Luận văn thạc sĩ về phục hồi dầu nâng cao bằng tiêm bọt khí CO2

Luận văn thạc sĩ nghiên cứu kỹ thuật môi trường study on enhanced oil recovery by co2 microbubbles injection, đánh giá hiện trạng, phân tích vấn đề, đề xuất biện pháp hoàn thiện

• Tác giả: Le Nguyen Hai Nam
• Người hướng dẫn: Professor. Yuichi Sugai
• Trường học: Kyushu University
• Chuyên ngành: Earth Resources Engineering
• Đề tài: Nghiên Cứu Phục Hồi Dầu Nâng Cao Bằng Cách Tiêm Bọt Khí CO2
• Loại tài liệu: dissertation
• Năm xuất bản: 2022
• Địa điểm: Fukuoka

Mục lục chi tiết

• TÓM TẮT
• DANH MỤC HÌNH ẢNH
• DANH MỤC BẢNG
• LỜI CẢM ƠN
• 1. CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU
• 1.1. Nâng cao thu hồi dầu bằng Carbon Dioxide (CO2-EOR)
• 1.2. Vi bọt khí CO2 – Bọt khí keo (Colloidal Gas Aphrons)
• 2. CHƯƠNG 2: THIẾT KẾ THỰC NGHIỆM VÀ ĐẶC TÍNH CỦA VI BỌT KHÍ CO2
• 2.1. Chuẩn bị dung dịch gốc
• 2.2. Chuẩn bị chất lưu vi bọt khí CO2
• 2.3. Đánh giá độ ổn định của vi bọt khí CO2
• 2.4. Xác định kích thước vi bọt khí CO2
• 2.5. Kết quả và thảo luận
• 2.5.1. Quan sát trực quan vi bọt khí CO2
• 2.5.2. Phân bố kích thước vi bọt khí CO2
• 2.5.3. Các yếu tố ảnh hưởng đến phân bố kích thước vi bọt khí CO2
• 3. CHƯƠNG 3: HIỆU SUẤT DÒNG CHẢY CỦA VI BỌT KHÍ CO2 TRONG MÔI TRƯỜNG XỐP
• 3.1. Chuẩn bị chất lưu vi bọt khí CO2
• 3.2. Đo đạc đặc tính lưu biến
• 3.3. Chuẩn bị mô hình ép cát
• 3.4. Thử nghiệm dòng chảy chất lưu vi bọt khí CO2
• 3.5. Kết quả và thảo luận
• 3.5.1. Đặc tính của vi bọt khí CO2
• 3.5.2. Dòng chảy chất lưu vi bọt khí CO2 trong môi trường xốp đồng nhất
• 3.5.3. Dòng chảy chất lưu vi bọt khí CO2 trong môi trường xốp bất đồng nhất
• 4. CHƯƠNG 4: ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ NÂNG CAO THU HỒI DẦU BẰNG BƠM ÉP VI BỌT KHÍ CO2
• 4.1. Kết quả và thảo luận
• 4.1.1. Thu hồi dầu trong mô hình ép cát đơn
• 4.1.2. Thu hồi dầu trong mô hình ép cát song song
• 5. CHƯƠNG 5: KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
• 5.1. Những phát hiện chính của nghiên cứu

Tóm tắt

I. Giới thiệu

Nghiên cứu phục hồi dầu nâng cao bằng cách tiêm CO2 bọt khí là một phương pháp tiềm năng nhằm cải thiện hiệu suất khai thác dầu trong các mỏ dầu. Phương pháp này không chỉ giúp tăng cường lượng dầu thu hồi mà còn góp phần vào việc giảm thiểu khí thải nhà kính. Trong bối cảnh hiện tại, việc áp dụng kỹ thuật phục hồi dầu bằng tiêm CO2 trở nên cần thiết hơn bao giờ hết, đặc biệt khi các dự án CO2-EOR gặp phải những thách thức như hiệu ứng mật độ, sự dẫn khí và hiệu suất quét kém trong các môi trường rỗng không đồng nhất. Sử dụng bọt khí CO2 có thể giúp vượt qua những thách thức này, từ đó nâng cao hiệu quả khai thác dầu và đạt được các mục tiêu về thu giữ CO2.

II. Đặc điểm và quy trình thử nghiệm

Chương này trình bày quy trình thử nghiệm và các phương pháp đo lường nhằm đánh giá các đặc tính của bọt khí CO2. Các dung dịch bọt khí CO2 được chuẩn bị bằng cách khuấy khí CO2 vào dung dịch polymer xanthan gum và chất hoạt động bề mặt sodium dodecyl sulfate (SDS). Thông qua các thử nghiệm, sự ổn định và phân bố kích thước bọt khí được xác định. Kết quả cho thấy, nồng độ SDS và XG có ảnh hưởng lớn đến kích thước và độ ổn định của bọt khí CO2. Cụ thể, tăng nồng độ SDS hay XG làm giảm kích thước bọt nhưng lại tăng độ ổn định của chúng. Ngược lại, nồng độ NaCl cao làm giảm độ ổn định do ảnh hưởng của trọng lực và sự hợp nhất bọt.

2.1. Đánh giá độ ổn định của bọt khí CO2

Độ ổn định của bọt khí CO2 được đánh giá qua các thử nghiệm thoát nước, cho thấy rằng bọt khí có thể duy trì cấu trúc tốt hơn so với các loại bọt thông thường. Kết quả từ các thử nghiệm này đã chỉ ra rằng bọt khí CO2 có khả năng hoạt động hiệu quả trong các điều kiện không đồng nhất, mở ra hướng đi mới cho kỹ thuật phục hồi dầu.

III. Hiệu suất chặn của bọt khí CO2 trong môi trường rỗng

Chương này nghiên cứu khả năng chặn của bọt khí CO2 trong các môi trường rỗng đồng nhất và không đồng nhất. Thông qua các thí nghiệm trên mô hình cát, các dung dịch bọt khí CO2 được tạo ra và tiêm vào các hệ thống cát đơn và cát đôi. Kết quả cho thấy, bọt khí CO2 có khả năng chặn lỗ rỗng nhờ vào hiệu ứng Jamin, từ đó làm tăng cường sức cản trong môi trường rỗng. Khả năng chặn đạt giá trị tối ưu khi tỷ lệ khí:lỏng là 20% trong môi trường rỗng đồng nhất. Hơn nữa, bọt khí CO2 cho thấy khả năng kiểm soát dòng chảy tốt trong các khu vực có độ thẩm thấu cao và linh hoạt trong việc lưu thông qua các chỗ hẹp ở khu vực có độ thẩm thấu thấp.

3.1. Đánh giá khả năng chặn trong môi trường không đồng nhất

Trong các thử nghiệm với mô hình cát không đồng nhất, bọt khí CO2 vẫn duy trì hiệu suất quét tốt, điều này chứng tỏ rằng phương pháp này có thể được áp dụng hiệu quả trong các mỏ dầu có tính không đồng nhất cao, nơi mà các phương pháp tiêm CO2 truyền thống gặp nhiều khó khăn.

IV. Đánh giá hiệu suất phục hồi dầu

Chương này đánh giá hiệu suất phục hồi dầu từ các thử nghiệm tiêm bọt khí CO2. Các thử nghiệm được thực hiện ở nhiệt độ 45oC, trong đó quy trình tiêm bao gồm việc tiêm nước muối trước khi tiêm bọt khí CO2. Kết quả cho thấy, khoảng 61,4% lượng dầu ban đầu đã được phục hồi sau 3 thể tích lỗ rỗng (PV) nước tiêm. Sau khi tiêm 5 PV bọt khí CO2, hiệu suất phục hồi dầu được cải thiện thêm 23,6%. Đặc biệt, trong mô hình cát không đồng nhất với tỷ lệ thẩm thấu thấp/cao là 1:4, việc tiêm bọt khí CO2 đã cải thiện tổng lượng dầu phục hồi lên tới 86,9%. Kết quả cho thấy rằng bọt khí CO2 rất có lợi cho việc phục hồi dầu nâng cao trong các mỏ dầu không đồng nhất.

V. Kết luận và khuyến nghị

Nghiên cứu này đã chỉ ra rằng việc tiêm bọt khí CO2 là một phương pháp hứa hẹn để cải thiện hiệu suất phục hồi dầu trong các mỏ dầu không đồng nhất. Những phát hiện chính từ nghiên cứu bao gồm khả năng chặn hiệu quả của bọt khí CO2 và sự cải thiện đáng kể trong hiệu suất phục hồi dầu. Để tối ưu hóa quy trình này, cần có thêm các nghiên cứu sâu hơn về các điều kiện vận hành và tính chất của bọt khí trong các môi trường khác nhau. Việc áp dụng các công nghệ tiên tiến trong việc tạo ra và kiểm soát bọt khí CO2 sẽ mở ra hướng đi mới cho ngành công nghiệp dầu khí trong việc nâng cao hiệu quả khai thác và bảo vệ môi trường.

Nội dung chính

Tổng quan luận án

Tình trạng tiêu thụ năng lượng toàn cầu được dự báo sẽ tiếp tục gia tăng liên tục từ mức 1,5 triệu tỷ Btu vào năm 2020 lên 886,3 triệu tỷ Btu vào năm 2050 (Nalley et al., 2021). Trong bức tranh năng lượng này, nguồn tài nguyên hydrocacbon (bao gồm dầu khí truyền thống, phi truyền thống và khí tự nhiên) tiếp tục giữ vai trò trọng yếu ít nhất cho đến giữa thế kỷ XXI. Quá trình khai thác tại các mỏ dầu truyền thống thường trải qua ba giai đoạn: khai thác sơ cấp (primary recovery) dựa trên năng lượng tự nhiên của vỉa (như giãn nở khí hòa tan, mũ khí, ép vỉa nước đáy, trọng lực) thu hồi được tối đa khoảng 30% lượng dầu tại chỗ ban đầu (Original Oil In Place - OOIP); khai thác thứ cấp (secondary recovery) sử dụng phương pháp bơm ép nước (waterflooding) nhằm duy trì áp suất vỉa và đẩy dầu, thu hồi thêm khoảng 30–50% OOIP nhưng vẫn để lại lượng lớn dầu bị giữ lại trong cấu trúc lỗ xốp; và khai thác tam cấp (tertiary recovery), hay còn gọi là nâng cao hệ số thu hồi dầu (Enhanced Oil Recovery - EOR), thực hiện bơm ép các chất lưu nhân tạo vào vỉa để khai thác phần dầu còn sót lại (Willhite, 2018; Lake, 1989).

Song song với nhu cầu khai thác năng lượng, việc cắt giảm khí nhà kính, đặc biệt là carbon dioxide ($CO_2$), đang là ưu tiên môi trường cấp thiết. Các giải pháp thu hồi, sử dụng và lưu trữ carbon (CCUS) nhận được sự quan tâm lớn, trong đó phương pháp bơm ép $CO_2$ để nâng cao hệ số thu hồi dầu ($CO_2$-EOR) được xem là giải pháp kết hợp hiệu quả kinh tế và lưu trữ địa chất bền vững (Bachu, 2016; Meylan et al., 2015; Vo Thanh et al., 2020). Tuy nhiên, hiệu quả của phương pháp $CO_2$-EOR truyền thống trong các vỉa chứa bất đồng nhất thường bị hạn chế nghiêm trọng bởi các hiện tượng:

• Chênh lệch tỷ trọng lớn giữa pha khí và pha lỏng (density effect).
• Hiện tượng khí xuyên ngón và dẫn luồng sớm (gas channeling/fingering) qua các đới có độ thấm cao hoặc qua các hệ thống nứt nẻ.
• Hiệu suất quét thể tích kém (poor sweep efficiency) tại các vùng có độ thấm thấp.

Để giải quyết vấn đề kiểm soát độ linh động (mobility control), bọt khí $CO_2$ thông thường (conventional foam) đã được nghiên cứu, song loại bọt này thường kém bền vững dưới các điều kiện khắc nghiệt của vỉa chứa (Razavi et al.). Trong bối cảnh đó, hệ vi bọt (microbubbles) – hay còn gọi là bọt khí keo (Colloidal Gas Aphrons - CGAs) với kích thước từ 10 đến 100 $\mu\text{m}$, sở hữu cấu trúc màng bọc đa lớp chất hoạt động bề mặt bao quanh nhân khí $CO_2$ – mở ra tiềm năng ổn định cấu trúc và kiểm soát dòng chảy vượt trội. Mặc dù vậy, các nghiên cứu thực nghiệm có hệ thống về đặc tính của vi bọt $CO_2$ và cơ chế bít nhét chọn lọc (selective plugging) của chúng trong môi trường xốp đồng nhất và bất đồng nhất nhằm cải thiện thu hồi dầu vẫn còn thiếu hụt. Luận án này được thực hiện nhằm giải quyết khoảng trống nghiên cứu trên.

Mục tiêu nghiên cứu

Luận án xác định 3 mục tiêu nghiên cứu cụ thể như sau:

1. Nghiên cứu độ bền và phân bố kích thước vi bọt $CO_2$ dưới tác động của các thành phần hóa chất (polymer, surfactant, muối).
2. Tìm hiểu cơ chế bít nhét của vi bọt $CO_2$ trong môi trường xốp thông qua các thí nghiệm bơm ép mô hình nén cát (sandpack flooding).
3. Đánh giá khả năng nâng cao hệ số thu hồi dầu (EOR) của vi bọt $CO_2$ trong cả thành hệ đồng nhất và bất đồng nhất.

Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

• Đối tượng nghiên cứu: Hệ vi bọt $CO_2$ (CGA) được tạo thành từ khí $CO_2$, chất hoạt động bề mặt Sodium Dodecyl Sulfate (SDS), biopolymer Xanthan Gum (XG), muối Sodium Chloride (NaCl), nước khử ion (DI water); đặc tính lưu biến học; cơ chế bít nhét và hành vi dòng chảy trong môi trường rỗng; hiệu quả đẩy dầu trong các mô hình nén cát nhân tạo.
• Phạm vi không gian: Nghiên cứu thực nghiệm trong phòng thí nghiệm thuộc Bộ môn Kỹ thuật Tài nguyên Trái đất (Department of Earth Resources Engineering), Trường Cao học Kỹ thuật, Đại học Kyushu, Nhật Bản.
• Phạm vi thời gian: Luận án tiến sĩ hoàn thành và đệ trình vào tháng 09 năm 2022. Điều kiện thí nghiệm gồm nhiệt độ phòng cho các phép đo đặc tính vi bọt và kiểm tra lưu biến/bít nhét, cùng nhiệt độ $45^\circ\text{C}$ cho các thử nghiệm bơm ép thu hồi dầu ngập lụt.

---

Tổng quan tài liệu và vị trí của luận án

Các hướng nghiên cứu trước đây

1. Cơ chế thu hồi dầu và phương pháp $CO_2$-EOR: Cơ chế khai thác dầu qua các giai đoạn sơ cấp, thứ cấp và tam cấp đã được hệ thống hóa bởi Lake (1989) và Willhite (2018). Việc tận dụng $CO_2$ cho EOR gắn liền với lưu trữ địa chất (CCUS) được phân tích bởi Dejam et al. (2018a, 2018b), Azzolina et al. (2015), Bachu (2016), Meylan et al. (2015), Mohagheghian et al. (2019), Vo Thanh et al. (2019, 2020, 2021). Nhược điểm về độ linh động cao của khí $CO_2$ và tính kém ổn định của bọt khí thông thường trong môi trường khắc nghiệt được chỉ ra bởi Du et al., E. Yang et al., và Razavi et al.
2. Khái niệm và cấu trúc Colloidal Gas Aphrons (CGAs): Sebba (1987) lần đầu tiên mô tả cấu trúc CGA gồm một nhân khí hình cầu được bao bọc bởi một màng nước nhớt và ba lớp phân tử chất hoạt động bề mặt (gồm một lớp đơn bên trong và một lớp kép bên ngoài), tạo thành hàng rào ngăn khí khuếch tán vào pha lỏng nền. Telmadarreie et al. phân tích sự khác biệt về độ bền giữa CGA và bọt thông thường.
3. Ứng dụng của CGA trong kỹ thuật: CGA được ứng dụng trong xử lý nước thải và môi trường (Hashim et al., 1998, 2012; Molaei et al., 2015), tuyển nổi khoáng sản như tách CuO từ $SiO_2$ (Wang et al., 2001; Waters et al., 2008), và làm thành phần trong dung dịch khoan hạn chế xâm nhập chất lưu (Shivhare et al.; Pasdar et al., 2019; Tabzar et al., 2015a; Zhu et al., 2020; Alizadeh et al., 2019).
4. Cơ chế dòng chảy và bít nhét trong môi trường xốp: Wright (1933) thiết lập lý thuyết hiệu ứng Jamin (Jamin effect) khi bọt khí đi qua họng lỗ xốp có đường kính nhỏ hơn đường kính bọt. E. Yang et al. ứng dụng vi bọt bít nhét vỉa nông qua hiệu ứng Jamin. Shi et al. (2016, 2017) thực hiện thí nghiệm mô hình cát kép và micromodel, chứng minh vi bọt có khả năng bít tạm thời vùng thấm cao để chuyển hướng dòng chảy vào vùng thấm thấp. Về mặt mô hình hóa, Alizadeh et al. (2015, 2017) xây dựng mô hình toán dự báo độ bền vi bọt và sự vận chuyển của chúng trong môi trường xốp dựa trên tỷ số giữa đường kính bọt và kích thước hạt.
5. Độ bền và phân bố kích thước vi bọt: Ivan et al. (2001) nhận thấy CGA ổn định đến áp suất 10,3 MPa; Fred Growcock (2004) ghi nhận CGA tồn tại dưới áp suất 27 MPa; N. Bjorndalen et al. (2008) đánh giá trực quan vi bọt ở áp suất cao và chỉ ra bọt mất ổn định ở 50–75°C; Pasdar et al. (2018a) xác nhận độ bền của CGA khi nén và giảm áp lên tới 13 MPa. Các yếu tố polymer và surfactant ảnh hưởng đến độ bền được khảo sát bởi Longe (1989), Jauregi et al. (1997), Yan et al. (2005), Sadeghialiabadi et al. (2015), Tabzar et al. (2015b, 2020), và Pasdar et al. (2018c, 2020). Về phân bố kích thước, Zhu et al. (2020) áp dụng phân bố Gaussian, Parmar (2015) dùng phân bố Weibull nhưng chưa kiểm định mức độ phù hợp, còn Alam et al. (2017) dùng phân bố Log-normal cho bọt tuyển nổi điện hóa.
6. Ứng dụng vi bọt trong thu hồi dầu: Telmadarreie et al. (2016) chứng minh vi bọt $CO_2$ cải thiện hiệu suất quét đối với dầu nặng trong môi trường bất đồng nhất; Natawijaya et al. (2020) thực hiện ngập lụt mô hình cát song song bằng vi bọt $CO_2$.

Khoảng trống nghiên cứu luận án lựa chọn giải quyết

Trong y văn tồn tại mâu thuẫn rõ rệt về quy luật tác động của chất hoạt động bề mặt lên kích thước vi bọt: Xu et al. (2009a, 2009b) cho rằng tăng nồng độ surfactant làm giảm đường kính bọt; ngược lại Arabloo et al. (2014) và Pasdar et al. kết luận kích thước bọt CGA tăng khi tăng nồng độ surfactant; trong khi N. Bjorndalen et al. nhận định kích thước bọt chỉ giảm khi nồng độ surfactant nằm dưới ngưỡng nồng độ micelle tới hạn (CMC). Bên cạnh đó, chưa có nghiên cứu nào áp dụng các kiểm định độ phù hợp thống kê (goodness of fit) chặt chẽ để xác định chính xác hàm phân bố xác suất cho kích thước vi bọt $CO_2$. Luận án này tập trung giải quyết các bất đồng trên, xác lập mô hình toán học tối ưu cho phân bố kích thước, làm rõ ảnh hưởng của độ mặn (NaCl), và cung cấp đánh giá thực nghiệm toàn diện về cơ chế bít nhét chọn lọc, hành vi lưu biến, cũng như hiệu quả nâng cao thu hồi dầu của vi bọt $CO_2$ trong mô hình nén cát đơn và cát song song.

---

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Cơ sở lý thuyết và các khái niệm sử dụng

• Cấu trúc bọt khí keo (CGA): Gồm nhân khí hình cầu được bao quanh bởi màng chất lỏng nhớt và 3 lớp phân tử chất hoạt động bề mặt (lớp đơn tiếp giáp nhân khí và lớp kép tiếp giáp pha lỏng nền), giúp cản trở quá trình khuếch tán khí từ nhân ra ngoài.
• Hiện tượng Ostwald ripening (Disproportionation): Quá trình tăng kích thước bọt theo thời gian do chênh lệch áp suất mao dẫn giữa các bọt có kích thước khác nhau theo phương trình Laplace: $$\Delta P = P_1 - P_2 = 2\gamma \left( \frac{1}{r_1} - \frac{1}{r_2} \right)$$ Trong đó $\Delta P$ là độ chênh áp, $P_1, P_2$ là áp suất bên trong các bọt có bán kính tương ứng $r_1, r_2$, và $\gamma$ là sức căng liên bề mặt. Khí từ bọt nhỏ có áp suất cao hơn sẽ khuếch tán sang bọt lớn qua pha lỏng.
• Hiệu ứng Jamin (Jamin Effect): Hiện tượng bọt khí bị biến dạng và sinh ra lực cản mao dẫn khi đi qua các họng lỗ xốp có đường kính nhỏ hơn kích thước bọt, tạo ra cơ chế bít nhét cơ học.
• Mô hình động học thoát lỏng tĩnh (Static drainage kinetic model): Mô hình của Yan et al. (2005) mô tả thể tích chất lỏng thoát ra $V_t$ theo thời gian $t$: $$\frac{V_t}{V_F} = \frac{t}{T_{1/2} + t}^n$$ Trong đó $V_F$ là thể tích thoát lỏng cuối cùng (200 mL), $T_{1/2}$ là thời gian bán hủy (thời gian để chất lỏng thoát ra đạt 50% $V_F$), $n$ là số mũ xác định dạng đường cong chữ S, và $K$ là hằng số tốc độ thoát lỏng đặc trưng.
• Mô hình lưu biến Power-law: Sử dụng để mô tả ứng xử phi Newton của chất lưu vi bọt $CO_2$.
• Các hàm mật độ xác suất (PDF) kiểm tra phân bố kích thước bọt:
  • Phân bố chuẩn (Normal PDF): $f(x) = \frac{1}{\sigma \sqrt{2\pi}} \exp\left( -\frac{(x-\mu)^2}{2\sigma^2} \right)$
  • Phân bố Log-normal (Log-normal PDF): $f(x) = \frac{1}{x\sigma\sqrt{2\pi}} \exp\left( -\frac{(\ln x - \mu)^2}{2\sigma^2} \right)$
  • Phân bố Weibull (Weibull PDF): $f(x) = \frac{a}{b} \left(\frac{x}{b}\right)^{a-1} \exp\left( -\left(\frac{x}{b}\right)^a \right)$ (với $a$ là tham số hình dạng, $b$ là tham số tỷ lệ).
  • Kiểm định Anderson–Darling (AD) và đồ thị Q-Q (Quantile-Quantile): Dùng để đánh giá mức độ phù hợp của mô hình phân bố; giá trị AD thấp nhất cùng $P\text{-value} > 0{,}05$ biểu thị mô hình phù hợp nhất.

Hóa chất và vật liệu thực nghiệm

• Biopolymer: Xanthan Gum (XG).
• Chất hoạt động bề mặt: Sodium Dodecyl Sulfate (SDS, độ tinh khiết $\ge 99%$).
• Khí: Khí $CO_2$ với độ tinh khiết 99,9%.
• Muối khoáng: Sodium Chloride (NaCl) dùng khảo sát độ mặn và tạo nước muối tổng hợp.
• Dung môi: Nước khử ion (DI water).
• Toàn bộ hóa chất được cung cấp bởi Junsei Chemical (Nhật Bản).

Phương pháp và quy trình thực nghiệm

1. Chuẩn bị dung dịch gốc (Base solutions): Hòa tan muối NaCl trong 300 mL nước khử ion, sau đó bổ sung SDS và XG theo các nồng độ thiết kế; khuấy trong 2 giờ bằng máy khuấy từ (MS-H280-Pro Model, Dlab Scientific Inc.) ở tốc độ 1000 vòng/phút.
2. Tạo hệ vi bọt $CO_2$: Rót 200 mL dung dịch gốc vào bình chứa 300 mL; sục khí $CO_2$ (99,9%) từ đáy bình qua đĩa xốp khuếch tán khí (porous stone) với lưu lượng kiểm soát; đồng hóa hỗn hợp bằng máy khuấy cơ học tốc độ cao (HG-200 Hsiangtai Model, As One Corporation) ở 8000 vòng/phút trong 4 phút tại điều kiện áp suất và nhiệt độ phòng.
3. Đo độ bền vi bọt (Drainage test): Chuyển hệ phân tán vi bọt vào ống đong chia độ 300 mL, ghi nhận thể tích chất lỏng lắng tách theo thời gian cho đến khi bọt vỡ hoàn toàn (200 mL), tính toán thông số động học $K$ và $T_{1/2}$.
4. Xác định phân bố kích thước vi bọt (BSD): Lấy mẫu vi bọt tại thời điểm $t = 0$ phút và $t = 60$ phút đưa lên lam kính; chụp ảnh qua kính hiển vi quang học truyền qua kết nối camera CCD và máy tính. Ảnh được xử lý bằng phần mềm ImageJ (chuyển sang ảnh 8-bit, cân chỉnh độ tương phản, phân ngưỡng thresholding, đếm và phân tích tối thiểu 1000 bọt/mẫu). Dữ liệu được đưa vào phần mềm MATLAB để tính đường kính trung bình ($D_{avg}$ trên khoảng 300 bọt), $D_{10}$, $D_{50}$, $D_{90}$, khớp các hàm phân bố xác suất và thực hiện kiểm định Anderson-Darling.
5. Thí nghiệm dòng chảy và bít nhét trong mô hình nén cát (Sandpack flow tests): Đo áp suất chênh lệch (pressure drop) và độ nhớt biểu kiến của chất lưu vi bọt $CO_2$ khi bơm qua mô hình nén cát đơn (đồng nhất) và mô hình kép hai lõi (dual-core/heterogeneous sandpack) dưới các tỷ số khí:lỏng, độ thấm, và lưu lượng bơm khác nhau.
6. Thí nghiệm ngập lụt nâng cao thu hồi dầu (EOR flooding tests): Tiến hành ở $45^\circ\text{C}$ trên mô hình nén cát đơn và mô hình nén cát song song (parallel sandpacks) với nước muối chứa 20000 mg/L NaCl. Quy trình gồm: bơm 3 thể tích lỗ xốp (PV) nước muối $\rightarrow$ bơm 0,5 PV vi bọt $CO_2$ $\rightarrow$ bơm nước đuổi (chase water).

---

Nội dung chính theo từng chương

Chương 1: Giới thiệu (Introduction)

Chương này tổng quan về nhu cầu năng lượng và thực trạng suy giảm sản lượng tại các mỏ dầu, làm rõ vai trò của các giai đoạn khai thác sơ cấp, thứ cấp và tam cấp. Tác giả nhấn mạnh tầm quan trọng của công nghệ $CO_2$-EOR trong chiến lược giảm thiểu khí nhà kính toàn cầu thông qua CCUS. Phân tích chi tiết các rào cản kỹ thuật của việc bơm ép $CO_2$ truyền thống (hiện tượng xuyên ngón khí, trọng lực phân tầng, hiệu suất quét thấp trong vỉa bất đồng nhất) và sự kém bền của bọt khí thông thường. Từ đó, giới thiệu giải pháp sử dụng vi bọt $CO_2$ (CGA) với màng bọc đa lớp, xác định 3 mục tiêu nghiên cứu cụ thể và trình bày bố cục 5 chương của luận án.

Chương 2: Thiết kế thực nghiệm và xác định đặc tính của vi bọt $CO_2$ (Experimental Design and Characterization of $CO_2$ Microbubbles)

Chương 2 trình bày chi tiết quy trình chế tạo và phân tích đặc tính của 7 mẫu vi bọt $CO_2$ (ký hiệu từ S1 đến S7) với thành phần hóa chất biến thiên:

Mẫu	Nồng độ XG (g/L)	Nồng độ SDS (g/L)	Nồng độ NaCl (g/L)
S1	5	1	-
S2	5	2	-
S3	5	3	-
S4	3	3	-
S5	1	3	-
S6	5	3	10
S7	5	3	20

Kết quả phân bố kích thước và kiểm định độ phù hợp

Dữ liệu kích thước bọt tại thời điểm $t = 0$ phút được khớp với ba hàm phân bố xác suất: Normal, Log-normal và Weibull. Đồ thị Q-Q plot và kết quả kiểm định Anderson–Darling (Bảng 2.2) chứng minh:

• Hàm phân bố Weibull cho giá trị AD thấp nhất trên tất cả 7 mẫu dữ liệu và có $P\text{-value} > 0{,}05$, các điểm thực nghiệm tiệm cận đường chuẩn $45^\circ$. Do đó, phân bố Weibull là mô hình toán học mô tả chính xác nhất phân bố kích thước của vi bọt $CO_2$.
• Phân bố Normal và Log-normal có giá trị AD cao và $P\text{-value} < 0{,}05$, cho thấy sự sai lệch đáng kể so với dữ liệu thực nghiệm.

Các yếu tố ảnh hưởng đến độ bền và kích thước vi bọt

• Ảnh hưởng của nồng độ SDS: Khi không có polymer XG, vi bọt sụp đổ hoàn toàn trong vòng khoảng 20 phút. Khi có mặt 5 g/L XG, tăng nồng độ SDS từ 1 lên 3 g/L làm giảm đường kính bọt trung bình từ 63,37 $\mu\text{m}$ xuống các giá trị nhỏ hơn, dải phân bố kích thước hẹp lại; đồng thời hằng số tốc độ thoát lỏng $K$ giảm 19% do mật độ phân tử hoạt động bề mặt tại màng tiếp xúc tăng lên, củng cố tính đàn hồi bề mặt và tạo lực đẩy tĩnh điện ngăn bọt hợp giọt.
• Ảnh hưởng của nồng độ Xanthan Gum: Nồng độ XG đóng vai trò quyết định đến độ bền vi bọt. Khi tăng nồng độ XG từ 0 lên 5 g/L (với 3 g/L SDS), hằng số $K$ giảm mạnh từ $5{,}2 \times 10^{-5}\text{ mL}^{-1}\text{min}^{-1}$ (giảm 78 lần). Đường kính trung bình giảm từ 55 $\mu\text{m}$ (ở 1 g/L XG) xuống 47,37 $\mu\text{m}$ (ở 5 g/L XG). Độ nhớt dung dịch tăng giúp cản trở quá trình khuếch tán $CO_2$ từ nhân khí ra pha lỏng.
• Ảnh hưởng của nồng độ NaCl: Bổ sung NaCl ở mức 10 g/L giúp giảm nhẹ đường kính bọt xuống 47 $\mu\text{m}$ và tăng nhẹ độ bền nhờ hiện tượng nén lớp điện tích kép (double-layer compression). Tuy nhiên, khi tăng nồng độ NaCl lên 20 g/L, hiện tượng kết tụ bọt xuất hiện, đường kính trung bình tăng lên 51 $\mu\text{m}$, dải phân bố mở rộng và hằng số $K$ tăng hơn hai lần (độ bền suy giảm) do hiệu ứng trọng trường và suy giảm độ nhớt.
• Sự thay đổi kích thước theo thời gian (Ostwald ripening): Sau 60 phút, dưới tác động của chênh lệch áp suất Laplace, khí khuếch tán từ bọt nhỏ sang bọt lớn. Mẫu S3 (3 g/L SDS, 5 g/L XG) duy trì dải kích thước hẹp và cấu trúc ổn định nhất; trong khi mẫu S5 (1 g/L XG) bị thoái hóa mạnh với kích thước bọt phân tán rộng từ 50 đến 450 $\mu\text{m}$.

Chương 3: Ứng xử dòng chảy của vi bọt $CO_2$ trong môi trường xốp (Flow Performance of $CO_2$ Microbubbles in Porous Media)

Chương 3 tập trung đánh giá tính chất lưu biến và cơ chế bít nhét dòng chảy của vi bọt $CO_2$:

• Đặc tính lưu biến: Ứng xử lưu biến của chất lưu vi bọt $CO_2$ tuân theo mô hình Power-law ở nhiệt độ phòng. Độ nhớt biểu kiến tăng đồng biến với sự gia tăng của tỷ số khí:lỏng (gas:liquid ratio).
• Dòng chảy trong môi trường xốp đồng nhất (Homogeneous sandpack): Khi chất lưu vi bọt $CO_2$ di chuyển vào các họng lỗ xốp, các vi bọt bị biến dạng và tạo lực cản mao dẫn theo hiệu ứng Jamin, dẫn đến gia tăng độ giảm áp (pressure drop) qua mô hình nén cát. Khả năng bít nhét lỗ xốp của vi bọt đạt giá trị tối ưu tại tỷ số khí:lỏng là 20%.
• Dòng chảy trong môi trường xốp bất đồng nhất (Heterogeneous/Dual-core sandpack): Thí nghiệm trên hệ mô hình cát kép hai lõi cho thấy vi bọt $CO_2$ có khả năng bít nhét chọn lọc (selective plugging) vượt trội:
  • Tại vùng có độ thấm cao, vi bọt tích tụ gây nghẽn họng lỗ xốp và hạn chế dòng chảy chính.
  • Tại vùng có độ thấm thấp, vi bọt thể hiện tính linh hoạt uốn dòng vượt qua các vị trí thắt hẹp.
  • Kết quả là tỷ lệ lưu lượng phân đoạn (fractional flow) giữa hai lõi đạt mức cân bằng 50%:50% trong mô hình nén cát kép có chênh lệch độ thấm (vượt trội hơn hẳn so với trường hợp chỉ bơm dung dịch polymer XG 5000 mg/L). Ngay cả ở mức độ bất đồng nhất cao (0,0 darcy chênh lệch), chất lưu vi bọt $CO_2$ vẫn thiết lập được hiệu quả quét đồng đều.

Chương 4: Đánh giá hiệu quả nâng cao thu hồi dầu bằng bơm ép vi bọt $CO_2$ (Evaluation of Enhanced Oil Recovery Performance by $CO_2$ Microbubbles Flooding)

Chương 4 thực hiện các thí nghiệm ngập lụt quét dầu ở nhiệt độ $45^\circ\text{C}$ trên các mô hình nén cát đơn và song song:

• Mô hình nén cát đơn (Single sandpack flooding):
  • Sau giai đoạn ngập nước sơ cấp (bơm 3 PV nước muối 20000 mg/L NaCl), hệ số thu hồi dầu đạt 61,4% OOIP.
  • Bơm tiếp 0,5 PV vi bọt $CO_2$ tạo ra sự bít nghẽn cục bộ trong các kênh dẫn lưu lớn.
  • Giai đoạn bơm nước đuổi (chase water) tiếp theo giúp khai thác thêm 23,6% OOIP, nâng tổng hệ số thu hồi dầu lên mức cao.
• Mô hình nén cát song song (Parallel sandpack flooding) mô phỏng vỉa bất đồng nhất:
  • Với tỷ lệ độ thấm thấp/cao là 1:4: Bơm vi bọt $CO_2$ giúp tái phân bố dòng phân đoạn, đẩy lượng dầu còn kẹt trong vùng thấm thấp, nâng tổng hệ số thu hồi dầu lên 86,9% OOIP (so với mức 75,x% khi chỉ bơm dung dịch gốc/base solution).
  • Với tỷ lệ độ thấm thấp/cao là 1:2: Bơm vi bọt $CO_2$ nâng tổng hệ số thu hồi dầu lên tới 93,x% OOIP.
  • Hiệu suất đẩy dầu tăng tỷ lệ nghịch với mức độ bất đồng nhất của mô hình nén cát, khẳng định vi bọt $CO_2$ là tác nhân chuyển hướng dòng và nâng cao thu hồi dầu hiệu quả trong vỉa chứa phân tầng.

Chương 5: Kết luận và kiến nghị (Conclusions and Recommendation)

Chương 5 đúc kết các phát hiện thực nghiệm cốt lõi của nghiên cứu, khẳng định vi bọt $CO_2$ tạo từ hệ XG-SDS có độ bền cao, phân bố kích thước tuân theo hàm Weibull, khả năng bít nhét chọn lọc theo hiệu ứng Jamin giúp cân bằng dòng phân đoạn (50%:50%) và nâng cao đáng kể hệ số thu hồi dầu trong vỉa bất đồng nhất. Đồng thời, chương này đưa ra các đề xuất về hướng nghiên cứu tiếp theo.

---

Kết quả và những đóng góp mới

Đóng góp mới về mặt lý luận và khoa học

1. Xác lập mô hình phân bố kích thước hạt: Luận án là công trình thực nghiệm đầu tiên chứng minh bằng kiểm định thống kê Anderson–Darling ($P\text{-value} > 0{,}05$) và đồ thị Q-Q plot rằng hàm phân bố Weibull là mô hình toán học mô tả chính xác nhất phân bố kích thước vi bọt $CO_2$ (CGA), thay vì phân bố Normal hay Log-normal như các giả định trước đây.
2. Làm rõ cơ chế ảnh hưởng của nồng độ chất hoạt động bề mặt và độ mặn: Luận án giải quyết mâu thuẫn trong y văn khi chỉ ra rằng tăng nồng độ SDS (từ 1 đến 3 g/L) kết hợp với polymer XG làm giảm đường kính vi bọt và thu hẹp dải phân bố kích thước do làm giảm sức căng liên bề mặt. Đồng thời, nghiên cứu xác định tác động kép của muối NaCl: nồng độ 10 g/L làm tăng độ bền do nén lớp điện tích kép, nhưng nồng độ 20 g/L gây mất ổn định do kết tụ bọt và hiệu ứng trọng trường.
3. Sáng tỏ cơ chế bít nhét chọn lọc qua hiệu ứng Jamin: Minh chứng định lượng quy luật ứng xử lưu biến Power-law của chất lưu vi bọt $CO_2$ và cơ chế bít nhét cơ học khi bọt đi qua họng lỗ xốp, giúp điều hòa lưu lượng phân đoạn đạt tỷ lệ lý tưởng 50%:50% trong môi trường bất đồng nhất.

Đóng góp mới về mặt thực tiễn và giải pháp công nghệ

1. Quy trình chế tạo hệ vi bọt $CO_2$ ổn định: Thiết lập quy trình công nghệ tạo vi bọt đồng nhất bằng cách kết hợp khuấy trộn cơ học 8000 vòng/phút trong 4 phút với sục khí $CO_2$ qua đĩa xốp khuếch tán trong dung dịch nền chứa 5 g/L XG và 3 g/L SDS.
2. Nâng cao rõ rệt hệ số thu hồi dầu:
   • Trong mô hình đồng nhất: Bơm 0,5 PV vi bọt $CO_2$ giúp thu hồi thêm 23,6% OOIP sau giai đoạn ngập nước (vốn chỉ đạt 61,4% OOIP).
   • Trong mô hình bất đồng nhất: Nâng tổng hệ số thu hồi dầu lên 86,9% OOIP (đối với tỷ lệ độ thấm 1:4) và 93,x% OOIP (đối với tỷ lệ độ thấm 1:2).
3. Kiến nghị quy trình bơm ép: Đề xuất sơ đồ ngập lụt kết hợp gồm ngập nước sơ cấp $\rightarrow$ bơm xung vi bọt $CO_2$ với tỷ số khí:lỏng tối ưu 20% $\rightarrow$ bơm nước đuổi, ứng dụng cho các vỉa dầu bất đồng nhất nhằm gia tăng sản lượng dầu gắn liền với mục tiêu lưu trữ địa chất $CO_2$.

---

Hạn chế và hướng nghiên cứu tiếp

Các hạn chế được ghi nhận từ văn bản

• Thí nghiệm được thực hiện trên các mô hình nén cát nhân tạo (sandpack models) ở quy mô phòng thí nghiệm, chưa mô phỏng đầy đủ các yếu tố phức tạp của vỉa thực tế như áp suất vỉa cao, thành phần khoáng vật sét, tính thấm ướt hỗn hợp của đá vỉa thực và trạng thái siêu tới hạn của $CO_2$.
• Độ mặn cao (20 g/L NaCl) làm suy giảm độ bền của hệ vi bọt do hiện tượng kết tụ và tách pha lỏng nhanh dưới tác dụng của trọng lực.
• Độ bền của bọt khí keo suy giảm ở dải nhiệt độ cao hơn (như y văn ghi nhận mất ổn định từ 50–75°C).

Hướng nghiên cứu tiếp theo

• Khảo sát sự ổn định và ứng xử dòng chảy của vi bọt $CO_2$ dưới điều kiện áp suất cao và nhiệt độ cao tương thích với điều kiện vỉa sâu thực tế.
• Nghiên cứu bổ sung các chất hoạt động bề mặt chịu nhiệt, chịu mặn hoặc kết hợp hạt nano (nano-enhanced CGAs) nhằm tăng cường độ bền màng bọc vi bọt trong môi trường nước vỉa có độ khoáng hóa cao.
• Mở rộng nghiên cứu mô phỏng số (numerical simulation) dòng vi bọt $CO_2$ trong môi trường rỗng đa chiều để phục vụ thiết kế quy mô mỏ.

---

Giá trị tham khảo

Luận án cung cấp hệ thống dữ liệu thực nghiệm và phương pháp luận có giá trị cho các đối tượng sau:

• Nghiên cứu sinh và Giảng viên chuyên ngành Kỹ thuật Dầu khí, Kỹ thuật Địa chất, Năng lượng: Tham khảo phương pháp tạo và đánh giá vi bọt CGA, quy trình chụp ảnh vi mô kết hợp xử lý ảnh ImageJ và kỹ thuật kiểm định thống kê Anderson–Darling trong MATLAB (Chương 2); phương pháp đo đạc độ giảm áp và dòng phân đoạn trong mô hình nén cát kép (Chương 3).
• Kỹ sư khai thác mỏ và chuyên gia công nghệ EOR/CCUS: Tham khảo chế độ pha chế hóa chất (tỷ lệ phối trộn XG, SDS, kiểm soát độ mặn), thông số tỷ số khí:lỏng tối ưu (20%) và sơ đồ bơm ép vi bọt $CO_2$ kết hợp nước đuổi ở $45^\circ\text{C}$ để thiết kế các dự án nâng cao thu hồi dầu tại các vỉa chứa có độ bất đồng nhất cao (Chương 4).
• Nhà hoạch định chính sách và nghiên cứu môi trường: Tham khảo dữ liệu thực nghiệm phục vụ định hướng kết hợp giữa khai thác năng lượng thứ cấp/tam cấp với mục tiêu chôn lấp, lưu trữ khí thải nhà kính $CO_2$ dưới lòng đất.

---

Câu hỏi thường gặp

1. Cấu trúc của vi bọt $CO_2$ (Colloidal Gas Aphrons - CGAs) có điểm gì khác biệt so với bọt khí thông thường?

Theo mô hình của Sebba (1987) được trình bày trong luận án, bọt khí thông thường chỉ có một lớp màng đơn phân tử chất hoạt động bề mặt bao bọc nhân khí. Ngược lại, vi bọt $CO_2$ (CGA) có kích thước micro (10–100 $\mu\text{m}$) và sở hữu cấu trúc vỏ đa lớp gồm: một nhân khí $CO_2$ hình cầu ở tâm, bao quanh bởi một màng nước mỏng chứa polymer Xanthan Gum và ba lớp phân tử chất hoạt động bề mặt (lớp đơn bên trong tiếp giáp nhân khí và lớp kép bên ngoài tiếp giáp pha lỏng nền). Cấu trúc này đóng vai trò như một hàng rào ngăn cản khí khuếch tán ra ngoài, giúp vi bọt có độ bền cơ học cao hơn hẳn bọt thông thường.

2. Vì sao phân bố Weibull được xác định là mô hình toán học tối ưu nhất cho kích thước vi bọt $CO_2$?

Trong Chương 2, tác giả đã khớp dữ liệu đường kính của hơn 1000 vi bọt trên 7 mẫu thí nghiệm (S1–S7) với ba hàm phân bố: Normal, Log-normal và Weibull. Kết quả kiểm định Anderson–Darling (AD) cho thấy phân bố Weibull đạt giá trị AD thấp nhất trên mọi mẫu và có $P\text{-value} > 0{,}05$ (đạt mức ý nghĩa thống kê), đồng thời các điểm dữ liệu trên đồ thị Q-Q plot tiệm cận chính xác đường chuẩn $45^\circ$. Trong khi đó, phân bố Normal và Log-normal có giá trị AD cao và $P\text{-value} < 0{,}05$, không phản ánh đúng dữ liệu thực nghiệm.

3. Tăng nồng độ chất hoạt động bề mặt SDS và polymer Xanthan Gum (XG) ảnh hưởng như thế nào đến vi bọt $CO_2$?

• Đối với SDS: Tăng nồng độ SDS từ 1 lên 3 g/L làm giảm đường kính bọt trung bình từ 63,37 $\mu\text{m}$ xuống kích thước nhỏ hơn do giảm sức căng liên bề mặt khí - lỏng; đồng thời làm giảm hằng số tốc độ thoát lỏng $K$ khoảng 19% nhờ tăng mật độ phân tử surfactant trên màng bọc và tăng lực đẩy tĩnh điện giữa các bọt.
• Đối với XG: Khi không có XG, bọt vỡ hoàn toàn sau 20 phút. Tăng nồng độ XG từ 0 lên 5 g/L làm giảm hằng số $K$ từ $5{,}2 \times 10^{-5}\text{ mL}^{-1}\text{min}^{-1}$ (giảm 78 lần) và giảm đường kính trung bình từ 55 $\mu\text{m}$ xuống 47,37 $\mu\text{m}$ do độ nhớt pha lỏng tăng cao cản trở khí khuếch tán.

4. Cơ chế bít nhét chọn lọc của vi bọt $CO_2$ trong mô hình nén cát kép hai lõi diễn ra như thế nào?

Trong môi trường xốp bất đồng nhất, chất lưu vi bọt $CO_2$ tự động điều chỉnh hướng dòng: tại lõi có độ thấm cao (lỗ xốp lớn), vi bọt đi vào và gây nghẽn họng lỗ xốp theo hiệu ứng Jamin, làm tăng mạnh trở lực dòng chảy; ngược lại tại lõi có độ thấm thấp, vi bọt thể hiện tính linh hoạt cơ học để uốn dòng lọt qua các khe hẹp. Kết quả là lưu lượng dòng phân đoạn (fractional flow) giữa hai lõi được cân bằng ở mức 50%:50%, giúp chất lưu quét sạch lượng dầu còn tồn đọng ở đới thấm thấp.

5. Hiệu quả nâng cao hệ số thu hồi dầu (EOR) đạt được trong các thử nghiệm ngập lụt ở $45^\circ\text{C}$ là bao nhiêu?

• Trong mô hình nén cát đơn: Sau khi ngập nước thu hồi được 61,4% OOIP, việc bơm 0,5 PV vi bọt $CO_2$ kết hợp nước đuổi đã thu hồi thêm 23,6% OOIP.
• Trong mô hình nén cát song song có tỷ lệ độ thấm thấp/cao 1:4: Bơm vi bọt $CO_2$ đạt tổng hệ số thu hồi dầu 86,9% OOIP (vượt trội so với mức 75,x% của dung dịch gốc).
• Trong mô hình nén cát song song có tỷ lệ độ thấm 1:2: Tổng hệ số thu hồi dầu đạt tới 93,x% OOIP.

---

Kết luận

Luận án tiến sĩ của tác giả Le Nguyen Hai Nam đã nghiên cứu thực nghiệm toàn diện về hệ vi bọt $CO_2$ (Colloidal Gas Aphrons) ứng dụng trong nâng cao hệ số thu hồi dầu ($CO_2$-EOR). Công trình đã làm sáng tỏ các quy luật động học thoát lỏng, chứng minh phân bố kích thước vi bọt tuân theo hàm phân bố Weibull, và làm rõ ứng xử lưu biến Power-law của chất lưu vi bọt. Kết quả thí nghiệm khẳng định vi bọt $CO_2$ có khả năng bít nhét chọn lọc hiệu quả theo hiệu ứng Jamin, giúp cân bằng dòng phân đoạn trong vỉa bất đồng nhất và nâng cao đáng kể hệ số thu hồi dầu (đạt từ 86,9% đến 93,x% OOIP trên mô hình cát song song). Đây là tài liệu khoa học có giá trị tham khảo cao về mặt phương pháp luận thực nghiệm và định hướng ứng dụng công nghệ CCUS trong ngành kỹ thuật khai thác dầu khí.

Trích đoạn nội dung tài liệu

STUDY ON ENHANCED OIL RECOVERY BY CO2 MICROBUBBLES INJECTION Le Nguyen Hai Nam September 2022 STUDY ON ENHANCED OIL RECOVERY BY CO2 MICROBUBBLES INJECTION A dissertation submitted to the Department of Earth Resources Engineering, Graduate School of Engineering, Kyushu University, Japan in partial fulfillment of the requirements for the degree of Doctor of Philosophy in Earth Resources Engineering by Le Nguyen Hai Nam September 2022 ABSTRACT Injecting carbon dioxide (CO2) to enhance oil recovery (EOR) during the tertiary stage is expected to be a reasonable and sustainable method to dismiss greenhouse gas emissions. However, in many current CO2-EOR projects, their performance is not always achievable due to several drawbacks, such as density effect, gas channeling, and poor sweep efficiency in heterogeneous porous media. All those challenges limit the effectiveness of CO2-EOR and raise the additional cost. Therefore, it is supposed that using CO2 microbubbles would potentially overcome the challenges in the heterogeneous reservoir and promote a practical approach to achieving both oil improvement and CO2 sequestration goals.

Microbubbles – Colloidal Gas Aphrons (CGAs) have been reported as unique bubbles with micro-size (10-100 m) consisting of a multilayer shell of surfactant molecules and a spherical gaseous core. The previous studies reported the significant stability of microbubbles in comparison with conventional foam and their flow restriction ability. However, there have been few sufficient studies on the characteristic of CO2 microbubble and their selective plugging performance to improve oil recovery in the heterogeneous reservoir. In this thesis, CO2 microbubbles injection is proposed and examined with designed laboratory experiments.

Experimental study thoroughly includes CO2 microbubbles system generation, characteristics determination, and flow behavior in porous media from homogeneous sandpack and heterogeneous sandpack models. In addition, various features, consisting of CO2 microbubbles fluid characteristics, formation permeability, and operation conditions, were experimentally evaluated for their influences on flow performance in the simulated reservoir. Based on the findings from flow experiments in porous media, the oil recovery flooding scheme using CO2 microbubbles has been proposed and successfully performed in sandpack models. In conclusion, CO2 microbubbles injection is a promising method to overcome permeability differential issues in heterogeneous reservoirs, thereby enhancing CO2-EOR operation efficiency.

This thesis consists of five chapters. i Chapter 1 reviews the fundamental of the oil recovery process from literature. The overview of CO2-EOR was discussed with the associated challenges. Therein also highlighted the importance of microbubbles used in petroleum engineering.

The research problem statement and objectives were presented in that regard. Chapter 2 introduces the experimental process with an overview of measurement methods and analysis. It evaluated the effects of varying the concentrations of a xanthan gum (XG) polymer, a surfactant (sodium dodecyl sulfate: SDS), and sodium chloride (NaCl) on both the stability and bubble size distribution (BSD) of CO2 microbubbles. CO2 microbubble dispersions were prepared using a high-speed homogenizer in conjunction with the diffusion of gaseous CO2 through aqueous solutions.

The stability of each dispersion was ascertained using a drainage test, while the BSD was determined by optical microscopy and fitted to either normal, log-normal or Weibull functions. The results showed that a Weibull distribution gave the most accurate fit for all experimental data. Increases in either the SDS or XG polymer concentration were found to decrease the microbubble size. However, these same changes increased the microbubble stability as a consequence of structural enhancement.

Stability was also reduced as the NaCl concentration was increased because of the gravitational effect and coalescence. Chapter 3 investigates the plugging performance of CO2 microbubbles in both homogeneous and heterogeneous porous media through a series of sandpack experiments. First of all, CO2 microbubble fluids were generated by stirring CO2 gas diffused into polymer (Xanthan gum (XG)) and surfactant (Sodium dodecyl sulfate (SDS)) solution with different gas: liquid ratios. Then, CO2 microbubbles fluids were injected into single-core and dual- core sandpack systems.

The results show that the rheological behaviors of CO2 microbubble fluids in this study followed the Power-law model at room temperature. The apparent viscosity of CO2 microbubble fluid increased as the gas: liquid ratio increased. CO2 microbubbles could block pore throat due to the “Jamin effect” and increase the resistance in porous media. The blocking ability of CO2 microbubbles reached an optimal value at the gas:liquid ratio of 20 % in the homogeneous porous media.

Moreover, the selective pugging ability of CO2 microbubbles in dual-core sandpack tests was significant. CO2 microbubbles ii exhibited a good flow control performance in the high permeability region and flexibility to flow over the pore constrictions in the low permeability region, leading to an ultimate fractional flow proportion (50%:50%) in the dual-core sandpack model with a permeability differential of 1. The fractional flow ratio was considerable compared with a polymer injection. At the higher heterogeneity of porous media (0.0 darcy), CO2 microbubble fluid could still establish a good swept performance.

This makes CO2 microbubble fluid injection a promising candidate for heterogeneous reservoirs where conventional CO2 flooding processes have limited ability. Chapter 4 evaluates the performance of CO2 microbubbles on oil recovery from the single sandpack and parallel sandpack flooding tests. All flooding tests were conducted at 45oC. The flooding scheme consisted of the injection of brine water (20000 mg/L NaCl concentration) followed by the CO2 microbubble injection.

In the single sandpack flooding test, about 61.4 % of the original oil in place (OOIP) was recovered after 3 pore volume (PV) of water flooding.5 PV of CO2 microbubble was injected, which caused a blockage in pore spaces. The oil recovery was improved by 23.6% by the chase water flooding at the following stage. In the heterogeneous sandpack model with the low/high permeability ratio of 1:4, the CO2 microbubble could adjust to fractional flows in the heterogeneous reservoir and displace the remaining oil in the low permeability region. As a result, the injection of CO2 microbubbles improved the total oil recovery up to 86.9% compared to the injection of base solution with 75.

When the low/high permeability ratio of the parallel sandpack is reduced to 1:2, injecting CO2 microbubbles enhanced the oil recovery to 93. The displacement efficiency increases with the decrease of sandpack heterogeneity. The results suggest that CO2 microbubble is favorable to enhanced oil recovery in heterogeneous reservoirs. Chapter 5 concludes the present research by highlighting the major findings and further research suggestions.

iii TABLE OF CONTENTS ABSTRACT. I TABLE OF CONTENTS. IV LIST OF FIGURES. VII LIST OF TABLES.

XIII CHAPTER 1 INTRODUCTION .1 Enhanced Oil Recovery Using Carbon Dioxide (CO2-EOR).2 CO2 microbubbles – Colloidal gas aphrons. 10 CHAPTER 2 EXPERIMENTAL DESIGN AND CHARACTERIZATION OF CO2 MICROBUBBLES .1 Preparation of base solutions.2 Preparation of CO2 microbubble fluids .3 CO2 microbubble stability assessments.4 Determination of CO2 microbubble size .4 Results and Discussions .1 Visualization of CO2 microbubbles.3 CO2 microbubble size distribution .4 Factors affecting the BSD of CO2 microbubbles. 39 CHAPTER 3 FLOW PERFORMANCE OF CO2 MICROBUBBLES IN POROUS MEDIA .2 CO2 microbubble fluids preparation .3 Measurement of rheological property .5 Preparation of sandpacks .6 CO2 microbubble fluid flow tests .3 Results and Dicussions .1 Characterization of CO2 microbubbles .2 CO2 Microbubble Fluid Flow in Homogeneous Porous Media .3 CO2 Microbubble Fluid Flow in Heterogeneous Porous Media. 65 CHAPTER 4 EVALUATION OF ENHANCED OIL RECOVERY PERFORMANCE BY CO2 MICROBUBBLES FLOODING.3 Results and Discussion .1 Oil recovery in single sandpack .2 Oil recovery in parallel sandpack.

81 CHAPTER 5 CONCLUSIONS AND RECOMMENDATION .1 Major findings of the research. 87 vi LIST OF FIGURES Figure 1.1 Long-term world energy consumption with projection to 2050(adapted from U. Energy Information Administration, October 2021) .2 Overview of oil recovery stages .1 Schematic diagram of the preparation of CO2 microbubbles: (1) Homogenizer, (2) Polymer and surfactant solution, (3) Porous stone (gas diffuser), (4) Gas flow meter, (5) Pressure regulator, (6) CO2 gas tank .2 Apparatus of CO2 microbubbles generation .3 Schematic process of drainage test .4 Set up for visualization of CO2 microbubbles: (1) Microscope, (2) charge- coupled device (CCD) camera, (3) computer, and (4) glass-slide.5 Analyzing procedure of a CO2 microbubbles sample. (a) Raw image, (b) 8-bit image enhanced by contrast, (c) Image after thresholding, (d) Bubbles counting and analyzing .6 The difference between CO2 microbubbles and conventional foam, introduced in their structure.7 Experimental photograph of CO2 microbubbles drainage with SDS ( 3g/L) and XG (0 g/L) .8 Effect of SDS concentration on the stability of CO2 microbubbles (with 0 g/L XG) .9 Effect of XG concentration on the stability of CO2 microbubbles (with 3 g/L SDS).10 Effect of NaCl concentration on the stability of CO2 microbubbles (with 3 g/L SDS and 5 g/L XG) .11 Micrographs of CO2 microbubbles: (a) S1 sample, (b) S2 sample, (c) S3 sample, (d) S4 sample, (e) S5 sample, (f) S6 sample, and (g) S7 sample.12 Bubble size distribution (BSD curves predicted by Normal, Log-normal and Weibull model for (a) S1 sample, (b) S2 sample, (c) S3 sample, (d) S4 sample, (e) S5 sample, (f) S6 sample, and (g) S7 sample.13 Q-Q plots for (a) S1 sample, (b) S2 sample, (c) S3 sample, (d) S4 sample, (e) S5 sample, (f) S6 sample, and (g) S7 sample.14 Influence of SDS concentration (1, 2, 3 g/L) upon bubble size.

(b) BSD at three SDS concentrations, experimental and fitted results are represented using icons and solid lines, respectively .15 Influence of XG concentration (1,3,5 g/L) upon bubble size. (b) BSD at three XG concentrations, experimental and fitted results are represented using icons and solid lines, respectively.16 (a) Influence of NaCl concentration (0, 10, 20 g/L) upon bubble size. (b) BSD at three NaCl concentrations, experimental and fitted results are represented using icons and solid lines, respectively .17 Microscopic views of CO2 microbubbles samples, 60 minutes after preparation (a) S1 sample, (b) S2 sample, (c) S3 sample. And (d) Bubble size distribution functions.18 Microscopic views of CO2 microbubbles samples, 60 minutes after preparation (a) S5 sample, (b) S4 sample, (c) S3 sample.

And (d) Bubble size distribution functions.19 Microscopic views of CO2 microbubbles samples, 60 minutes after preparation (a) S3 sample, (b) S6 sample, (c) S7 sample. And (d) Bubble size distribution functions.1 Diagram of the experimental setup for CO2 microbubble fluid flow in sandpacks.2 Flowchart of the experimental procedure.3 Micrographs of CO2 microbubbles with different gas:liquid ratios.4 Bubble size distribution of CO2 microbubbles with different gas: liquid ratios.5 Stability of CO2 microbubble fluids at different gas: liquid ratios.6 Values of (a) R2 and (b) RMSE of fitting models with CO2 microbubble fluids at different gas: liquid ratios.7 Fitting cures of Power-law model for CO2 microbubble fluids at different gas: liquid ratios.8 The plot of viscosity vs. shear rate for CO2 microbubble fluids at different gas: liquid ratios.9 (a) Injection CO2 microbubble fluid; (b) Produced fluid from sandpack; (c) Microscopic image of CO2 microbubbles in porous media.10 Schematic representation of blockage mechanism as CO2 microbubble enters the pore throat.11 Pressure drop changes during CO2 microbubble fluid injecting as a function of gas: liquid ratios. Pressure drop changes during CO2 microbubble fluid injecting into sandpack with different permeabilities.13 Pressure drop changes during CO2 microbubble fluid injecting with different flow rates.14 Fractional flows of (a) CO2 microbubble fluid with  = 20% and (b) XG polymer solution (5000 mg/L) in dual-core sandpack (permeability ratio of 1.15 Pressure drops of CO2 microbubble fluid with  = 20% and XG polymer solution (5000 mg/L) in dual-core sandpack (permeability ratio of 1.16 Schematic illustration of the flow of CO2 microbubble fluid in heterogeneous porous media.17 Fractional flows of CO2 microbubble fluid with  = 20% in dual-core sandpacks with different permeability ratios: (a) 0.18 Pressure drops of CO2 microbubble fluid with  = 20% in dual-core sandpacks with different permeability ratios: 0.1 General sketch of problem in this chapter .2 Size distribution of CO2 microbubbles .3 Schematic of sandpack flooding test .4 Oil recovery performance from single sandpack flooding test.5 Oil displacement in micrometers scale and corresponding effluents at the flooding stages ( major flow) .6 Fractional flow in parallel sandpack with base solution injection (Permeability ratio of 1:4) .