¾ Khái niệm: Các chất trợ hoạt động bề mặt những chất gần như không có hoạt tính bề mặt khi đứng riêng lẻ (khả năng giảm SCBM của chúng rất yếu). Nhưng khi kết hợp với các chất HĐBM trong dung dịch, nó tăng cường khả năng hoạt
động của hệ chất HĐBM đó [22].
Các chất trợ HĐBM thường là các rượu béo (thường là C3 – C6) , như n–propyl, iso propyl, n–butyl, sec–butyl, n–amyl, sec–amyl alcohol hoặc ete…
21
¾ Ứng dụng trong lĩnh vực thu hồi dầu
Trong những nghiên cứu tăng cường thu hồi dầu áp dụng phương pháp bơm ép chất HĐBM, chất trợ hoạt động cũng chiếm vai trò khá quan trọng. Việc kết hợp chất trợ hoạt động bề mặt không những giúp tăng cường khả năng thu hồi dầu mà còn làm giảm giá thành của dung dịch bơm ép. Do đó, tăng hiệu quả kinh tế của phương pháp này.
Một vài nghiên cứu cho thấy một số chất HĐBM chứa nhóm ether khi sử dụng riêng lẻ không có khả năng giảm SCBM đến giá trị yêu cầu nhưng chúng được sử
dụng như một chất trợ HĐBM, tăng khả năng giảm SCBM đến giá trị thấp.
1.6. Cơ chế nâng cao HSTHD bằng bơm ép chất HĐBM
Dầu bị giữ lại trong vỉa có thểđược chia làm hai loại: dầu lưu trong những vùng
được quét bởi nước bơm ép và dầu linh động trong những vùng không được quét hay những vùng được quét rất ít bởi nước bơm ép [23]. Một yếu tố quan trọng của bất kỳ
quá trình nâng cao HSTHD 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 của việc bơm ép và được phản ánh qua độ lớn của
độ bão hòa dầu dư Sor ở những nơi được tiếp xúc với chất lỏng bơm ép. Bởi vì quá trình nâng cao HSTHD điển hình bao gồm việc bơm ép nhiều loại chất lưu khác nhau nên hệ số đẩy dầu của những dòng 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 thủy động) kiểm soát sự phân bố của các pha và sự dịch chuyển của các chất lưu trong môi trường rỗng và do đó chi phối hệ sốđẩy dầu vi mô.
Nâng cao HSTHD trong những vỉa nứt nẻ tự nhiên bằng phương pháp bơm ép chất HĐBM liên quan đến các tác động chính sau:
− Gia tăng số mao dẫn Nc .
− Cải thiện tính dính ướt đối với nước của đá.
Hình 1.11. Sự hiện diện của lớp nước giữa đá và dầu trong hệđá móng
22
− Giảm SCBM giữa 2 pha dầu-nước.
1.6.1. Gia tăng số mao dẫn Nc đểđẩy dầu dư
Trong vỉa nứt nẻ tự nhiên nẻ, lực chủ yếu kiểm soát dòng chảy của chất lưu là lực nhớt 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 có mối liên hệ với nhau thông qua số mao dẫn được định nghĩa là tỷ số giữa lực nhớt và lực mao dẫn [24]:
Ởđây v và µ lần lượt là vận tốc và độ nhớt của chất lưu thay thế, σ là SCBM giữa 2 pha dầu-nước và θ là góc dính ướt;∆P L/ : gradient áp suất theo chiều dài mao dẫn.
Hình 1.12. Sự phụ thuộc giữa HSTHD và số mao dẫn
Trong phương pháp bơm ép nước thông thường, Nc có giá trị khoảng 10-7. Theo Taber [25], giá trị Nc cần thiết để gia tăng hệ số thu hồi dầu nằm trong khoảng 10-4
đến 10-3. Muốn cải thiện giá trị Nc, người ta phải gia tăng vận tốc hoặc độ nhớt của chất lưu thay thế hoặc đồng thời cả hai. Trong thực tế sản xuất, không thể tăng vô cùng vận tốc nước 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, tỷ số linh động nước-dầu sẽ rất lớn, dòng nước xé rách lớp dầu để chảy về giếng khai thác, tạo lưỡi nước, gây nên hiện tượng ngập nước sớm ở các giếng khai thác. Có thể gia tăng độ nhớt của nước bơm ép
Lực nhớt Lực mao dẫn NC= θ σ µ cos v = = . . P L κ σ ∆
23
bằng cách cho thêm polyme vào trong nước hoặc cần lựa chọn cách giảm lực mao dẫn. Chất HĐBM có thể giúp giảm lực mao dẫn bằng cách giảm SCBM giữa hai pha dầu- nước σ xuống từ 103đến 104 lần đồng thời thay đổi góc tiếp xúc thông qua sự cải thiện tính dính ướt đối với nước của đá.
Khi các pha không tương hợp nhau cùng tồn tại trong môi trường rỗng, năng lượng bề mặt liên diện pha ảnh hưởng đến độ bão hòa, sự phân bố và sự di chuyển của các pha. Hình 1.11 ở trên minh họa nước và dầu cùng tồn tại trong môi trường vỉa khi chưa được bơm ép nước. Mặc dù nước có thể không linh động trong trường hợp này, SCBM hai pha dầu-nước vẫn ảnh hưởng đến quá trình chảy của các pha. Nếu vỉa đã
được bơm ép nước hoặc do lượng nước tự nhiên có sẵn trong vỉa, độ bão 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 hoàn toàn không tương hợp với pha dầu hoặc pha nước. SCBM phải
được đo để xác định mức độảnh hưởng của nó đến quá trình thu hồi dầu. SCBM giữa nước và pha hơi của nó ở nhiệt độ phòng khoảng 73 mN/m. SCBM giữa nước và hydrocacbon khoảng từ 30 – 50 mN/m ở nhiệt độ phòng. Hỗn hợp các hydrocacbon như dầu thô sẽ cho SCBM thấp hơn, giá trị SCBM phụ thuộc vào bản chất của các pha và phụ thuộc rất lớn vào nhiệt độ [26].
1.6.2. Cải thiện tính dính ướt đối với nước của đá
Tính dính ướt của đá là khả năng của chất lỏng trải dài trên bề mặt đá. Đặc tính này có ảnh hưởng quyết định tới hiệu quả đẩy dầu bởi nước và định hướng áp dụng
các biện pháp nâng cao HSTHD.
Hình 1.13. Ảnh hưởng của tính dính ướt lên độ bão hoà của các chất lưu
24
Tính dính ướt của đá ảnh hưởng đến độ bão hòa của các chất lưu và độ thấm của chúng trong vỉa. Hình 1.13 minh họa ảnh hưởng của tính dính ướt của đá lên độ bão hòa của chất lưu. Ở đây cho thấy độ phân bố của dầu dư trong đá có tính dính ướt nước mạnh và trong đá có tính dính ướt dầu mạnh. Như vậy, vị trí tương đối của một pha trong môi trường rỗng phụ thuộc vào tính dính ướt của pha đó. Đá có tính dính ướt trung gian hoặc dính ướt hỗn hợp tùy thuộc vào tính chất hóa lý của đá và tính chất của pha dầu. Trong thực tế, bề mặt đá có thể bị dính nước một phần còn phần kia lại dính dầu. c o s s o s w w o σ σ θ σ − = σ SO: SCBM dầu-bề mặt rắn σWO: SCBM nước-dầu
σ SW: SCBM nước-bề mặt rắn θ: góc tiếp xúc đo theo pha nước Thông thường góc tiếp xúc θ được đo dựa trên pha nước, nếu θ được đo trên pha
dầu thì các qui tắc về tính dính ướt ở trên sẽ được đảo ngược lại. Đá có tính dính ướt trung gian nếu θ có giá trị nằm trong khoảng xấp xỉ 90o.
Đá dính ướt đối với dầu có khuynh hướng giữ dầu lại nhiều hơn trong vỉa. Sự
thay đổi tính dính ướt của đá từ dính ươt dầu sang dính ướt nước hay dính trung gian có thểảnh hưởng đáng kể tới HSTHD [27].
1.7. Cải thiện độ nhớt của lưu chất bơm ép khi có mặt của chất trợ polyme
Nhiều loại dầu thô có hàm lượng nhựa và asphanten cao dẫn đến có độ nhớt cao (ví dụ khoảng 2 cP ở 91oC đối với dầu móng ĐNR). Trong khi nước bơm ép có độ
dầu θ σwo σsw σso chất rắn nước Hình 1.14.Tính dính ướt bề mặt rắn của pha nước và pha dầu
Bảng 1.2. Tính dính ướt của đá và góc tiếp xúc θ Chỉ số cosθ Góc tiếp xúc θ Tính dính ướt bề mặt rắn 1 0 ۫ Dính hoàn toàn ướt nước
0 90 ۫ Dính trung gian ướt nước
-1 180 ۫ Dính hoàn toàn ướt dầu
Bảng 1.1. Tính dính ướt của đá và góc tiếp xúc θ
25
nhớt rất thấp (0.38 cP ở 91oC) dẫn đến hiệu quả đẩy dầu thấp do tỷ số linh động giữa nước và dầu quá lớn. Để có thể giảm SCBM giữa hai pha dầu và nước nhằm tăng hiệu quả đẩy dầu, đồng thời tăng hệ số quét, người ta áp dụng phương pháp bơm chất HĐBM và polyme (SP). Bơm ép SP là phương pháp hứa hẹn đem lại hiệu quả cao khi mà khả năng thu hồi dầu có thể lên đến 70% lượng dầu dư còn lại trong vỉa sau quá trình khai thác thứ cấp.
Trong hỗn hợp hệ HĐBM-Polyme có hai vùng có khả năng làm cho SCBM giảm đó là vùng nồng độ chất HĐBM thấp (0.1-0.2%) và vùng nồng độ chất HĐBM cao (2-10%) [28]. Ở vùng nồng độ chất HĐBM thấp đó là vùng mà có nồng độ nằm gần mới nồng độ mixen tới hạn (CMC). Bên cạnh đó lượng chất HĐBM di chuyển từ
pha nước đến pha dầu cũng ảnh hướng tới quá trình giảm SCBM. Ở vùng nồng độ cao thì pha vi nhũ tương ở trong chất lỏng sẽ hình thành cùng với sự tới hạn của dầu và nước biển.
Chất HĐBM và polyme có thể bị phân tách thành hai lớp khi không có mặt của dầu, ngược lại khi có mặt của dầu thì sẽ hình thành pha vi nhũ tương và pha này sẽ được tăng cường bởi sự có mặt của polyme.
Hình 1.15. Sự di chuyển của dầu trong lỗ mao quản
Nhờ sự tự ngấm mao dẫn của pha dính ướt (nước) vào thay thế pha không dính
ướt (dầu) nằm trong các vi nứt nẻ mà dầu được đẩy ra nhưđã mô tả ở hình 1.9. Hiệu quả thu gom dầu về đới dầu còn phụ thuộc vào độ nhớt bề mặt của dầu-nước. Trong quá trình đẩy dầu, có thể hình thành lớp nước bao quanh dầu làm cho dầu bị phân tán trong nước thành những khối nhỏ. Nhờđộ nhớt bề mặt dầu-nước nhỏ mà các khối đó có thể nhập vào nhau tạo thành khối dầu lớn hơn, khắc phục được hiện tượng phân tán dầu. Quá trình mô tả nhưở hình 1.16.
26
Hình 1.16. Sự di chuyển của các khối dầu nhỏđể hình thành đới dầu
Hình 1.17. Sự di chuyển của thân dầu và chất HĐBM khi có mặt polyme
Ở hình 1.17 cho ta thấy sự phân bố của các lưu chất khi có mặt polyme. Ở dòng chảy của lưu chất trong các lỗ xốp trung bình thì hệ nhũ tương được hình thành ở bề
mặt phân cách pha HĐBM-đới dầu. Ở bề mặt phân cách HĐBM-polyme thì tồn tại hỗn hợp của chúng.
27
Ở vùng nồng độ chất HĐBM thấp này, sự giảm SCBM phụ thuộc nhiều vào lượng chất HĐBM di chuyển từ pha nước bơm ép đến pha dầu. Đểđặc trưng cho quá trình di chuyển của chất HĐBM người ta đưa ra khái niệm hệ số phân bố chất HĐBM trong dầu-nước biển. Hình 1.18 cho ta thấy sự phụ thuộc của SCBM vào hệ số phân bố chất HĐBM (hệ dầu dodecan và nước biển). Hệ số phân bố chất HĐBM được tính bằng tỷ
số giữa lượng chất HĐBM trong dầu và lượng chất HĐBM trong nước.
Như chúng ta có thể thấy, phương pháp này có khả năng đưa lại hiệu quả đẩy dầu cao nhưng để áp dụng thành công cần một lượng lớn polyme phù hợp và giữa hai nhóm hóa phẩm này phải có sự tương hợp tốt. Như vậy chi phí sẽ rất cao do polyme rất đắt và lựa chọn một loại polyme tương hợp tốt với chất HĐBM sử dụng cho các vỉa có nhiệt độ cao, độ muối và độ cứng cao thường rất tốn kém. [29-30]
Một số năm gần đây một số nhà nghiên cứu đề xuất đưa vào dung dịch HĐBM
để bơm ép chỉ một lượng nhỏ polyme phù hợp. Khi được trộn lẫn và được bơm ép vào vỉa giữa chất HĐBM và polyme có thể xuất hiện hiệu ứng hợp trội dẫn đến gia tăng thêm lượng dầu thu hồi được. Trên cơ sở cơ chế đẩy dầu, polyme và chất HĐBM sẽ
tồn tại trong các pha riêng biệt, polyme sẽ bị bẫy lại tại những đới có độ thấm cao trong khi chất HĐBM làm việc tại bề mặt giữa dầu và nước. Như vậy có thể cải thiện
được cả hiệu quả quét của dung dịch bơm ép và giảm SCBM giữa hai pha dầu và nước, dẫn đến gia tăng hệ sốđẩy dầu [31].
28
CHƯƠNG 2: THỰC NGHIỆM
2.1. Mục đích, cơ chế tác động và đối tượng nghiên cứu 2.1.1. Mục đích 2.1.1. Mục đích
Mục đích của đề tài là nghiên cứu, thử nghiệm đưa ra công thức tổ hợp hệ chất hoạt động bề mặt (HĐBM) bền nhiệt ở 91oC phối trộn từ một số đơn chất là các sản phẩm thương mại và chất HĐBM mới gimini có khả năng phân tán trong dầu, có tính ổn định nhiệt cao, tương hợp tốt với nước biển có độ mặn, độ cứng cao cải thiện hơn so với các hệ chất HĐBM thông thường, phù hợp cho việc
ứng dụng triển khai trong tăng cường thu hồi dầu.
2.1.2. Cơ chế tác động
Công nghệ này nhằm nâng cao hiệu quả tăng cường thu hồi dầu cho các đối tượng mỏ dầu Việt Nam với các đặc điểm như nhiệt độ cao, độ mặn, độ cứng của nước biển cao bằng cách bơm ép vào vỉa dung dịch hỗn hợp chất HĐBM có chứa chất HĐBM gimini. Sự có mặt của hỗn hợp chất HĐBM trong nước bơm ép sẽ làm giảm sức căng bề mặt cực thấp giữa hai pha dầu - nước và làm tăng tính dính ướt của đá vỉa đối với nước, sự có mặt của gimini sẽ giúp chúng hòa tan tốt hơn trong dầu, những điều đó sẽ làm tăng hiệu quảđẩy dầu và đặc biệt là hiệu quảđẩy dầu mao dẫn ở trong các đới vi nứt nẻ - nơi mà hầu như ít chịu tác
động của lực bơm ép trong quá trình đẩy dầu bởi nước.
2.1.3. Đối tượng nghiên cứu Dầu thô; Dầu thô; Nước biển Vũng Tàu; Các dung dịch chất HĐBM; Đá Diorite 2.2. Hóa chất và thiết bị 2.2.1 Hóa chất
29
Mẫu Mô tả Hoạt tính
(%)
AS1 Ankylbenzene sulfonate mạch thẳng, C12-13
(Tico, Việt Nam)
98
AS2 Ethoxylated sulfate, C12-13
Đài Loan
60
AS3 Alpha Olefin Sulfonate, C14-16
(Stepan, Mỹ);
35
AS4 lineararylalkyl xylene sulfonic, C14-16
(OCT, Mỹ);
96
GS1 Gimini Diarylalkyl xylene sulfonic, C14-16
(OCT, Mỹ);
96
NS1 Alkylphenol ethoxylate, 9EO
Đài Loan
100
EGBE Ethylene Glycol MonoButyl Ether,
Trung Quốc
100
Gimini Diarylalkyl xylene sulfonic - Nước biển Vũng Tàu
Kết quả phân tích thành phần lý-hoá của nước biển như sau:
Bảng 2.1.Thành phần lý-hoá của nước biển
pH = 8 Độ muối 3,44%
Ion Cl- SO42- HCO3- Ca2+ Mg2+ Na++ K+
30
- Dầu thô
Dầu thô không hoá phẩm ký hiệu CKB-201-RC2;
Bảng 2.2. Tính chất lý-hóa cơ bản của dầu thô Áp suất bão hòa, Mpа 6,87 Hệ số khí hòa tan, m3/t 50,6 Hệ số thể tích 1,170 Tỷ trọng dầu vỉa, kg/cm3 769,4 Tỷ trọng dầu tách khí, kg/cm3 851,1 Độ nhớt dầu trong điều kiện vỉa, Pa*giây 1,969 Hệ số nén, MPa-1 0,00117 2.2.2 Thiết bị
Thiết bị đo SCBM theo phương pháp giọt quay spinning drop tensiometer model 500, của Temco. Inc, USA;
Phương pháp spinning drop được phát triển để đo SCBM với giá trị thấp tới 10-5 mN/m. Nguyên tắc đo dựa trên gia tốc trọng trường mà nó tác động rõ nét lên hình dạng giọt quay tròn với một tốc độ nào đó quanh trục ngang.
31
Giọt dầu nằm dọc theo trục ống mao dẫn dạng hình trụ quay đều và dung dịch cần đo được bơm đầy bên trong. Với thể tích giọt dầu và tốc độ quay phù hợp,
đường kính giọt chỉ phụ thuộc vào SCBMLD. Giọt dầu cân bằng theo trục quay, trong khi chất lỏng bịđẩy ra phía ngoài do tỉ trọng lớn hơn.
Thiết bịđo góc tiếp xúc: Máy OCA 20 của Dataphysics – Đức Thiết bị phân tích UV/VIS (Jasco, Nhật)
Thiết bị nghiền đá Planetary Mono Mill D-55743 Idar-Obestein-Germany;