Kết quả nghiên cứu chế tạo, đánh giá và thử nghiệm hệ vi nhũ tương acid cho xử lý vùng cận đáy giếng vỉa cát kết

HÓA - CHẾ BIẾN DẦU KHÍ
32 DẦU KHÍ - SỐ 3/2015 
1. Giới thiệu
Hiện nay, sản lượng dầu của nhiều giếng khai thác bị 
sụt giảm do hiện tượng nhiễm bẩn vùng cận đáy giếng 
bởi sự hình thành, bám dính và tích tụ các cặn hữu cơ và 
vô cơ. Trong giai đoạn 1988 - 2012, có 776 lần xử lý vùng 
cận đáy giếng tại mỏ Bạch Hổ và khai thác thêm được 
6,08 triệu tấn dầu. Nhiều phương pháp xử lý vùng cận 
đáy giếng đã được thử nghiệm và ứng dụng rộng rãi với 
mức độ thành công khác nhau. Trên thực tế, xử lý acid là 
phương pháp phổ biến nhất nhằm cải thiện độ thấm cho 
vùng cận đáy giếng. Tùy vào tình trạng cụ thể của vùng 
cận đáy giếng cần xử lý, có thể áp dụng nhiều quy trình 
và thành phần hệ acid phù hợp như: sử dụng hỗn hợp 
acid đơn thuần, nhũ tương acid, tiền xử lý bằng dung môi 
hydrocarbon (diesel), dầu thô nóng kết hợp với dung dịch 
acid Mục tiêu của phương pháp xử lý acid là hòa tan 
các tích tụ vô cơ bít nhét hoặc tạo kênh dẫn mới giúp cải 
thiện hoặc phục hồi độ thấm cho vùng cận đáy giếng. Tuy 
nhiên, hệ nhũ tương acid vẫn tồn tại tính ăn mòn cao, hiệu 
quả xử lý không kéo dài, thời gian duy trì ngắn do bán 
kính xâm nhập của acid không sâu khiến tình trạng ngập 
nước của vỉa ngày càng tăng. Quá trình xử lý acid lặp lại, 
hiệu quả xử lý giảm dần. 
Khắc phục hiện trạng trên, nhóm tác giả thuộc Trung 
tâm Nghiên cứu Tìm kiếm Thăm dò và Khai thác Dầu khí 
- Viện Dầu khí Việt Nam đã nghiên cứu chế tạo hệ vi nhũ 
tương kết hợp 2 nhóm hóa phẩm xử lý đồng thời cặn lắng 
đọng hữu cơ và vô cơ. Với kích thước nhỏ, các hạt vi nhũ 
tương có thể thâm nhập sâu vào vùng có độ thấm thấp 
mà các dung dịch acid khác không thể xâm nhập, giúp 
tăng phạm vi xử lý và nâng cao hiệu quả cải thiện độ thấm 
vùng cận đáy giếng. 
Trong bài báo này, nhóm tác giả giới thiệu kết quả 
tối ưu hóa thành phần hệ vi nhũ tương và đánh giá, thử 
nghiệm hệ vi nhũ tương acid ứng dụng cho xử lý nhiễm 
bẩn vùng cận đáy giếng vỉa cát kết.
2. Thực nghiệm
2.1. Nguyên liệu và thiết bị
2.1.1. Nguyên liệu
Các hóa chất để pha chế nên hệ vi nhũ tương gồm: dầu 
diesel, xylen, acid formic, K2EDTA, 2 chất hoạt động bề mặt 
không ion ký hiệu là HĐBM 1, HĐBM 2, butanol. Đây là kết 
quả của quá trình khảo sát lựa chọn dựa trên thành phần 
của lắng đọng hữu cơ (nhựa, asphaltene, paraffi n rắn,..) 
và lắng đọng vô cơ (CaCO3 và CaSO4...). Mẫu lõi được thử 
nghiệm được lấy từ tầng Miocene và Oligocene mỏ Bạch Hổ 
do Phòng thí nghiệm Mô hình hóa và Vật lý vỉa - Viện Nghiên 
cứu Khoa học và Thiết kế Dầu khí biển (NIPI) chuẩn bị.
2.1.2. Thiết bị
Ống chịu nhiệt (Ace Glass Incorporated Vineland 
NewJersey - USA); tủ gia nhiệt (MRC - Israel); máy đo kích 
thước hạt (LA-950V2 HORIBA - Nhật Bản); máy đo độ nhớt 
(Fann Viscometer Model 35 SA - USA).
2.2. Phương pháp nghiên cứu 
- Xây dựng giản đồ pha: Ba giản đồ pha được xây 
dựng tương ứng với các tỷ lệ khối lượng của chất hoạt 
động bề mặt (S) và chất đồng hoạt động bề mặt (Co) là 
1:1, 2:1 và 3:1 theo phương pháp chuẩn độ. 
- Phương pháp quy hoạch thực nghiệm: Phần mềm 
Modde 5.0. được sử dụng để xác định các giá trị tối ưu.
KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU CHẾ TẠO, ĐÁNH GIÁ VÀ THỬ NGHIỆM 
HỆ VI NHŨ TƯƠNG ACID CHO XỬ LÝ VÙNG CẬN ĐÁY GIẾNG VỈA CÁT KẾT
KS. Nguyễn Thị Ngọc Bích, ThS. Trịnh Thanh Sơn, ThS. Hoàng Linh
ThS. Phan Vũ Anh, ThS. Hoàng Thị Phương, KS. Lương Văn Tuyên 
ThS. Kiều Anh Trung, CN. Cù Thị Việt Nga, KS. Ngô Hồng Anh
Viện Dầu khí Việt Nam
Email: bichntn@vpi.pvn.vn
Tóm tắt
Bài báo giới thiệu một số kết quả về nghiên cứu chế tạo hệ vi nhũ tương acid cho xử lý vùng cận đáy giếng; kích 
thước hạt và độ bền của hệ vi nhũ. Hệ vi nhũ có tốc độ ăn mòn thấp hơn dung dịch acid ở cùng nồng độ. Kết quả thử 
nghiệm trên mô hình vỉa cho thấy hệ vi nhũ tổng hợp được có khả năng phục hồi độ thấm trên 90% đối với mẫu lõi 
tầng Miocene và Oligocene mỏ Bạch Hổ. 
Từ khóa: Hệ vi nhũ tương acid, vỉa cát kết, độ thấm. 
PETROVIETNAM
33DẦU KHÍ - SỐ 3/2015
2.3. Đánh giá một số chỉ tiêu chất lượng của hệ vi nhũ tương
- Đo kích thước hạt vi nhũ bằng thiết bị LA-950V2 
HORIBA (Nhật Bản).
- Độ bền pha và thời gian tách pha của hệ vi nhũ ở 
điều kiện vỉa: Độ bền pha được tiến hành theo phương 
pháp Bottle test [7, 8]. Ở điều kiện nhiệt độ cao, mẫu vi 
nhũ tương được đựng trong ống chịu nhiệt chuyên dụng 
đặt trong tủ gia nhiệt ở nhiệt độ vùng cận đáy giếng trong 
thời gian 4 giờ. Quá trình tách pha của hệ vi nhũ được 
quan sát sau mỗi khoảng thời gian xác định (30 phút).
- Đo độ nhớt của hệ vi nhũ tương tại nhiệt độ phòng 
bằng thiết bị Fann Viscometer Model 35 SA.
- Tốc độ ăn mòn của hệ vi nhũ được đánh giá và so 
sánh với dung dịch acid formic cùng nồng độ theo tiêu 
chuẩn ASTM G31-72 và ASTM G1-03 [2,3].
2.4. Thử nghiệm khả năng phục hồi độ thấm trên mô 
hình vật lý vỉa tương ứng với điều kiện mẫu lõi tầng 
Miocene và Oligocene
Để đánh giá khả năng xử lý cặn lắng đọng vùng cận 
đáy giếng vỉa cát kết, nhóm tác giả đã phối hợp với các 
cán bộ NIPI (Vietsovpetro) đánh giá khả năng phục hồi độ 
thấm trên thiết bị mô hình dòng chảy đa pha theo quy 
trình của Vietsovpetro [1].
2.4.1. Quy trình phân tích, đánh giá khả năng phục hồi độ 
thấm của mẫu lõi sau khi xử lý bằng hệ vi nhũ tương
 - Thiết lập các mô hình vỉa đối với mẫu lõi vỉa cát kết và 
xác định độ thấm ban đầu.
 + Gia công mẫu lõi: Khoan 3 mẫu trụ (1 mẫu tầng 
Miocene và 2 mẫu tầng Oligocene), sấy khô, bão hòa bằng 
nước vỉa trước khi thực hiện thí nghiệm;
 + Xác định độ thấm khí, độ rỗng;
 + Tạo bão hòa nước dư Srw;
 + Đo chiều dài, đường kính 3 mẫu trụ: 1 mẫu tầng 
Miocene và 2 mẫu tầng Oligocene có chiều dài lần lượt 
là 4,79cm, 4,98cm và 7,14cm; đường kính 4,94cm, 5,06cm 
và 5cm.
 - Chuẩn bị chất lưu làm việc
 + Nước biển;
 + Dầu vỉa được mô phỏng độ nhớt ở điều kiện vỉa cát 
kết: 70% dầu thô giếng 27 (MSP-1-BK-7) + 30% dầu hỏa. 
Đo độ nhớt dầu ở nhiệt độ 110oC và 130oC;
 + Dầu nhiễm bẩn pha thêm paraffi n và asphaltene;
 + Nước có độ khoáng hóa cao;
 +  ...  th
ướ
c
HĐ
BM
HĐB
M
Hình 5. Sự biến thiên kích thước hạt vi nhũ khi nồng độ chất hóa nhũ Surfactant 
và acid thay đổi với tốc độ khuấy không đổi (tại điểm tối ưu)
thước tập trung là 52,53nm, chứng tỏ phương pháp quy 
hoạch thực nghiệm ở trên tương đối phù hợp với thực tế. 
Kết quả này cũng hoàn toàn phù hợp với bản chất của 
hệ vi nhũ tương đã được đề cập ở mục giới thiệu (kích 
thước vi nhũ tương trong khoảng 10 - 200nm) và ở mẫu 
này phần lớn chỉ chứa một loại hạt (theo kích thước) đảm 
bảo sự phân tán đồng nhất và bền vững, khó bị phá vỡ 
cấu trúc sau một thời gian bảo quản dài.
Dựa trên giản đồ pha, điểm M1 được chọn để tiếp tục 
đánh giá một số chỉ tiêu chất lượng của công thức vi nhũ 
tương này. Thành phần hệ vi nhũ được lựa chọn thể hiện 
ở Bảng 3.
3.4. Độ bền pha ở điều kiện thường
Sau 2 tháng thử nghiệm ở điều kiện nhiệt độ phòng, 
vi nhũ tương acid vẫn trong suốt, không hề bị tách lớp và 
giữ nguyên màu sắc ban đầu (Hình 8), chứng tỏ hệ vi nhũ 
thử nghiệm bền về mặt nhiệt động học.
Sample Name
ID#
Data Name
Lot Number
Transmittance(R)
Transmittance(B)
Circulation Speed
Agitation Speed
Ultra Sonic
Source
Material
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
A Hung-nano Ag
201312261457901
dong oxit sa2
01
 92.6(%)
 32.6(%)
15
15
OFF
P. VLNANO
nano Ag 1
q(
%
)
Kích thước (μm)
U
nd
er
Si
ze
(%
)
0
62
10
20
30
40
50
0.010 30000.100 1.000 10.00 100.0 1000
0
100
10
20
30
40
50
60
70
80
90
Hình 6. Kết quả đo phân bố kích thước hạt theo cường độ của hệ vi nhũ
Giản đồ pha vi nhũ tương
HĐBM
Acid
Acid
Dầu
Hình 7. Hệ vi nhũ tối ưu tại điểm M1 trên giản đồ pha so sánh vùng vi nhũ tương 
của ba hệ VNT-1 (S:Co = 1:1), hệ VNT-2 (S:Co = 2:1), VNT-3 (S:Co = 3:1)
HÓA - CHẾ BIẾN DẦU KHÍ
36 DẦU KHÍ - SỐ 3/2015 
3.5. Thời gian tách pha ở điều kiện nhiệt độ cao của hệ vi 
nhũ tương M1
Mẫu vi nhũ tương acid được đựng trong ống chịu 
nhiệt chuyên dụng đặt trong tủ gia nhiệt tại 130˚C. 
Quan sát sự tách pha của vi nhũ tương sau 30 phút/lần 
trong thời gian 4 giờ. Hình 9 và Bảng 4 là kết quả thử 
nhiệt hệ vi nhũ tương acid ở nhiệt độ cao trong 4 giờ. 
Mẫu vi nhũ tương acid vẫn giữ được màu sắc ổn định và 
trong suốt sau 30 phút thử nhiệt. Nhưng sau 1 giờ thử 
nhiệt, mẫu vi nhũ tương bắt đầu bị vẩn đục và chuyển 
sang màu trắng sữa, hệ vi nhũ tương bắt đầu bị phá vỡ 
và tách pha. Pha nước được hình thành từ từ bên dưới 
đáy ống thử nhiệt.
Trong quy trình xử lý vỉa bằng vi nhũ tương thì sau 
3 giờ vi nhũ tương đã thâm nhập được vào vùng có độ 
thấm thấp (vùng cần tác động) và đủ thờ i gian tá ch acid 
để hò a tan cặ n lắng đọng vô cơ và lắng đọng hữu cơ 
Hệ vi nhũ tương M1 
Chất hoạt động bề 
mặt S:Co = 3:1 
HĐBM 1: 
HĐBM 2 = 2:1 DO : Xylene = 5:1 
HCOOH : K2EDTA : 
nước = 3:1:1 
Chất hoạt động bề mặt = 50%, Dầu = 30%, acid = 20% 
HĐBM 1 (25%), HĐBM 2 (12,5%), n-Butanol (12,5%), DO (25%), xylen (5%), 
HCOOH (12%), K2EDTA (4%), nước (4%) 
Bảng 3. Thành phần hệ vi nhũ tương M1
Hình 8. Hình ảnh hệ vi nhũ tương M1 ở điều kiện nhiệt độ phòng (trong, màu vàng) Hình 9. Hình ảnh hệ vi nhũ tương M1 trong 4 giờ ở nhiệt độ cao
 0 30 60 90 120 150 180
Thời gian (phút)
Bảng 4. Kết quả thử nhiệt trong 4 giờ của hệ vi nhũ tương M1
(đúng thời điểm). Thời gian 3 giờ để đảm bảo cho hệ vi 
nhũ tương ổn định, không bị tách lớp trước khi đến được 
vùng cần tác động. Do đó, kết quả thử nhiệt của hệ vi 
nhũ tương M1 ở trong Bảng 4 hoàn toàn phù hợp với 
tiêu chuẩn của Vietsovpetro đối với nhũ tương acid dùng 
cho xử lý giếng.
3.6. Đánh giá tốc độ ăn mòn của hệ vi nhũ tương M1
Kết quả đo tốc độ ăn mòn thép của 2 hệ hóa phẩm 
được trình bày ở Bảng 5.
Kết quả Bảng 5 cho thấy hệ vi nhũ tương có độ ăn 
mòn thép ít hơn rất nhiều so với acid formic riêng lẻ (nồng 
độ 12%) và trong điều kiện nhiệt độ càng cao thì độ ăn 
mòn thép của các hóa phẩm càng tăng. Điều này chứng tỏ 
hệ vi nhũ tương có khả năng ức chế ăn mòn cao và chính 
sự hiện diện của pha dầu trong hệ vi nhũ đã làm giảm tốc 
độ phản ứng của acid formic với thép. 
TT Hóa phẩm Nhiệt độ thí 
nghiệm
Kết quả thí nghiệm 
S (cm2) mo (g) m1 (g) ∆m (g) 
Tốc độ ăn mòn 
(mm/năm) 
1 
Formic 12 % 
110oC 27,90 19,4561 18,3630 1,0931 145,5431 
2 130oC 28,15 19,7491 18,5235 1,2256 161,7258 
3 Hệ vi nhũ 
tương 
110oC 27,94 19,2397 19,1511 0,0886 11,7785 
4 130oC 27,78 19,2348 19,1197 0,1151 15,3910 
Bảng 5. Kết quả đánh giá tốc độ ăn mòn thép của 2 hệ hóa phẩm trong 3 giờ
Thời gian (phút) 0 30 60 90 120 150 180 210 240 
Lượng nước tách ra (%) 0 0 0 7 10 15 20 20 20 
PETROVIETNAM
37DẦU KHÍ - SỐ 3/2015
TT Mẫu lõi 
cát kết 
Số hiệu mẫu Chiều dài 
(cm) 
Đường 
kính (cm) 
Độ sâu 
(m) 
Độ bão 
hòa nước 
dư (%) 
Thể tích 
rỗng, 
(cm3) 
Độ rỗng 
(%) 
Độ thấm 
khí (mD) 
1 Tầng Miocene BH-74.5-3-40 B 4,79 4,94 2.998,60 34 19,2 21,1 365 
2 Tầng Miocene BH-818.6-2-64 4,98 5,06 3.178,50 27 18,4 18,73 306 
3 Tầng Oligocene BH-16.10-3-95//2 7,14 5,00 3.574,85 28,5 24,0 18,0 333 
Bảng 6. Một số thông số vật lý của mẫu lõi vỉa cát kết
Quá trình bơm ép chất nhiễm bẩn vô cơ 
Thời gian (phút) 5 10 15 20 25 30 35 40 
Lưu lượng thải tích lũy (ml) 5 7 8,5 9,5 10,2 10,6 10,8 10,9 
Lưu lượng thải thực tế (ml) 5 2 1,5 1 0,7 0,4 0,2 0,1 
Quá trình bơm ép chất nhiễm bẩn hữu cơ 
Thời gian (phút) 5 10 15 20 25 30 
Lưu lượng thải tích lũy (ml) 2,5 4,9 6,8 7,6 7,8 7,9 
Lưu lượng thải thực tế (ml) 2,5 2,4 1,9 0,8 0,2 0,1 
Bảng 7. Lưu lượng chất thải trong quá trình bơm ép chất nhiễm bẩn theo thời gian ở thí nghiệm 2
Quá trình bơm ép chất nhiễm bẩn vô cơ 
Thời gian (phút) 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 
Lưu lượng thải tích lũy (ml) 3,7 6,9 9,8 12,6 14,8 16,3 17,4 18,2 18,6 18,8 18,9 
Lưu lượng thải thực tế (ml) 3,7 3,2 2,9 2,8 2,2 1,5 1,1 0,8 0,4 0,2 0,1 
Quá trình bơm ép chất nhiễm bẩn hữu cơ 
Thời gian (phút) 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 
Lưu lượng thải tích lũy (ml) 2,0 3,9 5,6 7,3 8,8 10,1 11,1 11,7 12,3 12,7 12,9 
Lưu lượng thải thực tế (ml) 2,0 1,9 1,7 1,7 1,5 1,3 1,0 0,6 0,6 0,4 0,2 
Bảng 8. Lưu lượng chất thải trong quá trình bơm ép chất nhiễm bẩn theo thời gian ở thí nghiệm 3
0
1
2
3
4
5
6
5 10 15 20 25 30 35 40
Thời gian (phút)
Lưu lượng thải thực tế khi nhiễm bẩn vô cơ - TN 2 (ml) 
Lưu lượng thải 
thực tế khi 
nhiễm bẩn vô 
cơ - TN2 (ml)
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
5 10 15 20 25 30
Thời gian (phút)
Lưu lượng thải thực tế khi nhiễm bẩn hữu cơ - TN 2 (ml) 
Lưu lượng 
thải thực tế 
khi nhiễm bẩn 
hữu cơ - TN2 
(ml)
0
0,5
1
1,5
2
2,5
5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55
Thời gian (phút)
Lưu lượng thải thực tế khi nhiễm bẩn hữu cơ - TN3 (ml)
Lưu lượng 
thải thực tế 
khi nhiễm 
bẩn hữu cơ -
TN3 (ml)
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55
Thời gian (phút)
Lưu lượng thải thực tế khi nhiễm bẩn vô cơ - TN3 (ml) 
Lưu lượng 
thải thực tế 
khi nhiễm 
bẩn vô cơ - 
TN3 (ml) 
Hình 10. Đồ thị biểu diễn lưu lượng chất thải thực tế trong quá trình bơm ép chất nhiễm bẩn theo thời gian ở thí nghiệm 2 và 3
HÓA - CHẾ BIẾN DẦU KHÍ
38 DẦU KHÍ - SỐ 3/2015 
chế áp suất ở mức không đổi để theo dõi và ghi lại 
lưu lượng chất thải thoát ra (Bảng 7).
Từ các đồ thị biểu diễn lưu lượng chất thải 
thực tế trong quá trình bơm ép chất nhiễm bẩn 
theo thời gian ở thí nghiệm 2 và 3 (Hình 10) cho 
thấy thời gian đầu lưu lượng chất thải thoát ra 
khỏi mô hình thử nghiệm nhiều và nhanh, càng 
về sau lưu lượng chất thải thoát ra càng ít, chứng 
tỏ mẫu lõi đã bị bít nhét bởi các lắng đọng vô cơ 
và hữu cơ. Đây là nguyên nhân làm giảm độ thấm 
của đất đá, cản trở khả năng lưu thông của dòng 
dầu, cho nên sau khi bơm ép chất nhiễm bẩn, độ 
thấm dầu của mẫu giảm đi rất nhiều.
Mặc dù ở thí nghiệm 2 và 3 có chế độ bơm ép 
chất nhiễm bẩn tương tự nhau nhưng do cấu trúc 
mẫu lõi khác nhau nên thời gian gây nhiễm bẩn và 
độ thấm dầu sau khi bơm ép chất nhiễm bẩn khác 
nhau. Mẫu lõi tầng Oligocene (TN 3) có độ thấm 
dầu ban đầu cao hơn mẫu lõi tầng Miocene (TN 2) 
nên thời gian nhiễm bẩn dài hơn và độ thấm dầu 
sau khi bơm ép chất nhiễm bẩn thấp hơn.
Kết quả thử nghiệm trên mô hình dòng chảy 
đa pha cho thấy hệ vi nhũ tương có khả năng phục 
hồi độ thấm giếng khai thác với kết quả cao (hệ 
số phục hồi độ thấm đạt trên 90%), chứng tỏ có 
hiệu quả xử lý tốt với đối tượng đá vỉa cát kết mỏ 
Bạch Hổ. 
4. Kết luận
Từ các kết quả nghiên cứu và thảo luận, nhóm 
tác giả rút ra một số kết luận sau:
- Đã lựa chọn được các thành phần phù 
hợp cho pha chế hệ vi nhũ tương gồm các thành 
phần: HĐBM 1 (25%); HĐBM 2 (12,5%); n-Butanol 
12,5%; DO 25%; xylen 5%; HCOOH 12%; K2EDTA 
4%; nước 4%.
- Kết quả cho thấy hệ vi nhũ tương bền sau 
2 tháng bảo quản ở nhiệt độ thường (25oC) trong 
bình kín. Khả năng tách nhũ xảy ra sau 3 giờ tại 
nhiệt độ 130oC. Kết quả này phù hợp với tiêu 
chuẩn của Vietsovpetro đối với nhũ tương acid 
dùng cho xử lý giếng. Tốc độ ăn mòn của hệ vi nhũ 
tương nhỏ hơn rất nhiều so với tốc độ ăn mòn của 
dung dịch acid formic riêng lẻ, chứng tỏ hệ vi nhũ 
tương có khả năng làm giảm tốc độ ăn mòn trên 
đường ống.
3.7. Thử nghiệm khả năng phục hồi độ thấm trên mô hình vật lý 
vỉa tương ứng với điều kiện mẫu lõi tầng Miocene và Oligocene
Thí nghiệm 1 (mẫu lõi tầng Miocene):
Khi bơm ép chất nhiễm bẩn vô cơ và hữu cơ, các cán bộ vận 
hành thiết bị đánh giá khả năng phục hồi độ thấm đã khống chế 
lưu lượng bơm ép chất nhiễm bẩn ở mức thấp là 10, 20, 30ml/
giờ để các dung dịch có độ khoáng cao. Khi có sự chênh áp, dầu 
nhiễm bẩn sẽ gây kết tủa lắng đọng vô cơ và hữu cơ gây bít nhét 
các khe nứt, lỗ rỗng của mẫu và làm giảm độ thấm dầu của mẫu 
lõi. Sau khi ngâm mẫu lõi trong dầu vỉa ở nhiệt độ phòng trong 
5 - 8 giờ, tăng nhiệt độ và áp suất ở điều kiện vỉa sau đó mới đo 
độ thấm dầu.
Thí nghiệm 2 và 3 (1 mẫu lõi tầng Miocene và 1 mẫu lõi tầng 
Oligocene):
Nhóm tác giả tiến hành bơm ép chất nhiễm bẩn và khống 
 Thí nghiệm 1 Thí nghiệm 2 Thí nghiệm 3 
Mẫu lõi cát kết Tầng Miocene Tầng Miocene Tầng Oligocene 
Số hiệu mẫu BH-74. 5-3-40 B BH-818. 6-2-64 BH-16. 10-3-95//2 
1. Độ thấm dầu ban đầu của mẫu: K1 
Lưu lượng 
(ml/giờ) 
60 100 40 
100 150 80 
140 200 120 
Chênh áp 
(ΔP, kg/cm2) 
0,16 0,29 0,09 
0,25 0,44 0,19 
0,37 0,59 0,28 
Độ thấm dầu 
(K1, mD) 
Trung bình 
35,64 34,08 47,36 
38,02 33,69 44,87 
35,96 33,50 45,67 
36,54 33,75 45,96 
2. Độ thấm dầu của mẫu sau khi bơm ép chất nhiễm bẩn: K2 
Lưu lượng 
(ml/giờ) 
10 40 20 
20 60 40 
30 80 60 
Chênh áp (ΔP, 
kg/cm2) 
0,1 0,18 0,3 
0,16 0,26 0,66 
0,24 0,36 1,5 
Độ thấm dầu 
 (K2, mD) 
Trung bình 
9,50 21,96 7,10 
11,88 22,80 6,46 
11,88 21,96 4,26 
11,09 22,24 5,94 
3. Độ thấm của mẫu sau khi xử lý bằng hệ vi nhũ tương: K3 
Lưu lượng 
(ml/giờ) 
40 40 20 
80 60 40 
120 80 60 
Chênh áp 
(ΔP, kg/cm2) 
0,19 0,16 0,11 
0,35 0,23 0,16 
0,49 0,29 0,23 
Độ thấm dầu 
(K3, mD) 
Trung bình 
20,01 24,70 19,37 
21,73 25,78 26,64 
23,28 27,26 27,80 
21,67 25,91 24,60 
Kphục hồi 0,91 0,93 0,95 
Bảng 9. Kết quả thí nghiệm
PETROVIETNAM
39DẦU KHÍ - SỐ 3/2015
- Kết quả thử nghiệm khả năng phục hồi độ thấm 
trên mô hình vỉa cho thấy khả năng phục hồi độ thấm của 
mẫu sau khi xử lý bằng vi nhũ tương đạt trên 90%, chứng 
tỏ có hiệu quả xử lý tốt với đối tượng đá vỉa cát kết mỏ 
Bạch Hổ.
Tài liệu tham khảo
1. Hoàng Linh và nnk. Nghiên cứu chế tạo hệ nhũ 
tương acid trên nền dầu thực vật biến tính để xử lý vùng cận 
đáy giếng nhằm tăng hệ số sản phẩm. Viện Dầu khí Việt 
Nam. 2011.
2. ASTM International. Standard practice for 
laboratory immersion corrosion testing of metals. ASTM 
G31-72. www.astm.org.
3. ASTM International. Standard practice for preparing, 
cleaning and evaluating corrosion test specimens. ASTM 
G1-03. www.astm.org.
4. Aviram Spernath, Abraham Aserin, Nissim 
Garti. Fully dilutable microemulsions embedded with 
phospholipids and stabilized by short-chain organic acids 
and polyols. Journal of Colloid and Interface Science. 2006; 
299(2); p. 900 - 909.
5. Enam Khalil, Shorouq T.Al-Sotari, Mutasem O.Taha. 
Formulation and characterization of IPM/water/nonionic-
Ionic surfactant microemulsions. Journal of Chemical and 
Engineering Data. 2012; 6: p. 187 - 198.
6. Eskandar Moghimipour, Anayatollah Salimi, 
Masoud Karami, Sara Isazadeh. Preparation and 
characterization of dexamethasone microemulsion based 
on pseudoternary phase diagram. Jundishapur Journal of 
Natural Pharmaceutical Products. 2013; 8(3): p.105 - 112.
7. George J.Hirasaki, Clarence A.Miller, Olina 
G.Raney, Michael K.Poindexter, Duy T.Nguyen, John 
Hera. Separation of produced emulsions from surfactant 
enhanced oil recovery processes. Energy Fuels. 2011; 25(2); 
p. 555 - 561.
8. M. Abdulkadir. Comparative analysis of the eff ect 
of demulsifi ers in the treatment of crude oil emulsion. ARPN 
Journal of Engineering and Applied Sciences. 2010; 5(6): 
p. 67 - 73.
9. Saiyu Zhang, Fang Wang, Yandong Chen, Bo 
Fang, YongJun Lu. Preparation and properties of diesel 
oil microemulsifi ed acid. Chinese Journal of Chemical 
Engineering. 2008; 16 (2): p. 287 - 291.
Summary
The paper presents some research results on preparation and evaluation of acid microemulsion system for near-
well bore treatment in sandstone formation, droplet size and thermal stability of the microemulsion. The microemul-
sifi ed acid is much less corrosive to steel than pure acid solution (mass concentration 12%). Results of microemulsifi ed 
acid fl ooding test on core samples from Miocene and Oligocene of Bach Ho fi eld are also presented in this paper. 
Key words: Acid microemulsion system, sandstone formation, permeability.
Research on preparation and evaluation of acid 
microemulsion system for near-well bore treatment 
in sandstone formation
Nguyen Thi Ngoc Bich, Trinh Thanh Son, Hoang Linh
Phan Vu Anh, Hoang Thi Phuong, Luong Van Tuyen 
Kieu Anh Trung, Cu Thi Viet Nga, Ngo Hong Anh
Vietnam Petroleum Institute