Các phương pháp thu hồi dầu

PHƯƠNG PHÁP THU H I D UỒ ẦGaslift là một hệ thống, gồm cột OKT và chất lỏng được dâng lên nhờ có khí nén .Phương pháp khai thác gazlift dựa trên nguyên lý bơm nén khí cao áp vào khoảng k

Các phương pháp thu hồi dầu

Dầu mỏ vẫn là nhiên liệu chiến lược trong thế kỉ 21 và việc phát triển các mỏ dầukhổng lồ ngày càng ít nên kĩ thuật thu hồi dầu tăng cường được nhiều quốc gia đặc biệtquan tâm Hầu hết các nguyên tắc áp dụng trong thu hồi dầu tăng cường đã được biết đến

từ lâu, song các nghiên cứu trong phòng thí nghiệm và hiện trường mới được bắt đầu từnhững năm 60 Sự phát triển của các phương pháp thu hồi dầu tăng cường phụ thuộc cảđiều kiện kỹ thuật - công nghệ và giá dầu mỏ

Trong khai thác các mỏ dầu có 3 giai đoạn khai thác :

+ Giai đoạn sơ cấp

+ Giai đoạn thứ cấp

+ Giai đoạn tăng cường

Các phương pháp thu hồi

I.1 Định nghĩa

PHƯƠNG PHÁP THU H I D UỒ Ầ

Gaslift là một hệ thống, gồm cột OKT và chất lỏng được dâng lên nhờ có khí nén Phương pháp khai thác gazlift dựa trên nguyên lý bơm nén khí cao áp vào khoảng khônggian vành xuyến (hay ngược lại) vào trong OKT làm giảm mật độ cột chất lỏng trên van

để cho năng lượng vỉa đủ thắng tổn hao năng lượng đưa dòng sản phẩm lên bề mặt

I.2 Nguyên lý

Khi bơm khí nén cao áp vào khoảng không vành xuyến sẽ làm cho mực chất lỏngtrong đó hạ xuống, còn chất lỏng trong OKT được nâng lên Khi mực chất lỏng hạ đếnđầu cuối dưới, khí nén bắt đầu dịch chuyển vào trong OKT và trộn lẫn với chất lỏng, nhờ

đó mật độ của hỗn hợp khí - lỏng nhỏ hơn mật độ chất lỏng từ trong vỉa chảy vào và hỗnhợp sẽ dâng cao trong OKT Lượng khí nén vào càng nhiều thì mật độ của hỗn hợp giảm

và chiều cao nâng lên càng cao Khi khí được cấp liên tục vào trong giếng thì hỗn hợpchất lưu sẽ dâng lên đến miệng và chảy vào hệ thống thu gom, và lượng chất lưu mới từtrong vỉa liên tục chảy vào giếng Sản lượng của giếng gazlift phụ thuộc vào lưu lượng và

áp suất khí bơm vào, chiều sâu ngập của OKT trong chất lưu và đường kính của ống, độnhớt của chất lỏng, vv…

I.3 Phân loại phương pháp Gaslip

1. Theo hướng chuyển động của dòng khí nén và dòng sản phẩm: chế độ vành xuyến

và chế độ trung tâm và số lượng cột OKT thả vào giếng, ta có: một cột ống và haicột ống

2. Theo chế độ khai thác

I.1.1 Theo hướng chuyển động của dòng khí nén và dòng sản phẩm: chế độ vành xuyến

và chế độ trung tâm và số lượng cột OKT thả vào giếng, ta có: một cột ống và hai cộtống

a/ Giếng gazlift khai thác theo chế độ vành xuyến

- Cấu trúc một cột OKT Cột ống thả vào giếng chính là cột OKT, còn cột ống chống khai thác sẽ là cột ống bơm ép (hình a) - khí nén được bơm ép vào khoảng không vành xuyến

giữa cột OKT và cột ống chống khai thác Như vậy, khi giếng làm việc mực chất lỏng sẽnằm ngay tại đáy ống

- Với cấu trúc hai cột OKT thả lồng vào nhau, khí nén được ép vào khoảng không vành

xuyến giữa hai cột ống, còn hỗn hợp sản phẩm đi lên theo ống nằm bên trong Như vậy,cột ống ngoài được gọi là cột ống bơm ép - cột ống thứ nhất, còn cột ống bên trong gọi là

cột OKT - cột ống thứ hai (hình c) Cấu trúc hai cột ống còn có một dạng đặc biệt theo kiểu bậc thang (hình e), phần trên của cột ống bơm ép có đường kính lớn (lớn hơn đường

kính ngoài của OKT), còn phần dưới có đường kính nhỏ hơn

Cấu trúc kiểu bậc thang có nhiều ưu điểm so với cấu trúc hai ống thông thường: rẻ hơn,trọng lượng nhỏ hơn do sử dụng ít kim loại hơn, bảo đảm đưa cát từ đáy giếng lên miệngnhanh hơn

PHƯƠNG PHÁP THU H I D UỒ Ầ

Tuy nhiên cấu trúc này có một số nhược điểm so với hai ống thông thường là không thểtăng độ ngập sâu của cột OKT

Ưu điểm của cấu trúc hai cột ống so với một cột ống là:

- Chế độ khai thác có áp suất làm việc dao động ít hơn; trong khi đó cấu trúc một cột ống

có thể làm hỏng vùng cận đáy giếng và tạo nút cát tại đáy giếng;

- Cột chất lỏng trong khoảng không vành xuyến giữa cột ống thứ nhất và cột ống chốngkhai thác có tác dụng điều hòa chế độ làm việc của giếng

b/ Giếng khai thác theo chế độ trung tâm

Trong giếng khai thác theo chế độ trung tâm, khí nén được bơm ép vào cột OKT(cột ống trung tâm), còn dòng hỗn hợp sản phẩm khai thác theo khoảng không vành

xuyến đi lên bề mặt đến hệ thống thu gom và xử lý (hình b).

Giếng gazlift làm việc theo chế độ trung tâm có ưu điểm nổi bật so với chế độvành xuyến là giảm được áp suất khởi động, tận dụng triệt để kích thước của giếng

Tuy nhiên, giếng khai thác gazlift theo sơ đồ này có một số nhược điểm: dễ làmhỏng cột ống chống khai thác và đầu nối giữa các cột OKT do mài mòn cơ học hay ănmòn kim loại; parafin hoặc muối tích đọng trên thành ống làm hẹp đường kính cột ốngchống khai thác

Vì vậy, trong thực tế thường sử dụng hệ thống khai thác theo chế độ vành xuyến

Trong khai thác dầu bằng gazlift, phụ thuộc vào chế độ nén khí cao áp vào giếng

mà chia ra làm hai chế độ khai thác: chế độ khai thác bằng gazlift liên tục và chế độ khaithác bằng gazlift không liên tục (định kỳ)

I.1.2 Phân loại theo chế độ khai thác

a/ Phương pháp khai thác gazlift liên tục

Nhờ nén khí vào khoảng không vành xuyến (khoảng không giữa cột ống chốngkhai thác và OKT) và hỗn hợp sản phẩm khai thác diễn ra liên tục theo cột OKT lênmiệng giếng

Phương pháp khai thác gazlift liên tục được sử dung đối với các trường hợp:

- giếng có lưu lượng khai thác lớn ;

- giếng sản phẩm có chứa cát hay bị ngập nước;

- giếng khai thác có tỉ suất khí cao, dù lưu lượng giếng có thể nhỏ;

- điều kiện nhiệt độ cao.

Ưu điểm của phương pháp gazlift liên tục:

- năng lượng của khí nén và khí đồng hành được tận dụng tại miệng giếng để vận chuyểnsản phẩm đi tiếp đến bộ phận thu gom và xử lý;

- khí nén được bơm vào giếng và khai thác với lưu lượng tương đối ổn định, hạn chếđược nhiều vấn đề phức tạp trong hệ thống gazlift;

- chỉ cẩn sử dụng côn điều khiển để điều chỉnh lưu lượng khí nén

b/ Phương pháp khai thác gaslift định kỳ

Trong quá trình phát triển mỏ, áp suất vỉa giảm đáng kể so với ban đầu, hệ số sảnphẩm giảm, độ ngậm nước tăng…làm cho việc khai thác gazlift theo chế độ liên tụckhông còn hiệu quả nữa, vì thế cần chuyển sang chế độ khai thác gaslift định kỳ Gazliftđịnh kỳ sử dụng trong các giếng với lưu lượng đến 40 – 60 T/ngđ hoặc với áp suất vỉathấp Chiều cao nâng của chất lỏng trong gazlift phụ thuộc vào áp suất có thể đưa khí vào

và chiều sâu chìm cột OKT dưới mực chất lỏng

Phương pháp khai thác gaslift định kỳ có thể áp dụng đối với các trường hợp:

- giếng có hệ số sản phẩm thấp;

- giếng sâu và mực chất lỏng thấp;

- giếng có lưu lượng khai thác nhỏ;

- giếng có áp suất đáy thấp nhưng hệ số sản phẩm cao

.Ưu điểm của phương pháp khai thác gazlift định kỳ:

- hiệu quả kinh tế cao và linh hoạt (giá thành khai thác và giá thiết bị thấp hơn so

với các phương pháp khác);

- có thể thay đổi trên phạm vi rộng cả về lưu lượng lẫn độ sâu giêng

Những hạn chế của phương pháp khai thác gazlift định kỳ

- lưu lượng cực đại bị giới hạn;

- không thích hợp với giếng sâu có cột OKT nhỏ;

- áp suất vùng cận đáy giếng dao động mạnh dễ gây phá hủy đáy giếng

PHƯƠNG PHÁP THU H I D UỒ Ầ

- rất khó điều khiển trong hệ thống gazlift khép kín và nhỏ

Tóm lại, từ những điều nói trên, phương pháp khai thác gazlift, trước hết thuận tiện sửdụng trong những mỏ lớn khi giếng lưu lượng lớn và áp suất đáy cao sau thời kỳ tự phun.Cũng có thể sử dụng trong các giếng xiên-định hướng và các giếng có nhiều tạp chất cơhọc trong sản phẩm, là các điều kiện để làm cơ sở cho việc khai thác hợp lý và xác địnhchu kỳ sửa chữa giếng

Có thể sử dụng khí cao cáp của các mỏ (hoặc giếng) khí vùng lân cận có trữ lượng lớn và

áp suất cần thiết cung cấp cho khai thác gazlift mà không dùng máy nén khí

Khi tiến hành khi lựa chọn phương pháp khai thác, có thể xác định ưu tiên sử dụnggazlift tại các vùng khác nhau của đất nước có tính đến các điều kiện cụ thể vùng

I.4 Ưu điểm của phương pháp Gaslip

- Khả năng khai thác lượng chất lưu lớn với tất cả đường kính cột ống khai thác và khaithác tăng cướng các giếng ngập nước mạnh

- Khai thác giếng với yếu tố khí lớn, có nghĩa là sử dụng năng lượng khí vỉa

- Ít ảnh hưởng của mặt cắt giếng đến hiệu quả làm việc của gaslift, điều đó có ý nghĩa lớnđối với các giếng xiên-định hướng, đăc biệt trong các điều kiện khai thác các mỏ dầungoài biển và ở vùng xa

- Không bị ảnh hưởng của áp suất và nhiệt độ cao trong giếng giếng, cũng như có nhiềutạp chất cơ học (cát) trong chất lưu đến sự làm việc của giếng

- Kiểm soát linh hoạt và điều khiển tương đối đơn giản chế độ làm việc của giếng theosản lượng

- Việc bảo dưỡng và sửa chữa đơn giản và chu kỳ sửa chữa lớn tương đối dài khi sử dụngthiết bị hiện đại

- Có thể sử dụng đồng thời khai thác riêng biệt; chống ăn mòn, lắng đọng muối vàparaffin; việc nghiên cứu trong giếng đơn giản

I.5 Nhược điểm của phương pháp Gaslip

1. Đầu tư ban đầu lớn cho việc xây dựng các trạm nén khí

2. Đôi khi hiệu suất làm việc thấp Đặc biệt khi giếng khai thác gaslift có độ ngập nướclớn sẽ làm làm giảm sự phát tán của pha khí, từ đó phá hủy cấu trúc dòng chảy tối ưu củachất lưu trong ống khai thác, kết quả làm tăng tỷ trọng của cột chất lưu trong ống khai

thác và giảm hiệu suất làm việc của giếng gaslift Chế độ dòng chảy của chất lưu trongống khai thác giếng gaslift theo các kiểu sau: Dạng bọt khí, dạng nút và dạng vòng

a - kiểu bọt khí, b - kiểu nút khí, c - kiểu vòng

Hình 1 Cấu trúc dòngchảy của chất lư u trong giếng gaslift

Khi độ ngập nước của sản phẩm lớn sẽ phá hủy chế độ dòng chảy kiểu bọt khí làmtăng vận tốc chuyển động tương đối của pha khí và chuyển sang kiểu chảy dạng nút khí

và dạng vòng gây tổn hao áp suất lớn và ảnh hưởng đến độ bền của thiết bị

khai thác, làm giảm hiệu suất làm việc và hiệu quả sử dụng khí nén E ( )

Tiến hành thí nghiệm nghiên cứu sự thay đổi vận tốc tương đối của pha khí theo độ ngậpnước cho thấy vận tốc tương đối của pha khí tăng theo độ ngập nước của giếng khai thác(Hình2)

PHƯƠNG PHÁP THU H I D UỒ Ầ

Hình 2 Sự phụ thuộc vận tốc tương đối của pha khí theo độ ngập nước

Từ Hình2 cho thấy vận tốc chuyển động tương đối của pha khí tăng nhanh khi độ ngậpnước của sản phẩm lớn hơn 20%

Theo lí thuyết hiệu suất làm việc của giếng gaslift được tính theo công thức sau [2]:

s

Trong đó: η – hiệu suất làm việc của giếng gaslif;

Сs – vận tốc tương đối của dòngkhí;

Từ công thức (1) cho thấy khi tăng vận tốc trượt của pha khí Cs sẽ làm giảm hiệu quảgiếng gaslift Để tăng hiệu quả làm việc giếng gaslift, nâng cao hiệu quả sử dụng khí nén

E th cần phải giảm vận tốc chuyển động tương đối của pha khí Cs

Hơn nữa do hàm lượng lắng đọng paraffinsmol- asphaten của giếng lớn, khi hiện tượngtrượt khí xảy ra sẽ làm tăng quá trình lắng đọng paraffin trong giếng gaslift mà đặt biệt là

ở khoảng từ miệng giếng đến độ sâu 1000m

Để nâng cao hiệu quả gaslift ứng dụng các phương pháp sau:

- Lựa chọn tối ưu thiết bị giếng khai thác gaslift;

- Thay đổi tính chất lí-hóa của chất lưu trong ống khai thác và tối ưu cấu trúc dòngchảy.Gồm 2 phương pháp nhỏ:

Phương pháp thứ nhất liên quan đến việc lựa chọn và tối ưu hóa đường kính ốngkhai thác, tiến hành khảo sát và sửa chữa, thay thế van gaslift, lắp đặt thiết bị phân tánkhí, tăng độ sâu bơm ép khí, chuyển sang khai thác bằng gaslift định kỳ Các công tácnêu trên đòi hỏi phải tiến hành sửa chửa giếng, chi phí đầu tư và làm giảm thời gian khaithác của giếng

Phương pháp thứ hai chỉ cần nghiên cứu, lựa chọn và bơm hóa chất: Chất hoạt tính

bề mặt (ПАВ) với nồng độ phù hợp vào dòngkhí nén của giếng gaslift Ưu điểm củaphương pháp này là không thay đổi thiết kế và các thiết bị lòng giếng, phương pháp nàykhắc phục được những nhược điểm của phương pháp thứ nhất và rất hiệu quả trongnhững giếng có hàm lượng lắng đọng paraffin cao Việc sử dụng hóa phẩm trong giếnggaslift sẽ tăng khả năng phát tán pha khí, làm chậm quá trình tăng đường kính của bọt khíkhi chuyển động trong ống khai thác, từ đó tăng khả năng tạo bọt của dầu-khí-nước vàkéo dài thời gian chuyển động kiểu bọt khí trong giếng gaslift Khả năng tạo bọt càng lớn

sẽ làm tăng thể tích của hỗn hợp dầu khí nước trong ống khai thác, kết quả là làm giảm tỷtrọng của cột chất lưu trong ống khai thác, từ đó làm giám áp suất đáy và tăng khả năngcho dòng của giếng gaslift Tiến hành thí nghiệm việc ứng dụng hóa phẩm theo tiêuchuẩn ASTM D892-97 cho giếng gaslift có độ ngập nước Wc =25%

Kết luận

1 Khi độ ngập nước của giếng khai thác tăng sẽ tăng vận tốc chuyển động tươngđối của pha khí, phá hủy cấu trúc kiểu dòngchảy dạng bọt khí làm giảm hiệu suất sử dụngkhí E và hiệu suất làm việc giếng gaslift η

2 Nghiên cứu cho thấy việc áp dụng hỗn hợp hóa phẩm: Chất hoạt tính bề mặt vàchất ức chế lắng đọng paraffin làm giảm vận tốc chuyển động của pha khí, làm chậm quátrình phát triển của bọt khí khi chuyển động trong ống khai thác và tăng khả năng tạo bọtcủa hỗn hợp dầu-khí nước

3 Nghiêm cứu đã xác định nồng độ tối ưu của hỗn hợp hóa phẩm, tuy nhiên tùyđiều kiện, tính chất lí hóa dầu - khí nước từng mỏ nên hiệu chỉnh nồng độ của hỗn hợpcho phù hơp với điều kiện từng mỏ tại Việt Nam

4 Việc áp dụng hỗn hợp hóa phẩm làm tối ưu tính chất lưu biến của chất lưu, giảm

độ nhớt của dòngsản phẩm, giảm hàm lượng lắng đọng paraffin 51,5% và không gây rakhó khăn trong quá trình xử lí, vận chuyển dầu khí

5 Việc áp dụng hỗn hợp hóa phẩm làm tăng lưu lượng giếng khai thác gaslift lên20-30 %, làm tăng hiệu quả sử dụng khí nén và hiệu suất làm việc của giếng gaslift

6 Đối với giếng khai thác gaslift có độ ngập nước cao (từ 50 đến 80%) nên tiếnhành sử dụng thiết bị phân tán khí dispersion kết hợp với hỗn hợp hóa phẩm để nâng caohiệu quả làm việc của giếng

I.6 Thiết bị sử dụng trong phương pháp Gaslift

PHƯƠNG PHÁP THU H I D UỒ Ầ

1/ Tổ hợp thiết bị trên mặt : yêu cầu cung cấp đủ khí nén và đúng yêu cầu kỹ thuật Tổ

hợp thiết bị này có thể cung cấp cho 1 giếng hoặc cho nhiều giếng

2/ Thiết bị lòng giếng : yêu cầu: Hòa trộn khí cao áp vào dòng sản phẩm liên tụchoặc dùng khí nâng dầu theo từng giai đoạn

Đầu tiên là thiết bị trên mặt,với chức năng chính :

- Lắp các đường ống công nghệ : ống khai thác, ống hướng dòng sản phẩm, chuyểnhướng phun, đường ống dập giếng

- Hệ thống van điều khiển và áp kế theo dõi áp suất

- Thực hiện kĩ thuật cáp tời

Thiết bị lòng giếng: ống nâng, ống đục lỗ, van an toàn, thiết bị bù trừ nhiệt

+Hệ thống van Gaslift gồm : van khởi động, van làm việc, van kết thúc

Chức năng chính là hòa trộn khí nén từ ống bơm ép vào dòng sản phẩm

Hoạt động: đóng mở van nhờ chênh áp rất thuận tiện cho quá trình tự động hóa.Cho tớikhi khởi động các van mới được kích hoạt

II Phương pháp nhiệt

Là phương pháp dung để thu hồi dầu nặng nhỏ hơn 20 độ API ứng với độ nhớt từ

200 đến 2000 cp.bao gồm bơm ép nước nóng và bơm ép hơi nước và đốt tại chỗ , trong

đó phương pháp bơm ép hơi nước nóng không hiệu quả nên ít được sử dụng

II.1 phương pháp bơm ép chất lưu nóng:

được chia làm 2 loại :bơm ép hơi nước theo chu kỳ vào giếng khai thác và ngâm 1thời gian ,bơm ép hơi nước vào vỉa từ giếng bơm ép và hút dầu ra từ giếng khai thác.+ phương pháp bơm hơi nước theo chu kỳ nhằm mục đích làm giảm độ nhớt của dầu ,làmthoát hơi nước của vỉa ,làm dãn nở dầu và làm bốc hơi nước bao quanh các giọt dầu.các

cơ chế tác dộng của phương pháp này rất phù hợp với các loại dầu năng(dầu có độ APIthấp)với độ nhớt cao

+ phương pháp bơm ép hơi nước cũng có những tác động tương tự phương pháp bơmhơi nước heo chu kỳ khi di chuyển trong vĩa ,hơi nước bị mất năng lượng nên bị ngưng

tụ thành lỏng.vì thế phương pháp này sẽ có một nút nước nóng theo nút hơi.phương phápnày áp dụng tốt cho cái vĩa dầu có tỷ trọng API cao độ nhớt lớn , tuy nhiên có thể áp dụngcho các vĩa dầu nhẹ

Một khó khăn đối với phương pháp hơi nước đó là tỷ trọng của hơi nước thấp hơndầu rất là nhiều ,vì thế hơi nước xu hướng chỉ di chuyển lên phía trên nóc của vỉa sảnphẫm và bỏ qua phần lớn các than dầu bên dưới.Thể tích vỉa được được gia nhiệt phụthuộc chủ yếu vào cấu trúc vỉa Khả năng điều khiển độ linh động cũng là vấn đề đặt rakhi áp dụng phương pháp bơm ép hơi nước bởi vì đô nhớt của hơi nước nhỏ hơn độ nhớtcủa dầu và nước

Mặt khác sự mất nhiệt luôn xảy ra ,đòi hỏi phải lắp đặt trang thiết bị cách nhiệttốt,hoạt động ở nhiệt dộ và áp suất cao.Nhiệt tỏa ra từ nồi hơi cũng là một nhược điểmđáng kể của phương pháp này

Phương pháp bơm ép hơi nước bị hạn chế bởi các vĩa sâu bởi vì mất nhiệt lớn vànhiệt độ cần thiết phải đạt quá lớn

PHƯƠNG PHÁP THU H I D UỒ Ầ

ảnh cơ chế bơm ép chất lưu nóng

II.2 phương pháp đốt tại chỗ:

Phương pháp này ,năng lương nhiệt được tạo ra trong vĩa bằng cách đốt cháy một phầndầu trong vỉa.Nguồn cháy có thể được kích cháy bằn điện , bằng khí nổ hay tự động Oxy

và không khí ở các bình khác nhau được nén trên mặt đất và bơm liên tục vào vỉa(phươngpháp khô) hoặc có kèm theo nước ( phương pháp ướt).Trong qua trình nung và cháy xảy

ra , các thành phần nhẹ của dầu bay hơi và di chuyển về phía trước.Tùy thuộc vào nhiệt

độ tối đa đạt được , phản ứng cracking xảy ra và sản phảm hơi sinh từ phản ứng này cũng

di chuyển về phía trước Phần dầu bị lắng đọng lại như than cốc giống với các vật liệutrong đá mẹ, đóng vai trò như nhiên liệu tiếp tục quá trình cháy.Khi oxy lien tục đượcbơm vào ,mặt tiến cháy được lan truyền từ từ trong vỉa ,đẩy các sản phẩm hơi và lỏng sauphản ứng về giếng khai thác.

Cơ chế thu hồi dầu theo phương pháp này dựa vào tác động làm giảm dộ nhớt dầu

do nung nóng ,làm bay hơi chất lưu ,tạo ra phản ứng cracking Khí và nước bơm vào vỉa

sẽ tích lũy năng lượng khi đi qua các dới cháy và di chuyển về phía mặt tiến cháy.Nướcđóng vai trò hấp thụ năng lượng ở những đới đã cháy trước đó,giảm bớt nhiệt tại đớicháy

Phương pháp này sử dụng khoảng 30% dầu trong vỉa làm nhiên liệu cháy Hiệusuất của phương pháp phụ thuộc vào thành phần và độ bão hòa của dầu ,điểu kiện cháy

và đặc tính của đá tầng chứa

Vấn đề phức tạp nhất của phương pháp này là điều khiển sự di chuyển của mặttiến cháy Điều này phụ thuộc chủ yếu vào đặc tính của vỉa và sự phân bố của các chấtlưu Mặt tiến cháy có thể di chuyển không đều làm giảm thể di chuyển không đều làmgiảm thể tích quét Nếu điểu kiện cháy không duy trì hợp lý thì phản ứng cháy có thể yếu

đi và tắt hẳn Một vấn đề khác là các trang thiết bị của giếng phải luôn hoạt động trongđiểu kiện nhiệt độ cao

PHƯƠNG PHÁP THU H I D UỒ Ầ

ảnh cơ chế phương pháp đốt tại chỗ

III/ Phương pháp bơm ép hóa chất

III.1 Bơm ép chất hoạt tính bề mặt

III.1.a Tăng cường thu hồi dầu bằng bơm ép dung dịch CHTBM

Nâng cao hệ số thu hồi dầu là mục tiêu quan trọng trong công tác điều hành quản

lý mỏ nhằm khai thác tài nguyên trong lòng đất hiệu quả kinh tế cao nhất Hiệu quả củaquá trình đẩy dầu bằng nước sẽ thấp khi sức căng bề mặt giữa 2 pha dầu – nước cao, đặcbiệt khi đá dính ướt dầu và dầu có độ nhớt cao, chứa nhiều nhựa, paraphin và asphanten

Trong các phương pháp tác động hóa lý nhằm nâng cao hệ số đẩy dầu: như bơm

ép nước, bơm ép khí dung dịch polymer, dung dịch chất HTBM, kiềm, dung dịch vi sinh,bơm hơi nóng, gây cháy trong vỉa Đề tài này đi sâu vào nghiên cứu các chất HTBM vàphương pháp bơm ép chúng vào vỉa để nâng cao hiệu quả đẩy dầu nhờ chất HTBM cókhả năng làm giảm sức căng bề mặt (SCBM) giữa 2 pha dầu – nước, làm tăng tính dínhướt của đá đối với nước

III.1.b Cơ chế nâng cao HSTHD bằng bơm ép chất HTBM

Dầu bị giữ lại trong vỉa có thể được chia làm 2 loại: dầu lưu trong những vùngđược quét bởi nước bơm ép và dầu linh động trong những vùng không được quét haynhững vùng được quét rất ít bởi nước bơm ép Một yếu tố quan trọng của bất kỳ quá trìnhnâng cao HSTDH nào là hiệu quả của việc đẩy dầu ra khỏi lỗ rỗng của đá ở cấp vi mô.

Hệ số đẩy dầu vi mô có ảnh hưởng quyết định đến hiệu quả củaviệc bơm ép và được phản ánh qua độ lớn của độ bảo hòa dầu dư

Sor ở những nơi được tiếp xúc với chất lỏng bơm ép Bởi vìquá trình nâng cao HSTDH điển hình bao gồm việc bơm épnhiều loại chất lưu khác nhau nên hệ số đẩy dầu của nhữngdòng chất lưu này trong vỉa cũng cần được quan tâm Khi hệ sốđẩy dầu này thấp, dẫn đến hệ số thu hồi dầu thấp Lực mao dẫn và lực nhớt (lực thủyđộng) kiểm soát sự phân bố của các pha và sự dịch chuyển của các chất lưu trong môitrường rỗng và do đó chi phối hệ số đẩy dầu vi mô

Nâng cao HSTHD trong những vỉa nứt nẻ tự nhiên bằng phương pháp bơp ép chấtHTBM lien quan đến các tác động chính sau:

- Gia tang số mao dẫn Nc

- Cải thiện tính dính ướt đối với nước của đá

- Cải thiện SCBM giữa 2 pha dầu

Trong vỉa nứt nẻ tự nhiên nẻ, lực chủ yếu kiểm soát dòng chảy của chất lưu là lựcnhớt và lực mao dẫn Lực nhớt tạo dòng chảy của chất lưu thay thế trong các nứt nẻ lớn,trong khi đó lực mao dẫn tạo dòng chảy của chất lưu trong các vi nứt nẻ Hai lực này cómối liên hệ với nhau thông qua số mao dẫn được định nghĩa là tỷ số giữa lực nhớt và lựcmao dẫn:

Ở đây v và lần lượt là vận tốc và độ nhớt của chất lưu thay thế, là SCBM giữa 2 pha dầu

- nước và là góc dính ướt; P/L: gradient áp suất theo chiều dài mao dẫn

PHƯƠNG PHÁP THU H I D UỒ Ầ

Trong phương pháp bơm ép nước thong thường, Nc có giá trị khoảng 10-7 TheoTaber, giá trị Nc cần thiết để gia tang hệ số thu hồi dầu nằm trong khoảng 10-4 đến 10-3.Muốn cải thiện giá trị Nc, người ta phải gia tang giá trị vận tốc hoặc độ nhớt của chất lưuthay thế hoặc đồng thời cả hai Trong thực tế sản xuất, không thể tang vô cùng vận tốcnước bơm ép vì điều này đòi hỏi áp lực bơm rất lớn, rất khó thực hiện về mặt kỹ thuật.Ngoài ra, khi vận tốc dòng nước lớn, tỉ số linh động nước – dầu sẽ rất lớn, dòng nước xẻrách lớp dầu để chảy về giếng khai thác Có thể gia tang độ nhớt của nước bơm ép bằngcách cho them polymer vào trong nước Tuy nhiên điều này đòi hỏi chi phí cao cho quátrình thử nghiệm, lựa chọn và sản xuất các loại polymer bền nhiệt, chịu được độ muối và

độ cứng cao như ở các vỉa dầu ngoài thềm lục địa Việt Nam Như vậy, cần lựa chọn cáchgiảm lực mao dẫn Chất HTBM có thể giúp giảm lực mao dẫn bằng cách giảm SCBMgiữa 2 pha dầu – nước xuống từ 103 đến 104 lần đồng thời thay đổi góc tiếp xúc thongqua sự cải thiện tính dính ướt đối với nước của đá

Khi các pha không tương hợp nhau cùng tồn tại trong môi trương rỗng, năng lượng bềmặt liên diện pha ảnh hưởng đến nhiệt độ bảo hòa, sự phân bố và sự di chuyển của cácpha Hình 1.3 trên minh họa nước và dầu cùng tồn tại trong môi trường vỉa khi chưa đượcbơm ép nước Mặc dù nước có thể không linh động trong trường hợp này, SCBM pha haidầu – nước vẫn ảnh hưởng đến quá trình chảy của các pha Nếu vỉa đã được bơm ép nướchoặc do lượng nước tự nhiên có sẵn trong vỉa, độ bảo hòa nước sẽ cao hơn và pha nước

sẽ trở nên linh động Hầu hết các quá trình nâng cao HSTHD sử dụng các chất lưu hoàntoàn không tương hợp với pha dầu hoặc pha nước SCBM phải được đo để xác định mức

độ ảnh hưởng của nó đến quá trình thu hồi dầu SCBM giữa nước và pha hơi của nó ở

nhiệt độ phòng khoảng 73mM/m SCBM giữa nước và hydrocacbon khoảng từ 50mN/m ở nhiệt độ phòng Hỗn hợp các hydrocacbon như dầu thô sẽ cho SCBM thấphơn, giá trị SCBN phụ thuộc vào bản chất của các pha và phụ thuộc rất lớn vào nhiệt độ.

Tính dính ướt của đá là khả năng của chất lỏng trải dài trên bề mựt đá Đặc tính này

có ảnh hưởng quyết định tới hiệu quả đẩy dầu bởi nước và định hướng áp dụng các biệnpháp nâng cao HSTHD

Tính dính ướt của đá ảnh hưởng đên độ bão hòa của các chất lưu và độ thấm củachúng trong vỉa Hình 1.5 minh họa ảnh hưởng của tính dính ướt của đá lên độ bão hòacủa chất lưu Ở đây cho thấy sự phân bố của dầu dư trong đá có tính dính ướt dầu mạnh.Như vậy, vị trí tương đối của 1 pha rong môi trường rỗng phụ thuộc vào tính dính ướt củapha đó Đá có tính dính ướt trung gian hoặc dính ướt hỗn hợp tùy thuộc vào tính chất hóa

lý cảu đá và tính chất của pha dầu Trong thực tế, bề mặt đá có thể bị dính nước một phầncòn phần kia lại dính dầu

PHƯƠNG PHÁP THU H I D UỒ Ầ

Thông thường góc tiếp xúc được đo dựa trên pha nước, nếu được đo trên pha dầuthì các quy tắc về tính dính ướt ở trên sẽ được đảo ngược lại Đá có tính dính ướt trunggian nếu có gia trị nằm trong khoảng xấp xỉ 90o

Đá dính ướt đối với dầu có khuynh hướng giữ dầu lai nhiều hơn trong vỉa Sự thay đổitính dính ướt của đá từ dính ướt dầu sang dính ướt nước hay dính trung gian có thể ảnhhưởng đáng kể tới HSTHD

Kết quả nghiên cứu trong những năm gần đây cho rằng sự tự ngấm mao dẫn là tác dộng chính để cải thiện HSTHD trong đá chưa nứt nẻ.

Sự tự ngấm mao dẫn là sự tự xâm nhập của pha dính ướt vào thay thế pha không dnhsướt trong các kênh rỗng mao quản của đá do tác động của áp suất mao dẫn ( như ví dụ nước tự thấm vào trong đá bão hòa dầu) DO đó, để có thể khai thác thêm 1 phần dầu dư

bị giữ laị trong vỉa Hiệu quả của quá trình này phụ thuộc vào các yếu tố như: kích thước của khối matrix vi nứt nẻ, độ rỗng và độ thấm của đá, độ nhớt của các chất lưu, SCBM nước – dầu, tính dính ướt của đá Đá móng nứt nẻ tự nhiên có các thành phần chính trong không gian rỗng như sau:

• Nứt nẻ lớn chiếm tỷ phần nhỏ trong tổng độ rỗng của đá và đóng vai trò thấm chủ đạo

• Khối matrix vi nứt nẻ nằm kề cận với các nứt nẻ lớn có độ rỗng có độ rỗng lớn hơn trong độ rỗng của đá và đong svai trò thấm thứ yếu

• Khối đá nguyên sinh rắn chắc hầu như không bị biến đổi thứ sinh có độ rỗng không đáng kể và không thấm

Với cấu trúc không gian rỗng không đồng nhất và phức tạp như vậy, hậu quả đẩy dàu

ở bơm ép nước trong đá móng nứt nẻ tự nhiên phụ thuộc không chỉ vào chênh áp bơm ép

và quá trình phân dị trọng lực xaye ra trong các đới nứt nẻ lớn mà còn phụ thuộc nhiều

PHƯƠNG PHÁP THU H I D UỒ Ầ

vào tính dính ướt và khả năng tự ngấm mao dẫn của nước Các nứt nẻ lớn với độ thấmcao rõ ràng sẽ là những kênh thấm chủ đạo tạo đường dẫn cho nước bơm ép dễ dàng xâmnhập đẩy dầu tới các giếng khai thác với 1 tốc độ khá lớn dưới tác động của gradientchênh lệch áp suất bơm ép là rất nhỏ so với áp suất mao dẫn do đó quá trình đẩy dầu xảy

ra trong các đới này phụ thuộc chủ yếu vào khả năng tự ngấm mao dẫn của nước Nhưvay, ở bơm ép nước đẩy dầu, phần lớn lượng dầu dư còn lại trong vỉa nằm trong các đới

vi nứt nẻ, đây là một số yếu tố cần hết sức lưu ý khi nghiên cứu đưa ra các giải pháp nângcao HSTHD cho loại đối tượng này

Trên cơ sở cấu trúc không gian rỗng của đá chưa móng nứt nẻ và cơ chế đẩy dầu ởbơm ép nước và bơm ép chất HTBM như đã nêu ở trên, rõ ràng rằng giải pháp bơm épchất HTBM để nâng cao hệ số đẩy dầu trong móng nứt nẻ là 1 lựa chọn hoàn toàn hợp lý

và có triển vọng mang lại hiệu quả kinh tế cao Đối với móng nứt nẻ Đông nam Rồng,ngoài các cơ cở đã nêu trên, độ nhớt của dầu trong vỉa tương đối caod2 cP và nhiệt độ củavỉa tương đối thấp 91oC là những tiền đề rất thuận lợi cho việc áp dụng thành công giảipháp này

III.1 Các chất HTBM sử dụng trong tăng cường thu hồi dầu

III.1.c.1 Những đặc tính của chất HTBM

Chất HTBM là hợp chất hóa học hấp thụ hoặc tập trung tại bề mặt giao diênlỏng/lỏng khi hiện diện ở nồng độ loãng trong hệ dung dịch Chúng thay đổi bè mặt mộtcách đáng kể đặc biệt là làm giảm sức căng bề mặt Trong phần này, chúng tôi giới thiệu

về các chất HTBM và hiệu quả làm giảm SCBM của nó

Cấu trúc thông thường của chất HTBM bao gồm phần hydrocacbon không phâncực và phần phân cực hoặc ion Phần hydrocacbon không phân cực thường gọi là “đuôi”,

có thể là dây thẳng hoặc phân nhánh và còn được gọi là phần ưa hữu cơ Phần ion gọi là

“đầu” của phâ tử và còn được gọi là phần ưa nước Toàn bộ phân tử đôi khi còn đượcxem là lưỡng tính vì nó chứa phần cả phân cực và không phân cực Hình 1.8 là 1 ví dụcủa chất hoạt tính bề mặt

Ở hình 1.8, Phần hydrocacbon phản ứng rất yếu với phân tử nước trong dung dịch.Thật ra, phân tử nước cố gắng “chen” vào dây hydrocacbon bên ngoài.Vì vậy, phần đuôicòn được gọi là phần kị nước Ngược lại, nhóm đầu hay còn gọi là phần phân cực phảnứng với phân tử nước rất mạnh qua quá trình solvat hóa Phần này của chất HTBM làphần ưa nước.

Các CHTBM khác biệt với các phân tử hòa tan khác bởi những đặc tính riêng củachúng trong dung dịch nước Quả thật, quá 1 nồng độ nào đó củaHCTBM, các phân tửhợp lại tạo nên các mixen Sau đây là cách giải thích sự hình thành các mixen Các phân

tử của những CHTBM, bao gồm 1 phần ưa nước và 1 phần kị nước hấp thụ 1 cách mạnh

mẽ ở các giao diện Điều này xảy ra là do ở các giao diện, phần kị nước ở trong 1 môitrường thuận lợi hơn trong dung dịch nơi đó nó có bị bao quanh bởi những phân tử nước.Cũng vì lí do đó, trong nước các phân tử này hợp lại tạo nên các mixen, vì trong trạngthái kết tụ những phần kị nước ở trong 1 hoàn cảnh thuận lợi hơn về mặt năng lượng và

hệ thong ổn định hơn (lực hút hydrocacbon / nước < nước và lực hút hydrocacbon /hydrocacbon)

Một trong những đặc tính của các HCTBM anionic là khả năng hòa tan của chúngtăng lên theo nhiệt độ Khả năng hòa tan này gia tăng đột ngột khi tác nhân bề mặt hòatan đủ để tạo mixen.

Người ta gọi điểm kraff là nhiệt đọ ở đó độ hòa tan bằng CMC hay là nhiệt độ ở đócác mixen hòa tan được

Điểm kraff này có thể ước tính bằng cách đo nhiệt đọ ở đó người ta được 1 dung dịchtrong với 1 lượng HCTBM nào đó trong nước Điều này chỉ là 1 ước tính vì nhiệt độ đođược tùy thuộc phần nào vào lương HCTBM sử dụng

Những chất nonionic, chúng ta thấy rằng độ hòa tan là do mơi lien hệ hydro trongnước với chuỗi polyoxyetylen Tuy nhiên, năng lượng của cầu hydro khá lớn đến độ khinóng lên thì diễn ra sự mất nước với kết quả là giảm độ hòa tan.

Điều này trái với tính chất của các chất anionic là độ hòa tan của chất anionic tăngtheo nhiệt độ Người ta gọi điểm đục là nhiệt độ ở đó chất nonionic như đang nói tới trởnên không hòa tan được (tạo ra 1 dung dịch đục)

Một hệ số thực nghiệm thường được dùng để xác định tính chất của chất HTBM là hệ

số cân bằng nhóm ưa nước/nhóm ưa hữu cơ (HLB) Hệ số này giúp xác định một cáchtương đối khuynh hướng hòa tan trong dầu hoặc nước và từ đó xác định khuynh hướngtạo thành nhũ tương nước-trong-dầu hay dầu-trong-nước

Hệ số HLB thấp nghĩa là chất HTBM có khuynh hướng hòa tan trong dầu và tạothành nhũ tương nước-trong-dầu

Chất HTBM có thể được phân loại theo tính ion của nhóm đầu như là anion, cation,nonion hay lưỡng tính Ví dụ:

 Anion: Sodium dodecyl sunfate (C12H25SO4-Na+): trong dung dịch, phân tử ion hóa

và vì thế chất hoạt động bề mặt tích điện âm Chất HTBM này được phân loại làanion vì tích điện âm ở nhóm đầu

 Cation: Dodecyltrimethylammonium bromit (C12H25N+Me3Br-): trong dung dịch,

sự ion hóa xảy ra và nhóm đầu của chất HTBM tích điện dương nên được phânloại là cation

 Nonion: Dodecylhexaoxyethylene glycol monoether (C12H25[OCH2CH2]6OH) :phân tử này không bị ion hóa, nhóm đầu to hơn nhóm đuôi

 Lưỡng tính: 3-Dimethyldodecylamine propan sulfonate Chất HTBM này có 2nhóm điện tích trái dấu

Trong đó, chất HTBM anion và cation được dùng nhiều trong quá trình gia tăngHSTHD Chất HTBM anion được sủ sụng rộng rãi nhất vì chúng có những tính chất ưuviệt như: tương đối bền nhiệt, đọ hấp phụ lên bề mặt đá khá thấp và giá tương đối rẻ.Nonion được sử dụng chủ yếu làm chất trợ hoạt tính bề mặt để cải thiện tính chất của hệchất HTBM Nonion có thể sử dụng được ở môi trường có nồng độ muối cao nhưng tínhchất của chúng ( khả năng làm giảm SCBM) thấp hơn anion Cation ít khi được dung vìchúng hấp thụ rất mạnh lên bề mặt của đá móng

PHƯƠNG PHÁP THU H I D UỒ Ầ

- Giảm SCBM 2 pha dầu-nước xuông rất thấp ở nồng độ thấp, duy trì được SCBMdầu -nước thấp trong khoảng thời gian yêu cầu nào đó ở điều kiện vỉa (nhiệt độcao, áp suất cao)

- Cần rất ít hoặc không có chất trợ HTBM

- Chi phí thấp (giá cạnh tranh)

- Thân thiện hoặc không ảnh hưởng nhiều đến môi trường

III.2 Bơm ép chất polyme

III.2.1 Quá trình ứng dụng polymer – gel trong tăng cường thu hồi dầu

III.2.1.a Sự phát triển của polymer - gel như là một giải pháp tăng cường thu hồi.

Phương pháp bơm ép nước (waterflooding) là phương pháp khai thác hiệu quảnhất trong quá trình khai thác thứ cấp Trong những vỉa mà phương pháp này không hiệuquả, nguyên nhân chính là hiệu suất quét của nước bơm ép thấp và khả năng đẩy dầu thấp(bypassing) do nước có độ nhớt thấp Hiệu suất quét thấp có thể là do các kênh dẫn nướcthông qua các khe nứt hoặc những vùng có đọ thấp cao Hậu quả là tỷ lệ nước đồng hànhtrong sản phẩm khai thác tang lên rất nhiều Tỉ lệ nước/ dầu cao nên việc kiểm soát và xử

lý lượng nước đồng hành đẩy chi phí sản xuất lên cao và khi đó quá trình khai thác thứcấp không có hiệu quả về kinh tế

Trong trương hợp phương pháp bơm ép nước có hiệu quả, một lượng nước lớnđược bơm vào trong vỉa Nếu chi phí cho nước bơm ép không cao thì không phải quantâm nhiều đến sự chuyển động của nuocs trong vỉa, miễn là tỉ lệ nước / dầu thấp hơn giátrị định trước Tuy nhiên khi áp dụng các phương pháp tăng cường thu hồi dầu phải sửdụng một số hóa chất đắt tiên hòa tan trong nước bơm ép thì việ kiểm soát dòng lưu chấttrong vỉa là rất quan trọng, sao cho với một lượng lưu chất tối thiểu có thể quét một thểtích vỉa tối đa

Có nhiều phương pháp được thực hiện để kiểm soát sưh cuyển đọng của dòng lưuchất nhằm cải thiện hiệu quả quét Trong khoảng những năm 1970, phương pháp bơm éppolyme (polymerflooding) được áp dụng va trở thành một giải pháp hiệu quả để cải thiện

hệ số quét, tang cường thu hồi dầu Polyme thường được sủ dụng là polyacrylamit dướicác dạng khác nhau

Trong quá trình áp dụng bơm ép polymer (polymerflooding), người ta nhận thấypolyacrylamit có thể được tạo các liên kết ngang bởi các caution kim loại đa hóa trị tạothành gel có cấu trúc 2 -3 chiều Hệ gel polime 2 -3 chiều này có khả năng làm giảm độthấm của nước nhiều hơn độ thấm của dầu Từ đó gel polime được nghiên cứu à áp dụngthành công trong cả giếng khai thác cũng như là giếng bơm ép như một công nghệ kiểmsoát lưu chất trong vỉa hữu hiệu, cải thiện mặt cắt tiếp nhận nước của giếng bơm ép, nângcao hệ số quét, tăng cường thu hồi dầu.

III.2.1.b Đặc tính giảm đọ thấm của nước nhiều hơn độ thấm của dầu - cơ chế tác đọng của gel tang cường thu hồi dầu.

PHƯƠNG PHÁP THU H I D UỒ Ầ

Khả năng làm giảm đọ thấm của nước nhiều hơn đọ thấm của dầu là tiêu chuẩn quantrọng nhất để đem lại thành công cho công nghệ xử lý gel trong vỉa ngập nước Đã có rấtnhiều nghiên cứu trên các polymer khác nhau trong các điều kiện vỉa khác nhau để đưa racác giải thích về khả năng giảm thấm chọ lọc của gel Sau đây là 1 số cơ chế được đềnghị

1. Gel co trong dầu nhưng nở trong nước

2. Tác động của trọng lức đến vị trí của gel trong các lỗ xốp

3. Tác động bôi trơn

4. Gel làm thay đổi độ thấm ướt

5. Trong một số độ xốp cho trước, gel làm hẹp đường chảy của nước nhiều hơnđường chảy của dầu

6. Xét ở tầm vi mô, dung dịch tạo gel chảy theo đường nước nhiều hơn đường dầu

7. Cân bằng giữa lực mao quản và lức đàn hồi của gel làm thay đổi mức đọ chảy củadầu và nước

8. Trong suốt quá trình bơm nước biển, polymer chiết ra từ gel làm giảm mạnh độlinh động của nước biển

Các cơ chế trên đã được R.S.Seright và các cộng sự thực hiện các thí nghiệm kiểm travới nhiều loại gel khác nhau trên lõi cát kết và nhận thấy, ngoại trừ cơ chế 7, các cơ chếkhác đều ảnh hưởng tới khả năng làm giảm độ tấm của nước nhiều hơn đọ thấm của dầu

ở các mức đọ khác nhau nhưng chúng không phải là cơ chế chủ đạo Theo các tác giả, sựcân bằng giữa lực mao quản và lực đàn hồi của gel là nguyên nhân chính quyết định khảnăng giảm thấm chon lọc của gel Khi 1 giọt dầu được đẩy qua gel gốc nước, giọt dầu

phải chịu sự tác động của 2 lực đối nhau Thứ nhất, lực mao quản có tác dụng giữ bánkính giọt dầu nhỏ nhất, sau đó biến thành lực mở rộng đường chảy (open channel) đi quagel Thứ 2, lực đàn hồi của gel có tác dụng đóng đường chảy lại Bán kính của giọt dầu vàkích thước của đường chảy phụ thuộc vào cân bằng giữa 2 lực này Độ thấm của dầu tang

do bán kính của đường chảy bao quanh của giọt dầu tăng Ngược lại, khi nước chảy quacùng đường chảy, sẽ không có lức mao quản để làm rộng đường chảy đó, vì vậy, độ thấmcủa nước sẽ nhỏ hơn đọ thấm của dầu

Trong những nghiên cứu tiếp theo, J.Liang và R.S.Seright đồng ý với A.Zaitoun về

mô hình hiêu ứng vách (wall – effect) và S.Nilsson về mô hình giọt gel (gel – droplet)

độ thấm của dầu trong điều kiện ngập dầu Theo logic này, khi lớp hấp phụ là gel gốcnước, mô hình hiệu ướng vách có thể giải thích tại sao một số gel gốc nước có khả nănggiảm độ thấm nước nhiều hơn đọ thấm của dầu ( độ thấm lệch – disproportionatepermability) trong các mẫu lỏi thấm ướt tốt.

Trong trường hợp đấu đá thấm dầu cao, A.Zaitoun và các đồng nghiệp đề nghi rằngpolymer có thể che phủ hầu hết bề mặt đất đá bằng cách bám lên một phần nhỏ bề mặtđất đá có tính thẩm ướt Lớp polymer sẽ che phủ bề mặt thấm dầu và tạo thành bề mặtmới thấm ướt Theo cách này, polymer có thể giảm độ thấm của nước nhiều hơn đọ thấmcủa dầu trong mẫu lõi thấm dầu Các tác giả trên chững minh rằng áp suất mao quản củamẫu lõi cát kết thấm dầu tang khi được xủ lý silane và dựa trên kết quả thu được, đã kếtluận rằng lớp polymer hấp thụ có khả năng giảm độ thấm lệch trong cả lõi thấm ướt cũngnhư lõi thấm dầu

Theo lý thuyết trên thì sự giảm đọ thấm lệch sẽ không xảy ra trong trường hợp mẫulõi polyetylen có tính thấm dầu rất mạnh, sẽ không có bề mặt thấm ướt để polymer có thểbám vào Tuy nhiên, các thí nghiệm của J.Liang và R.S.Seright cho thấy gel gốc nước(Cr(III)- acetat- HPAM) có khả năng làm giảm đọ thấm của nước nhiều hơn độ thấp củadầu trong mẫu lõi polyetylen thấm dầu Do đó, mô hình hiệu ứng vách không thể giảithích cho mọi trường hợp

Trường hợp gel gốc nước giảm độ thấm lệch trong mẫu lõi thấm dầu mà mô hình hiệuứng vách không thể giải thích, có thể lý giải bằng mô hình giọt gel Trong mô hình này,một giọt gel hình thành giữa lỗ xốp sẽ hạn chế dòng chảy của pha thấm ướt nhiều hơnpha không thấm ướt Trước khi mẫu lõi thấm dầu được xử lý bằng gel gốc, dòng chảy củanước chỉ bị hạn chế bởi 1 lớp dầu mỏng bám trên bề mặt lỗ xốp Trái lại, khi dầu chảyqua cùng lỗ xốp đó, giọt nước dư trong lỗ xốp sẽ hạn chế dòng chảy của dầu