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

SỞ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ THÀNH ĐOÀN TP. HỒ CHÍ MINH TP. HỒ CHÍ MINH CHƯƠNG TRÌNH VƯỜN ƯƠM SÁNG TẠO KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ TRẺ \[ * \[ BÁO CÁO TỔNG KẾT ĐỀ TÀI: NGHIÊN CỨU TỔ HỢP HỆ CHẤT HOẠT ĐỘNG BỀ MẶT MỚI CHỨA GIMINI BỀN NHIỆT SỬ DỤNG TRONG TĂNG CƯỜNG THU HỒI DẦU Chủ nhiệm đề tài: TH.S LÊ KIM HÙNG Cơ quan chủ trì: TRUNG TÂM PHÁT TRIỂN KHCN TRẺ TP. Hồ Chí Minh – 2009 SỞ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ THÀNH ĐOÀN TP. HỒ CHÍ MINH TP. HỒ CHÍ MINH CHƯƠNG TRÌNH VƯỜN ƯƠM SÁNG TẠO KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ TRẺ X * W B B Á Á O O C C Á Á O O N N G G H H I I Ệ Ệ M M T T H H U U ( Đã được chỉnh sửa theo góp ý của Hội đồng nghiệm thu ngày 16/3/2010) NGHIÊN CỨU TỔ HỢP HỆ THỐNG CHẤT HOẠT ĐỘNG BỀ MẶT GIMINI VÀ CÁC CHẤT HOẠT ĐỘNG BỀ MẶT THÔNG THƯỜNG BỀN NHIỆT ĐỂ SỬ DỤNG TRONG TĂNG CƯỜNG THU HỒI DẦU Chủ nhiệm đề tài: THS. LÊ KIM HÙNG Cơ quan chủ trì: TRUNG TÂM PHÁT TRIỂN KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ TRẺ TP. Hồ Chí Minh, tháng 3 năm 2010 MỤC LỤC DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT DANH MỤC CÁC BẢNG DANH MỤC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ MỞ ĐẦU 1 CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN 2 1.1. Tình hình khai thác dầu trong và ngoài nước 2 1.2. Các phương pháp khai thác dầu 5 1. 3. Các phương pháp tăng cường thu hồi dầu 6 1.3.1. Phương pháp nhiệt 6 1.3.2. Phương pháp khí 8 1.3.3. Phương pháp hóa học 9 1.3.4. Phương pháp bơm ép chất hoạt tính bề mặt 10 1.4. Phân loại chất hoạt động bề mặt 11 1.5. Chất HĐBM dùng trong tăng cường thu hồi dầu 13 1.5.1. Các chất HĐBM alkyl sunphonat 14 1.5.2. Các chất HĐBM sunphonat dầu mỏ 14 1.5.3. Các chất HĐBM anpha olefin sunfonate (AOS) 15 1.5.4. Các chất HĐBM alkylbenzen ethoxylat sunphonat, alkylat ethoxylat sunphonat 16 1.5.5. Các chất HĐBM sunphonat este axit béo 16 1.5.6. Các chất HĐBM alcohol ethoxylat và propoxylat sunphat 17 1.5.7. Chất HĐBM Gimini 19 1.5.8. Chất trợ HĐBM ứng dụng trong thu hồi dầu 20 1.6. Cơ chế nâng cao HSTHD bằng bơm ép chất HĐBM 21 1.6.1. Gia tăng số mao dẫn Nc để đẩy dầu dư 22 1.6.2. Cải thiện tính dính ướt đối với nước của đá 23 1.7. Cải thiện độ nhớt của lưu chất bơm ép khi có mặt của chất trợ polyme 24 CHƯƠNG 2: THỰC NGHIỆM 28 2.1. Mục đích, cơ chế tác động và đối tượng nghiên cứu 28 2.1.1. Mục đích 28 2.1.2. Cơ chế tác động 28 2.1.3. Đối tượng nghiên cứu 28 2.2. Hóa chất và thiết bị 28 2.2.1 Hóa chất 28 2.2.2 Thiết bị 30 2.3 Các phương pháp thí nghiệm 31 2.3.1 Phương pháp xác định sức căng bề mặt liên diện giữa hai pha dầu - nước, nồng độ mixen tới hạn (CMC) 31 2.3.2 Phương pháp xác định khả năng tương hợp của hệ chất HĐBM với nước biển 32 2.3.3. Phương pháp xác định độ bền nhiệt của hệ dung dịch chất HĐBM tại nhiệt độ 91 o C trong thời gian 31 ngày 32 2.3.4. Phương pháp tối ưu hóa thống kê nhằm xác định thành phần và nồng độ tối ưu của hệ chất HĐBM cho điều kiện của thân dầu móng 33 2.3.5. Phương pháp xác định tính dính ướt của bề mặt đá móng bằng cách đo góc tiếp xúc 33 2.4. Xác định mức độ hấp phụ chất HĐBM 34 CHƯƠNG 3: KẾT QUẢ VÀ BIỆN LUẬN 36 3.1 Khảo sát tính tương hợp và độ bền nhiệt của các đơn chất HĐBM 36 3.1.1. Xác định tính tương hợp của các đơn chất HĐBM với nước biển 36 3.1.2. Xác định CMC của các dung dịch chất HĐBM 36 3.1.3. Khả năng bền nhiệt và tương hợp của các chất HĐBM với nước biển37 3.1.4. Đánh giá độ bền nhiệt của các chất HĐBM 41 3.2. Khảo sát tính tương hợp và độ bền nhiệt của hỗn hợp chất HĐBM 42 3.2.1. Khảo sát tính tương hợp của hỗn hợp dung dịch các chất HĐBM 42 3.2.2. Khảo sát độ bền nhiệt của các dung dịch chất HĐBM 43 3.3. Tối ưu hóa hệ hỗn hợp chất HĐBM bằng cách sử dụng chương trình phần mềm statica 7 48 3.4. Đánh giá sự thủy phân của chất trợ HĐBM Ethylene glycol butyl ether (EGBE)53 3.5. Kết quả đo góc tiếp xúc giữa dung dịch chất HĐBM và dầu thô 56 3.6. Xác định mức độ hấp phụ của chất HĐBM và ảnh hưởng của chất trợ EGBE lên quá trình hấp phụ 58 3.7. Đánh giá khả năng cải thiện tính lưu biến của dung dịch chất HĐBM OM2 với sự tham gia của polyme AN125SH 62 3.8. Hướng ứng dụng công cụ mô hình hoá cho quá trình bơm ép chất HĐBM trên mô hình vỉa 65 KẾT LUẬN 70 MỘT SỐ KIẾN NGHỊ 71 TÀI LIỆU THAM KHẢO 72 DANH SÁCH NHỮNG NGƯỜI THỰC HIỆN STT Họ và tên Học hàm học vị Cơ quan công tác Nhiệm vụ 1 Nguyễn Quốc Hùng ThS Viện KHVLUD Tham gia 2 Văn Thanh Khuê CN Viện KHVLUD Tham gia 3 Nguyễn Bảo Lâm CN Viện KHVLUD Tham gia 4 Phạm Duy Khanh KS Viện KHVLUD Tham gia 5 Lê Thiên Nhã CN Viện KHVLUD Tham gia 6 Nguyễn Phương Tùng PGS.TS Viện KHVLUD Cố vấn khoa học DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT XNLD : Xí nghiệp Liên Doanh HSTHD : Hệ số thu hồi dầu TCTHD : Tăng cường thu hồi dầu ĐNR : Đông nam Rồng HĐBM : Hoạt động bề mặt SCBM : Sức căng bề mặt SCBMLD : Sức căng bề mặt liên diện ASP : Alkaline – surfactant – polyme CMC : Nồng độ Mixen tới hạn EOR : Tăng cường thu hồi dầu IFT : SCBMLD DANH MỤC CÁC BẢNG Bảng 1.1. Tính dính ướt của đá và góc tiếp xúc θ Bảng 2.1. Thành phần lý-hoá của nước biển Bảng 2.2. Tính chất lý-hóa cơ bản của dầu thô Bảng 3.1 Khả năng tương hợp của các chất HĐBM trong nước biển Bảng 3.2. Giá trị SCBM tại điểm CMC của các chất HĐBM Bảng 3.3. Khả năng bền nhiệt và tương hợp của AS1 trong nước biển sau thời gian ủ nhiệt 31 ngày tại nhiệt độ 91 o C Bảng 3.4. Khả năng bền nhiệt và tương hợp của AS2 trong nước biển sau thời gian ủ nhiệt 31 ngày tại nhiệt độ 91 o C Bảng 3.5. Khả năng bền nhiệt và tương hợp của AS3 trong nước biển sau thời gian ủ nhiệt 31 ngày tại nhiệt độ 91 o C Bảng 3.6: Khả năng bền nhiệt và tương hợp của AS4 trong nước biển sau thời gian ủ nhiệt 31 ngày tại nhiệt độ 91 o C Bảng 3.7. Khả năng bền nhiệt và tương hợp của GS1 trong nước biển sau thời gian ủ nhiệt 31 ngày tại nhiệt độ 91 o C Bảng 3.8. Khả năng bền nhiệt và tương hợp của NS1 trong nước biển sau thời gian ủ nhiệt 31 ngày tại nhiệt độ 91 o C Bảng 3.9. Độ bền nhiệt của các chất HĐBM sau 1 tháng ủ nhiệt ở 91 o C Bảng 3.10. Khả năng bền nhiệt và tương hợp của hỗn hợp hai chất HĐBM trong nước biển sau thời gian ủ 31 ngày tại nhiệt độ 91 o C Bảng 3.11.Sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/AS1 theo thời gian ủ nhiệt Bảng 3.12.Sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/AS2 theo thời gian ủ nhiệt Bảng 3.13.Sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/AS4 theo thời gian ủ nhiệt Bảng 3.14. Sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/GS1 theo thời gian ủ nhiệt Bảng 3.15. Sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/NS1 theo thời gian ủ nhiệt Bảng 3.16. SCBMLD của hỗn hợp 3 chất HĐBM Bả ng 3.17. SCBMLD của các hỗn hợp 3 chất HĐBM Bảng 3.18. Giá trị SCBMLD của các hệ hỗn hợp tối ưu ở nồng độ 1000 ppm Bảng 3.19.Sự thủy phân của hệ chất HĐBM OM2 khi có hay không sự hiện diện của chất trợ HĐBM EGBE Bảng 3.20. Sự hấp phụ và thủy phân của dung dịch chất HĐBM có và không có EGBE Bảng 3.21. Thành phần các mẫu khảo sát Bảng 3.22. Sự thay đổi độ nhớt và SCBM giữa hai pha dầu / dung dịch chất HĐBM trong quá trình ủ ở nhiệt độ 91 o C DANH MỤC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ Hình 1.1. Các giai đoạn khai thác dầu Hình 1.2. Khả năng giảm độ nhớt của dầu thô theo nhiệt độ Hình 1.3. Cơ chế đẩy dầu của phương pháp bơm ép khí Hình: 1.4. Cấu trúc alkyl dimethyl benzyl ammonium chloride Hình 1.5. Cấu trúc của LAS Hình 1.6. Cấu trúc Alpha olephin sulfonat Hình 1.7. Chất HĐBM gemini Hình 1.8. Các chất HĐBM gimini và các dạng tương tự của chúng Hình 1.9. Qui trình tổng hợp gimini Novel Dialkylaryl Disulfonate theo 2 bước Hình 1.10 . Qui trình tổng hợp gimini Novel Dialkylaryl Disulfonate theo 1 bước Hình 1.11. Sự hiện diệ n của lớp nước giữa đá và dầu trong hệ đá móng Hình 1.12. Sự phụ thuộc giữa HSTHD và số mao dẫn Hình 1.13. Ảnh hưởng của tính dính ướt lên độ bão hoà của các chất lưu Hình 1.14. Tính dính ướt bề mặt rắn của pha nước và pha dầu Hình 1.15. Sự di chuyển của dầu trong lỗ mao quản Hình 1.16. Sự di chuyển của các khối dầu nhỏ để hình thành đới dầu Hình 1.17. Sự di chuyển của thân d ầu và chất HĐBM khi có mặt polyme Hình 2.1. Mô phỏng hình ảnh quá trình đo SCBM Hình 2.2. Thiết bị đo SCBM spinning drop tensiometer, model 500, USA Hình 2.3. Thiết bị đo góc tiếp xúc OCA 20 – Đức Hình 2.4. Hình ảnh giot dầu và sơ đồ xác định góc tiếp xúc của giọt dầu trên bề mặt đá Hình 3.1. Đồ thị biểu diễn SCBMLD giữa dầu thô và dung dịch chất HĐBM theo nồng độ % Hình 3.2. Sự thay đổi SCBMLD của dung dịch chất HĐBM và dầu thô theo thời gian ủ nhi ệt 31 ngày tại 91 o C Hình 3.3. sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/AS1 theo thời gian ủ nhiệt Hình 3.4. Sự thay đổi SCBMLD của các hệ AS3/AS2 theo thời gian ủ nhiệt Hình 3.5. Sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/AS4 theo thời gian ủ nhiệt Hình 3.6. Sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/GS1 theo thời gian ủ nhiệt Hình 3.7. Sự thay đổi SCBM của các hệ AS3/NS1 theo thời gian ủ nhiệt Hình. 3.8. Bề mặt đáp ứng; biến phụ thuộc: SCBMLD Hình.3.9. Bề mặt tam giác; biến phụ thuộc: SCBMLD Hình. 3.10. Bề mặt đáp ứng; biến phụ thuộc: SCBMLD Hình. 3.11. Bề mặt tam giác; biến phụ thuộc: SCBMLD Hinh 3.12. Giá trị SCBMLD của các hệ hỗn hợp tối ưu ở nồng độ 1000 ppm Hình 3.13. Sự thay đổi SCBM của hệ chấ t HĐBM OM2 khi có hay không sự hiện diện của chất trợ HĐBM EGBE Hình 3.14. Sự thay đổi pH của hệ chất HĐBM OM2 khi có hay không sự hiện diện của chất trợ HĐBM EGBE Hình 3.15. Hình ảnh của giọt dầu trên bề mặt đá sau khi đá được ủ cân bằng trong nước biển một ngày. Hình 3.16. Hình ảnh của giọt dầu trên bề mặt đá sau khi đá thấm dầu được tiếp xúc v ới nước biển. Hình 3.17. Hình ảnh của giọt dầu trên bề mặt đá sau khi đá thấm dầu được tiếp xúc với dung dịch chất HĐBM MO2 0,05 %(trọng lượng). Hình 3.18. Sự thay đổi góc tiếp xúc của giọt dầu trên bề mặt đá theo các giai đoạn ủ Hình 3.19. Phổ UV của hỗn hợp dung dịch OM2 ở các nồng độ khác nhau Hình 3.20. Đường chuẩn của hỗn hợp chất HĐ BM OM2 Hình 3.21. Phổ UV của dung dịch OM2 khi không có EGBE Hình 3.22. Phổ UV của dung dịch OM2 khi có EGBE Hình 3.23. Sự thay đổi SCBM theo thời gian ủ sau 31 ngày ở nhiệt độ 91 o C Hình 3.24. Sự thay đổi độ nhớt theo thời gian ủ sau 31 ngày ở nhiệt độ 91 o C Hình. 3.25.Các phân tử polyme kết tụ lại với nhau bởi liên kết ngang là chất HĐBM Hình 3.26. Tương quan giữa % thu hồi dầu và lưu lượng bơm ép các chất lưu khác nhau Hình 3.27. Hình minh họa các loại giản đồ pha sử dụng trong mô hình (lần lượt Loại [...]... thác dầu khí của đất nước, mục đích của đề tài nghiên cứu là phối trộn ra hệ chất HĐBM tối ưu nhất để sử dụng trong bơm ép tăng cường thu hồi dầu các móng mỏ Việt Nam, tính đặc biệt ở đề tài là phối trộn hỗn hợp các chất hoạt động bề mặt thông thường với chất hoạt động bề mặt thế hệ mới gimini có hoạt tính mạnh với hai đầu ưa nước (phân cực) và hai đuôi ưa dầu (không phân cực) có khả năng tan tốt hơn trong. .. 20 Ứng dụng trong lĩnh vực thu hồi dầu Trong những nghiên cứu tăng cường thu hồi dầu áp dụng phương pháp bơm ép chất HĐBM, chất trợ hoạt động cũng chiếm vai trò khá quan trọng Việc kết hợp chất trợ hoạt động bề mặt không những giúp tăng cường khả năng thu hồi dầu mà còn làm giảm giá thành của dung dịch bơm ép Do đó, tăng hiệu quả kinh tế của phương pháp này Một vài nghiên cứu cho thấy một số chất HĐBM... Qui trình tổng hợp gimini Novel Dialkylaryl Disulfonate theo 1 bước Tuy nhiên, các nghiên cứu tổng hợp chất HĐBM Gimini với các tính chất vượt trội he trên cũng mới chỉ mới nghiên cứu ứng dụng trong các lĩnh vực của mỹ phẩm, chưa có đánh giá cụ thể nào ứng dụng trong tăng cường thu hồi dầu, và đặc biệt là các thử nghiệm tính tương hợp với nước biển có độ muối, độ cứng cao và khả năng bền ở nhiệt độ... năng bền ở nhiệt độ cao [21] 1.5.8 Chất trợ HĐBM ứng dụng trong thu hồi dầu Khái niệm: Các chất trợ hoạt động bề mặt những chất gần như không có hoạt tính bề mặt khi đứng riêng lẻ (khả năng giảm SCBM của chúng rất yếu) Nhưng khi kết hợp với các chất HĐBM trong dung dịch, nó tăng cường khả năng hoạt động của hệ chất HĐBM đó [22] Các chất trợ HĐBM thường là các rượu béo (thường là C3 – C6) , như n–propyl,... hấp phụ rất mạnh lên bề mặt của đá móng 12 1.5 Chất HĐBM dùng trong tăng cường thu hồi dầu Vào những năm 1970 và 1980, vấn đề thu hồi dầu đã được quan tâm nghiên cứu Một trong những phương pháp thu hồi dầu khá hiệu quả là bơm ép hỗn hợp chất HĐBM vào vỉa, tạo áp lực đẩy dầu và giảm SCBM liên diện dầu – nước…từ đó gia tăng hiệu quả thu hồi dầu Tuy nhiên, những năm trước đây, khi kỹ thu t chưa phát triển,... nhóm nghiên cứu cũng đã nghiên cứu ứng dụng các chất hoạt động bề mặt trong tăng cường thu hồi dầu nhưng mới chỉ sử dụng các chất HĐBM thông thường nên hiệu quả chưa cao (mới cải thiện 7% mỏ Rồng, 4% mỏ Bạch Hổ) Điều này có thể giải thích là do tính chất phức tạp của cấu trúc địa chất vỉa (gốc đá granite nứt nẻ, đa đô thấm, độ dẫn) nên hệ chất HĐBM chưa có khả năng hòa tan và đẩy dầu cao Vì vậy, để đạt... hiệu ứng của chất trợ dung môi và trong phân tử chất HĐBM 1.5.5 Các chất HĐBM sunphonat este axit béo Công thức của các chất HĐBM này như sau: CH3 - (CH2)n-3 – CH(SO3Na) – COOR Với n = 16 (axit panmitic) và n = 18 (axit stearic) và R thường là nhóm alkyl mạch ngắn Chất hoạt động bề mặt này được nghiên cứu và ứng dụng để tăng cường thu hồi dầu cho những mỏ dầu ở vùng biển Bắc (North Sea) và đã thu được... khí hydrocacbon vào mỏ Các phương pháp tăng cường thu hồi dầu đều theo một (hoặc nhiều hơn) trong ba cơ chế sau: - Tăng độ linh động bằng cách giảm độ nhớt của dầu, tăng độ nhớt của nước hoặc cả hai; - Thay đổi góc dính ướt của bề mặt đá vỉa; - Giảm SCBM giữa dầu và nước 1 3 Các phương pháp tăng cường thu hồi dầu 1.3.1 Phương pháp nhiệt Phương pháp nhiệt là phương pháp chủ yếu để thu hồi dầu nặng có tỉ... có nhóm nào nghiên cứu về lĩnh vực tăng cường thu hồi dầu bằng chất HĐBM Cũng có các nhóm tác giả Đinh Thị Ngọ của trường ĐHBK HN nghiên cứu về chất HĐBM trong dầu khí, tuy nhiên việc ứng dụng thu c phạm vi xử lý cặn dầu trong các thiết bị tồn chứa và phương tiện vận chuyển, nhóm tác giả Lưu Văn Bôi của trường ĐHTH HN thì nghiên cứu chế tạo và ứng dụng chất phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc dầu thô Việt... sự hiện diện của Ca2+ và Mg2+ thì sự hấp phụ tăng lên rõ rệt Ưu điểm của chất hoạt động bề mặt này là nguyên liệu dễ tìm và sự phân hủy sinh học nhanh Tuy nhiên, khả năng chịu đựng được nhiệt độ cao và độ cứng cao lại kém Do đó họ chất này không ứng dụng được trong tăng cường thu hồi dầu ở mỏ Bạch Hổ 1.5.6 Các chất HĐBM alcohol ethoxylat và propoxylat sunphat Chất hoạt động bề mặt sunfat là sản phẩm . chỉnh sửa theo góp ý của Hội đồng nghiệm thu ngày 16/3/2010) NGHIÊN CỨU TỔ HỢP HỆ THỐNG CHẤT HOẠT ĐỘNG BỀ MẶT GIMINI VÀ CÁC CHẤT HOẠT ĐỘNG BỀ MẶT THÔNG THƯỜNG BỀN NHIỆT ĐỂ SỬ DỤNG TRONG TĂNG. giàu parafin. Bản thân nhóm nghiên cứu cũng đã nghiên cứu ứng dụng các chất hoạt độ ng bề mặt trong tăng cường thu hồi dầu nhưng mới chỉ sử dụng các chất HĐBM thông thường nên hiệu quả chưa cao. tài là phối trộn hỗn hợp các chất hoạt động bề mặt thông thường với chất hoạt động bề mặt thế hệ mới gimini có hoạt tính mạnh với hai đầu ưa nước (phân cực) và hai đuôi ưa dầu (không phân cực)