảnh hưởng tới trình tổng hợp vật liệu nano nhiệt độ, thời gian phản ứng; (3)Bảo vệ ổn định hạt nano từ tính cách bọc với polymer/chất hoạt động bề mặt; (4) Khảo sát độ bền nhiệt hạt nano oxit sắt từ polymer hóa (magnetic nano composite- MNC) điều kiện vỉa;Đánh giá khả tăng cường thu hồi dầu hạt MNC Mục tiêu a Mục tiêu tổng quát: Tổng hợp vật liệu nano oxit sắt từ bọc polymer có khả thu hồi tái sử dụng ứng dụng tăng cường thu hồi dầu b Mục tiêu cụ thể: Trong khuôn khổ đề tài này, đặt mục tiêu cụ thể bao gồm: - Tổng hợp vật liệu nano oxit sắt từ (MNPs); - Khảo sát yếu tố ảnh hưởng tới trình tổng hợp vật liệu nano; - Bảo vệ ổn định hạt nano từ tính cách bọc với polymer/chất hoạt động bề mặt; - Khảo sát độ bền nhiệt hạt nano oxit sắt từ polymer hóa (magnetic nano composite- MNC) điều kiện vỉa; - Đánh giá khả tăng cường thu hồi dầu hạt MNC; Phƣơng pháp nghiên cứu: a Tổng hợp vật liệu: Vật liệu tổng hợp theo phương pháp đồng kết tủa Vật liệu nano oxit sắt từ tổng hợp từ dung dịch muối Fe2+ /Fe3+ điều kiện môi trường trơ nhiệt độ phòng nhiệt độ cao Cụ thể trình tổng hợp sau: hai muối FeCl3.6H2O FeCl2.4H2O hòa tan nước cất, sau hịa tan với lượng vừa đủ dung dịch NH4OH, khuấy mạnh điều kiện môi trường trơ 80oC Khi có chuyển màu từ cam ban đầu dung dịch sang màu đen dấu hiệu cho việc hình thành hạt nano từ tính Dung dịch sệt chứa chất kết tủa tách từ dung dịch cách ly tâm gạn lấy phần kết tủ, sấy khô môi trường chân khơng b Phân tích vật liệu: Các kỹ thuật phân tích vật liệu bao gồm: XRD, TGA, TEM, VSM, FTIR, DLS … phân tích thiết bị phân tích chuyên dụng thuộc viện Khoa học vật liệu, Trường Đại học Công nghiệp Tp.HCM tổ chức trường học nghiên cứu khác c Đánh giá khả định hướng tăng cường thu hồi dầu thực khảo sát khả bền nhiệt, khả giảm sức căng bề mặt vật liệu Tổng kết kết nghiên cứu Đề tài đạt kết nghiên cứu sau: ứu tổng quan vai trò, ứng dụng vật liệu nano oxit sắt từ ngành cơng nghiệp dầu khí giới Việt Nam Ngoài ra, phương pháp sản xuất vật liệu phân tích, đánh giá ưu nhược điểm lựa chọn phương pháp sản xuất vật liệu tối ưu nghiên cứu Các yếu tố ảnh hưởng tới trình sản xuất khảo sát ề tài nhóm nghiên cứu định tổng hợp vật liệu phương pháp đồng kết tủa, dễ dàng gia tăng quy mơ thích hợp để sản xuất vật liệu sử dụng cho ngành dầu khí Vật liệu sau tổng hợp biến tính cách bọc thêm polymer bền nhiệt để bảo vệ ổn định nano từ tính ặc trưng vật liệu phân tích tính chất hóa lý, pha tinh thể, độ từ hóa, cấu trúc hình thái bề mặt kích thước thủy động học nghiên cứu ề tài đánh giá khả định hướng ứng dụng tăng cường thu hồi dầu hệ nano oxit sắt từ bọc polymer cách khảo sát giảm sức căng bề mặt, đo độ nhớt hệ Đánh giá kết đạt đƣợc kết luận Các kết đạt bao gồm: - báo khoa học đăng tạp chí KHCN trường - thực hành - sinh viên ĐH bảo vệ thành cơng khóa luận tốt nghiệp từ kết đề tài Tóm tắt kết (tiếng Việt tiếng Anh) Qúa trình tăng cường thu hồi dầu (TCTHD) nhằm mục đích thu hồi dầu bị bẫy lại lỗ xốp đá vỉa sau trình khai thác sơ cấp thứ cấp cách bơm vào vỉa tác nhân ngoại lai Các hạt nano với chuỗi polymer ghép bề mặt gọi hạt nano bọc polymer ứng dụng cho TCTHD cải thiện khả phân tán độ ổn định cao so với vật liệu nano thông thường Trong nghiên cứu này, vật liệu nano từ tính Fe3O4 bọc copolymer (methyl methacrylate) – (2–acrylamide –2–methyl–propanesulfonate) (MMA-co-AMPS), với cầu nối Oleic acid, để giúp hạt nano ổn định tính chất mơi trường phân tán khắc nghiệt Q trình tổng hợp nano từ tính sử dụng phương pháp đồng kết tủa Phương pháp vi nhũ – polymer hoá sử dụng để tổng hợp lớp vỏ polymer bao bọc nano từ tính Vật liệu tổng hợp có cấu trúc lõi – vỏ phân tán tốt môi trường nước biển, ổn định nhiệt cao Đặc điểm cấu trúc hóa học, hình thái vật liệu khảo sát phương pháp phân tích FTIR, DLS, TEM, PXRD, VSM TGA Các hạt nano có kích thước trung bình 16nm bền nhiệt, có tiềm ứng dụng TCTHD Enhanced oil recovery processes focus on recovering oil trapped in reservoir rocks after primary and secondary recovery state by introducing alien agents into reservoirs Nanoparticles grafted with polymer onto the surface, known as polymer-coated nanoparticles (PNPs), possess better dispersity and stability compared with nanoparticles In this research, Fe3O4 magnetic nanoparticles were coated with copolymer (methyl methacrylate) – (2–acrylamide –2–methyl–propanesulfonate) (MMA-co-AMPS) connected via oleic acid bridge, in order to stabilize nanoparticles in salinity and high-temperature environments Magnetic nanoparticles were synthesized by co-precipitation method Subsequently, mini-emulsion polymerization was carried out to fabricate polymer-coated magnetic nanoparticles Said material adopted core-shell structure with high dispersity and temperature-stable properties Structure and morphology of material were characterized by FTIR, DLS, TEM, PXRD, VSM and TGA methods Obtained nanoparticles with an average size of 16nm and temperature-stable could be utilized in enhanced oil recovery processes III Sản phẩm đề tài, công bố kết đào tạo 3.1 Kết nghiên cứu (Sản phẩm d 1,2) Tên sản phẩm TT Chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật Đăng ký Đạt đƣợc Vật liệu nano oxit sắt - Độ tinh khiết cao > Độ từ >60 từ, MNPs Kích 99% - Độ từ > 50 emu - Kích thước thước: 11- 13nm hạt nano 40 emu từ bọc polymer - OMNPs-MMA-co Độ từ >40 Kích thước hạt < Kích thước: 13-15nm – 100 nm AMPS 3.2 Kết đào tạo (Bài báo; Sách chuyên khảo; sản phẩm khác) Tên sản phẩm TT Yêu cầu khoa học Đăng ký Bài báo khoa học đăng tạp chí Đạt đƣợc KHCN trường Sản phẩm đào tạo đại học sinh viên bảo vệ sinh viên thành cơng khóa luận TN Bài thực hành bài IV Tình hình sử dụng kinh phí TT A Nội dung chi Kinh phí Kinh phí đƣợc duyệt thực (triệu đồng) (triệu đồng) Ghi Chi phí trực tiếp 3.4 Nội dung Đánh giá khả tăng cƣờng thu hồi dầu hệ 3.4.1 Khả phân tán hệ PMNPs nƣớc biển Hình 3-15 Độ phân tán PMNPs nước biển Hình 3.15 cho thấy pha vật liệu PMNPs vào dung dịch nước biển với nồng độ khác cho khả phân tán tốt, ổn định Kết chứng minh phép đo DLS Điều chứng tỏ vật liệu ổn định phân tán tốt nước biển, làm chất bơm ép để tăng cường thu hồi dầu 3.4.2 Kết khảo sát sức căng bề mặt PMNPs- Chất HDBM-Nƣớc biển/dầu thơ Đồ thị Hình 3-16 thể sức căng bề mặt mẫu khảo sát ban đầu sau ủ ngày Kết cho thấy rằng, giảm nồng độ chất HĐBM giá trị sức căng bề mặt dầu thô hỗn hợp PMNPs – HĐBM – nước biển tăng lên Điều chứng tỏ HĐBM định đến giá trị SCBM nhiều so với PMNPs, chứng minh [5] Ngoài ra, mẫu POMNPs – nước biển 2000ppm dầu thô cho giá trị bé giá trị nước biển/ dầu thô (15,6747 < 18,9901) chứng minh khả giảm sức căng bề mặt dầu chúng không tốt HĐBM Sau thực ủ nhiệt mẫu ngày ta thu đồ thị thể Hình 3-16 Đo sức căng bề mặt mẫu ta thu số liệu có quy luật giảm gần tương tự với mẫu ban đầu So sánh kết sau trình ủ nhiệt mẫu ban đầu sức căng liên diện PMNPs – HĐBM – nước biển/ dầu thơ tăng nhanh, điển mẫu POMNPs – HĐBM – nước biển (1600 ppm: 400 ppm) tăng khoảng 2,7 lần so với mẫu ban đầu Và kết mẫu PMNPs – HĐBM gần với nước biển sau bảy tuần ủ nhiệt Nguyên nhân 42 việc tăng nhanh giá trị chất HĐBM khơng bền nhiệt dễ bị dẫn tính chất ban đầu hiệu giảm sức căng bề mặt yếu Với kết đo sức căng bề mặt chưa đạt hiệu tốt ứng dụng thực tế nguyên nhân loại chất HĐBM chưa phù hợp, loại polymer khảo sát chưa thật tối ưu Bảng 3-1 Kết đo SCBM dầu thô hỗn hợp (nước biển – HĐBM – PMNPs) Sức căng bề mặt STT So với nƣớc biển Mẫu Ban đầu ngày Ban đầu ngày Dầu thô – nước cất 21,6744 Dầu thô – nước biển 19,8789 Dầu thô – (HĐBM/ nước biển – 2000 ppm) 0,3502 0,8257 56,76442 24,07521 Dầu thô – (HĐBM/ PMNPs/ nước biển – 1600ppm/400ppm) 0,4791 1,2898 46,11204 15,41239 Dầu thô – (HĐBM/ PMNPs/ nước biển – 1200ppm/800ppm) 0,6741 2,001 33,23119 9,934483 Dầu thô – (HĐBM/ PMNPs/ nước biển – 800ppm/1200ppm) 1,5863 5,4791 12,77318 3,628132 Dầu thô – (HĐBM/ PMNPs/ nước biển – 400ppm/1600ppm) 4,9271 10,9536 4,149997 1,814828 Dầu thô – (PMNPs/ nước biển – 2000ppm) 15,6747 18,1257 1,334907 1,096725 43 100 nhiệt độ phòng 90 ủ nhiệt ngày 80 70 60 50 40 30 20 10 2000/0 1600/400 1200/800 800/1200 400/1600 0/2000 Hình 3-16 Sức căng mẫu khảo sát trước sau thời gian ủ nhiệt 3.4.3 Khảo sát độ bề hũ iữa keroze với hỗ hợp (HĐBM – PMNPs – ước biể ) Để thấy rõ tiềm ứng dụng PMNPs TCTHD cần thực khảo sát độ bền nhũ tạo kerozen hỗn hợp (HĐBM – PMNPs – nước biển) – chế tác động quan trọng PMNPs Bảng 3-2 Ảnh hưởng thành phần chất nhũ hố đến khả tách nhũ nhiệt độ phịng Thành phần % tách nhũ STT HĐBM PMNPs 30 phút 60 phút 90 phút 0,5% 0% 24,75 50,50 63,56 0.5% 0,5% 2,16 12,23 13,67 0,5% 1% 1,82 10,30 12,73 0.5% 2% 1,38 10,02 11,26 1% 0% 23,73 27,12 29,66 1% 0,5% 2,99 10,45 13,43 44 1% 1% 1,80 5,59 8,07 1% 2% 1.58 4.97 7.35 2% 0% 0 10 2% 0,5% 0 11 2% 1% 0 12 2% 2% 0 o Bảng 3-3 Ảnh hưởng thành phần chất nhũ hoá đến khả tách nhũ 60 C Thành phần % tách nhũ STT HĐBM PMNPs ngày 0,5% 0% 100 100 100 0.5% 0,5% 70,83 100 100 0,5% 1% 66,91 89,21 100 0.5% 2% 62,77 87,47 100 1% 0% 98.05 100 100 1% 0,5% 73,56 100 100 1% 1% 60,35 83,25 100 1% 2% 62,46 85,79 100 2% 0% 76 98 100 10 2% 0,5% 74 100 100 11 2% 1% 61 89 98 12 2% 2% 62 84 95 45 10 60 Tách nhũ Tách nhũ 80 % 40 60 % 40 20 20 0 Tên mẫu 2-0 2-0 2-0,5 2-1 Tên mẫu 30 phút 60 phút 2-2 90 phút ngày 2-0,5 2-1 Tên mẫu ngày 2-2 ngày Hình 3-17 Ảnh hưởng thành phần chất nhũ hoá đến khả tách nhũ 60 oC 3.4.4 Khảo sát độ bền nhiệt Ổn định nhiệt độ cao yếu tố quan trọng ứng dụng PMNPs môi trường vỉa Vì vật liệu vơ cơ, khơng bền mơi trường khắc nghiệt giảm hiệu khai thác dầu đồng thời gây tắc vỉa Do yếu tố khẳng định tiềm ứng dụng chúng TCTHD Hỗn hợp PMNPs – HĐBM/ nước biển (1600 ppm – 400 ppm) ủ nhiệt độ o 95 C theo dõi 30 ngày Kết sau tuần mẫu phân tán tốt môi 46 trường thể hình Tuy nhiên, sau khoảng gần tuần mẫu có tượng sa lắng đáy phần nhiên thu hồi lượng mẫu PMNPs (a) (b) (c) Hình 3-18 (a) PMNPs phân tán nước biển; (b) mẫu PMNPs thu hồi trước ủ nhiệt; (c) mẫu PMNPS thu hồi sau ủ nhiệt 3.4.5.Khảo sát khả thu hồi tái sử dụng Sau trình ủ nhiệt, hiệu suất thu hồi PMNPs khoảng 55% so với ban đầu Và hình bao nhiều thể khả phân tán tốt PMNPs sau khoảng thời gian ủ nhiệt, chứng tỏ khả thu hồi tái sử dụng chúng Hình 3-19 Tái phân tán sau 30 ủ nhiệt thu hồi sau 30 ngày ủ nhiệt 47 3.5 Kết luận Các kết phân tích cho thấy thành công việc tổng hợp vật liệu nano từ Fe3O4 phương pháp đồng kết tủa Các kết DLS cho thấy phân bố kích thước hạt phạm vi hẹp, với phương pháp TEM thể rõ hình thái kích thước vật liệu tổng hợp Kích thước hạt thu nằm khoảng từ 15 – 19 nm – kích thước đơn đơmen Mẫu OMNPS, PMNPs thể đặc tính siêu thuận từ nhiệt độ phịng với giá trị Hc khơng, giá trị từ độ khoảng 50 emu/g giảm khoảng 13% so với mẫu chưa bọc Các thí nghiệm khảo sát yếu tố sức căng bề mặt, độ bền nhũ, độ bền nhiệt, thu hồi tái sử dụng thiết kế để chứng minh tiềm ứng dụng PMNPs TCTHD Trong đề tài này,Copolyme MMA – AMPS phù hợp cho nghiên cứu ứng dụng thoả mãn phần mục đích nghiên cứu Tuy đạt số kết bước đầu phần số liệu – PMNPs đối tượng phù hợp, có tiềm để ứng dụng lĩnh vực dầu khí nghiên cứu thành cơng 48 PHẦN III PHỤ LỤC ĐÍNH KÈM (tất văn có sẵn, chủ nhiệm cần photo đính kèm sau nội dung trên, sử dụng lý hợp đồng với phịng kế tốn Khi lý, báo cáo in thành 03 cuốn, đó, 01 đóng bìa mạ vàng, 02 đóng bìa cứng thường) Hợp đồng thực đề tài nghiên cứu khoa học Thuyết minh đề tài phê duyệt Quyết định nghiệm thu Hồ sơ nghiệm thu (biên họp, phiếu đánh giá, bảng tổng hợp điểm, giải trình, phiếu phản biện) Sản phẩm nghiên cứu (bài báo, vẽ, mơ hình .) 49 TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] A Abramova, V Abramov, S Kuleshov, and E Timashev, “Analysis of the Modern Methods for Enhanced Oil Recovery,” Energy, vol 3, no January 2014, pp 118–148, 2014 [2] K M Cabrera Marino, “Инновационные подходы к обеспечению качества в здравоохраненииNo Title,” Вестник Росздравнадзора, vol 6, no June, pp 5–9, 2017 [3] N Y T Le, D K Pham, K H Le, and P T Nguyen, “Design and screening of synergistic blends of SiO2 nanoparticles and surfactants for enhanced oil recovery in high-temperature reservoirs,” Adv Nat Sci Nanosci Nanotechnol., vol 2, no 3, 2011 [4] A Satter and G M Iqbal, “Enhanced oil recovery processes: thermal, chemical, and miscible floods,” Reserv Eng., pp 313–337, 2016 [5] I Zrafi-nouira, D Saidane-mosbahi, S Abdelghani, A Bakhrouf, M Rouabhia, and F D P De Monastir, “Introduction to Enhanced Oil Recovery (EOR) Processes and Bioremediation of Oil-Contaminated Sites,” Introd to Enhanc Oil Recover Process Bioremediation Oil-Contaminated Sites, 2012 [6] S Ayatollahi, “Nanotechnology-assisted EOR techniques: New solutions to the old challenges,” World Pet Congr Proc., vol 6, pp 4127–4138, 2014 [7] M A Manan, S Farad, A Piroozian, and M J A Esmail, “Effects of Nanoparticle Types on Carbon Dioxide Foam Flooding in Enhanced Oil Recovery,” Pet Sci Technol., vol 33, no 12, pp 1286–1294, 2015 [8] P T Nguyen, B P H Do, D K Pham, H A Nguyen, D Q P Dao, and B D Nguyen, “Evaluation on the EOR potential capacity of the synthesized composite silica-core/ polymer-shell nanoparticles blended with surfactant systems for the HPHT offshore reservoir conditions,” Soc Pet Eng - SPE Int Oilf Nanotechnol Conf 2012, pp 436–445, 2012 [9] T Ahmed and D N Meehan, “Introduction to Enhanced Oil Recovery,” Adv Reserv Manag Eng., pp 541–585, 2012 [10] S Leray, F Douarche, R Tabary, Y Peysson, P Moreau, and C Preux, “Multiobjective assisted inversion of chemical EOR corefloods for improving the predictive capacity of numerical models,” J Pet Sci Eng., vol 146, pp 1101–1115, 2016 50 [11] J W Choi, J P Nicot, S A Hosseini, S J Clift, and S D Hovorka, “CO2 recycling accounting and EOR operation scheduling to assist in storage capacity assessment at a U.S gulf coast depleted reservoir,” Int J Greenh Gas Control, vol 18, pp 474–484, 2013 [12] G L Chierici, “Economically improving oil recovery by advanced reservoir management,” J Pet Sci Eng., vol 8, no 3, pp 205–219, 1992 [13] B Wei, L Romero-Zerón, and D Rodrigue, “Oil displacement mechanisms of viscoelastic polymers in enhanced oil recovery (EOR): a review,” J Pet Explor Prod Technol., vol 4, no 2, pp 113–121, 2014 [14] F Bordeaux Rego, V E Botechia, and D J Schiozer, “Heavy oil recovery by polymer flooding and hot water injection using numerical simulation,” J Pet Sci Eng., vol 153, pp 187–196, 2017 [15] H Shamsijazeyi, C A Miller, M S Wong, J M Tour, and R Verduzco, “Polymercoated nanoparticles for enhanced oil recovery,” J Appl Polym Sci., vol 131, no 15, pp 1–13, 2014 [16] T Xuan, P Technology, and T Xuan, “Metallic nanoparticles : synthesis , characterisation and application Nguyen Hoang Luong *, Nguyen Ngoc Long , Le Van Vu and Nguyen Hoang Hai Phan Tuan Nghia and Nguyen Thi Van Anh,” vol 8, pp 227–240, 2011 [17] S Karamipour, M S Sadjadi, and N Farhadyar, “Fabrication and spectroscopic studies of folic acid-conjugated Fe3O4@Au core-shell for targeted drug delivery application,” Spectrochim Acta - Part A Mol Biomol Spectrosc., vol 148, pp 146– 155, 2015 [18] M Rafiq, H Yasmin, T Hayat, and F Alsaadi, “Effect of Hall and ion-slip on the peristaltic transport of nanofluid: A biomedical application,” Chinese J Phys., vol 60, no April, pp 208–227, 2019 [19] S R Yan, S N Sedeh, D Toghraie, M Afrand, and L K Foong, “Analysis and manegement of laminar blood flow inside a cerebral blood vessel using a finite volume software program for biomedical engineering,” Comput Methods Programs Biomed., vol 190, p 105384, 2020 [20] M J Kao, C H Lo, T T Tsung, Y Y Wu, C S Jwo, and H M Lin, “Copper-oxide brake nanofluid manufactured using arc-submerged nanoparticle synthesis system,” J 51 Alloys Compd., vol 434–435, no SPEC ISS., pp 672–674, 2007 [21] M A Ahmadi, Z Ahmad, L T K Phung, T Kashiwao, and A Bahadori, “Evaluation of the ability of the hydrophobic nanoparticles of SiO2 in the EOR process through carbonate rock samples,” Pet Sci Technol., vol 34, no 11–12, pp 1048–1054, 2016 [22] N Wilson, “Nanoparticles: Environmental Problems or Problem Solvers?,” Bioscience, vol 68, no 4, pp 241–246, 2018 [23] O Hutzinger, “Environmental science and pollution research,” Umweltwissenschaften und Schadstoff-forsch., vol 5, no 2, pp 61–61, 1993 [24] Singh D, Toutbort J, and Chen G, “Heavy vehicle systems optimization merit review and peer evaluation,” Annu Report, Argonne Natl Lab., 2006 [25] H B Ma, C Wilson, Q Yu, K Park, U S Choi, and M Tirumala, “An experimental investigation of heat transport capability in a nanofluid oscillating heat pipe,” J Heat Transfer, vol 128, no 11, pp 1213–1216, 2006 [26] Y Li, C Dai, H Zhou, X Wang, W Lv, and M Zhao, “Investigation of Spontaneous Imbibition by Using a Surfactant-Free Active Silica Water-Based Nanofluid for Enhanced Oil Recovery,” Energy and Fuels, vol 32, no 1, pp 287–293, 2018 [27] H Ma, M Luo, and L L Dai, “Influences of surfactant and nanoparticle assembly on effective interfacial tensions,” Phys Chem Chem Phys., vol 10, no 16, pp 2207– 2213, 2008 [28] T N Hunter, R J Pugh, G V Franks, and G J Jameson, “The role of particles in stabilising foams and emulsions,” Adv Colloid Interface Sci., vol 137, no 2, pp 57– 81, 2008 [29] J Wu, J He, O Torsæter, and Z Zhang, “Effect of nanoparticles on oil-water flow in a confined nanochannel: A molecular dynamics study,” Soc Pet Eng - SPE Int Oilf Nanotechnol Conf 2012, pp 238–253, 2012 [30] E Rodriguez, M R Roberts, H Yu, C Huh, and S L Bryant, “Enhanced migration of surface-treated nanoparticles in sedimentary rocks,” Proc - SPE Annu Tech Conf Exhib., vol 4, pp 2058–2078, 2009 [31] G Cheraghian and L Hendraningrat, “A review on applications of nanotechnology in the enhanced oil recovery part B: effects of nanoparticles on flooding,” Int Nano Lett., vol 6, no 1, pp 1–10, 2016 52 [32] M Almahfood and B Bai, “The synergistic effects of nanoparticle-surfactant nanofluids in EOR applications,” J Pet Sci Eng., vol 171, no May, pp 196–210, 2018 [33] A Nikolov, K Kondiparty, and D Wasan, “Nanoparticle self-structuring in a nanofluid film spreading on a solid surface,” Langmuir, vol 26, no 11, pp 7665– 7670, 2010 [34] A Ahmed, I Mohd Saaid, R M Pilus, A Abbas Ahmed, A H Tunio, and M K Baig, “Development of surface treated nanosilica for wettability alteration and interfacial tension reduction,” J Dispers Sci Technol., vol 39, no 10, pp 1469– 1475, 2018 [35] S Palchoudhury, Y Xu, A Rushdi, R A Holler, and Y Bao, “Controlled synthesis of iron oxide nanoplates and nanoflowers,” Chem Commun., vol 48, no 85, pp 10499–10501, 2012 [36] R Bin Yang, P M Reddy, C J Chang, P A Chen, J K Chen, and C C Chang, “Synthesis and characterization of Fe3O4/polypyrrole/carbon nanotube composites with tunable microwave absorption properties: Role of carbon nanotube and polypyrrole content,” Chem Eng J., vol 285, pp 497–507, 2016 [37] Y Chung, S K Lim, C K Kim, Y H Kim, and C S Yoon, “Synthesis of γ-Fe2O3 nanoparticles embedded in polyimide,” J Magn Magn Mater., vol 272–276, no SUPPL 1, pp 2003–2004, 2004 [38] M Fonin et al., “Surface electronic structure of the Fe3O4(100): Evidence of a halfmetal to metal transition,” Phys Rev B - Condens Matter Mater Phys., vol 72, no 10, pp 1–8, 2005 [39] X Batlle and A Labarta, “Finite-size effects in fine particles: Magnetic and transport properties,” J Phys D Appl Phys., vol 35, no 6, 2002 [40] A H Lu, E L Salabas, and F Schüth, “Magnetic nanoparticles: Synthesis, protection, functionalization, and application,” Angew Chemie - Int Ed., vol 46, no 8, pp 1222–1244, 2007 [41] K M Krishnan et al., “Nanomagnetism and spin electronics: Materials, microstructure and novel properties,” J Mater Sci., vol 41, no 3, pp 793–815, 2006 [42] M L D O Pereira et al., “Fe3O4Nanoparticles as Surfactant Carriers for Enhanced Oil Recovery and Scale Prevention,” ACS Appl Nano Mater., vol 3, no 6, pp 5762– 53 5772, 2020 [43] A Banisharif, M Aghajani, S Van Vaerenbergh, P Estellé, and A Rashidi, “Thermophysical properties of water ethylene glycol (WEG) mixture-based Fe3O4 nanofluids at low concentration and temperature,” J Mol Liq., vol 302, p 112606, 2020 [44] R Gharibshahi, M Omidkhah, A Jafari, and Z Fakhroueian, “Hybridization of superparamagnetic Fe3O4 nanoparticles with MWCNTs and effect of surface modification on electromagnetic heating process efficiency: A microfluidics enhanced oil recovery study,” Fuel, vol 282, no June, 2020 [45] T P Nguyen, U T P Le, K T Ngo, K D Pham, and L X Dinh, “Synthesis of Polymer-Coated Magnetic Nanoparticles from Red Mud Waste for Enhanced Oil Recovery in Offshore Reservoirs,” J Electron Mater., vol 45, no 7, pp 3801–3808, 2016 [46] A Sabhapondit, A Borthakur, and I Haque, “Characterization of acrylamide polymers for enhanced oil recovery,” J Appl Polym Sci., vol 87, no 12, pp 1869– 1878, 2003 [47] A Thomas, N Gaillard, and C Favero, “Some key features to consider when studying acrylamide-based polymers for chemical enhanced oil recovery,” Oil Gas Sci Technol., vol 67, no 6, pp 887–902, 2012 [48] K G Uranta, S Rezaei Gomari, P Russell, and F Hamad, “Application of polymer integration technique for enhancing polyacrylamide (PAM) performance in high temperature and high salinity reservoirs,” Heliyon, vol 5, no 7, p e02113, 2019 [49] R Liu, W F Pu, Q Peng, and F S Yao, “Synthesis of AM-co-NVP and thermal stability in hostile saline solution,” Adv Mater Res., vol 602–604, pp 1349–1354, 2013 [50] N Gaillard, B Giovannetti, C Favero, J P Caritey, G Dupuis, and A Zaitoun, “New water soluble anionic NVP acrylamide terpolymers for use in Harsh EOR conditions,” SPE - DOE Improv Oil Recover Symp Proc., vol 2, pp 1113–1130, 2014 [51] O Güven, S N Monteiro, E A B Moura, and J W Drelich, “Re-Emerging Field of Lignocellulosic Fiber – Polymer Composites and Ionizing Radiation Technology in their Formulation,” Polym Rev., vol 56, no 4, pp 702–736, 2016 54 [52] C Padeste and S Neuhaus, Polymer-on-Polymer Structures Based on Radiation Grafting 2015 [53] A Ashfaq et al., “Polymerization Reactions and Modifications of Polymers by Ionizing Radiation,” Polymers (Basel)., vol 12, no 12, p 2877, 2020 [54] C Dispenza, S Alessi, and J Spadaro, Radiation processing of polymers in aqueous media Applications of Ionizing Radiation in Materials Processing 2017 [55] T Sharma, S Aggarwal, S Kumar, V K Mittal, P C Kalsi, and V K Manchanda, “Effect of gamma irradiation on the optical properties of CR-39 polymer,” J Mater Sci., vol 42, no 4, pp 1127–1130, 2007 [56] Y N Rao, D Banerjee, A Datta, S K Das, R Guin, and A Saha, “Gamma irradiation route to synthesis of highly re-dispersible natural polymer capped silver nanoparticles,” Radiat Phys Chem., vol 79, no 12, pp 1240–1246, 2010 [57] Y Ding et al., “Pre-irradiation grafted single lithium-ion conducting polymer electrolyte based on poly(vinylidene fluoride),” Solid State Ionics, vol 323, no April, pp 16–24, 2018 [58] L Li et al., “A novel approach to prepare proton exchange membranes from fluoropolymer powder by pre-irradiation induced graft polymerization,” J Memb Sci., vol 346, no 1, pp 113–120, 2010 [59] P Miao, D Wu, K Zeng, G Xu, C Zhao, and G Yang, “Influence of electron beam pre-irradiation on the thermal behaviors of polyacrylonitrile,” Polym Degrad Stab., vol 95, no 9, pp 1665–1671, 2010 [60] X Li et al., “Polymer electrolyte membranes prepared by pre-irradiation induced graft copolymerization on ETFE for vanadium redox flow battery applications,” J Memb Sci., vol 524, no June 2016, pp 419–427, 2017 [61] T Skauge et al., “Polymer flood at adverse mobility ratio in 2D flow by X-ray visualization,” Soc Pet Eng - SPE EOR Conf Oil Gas West Asia 2014 Driv Integr Innov EOR, pp 820–834, 2014 [62] R Farajzadeh, B L Wassing, and L W Lake, “Insights into design of mobility control for chemical enhanced oil recovery,” Energy Reports, vol 5, pp 570–578, 2019 [63] M Kumar, V Hoang, C Satik, and D Rojas, “High-mobility-ratio-waterflood performance prediction: Challenges and new insights,” SPE Reserv Eval Eng., vol 55 11, no 1, pp 186–196, 2008 [64] E W Al-Shalabi, K Sepehrnoori, and G Pope, “New mobility ratio definition for estimating volumetric sweep efficiency of low salinity water injection,” Fuel, vol 158, no June, pp 664–671, 2015 [65] K S Sorbie, A Parker, and P J Clifford, “Experimental and Theoretical Study of Polymer Flow in Porous Media.,” SPE Reserv Eng (Society Pet Eng., vol 2, no 3, pp 281–304, 1987 [66] P J Clifford and K S Sorbie, “The Effects of Chemical Degradation on Polymer Flooding,” 1985 [67] N Gaillard, B Giovannetti, and C Favero, “Improved oil recovery using thermally and chemically protected compositions based on co- and ter-polymers containing acrylamide,” SPE - DOE Improv Oil Recover Symp Proc., vol 1, pp 629–639, 2010 [68] B L Knight and J S Rhudy, “Recovery of High-Viscosity Crudes By Polymer Flooding.,” J Can Pet Technol., vol 16, no 4, pp 46–56, 1977 [69] F R Wassmuth, K Green, L Hodgins, and A T Turta, “Polymer flood technology for heavy oil recovery,” Can Int Pet Conf 2007, CIPC 2007, 2007 [70] S B Rahane, R M Hensarling, B J Sparks, C M Stafford, and D L Patton, “Synthesis of multifunctional polymer brush surfaces via sequential and orthogonal thiol-click reactions,” J Mater Chem., vol 22, no 3, pp 932–943, 2012 [71] A Al-Hamairi and W AlAmeri, “Development of a novel model to predict HPAM viscosity with the effects of concentration, salinity and divalent content,” J Pet Explor Prod Technol., vol 10, no 5, pp 1949–1963, 2020 56