Microsoft Word bao cao tong ket DTNN doc BỘ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ Viện Khoa học Vật liệu Ứng dụng Số 1 Mạc Đĩnh Chi, Quận 1, TP Hồ Chí Minh Báo cáo tổng kết khoa học và kỹ thuật của đề tài NGHIÊN CỨU[.]
BKHCN VKHVLƯD BKHCN VKHVLƯD BKHCN VKHVLƯD BỘ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ Viện Khoa học Vật liệu Ứng dụng Số Mạc Đĩnh Chi, Quận 1, TP Hồ Chí Minh Báo cáo tổng kết khoa học kỹ thuật đề tài: NGHIÊN CỨU SỬ DỤNG GEL VÀ CÁC CHẤT HOẠT ĐỘNG BỀ MẶT ĐỂ NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU MỎ Hợp đồng nghiên cứu khoa học công nghệ Số 07/2006/HĐ-ĐTCT-KC.02/06-10 PGS.TS Nguyễn Phương Tùng & cộng 7473 10/8/2009 TP.HCM, 12-2008 BỘ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ Viện Khoa học Vật liệu Ứng dụng Số Mạc Đĩnh Chi, Quận 1, TP Hồ Chí Minh Báo cáo tổng kết khoa học kỹ thuật đề tài: NGHIÊN CỨU SỬ DỤNG GEL VÀ CÁC CHẤT HOẠT ĐỘNG BỀ MẶT ĐỂ NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU MỎ PGS.TS Nguyễn Phương Tùng TP.HCM, 12-2008 Hợp đồng nghiên cứu khoa học công nghệ Số 07/2006/HĐ-ĐTCT-KC.02/06-10 DANH SÁCH NHỮNG NGƯỜI THỰC HIỆN TT Họ tên Nguyễn Phương Tùng Học hàm, học vị Cơ quan công tác PGS.TS Viện KHVLƯD Lê Kim Hùng ThS Viện KHVLƯD Văn Thanh Khuê CN Viện KHVLƯD Phạm Duy Khanh CN Viện KHVLƯD Lê Thị Như ý ThS.NCS Viện KHVLƯD Nguyễn Bảo Lâm CN Viện KHVLƯD Nguyễn Hoàng Duy ThS.NCS Viện KHVLƯD Nguyễn Thanh Luân CN Viện KHVLƯD Lê Thiên Nhã CN Viện KHVLƯD 10 Vũ Tam Huề TS TT Hoá phẩm Dầu khí Polyme Đóng góp đề tài 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 3 1.1. Giới thiệu mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng .3 1.1.1. Đặc điểm vùng mỏ Bạch Hổ 3 1.1.1.1. Tính bất đồng đặc trưng đẩy dầu đá granit nứt nẻ 5 1.1.1.2. Bơm ép nước tình trạng ngập nước giếng khai thác tầng móng mỏ Bạch Hổ .6 1.1.1.3. Một số nghiên cứu nâng cao HSTHD đối tượng mỏ Bạch Hổ 7 1.1.2. Một số đặc điểm địa chất thực tế khai thác dầu khu vực Đông nam Rồng .8 1.2. Nguyên nhân ngập nước giếng khai thác biện pháp ngăn cách nước gel polyme 15 1.2.1. Phân loại nước giếng 16 1.2.2. Nguyên nhân hình thành nước “xấu” giải pháp xử lý: 17 1.2.3 Kiểm soát mức độ phù hợp vỉa nhằm tăng cường thu hồi dầu: 22 1.2.4. Một số tác nhân cải thiện mặt cắt kiểm soát nước chế hoạt động 24 1.2.4.1. Các muối vô 24 1.2.4.2. Gel polyme 25 1.2.4.3. Các chất dạng hạt 25 1.2.4.4. Bọt 25 1.2.4.5. Nhựa .26 1.2.4.6. Các loại khác 26 1.2.5. Ứng dụng gel polyme để xử lý vấn đề ngập nước .26 1.2.5.1. Hệ gel chịu nhiệt độ cao 27 1.2.5.2. Hệ gel polyme sở hệ co-, ter- polyme chứa nhóm acrylamit sulfonic với hệ tạo nối hữu .28 1.2.5.3. Hệ gel nano clay polyacrylamit .29 1.2.5.4. Những đặc trưng hệ gel polyme 29 1.2.5.5. Khả ứng dụng hệ gel polyme 30 1.2.6. Vấn đề gặp phải bơm ép hệ gel polyme vào vùng không gian rỗng 31 1.2.7. Thiết kế trình xử lý gel polyme .31 1.2.8. Một số kết thử nghiệm bít nước gel gần mỏ Bạch Hổ 32 1.3. Nâng cao hệ số thu hồi dầu phương pháp bơm ép dung dịch chất HĐBM vào vỉa .32 1.3.1. Các chất HĐBM sử dụng nâng cao HSTHD 33 1.3.2. Một số phương pháp bơm ép chất HĐBM nhằm tăng cường thu hồi dầu giới 35 1.3.2.1. Các phương pháp bơm ép chất HĐBM tiên tiến 36 1.3.2.2. Một số hợp chất HTBM thường sử dụng nâng cao HSTHD .40 1.3.3. Các chế gia tăng HSTHD bơm ép chất HĐBM vào vỉa 47 1.3.3.1. Gia tăng số mao dẫn Nc để đẩy dầu dư 48 1.3.3.2. Cải thiện tính dính ướt nước đá 50 1.3.3.3. Sự tự ngấm mao dẫn dung dịch chất HĐBM đá chứa nứt nẻ 51 CHƯƠNG 2: THỰC NGHIỆM .53 2.1. Mục tiêu đề tài 53 2.2. Hóa chất 53 2.2.1. Các loại polyme gel 53 2.2.2. Các chất HĐBM 53 2.2.2.1. Lọai anion 53 2.2.2.2. Loại nonion 54 2.2.3. Phụ gia 54 2.3. Nước biển 54 2.3.1. Nước biển mỏ Bạch Hổ 54 2.3.2. Nước biển mỏ Đông Nam Rồng 54 2.4. Dầu thô .55 2.4.1. Dầu thơ móng Bạch Hổ 55 2.4.2. Dầu thô Đông Nam Rồng 55 2.5. Thiết bị, dụng cụ thí nghiệm 56 2.5.1. Các thiết bị thử nghiệm độ bền gel, thời gian tạo gel xác ứng suất trượt 56 2.5.2. Thiết bị thử nghiệm gel điều kiện vỉa .57 2.5.3. Thiết bị đo SCBM liên diện Spinning Drop Interfacial Tesionmeter, Model 500, Temco.Inc (Mỹ) 57 2.5.4. Bể điều nhiệt chương trình hóa nhiệt độ TC100 Brookfield (Mỹ) 58 2.5.5. Thiết bị đo góc tiếp xúc: Máy OCA 20 Dataphysics, Đức 58 2.5.6. Các thiết bị khác 59 2.5.7. Thiết bị dùng bơm ép chất HĐBM mơ hình vỉa 59 2.6. Phương pháp nghiên cứu 60 2.6.1. Các phương pháp tạo dung dịch gel thử nghiệm gel .60 2.6.1.1. Phương pháp tổng hợp hệ polyme Acrylamide/2-acrylamido-2methylpropane sulfonic acid/N,N-dimethyl acrylamide/vinylsulfonat sodium 60 2.6.1.1.1. Hoá chất dụng cụ .60 2.6.1.1.2. Tổng hợp dung dịch tạo gel 61 2.6.1.2. Phương pháp tổng hợp hệ polyme clay/acrylamit 62 2.6.1.2.1. Hoá chất dụng cụ .62 2.6.1.2.2. Tổng hợp dung dịch tạo gel clay/acrylamit 62 2.6.1.2.3. Tổng hợp dung dịch tạo gel clay/acrylamit/AMPS .63 2.6.1.2.4. Tổng hợp dung dịch tạo gel clay/acrylamit/VS .63 2.6.1.3. Phương pháp chuẩn bị dung dịch gel polyme thương mại 64 2.6.1.3.1. Hoá chất dụng cụ .64 2.6.1.3.2. Chuẩn bị dung dịch gel 64 2.6.1.4. Phương pháp thử nghiệm độ bền gel thời gian tạo gel .64 2.6.1.4.1. Dụng cụ 64 2.6.1.4.2. Hóa chất 64 2.6.1.4.3. Tiến trình thử nghiệm: 65 2.6.1.5. Phương pháp đo ứng suất trượt gel mẫu lõi 66 2.6.1.5.1. Hóa chất thiết bị 66 2.6.1.5.2. Tiến trình thử nghiệm 66 2.6.1.6. Yêu cầu kỹ thuật vật liệu phân cách nước XNLD Vietsovpetro68 2.6.1.7. Phương pháp tối ưu hoá trình gel hóa 68 2.6.1.8. Nghiên cứu thí nghiệm gel polyme theo yêu cầu gel ngăn cách nước .68 2.6.1.9. Phương pháp nghiên cứu hình thành độ bền gel kính hiển vi điện tử quét (SEM) 71 2.6.1.10. Xây dựng mơ hình q trình bơm hệ dung dịch gel vào giếng khai thác ngập nước 71 2.6.2. Các phương pháp nghiên cứu hệ chất HĐBM .71 2.6.2.1. Phương pháp tổng hợp α–olephin sunfonic axit 71 2.6.2.2. Phương pháp tổng hợp Alkylbenzen sunphonic axit 71 2.6.2.3. Phương pháp tổng hợp Alkyltoluen sunphonic axit 72 2.6.2.4. Phương pháp tổng hợp Akylxylen sulfonic acid 72 2.6.2.5. Phương pháp tổng hợp Akylnapthalen sunphonic axit 72 2.6.2.6. Xác định SCBM liên diện hai pha dầu - nước .73 2.6.2.7. Xác định nồng độ Mixen tới hạn (CMC) dung dịch chất HĐBM 74 2.6.2.8. Xác định khả tương hợp hệ chất HĐBM với nước biển 74 2.6.2.9. Xác định độ bền nhiệt hệ chất HĐBM sau 31 ngày ủ nhiệt độ vỉa .74 2.6.2.10. Tối ưu hóa thống kê xác định thành phần nồng độ tối ưu hệ chất HĐBM để bơm ép TCTHD 74 2.6.2.11. Xác định tính dính ướt bề mặt đá cách đo góc tiếp xúc 75 2.6.2.12. Quy trình bơm ép chất HĐBM mơ hình vỉa 76 2.6.2.12.1. Chuẩn bị mơ hình vỉa từ mẫu lõi đá móng ĐNR 76 2.6.2.12.2. Chuẩn bị chất lưu làm việc .76 2.6.2.12.3. Xác định điều kiện thí nghiệm 76 2.6.2.12.4. Xác định hệ số thu hồi dầu bơm ép nước 76 2.6.2.12.5. Xác định hệ số thu hồi dầu bơm ép chất HĐBM 76 2.6.2.12.6. Giảm áp, giảm nhiệt hệ nghiên cứu, tháo mẫu xác định độ bão hoà dầu dư theo Dean-Stark 77 2.6.2.12.7. Tính tốn, lập đồ thị liên quan biện luận kết thí nghiệm thu nhận 77 CHƯƠNG 3: KẾT QUẢ VÀ BIỆN LUẬN 78 3.1. Thiết kế hệ gel bền nhiệt để ngăn cách nước giếng khai thác mỏ Bạch Hổ .78 3.1.1. Sự tạo gel polyacrylamit 78 3.1.1.1. Hợp chất tạo nối HMTA HQ 78 3.1.1.2. Hệ chất tạo nối HMTA-PhAc 79 3.1.2. Nghiên cứu xác định thời gian tạo gel độ bền gel hệ polyme 80 3.1.2.1. Các polyme thương mại .80 3.1.2.1.1. Tối ưu hóa để xác định thành phần hệ gel phù hợp 85 3.1.2.2. Áp dụng phương pháp thừa số bất định Lagrange tìm hệ gel tối ưu .87 3.1.2.3. Tổng hợp - Lựa chọn dung dịch tạo gel từ hệ quart-polyme .89 3.1.2.3.1. Tối ưu hóa trình gel hóa hệ polyme C .92 3.1.2.3.2. Áp dụng phương pháp thừa số bất định Lagrange tìm hệ gel polyme tối ưu .94 3.1.2.4. Khảo sát hệ gel polyme clay/acrylamit 97 3.1.2.4.1. Chuẩn bị dung dịch gel 97 3.1.2.4.2. Thời gian gel hóa độ bền gel 98 3.1.2.5. Khảo sát hệ gel copolyme clay/acrylamit/AMPS 103 3.1.2.5.1. Nghiên cứu tổng hợp hệ copolyme clay/acrylamit/AMPS 103 3.1.2.5.2. Thời gian độ bền gel hệ copolyme clay/acrylamit/AMPS .104 3.1.2.6. Khảo sát hệ gel copolyme clay/acrylamit/VS .107 3.1.2.6.1. Nghiên cứu tổng hợp hệ copolyme clay/acrylamit/VS 107 3.1.2.6.2. Thời gian độ bền gel hệ copolyme clay/acrylamit/VS 107 3.1.3. Nghiên cứu xác định ứng suất trượt gel 108 3.1.4. Thử nghiệm hệ gel mơ hình vỉa Việt Xô Petro 110 3.1.5. Nghiên cứu trạng thái gel kính hiển vi điện tử qt (SEM) 112 3.1.6. Xây dựng mơ hình trình bơm hệ dung dịch gel vào giếng khai thác ngập nước 114 3.2. Xây dựng hệ chất HĐBM để bơm ép TCTHD mỏ Rồng mỏ Bạch Hổ 115 3.2.1. Với mỏ Đông Nam Rồng 115 3.2.1.1. Xác định sức căng bề mặt hai pha dầu - dung dịch chất HĐBM 115 3.2.1.2. Khả bền nhiệt tương hợp chất HĐBM với nước biển .116 3.2.1.2.1. Các muối gốc alkyl thơm Sulfonic acid 116 3.2.1.2.2. Các muối gốc alkyl sunphat 117 3.2.1.2.3. Các chất HĐBM Nonion .118 3.2.1.2.4. Hỗn hợp chất HĐBM 119 3.2.1.3. Khảo sát độ bền nhiệt dung dịch chất HĐBM 120 3.2.1.4. Khảo sát độ bền nhiệt dung dịch hỗn hợp chất HĐBM 121 3.2.1.4.1. Dung dịch chất HĐBM chất trợ HĐBM 121 3.2.1.4.2. Dung dịch hỗn hợp hai chất HĐBM anion 123 3.2.1.4.3. Dung dịch hỗn hợp chất HĐBM nonion chất HĐBM anion 124 3.2.1.5. Thực nghiệm tối ưu hóa phối trộn chất HĐBM 126 3.2.1.5.1. Hệ thứ (AS1, AS2, chất trợ HĐBM isopropanol):IAMS-M1 126 3.2.1.5.2. Hệ thứ hai (AS2; AS3; NS1): IAMS-M2 128 3.2.1.6. Xác định hệ chất HĐBM tối ưu cho nghiên cứu thí nghiệm đẩy dầu mơ hình vỉa 129 3.2.1.6.1. Thành phần 129 3.2.1.6.2. Các kết thí nghiệm 130 3.2.2. Với móng mỏ Bạch Hổ 147 3.2.2.1. Khảo sát phối trộn hai chất HĐBM AS1 AS3 148 3.2.2.2. Trung hòa gia tăng số pH cho dung dịch chất HĐBM gốc Sulfonate 150 3.2.2.3. Thử nghiệm đẩy dầu nước nút dung dịch chất HĐBM mơ hình vỉa móng mỏ Bạch Hổ 151 3.2.2.4. Tổng hợp số chất HĐBM bền nhiệt tan dầu .157 3.2.2.5. Thử nghiệm hệ chất HĐBM tan dầu để tăng cường thu hồi dầu mỏ Bạch Hổ 159 3.2.2.5.1. Khảo sát tính tương hợp với nước biển chất HĐBM đơn chất 159 3.2.2.5.2. Xác định sức căng bề mặt hai pha dầu - dung dịch chất HĐBM 160 3.2.2.5.3. Khảo sát khả tương hợp bền nhiệt hệ nhiều cấu tử nước biển .161 3.2.2.5.4. Thực nghiệm tối ưu hóa phối trộn hệ chất HĐBM bền nhiệt .168 3.2.2.5.5. Xác định hệ chất HĐBM tối ưu cho nghiên cứu thí nghiệm đẩy dầu mơ hình vỉa 171 KẾT LUẬN 173 MỘT SỐ KIẾN NGHỊ 175 TÀI LIỆU THAM KHẢO .176 CÁC CÔNG TRÌNH CƠNG BỐ LIÊN QUAN ĐẾN ĐỀ TÀI 183 Hình 3.48 Kết sử dụng phần mềm Calc 3D Prof để vẽ mặt tối ưu Sau vẽ mặt tối ưu ta thấy hàm đạt giá trị nhỏ cực trị riêng phần nó: Z1 = 258,922 ppm Z2 = 528,897 ppm Z3 = 112,486 ppm Thay giá trị vào phương trình trên, ta có giá trị SCBMLD 0,297 mN/m Từ kết ta có thành phần cấu tử hệ tối ưu sau: XSA-1416D = 51,784 ppm LAS = 207,138 ppm AOS = 528,897 ppm ALAX-1416 = 112,486 ppm 3.2.2.5.5 Xác định hệ chất HĐBM tối ưu cho nghiên cứu thí nghiệm đẩy dầu mơ hình vỉa a Thành phần Như trình bày phần thực nghiệm, việc chọn lựa hệ chất HĐBM cho móng Mỏ Bạch Hổ phải tuân thủ nghiêm ngặt yêu cầu kỹ thuật XNLD 171 “Vietsovpetro’’ Qua thử nghiệm chất HĐBM phương pháp tối ưu, lựa chọn hệ chất HĐBM IAMS-M5 có thành phần Bảng 3.69 làm hệ chất HĐBM cho nghiên cứu đẩy dầu mơ hình vỉa móng mỏ Bạch Hổ Bảng 3.69 Thành phần hệ chất HĐBM dùng cho thí nghiệm đẩy dầu Thành phần hệ chất HĐBM: IAMS-M5 XSA-1416D LAS AOS Khối Thành Khối Thành Khối lượng phần lượng phần lượng (ppm) (%) (ppm) (%) (ppm) 51,784 5,75 207,138 23 528,897 ALAX-1416 Thành phần (%) 58,75 Khối lượng (ppm) 112,486 Thành phần (%) 12,50 Xác định mức độ hấp phụ chất HĐBM đá móng Bạch Hổ Quy trình xác định khả hấp phụ thuỷ phân hệ chất HĐBM tối ưu cho điều kiện móng mỏ Bạch Hổ IAMS-M5 thực tương tự miêu tả phần cho điều kiện mỏ Đơng Nam Rồng Nhiệt độ thí nghiệm 140oC, đá móng Bạch Hổ nước biển lấy từ vùng mỏ Bạch Hổ Kết hấp phụ thủy phân trình bày bảng sau: Bảng 3.70 Kết hấp phụ thủy phân hệ chất HĐBM IAMS-M2 500ppm STT Các đại lượng Vo V1 V2 Co (ppm) C1 (ppm) C2 (ppm) %phân hủy %hấp phụ Độ hấp phụ (mg/gđá) Mẫu thử nghiệm 500ppm CHĐBM + 500ppm EGBE 2.12 2.10 1.80 1.81 1.53 1.57 633.14 627.03 538.47 539.56 458.24 468.77 14.95 13.95 12.67 11.29 1.60 1.42 172 KẾT LUẬN Từ hệ polyme gel AA/AMPS/N,N-DMA/VS với tỉ lệ monome clay/polyacrylamit, clay/polyacrylamit/AMPS, clay/polyacrylamit/VS khác tổng hợp, phương pháp thử nghiệm chai kín, thử nghiệm bầu khí Nitơ áp dụng tối ưu hóa quy hoạch thực nghiệm xác định thành phần ba hệ dung dịch tạo gel có thời gian tạo gel khoảng 12 độ bền gel gần 100% (ở nhiệt độ 150oC 31 ngày) đáp ứng yêu cầu làm vật liệu phân cách nước điều kiện nhiệt độ cao, áp suất cao, độ muối cao móng mỏ Bạch Hổ Cấu trúc mạng ba chiều hệ gel thu nghiên cứu kính hiển vi điện tử qt (SEM) giải thích cho đặc trưng cứng, bền có tính đàn hồi cao su sản phẩm gel hoá Đã đề xuất quy trình bơm ép gel để phân cách nước giếng khai thác ngập nước phù hợp với sơ đồ công nghệ Vietsovpetro Bằng nghiên cứu tối ưu hóa thực nghiệm (quy hoạch ma trận yếu tố toàn phần quy hoạch theo phương án quay bậc hai Box-Hunter), đưa hệ chất HĐBM IAMS-M2 bền nhiệt (91oC), tương hợp tốt với nước biển, phù hợp để bơm ép nâng cao HSTHD cho thân dầu móng ĐNR với khả giảm tốt SCBM hai pha dầu vỉa - nước biển nồng độ thấp hấp phụ điều kiện vỉa Kết đẩy dầu mơ hình vỉa móng ĐNR bơm dung dịch hệ chất HĐBM IAMS-M2 chế độ bơm dạng nút với thể tích 0,15 PV gia tăng HSĐD: 3,5% nồng độ 500 ppm 7,2% nồng độ 1000 ppm Trên sở kết đẩy dầu mô hỉnh vỉa móng Bạch Hổ bơm hệ chất HĐBM IAMS-M3 chế độ bơm dạng nút với thể tích 0,15 PV gia tăng HSĐD: 3,3% nồng độ 1000 ppm, hệ chất HĐBM IAMS-M5 hoàn thiện, bền nhiệt độ 140oC, tương hợp tốt với nước biển Bạch Hổ, giảm SCBM pha dầu/nước biển khoảng 200 lần, có khả cải thiện hệ số đẩy dầu 173 Lần quy trình xây dựng thử nghiệm hệ chất HĐBM để tăng cường thu hồi dầu vỉa có nhiệt độ cao, độ cứng cao hoàn chỉnh đề xuất thử nghiệm Quy trình đăng ký Bằng Sáng chế độc quyền Bơm ép chất HTBM IAMS-M2 để nâng cao HSTHD cho thân dầu móng ĐNR giải pháp có triển vọng XNLD Vietsovpetro quan tâm Trên sở kết thu được, hợp đồng nghiên cứu giá trị 49,000 USD với XNLD Vietsovpetro hoàn thành nghiệm thu; hợp đồng giai đoạn thử nghiệm sâu để chuẩn bi cho thử nghiệm công nghiệp với giá trị 2,309, 143,000 đồng ký bắt đầu thực 174 MỘT SỐ KIẾN NGHỊ Trên sở kết thu được, khẳng định phương pháp bơm ép dung dịch chất HTBM để nâng cao hệ số thu hồi dầu khả thi hiệu mặt kỹ thuật lẫn kinh tế Đây hướng quan trọng cơng nghiệp dầu khí giới ngành dầu khí Việt Nam quan tâm đặc biệt Với đặc trưng đá chứa, dầu nước đáy mỏ dầu Việt Nam khác nên cần Bộ Khoa học Cơng nghệ tiếp tục đầu tư để: • Nghiên cứu xây dựng thử nghiệm hệ chất HĐBM tối ưu cho bơm ép TCTHD điều kiện tầng Mioxen dưới, Oligoxen mỏ Bạch Hổ, Rạng Đông mỏ có khó khăn khai thác Nam Rồng, Đồi Mồi • Bên cạnh việc nghiên cứu thử nghiệm, cần chuẩn bị phương án phối hợp sản xuất lượng sản phẩm lớn cho giai đoạn thử nghiệm cơng nghiệp tới • Hồn chỉnh cơng thức dung dịch tạo gel để thử nghiệm ngăn cách nước điều kiện mỏ Rạng Đông, nơi tượng ngập nước tầng Mioxen hạ tiến triển nhanh 175 TÀI LIỆU THAM KHẢO Phạm Đức Thắng, Nguyễn Hữu Trung, Các giải pháp khai thác tận thu đối tượng cát kết Mioxen hạ, Oligoxen mỏ Bạch Hổ, Tuyển tập báo cáo HN Khoa học-Cơng nghệ Viện dầu khí Việt Nam 30 năm phát triển hội nhập, NXB Khoa học Kỹ thuật, Quyển I, tr 634-642, 2008 Trần Lê Đơng, Phạm Anh Tuấn, Lê Đình Lăng, Đặc điểm q trình thu hồi dầu đá móng granite nứt nẻ giải pháp triển vọng để nâng cao thu hồi dầu móng mỏ Bạch Hổ, Hội nghị Khoa học Cơng nghệ Ngành Dầu khí trước thềm kỷ 21, tập I, p 33-40, Hà Nội, 2000 Hoàng Văn Quý, Nguyễn Minh Toàn, Trần Kháng Ninh, Trạng thái khai thác mỏ Bạch Hổ, Rồng-Các giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu, Tạp chí Dầu khí, Số 9, tr 35-39, 2008 Phạm Anh Tuấn, Các Giải Pháp Nâng Cao Thu Hồi Dầu Triển Vọng Cho Thân Dầu Móng Mỏ Bạch Hổ, Hội thảo “Nâng cao hệ số thu hồi dầu mỏ Bạch Hổ”, Vũng Tàu, 2002 Trương Đình Hợi, Hố học dầu mỏ tính chất dầu thơ Việt Nam, NXB Tổng Hợp Thành phố Hồ Chí Minh, 2007, tr 223 Trần Lê Đông, Phạm Tất Đắc, Phùng Đắc Hải, Mối quan hệ nướctrong mạng tinh thể khoáng vật thứ sinh nước vỉa than dầu móng mỏ Bạch Hổ, Tuyển tập cơng trình đăng Hội nghị KHCN 2000 “Ngành dầu khí Việt Nam trước thềm Thế kỷ 21” , NXB Thanh Niên, Hà Nội, 2000, tr 150-157 Trương Công Tài, Nguyễn Chu Chuyên, Độ thấm tầng móng mỏ Bạch Hổ vai trị biện luận giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu, Hội thảo khoa học “ Nâng cao hệ số thu hồi dầu mỏ Bạch Hổ”, Vũng Tàu, 2002 Trần Lê Đơng, Hồng Văn Q, Trương Cơng Tài, Thân dầu đá móng nứt nẻ- hang hốc mỏ Bạch Hổ, Đông Nam Rồng giải pháp bơm ép nước nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu, Tuyển tập báo cáo Hội nghị Khoa học-Cơng nghệ “ 30 Năm Dầu khí Việt Nam-Cơ hội thách thức mới” NXB Khoa học Kỹ thuật, Quyển I, tr.52-57, 2005 176 Tran Le Dong, Hoang Van Quy, Truong Cong Tai, Pham Tat Dac, White Tiger Oilfield Basement Reservoir and Improvement of its Development, Proceedings of the Int Conference “Fractured Basement Reservoir”, P 56-61, Vungtau, 2006 10 Phạm văn Đồn, Tạ Đình Vinh tác gỉa, Tiến ban đầu việc sử dụng công nghệ phức hợp vi sinh hoá lý tăng cường thu hồi dầu mỏ Bạch Hổ, Tuyển tập báo cáo Hội nghị KH-CN Viện Dầu khí Việt Nam 30 năm phát triển hội nhập, Q 1, tr 605-613, Hà Nội, 5/2008 11 Đơn hàng № - DV-183/08-VSP05 “ Công nghệ nâng cao hệ số thu hồi dầu vỉa lục nguyên phương pháp vi sinh hoá lý tổng hợp XNLD Vietsovpetro, 2008 12 Lê Đình Lăng, Nguyễn Minh Tồn tác gỉa, Nghiên cứu thí nghiệm bơm ép nút polyme để nâng cao hệ số thu hồi dầu cho thân dầu Mioxen mỏ Bạch Hổ, Báo cáo trình bày Hội nghị Khoa học Đại học Mỏ Địa chất, Hà Nội, 2006 13 Cao Mỹ Lợi, Nguyễn Văn Kim, Vương Quốc Hùng, Đánh giá hiệu công tác vỡ vỉa thuỷ lực nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu giai đoạn khai thác cuối mỏ Bạch Hổ, Tuyển tập báo cáo Hội nghị KH-CN Viện Dầu khí Việt Nam 30 năm phát triển hội nhập, Q 1, tr 599-604, Hà Nội, 5/2008 14 Le Dinh Lang, Cao My Loi et al A Proposal to Study the Production of White Tiger Basement Reservoir Under a New Reservoir Pressure Regime to Enhance Oil Recovery, Proceedings of the Inter Conference of Fractured Basement Reservoir, PetroVietnam 2008 15 Báo cáo tổng kết hợp đồng số 0955/06/T-N5/VSP5-VKHVLUD 16 Trần Thị Phượng, Tạ Đình Vinh, Altunina V.A., Điều chỉnh mặt cắt tiếp nhận dòng giếng bơm ép khai thác hỗn hợp tạo gel điều kiện áp suất, nhiệt độ cao mỏ Bạch Hổ, Hội thảo “Nâng cao hệ số thu hồi dầu mỏ Bạch Hổ”, Vũng Tàu, 2002 17 Nguyen Phuong Tung et al., Research of Polyacrylamide Gel Application for Water Shut off in High Temperature Fractured Granite Basement Reservoir, 177 SPE 72120, The Impoved Oil Recovery Conference, Kuala Lumpur, Malaysia, Octorber 8-9, 2001 18 Nguyen Phuong Tung et al., Design Polymer Gel Systems to Use for Water Shut off In Production Wells Of The White Tiger Basement Reservoir Proceeding of the 30th PetroVietnam Anniversary Conference, Vol.1, 2005 19 Nguyen Phuong Tung et al., Optimization of gel system for high temperature reservoir application, Proceeding of the 12th Regional Symposium on Chemical Engineering (RSCE), pp 69-73, Ha Noi, Vietnam, 2005 20 F Brent Thomas, D Brant Bennion, Gregory E.A, Bradford T.M, Water Shutoff Treatments-Reduce Water and Accelerate Oil Production, The 49th Anunual Technical Meeting of the Petroleum of CIM, Calgary, Alberta, Canada, 1998 21 Julio Vasquez, Laboratory Evaluation of High-Temperature Conformance Polymer Systems, University of Oklahoma, 2004 22 F Brent Thomas, D Brant Bennion, Gregory E.A, Bradford T.M, Water Shutoff Treatments-Reduce Water and Accelerate Oil Production, The 49th Anunual Technical Meeting of the Petroleum of CIM, Calgary, Alberta, Canada, 1998 23 B.Bailey, M.Crabtree, J.Tyrie, J.Elphich, F.Kuchuk, C.Romano, L.Roodhart, Water Control, Review Electronic Archive, p.30-48, 2000 24 R.S.Sereight, R.H Lane, R.D Sydansk, A Strategy For Water Attacking Exces Water Production, SPE Paper 70067, 2001 25 R.D Sydanks, G.P Southwell, More than 12 Years of Experience with Successful Conformance Control Polymer Technology, SPE Paper 49315, 1999 26 H.T Dovan, R.D Hutchin, B.B Sandiford, Delaying Gelation of Aqueous Polymers at Elevated Temperatures Using Novel Organic Crosslinkers, SPE Paper 37246, 1994 27 Hessert J.L., Fleming P.D., Gelled Polymer Technology for Control of Water in Injection and Production Wells, Paper presented at the 3rd Terteriary Oil Recovery Conference, Wichita, April 25-26, 1979 28 Don W Green, G Paul Willhite, Enhance Oil Recovery, SPE Textbook series vol 8, p 4, 1998 178 29 Darius Shahsavari, Advances in Application of Crosslinked Polymer Technology in Improving Oil Production, the 1st annual International Conference on Resevoir Conformance, Profile Control, Water and Gas Shutoff, Houston, Texas, USA, 1995 30 Betty J.Felber, D.L.Dauben, Laboratory Development of Lignosulfonate Gels for Sweep, SPE 6206, The SPE-AIME 51st Annual Fall Technical Conference and Exihibition, New Orleans, U.S.A, 1976 31 30.J.Vasquez, E.D.Dairymple, L.Eoff, B.R.Reddy, F.Civan, Development and Evalution of High-Temperature Conformance Poymer Systems, SPE 93156, The SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas, U.S.A, 2005 32 Rousseau D., Chauvetean G , Rheology and Transport in Porous Media of New Water Shutoff/Conformance Control Microgels, SPE 93254, The SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas, U.S.A, 2005 33 J.Vasquez, E.D.Dairymple, L.Eoff, B.R.Reddy, F.Civan, Development and Evalution of High-Temperature Conformance Polymer Systems, SPE 93156, The SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas, U.S.A, 2005 34 Puchun Zhao, et al., Improve Injection Profile by Combining Plugging Agent Treatment and Acid Stimulation, SPE 89394, The Symposium on Improved Oil Recovery, Oklahoma, April 17-21, 2004 35 Baojun Bai, et al., Preformed Particle Gel for Conformance Control: Factors Affecting its Properties and Application, SPE 89389, The Symposium on Improved Oil Recovery, Oklahoma, April 17-21, 2004 36 Keng Seng Chan, Le Dinh Lang, et al., Development and Application of Water Control Technology in White Tiger Basement Reservoir, Conference on Oil Pools in Fracture Basement, Vũng Tàu, July 2006 37 Keng Seng Chan, Duong Danh Lam, et al., Production Water Shut-off for White Tiger Oilfield, SPE 103329, SPE International Oil and Gas Conference and Exhibition in China, Beijing, China, 5-7 Dec., 2006 179 38 Subhash C Ayirala Surfactant-induced relative permeability modifications for oil recovery enhancement Master thesis in petroleum engineering, Louisiana State University, 2002 39 Shuler, P.J., et al Improving Polymer Injectivity at West Coyote Field, California SPE reservoir Engineering, 271-280, 1987 40 Taber, J.J., Martin, F.D., and Seright, R.S EOR Screening Criteia Revisited – Part 2.Application and Impact of Oil Prices, SPE Reservoir Engineering, 1996 41 Shuler, P.J., et al Improving Chemical Flood Efficiency with Micellar/Alkaline/Polymer Processes J Pet Tech., 41, 80-88, 1989 42 Pitts, M.J Recent Field Work in the United States with Alkali-Surfactant Presented at the NSF Workshop, Use of Surfactants for Improved Petroleum Recovery, 2001 43 OCJ, April 12, 2004 44 DOE Award Number DE-FC 26-01BC15317; DOE Project: DE-FC2601BC15362; DOE’S PROJECT: DE-FC26-02NT 15322, 2002-2004 45 Christie Lee, P.D Berger, Our New Tricks for Your Old Reservoirs, Paper presented at the SPE Improved Oil Recovery, Tulsa, OK, 2006 46 Meyers, J.J., Pitts, M.J., and Wyatt, K Alkaline-Surfactant-Polymer Flood of theWest/Kiehl, Minnelusa Unit paper SPE 24144 presented at the SPE/DOE Enhanced OilRecovery Symposium, Tulsa, OK, 1992 47 Taugbol, K., van Ly, T., and Austad, T Chemical flooding of oil reservoirs 2.Dissociative surfactant-polymer interaction with a positive effect on oil recover Colloids and Science A, 103, 83, 1995 48 Skauge, Palgren Phase Behavior and Solution Properties of EthoxylatedAnionic Surfactants Paper SPE 18499, presented at SPE Oilfield Chemistry Symposium, Houston, February 8-10, 1989 49 Kishore K Mohanty Dilute Surfactant Methods for Carbonate Formations Technical report, Office of Scientific & Technical Information, USA, (20012005) 180 50 Jayanti, Shekhar, et al Use of Surfactants to Recover Oils from Groundwater SPE 66753 presented, SPE/EPA/DOE E&P Environmental Conference, San Antonio, TX, 2001 51 Wellington, S.L and Richardson, E.A Low Surfactant Concentration Waterflooding Paper SPE 30748, presented at SPE Fall Meeting, Dallas, 22-25 October, 1995 52 Sabatini, D.A., Acosta, E., and Harwell, J.H Linker Molecules in Surfactant Mixtures submitted to Current Opinion in Col and Int Sci., 2003; Acosta, E., Uchiyama, H., Sabatini, D.A., and Harwell, J.H The role of hydrophilic linkers J Surfactants and Detergents, 5, 151-157, April 2002 53 Cao, Y and Huilin, L Interfacial activity of a novel family of polymeric surfactants European Polymer J., 38, 1457-1463, 2002 54 Glinsmann; Gilbert R Aqueous petroleum sulfonate mixture and method of use in post-primary oil recovery US Pat 4300635, 1981 55 Schroeder, Jr.; Donald E (Littleton, CO), Plummer; Mark A (Littleton, CO), Zimmerman, Jr.; Carle C Sulfonation of crude oils with gaseous SO3 to produce petroleum sulfonates US Pat 4614623, 1986 56 P.D Berger, C.H Berger, I.K Hsu, Anionic surfactants Based on Alkene Sulfonic Acid, US Patent 6043391, 2000 57 W Herman de Groot, Sulphonation Technology in the Detergent Industry, Ballestra S.p.A., Kluwer Acadimic Publishers, 1991 58 P D Berger, C H Lee Ultra-low Concentration Surfactants for Sandstone and Limestone Floods SPE 75186 at the SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, 13–17 April 2002 59 Chou; Shang, Campbell; Curtis B Oil recovery method for waxy crude oil using alkylaryl sulfonate surfactants derived from alpha-olefins and the alpha-olefin compositions US Pat 6269881, 2001 60 Richard J Brooks and Burton Brooks Continuous Sulfonation Process US Pat 3350428, 1967 61 Bansel, V.K and Shah, D.O J Colloid Interface Science, 85, 451, 1978 181 62 Talley, L.D., Exxon Hydrolytic Stability of Ethoxylated Sulfonates SPE 18492-MS SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas, 8-10 February 1989 63 Sunwoo, C.K and Wade, W Optimal Surfactant Structures for CosurfactantFree Microemulsion Systems J Dispersion Sci and Tech., 13 (5), 491-514, 1992 64 Erich Salomonowitz, Mathis P Frick, Richard L Morin and Siegfried Meryn Hydrophilic-lipophilic balance as predictor of mucus coating with barium sulfate Journal of Abdominal Imaging, Medicine, Volume 11, Number 1, 93-96, 1986 65 George J Hirasaki, Clarence A Miller, Gary A Pope, Richard E Jackson Surfactant Based Enhanced Oil Recovery and Foam Mobility Control Technical report, Office of Scientific & Technical Information, USA, 2004 66 Chatzis and Morrow, SPEJ, (1994) 561 67 Taber, J.J Dynamic and Static Forces Required To Remove a Discontinuous Oil Phase from Porous Media Containing Both Oil and Water SPE Journal Volume 9, Number 1, p – 12, March 1969 68 Krister Holmberg Handbook of Applied Surface and Colloid Chemistry ISBN 0471 490830 , John Wiley & Sons, Ltd, 2001 69 George Hirasaki, Danhua Leslie Zhang Surface Chemistry of Oil Recovery From Fractured, Oil-Wet, Carbonate Formations SPE Journal, volume 9, number 2, p 151-162, June 2004 70 Orkhan H Pashayev Imbibition assisted oil recover Master thesis in petroleum engineering, Texas A&M University, 2004 182 CÁC CƠNG TRÌNH CƠNG BỐ LIÊN QUAN ĐẾN ĐỀ TÀI N P Tung, et al, Khảo sát hệ gel polyme để phân cách nước giếng khai thác ngập nước tầng móng mỏ Bạch Hổ, Tuyển tập báo cáo Hội nghị KHCN 30 năm dầu khí Việt Nam, hội mới, thách thức mới, Hà Nội, 2005, 170-179 N P Tung, et al, Tổng hợp khảo sát khả ức chế sa lắng muốiởơ vùng mỏ Bạch Hổ số hợp chất polymer, copolyme, Tuyển tập báo cáo Hội nghị KHCN 30 năm dầu khí Việt Nam, hội mới, thách thức mới, Hà Nội, 2005, 142-150 N P Tung, et al, Khảo sát tác động cải thiện tính lưu biến dầu Rồng dầu Bạch Hổ thiết bị nam châm đảo cực Nd-Fe-B, Tuyển tập báo cáo Hội nghị KHCN 30 năm dầu khí Việt Nam, hội mới, thách thức mới, Hà Nội, 2005, 976-986 N P Tung, et al, Study of scale inhibition mechanism of phosphonates by Quantum Mechanical Method Ab Initio, Proceedings of the 8th German Vietnamese Seminar on Physics and Engineering, Erlangen, Germany, April, 2005, 184-189 N P Tung, et al, Optimization of gel system for high temperature reservoir application, Regional symposium on chemical engineering, Hanoi, Dec 2005, 69-73 N P Tung, et al, Design of polyacrylamid based nanogel for improved oil recovery in high temperature reservoirs, Regional symposium on chemical engineering, Hanoi, Dec 2005, 207-212 N P Tung, et al, Synthesis of polymer and copolymer compounds and investigation of their scale inhibition behavior for use in high temperature oilfields, 11th Asian Chemical Congress, Korea, Aug 2005 N P Tung, et al, Nghiên cứu Ứng dụng hệ dung dịch chất Họat động bề mặt nhằm tăng cường thu hồi dầu mỏ Đông Nam Rồng, Báo cáo tiểu ban Hội nghị Khoa học công nghệ gắn với thực tiễn lần II, Tp Hồ Chí Minh, 5/2006 183 N P Tung, et al, Design and Testing of Surfactant Mixtures to Use for Enhanced Oil Recovery in the Dragon and White Tiger Basement Reservoir Conditions, Báo cáo chọn đăng tuyển tập (đang in) Hội nghị Quốc tế “Fractured Basement Reservoir”, Vũng Tàu, 9/2006 10 N P Tung, et al, Design of the Thermostable Nanogel System for using in the White Tiger Basement Reservoir to Increase Crude Oil Production Effectiveness, Proceedings of the 1st IWOFM – 3nd IWONN Coference, Halong Bay, Vietnam, Dec 6-9, 2006, 421-424 11 N P Tung, et al, Tổ hợp hệ chất hoạt tính bề mặt bền nhiệt dùng tăng cường thu hồi dầu cho móng Đơng nam Rồng phương pháp tối ưu hóa thực nghiệm, Tuyển tập cơng trình hội nghị khoa học cơng nghệ Hóa học hữu cơ, Hà Nội, 10-2007 12 N P Tung, et al, Tối ưu hoá hệ Nanogel bền nhiệt để ứng dụng vỉa có nhịêt độ cao, Tuyển tập cơng trình hội nghị khoa học cơng nghệ Hóa học hữu cơ, Hà Nội, 10-2007 13 N P Tung, et al, Xây dựng khảo sát hệ chất hoạt tính bề mặt bền nhiệt dùng để tăng cường thu hồi dầu móng mỏ Đông nam Rồng, Báo cáo in tuyển tập Hội nghị Vật lý chất rắn toàn quốc lần thứ 5, Vũng Tàu, 11-12 / 11, 2007 14 N P Tung, et al, Investigation of the surfactant adsorption on the Dragon South-eastern (dse) diorite quartz surface, Báo cáo in tuyển tập Hội nghị Vật lý chất rắn toàn quốc lần thứ 5, Vũng Tàu, 11-12/ 11, 2007 Journal of the Advances in Natural Sciences 15 N P Tung, et al, Design of the Thermostable Surfactant Systems for Enhanced Oil Recovery in Dragon South-Eastern Basement Reservoir, Báo cáo tiểu ban in tuyển tập Hội nghị 30 năm Viện Dầu khí Việt Nam phát triển hội nhập, Hà Nội, 21-22/ 05, 2008, (I) 733-740 16 N P Tung, et al, Design of the thermostable nanogel systems for using in the White Tiger basement reservoir to increase crude oil production effectiveness, Journal of the Korean Physical Society, Vol 52, No 5, May 2008 17 N P Tung, et al, Design of the Thermostable Surfactant composition and investigating its adsorption onto granite surface for enhanced oil recovery in 184 the White Tiger basement reservoir, 11th German Vietnamese Seminar on Physics Engineering, Nhatrang, March 31 to Apr 5, 2008 18 N P Tung, et al, Design of the Thermostable and low IFT reduced surfactant combination of conventional and novel gemini surfactants for EOR use in the White Tiger basement reservoir, Proceedings of The 2-nd International Conference “FRACTURED BASEMENT RESERVOIR”, Vung Tau, 9-10 September, 2008, 315-322 19 N P Tung, et al, Design Of Thermostable Surfactant Systems For Enhanced Oil Recovery In The White-Tiger Reservoir By Experimental Optimization Method, Proceedings of The 2-nd International Conference “FRACTURED BASEMENT RESERVOIR”, Vung Tau, 9-10 September, 2008, 243-249 20 Đăng ký sáng chế, Qui trình xây dựng thử nghiệm hệ chất hoạt động bề mặt để tăng cường thu hồi dầu vỉa có nhiệt độ cao, độ cứng cao, 25/11/2008, Số đơn 1-2008-02865 185