BƠM ÉP CHẤT HOẠT TÍNH BỀ MẶTSurfactantEOR

Nhu cầu năng lượng của thế giới ngày càng tăng mà nhiên liệu hóa thạch ngày nay cung cấp hơn 85% năng lượng của thế giới. Hiện nay, đối với thế giới, chúng ta đang khai thác khoảng 87 triệu thùng dầu mỗi ngày 32 tỷ thùng mỗi năm trên thế giới. Tỷ lệ dự trữ và khai thác trong các mỏ cát kết dự đoán còn khoảng 20 năm nữa. Trong các mỏ carbonate thời gian khai thác có thể là 80 năm (Montaron, 2008). Đối với Việt Nam, nhiều mỏ dầu đang rơi vào tình trạng sụt giảm sản lượng nghiêm trọng hay ngập nước hoàn toàn. Với nhu cầu tiêu thụ năng lượng toàn cầu nói chung và Việt Nam nói riêng được dự đoán sẽ tăng lên nhanh chóng trong vòng 20 năm tới, cần một giải pháp thực tế hơn để đáp ứng nhu cầu này nằm trong việc duy trì khai thác từ các mỏ hiện nay cho một số lý do:•Ngành công nghiệp không thể đảm bảo những phát hiện mỏ mới, những mỏ có trữ lượng lớn đến rất lớn khó tìm được.•Những phát hiện mới có nhiều khả năng nằm ở ngoài khơi, vùng sâu, xa bờ, hoặc khu vực khai thác khó khăn.•Việc khai thác các nguồn không thuận lợi sẽ đắt hơn nhiều so với khai thác từ các mỏ hiện có bằng phương pháp tăng cường thu hồi dầu (EOR).Vì vậy rất cần thiết phải nghiên cứu các phương pháp thu hồi dầu khác nhau để tận thu dầu còn trong mỏ nâng cao sản lượng dầu khai thác được.

GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy Lời cám ơn Để có điều kiện hoàn thành đồ án môn học, chúng em xin gửi lời cảm ơn đến Thầy Cô môn Kỹ thuật Địa chất Dầu khí trường Đại học Bách Khoa giúp đỡ tạo điều kiện thuận lợi cho chúng em suốt năm học qua Đặc biệt, để có định hướng đề tài, hoàn thành trình bày kết đồ án này, chúng em xin gửi lời biết ơn sâu sắc đến thầy Nguyễn Xuân Huy tận tình dìu dắt, hướng dẫn giúp đỡ chúng em suốt thời gian qua để thu kết tốt Xin chân thành cám ơn! Surfactant EOR GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy Mở đầu 1/ Tính cấp thiết đề tài: Nhu cầu lượng giới ngày tăng mà nhiên liệu hóa thạch ngày cung cấp 85% lượng giới Hiện nay, giới, khai thác khoảng 87 triệu thùng dầu ngày - 32 tỷ thùng năm giới Tỷ lệ dự trữ khai thác mỏ cát kết dự đoán khoảng 20 năm Trong mỏ carbonate thời gian khai thác 80 năm (Montaron, 2008) Đối với Việt Nam, nhiều mỏ dầu rơi vào tình trạng sụt giảm sản lượng nghiêm trọng hay ngập nước hoàn toàn Với nhu cầu tiêu thụ lượng toàn cầu nói chung Việt Nam nói riêng dự đoán tăng lên nhanh chóng vòng 20 năm tới, cần giải pháp thực tế để đáp ứng nhu cầu nằm việc trì khai thác từ mỏ cho số lý do:  Ngành công nghiệp đảm bảo phát mỏ mới, mỏ có trữ lượng lớn đến lớn khó tìm  Những phát có nhiều khả nằm khơi, vùng sâu, xa bờ, khu vực khai thác khó khăn  Việc khai thác nguồn không thuận lợi đắt nhiều so với khai thác từ mỏ có phương pháp tăng cường thu hồi dầu (EOR) Vì cần thiết phải nghiên cứu phương pháp thu hồi dầu khác để tận thu dầu mỏ nâng cao sản lượng dầu khai thác 2/ Mục tiêu nhiệm vụ:  Mục tiêu: Đẩy dầu dư bị kẹt lại vỉa dạng bất động khỏi vỉa nhằm tăng lượng dầu khai thác từ mỏ sau giai đoạn khai thác sơ cấp thứ cấp, nâng cao hệ số thu hồi dầu đem lại hiệu kinh tế  Nhiệm vụ:  Làm giảm lực giữ dầu lỗ rỗng vỉa đá, làm giảm độ nhớt khác dầu nước làm giảm đặc tính vỉa để dầu dễ dàng khai thác  Tăng hiệu suất quét, hiệu suất đẩy cách thay đổi đặc trưng chất lưu vỉa như: Sức căng bề mặt, độ nhớt, tính dính ướt, tỷ số linh động Surfactant EOR GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy 3/ Đối tƣợng nghiên cứu:  Các lý thuyết bơm ép chất tính bề mặt  Nghiên cứu việc bơm ép chất hoạt tính bề mặt tầng cát kết Oligocen mỏ Bạch Hỗ 4/ Ý nghĩa khoa học thực tiễn:  Ý nghĩa khoa học: Kết nghiên cứu đồ án cho làm rõ phương pháp thu hồi dầu phương pháp bơm ép chất hóa học đồng thời làm tiền đề cho việc nghiên cứu phương pháp thu hồi dầu khác (phương pháp kết hợp)  Ý nghĩa thực tiễn: Việc nghiên cứu đồ án cấp thiết đáp ứng yêu cầu thực tiễn khai thác dầu khí Việt Nam nâng cao hệ số thu hồi dầu nhằm tận thu mỏ dầu Việt Nam giai đoạn suy giảm sản lượng Phương pháp thu hồi tăng cường áp dụng phổ biến rộng rãi giới, Việt Nam phương pháp đưa vào nghiên cứu ứng dụng Do vậy, kết nghiên cứu thử nghiệm khả thi góp phần thúc đẩy mạnh việc đầu tư nghiên cứu sâu làm sở cho việc áp dụng phương pháp nghiên cứu 5/ Cơ sở tài liệu:  Các tài liệu nghiên cứu trước nhà nghiên cứu khoa học nước giới phương pháp thu hồi dầu tăng cường EOR Các tài liệu nghiên cứu tìm kiếm thăm dò, quan trắc tổ chức nhằm làm sáng tỏ khu vực nghiên cứu  Đồ án xây dựng sở tài liệu, báo cáo nghiên cứu, tổng kết địa chất, địa vật lý, thiết kế khai thác cho tầng chứa khối lượng lớn tài liệu báo cáo, nghiên cứu, phân tích thí nghiệm mẫu lõi, chất lưu lấy từ giếng khoan tác giả  Các báo cáo tổng kết hoạt động thăm dò khai thác dầu khí thềm lục địa Việt Nam Tập đoàn Dầu khí Việt Nam Các báo công trình nghiên cứu khoa học tác giả nước đăng tạp chí chuyên ngành Surfactant EOR GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy 6/ Phƣơng pháp nghiên cứu:  Phương pháp thư mục: Tổng hợp phân tích tài liệu địa chất, địa vật lý, khoan khai thác để xây dựng tổng quan nghiên cứu ứng dụng phương pháp khác  Phương pháp thí nghiệm: Xây dựng mô hình thí nghiệm tổ hợp mẫu lõi tầng chứa để xác định số công nghệ đánh giá hiệu thu hồi dầu phương pháp  Phương pháp mô số: Xây dựng mô hình, mô khai thác phần mềm chuyên dụng, dự báo khai thác, sơ đánh giá hiệu khai thác cho giải pháp bơm ép tăng cường thu hồi dầu cho đối tượng  Phương pháp phân tích, tổng hợp tài liệu: Thu thập tài liệu liên quan đến vùng nghiên cứu, sau phân tích, tổng hợp, đánh giá  Phương pháp chuyên gia: Xin ý kiến góp ý giáo viên hướng dẫn 7/ Tài liệu tham khảo: Modern Chemical Enhanced Oil Recovery_Theory and Practice_James J Sheng Enhanced oil recovery_Larry W Lake Tạp chí dầu khí số 5/2014 8/ Cấu trúc đồ án:  Chương 1: Tổng quan nghiên cứu thu hồi dầu tăng cường chất hoạt tính bề mặt  Chương 2: Tổng quan lí thuyết bơm ép chất hoạt tính bề mặt  Chương 3: Áp dụng thử nghiệm bơm ép chất hoạt tính bề mặt vỉa cát kết tầng Oligocen mỏ Bạch Hổ Nhóm sinh viên thực hiện: STT Surfactant EOR Họ Tên MSSV Nguyễn Thị Huyền Trang 31203959 Nguyễn Hoàng Anh Tuấn 31204278 Đoàn Anh Thư 31203731 Tạ Thị Phương Thảo 31203460 GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy Mục lục Danh sách kí tự ………………………………………………………………………………7 Danh sách hình vẽ………………………………………………………………………… 10 Danh sách bảng biểu ……………………………………………………………………….12 CHƢƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ NGHIÊN CỨU THU HỒI DẦU TĂNG CƢỜNG BẰNG CHẤT HOẠT TÍNH BỀ MẶT……………………………………………………13 1.1 Thu hồi dầu tăng cường ……………………………………………………………… 13 1.2 Thu hồi dầu tăng cường hóa học ………………………………………………………14 1.3 Thu hồi dầu tăng cường phương pháp sử dụng chất hoạt tính bề mặt ………… 15 CHƢƠNG 2: LÝ THUYẾT VỀ NGHIÊN CỨU THU HỒI DẦU TĂNG CƢỜNG BẰNG CHẤT HOẠT TÍNH BỀ MẶT……………………………………………………16 2.1 Khái niệm chất hoạt động bề mặt ………………………………………………… 16 2.2 Phân loại chất hoạt động bề mặt ……………………………………………………….16 2.2.1 Các loại chất hoạt động bề mặt……………………………………………….16 2.2.2 Các phương pháp mô tả chất hoạt động bề mặt………………………………18 2.3 Cơ chế hoạt động chất hoạt động bề mặt………………………………………………23 2.3.1 Chất hoạt động bề mặt làm giảm sức căng bề mặt ………………………… 23 2.3.2 Chất hoạt động bề mặt làm thay đổi tính dính ướt đá ……………………23 2.4 Các vấn đề cần quan tâm bơm ép chất hoạt động bề mặt vỉa ………………23 2.4.1 Hệ số quét, hệ số đẩy (cơ chế đẩy dầu) ………………………………………23 2.4.2 Độ linh động …………………………….……………………………………26 2.4.3 Kiểm tra trạng thái pha …………………….…………………………………26 2.4.4 Biểu đồ ba thành phần ……………………………….………………………31 2.4.5 Độ nhớt ……………………………………………….………………………39 2.4.6 Ảnh hưởng độ mặn ………………………………………………………41 2.4.7 Chỉ số mao dẫn …………………….…………………………………………41 2.4.8 Chỉ số bẫy …………………………….………………………………………44 2.4.9 Đường cong giảm bão hòa mao dẫn …………………………………………47 2.4.10 Độ thấm tương đối………………….………….……………………………53 Surfactant EOR GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy CHƢƠNG 3: ÁP DỤNG NGHIÊN CỨU BƠM ÉP CHẤT HOẠT TÍNH BỀ MẶT TẠI VỈA CÁT KẾT TẦNG OLIGOCEN MỎ BẠCH HỔ……………………………………57 3.1 Thực trạng ………………………………………………………………………………57 3.2 Thực nghiệm ……………………………………………………………………………57 3.2.1 Tiêu chí lựa chọn chất hoạt động bề mặt cho thu hồi dầu tăng cường ……….………………………………………………………………………………57 3.2.2 Nguyên liệu phương pháp nghiên cứu ………………… …………………57 3.2.3 Nội dung tiến hành thử nghiệm phương pháp xác định ………………58 3.3 Kết thảo luận ……………………………………………………………………59 3.3.1 Nghiên cứu chất hoạt động bề mặt riêng lẻ ………………………………59 3.3.1.1 Xác định nồng độ micelle tới hạn dung dịch chất hoạt tính bề mặt ………………………………………………………………………59 3.3.1.2 Khả nhũ hóa dầu thô nước ……………… …………………60 3.3.1.3 Độ phân tán tạo gel chất hoạt tính bề mặt mối trường nước muối nhiệt độ cao……………………………………………60 3.3.1.4 Ảnh hưởng nhiệt độ lên hoạt tính chất hoạt tính bề mặt………………………………………………………………………… ……62 3.3.2 Nghiên cứu khả kết hợp tổ hợp ba cấu tử hoạt động bề mặt bền nhiệt…………………………………………………………………………………62 3.3.2.1 Tối ưu hóa nồng độ chất hoạt tính bề mặt (AOS:Tween 80:SDBS)…………………………………………………………………………62 3.3.2.2 Đánh giá khả giảm độ hấp phụ Butanol đất đá vỉa tổ hợp AOS:Tween 80:SDBS……………………… ……………64 3.3.2.3 Khả phân tán với dầu thô tổ hợp AOS:Tween 80:SDBS theo thời gian nhiệt độ 140oC ………………………………………66 3.3.2.4 Xác định sức căng bề mặt tính dính ướt bề mặt đá tổ hợp chất hoạt tính bề mặt nhiệt độ 140oC ………………………………66 3.3.3 Kết luận ………………………………………………… ……………………67 3.4 Thử nghiệm đẩy dầu chất hoạt tính bề mặt mô hình vỉa ……………………67 Surfactant EOR GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy Danh sách kí tự Kí tự Nội dung Kí tự latin C Nồng độ, m/L3, meq/mL CH Hằng số thực nghiệm phương trình IFT Huh CHo Hằng số thực nghiệm phương trình IFT Huh cho CHw Hằng số thực nghiệm phương trình IFT Huh cho Ci Nồng độ chất lưu loại i, m/L3, meq/mL, mol/L cP Đơn vị độ nhớt, centipoise Cse Độ mặn hiệu dụng, m/L3, meq/mL CseD Cse/Cseop Csel Giới hạn độ mặn hiệu dụng vi nhũ tương loại III, m/L3, meq/mL Cseu Giới hạn độ mặn hiệu dụng vi nhũ tương loại III, m/L3, meq/mL D Độ sâu, L, ft fw Nước xâm nhập, L3/L3, % IFT Sức căng bề mặt, dyne/cm, mN/m k Độ thấm, L2, md kr Độ thấm tương đối kro Độ thấm tương đối dầu krw Độ thấm tương đối nước kwr Độ thấm tương đối nước độ bão hòa dầu dư L (1) Đơn vị chiều dài, (2) Đơn vị thể tích md Millidarcy, đơn vị độ thấm me ME Pha vi nhũ tương MW Khối lượng phân tử, Dalton (Da) NB Chỉ số bond NC (1) Chỉ số mao dẫn, (2) Số lượng thành phần (NC)c (NC)max Surfactant EOR Chỉ số mao dẫn tới hạn Chỉ số mao dẫn giảm bão hòa cực đại GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy NF Số lượng bậc tự NP Số lượng pha NT Hệ số bẫy p Áp suất, m/Lt2, Pa, MPa, psi Smro Độ bão hòa vi nhũ tương dư phức hợp vi nhũ tương – dầu, L3/L3 Smrw Độ bão hòa vi nhũ tương dư phức hợp vi nhũ tương – nước, L3/L3 ̅ Độ bão hòa dầu linh động chuẩn hóa, L3/L3 Soi Độ bão hòa dầu ban đầu, L3/L3 Sorc Độ bão hòa dầu dư bơm ép chất hoạt tính bề mặt, L3/L3 Sorm Độ bão hòa dầu dư phức hợp dầu – vi nhũ tương, L3/L3 Sorw Độ bão hòa dầu dư phức hợp dầu – nước, L3/L3 Sr Diện tích bề mặt lỗ rỗng, L2/m, m2/g đá ̅ Độ bão hòa nước trung bình, L3/L3 Swi Độ bão hòa nước ban đầu, L3/L3 Swrm Độ bão hòa nước dư phức hợp nước – vi nhũ tương, L3/L3 Swro Độ bão hòa nước dư phức hợp nước – dầu, L3/L3 Tp Thông số phương trình đường cong giảm bão hòa mao dẫn cho pha p u Vận tốc Darcy, L/t, m/s, ft/d v Vận tốc qua khe, L/t, m/s, ft/d V Thể tích, L3 WOR Tỷ số nước/dầu Kí tự Hy Lạp α1-α5 Thông số độ nhớt pha vi nhũ tương ϕ Độ rỗng, % Ф Hệ số packing Фp Thế chất lưu dịch chuyển, m/Lt2 λ Độ linh động, L3t/m Độ nhớt, m/Lt, mPa.s (cP) Surfactant EOR GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy Sức căng bề mặt, m/t , mN/m θ Góc dính ướt Chỉ số e Điểm kết thúc (bão hòa cực đại) Chỉ số Thành phần nước Thành phần dầu Chất hoạt tính bề mặt h Đầu chất hoạt tính bề mặt i Đại diện cho số: j Nước Dầu Chất hoạt tính bề mặt Polymer Điện tích âm Chất hóa trị hai Chất đồng dung môi (alcohol 1) Chất đồng dung môi (alcohol 2) o Dầu p Polymer s Chất hoạt tính bề mặt Đại diện cho pha: l Pha giàu nước Pha giàu dầu Vi nhũ tương w Nước, pha giàu nước o Pha giàu dầu m Vi nhũ tương Đuôi chất hoạt tính bề mặt M Điểm bất biến n Eo lỗ rỗng p’ Pha dịch chuyển Surfactant EOR GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy Danh sách hình vẽ Hình Nội dung hình 1.1 Các chế thu hồi dầu 1.2 Thu hồi dầu tăng lên từ trình EOR 1.3 Số lượng dự án EOR hóa học Canada 1.4 Tiêu thụ EOR hóa học Mỹ Châu Âu 2.1 Sự hình thành micelle 2.2 Sự thay đổi sức căng bề mặt nồng độ chất hoạt tính bề mặt 2.3 Mối quan hệ đặc tính hòa tan CMC 2.4 Những thông số số packing 2.5 Các dạng tập hợp chất hoạt tính bề mặt 2.6 Hình biểu diễn trình tách dầu khỏi đá 2.7 Sự phụ thuộc tổ hợp số thu hồi dầu vào độ linh động M 2.8 Biểu đồ dòng chảy kiểm tra trạng thái pha 2.9 Kiểm tra độ ổn định dung dịch chứa nước 2.10 Sơ đồ cho thấy cách xác định tính toán liệu thí nghiệm quét mặn 2.11 Dụng cụ thí nghiệm kiểm tra quét mặn 2.12 Sự thay đổi loại vi nhũ tương theo độ mặn 2.13 Sơ đồ tỷ lượng theo thể tích liệu 2.14 Biểu đồ hòa tan (Vo/Vs) Vw/Vs) hàm theo độ mặn 2.15 Ba loại vi nhũ tương hình thành ảnh hưởng độ mặn ứng xử pha 2.16 Sơ đồ biểu đồ ba thành phần (không thang đo) 2.17 Sơ đồ quy tắc đòn bẫy 2.18 Biểu đồ ba thành phần cho ví dụ 2.1 2.19 Sơ đồ cho thấy tập chuyển đổi hệ ba thành phần từ loại I đến loại III đến loại II độ mặn tăng lên 2.20 Độ nhớt vi nhũ tương hàm thành phần pha (C23) 2.21 Hệ thống eo rỗng (pore neck) 2.22 Tóm tắt trường hợp âm/dương Surfactant EOR tính toán 10 GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy Bảng 2.6 Những thông số tỉ số nước/dầu chung hình 2.25 trung gian 0.2 0.1 0.3 0.1 1.5 1.5 0.2 0.6 0.85 0.925 Hình 2.25 Ảnh hưởng sức căng bề mặt lên tỉ số Surfactant EOR hỗn hợp 56 GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy CHƯƠNG 3: ÁP DỤNG NGHIÊN CỨU BƠM ÉP CHẤT HOẠT TÍNH BỀ MẶT TẠI VỈA CÁT KẾT TẦNG OLIGOCEN MỎ BẠCH HỔ 3.1 Thực trạng - Theo dự báo mỏ Bạch Hổ, dựa vào phương pháp khai thác sơ cấp thu 11 - 17% tổng trữ lượng dầu chỗ (OIIP) - Dựa vào khai thác thứ cấp từ tầng Miocen, Oligocen tầng móng thu 27,8%, 24,4% 37,6% OIIP tương ứng - Bài báo cáo nghiên cứu công nghệ tăng cường thu hồi dầu khai thác tam cấp sở thí nghiệm chất hoạt tính bề mặt bền nhiệt, bền muối, có sức căng bề mặt liên diện thấp 3.2.Thực nghiệm 3.2.1.Tiêu chí lựa chọn chất hoạt tính bề mặt cho thu hồi dầu tăng cường Từ đặc thù mỏ dầu Việt Nam (nhiệt độ, áp suất, nồng độ khoáng nước bơm ép cao; thường xuyên xảy tượng phân hủy, cắt mạch chất hoạt tính bề mặt, tượng kết tủa muối hay hấp phụ đá chứa…), có tiêu chí lựa chọn chất hoạt tính bề mặt để đảm bảo hiệu sử dụng: - Tạo sức căng bề mặt đủ thấp để thay đổi tính dính ướt dầu đá chứa (góc dính ướt < 90o), làm giảm sức căng bề mặt dầu nước - Tan tốt môi trường khoáng hóa cao, không bị kết tủa nhiệt độ cao 140oC - Giữ nguyên thay đổi đặc tính làm giảm sức căng bề mặt điều kiện vỉa 140oC khoảng thời gian định - Có khả hóa nhũ dầu điều kiện vỉa - Ít bị hấp phụ vào đất đá điều kiện vỉa - Các chất hoạt tính bề mặt cần có nồng độ tới hạn tạo micelle (CMC - critical micelle concentration) thấp, nghĩa sử dụng lượng nhỏ chất hoạt tính bề mặt cho bơm ép mang lại hiệu đẩy dầu 3.2.2.Nguyên liệu phương pháp nghiên cứu Để có hiệu ứng giảm sức căng bề mặt, hỗn hợp hai hay nhiều chất hoạt tính bề mặt phải có tương tác chất hoạt tính bề mặt Mặt khác, sức căng bề mặt đạt giá trị cực Surfactant EOR 57 GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy thấp hệ số xếp chặt (packing parameter) phân tử chất hoạt tính bề mặt bề mặt liên diện hai pha dầu - nước tiến gần tới 1, điều đạt có ghép không đối xứng nhóm kỵ nước hỗn hợp nhiều chất hoạt tính bề mặt khác cho phép tập hợp nhiều phân tử chất hoạt tính bề mặt bề mặt liên diện nhóm kỵ nước chất hoạt tính bề mặt Trên sở đó, nhóm tác giả nghiên cứu chọn chất hoạt tính bề mặt phù hợp AOS, SDBS Tween 80 từ nhiều chất hoạt tính bề mặt khác Alpha olefin sulfonate (AOS) Polyoxyethylene sorbitan monooleate (Tween 80) Sodium dodecylbenzene sulfonate (SDBS) Sau xác định tỷ lệ tối ưu theo phương pháp quy hoạch thực nghiệm kết hợp với dung môi phụ gia Butanol Thiourea (phụ gia bền nhiệt cho hệ chất hoạt tính bề mặt) dầu thô để chạy mô hình vỉa dầu thô Bạch Hổ giếng 27 3.2.3 Nội dung tiến hành thử nghiệm phương pháp xác định - Xác định nồng độ tới hạn tạo micelle: phương pháp đo sức căng bề mặt dung dịch chất hoạt tính bề mặt nồng độ khác nhau, qua xác định điểm nhảy sức căng bề mặt tính toán CMC - Dựa định luật Lambert-Beer, độ hấp phụ chất hoạt tính bề mặt bề mặt đá vỉa xác định máy quang phổ UV - Xác định sức căng bề mặt chất hoạt tính bề mặt phương pháp giọt quay (Spinning drop) mẫu đo thực nhiệt độ 140oC - Xác định tính dính ướt bề mặt đá theo phương pháp đo góc tiếp xúc hệ thống máy KRUSS G10 - Xác định trạng thái pha dung dịch chất hoạt tính bề mặt dầu vỉa Surfactant EOR 58 GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy - Xác định hệ số đẩy dầu: thực mô hình vỉa 3.3 Kết thảo luận 3.3.1 Nghiên cứu chất hoạt tính bề mặt riêng lẻ 3.3.1.1 Xác định nồng độ micelle tới hạn dung dịch chất hoạt tính bề mặt Khả giảm sức căng bề mặt nồng độ CMC đặc tính quan trọng chất hoạt tính bề mặt Các thí nghiệm đo sức căng bề mặt dầu - nước theo nồng độ dung dịch chất hoạt tính bề mặt, dễ dàng xác định giá trị CMC giá trị nồng độ nhỏ dung dịch chất hoạt tính bề mặt có tác dụng làm giảm gần tối đa sức căng bề mặt dầu - nước Hình 3.1 Đồ thị biểu diễn thay đổi sức căng bề mặt theo nồng độ chất hoạt tính bề mặt Bảng 3.1 Nồng độ CMC chất hoạt tính bề mặt sử dụng TT Chất hoạt tính Nhóm Họ HLB bề mặt Tween 80 Non-ionic Ethoxylate CMC (ppm) (mN/m) 15 200 2,87 Alcohol SDBS Anionic Sulfunate 40 200 1,64 AOS Anionic Sulfonate 39 200 1,52 Kết quả: Từ Hình 3.1 Bảng 3.1 nhận thấy chất hoạt tính bề mặt có đuôi kỵ nước dài khả hoạt động bề mặt lớn, tác động định hướng hòa tan mạch dài pha dầu làm giảm mạnh lượng bề mặt hai pha dầu - nước AOS có sức căng bề mặt CMC thấp nhất, theo số nghiên cứu AOS có khả hỗ trợ phân tán chất hoạt tính bề mặt khác làm giảm sức căng bề mặt hai pha dầu - nước Ở Surfactant EOR 59 GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy thử nghiệm tiến hành nồng độ chất hoạt tính bề mặt 2.000ppm nước biển 3.3.1.2 Khả nhũ hóa dầu thô nước Để đánh giá khả tạo nhũ với hydrocarbon, thí nghiệm tiến hành cách hóa nhũ dầu thô tầng Oligocen pha thêm 20% dầu hỏa dung dịch chất hoạt tính bề mặt 2.000ppm vớithể tích tỷ lệ 1:1, sau xác định lại tỷ lệ rút kết luận so sánh khả tạo nhũ chất hoạt tính bề mặt Hình 3.2 Khả tạo nhũ chất hoạt tính bề mặt Kết thử nghiệm: cho thấy khả hóa nhũ dầu phụ thuộc vào số cân dầu nước phụ thuộc nhiều vào cấu trúc phân tử chất hoạt tính bề mặt Các chất hoạt tính bề mặt có cấu trúc phân tử lớn khả làm giảm sức căng bề mặt dầu nước lớn Các chất hoạt tính bề mặt đuôi kỵ nước mạch nhánh có khả tạo gel nhiều môi trường nước có khả tạo nhũ ổn định nhũ tốt so với chất hoạt tính bề mặt mạch thẳng 3.3.1.3 Độ phân tán tạo gel chất hoạt tính bề mặt môi trường nước muối nhiệt độ cao Thông thường, chất hoạt tính bề mặt sử dụng phải tan tốt nước biển, không bị kết tủa ion kim loại có nước biển Tuy nhiên số chất hoạt tính bề mặt tan nước biển, nồng độ định tạo gel (độ nhớt thay đổi đột ngột) làm tăng độ nhớt dung dịch Độ nhớt có ý nghĩa quan trọng việc làm tăng khả quét dung dịch vùng mà dung dịch qua Dưới tác động nhiệt độ có mặt cation kim loại kiềm kiềm thổ tương tác với cấu tử nhóm kỵ nước, nhóm ưa nước phân tử chất hoạt tính bề mặt làm thay đổi Surfactant EOR 60 GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy tính chất hóa lý chất hoạt tính bề mặt Theo số nghiên cứu giới, nồng độ Ca2+ Mg2+ có ảnh hưởng lớn đến tính chất hóa lý chất hoạt tính bề mặt Bảng 3.2 Kết phân tích thành phần nước đồng hành, nước bơm ép, nước biển số giếng mỏ Bạch Hổ Các tiêu phân tích Giếng Loại khoan mẫu Na+ nước K+ Ghi Ca2+ Mg2+ SO42- HCO3- CO32- (ppm) (ppm) (ppm) (ppm) (ppm) Fe Ba2+ tổng Sr2+ số Br2+ Vết Vết (ppm) Nước 804 1538 127 344 218 Vết Sau đồng đầu hành côn Nước 61 5669 7832 1634 72 265 286 Vết Vết Vết Sau đồng đầu hành côn PPD Nước (đã bơm ép 5699 328 1179 2376 119 23,5 Vết Vết Sau đầu xử lý) côn Nước 11058 376 1145 2237 134 15,5 Vết Vết biển Do trình kết tủa gây tượng bít nhét lỗ rỗng vỉa làm giảm sản lượng khai thác Các thí nghiệm tiến hành để xác định độ đục chất hoạt tính bề mặt nước biển 1.500ppm Ca2+ Mg2+ 140o C (nhiệt độ vỉa tầng Oligocen) Bảng 3.3 Độ đục chất hoạt tính bề mặt 140OC sau 50 ngày thử nhiệt TT Mật độ quan (%OT) Chất hoạt tính BM 14 21 28 35 42 50 Tween 80 100 98 98 98 98 92 86 86 SBDS 100 98 98 98 98 97 96 88 AOS 100 98 98 98 98 98 96 96 DC (nước) 100 100 100 100 100 100 100 100 Surfactant EOR 61 GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy Kết quả: Ở bảng 3.3 cho thấy sau 28 ngày thử nhiệt 140 C AOS, SDBS Tween 80 O khả truyền quang gần không thay đổi Nhưng sau tháng, AOS giữ độ định Tween 80 giảm độ quang xuống 86% Điều chứng tỏ AOS có khả chịu nhiệt bền muối tốt Ảnh hưởng nhiệt độ lên hoạt tính chất hoạt tính bề mặt 3.3.1.4 Trong môi trường nhiệt độ cao, chất hoạt tính bề mặt thường bị hoạt tính bị phân hủy kết tủa ion kim loại Do đó, cần khảo sát độ bền nhiệt chất hoạt tính bề mặt, tập trung vào thông số sức căng bề mặt nồng độ tới hạn tạo micelle dung dịch khả tạo nhũ với hydrocarbon Bảng 3.4 Biến thiên sức căng bề mặt chất hoạt tính bề mặt sau 50 ngày thử nhiệt 140oC Sức căng bề mặt (mN/m) TT Chất hoạt tính BM 14 21 28 35 42 50 Tween 80 1,46 1,48 1,49 1,51 1,56 2,15 2,36 2,43 SBDS 1,72 1,78 1,85 2,46 3,08 3,45 3,65 3,76 AOS 1,45 1,68 2,04 3,12 3,48 3,65 3,72 3,78 DC (nước biển) 21,75 21,75 21,75 21,75 21,75 21,75 21,75 21,75 Kết thử nghiệm: Từ bảng 3.4 cho thấy nhiệt độ 140oC cho thấy sức căng bề mặt chất hoạt tính bề mặt thay đổi nhiều thấp sức căng bề mặt nước biển sau 50 ngày thử nhiệt Chất hoạt tính bề mặt AOS có sức căng bề mặt tăng từ 1,46 mN/m (trước thử nhiệt) lên 2,43mN/m sau 50 ngày thử nhiệt 3.3.2 Nghiên cứu khả kết hợp tổ hợp ba cấu tử hoạt động bề mặt bền nhiệt Việc sử dụng tổ hợp chất hoạt tính bề mặt khắc phục nhược điểm chất hoạt tính bề mặt đơn lẻ Hiệu ứng phối trộn chất hoạt tính bề mặt cho khả giảm sức căng bề mặt tốt so với chất hoạt tính bề mặt hợp phần với nồng độ 3.3.2.1 Tối ưu hóa nồng độ chất hoạt tính bề mặt (AOS:Tween 80:SDBS) Ảnh hưởng ba yếu tố độc lập: Hàm lượng AOS (x1), hàm lượng Tween 80 (x2), hàm lượng SDBS (x3) đến hàm mục tiêu sức căng bề mặt (y) mô tả theo phương trình hồi quy bậc hai: 1 11 1 Surfactant EOR 1 62 GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy Bảng 3.5 Thiết kế quy hoạch thực nghiệm Nhân tố Biến mã hóa (X) Nhân tố -1 Hàm lượng AOS (ppm) X1 1.200 1.450 1.700 Hàm lượng Tween 80 (ppm) X2 220 245 270 Hàm lượng SDBS (ppm) X3 240 265 290 Bảng 3.6 Điều kiện tối ưu phương pháp quy hoạch thực nghiệm Hàm lượng Hàm lượng Hàm lượng Tổng Sức căng AOS Tween 80 SDBS (ppm) bề mặt (ppm) (ppm) (ppm) 1.500 250 250 (mN/m) 2.000 0,68 Kết quả: Dựa vào số liệu thực nghiệm thu được, với hỗ trợ phần mềm Modde, tìm nồng độ tối ưu chất hoạt tính bề mặt để thu giá trị sức căng bề mặt nhỏ Tổ hợp tối ưu có giá trị sức căng bề mặt nhỏ σ = 0,679mN/m, có thành phần (AOS:Tween 80:SDBS) = (1498,2:250,9:253,5) Tỷ lệ tối ưu thể mặt 3D hình 3.3 Hình 3.3 Sự biến thiên giá trị sức căng bề mặt hỗn hợp theo hàm lượng AOS Tween 80 hàm lượng SDBS không đổi (tại điểm tối ưu) Surfactant EOR 63 3.3.2.2 GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy Đánh giá khả giảm độ hấp phụ Butanol đất đá vỉa tổ hợp AOS:Tween 80:SDBS Butanol (Bu) loại rượu có khả độ hấp phụ mạnh với đất đá vỉa làm giảm khả hấp phụ tổ hợp chất hoạt tính bề mặt bề mặt đất đá vỉa, trình butanol chất hy sinh Bảng 3.7 trình bày kết đánh giá khả giảm độ hấp phụ với đất đá giếng BH-12 nồng độ butanol khác Bảng 3.7 Nồng độ tối ưu butanol với tổ hợp chất hoạt tính bề mặt (AOS:Tween 80:SDBS) Mẫu Hệ chất hoạt tính BM Độ hấp phụ tia Nồng độ Độ hấp phụ đá AOS:Tween 80:SDBS UV chất hoạt tính BM (mg/g) (ppm) AOS:Tween 80:SDBS 3,54 2.000,00 1.500ppm thử không đá 3,48 1.935,14 Thử nhiệt với đá 3,16 1.478,00 9,14 Thiourea +300ppm Bu 3,23 1.578,00 7,14 3,42 1.849,43 1,71 3,42 1.849,43 1,71 3,42 1.849,43 1,71 3,42 1.849,43 1,71 thử với đá Thiourea+400ppm Bu thử với đá BH-12 Thiourea+500ppm Bu thử với đá Thiourea+600ppm Bu thử với đá Thiourea+700ppm Bu thử với đá Bảng 3.8 Độ hấp phụ với đất đá vỉa tổ hợp chất hoạt tính bề mặt (AOS:Tween 80:SDBS) Hệ chất hoạt tính bề mặt Độ hấp phụ Nồng độ Độ hấp phụ đá AOS:Tween 80:SDBS tia UV CHTBM (mg/g) (ở 235nm) (ppm) AOS:Tween 80:SDBS 3,54 2.000.00 1.500ppm thử không đá 3,48 1.935,14 Thử nhiệt với đá 3,16 1.478,00 9,14 Thiourea+butanol thử với đá 3,42 1.849,43 1,71 Mẫu BH-12 Surfactant EOR 64 GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy Thử nhiệt với đá 3,20 1.535,14 8,00 Thiourea+butanol thử với đá 3,44 1.878,00 1,14 Thử nhiệt với đá 3,21 1.549,43 7,71 Thiourea+butanol thử với đá 3,45 1.892,29 0,86 Thử nhiệt với đá 3,19 1.520,86 8,29 Thiourea+butanol thử với đá 3,43 1.870,86 1,29 Thử nhiêt với đá 3,22 1.563,71 7,43 Thiourea+butanol thử với đá 3,44 1.885,14 1,00 BH-67 Bh-17 BH-16 BH-907 Kết quả: thí nghiệm cho thấy chất đồng hoạt động bề mặt có khả giảm độ hấp phụ, tương tác với đất đá vỉa xuống giá trị định không giảm hoàn toàn Như vậy, nồng độ tối ưu butanol với tổ hợp ba cấu tử 400ppm Độ hấp phụ tổ hợp chất hoạt tính bề mặt phụ thuộc nhiều vào thành phần thạch học đối tượng đất đá vỉa nghiên cứu (Hình 3.4 Bảng 3.9) Hình 3.4 Một số hình ảnh SEM giếng tầng Oligocen Surfactant EOR 65 GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy Bảng 3.9 Thành phần thạch học số giếng tầng Oligocen 3.3.2.3 Khả phân tán với dầu thô tổ hợp AOS:Tween 80:SDBS theo thời gian nhiệt độ 140oC Kích thước phần đuôi kỵ nước tăng làm tăng độ dầu, hoạt tính bề mặt hai pha dầu - nước tăng lên làm tăng khả phân tán dầu Hình 3.5 Khả tạo nhũ với dầu thô tổ hợp AOS:Tween 80:SDBS theo thời gian nhiệt độ 140oC 3.3.2.4 Xác định sức căng bề mặt tính dính ướt bề mặt đá tổ hợp chất hoạt tính bề mặt nhiệt độ 140oC Để xác định sức căng bề mặt dầu - nước góc dính ướt điều kiện vỉa, thí nghiệm xác định hình dạng giọt dầu với tổ hợp chất hoạt tính bề mặt so sánh môi trường nước biển Kết cho thấy tổ hợp chất hoạt tính bề mặt ba cấu tử AOS:Tween 80:SDBS làm giảm sức căng bề mặt từ 26,30mN/m xuống 1,93mN/m, góc dính ướt 18,20o (Bảng 3.10) phù hợp với lý thuyết góc dính ướt θ < 90o, pha nước thấm ướt bề mặt đất đá vỉa pha dầu Surfactant EOR 66 GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy Bảng 3.10 Sức căng bề mặt góc dính ướt tổ hợp AOS:Tween 80:SDBS nhiệt độ cao, áp suất cao Nước biển Thông số thí nghiệm Hệ chất hoạt tính bề mặt AOS:Tween 80:SDBS Nhiệt độ (OC) 140 140 Nồng đô muối (ppm) 35.000 35.000 Khối lượng riêng dd (g/cm3) 1,017 1,017 Khối lượng riêng dầu (g/cm3) 0,841 0,841 Sức căng bề mât (mN/m) 26,30 1,93 Góc dính ướt (o) 18,20 3.3.3 Kêt luận Như vậy, sau nghiên cứu từ chất hoạt tính bề mặt đơn lẻ, tỷ lệ phối trộn tổ hợp ba cấu tử phương pháp tối ưu hóa sức căng bề mặt, phụ gia làm giảm tương tác yếu tố tác động tới tính chất hóa lý tổ hợp chất hoạt tính bề mặt Các kết nghiên cứu cho thấy tổ hợp ba cấu tử phù hợp ứng dụng công nghệ tăng cường thu hồi dầu tầng Oligocen mỏ Bạch Hổ Tổ hợp ba cấu tử AOS:Tween 80:SDBS phối trộn theo tỷ lệ 6:1:1 có tính vượt trội so với tỷ lệ phối trộn khác 3.4 Thử nghiệm đẩy dầu chất hoạt tính bề mặt mô hình vỉa Bảng 3.11 Các thông số mẫu lõi tầng Oligocen thử nghiệm mô hình vỉa Chiều Đường TT Số hiệu mẫu Độ Độ Thể Độ Độ dài kính sâu bão hòa tích rỗng thấm (cm) (cm) (m) nước dư rỗng (%) khí (%) (cm) (mD) BH-16.11-3-106 6,90 5,00 3577,2 39,4 13,43 10,54 286 BH-16.10-3-92 7,02 5,00 3574,2 30,9 19,49 14,45 103 BH-16.10-1-86 7,08 4,97 3573,9 28,5 15,07 11,74 142 Surfactant EOR 67 GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy Bảng 3.12 Một số đặc trưng dầu thô Oligocen mỏ Bạch Hổ Đơn vị đo Lô III Áp suất bão hòa MPa 28,95 Hàm lượng khí m3/t 277,8 Khu vực Hệ số thể tích 1,807 Độ nhớt điều kiện vỉa MPa.c 0,244 Tỷ trọng dầu điều kiện vỉa 0,5916 Tỷ trọng dầu sau tách 0,823 Tổ hợp pha chế theo trình tự sau: - Nồng độ chất hoạt tính bề mặt chiếm 58,5% thể tích (tỷ lệ AOS:Tween 80:SDB = 6:1:1); - Chất đồng hoạt tính bề mặt (butanol) 11,5%; - Phụ gia (thiourea) 0,15%; - Thêm nước 29,85% Kết quả: Bảng 3.13 Kết gia tăng hệ số thu hồi dầu Mô hình HS 1(A) HS 2(B) Dầu 1(C) Dầu 2(D) Hệ số thu (p.đ.v) (p.đ.v) (ml) (ml) hồi dầu (%) M1 0,382 0,509 5,1 6,8 12,7 M2 0,446 0,553 8,6 10.7 10,7 M3 0,459 0,580 8.0 10,1 12,1 Trong đó: A: Hệ số thu hồi dầu sau bơm ép nước biển (p.đ.v); B: Hệ số thu hồi dầu sau bơm ép chất hoạt tính bề mặt (p.đ.v); C: Lượng dầu thu hồi sau bơm ép nước biển (ml); D: Lượng dầu thu hồi sau bơm ép chất hoạt tính bề mặt (ml) Surfactant EOR 68 GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy Hình 3.6 Động thái đẩy dầu nước trước sau bơm chất HTBM-01-02-03 Kết luận: - Khi sử dụng tổ hợp chất hoạt tính bề mặt bơm ép đẩy dầu làm tăng hệ số đẩy dầu mô hình vỉa - Độ thấm mẫu lõi mô hình tăng lên (chênh áp giảm) - Chất hoạt tính bề mặt làm thay đổi tính dính ướt đá chứa, làm giảm độ nhớt dầu đẩy dầu mô hình - Hệ số gia tăng thu hồi dầu mô hình với mẫu lõi có độ thấm khác khoảng 10,7 - 12,7% - Dầu thu hồi thêm xuất sau bơm tổ hợp chất hoạt tính bề mặt thời gian thu hồi dài - Cơ chế quét (tăng ηo) gel chất hoạt tính bề mặt, kết hợp với chế đẩy (tăng ηd) chất hoạt tính bề mặt dẫn đến kết đẩy dầu dư bão hòa cuối mẫu lõi, tăng thu hồi dầu Surfactant EOR 69 GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy Tài liệu tham khảo Modern Chemical Enhanced Oil Recovery_Theory and Practice_James J Sheng, Ph D Enhanced Oil Recovery_Larry W Lake_University of Texas at Austin Tạp Chí Dầu Khí_Số 5/2014 Surfactant EOR 70 [...]... chế dịch chuyển: Bơm ép chất hoạt tính bề mặt lại chia thành hai nhóm: Nồng độ thấp và cao Surfactant EOR 23 GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy Cơ chế dịch chuyển trong bơm ép chất hoạt tính bề mặt pha loãng: Trong một vỉa dính ướt nước có bơm ép chất hoạt tính bề mặt pha loãng, khi dung dịch chất hoạt tính bề mặt tiếp xúc với giọt dầu dư, những giọt dầu chuyển thành nhũ tương bởi vì sức căng bề mặt thấp và cuốn... Trimethylalkylammonium chloride  Chlorides or bromides of benzealkonium Chất hoạt tính bề mặt lƣỡng tính (zwitterionic surfactant): Những chất hoạt tính bề mặt lưỡng tính bao gồm 2 nhóm hoạt động Những loại chất hoạt tính bề mặt lưỡng tính có thể là trung tính - ion dương, ion âm - ion dương, trung tính - ion âm Những chất hoạt tính bề mặt này có thể chịu được nhiệt độ cao và độ mặn nhưng chúng rất đắt... giống như chất đồng hoạt tính bề mặt để cải thiện ứng xử pha của hệ Mặc dù chịu mặn tốt hơn nhưng chức năng làm giảm sức căng bề mặt (IFT) của chúng không tốt như chất hoạt tính bề mặt ion âm Vì vậy, người ta thường trộn chung chất hoạt tính bề mặt ion âm và trung tính để tăng độ chịu mặn của chất hoạt tính bề mặt Ví dụ:  Alcohol ethoxylate  Alkyl phenol ethoxylate  Alkanolamide Chất hoạt tính bề mặt... các chất hoạt tính bề mặt, các chất hoạt tính bề mặt di chuyển trên bề mặt lớp hay ranh giới giữa hai lớp, xen vào giữa các phân tử của dung dịch, làm liên kết giữa các phân tử trong dung dịch yếu đi, dẫn tới làm giảm sức căng bề mặt 2.3.2 Chất hoạt tính bề mặt làm thay đổi tính dính ướt của đá Chất hoạt tính bề mặt làm thay đổi tính dính ướt của đá, từ dính ướt dầu sang dính ướt với nước Đầu tiên chất. .. trung tính và lưỡng tính (Ottewill, 1984) 2.2.1 Các loại chất hoạt tính bề mặt Chất hoạt tính bề mặt ion âm (anionic surfactant): Chất hoạt tính bề mặt ion âm chứa đựng những nhóm điện tích âm tại đầu ưa nước của chúng ví dụ như sulfate ( carboxylates( ), sulfonate ( ), phosphate( ), và ) Những chất hoạt tính bề mặt ion âm thường được sử dụng rộng rãi trong quá trình EOR hóa học Chúng được sử dụng bơm ép. .. được cho là những chất hoạt tính bề mặt có xu hướng hòa tan trong dầu và hình thành dạng nhũ tương nước trong dầu Khi độ mặn của thành hệ thấp, chất hoạt tính bề mặt có HLB thấp nên được lựa chọn Một chất hoạt tính bề mặt như vậy có thể tạo pha trung gian vi nhũ tương tại độ mặn thấp Khi độ mặn của thành hệ cao, chất hoạt tính bề mặt có HLB cao nên được lựa chọn Một chất hoạt tính bề mặt như vậy sẽ... chất hoạt tính bề mặt, nếu chỉ đơn thuần tác động, nó chiếm 17%, nhưng nếu kết hợp với các phương pháp khác, nó chiếm gần như 51% Từ số liệu khảo sát, ta thấy được ứng dụng rộng rãi của chất hoạt tính bề mặt trong thu hồi dầu Surfactant EOR 15 GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy CHƯƠNG 2: LÝ THUYẾT NGHIÊN CỨU THU HỒI DẦU TĂNG CƯỜNG BẰNG CHẤT HOẠT TÍNH BỀ MẶT 2.1 Khái niệm về chất hoạt tính bề mặt Chất hoạt tính. .. của chất hoạt tính bề mặt ion âm trong nước biển chất hoạt tính bề mặt bị đuổi khỏi nước biển khi nồng độ chất điện phân tăng Hình 2.15 cho thấy khi nồng độ tăng chất hoạt tính bề mặt di chuyển từ pha dạng nước sang pha dạng dầu Hình 2.15 Ba loại vi nhũ tương hình thành do ảnh hưởng bởi độ mặn trong ứng xử pha Surfactant EOR 31 GVHD: T.S Nguyễn Xuân Huy Tại nồng độ chất hoạt tính bề mặt thấp, chất hoạt. .. hoạt tính bề mặt 2.3.1 Chất hoạt tính bề mặt làm giảm sức căng bề mặt Sức căng bề mặt (còn gọi là năng lượng bề mặt hay ứng suất bề mặt, thường viết tắt là σ hay γ hay T) là mật độ dài lực xuất hiện ở bề mặt giữa chất lỏng và các chất khí, chất lỏng hay chất rắn khác; có bản chất là chênh lệch lực hút phân tử khiến các phân tử ở bề mặt của chất lỏng thể hiện đặc tính của một màng chất dẻo đang chịu lực... ướt với nước Đầu tiên chất hoạt tính bề mặt di chuyển tới liên kết với dầu bằng đuôi kị nước Sau đó chất hoạt tính bề mặt dùng lực thay đổi góc dính ướt của dầu với đá Rồi dần dần chất hoạt tính bề mặt lôi dầu ra khỏi đá Dầu tách ra khỏi đá nằm trong lõi của các micelle Hình 2.6 Hình biểu diễn quá trình tách dầu ra khỏi đá 2.4 Các vấn đề cần quan tâm khi bơm ép chất hoạt tính bề mặt trong vỉa 2.4.1 Hệ