Thạc Sĩ Nghiên cứu xây dựng hệ chất hoạt động bề mặt bền nhiệt ứng dụng trong công nghệ tăng cường thu hồi d

Luận án tiến sĩ năm 2012
Đề tài: 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




MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN i
LỜI CẢM ƠN . ii
DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT . iii
MỤC LỤC . v
DANH MỤC CÁC BẢNG x
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ . xii
MỞ ĐẦU . 1
Tính cấp thiết của đề tài 1
Mục đích nghiên cứu . 3
Đối tượng nghiên cứu 3
Nội dung nghiên cứu . 3
Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài 4
CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN 6
1.1 Sử dụng các chất HĐBM trong TCTHD . 6
1.1.1 Các tính chất đặc trưng của dung dịch chất HĐBM . 7
1.1.1.1 Nồng độ Micelle tới hạn 7
1.1.1.2 Khả năng giảm sức căng bề mặt liên diện . 8
1.1.1.3 Tác động thay đổi tính dính ướt của dung dịch trên bề mặt rắn 9
1.1.2 Quan hệ giữa cấu trúc và tính chất của chất HĐBM 9
1.1.3 Yêu cầu của chất HĐBM sử dụng trong TCTHD 10
1.1.4 Các chất HĐBM và trợ HĐBM thường sử dụng trong TCTHD 11
1.1.4.1 Chất HĐBM họ Sulfonate . 11
1.1.4.2 Chất HĐBM họ sulfate 12
1.1.4.3 Chất HĐBM Ethoxylate Alcohol 13
1.1.4.4 Các chất trợ HĐBM . 13
1.1.5 Các phương pháp bơm ép chất HĐBM để nâng cao HSTHD 13
1.1.5.1 Tổng quan về phương pháp . 13
1.1.5.2 Các phương pháp bơm ép chất HĐBM để nâng cao HSTHD . 14
1.1.6 Cơ chế của phương pháp bơm ép chất HĐBM . 18
1.1.7 Sự tự ngấm mao dẫn của dung dịch chất HĐBM trong đá chứa nứt nẻ .
. 20
1.1.8 Cải thiện độ nhớt của lưu chất bơm ép khi có mặt của hệ trợ HĐBM . 21
1.2 Ứng dụng hạt nano trong TCTHD . 23
1.2.1 Tổng hợp hạt PN . 24
1.2.2 Biến tính hạt PN nhằm ứng dụng trong TCTHD 27
1.2.2.1 Tổng hợp hạt HLPN bằng cách biến tính bởi oleic acid (OA) 27
1.2.2.2 Cơ chế tăng cường khả năng bơm ép nước với các hạt HLPN . 28
1.2.3 Bản chất và độ ổn định của các hệ dung dịch chất HĐBM và hạt PN . 28
1.3 Đặc điểm của mỏ Bạch Hổ và Đông Nam Rồng . 32
1.3.1 Mỏ Bạch Hổ 32
1.3.2 Mỏ Đông Nam Rồng . 34
CHƯƠNG 2 THỰC NGHIỆM . 36
2.1 Hóa chất . 36
2.1.1 Các chất HĐBM 36
2.1.1.1 Các chất HĐBM anion 36
2.1.1.2 Các chất HĐBM nonion 38
2.1.2 Chất trợ HĐBM 39
2.1.3 Các hóa chất khác . 40
2.1.4 Nước biển 40
2.1.5 Dầu thô 40
2.1.6 Đá móng 41
2.2 Phương pháp nghiên cứu . 41
2.2.1 Nghiên cứu lựa chọn các chất HĐBM hợp phần 41
2.2.2 Xác định CMC của dung dịch chất HĐBM 42
2.2.3 Xây dựng công thức tổ hợp của các hệ chất HĐBM 42
2.2.4 Khảo sát khả năng tương hợp và độ bền nhiệt của các hệ chất HĐBM .
. 43
2.2.5 Tối ưu hóa thống kê xác định thành phần và nồng độ tối ưu của hệ chất
HĐBM để bơm ép TCTHD 44
2.2.6 Nghiên cứu giảm độ hấp phụ các chất HĐBM trên bề mặt đá vỉa . 46
2.2.7 Nghiên cứu sử dụng phối hợp chất HĐBM và polymer trong TCTHD .
. 47
2.2.8 Thử nghiệm đẩy dầu bằng nước và nút dung dịch chất HĐBM trên mô
hình vỉa . 47
2.2.8.1 Chuẩn bị mô hình vỉa 48
2.2.8.2 Chuẩn bị các chất lưu thí nghiệm 48
2.2.8.3 Xác định điều kiện thí nghiệm . 48
2.2.8.4 Các bước tiến hành 48
2.2.9 Nghiên cứu tổng hợp và khảo sát tác động của chế độ sấy đến cấu trúc
và hình thái của hạt PN . 49
2.2.10 Nghiên cứu tác động hợp trội khi bơm ép phối hợp chất HĐBM với các
hạt PN tổng hợp được . 50
2.2.11 Nghiên cứu độ ổn định của các hỗn hợp chất HĐBM và hạt PN . 51
2.2.12 Nghiên cứu tổng hợp hạt HLPN bằng cách biến tính bởi oleic acid 52
2.2.13 Khảo sát tác động tăng cường khả năng bơm ép nước của các hạt
HLPN . 52
CHƯƠNG 3 NGHIÊN CỨU ỨNG DỤNG CHẤT HOẠT ĐỘNG BỀ MẶT
TRONG TĂNG CƯỜNG THU HỒI DẦU 53
3.1 Đối với móng mỏ Bạch Hổ 53
3.1.1 Lựa chọn các chất HĐBM hợp phần 53
3.1.2 Xác định CMC của các chất HĐBM được sử dụng . 53
3.1.3 Khảo sát khả năng tương hợp và bền nhiệt của hệ nhiều cấu tử trong
nước biển . 56
3.1.3.1 Hệ đối chứng chỉ có AOS 56
3.1.3.2 Hệ gồm hai chất HĐBM 56
3.1.3.3 Hệ gồm ba chất HĐBM . 60
3.1.3.4 Hệ nhiều hơn ba chất HĐBM 63
3.1.4 Thực nghiệm tối ưu hóa phối trộn hệ chất HĐBM bền nhiệt . 66
3.1.4.1 Thí nghiệm theo quy hoạch ma trận yếu tố toàn phần 67
3.1.4.2 Thí nghiệm theo quy hoạch tối ưu hóa theo phương án quay bậc
hai của Box- Hunter . 68
3.1.4.3 Sử dụng phần mềm Statistica để xác định thành phần hỗn hợp tối
ưu . 71
3.1.5 Nghiên cứu giảm độ hấp phụ của các hệ chất HĐBM trên bề mặt đá
móng bằng chất trợ HĐBM EGBE . 72
3.1.6 Thử nghiệm đẩy dầu bằng nước và nút dung dịch chất HĐBM trên mô
hình vỉa của móng mỏ BH 74
3.1.6.1 Các chất lưu thí nghiệm . 74
3.1.6.2 Mô hình vỉa 74
3.1.6.3 Kết quả thử nghiệm . 74
3.2 Đối với móng mỏ ĐNR . 76
3.2.1 Lựa chọn các chất HĐBM hợp phần 76
3.2.2 Xác định CMC của các chất HĐBM 76
3.2.3 Khảo sát độ bền nhiệt và tương hợp của các chất HĐBM 77
3.2.4 Thực nghiệm tối ưu hóa phối trộn các chất HĐBM . 77
3.2.5 Khảo sát các tính chất đặc trưng của hệ IAMS-M2 79
3.2.5.1 Độ tương hợp với nước biển 79
3.2.5.2 Độ bền nhiệt . 79
3.2.6 Khảo sát các hệ IAMS-M2 với các polymer đóng vai trò phụ gia cải
thiện độ nhớt . 80
3.2.6.1 Khảo sát tính tương hợp và bền nhiệt của các polymer 80
3.2.6.2 Khảo sát  dầu – hệ dung dịch {IAMS-M2+AN} 80
3.2.6.3 Khảo sát  dầu – hệ dung dịch {IAMS-M2+HE} . 82
3.2.7 Thí nghiệm quá trình đẩy dầu bằng dung dịch hệ chất HĐBM IAMSM2-P trên mô hình vỉa trong điều kiện vỉa . 83
3.2.7.1 Các chất lưu thí nghiệm . 83
3.2.7.2 Điều kiện thí nghiệm . 84
3.2.7.3 Mô hình vỉa 84
CHƯƠNG 4 NGHIÊN CỨU TỔNG HỢP, BIẾN TÍNH VÀ ỨNG DỤNG
HẠT NANO SiO2
PHỐI HỢP VỚI CÁC CHẤT HOẠT ĐỘNG BỀ MẶT TRONG
TĂNG CƯỜNG THU HỒI DẦU . 88
4.1 Tổng hợp hạt PN và khảo sát tác động của chế độ sấy đến cấu trúc, hình
thái hạt 88
4.2 Khảo sát tác động hợp trội khi bơm ép phối hợp các chất HĐBM với các
hạt PN tổng hợp được 90
4.2.1 Khảo sát khả năng làm giảm  của các hỗn hợp hợp trội . 90
4.2.2 Khảo sát khả năng đẩy dầu của các hỗn hợp có tính hợp trội 93
4.2.3 Khảo sát tác động làm thay đổi góc tiếp xúc giữa dầu và đá móng mỏ
ĐNR . 98
4.2.4 Khảo sát độ ổn định của các hỗn hợp có tính hợp trội . 104
4.2.5 Khảo sát độ hấp phụ của các hỗn hợp có tính hợp trội . 108
4.3 Tổng hợp và ứng dụng hạt HLPN trong TCTHD . 110
4.3.1 Tổng hợp hạt HLPN bằng cách biến tính bởi OA 110
4.3.2 Khảo sát tác động tăng cường khả năng bơm ép nước của hạt HLPN .
. 112
KẾT LUẬN . 113
HƯỚNG NGHIÊN CỨU TIẾP THEO . 114
CÁC CÔNG TRÌNH ĐÃ CÔNG BỐ LIÊN QUAN ĐẾN LUẬN ÁN 115
TÀI LIỆU THAM KHẢO . 118
PHỤ LỤC




MỞ ĐẦU
Tính cấp thiết của đề tài
Trong quá trình khai thác dầu, thông thường sau giai đoạn khai thác sơ cấp và
thứ cấp, còn một lượng dầu rất lớn (khoảng 2/3 đến 4/5 trữ lượng) lưu lại trong cấu
trúc xốp, nứt nẻ của đá vỉa rất khó khai thác. Để tăng cường thu hồi một phần nào
đó của lượng dầu này, có thể áp dụng nhiều phương pháp khác nhau , phụ thuộc vào
điều kiện thực tế của từng mỏ như : phương pháp nhiệt, phương pháp khí, phương
pháp hóa [1]. Trong đó, phương pháp có tiềm năng ứng dụng cao là phương pháp
hóa với việc sử dụng các chất hoạt động bề mặt (HĐBM).
Trong quá trình đẩy dầu bằng nước bơm ép, bên cạnh việc quét dầu từ những
kênh nứt nẻ lớn chứa dầu, một phần lớn dầu được chứa trong phần vi nứt nẻ có độ
thấm rất nhỏ, chỉ từ 1  5 mD nên không thể bị quét trực tiếp bằng dòng nước. Tại
hệ mao quản đất đá này, dưới tác động của quá trình bơm ép nước, sẽ xảy ra quá
trình tương tác bề mặt giữa đất đá - dầu khí - nước vỉa và nước bơm ép, làm cho
tính chất hoá lý của hệ thay đổi theo những qu i luật lực phân tử - ion bề mặt, cản trở
quá trình đẩy dầu khi bơm ép nước biển. Để giải phóng lượng dầu này cần phải
giảm lực liên kết phân tử - ion, nghĩa là cần phải thêm chất HĐBM để làm giảm sức
căng bề mặt (SCBM) pha ranh giới dầu – nước, chính là sức căng bề mặt liên diện
() và tăng sự xâm nhập của nước vào pha dầu [1]. Nếu tác động của chất HĐBM
đủ hiệu quả để làm giảm , lượng dầu nằm trong các mao dẫn dần dần được thay
thế bởi nước có chứa chất HĐBM. Ngược lại, nếu nước bơm ép không chứa chất
HĐBM phù hợp thì lượng dầu dư sẽ bão hòa trong các vi nứt nẻ và không thể khai
thác được. Như vậy bơm ép dung dịch chất HĐBM phù hợp cho phép gia tăng hệ số
đẩy dầu, dẫn tới gia tăng hệ số thu hồi dầu (HSTHD) do gia tăng hiệu suất vi dịch
chuyển (lấy dầu ra khỏi những lỗ rỗng cá biệt trong đá chứa) [1].
Đặc biệt, gần đây đã có nhiều công trình nghiên cứu về các hạt nano được ứng
dụng trong lĩnh vực tăng cường thu hồi dầu (TCTHD). Binshan Ju cùng cộng sự [2]
đã xây dựng thành công một mô hình toán học để mô phỏng sự chuyển động của
òng hai pha có chứa các hạt nano SiO
2
(PN) tổng hợp được trong môi trường xốp
và đi đến kết luận : các hạt nano SiO
2
kỵ nước ưa dầu (HLPN) là các tác nhân hiệu
quả để tăng cường bơm ép nước đối với các mỏ có độ thấm chứa thấp và các hạt
nano SiO
2
kỵ dầu ưa nước (LHPN) sẽ tăng cường đáng kể khả năng thu hồi dầu với
đối với các mỏ có độ thấm chứa cao [3]. Từ đó mở ra một hướng nghiên cứu mới
nhằm khảo sát tác động hợp trội (synergistic effects) khi áp dụng phối hợp các hạt
PN với hệ chất HĐBM đã tối ưu để phát huy tối đa hiệu quả TCTHD.
Mỏ Bạch Hổ (BH) là mỏ dầu lớn nhất của Việt Nam, có trữ lượng cực lớn (trên
500 triệu tấn trữ lượng tại chỗ) với đối tượng khai thác chính là tầng móng, đã cung
cấp hơn 60% lượng dầu khí khai thác hàng năm của cả nước. Tuy nhiên, sau gần 24
năm khai thác (từ tháng 09/1988), sản lượng dầu khai thác từ mỏ BH đã suy giảm
nghiêm trọng, từ mức trên 12 triệu tấn đạt đỉnh năm 2001 (và duy trì đến 2004) chỉ
còn khoảng 5 triệu tấn năm 2011 [4, 5]. Để duy trì áp suất vỉa, đảm bảo sản lượng
khai thác, phương pháp bơm ép nước đã được áp dụng từ năm 1993. Tuy nhiên, do
cấu tạo địa chất phức tạp, đá móng nứt nẻ hang hốc, đa độ rỗng, đa độ thấm nên
hiện tượng ngập nước tại một số giếng khai thác đã sớm xuất hiện (từ 09/1996).
Đến nay, số lượng giếng khai thác ở mỏ BH bị ngập nước ngày càng tăng, mức độ
ngập nước ngày càng trầm trọng, một số giếng đã phải ngừng khai thác [6].
Mỏ Đông Nam Rồng (ĐNR) là một mỏ trung bình, có trữ lượng tại chỗ hơn
10,7 triệu tấn. Đây là mỏ lớn nhất trong các mỏ đã được phát hiện và đang được
khai thác tại khu vực mỏ Rồng cũng đang gặp những khó khăn nhất định : Một số
giếng khai thác đã xảy ra hiện tượng ngập nước. Bên cạnh đó, dầu ĐNR có độ nhớt
cao hơn nhiều so với dầu BH do có hàm lượng nhựa và asphaltene cao, làm giảm
hiệu quả đẩy dầu của nước bơm ép [7].
Do vậy, để bảo đảm và gia tăng HSTHD tại mỏ BH và mỏ ĐNR, bên cạnh vấn
đề duy trì áp lực vỉa bằng bơm ép nước hoặc bơm ép khí, cần phải tìm kiếm các tác
nhân có khả năng cải thiện hiệu quả đẩy dầu của nước và khí. Giải pháp tiềm năng
chính là sử dụng các chất HĐBM
Do đặc thù địa chất của các mỏ BH và ĐNR, cho đến nay, chưa có sản phẩm
HĐBM thương mại nào phù hợp với đá hệ Granite nứt nẻ, hang hốc, chịu được áp
suất cao, nhiệt độ cao: 140
o
C đối với móng BH, 91
o
C đối với móng ĐNR, chịu
được độ muối và độ cứng cao trong nước biển bơm ép.
Vì vậy việc nghiên cứu cơ sở khoa học để xây dựng hệ chất HĐBM bền nhiệt
ứng dụng trong công nghệ TCTHD tại các mỏ BH và mỏ ĐNR sẽ góp phần đáp ứng
yêu cầu cấp thiết và lâu dài của xí nghiệp liên doanh (XNLD) Vietsovpetro nói
riêng và của ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam nói chung.
Mục đích nghiên cứu
- Nghiên cứu xây dựng hệ chất HĐBM tối ưu bằng phương pháp phối trộn từ một
số chất HĐBM thương mại, phù hợp với điều kiện vỉa ở mỏ BH và mỏ ĐNR, có
khả năng gia tăng hiệu suất thu hồi dầu.
- Nghiên cứu tổng hợp, biến tính hạt PN với mục đích tăng cường khả năng bơm
ép nước và TCTHD.
- Nghiên cứu tác động hợp trội khi bơm ép phối hợp chất HĐBM với các hạt PN
tổng hợp được nhằm nâng cao HSTHD cho mỏ ĐNR.
Đối tượng nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu là một số chất HĐBM thương mại với các tính năng phù
hợp với dầu và nước biển của các mỏ BH và mỏ ĐNR, các hạt PN tổng hợp được,
các hệ phối trộn có tác động hợp trội của chúng với tiềm năng ứng dụng trong công
nghệ TCTHD. Các hạt HLPN có khả năng tăng cường hiệu quả bơm ép nước cũng
là đối tượng được nghiên cứu trong luận án.
Nội dung nghiên cứu
- Nghiên cứu lựa chọn chất HĐBM phù hợp với điều kiện khắc nghiệt tại vùng
mỏ BH và ĐNR (nhiệt độ cao, áp suất cao của vỉa và độ mặn, độ cứng cao của
nước biển bơm ép) nhằm gia tăng HSTHD. Nghiên cứu các tính chất lý-hóa, tính
tương hợp với nước biển và tính bền nhiệt của các chất HĐBM được lựa chọn
- Nghiên cứu tối ưu hóa tỉ lệ phối trộn các chất HĐBM phù hợp với mỏ BH và mỏ
ĐNR và cho giá trị  là bé nhất.
- Nghiên cứu giảm độ hấp phụ của chất HĐBM trên bề mặt đá vỉa.
- Nghiên cứu tổng hợp và biến tính các hạt PN có khả năng ứng dụng trong
TCTHD.
- Nghiên cứu sử dụng phối hợp chất HĐBM với các hạt PN nhằm nâng cao
HSTHD tại mỏ ĐNR và khảo sát tác động hợp trội của các hỗn hợp này.
Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Ý nghĩa khoa học
Xây dựng thành công hệ chất HĐBM để TCTHD ở các mỏ BH và ĐNR là kết
quả của quá trình tối ưu hóa việc sử dụng phối hợp các chất HĐBM được lựa chọn
trên cơ sở nghiên cứu cấu trúc hóa học, các tính chất, đặc trưng vật lý, hóa học, giá
thành, bằng cách phát huy tính hợp trội (chủ yếu giảm ), giảm thiểu các nhược
điểm của từng chất HĐBM khi sử dụng riêng lẻ (giá thành, độ tương hợp, độ bền
nhiệt, độ hòa tan, độ hấp phụ, ), thỏa mãn sử dụng phù hợp với đá hệ Granite nứt
nẻ, hang hốc, chịu được các điều kiện khắc nghiệt của móng mỏ như áp suất cao,
nhiệt độ cao, độ muối và độ cứng cao trong nước biển bơm ép.
Bên cạnh đó, khảo sát tác động hợp trội khi sử dụng phối hợp hệ chất HĐBM
tối ưu với các hạt PN tổng hợp được là một đóng góp mới về mặt khoa học trong
lĩnh vực TCTHD.
Ý nghĩa thực tiễn
Việc tìm kiếm các giải pháp phù hợp để TCTHD ứng dụng cho mỏ BH và mỏ
ĐNR hiện là một yêu cầu cấp thiết của XNLD Vietsovpetro và cũng là nhiệm vụ
quan trọng của công nghiệp khai thác dầu khí nước ta hiện nay.
Ngoài ra, nhiều mỏ dầu đang khai thác tại Việt Nam đang và sắp phải đầu tư áp
dụng công nghệ TCTHD như Rạng Đông và đặc biệt là Sư tử đen, một mỏ tương
đối lớn, dầu có hàm lượng nhựa và asphaltene khá cao tương đương dầu ĐNR, được
khai thác chưa lâu nhưng sản lượng đã bắt đầu sụt giảm. Vì vậy, nghiên cứu thành
công giải pháp TCTHD cho mỏ BH và mỏ ĐNR sẽ là tiền đề thuận lợi để phát triển
ứng dụng cho các mỏ khác tại thềm lục địa Việt Nam và khu vực trong những năm
sắp tới.
Do vậy, luận án Tiến sĩ “Nghiên cứu xây dựng hệ chất HĐBM bền nhiệt ứng
dụng trong công nghệ TCTHD tại mỏ BH và mỏ Rồng” sẽ là một đóng góp nhất
định vào hướng nghiên cứu phát triển công nghệ TCTHD của công nghiệp khai thác
dầu khí Việt Nam nói chung và đáp ứng yêu cầu cấp thiết của XNLD Vietsovpetro
nói riêng.




TÀI LIỆU THAM KHẢO
[1] Larry W. Lake (2010) Enhanced Oil Recovery ISBN:978-1-55563-305-9
Society of Petroleum Engineers.
[2] Binshan Ju, Tailiang Fan (2009) ‘Experimental study and mathematical model
of nanoparticle transport in porous media’, Powder Technology (192), 195-202.
[3] WANG Hai-Wen (2007) ‘Study of enhancing water adsorbing index by
nanometer-sized silicon oxide in water injection well’, Solid State Phenomena (121-123), 1497-1500.
[4] Trần Lê Đông, Hoàng Văn Quý, Trương Công Tài (2005) Thân dầu trong đá
móng nứt nẻ-hang hốc mỏ Bạch Hổ, Đông Nam Rồng và giải pháp bơm ép nước
nhằm nâng cao hệ số thu hồi dầu, Tuyển tập báo cáo Hội nghị KHCN “30 Năm
Dầu khí Việt Nam-Cơ hội mới thách thức mới”, Quyển I, NXB Khoa học và Kỹ
thuật, 52-57.
[5] Ngô Thường San (2012) Kỳ tích tìm dầu ở tầng đá móng, Petrotimes,
http://www.petrotimes.vn/petro-vietnam/vietsov-petro/2012/02/ky-tich-tim-dau-otang-da-mong.
[6] Hoàng Văn Quý, Nguyễn Minh Toàn, Trần Kháng Ninh (2008) ‘Trạng thái khai
thác mỏ Bạch Hổ, Rồng-Các giải pháp nâng cao hệ số thu hồi dầu’, Tạp chí Dầu khí
(9), 35-39.
[7] Trần Lê Đông, Trần Văn Hồi, Hoàng Văn Quý (2008) Khu vực mỏ Rồng và
hoạch định phát triển mỏ nhỏ có điều kiện địa chất và công nghệ khai thác phức
tạp, Tuyển tập báo cáo Hội nghị KHCN Viện Dầu khí Việt Nam – 30 năm nghiên
cứu và phát triển khoa học-công nghệ, Hà Nội, 35-38.
[8] Phạm Thành Quân, Phan Thanh Sơn Nam, Lê Thị Hồng Nhan (2000) Giáo trình
các chất hoạt động bề mặt, Nhà xuất bản Đại học Quốc gia Thành phố Hồ Chí
Minh.
[9] F. M. Llave, B. L. Call, L. A. Noll (1990) Mixed Surfactant Systems for
Enhanced Oil Recovery, Tropical Report according to Agreement No. DE-FC22-83FE60149.
[10] Drew Myers (2006) SURFACTANT SCIENCE AND TECHNOLOGY, third
edition, A John Wiley & Sons, Inc., publication,.
[11] P. D. Berger, C. H. Lee (2002) Ultra-low Concentration Surfactants for
Sandstone and Limestone Floods, SPE 75186, SPE/DOE Improved Oil Recovery
Symposium, Tulsa, Oklahoma, 13 - 17.
[12] Barakat, Y., et. al. (1995) ‘Adsorption of alkylbenzene sulfonates onto mineral
surfaces’, Indian Journal of Chem. Tech. (2), 162-166.
[13] 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.
[14] M. Bavière (1991) Basic concepts in Enhanced Oil Recovery Processes,
Critical Reports on Applied Chemistry Volume 33, Elsevier Science Publishers
LTD, 89-122.
[15] William A. Goddard III (2004) Lower cost methods for improved oil recovery
(IOR) via surfactant flooding, DOE Project: DE-FC26-01BC15362.
[16] Jiang H., Yu Q., Yi Z. (2011) ‘The Influence of the Combination of Polymer
and Surfactant Flooding on Recovery’ Petroleum Science and Technology,
29(5), 514-521.
[17] 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), 2562-2566.
[18] Malcolm Pitts, Jie Qi, Dan Wilson, Phil Dowling, David Stewart, Bill Jones
(20032005) Coupling the Alkaline-Surfactant-Polymer Technology and The