Tác giả

Phạm Hữu Tài 1,2,3 , Nguyễn Xuân Huy 1,2 , Nguyễn Viết Khôi Nguyên 3 , Lương Hải Linh 3

Đơn vị công tác

1  Khoa Kỹ thuật Địa chất và Dầu khí, Trường Đại học Bách Khoa TP.HCM; phtai.sdh17@hcmut.edu.vn; nxhuy@hcmut.edu.vn

2  Đại học Quốc gia Thành phố Hồ Chí Minh; phtai.sdh17@hcmut.edu.vn; nxhuy@hcmut.edu.vn

3 Đại học Dầu khí Việt Nam; taiph@pvu.edu.vn; nguyennvk@pvu.edu.vn; linhlh@pvu.edu.vn

*Tác giả liên hệ: nxhuy@hcmut.edu.vn; Tel.: +84–966873824

Tóm tắt

Mỏ Bạch Hổ bắt khai thác từ khoảng năm 1986 với trữ lượng dầu tại chỗ ước tính trên 500 triệu tấn dầu quy đổi. Hiện tại, mỏ đã đưa vào giai đoạn khai thác tam cấp. Một số khu vực được chọn để nghiên cứu và thử nghiệm cho các dự án thu hồi dầu tăng cường (EOR). Tuy nhiên, do mức độ phức tạp trong cấu trúc địa chất nên nhiều nghiên cứu không thành công. Nghiên cứu sử dụng các kết quả thí nghiệm để đề xuất hệ chất hoạt động bề mặt cho EOR trong một khu vực của mỏ Bạch Hổ. Các chất hoạt động bề mặt được lựa chọn, sàng lọc từ 7 chất khác nhau. Hệ chất hoạt động bề mặt được kết hợp từ 2–4 chất sẽ được bơm ép vào mẫu lõi để đánh giá khả năng thu hồi dầu. Chất hoạt động bề mặt gốc anionic cho kết quả tốt khi dùng ở nhiệt độ và độ khoáng hóa cao. Hệ 4 chất gồm LAS: AOS: ALAX: XSA–1416D với tỉ lệ % theo khối lượng 5,75:23:58,75:12,5 cho kết quả. Lượng dầu thu hồi ở các thí nghiệm bơm ép tăng thêm khoảng 30%. Kết quả nghiên cứu cho thấy tiềm năng của hệ chất hoạt động bề mặt trong điều kiện nhiệt độ và độ khoáng hóa cao. Tổng nồng độ chất hoạt động bề mặt khoảng 1000ppm sẽ là lựa chọn kinh tế cho dự án thu hồi dầu tăng cường.

Từ khóa

Chất hoạt động bề mặt; Thu hồi dầu tăng cường; Thí nghiệm bơm ép mẫu lõi; Mỏ Bạch Hổ.

Trích dẫn bài báo

Tài, P.H.; Huy, P.X.; Nguyên, N.V.K.; Linh, L.H. Nghiên cứu hệ chất hoạt động bề mặt dùng cho thu hồi dầu tăng cường trong tầng móng mỏ Bạch Hổ. Tạp chí Khí tượng Thủy văn 2022, 736, 79-92.

Tài liệu tham khảo

1. Gogarty, W.B.; Tosch, W.C. Miscible–Type Waterflooding: Oil Recovery with Micellar Solutions. J. Pet. Sci. Technol. 1968, 20(12), 1407–1414.

2. Hill, H.J.; Reisberg, J.; Stegemeier, G.L. Aqueous Surfactant Systems For Oil Recovery. J. Pet. Sci. Technol. 1973, 25(02), 186–194.

3. Liu, S.; et al. ASP Process: Wide Range of Conditions for Good Recovery. SPE Symposium on Improved Oil Recovery. 2008, SPE–113936–MS.

4. Hirasaki, G.J.; Miller, C.A.; Puerto, M. Recent Advances in Surfactant EOR. SPE J. 2011, 16(04), 889–907.

5. Bou–Mikael, S. et al.. Minas Surfactant Field Trial Tests Two Newly Designed Surfactants with High EOR Potential. SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. 2000, SPE–64288–MS.

6. Foster, W.R. A Low–Tension Waterflooding Process. J. Pet. Sci. Technol. 1973, 25(02), 205–210.

7. Strange, L.K.; Talash, A.W. Analysis of Salem Low–Tension Waterflood Test. J. Pet. Sci. Technol. 1977, 29(11), 1380–1384.

8. Kremesec, V.J.; Raterman, K.T.; Taggart, D.L. Laboratory Evaluation of a Crude–Oil–Sulfonate/Nonionic–Cosurfactant Micellar Fluid. SPE Reservoir Eng. 1988, 3(03), 801–808.

9. Jones, S.C.; Dreher, K.D. Cosurfactants in Micellar Systems Used for Tertiary Oil Recovery. Soc. Pet. Eng. J. 1976, 16(03), 161–167.

10. Salager, J.L. et al. Mixing Rules for Optimum Phase–Behavior Formulations of Surfactant/Oil/Water Systems. Soc. Pet. Eng. J. 1979, 19(05), 271–278.

11. Trung, P.V.T.P.N. Áp dụng công nghệ tăng cường thu hồi dầu: Triển khai thận trọng và phải dựa trên cơ sở khoa học. Tạp chí Dầu khí 2018, tr. 8.

12. Tùng, N.P. Nghiên cứu sử dụng gel và các chất hoạt động bề mặt để nâng cao hệ số thu hồi dầu mỏ. Viện KHCN Việt Nam 2008, tr. 106.

13. Ý, L.T.N. Nghiên cứu xây dựng hệ chất hoạt động bề mặt bền nhiệt ứng dụng trong công nghệ tăng cường thu hồi dầu tại mỏ Bạch hổ và mỏ Rồng. Viện Khoa học Vật liệu, Viện Khoa học và Công nghệ Việt Nam 2012, tr. 145.

14. Đắc, N.V. Trữ lượng dầu mỏ của Việt Nam. PetroTimes, 2011, tr. 4.

15. Puerto, M., et al. Surfactant Systems for EOR in High–Temperature, High–Salinity Environments. SPE J. 2013, 17(01), 11–19.

16. Ayirala, S. et al. Microscale Interactions of Surfactant and Polymer Chemicals at Crude Oil/Water Interface for Enhanced Oil Recovery. SPE J. 2020, 25(04), 1812–1826.

17. Bavière, M.; Bazin, B.; Noïk, C. Surfactants for EOR: Olefin Sulfonate Behavior at High Temperature and Hardness. SPE Reservoir Eng. 1988, 3(02), 597–603.

18. Salman, M., et al. Application of Miscible Ethane Foam for Gas EOR Conformance Low–Permeability Heterogeneous Harsh Environments. SPE J. 2020, 25(04), 1871–1883.

19. Massarweh, O.; Abushaikha, A.S. The use of surfactants in enhanced oil recovery: A review of recent advances. Energy Reports 2020, 6, 3150–3178.

20. Budhathoki, M. et al. Design of an optimal middle phase microemulsion for ultra high saline brine using hydrophilic lipophilic deviation (HLD) method. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 2016, 488, 36–45.

21. Cholpraves, C. et al. The Systematic Screening Methodology for Surfactant Flooding Chemicals in Enhanced Oil Recovery. Computer Aided Chemical Engineering, A. Espuña, M. Graells, and L. Puigjaner, Editors, Elsevier 2017, 991–996.

22. Maheshwari, Y.K. A Comparative Simulation Study of Chemical EOR Methodologies (Alkaline, Surfactant and/or Polymer) Applied to Norne Field E–Segment. 2011.

23. Jin, L. et al. Physics based HLD–NAC phase behavior model for surfactant/crude oil/brine systems. J. Pet. Sci. Technol. Eng. 2015, 136, 68–77.

24. Nguyen, T.T. Application of the Hydrophilic–Lipophilic Deviation Concept to Surfactant Characterization and Surfactant Selection for Enhanced Oil Recovery. J. Surfactants Deterg. 2019, 22(5), 983–999.

25. Wang, S. et al. Design of extended surfactant–only EOR formulations for an ultrahigh salinity oil field by using hydrophilic lipophilic deviation (HLD) approach: From laboratory screening to simulation. Fuel 2019, 254, 115698.

26. Li, Y. et al. Mixtures of Anionic/Cationic Surfactants: A New Approach for Enhanced Oil Recovery in Low–Salinity, High–Temperature Sandstone Reservoir. SPE J. 2016, 21(04), 1164–1177.

27. Nafisifar, A.; Manshad, A.K.; Shadizadeh, S.R. Primary Evaluation of a New Green Synthesized Anionic Surfactant, Micellar Behavior Analysis, and Flooding in Sandstone Reservoirs: Application in Chemical Enhanced Oil Recovery. SPE J. 2022, 27(01), 771–789.

28. Chen, Y. et al. Ethoxylated Cationic Surfactants for CO2 EOR in High Temperature, High Salinity Reservoirs, in SPE Improved Oil Recovery Symposium. 2012, pp. SPE–154222–MS.

29. Ivan Greager, J.H.S.; de Wet, J.P.; Desmet, M.A.; Jansen, W.; Jacobson, P.; Dancuart, L.P.F. production of linear alkyl benzene. Sasol Technology (Proprietary) Limited, 2010.

30. George A.; Smith, S.S.A.; Raeda M.; Smadi, Anantaneni, P.R. Solid alkylbenzene sulfonates and cleaning compositions having enhanced water hardness tolerance, U.S. Patent, Editor. Huntsman Petrochemical Corporation, 2003.

31. Berger, P.D.; Berger, C.; Cao, G.; Hsu, O.S. Oliver Yehung Hsu, Polyalkylated arylalkyl sulfonc acds and ther salts, in United States Patent. Oil Chem Technologies, Sugar Land, TX (US) US, 2009.

32. Kanda HisaakiKako–Gun, K.H.K.–g., Yamaguchi Hiroki Kako–Gun, Method for producing 1,2–benzisothiazol–3–one compound. European Patent Application, 2014.

33. Campbell Curt B. S.G.P. Under–neutralized alkylxylene sulfonic acid composition for enhanced oil recovery processes, E. Patent, Editor. 2011.

34. Adibhatla, B.; Mohanty, K.K. Oil Recovery From Fractured Carbonates by Surfactant–Aided Gravity Drainage: Laboratory Experiments and Mechanistic Simulations. SPE Reservoir Eval. Eng. 2013, 11(01), 119–130.

35. Ahmadall, T. et al. Reducing Surfactant Adsorption in Carbonate Reservoirs. SPE Reservoir Eng. 2013, 8(02), 117–122.

36. Bazin, B. et al. An Advanced Methodology for Surfactant Based Pilot Design. Society of Petroleum Engineers, 2011.

37. Guo, L. et al. Dynamic interfacial tensions of alkyl alcohol polyoxypropylene–oxyehtylene ether sulfonate solutions. J. Pet. Sci. Technol. Eng. 2016, 141, 9–15.

38. Noziere, B. et al. Extraction and Characterization of Surfactants from Atmospheric Aerosols. J. Visualized Exp. 2017, 122, 55622.

39. Wade, W.H. et al. Interfacial Tension and Phase Behavior of Surfactant Systems. Soc. Pet. Eng. J. 1978, 18(04), 242–252.

40. Box, G.E.P.; Hunter, J.S. Multi–Factor Experimental Designs for Exploring Response Surfaces. Ann. Math. Stat. 1957, 28(1), 195–241.