Nghiên cứu xây dựng tổ hợp chất hoạt động bề mặt ứng dụng nâng cao hệ số thu hồi dầu vỉa cát kết mỏ bạch hổ

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƢỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT TRƢƠNG VĂN DŨNG NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG TỔ HỢP CHẤT HOẠT ĐỘNG BỀ MẶT ỨNG DỤNG NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU VỈA CÁT KẾT MỎ BẠCH HỔ LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT HÀ NỘI – 2015 BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƢỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT TRƢƠNG VĂN DŨNG NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG TỔ HỢP CHẤT HOẠT ĐỘNG BỀ MẶT ỨNG DỤNG NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU VỈA CÁT KẾT MỎ BẠCH HỔ Ngành: Kỹ thuật hóa học Mã số: 60520301 LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT NGƢỜI HƢỚNG DẪN KHOA HỌC TS Nguyễn Anh Dũng HÀ NỘI – 2015 LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan cơng trình nghiên cứu riêng tơi Các số liệu, kết luận văn trung thực chưa công bố công trình Hà Nội, ngày tháng năm 2015 Trương Văn Dũng MỤC LỤC LỜI CAM ĐOAN MỤC LỤC KÝ HIỆU MỤC LỤC HÌNH VẼ MỤC LỤC BẢNG BIỂU MỞ ĐẦU 10 CHƢƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ ĐỐI TƢỢNG NGHIÊN CỨU VÀ CÁC PHƢƠNG PHÁP TĂNG CƢỜNG THU HỒI DẦU 15 1.1 Tổng quan đối tƣợng nghiên cứu 15 1.1.1 Vị trí địa lý 15 1.1.2 Các thông số vỉa 15 1.1.3 Đặc trưng thành phần thạch học 19 1.1.4 Đặc trưng thành phần chất lưu 21 1.2 Tổng quan phƣơng pháp tăng cƣờng thu hồi đầu 21 1.2.1 Nguyên lý chung phương pháp tăng cường thu hồi dầu 21 1.2.2 Phân loại phương pháp tăng cường thu hồi dầu 22 1.3 Tổng quan chất hoạt động bề mặt tăng cƣờng thu hồi dầu 23 1.3.1 Khái niệm chất hoạt động bề mặt tăng cường thu hồi dầu 24 1.3.2 Phân loại chất hoạt động bề mặt tăng cường thu hồi dầu 24 1.3.3 Tình hình nghiên cứu ứng dụng 26 1.3.4 Cơ chế tăng cường thu hồi dầu bơm ép chất hoạt động bề mặt 27 1.3.5 Các chất HĐBM thường sử dụng tăng cường thu hồi dầu 33 CHƢƠNG 2: NGHIÊN CỨU CHẾ TẠO TỔ HỢP CHẤT HĐBM TRONG NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU 35 2.1 Cơ sở lý thuyết 35 2.1.1 Mục đích 36 2.1.2 u cầu chất HĐBM hệ hóa phẩm 36 2.1.3 Hóa chất 37 2.1.4 Thiết bị thí nghiệm 38 2.1.5 Phương pháp nghiên cứu 39 2.2 Thử nghiệm 39 2.2.1 Thử nghiệm chất HĐBM 39 2.2.2 Thử nghiệm tổ hợp hai chất HĐBM 46 2.2.3 Lựa chọn tổ hợp ba chất HĐBM .51 2.2.4 Thử nghiệm tổ hợp ba cấu tử chất HĐBM .59 CHƢƠNG 3: ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ ĐẨY DẦU CỦA TỔ HỢP CHẤT HĐBM 65 3.1 Mục đích thực nghiệm đánh giá 65 3.2 Cơ chế mơ hình 65 3.3 Phƣơng pháp sử dụng bơm ép hệ chất HĐBM mơ hình 65 3.4 Thực nghiệm đánh giá hiệu đẩy dầu tổ hợp chất HĐBM 66 3.4.1 Chuẩn bị 66 3.4.2 Tiến hành thực nghiệm 67 3.5 Kết đánh giá 68 3.5.1 Kết thực nghiệm 68 3.5.2 Đánh giá kết thực nghiệm 71 KẾT LUẬN 73 KIẾN NGHỊ .74 TÀI LIỆU THAM KHẢO 75 KÝ HIỆU OIIP : Tổng lượng dầu chỗ ĐVLGK : Địa vật lý giếng khoan HĐBM : Hoạt động bề mặt SCBM : Sức căng bề mặt MW : Khối lượng phân tử HSTHD : Hệ số thu hồi dầu HLB : CMC : Nồng độ mixen tới hạn TCTHD : Tăng cường thu hồi dầu SEM : Kính hiển vi điện tử quét TLTHBĐ : Tổng lượng thu hồi ban đầu Hệ số cân nhóm ưa nước/ nhóm ưa hữu MỤC LỤC HÌNH VẼ Hình 1.1 Một số hình ảnh SEM giếng tầng cát kết Bạch Hổ 20 Hình 1.2 Sơ đồ phương pháp tăng cường thu hồi dầu 22 Hình 1.3 Sự phụ thuộc HSTHD số mao dẫn 28 Hình 1.4 Góc dính ướt 29 Hình 1.5 Sự phụ thuộc tổ hợp số thu hồi dầu vào độ linh động M 31 Hình 1.6 Ảnh hưởng tính chất lưu thể đẩy tới hiệu suất thu hồi dầu 33 Hình 2.1 Đồ thị biểu diễn thay đổi SCBM theo nồng độ chất HĐBM 41 Hình 2.2 Khả hóa nhũ chất hoạt động bề mặt 44 Hình 2.3 Đường chuẩn nồng độ khác 57 Hình 2.7 Thiết bị đánh giá chất ức chế ăn mòn nhiệt độ cao, áp suất cao 60 Hình 2.8 Sự biến thiên giá trị SCBM hỗn hợp theo hàm lượng AOS TWEEN 80 hàm lượng SDBS không đổi (tại điểm tối ưu) 64 Hình 3.1 Động thái đẩy dầu nước trước sau bơm chất HĐBM-01 69 Hình 3.2 Động thái đẩy dầu nước trước sau bơm chất HĐBM-02 70 Hình 3.3 Động thái đẩy dầu nước trước sau bơm chất HĐBM-03 70 MỤC LỤC BẢNG BIỂU Bảng 1.1 Các thông số vỉa cát kết mỏ Bạch Hổ 15 Bảng 1.2 Tính chất thấm chứa tầng sản phẩm (theo kết nghiên cứu mẫu lõi địa vật lý giếng khoan) 17 Bảng 1.3 Tính chất thấm chứa tầng sản phẩm 18 Bảng 1.4 Thành phần thạch học số giếng tầng cát kết Bạch Hổ 19 Bảng 1.5 Kết phân tích thành phần nước đồng hành, nước bơm ép, nước biển số giếng mỏ Bạch Hổ 21 Bảng 1.6 Một số đuôi kỵ nước đầu ưa nước quan trọng chất HĐBM [9] 24 Bảng 1.7 Phân loại ứng dụng chất hoạt động bề mặt theo HLB 25 Bảng 2.1 Các chất hoạt động bề mặt số HLB 37 Bảng 2.2 Giá trị CMC chất HĐBM sử dụng 41 Bảng 2.3 Biến thiên SCBM chất HĐBM sau 50 ngày thử nhiệt 140oC 43 Bảng 2.4 Khả phân tán nước muối (NaCl 3,5%) nồng độ tạo gel chất HĐBM nhiệt độ140oC 45 Bảng 2.5 Độ đục chất HĐBM 140oC sau 50 ngày thử nhiệt 46 Bảng 2.6 Kết khảo sát sức căng bề mặt chất HĐBM theo thời gian 140oC 48 Bảng 2.7 Khảo sát nồng độ tối ưu hệ hai cấu tử 48 Bảng 2.8 Khảo sát ảnh hưởng nồng độ muối tới tổ hợp hai cấu tử 49 Bảng 2.9 Ảnh hưởng phụ gia tới tổ hợp hai cấu tử 50 Bảng 2.10 Kết đo sức căng bề mặt tổ hợp trước sau thêm phụ gia 51 Bảng 2.11 Khảo sát nồng độ tối ưu tổ hợp 52 Bảng 2.12 Ảnh hưởng nồng độ chất phụ gia lên đặc tính tổ hợp cấu tử 53 Bảng 2.13 Biến thiên SCBM tổ hợp cấu tử (6 : :1) trước sau thêm phụ gia thioure 54 Bảng 2.14 Biến thiên SCBM chất đồng hoạt động bề mặt SCBM, mN/m 56 Bảng 2.15 Nồng tối ưu butanol với tổ hợp chất HĐBM AOS:SDBS:SDS 57 Bảng 2.16 Nồng tối ưu butanol với tổ hợp chất HĐBM AOS:Tween 80:SDS 58 Bảng 2.17 Nồng tối ưu butanol với tổ hợp chất HĐBM AOS:Tween 80:SDBS 58 Bảng 2.18 Kết đánh giá tốc độ ăn mòn 61 Bảng 2.19 Thiết kế quy hoạch thực nghiệm 62 Bảng 2.20 Kết thực nghiệm đo SCBM 62 Bảng 2.21 Các hệ số hồi quy thu từ thực nghiệm 63 Bảng 2.22 Điều kiện tối ưu phương pháp quy hoạch thực nghiệm 63 Bảng 3.1 Các thông số mẫu lõi tầng Cát kết thử nghiệm mơ hình vỉa 67 Bảng 3.2 Kết gia tăng hệ số thu hồi dầu 68 10 MỞ ĐẦU Tính cấp thiết đề tài Hiện nay, hàm lượng dầu lưu lại lỗ rỗng khe nứt nẻ vỉa chứa sau giai đoạn khai thác sơ cấp thứ cấp lớn (khoảng 2/3 đến 4/5 trữ lượng), xong việc thu hồi lượng dầu lại vấn đề khó khăn Ở Việt Nam, nhiều mỏ bước vào giai đoạn cuối vấn đề nâng cao hệ số thu hồi dầu trở nên quan trọng cấp thiết hết Việc áp dụng phương pháp nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu tùy thuộc vào nhiều yếu tố cấu tạo địa chất vỉa chứa, điều kiện, tính chất hóa lý hệ chất lưu có vỉa, khả áp dụng đối tượng khai thác khác Để gia tăng sản lượng khai thác người ta sử dụng phương pháp khai thác thứ cấp khai thác tam cấp Khai thác thứ cấp: Trong trình khai thác, áp xuất vỉa giảm, thông thường người ta sử dụng phương pháp nước bơm ép nhằm đẩy dầu trì áp suất vỉa Việc bơm ép mang lại hiệu tức thời tương đối rõ rệt, nhiên phương pháp hình thành lưỡi nước gây tượng ngập nước sớm, nước bơm ép tạo nên hiệu ứng trượt bề mặt dầu collector vỉa chứa Chính yếu điểm nên trình gia tăng hiệu khai thác không cao Khai thác tam cấp: Sau trình bơm ép nước trì áp suất vỉa, lượng dầu dư lớn nằm collector vỉa chứa.Vì vậy, giới nghiên cứu, áp dụng nhiều phương pháp khác trình khai thác tam cấp như: phương pháp nhiệt, phương pháp vi sinh, phương pháp bơm ép khí, bơm ép khí - nước luân phiên, phương pháp hóa học bơm ép polymer, chất hoạt động bề bặt… Trong đó, phương pháp hóa với việc sử dụng chất hoạt động bề mặt (HĐBM) để nâng cao hệ số thu hồi dầu phương pháp áp dụng rộng rãi có tiềm ứng dụng cao Ưu điểm phương pháp khơng địi hỏi thiết bị chun dụng, đơn giản, áp dụng thực tế Việt Nam 64 1.500 250 250 2.000 0,68 Sau đó, tiến hành bước tối ưu hóa, vẽ bề mặt 3D thể cực trị tổ hợp tối ưu: Hình 2.8 Sự biến thiên giá trị SCBM hỗn hợp theo hàm lượng AOS TWEEN 80 hàm lượng SDBS khơng đổi (tại điểm tối ưu) Phương trình hồi quy phản ánh xác mơ hình thực nghiệm, điều khẳng định qua giá trị độ lệch R2 = 0,963 độ tương thích mơ hình Q2 = 0,734 bảng biểu diễn mối tương quan giá trị thực nghiệm thu từ mơ hình tiên đốn 65 CHƢƠNG 3: ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ ĐẨY DẦU CỦA TỔ HỢP CHẤT HĐBM Từ thực nghiệm Chương 2, đưa kết luận tổ hợp AOS:Tween 80:SDBS với thành phần phụ gia tối ưu có tính tốt nhất, phù hợp với điều kiện nhằm mục đích gia tăng hệ số thu hồi dầu Để đánh giá hiệu gia tăng hệ số thu hồi dầu trình khai thác tam cấp giếng khai thác điều kiện vỉa, tổ hợp chất HĐBM tiến hành thử nghiệm đẩy dầu qua mẫu lõi có độ thấm, độ rỗng khác Thực nghiệm đánh giá tổ hợp chất HĐBM AOS:Tween 80:SDBS thực thiết bị mơ hình dịng chảy đa pha với mẫu đất đá vỉa có độ thấm, độ rỗng, tính chất colector khác 3.1 Mục đích thực nghiệm đánh giá Đánh giá hiệu gia tăng hệ số thu hồi dầu tổ hợp chất HĐBM điều kiện đất đá chất lưu vỉa cát kết mỏ Bạch Hổ Đưa kết trực quan khả tổ hợp điều kiện thực tế Đây kiểm chứng thực tế có độ tin cậy việc tái tạo lại điều kiện thực tế khai thác 3.2 Cơ chế mơ hình Cơng nghệ nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu giếng khai thác sử dụng bơm ép tổ hợp chất HĐBM từ giếng bơm ép Điều đạt nhờ vào tác động làm giảm CSBMdầu-nước, giảm góc dính ướt dầu dư lỗ rỗng bề mặt đất đá vỉa giếng khai thác 3.3 Phƣơng pháp sử dụng bơm ép hệ chất HĐBM mơ hình Phương pháp thứ bơm liên tục chất HĐBM với nồng độ thấp, với thể tích bơm lớn Phương pháp thứ hai bơm chất HĐBM với nồng độ đặc với thể tích bơm nhỏ, sau đẩy tiếp nước bơm ép Thực tế cho thấy việc bơm ép chất HĐBM với nồng độ thấp bơm liên tục với khối lượng lớn, điều kiện giếng khai thác nằm biển việc tốn việc vận chuyển hóa chất, pha khuấy, thời gian bơm Đối với phương án thứ hai, nồng độ thể tích chất HĐBM bơm vào tính tốn dựa hệ số pha lỗng điều kiện vỉa, bao 66 gồm hấp phụ, cho vào vỉa chúng giảm SCBMdầu-nước (nồng độ lớn giá trị CMC) Theo phương pháp này, chất HĐBM bơm dạng nút với thể tích tính tốn, sau tiếp tục đẩy nước để đẩy chất HĐBM tới giếng khai thác Trên giới, chất HĐBM thường bơm với nồng độ khoảng 20% – 75%, tùy theo điều kiện địa chất, đặc tính liên thơng giếng bơm ép khai thác … Theo tính tốn phịng thí nghiệm thực tế, thể tích chất HĐBM với nồng độ tổ hợp AOS:Tween 80:SDBS 70% xác định theo công thức:  * R2 Vb = * h * m * 10 4 Trong đó: R – Khoảng cách trung bình từ giếng bơm ép giếng khai thác (m); h – Độ dày hiệu dụng vỉa (m); m – Độ rỗng đất đá vùng cận đáy giếng bơm ép; 10-4 – Hệ số pha loãng chất HĐBM 3.4 Thực nghiệm đánh giá hiệu đẩy dầu tổ hợp chất HĐBM 3.4.1 Chuẩn bị 3.4.1.1 Chuẩn bị mẫu lõi Các mơ hình vỉa chuẩn bị từ mẫu lõi c t k ế t t ầ n g C t k ế t m ỏ B c h H ổ , có chiều dài L ≈ 7cm, đường kính ≈ 5cm, xác định độ thấm khí Po, độ rỗng F độ bão hồ nước dư Snd 67 Bảng 3.1 Các thơng số mẫu lõi tầng Cát kết thử nghiệm mơ hình vỉa TT Số hiệu mẫu BH-16 11-3-106 BH-16 10-3-92 BH -16 10-1-86 3.4.1.2 Chiều dài (cm) Đƣờng kính (cm) Độ sâu (m) Độ bão hòa nƣớc dƣ (%) Thể tích rỗng (cm3) Độ rỗng (%) Độ thấm khí (mD) 6,90 5,00 3577,2 39,4 13,43 10,54 286 7,02 5,00 3574,2 30,9 19,49 14,45 103 7,08 4,97 3573,9 28,5 15,07 11,74 142 Chuẩn bị hệ chất lƣu để bơm ép Các chất lưu thí nghiệm gồm dầu vỉa mơ có độ nhớt tương đương với độ nhớt dầu vỉa, nước biển tổ hợp dung dịch chất HĐBM lựa chọn 3.4.1.3 Xác định điều kiện thí nghiệm Bơm ép nút dung dịch chất HĐBM vào mô hình vỉa sau mơ hình vỉa bị ngập nước hoàn toàn với thời gian thử nhiệt chất HĐBM mơ hình vỉa 24 giờ, thể tích nút dung dịch tổ hợp chất HĐBM 0,15 thể tích rỗng mơ hình vỉa (PV = 0,15), áp suất hông (Рh) 150atm, áp suất nén o hiệu dụng (Рhd) 100atm, nhiệt độ vỉa (Тvỉa) 140 С với tầng Cát kết mỏ Bạch Hổ 3.4.2 Tiến hành thực nghiệm - Xác định HSTHD bơm ép nước theo bước: + Bơm bão hoà dầu cho mẫu (5 thể tích rỗng mẫu – Vr); + Đẩy dầu nước với tốc độ bơm ép 26-38 cm3/giờ, thể tích bơm – 10 Vr; + Bơm đẩy nước với tốc độ bơm ép 26-38 cm3/giờ, thể tích bơm Vr đến dầu khơng khỏi mơ hình; + Xác định HSTHD bơm ép nước η1; + Xác định độ thấm nước K1; - Xác định HSTHD bơm ép chất HĐBM theo bước: 68 + Tiếp tục bơm đẩy dầu dung dịch chất HĐBM với tốc độ bơm ép 26 – 38 cm3/giờ, thể tích bơm 0,15 Vr; + Sau bơm đẩy nước với tốc độ bơm ép 38-80 cm3/giờ pha nước đầu ra, thể tích bơm – Vr; + Xác định tổ hợp số đẩy dầu bơm ép dung dịch chất HĐBM η2; + Xác định độ thấm nước K2; - Xác định độ bão hoà dầu dư theo Dean-Stark; - Tính tốn, lập đồ thị liên quan biện luận kết thí nghiệm: η1 = (1 - Snd - S1dd ) / (1 - Snd) η2 = (1 - Snd - S2dd ) / (1 - Snd) Kph = K2 / K1 ∆η = η2 – η1 Với: S1dd – Độ bão hòa dầu dư sau đẩy dầu nước, p.đ.v; S2dd – Độ bão hòa dầu dư sau đẩy dầu chất HĐBM, p.đ.v; K1, K2 – Độ thấm nước trước sau bơm đẩy chất HĐBM, mD; Kph – Tổ hợp số phục hồi độ thấm, p.đ.v; ∆η – Gia tăng tổ hợp số đẩy dầu bơm nút chất HĐBM, p.đ.v 3.5 Kết đánh giá 3.5.1 Kết thực nghiệm Bảng 3.2 Kết gia tăng hệ số thu hồi dầu HS1 (A) HS2(B) Dầu 1(C) Dầu 2(D) HSTH dầu (p.đ.v) (p.đ.v) (ml) (ml) (%) M1 0,382 0,509 5,1 6,8 12,7 M2 0,446 0,553 8,6 10,7 10,7 Mơ hình 69 M3 0,459 Trong : 0,580 8,0 10,1 12,1 A – Hệ số thu hồi dầu sau bơm ép nước biển (p.đ.v); B – Hệ số thu hồi dầu sau bơm ép HĐBM (p.đ.v); C – Lượng dầu thu hồi sau bơm ép nước biển (ml); D – Lượng dầu thu hồi sau bơm ép HĐBM (ml) Hình 3.1 Động thái đẩy dầu nước trước sau bơm chất HĐBM-01 70 Hình 3.2 Động thái đẩy dầu nước trước sau bơm chất HĐBM-02 Hình 3.3 Động thái đẩy dầu nước trước sau bơm chất HĐBM-03 71 3.5.2 Đánh giá kết thực nghiệm Từ thử nghiệm, kết cho thấy hiệu tăng hệ số đẩy dầu mơ hình vỉa thực bơm ép tổ hợp chất HĐBM điều kiện vỉa mô thực tế (mô áp suất, lưu lượng bơm thực tế) Với nồng độ chất HĐBM, kết thu khác mẫu lõi điều kiện thí nghiệm Căn vào đồ thị chênh áp kết phục hồi độ thấm, nhận thấy sau bơm HĐBM, độ thấm mẫu lõi mơ hình tăng lên (chênh áp giảm) Điều chứng tỏ chất HĐBM làm thay đổi tính dính ướt đá chứa, làm giảm độ nhớt dầu đẩy dầu khỏi đất đá Hệ số gia tăng thu hồi dầu mơ hình với mẫu lõi có độ thấm khác khoảng 10,7 – 12,7% Thời gian xuất dầu sau bơm chất HĐBM đẩy tiếp nước nằm khoảng 0,1 Vpore – 0,5 Vpore Điều cho thấy thí nghiệm lượng dầu thu hồi thêm xuất xuất sau bơm tổ hợp chất HĐBM, thời gian thu hồi kéo dài khoảng thời gian ngắn Có thể giải thích tượng chế đẩy dầu sớm việc tăng hệ số quét tổ hợp chất HĐBM Do có độ nhớt cao (54 cst), tổ hợp HĐBM thể gel, có độ nhớt cao nước biển nhiều lần nên làm gia tăng hệ số quét lỗ rỗng chứa dầu dư Sau bị pha loãng nước biển, nồng độ tổ hợp chất HĐBM giảm, chế đẩy đầu vùng xa theo chế giảm SCBMdầu – nước làm giảm góc dính ướt dầu dư bề mặt đất đá, giảm độ nhớt dầu Cơ chế quét (tăng hs) gel chất HĐBM, kết hợp với chế đẩy (tăng hd) hoạt động bề mặt dẫn đến kết đẩy dầu dư bão hòa cuối mẫu lõi, dẫn tới tăng thu hồi dầu Tuy nhiên, thực tế thời gian xuất dầu tăng thu hồi lâu nhiều Thời gian quan sát theo dõi thực tế kéo dài từ vài tuần tới nhiều tháng, nhiều năm, phụ thuộc vào hướng vận động dầu nước, mức độ liên thông giếng bơm ép với giếng khai thác Nhận xét: Từ kết thí nghiệm mơ hình dịng chảy đa pha điều kiện vỉa, kết luận tổ hợp ba cấu tử AOS:Tween 80:SDBS với 72 chất phụ gia với nồng độ tối ưu lựa chọn, gia tăng hệ số thu hồi dầu từ 10,7-12,7% Do tổ hợp chất HĐBM áp dụng thực tế bơm ép nhằm gia tăng hệ số thu hồi dầu vỉa cát kết mỏ Bạch Hổ 73 KẾT LUẬN Đã xây dựng tổ hợp chất HĐBM gồm: chất HĐBM loại nonion anion họ sulfonat: AOS, Tween 80, SDBS với tỉ lệ phối trộn tối ưu 6:1:1 (theo khối lượng), bền môi trường nhiệt độ cao, độ cứng độ mặn nước biển cao nhằm gia tăng hệ số thu hồi dầu vỉa cát kết mỏ Bạch Hổ Lựa chọn chất phụ gia nồng độ tối ưu Thioure (0,3%) Butanol (400ppm) theo nồng độ tổ hợp chất HĐBM làm tăng khả chịu nhiệt, muối, giảm độ hấp phụ với đất đá vỉa phù hợp với điều kiện vỉa cát kết mỏ Bạch Hổ Thử nghiệm đẩy dầu tổ hợp chất HĐBM mơ hình vỉa cát kết mỏ Bạch Hổ, với thơng số mơ hình khác theo hình thức bơm nút với nồng độ 70% cho kết tăng tổ hợp số thu hồi dầu từ 10,7 – 12,7% Đánh giá khả thu hồi dầu phần mềm cho thấy khả thu hồi thực tế so với bơm ép nước tăng 7,83% – 9,57% Nếu độ hấp phụ tổ hợp chất HĐBM lên bề mặt đất đá vỉa tăng, hiệu gia tăng hệ số thu hồi dầu giảm 74 KIẾN NGHỊ  Căn vào kết luận trên, đề tài đề xuất việc sử dụng tổ hợp chất HĐBM vào thực tế Tiến hành thử nghiệm công nghiệp đối tượng Oligocen mỏ Bạch Hổ đối tượng tương đồng mỏ khác để đánh giá hiệu tăng thu hồi dầu kết hợp đánh giá hiệu kinh tế, tiến tới áp dụng rộng rãi  Sản lượng khai thác mỏ Bạch Hổ chủ yếu tầng Oligocen hạ tầng Móng Cần nghiên cứu tổ hợp chất HĐBM phù hợp cho tầng Móng mỏ Bạch Hổ 75 TÀI LIỆU THAM KHẢO Phan Văn Đoàn (2007), Báo cáo HĐ Thử nghiệm công nghiệp công nghệ PHVSHL tăng thu hồi dầu vỉa Miocene hạ Bach Hổ Phan Văn Đoàn (2010), Báo cáo HĐ Hồn thiện cơng nghệ nâng cao hệ số thu hồi dầu cho vỉa Lục nguyên phương pháp hóa lý tổng hợp Phạm Thành Quân, Phan Thanh Sơn Nam, Lê Thị Hồng Nhan (2000), Giáo trình chất hoạt động bề mặt, Nhà xuất Đại học Quốc gia Thành phố Hồ Chí Minh Nguyễn Phương Tùng (2007), Báo cáo HĐ "Nghiên cứu thí nghiệm lựa chọn hốn hợp chất hoạt tính bề mặt phương pháp bơm ép chúng vào vỉa nhằm nâng cao hệ số đẩy dầu cho thân dầu móng Đơng Nam rồng” Tạ Đình Vinh, Phan Văn Đồn (2001), Báo cáo đề tài tổng Cơng ty Dầu khí Việt Nam.Nghiên cứu sử dụng phương pháp phức hợp vi sinh hóa lý cho tăng cường thu hồi dầu tầng Miocene mỏ Bạch hổ Acosta, E, et.al (2002), The role of hydrophylic linkers J Surfactants and Detergents.V5, 151-157 B.B Maini, V Ma (1985), Thermal Stability of Surfactant for Steamflood Applications, SPE 13572, International Symposium on Oilfield and Geothermal Chemistry, Phoenix, Arizona, USA, 2-3 Ben- Naim, Ay (1980), Hydrophobic Interactions; Plen nium: New York Cao, Y Huilin (2002), Interfacial activity of a novel family off polymeric surfactants, European Polyme J, V38 10 D P Tobola, D R Zornes, E A Spinler (2000) Enhancement of Oil Recovery Using a Low Concentration of Surfactant to Improve Spontaneous and Forced Imbibitions in Chalk, SPE 59290, SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, 3-5 11 Drew Myers (2006), Surfactant science and technology, third edition, A John Wiley & Sons, Inc., publication 76 12 George J Hirasaki, Clarence A Miller, Gary A Pope, Richard E Jackson (2004), Surfactant Based Enhanced Oil Recovery and Foam Mobility Control, 1st Annual Technical report, Office of Scientific & Technical Information, USA [13] George J Hirasaki, Clarence A Miller, Gary A Pope, Richard E Jackson (2004), Surfactant Based Enhanced Oil Recovery and Foam Mobility Control, 1st Annual Technical report, Office of Scientific & Technical Information, USA 14 Glismann; GibertR (1981), Aqueous petroleum sulphonate mixture and method of use in post primary oil recovery, US.pat 4300635 15 Israelachvili, J.N; Mitchell, DJ J (1976), Chem.Soc.Faraday trans 16 Jayanti, Shekhar, et Al, Use of Surfactants to Recover Oils from Groundwater 17 Jean- Louis Salager, Surfactants Type and use 18 Jiang H., Yu Q., Yi Z (2011), The Influence of the Combination of Polyme and Surfactant Flooding on Recovery Petroleum Science and echnology, 29(5), 514521 19 Jim Goodwin (2009), Colloids and Interfaces with Surfactants and Polymes, Second Edition, John Wiley & Sons Ltd 20 Johan Frank, Oil field Chemicals 21 Jungermann, E, Ed (1970), Cationic surfactant, New York 22 Kishore K Mohanty (2001-2005), Dilute Surfactant Methods for Carbonate Formations, Technical report, DE-FC26-02NT 15322 23 Laurier L, Schramm, Surfactants, Fundamentals and applications in the petroleum industry 24 M Bavière (1991), Basic concepts in Enhanced Oil Recovery Processes, Critical Reports 25 M El-Batanoney, Th Abdel-Moghny*, and M Ramzi (1999), The Effect of Mixed Surfactants on Enhancing Oil Recovery, Journal of Surfactants and Detergents, Vol 2, No 2, 201-205 77 26 Malcolm Pitts, Jie Qi, Dan Wilson, Phil Dowling, David Stewart, Bill Jones (2003-2005), Coupling the Alkaline-Surfactant-Polyme Technology and The Gelation Technology to Maximize Oil Production, Topical Report, Award Number 27 Milton J.Rosen, Industrial utilization of Surfactan, Principle and practice 28 Mittal, K.L., Mixenization (1977), Solubbilization anhd Microemulsions Plennum, New York 29 Mohamed Aoudia, Rashid S Al-Maamari, Moein Nabipour, Ali S Al-Bemani and Shahab Ayatollahi (2010), Laboratory Study of Alkyl Ether Sulfonates for Improved Oil Recovery in High-Salinity Carbonate Reservoirs: A Case Study’ Energy Fuels (24),3655-3660 30 Mukerjee (1971), Critical Mixen Concentrations of Aqueous Surfactant system, Washington 31 P.D Berger, C.H.Lee (2002), Ultra- low concentration Surfactants for Sandston and limstone floods, SPE 75186 32 Pitts, M.J (2001), Recent Field Work in the United States with AlkaliSurfactant, NSF Workshop “Use of Surfactants for Improved Petroleum Recovery” 33 Pitts, M.J (2001), Use of Surfactants for Improve Petroleum Recovery, NSF Workshop 34 Rieger, M.M (1997), In surfactants in Cosmetics 35 Rosen, MJ (1987), Surfactants in Emerging technology 36 Rui Zhang, P Somasundaran (2006), Advances in adsorption of surfactants and their mixtures at solid/solution interfaces, Advances in Colloid and Interface Science, 213–229 37 Sabaniti, D.A., et.al (2003), Linker Molecules in Surfactant Mixtures Col and Int, Sci 38 Schick, MJ, Ed (1987), Nonionic surfactants: Physical Chemistry 39 Schramm, L.L (1992), Emulions, Fundametals and Application in the Petroleum Industry, Washington DC 78 40 Shuler, PJ, et.al (1989), Improving Chemical Flood Efficiency with Mixenar/Alkaline/ Polyme processes, J.Pet.Tech V41 41 Shuler, P.J et.al (1989), Improving Chemical Flood Efficiency with Mixenar/Alkaline/Polyme Processes, J Pet Tech (41), 80-88 42 Singh, H.N.Bull (1978), Chemical.Soc.Jpn 43 Skauge, Palgren, Phase Behaviour and Solution Properties of Ethoxylate Anionic Surfactants, Paper SPE 18499 44 Stasiuk, E.N J.Colloid (1996), Interface Sci 45 Subhash C Ayirala, Chandra S.Vijapurapuand Dandina N Rao (2006), Beneficial effects of wettability altering surfactants in oil-wet fractured reservoirs, Journal of Petroleum Science and Engineering, (52), 261-274 46 Tabber, J.J., Martin, F.D (1996), EOR Screening Criteria Revisited, SPE Reservoir engineering 47 Taugbol, K., Van Ly, et.al (1995), Chemical flooding of oil reservoirs, Colloids and Science A, 103, 83 48 Wasan, DT (1988), Surfactant in Chemical/ Process in Engineering, New york 49 William A Goddard III (2004), Lower cost methods for improved oil recovery (ior) via surfactant flooding, DOE Project: DE-FC26-01BC15362 50 Wu Wenxiang, Mu Denghui, Liu Qingdong (2011), Study on physical simulation experiments of different chemical displacement systems, Advanced Materials Research, 201-203 (Pt.3, Advanced Manufacturing Systems), 2562 ... hiểu nghiên cứu ứng dụng chất hoạt động bề mặt lĩnh vực nâng cao hệ số thu hồi dầu, em tiến hành thực đề tài: ? ?Nghiên cứu xây dựng tổ hợp chất hoạt động bề mặt ứng dụng nâng cao hệ số thu hồi dầu. .. TRƢỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT TRƢƠNG VĂN DŨNG NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG TỔ HỢP CHẤT HOẠT ĐỘNG BỀ MẶT ỨNG DỤNG NÂNG CAO HỆ SỐ THU HỒI DẦU VỈA CÁT KẾT MỎ BẠCH HỔ Ngành: Kỹ thu? ??t hóa học Mã số: 60520301... 22 1.3 Tổng quan chất hoạt động bề mặt tăng cƣờng thu hồi dầu 23 1.3.1 Khái niệm chất hoạt động bề mặt tăng cường thu hồi dầu 24 1.3.2 Phân loại chất hoạt động bề mặt tăng cường thu hồi dầu 24