[giaban]0.000 VNĐ[/giaban]
[kythuat]
[/kythuat]
[tomtat]
[tomtat]
Nghiên
cứu sử dụng gel và các chất hoạt động bề mặt để nâng cao hệ số thu hồi dầu mỏ
MỤC
LỤC
DANH
MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
DANH
MỤC CÁC BẢNG
DANH
MỤC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ
MỞ
ĐẦU
CHƯƠNG
1: TỔNG QUAN
1.1.
Giới thiệu về mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng
1.1.1.
Đặc điểm vùng mỏ Bạch Hổ
1.1.1.1.
Tính bất đồng nhất và đặc trưng đẩy dầu trong đá granit nứt nẻ
1.1.1.2.
Bơm ép nước và tình trạng ngập nước các giếng khai thác tầng móng mỏ Bạch Hổ
1.1.1.3.
Một số nghiên cứu nâng cao HSTHD trên đối tượng mỏ Bạch Hổ
1.1.2.
Một số đặc điểm về địa chất và thực tế khai thác dầu của khu vực Đông nam Rồng
1.2.
Nguyên nhân ngập nước các giếng khai thác và biện pháp ngăn cách nước bằng gel
polyme
1.2.1.
Phân loại nước trong giếng
1.2.2.
Nguyên nhân hình thành nước “xấu” và giải pháp xử lý
1.2.3.
Kiểm soát mức độ phù hợp của vỉa nhằm tăng cường thu hồi dầu
1.2.4.
Một số tác nhân cải thiện mặt cắt và kiểm soát nước và cơ chế hoạt động
1.2.4.1.
Các muối vô cơ
1.2.4.2.
Gel polyme
1.2.4.3.
Các chất dạng hạt
1.2.4.4.
Bọt
1.2.4.5.
Nhựa
1.2.4.6.
Các loại khác
1.2.5.
Ứng dụng gel polyme để xử lý vấn đề ngập nước
1.2.5.1.
Hệ gel chịu nhiệt độ cao
1.2.5.2.
Hệ gel polyme trên cơ sở hệ co-, ter- polyme chứa nhóm acrylamit và sulfonic
với hệ tạo nối hữu cơ
1.2.5.3.
Hệ gel nano clay polyacrylamit
1.2.5.4.
Những đặc trưng chính của hệ gel polyme
1.2.5.5.
Khả năng ứng dụng hệ gel polyme
1.2.6.
Vấn đề gặp phải khi bơm ép hệ gel polyme vào vùng không gian rỗng
1.2.7.
Thiết kế quá trình xử lý gel polyme
1.2.8.
Một số kết quả thử nghiệm bít nước bằng gel gần đây tại mỏ Bạch Hổ
1.3.
Nâng cao hệ số thu hồi dầu bằng phương pháp bơm ép dung dịch chất HĐBM vào vỉa
1.3.1.
Các chất HĐBM sử dụng trong nâng cao HSTHD
1.3.2.
Một số phương pháp bơm ép chất HĐBM nhằm tăng cường thu hồi dầu trên thế giới
1.3.2.1.
Các phương pháp bơm ép chất HĐBM tiên tiến
1.3.2.2.
Một số hợp chất HTBM thường được sử dụng trong nâng cao HSTHD
1.3.3.
Các cơ chế gia tăng HSTHD khi bơm ép chất HĐBM vào vỉa
1.3.3.1.
Gia tăng số mao dẫn Nc để đẩy dầu dư
1.3.3.2.
Cải thiện tính dính ướt đối với nước của đá
1.3.3.3.
Sự tự ngấm mao dẫn của dung dịch chất HĐBM trong đá chứa nứt nẻ
CHƯƠNG
2: THỰC NGHIỆM
2.1.
Mục tiêu đề tài
2.2.
Hóa chất
2.2.1.
Các loại polyme gel
2.2.2.
Các chất HĐBM
2.2.2.1.
Lọai anion
2.2.2.2.
Loại nonion
2.2.3.
Phụ gia
2.3.
Nước biển
2.3.1.
Nước biển mỏ Bạch Hổ
2.3.2.
Nước biển mỏ Đông Nam Rồng
2.4.
Dầu thô
2.4.1.
Dầu thô móng Bạch Hổ
2.4.2.
Dầu thô Đông Nam Rồng
2.5.
Thiết bị, dụng cụ thí nghiệm
2.5.1.
Các thiết bị thử nghiệm độ bền gel, thời gian tạo gel và xác ứng suất trượt
2.5.2.
Thiết bị thử nghiệm gel trong điều kiện vỉa
2.5.3.
Thiết bị đo SCBM liên diện Spinning Drop Interfacial Tesionmeter, Model 500,
Temco.Inc (Mỹ)
2.5.4.
Bể điều nhiệt chương trình hóa nhiệt độ TC100 Brookfield (Mỹ)
2.5.5.
Thiết bị đo góc tiếp xúc: Máy OCA 20 của Dataphysics, Đức
2.5.6.
Các thiết bị khác
2.5.7.
Thiết bị dùng trong bơm ép chất HĐBM trên mô hình vỉa
2.6.
Phương pháp nghiên cứu
2.6.1.
Các phương pháp tạo dung dịch gel và thử nghiệm gel
2.6.1.1.
Phương pháp tổng hợp hệ polyme Acrylamide/2-acrylamido-2-methylpropane sulfonic
acid/N,N-dimethyl acrylamide/vinylsulfonat sodium
2.6.1.1.1.
Hoá chất và dụng cụ
2.6.1.1.2.
Tổng hợp dung dịch tạo gel
2.6.1.2.
Phương pháp tổng hợp hệ polyme clay/acrylamit
2.6.1.2.1.
Hoá chất và dụng cụ
2.6.1.2.2.
Tổng hợp dung dịch tạo gel clay/acrylamit
2.6.1.2.3.
Tổng hợp dung dịch tạo gel clay/acrylamit/AMPS
2.6.1.2.4.
Tổng hợp dung dịch tạo gel clay/acrylamit/VS
2.6.1.3.
Phương pháp chuẩn bị dung dịch gel polyme thương mại
2.6.1.3.1.
Hoá chất và dụng cụ
2.6.1.3.2.
Chuẩn bị dung dịch gel
2.6.1.4.
Phương pháp thử nghiệm độ bền gel và thời gian tạo gel
2.6.1.4.1.
Dụng cụ
2.6.1.4.2.
Hóa chất
2.6.1.4.3.
Tiến trình thử nghiệm:
2.6.1.5.
Phương pháp đo ứng suất trượt của gel trên mẫu lõi
2.6.1.5.1.
Hóa chất và thiết bị
2.6.1.5.2.
Tiến trình thử nghiệm
2.6.1.6.
Yêu cầu kỹ thuật về vật liệu phân cách nước của XNLD Vietsovpetro
2.6.1.7.
Phương pháp tối ưu hoá quá trình gel hóa
2.6.1.8.
Nghiên cứu thí nghiệm gel polyme theo các yêu cầu của gel ngăn cách nước
2.6.1.9.
Phương pháp nghiên cứu sự hình thành và độ bền gel bằng kính hiển vi điện tử
quét (SEM)
2.6.1.10.
Xây dựng mô hình quá trình bơm hệ dung dịch gel vào giếng khai thác ngập nước
2.6.2.
Các phương pháp nghiên cứu hệ chất HĐBM
2.6.2.1.
Phương pháp tổng hợp α–olephin sunfonic axit
2.6.2.2.
Phương pháp tổng hợp Alkylbenzen sunphonic axit
2.6.2.3.
Phương pháp tổng hợp Alkyltoluen sunphonic axit
2.6.2.4.
Phương pháp tổng hợp Akylxylen sulfonic acid
2.6.2.5.
Phương pháp tổng hợp Akylnapthalen sunphonic axit
2.6.2.6.
Xác định SCBM liên diện hai pha dầu - nước
2.6.2.7.
Xác định nồng độ Mixen tới hạn (CMC) của dung dịch chất HĐBM.
2.6.2.8.
Xác định khả năng tương hợp của hệ chất HĐBM với nước biển
2.6.2.9.
Xác định độ bền nhiệt của hệ chất HĐBM sau 31 ngày ủ ở nhiệt độ vỉa
2.6.2.10.
Tối ưu hóa thống kê xác định thành phần và nồng độ tối ưu của hệ chất HĐBM để
bơm ép TCTHD
2.6.2.11.
Xác định tính dính ướt của bề mặt đá bằng cách đo góc tiếp xúc
2.6.2.12.
Quy trình bơm ép chất HĐBM trên mô hình vỉa
2.6.2.12.1.
Chuẩn bị các mô hình vỉa từ mẫu lõi đá móng ĐNR
2.6.2.12.2.
Chuẩn bị các chất lưu làm việc
2.6.2.12.3.
Xác định các điều kiện thí nghiệm
2.6.2.12.4.
Xác định hệ số thu hồi dầu bởi bơm ép nước
2.6.2.12.5.
Xác định hệ số thu hồi dầu bởi bơm ép chất HĐBM
2.6.2.12.6.
Giảm áp, giảm nhiệt của hệ nghiên cứu, tháo mẫu và xác định độ bão hoà dầu dư
theo Dean-Stark
2.6.2.12.7.
Tính toán, lập đồ thị liên quan và biện luận các kết quả thí nghiệm thu nhận
được
CHƯƠNG
3: KẾT QUẢ VÀ BIỆN LUẬN
3.1.
Thiết kế các hệ gel bền nhiệt để ngăn cách nước tại giếng khai thác mỏ Bạch Hổ
3.1.1.
Sự tạo gel của polyacrylamit
3.1.1.1.
Hợp chất tạo nối HMTA và HQ
3.1.1.2.
Hệ chất tạo nối HMTA-PhAc
3.1.2.
Nghiên cứu xác định thời gian tạo gel và độ bền gel của các hệ polyme
3.1.2.1.
Các polyme thương mại
3.1.2.1.1.
Tối ưu hóa để xác định thành phần hệ gel phù hợp
3.1.2.2.
Áp dụng phương pháp thừa số bất định Lagrange tìm hệ gel tối ưu
3.1.2.3.
Tổng hợp - Lựa chọn dung dịch tạo gel từ hệ quart-polyme
3.1.2.3.1.
Tối ưu hóa quá trình gel hóa của hệ polyme C
3.1.2.3.2.
Áp dụng phương pháp thừa số bất định Lagrange tìm hệ gel polyme tối ưu
3.1.2.4.
Khảo sát hệ gel polyme clay/acrylamit
3.1.2.4.1.
Chuẩn bị dung dịch gel
3.1.2.4.2.
Thời gian gel hóa và độ bền gel
3.1.2.5.
Khảo sát hệ gel copolyme clay/acrylamit/AMPS
3.1.2.5.1.
Nghiên cứu tổng hợp hệ copolyme clay/acrylamit/AMPS
3.1.2.5.2.
Thời gian và độ bền gel của các hệ copolyme clay/acrylamit/AMPS
3.1.2.6.
Khảo sát hệ gel copolyme clay/acrylamit/VS
3.1.2.6.1.
Nghiên cứu tổng hợp hệ copolyme clay/acrylamit/VS
3.1.2.6.2.
Thời gian và độ bền gel của các hệ copolyme clay/acrylamit/VS
3.1.3.
Nghiên cứu xác định ứng suất trượt của gel
3.1.4.
Thử nghiệm hệ gel trên mô hình vỉa tại Việt Xô Petro
3.1.5.
Nghiên cứu trạng thái gel bằng kính hiển vi điện tử quét (SEM)
3.1.6.
Xây dựng mô hình quá trình bơm hệ dung dịch gel vào giếng khai thác ngập nước
3.2.
Xây dựng các hệ chất HĐBM để bơm ép TCTHD tại mỏ Rồng và mỏ Bạch Hổ
3.2.1.
Với mỏ Đông Nam Rồng
3.2.1.1.
Xác định sức căng bề mặt giữa hai pha dầu - dung dịch chất HĐBM
3.2.1.2.
Khả năng bền nhiệt và tương hợp của các chất HĐBM với nước biển
3.2.1.2.1.
Các muối gốc alkyl thơm Sulfonic acid
3.2.1.2.2.
Các muối gốc alkyl sunphat
3.2.1.2.3.
Các chất HĐBM Nonion
3.2.1.2.4.
Hỗn hợp các chất HĐBM
3.2.1.3.
Khảo sát độ bền nhiệt của các dung dịch chất HĐBM
3.2.1.4.
Khảo sát độ bền nhiệt của các dung dịch hỗn hợp chất HĐBM
3.2.1.4.1.
Dung dịch chất HĐBM và chất trợ HĐBM
3.2.1.4.2.
Dung dịch hỗn hợp hai chất HĐBM anion
3.2.1.4.3.
Dung dịch hỗn hợp chất HĐBM nonion và chất HĐBM anion
3.2.1.5.
Thực nghiệm tối ưu hóa phối trộn các chất HĐBM
3.2.1.5.1.
Hệ thứ nhất (AS1, AS2, chất trợ HĐBM isopropanol):IAMS-M1
3.2.1.5.2.
Hệ thứ hai (AS2; AS3; NS1): IAMS-M2
3.2.1.6.
Xác định hệ chất HĐBM tối ưu cho nghiên cứu thí nghiệm đẩy dầu trên mô hình vỉa
3.2.1.6.1.
Thành phần
3.2.1.6.2.
Các kết quả thí nghiệm
3.2.2.
Với móng mỏ Bạch Hổ
3.2.2.1.
Khảo sát trên sự phối trộn giữa hai chất HĐBM AS1 và AS3
3.2.2.2.
Trung hòa và gia tăng chỉ số pH cho dung dịch các chất HĐBM gốc Sulfonate
3.2.2.3.
Thử nghiệm đẩy dầu bằng nước và nút dung dịch chất HĐBM trên mô hình vỉa của
móng mỏ Bạch Hổ
3.2.2.4.
Tổng hợp một số chất HĐBM bền nhiệt tan trong dầu
3.2.2.5.
Thử nghiệm hệ chất HĐBM tan trong dầu để tăng cường thu hồi dầu đối với mỏ Bạch
Hổ
3.2.2.5.1.
Khảo sát tính tương hợp với nước biển của các chất HĐBM đơn chất
3.2.2.5.2.
Xác định sức căng bề mặt giữa hai pha dầu - dung dịch chất HĐBM
3.2.2.5.3.
Khảo sát khả năng tương hợp và bền nhiệt của hệ nhiều cấu tử trong nước biển
3.2.2.5.4.
Thực nghiệm tối ưu hóa phối trộn hệ chất HĐBM bền nhiệt
3.2.2.5.5.
Xác định hệ chất HĐBM tối ưu cho nghiên cứu thí nghiệm đẩy dầu trên mô hình vỉa
KẾT
LUẬN
MỘT
SỐ KIẾN NGHỊ
TÀI
LIỆU THAM KHẢO
CÁC
CÔNG TRÌNH CÔNG BỐ LIÊN QUAN ĐẾN ĐỀ TÀI
Bài viết liên quan
