HQ CỘNG THƯƠNG )NG TY HÙNG DỊCH KHOAN Pee terre tie - CTCP (DMC)
› CÁO TÔNG KẾT ĐỀ TÀI
Trang 3CÁC THÀNH VIÊN THAM GIA DE TAL
NGHIÊN CỨU CHẺ TAO PHU GIA
GIÁM NHIỆT ĐỘ ĐÔNG ĐẠC, CẢI THIỆN TÍNH LƯU BIEN AP DUNG CHO XU LY DAU THO MO RONG
CHU BIEN: TS Nguyén Van Ngo
Trang 4Mục lục đời mở đầu SEN
Chương I TONG QUAN CHUNG V
ĐÔNG › TĂNG TÍNH LƯU BIEN vA ĐẠO TÍNH
THƠ MỎ "RONG _ —
L1 Tổng quan chung về hóa phẩm giảm nhiệt độ đông| 5 đặc, tăng tính lưu biến áp dụng trong xử lý vận
chuyển dầu ‘ «
LLL Khái niệm về hóa phẩm giảm nhiệt độ đông d; 5 tính lưu biến
LI.1.1 | Thuật ngữ và khái niệm chú nhật 5 ‘Thanh phần và tính chất dầu mó liên quan 6
và sử dụng bóa phẩm giám nhiệt độ đông đặc, tăng tính
lưu biến oe
L1.2 Cơ chế hoạt động của hóa phẩm giảm nhiệt độ 8
đặc, tăng tính lưu biến
1.1.2.1 | Cơ chế đồng đặc của dâu thô 8 1.1.2.2 Cơ chế hoạt động của hóa phẩm giảm nhiệt độ 13
đặc, tăng tính lưu biẾn eee eee eee
11.3 Thanh phân, câu tạo của hóa phẩm giảm nhiệt độ đông | 14
đặc, tăng tính lưu biến L
1.1.3.1 | Đặc diễm chung nhất về cầu tạo của hóa phẩm giảm | 14
nhiệt đệ đông đặc, tăng tính lưu bidhes ess cee
1.1.3.2 | Phan loai héa pham giảm nhiệt dộ đông đặc, 14
lưu biến
12 Tổng quan chung về một số đặc tính dầu thô mỏ| L7 Rằng có liên quan tới hóa phẩm giảm nhiệt độ đông
đặc, tăng tính lưu biếu ¿+
1.2.1 Đặc điểm địa chất và thành phân dâu thô mỏ Rông 17
1.2.2 Thanh phan luu thé mé Rong cé liên quan tới nhiệt độ| 21
déng dac
Một số đặc tính chung nhất của dâu thô mẻ Rông ŸỊ:
Thành phân nước vĩa mỏ Rôn; : weve | 28
Phan bé parafin mé R6n; 29
Chwong If | VAT LIEU, HOA CHAT, PHUONG PHAP VA THIET BI| 32
DUNG TRONG NGIIÊN CỨU 92952182tt dgng3g002
1LI Vật liệu, hóa chất được sử dụng 32
11.2, Phwong phap va thiét bi ding trong nghién ew 32
Trang 5
ChươngHỊ |NGHIỀN CỨU CHỌN LỰA VẢ THIẾT LẬP HỆ HÓA | 37
PHAM GIAM NHIỆT DỘ DÕNG ĐẶC NG TĨNH LƯU
BIẾN CHO DẦU THÔ MÔ RÔNG
HT Nghiên cứu nhận dạng, đánh giá những đặc tính cia | 37
dầu thô mỏ Rồng có liên quan mật thiết tới định
hướng chọn hóa phẩm cấu thành hệ hóa phẩm giám
nhiệt độ đông đặc, cải thiện tính lưu biến ‘
I2 Nghiên cứu ảnh hưởng của một số hóa phẩm tới khá — 43
năng giảm nhiệt độ đông đặc, cải thiện tính lưu biến
_ cho dau thé mé Rong
IH2.1 | [ Nghiên cứu ảnh hướng của các hóa phẩm tới nhiệt độ| 43
_ đông đặc của dầu thô mỏ Rồng, i
IH.2.2 Nghiên cứu ảnh hưởng của các hóa phẩm tới tinh wu} 49 biên của dầu thô mó Rồng
H12 Nghiên cứu ảnh hưởng của các hóa phâm tới nhiệt độ| 50
xuất hiện parafin của dầu thô mô Rồng "
I3 Nghiên cứu thiết lập hệ hóa phẩm giảm nhiệt đội 63
đông đặc cái thiện tính lưu biến cho dẫu thô mô
Rồng Đ
TH3.I Anh hưởng của một số thánh ghi, hóa phẩm tới tới| 63
nhiệt độ đông đ:
TH.3.2 | Ảnh hưởng của một số thành phan hóa phẩm tới tính lưu |_ 63 —_ | biến của dầu thô mỏ Rồng
HIỂU Một số tính chất chung của hệ hóa phâm đề nghị sử| 70
dụng
IIL3.4 | Hướng 70
Kết luận chung ca | 71
Tài liệu tham khảo bens 71
Trang 6Lời mở đầu
Trong công nghiệp dau khí, để dam bao cho vận hành việc vận chuyên
dầu khí theo đường ố ông người ta cần quan tâm kiểm soát (theo đối, điều chính) nhiều thông số liên quan tới trạng thái chảy - dừng chảy - khởi động
trở lại của dòng, dầu như:
+ Độ nhớt (gồm: độ nhớt hiệu dụng, ứng, suất trượt động, độ nhớt đẻo);
+ Tỉnh súc biển (phát triển gel theo thời gian);
+ Nhiệt dộ dông đặc;
+ Ứng suất trượt tĩnh (độ bền gel sau một thời gian để tĩnh);
+ Tốc độ lắng đọng parafin
Một trong những hóa phẩm dùng trong việc kiểm sốt, điều chính thơng,
ơ kỹ ; thuật dong | dau a phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc, tăng tính lưu biến cho
dầu Trên thực tế, hóa phẩm này chiếm được sự quan tâm lớn của các nhà sử dụng, các nhà nghiên cứu và dịch vụ vì nó vừa đóng vai trỏ quan trọng dưới
khía cạnh kỹ thuật vừa có khối lượng sử dụng lớn và chi phí lớn trên một đơn
vị sử dụng Chính vì vậy, việc nghiên cứu nhằm làm chủ bat kỳ một khía cạnh
nào đó liên quan tới loại hóa phẩm phụ gia này đều cần nhận được sự quan
tâm đúng mức
“Trên thực tế, phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc, tăng tính lưu biến cho dầu
thê thường được gọi với một cái tên phô biến hơn là hóa phẩm giảm nhiệt dộ
đông đặc, nên khí biên soạn báo cáo này, chúng tôi xin phép được dùng thuật ngữ “Héa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc” thường xuyên hơn dé thay thé cho
thuat ngé “Phu gia”
Báo cáo: “Nghiên cứu chế tạo phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc, cải thiện tính lưu biến áp dụng cho xử lý đầu thô mó Rồng” nằm trong khuôn khổ đẻ tài
nghiên cứu khoa học công nghệ do Bộ Công thương giao cho Tổng Công ty
Dung dich khoan va 1Iéa phẩm Dâu khí (DMC) chủ trì thực hiện
Dé tài nghiên có các nhiệm vụ chính sau:
1yTéng quan chung vé phu gia giảm nhiệt độ đông đặc, phụ gia tang tính lưu biến áp dụng trong xử lý, vận chuyền dầu thô;
2) Nghiên cứu nhận dạng những đặc tính của dầu thô mỏ Rồng có liên
quan tới nhiệt độ đông đặc và tính lưu biến;
4) Nghiên cứu ảnh hưởng của một số hóa phẩm tới khả năng giảm nhiệt
độ dông dac cho dầu thô mỏ Rồn|
5) Nghiên cứu ảnh hưởng của một số hóa phẩm tới khả năng cải thiện
tính lưu biến cho dau thô mó Rồng;
6) Nghiên cứu thiết lập hệ hóa phẩm (phụ gia) giảm nhiệt độ đông đặc
và cải thiện tính lưu biến;
7) Nghiên cứu đánh giá tính năng sản phẩm trên dau thé mé Réng
Trang 7Chương l: Tổng quan chung về hóa phẩm giám nhiệt độ đông đặc, tăng, tỉnh lưu biến cho đầu thô và đặc tính dầu thê mô Rồng;
Chương II: Vật liệu, hóa chất, phương pháp và thiết bị dùng trong
nghiên cứu;
Trang 8Chương 1
„._ TỎNG QUAN CHUNG VỀ HÓA PHÁM
GIAM NHIET DO DONG DAC, TANG TINH LUU BIEN
CHO DAU THO VA BAC TINH DAU TIIO MO RONG
1.1 Tổng quan chung về hớa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc, tăng tính lưu
bien áp dung trong xử lý vận chuyển dầu
1.L.1 Khái niệm về hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc, tăng tính lưu biến I.1.1.E Thuật ngữ và khải niệm chung nhất |1: I0|
Nhiệt độ đồng đặc của dầu, theo cách hiểu đơn giản nhất, là nhiệt độ mà khi làm lạnh đến nhiệt độ đó dầu không chảy nữa Thế nhưng, trên thực tế,
thông thường hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc của dâu thường phát huy thêm tác dụng tăng tính lưu biến cho dâu Khi nói tới hóa phẩm giảm nhiệt độ đông
đặc, tăng tính lưu biển cho dẫu thô tiếng Anh dùng thuật ngữ: Pour Point
T2cpressant (đôi khí chỉ đơn giản là: Depressant) còn tiếng Nga dùng các thuật ngit: Aenpeccopuo-peouornseckas npucauxa, yenpeccoptas upueamKa (460i Khi chi
đơn giản là: aenpeccat) Tuy nhién, theo chủng tôi, thuật ngữ tiếng Nga:
“#gipeccopo-pconorcckas npiicartea" diễn đạt chính xác hơn các thuật ngữ khác vi hoa pham giảm nhiệt độ đông đặc, tăng tính lưu biên được dùng chủ yếu trong quá trình cổng nghệ chuyển dầu thô qua đường, ông dẫn dau Trong đa số trường, hợp của quá trình công nghệ này, việc giữ cho dầu có tỉnh lưu biến thuận lợi cho vận chuyển (dầu linh động có độ nhớt thấp, ứng suất trượt
động giới hạn thấp) còn quan trọng hơn việc giữ cho dầu thô có nhiệt độ đông, đặc thấp Khi giữ cho dầu thô có tính linh động cao, độ nhớt thấp, ứng suất
trượt động giới hạn thấp, việc vận chuyển qua dường ống đạt hiệu quả cao cả
về khía cạnh kỹ thuật và cá về khía cạnh kinh tế Trong trường hợp này, lưu lượng bơm tăng mạnh, chỉ phí năng lượng điện thấp, chỉ phí thời gian được rút ngắn, mức độ an toàn trong vận hành của đường, ống tăng Giữ cho đầu có
nhiệt độ đông đặc thấp thường nghiêng về phía giảm xác suất khó khăn trong khởi động lại đường ô ông khi có sự cô bất ngờ phải dừng việc bơm dau để khắc
phục Trong thiết kế vận chuyển dầu qua đường ông, người ta cố gắng làm thé nào đó để nhiệt độ đông đặc của dầu thấp hơn nhiệt độ môi trường bên ngoài dng vài độ, còn nhiệt độ thực của dầu thì giữ càng cao cảng tốt Thường thi
trong các trường hợp này, chúng ta mong uốn thời gian mà nhiệt độ dòng, dầu giảm tới nhiệ mơi trường bên ngồi ông dược kéo dai dé đủ điều kiện
khắc phục vả tái vận hành đường ô ông trở lại Trong các trường hợp dừng bom
có kế hoạch, ngoài xử lý dầu bằng phụ gia, người ta còn có thể sử dụng nhiều
biện pháp công nghệ khác như: pha dung môi, condensat vào dầu thô hay bơm
nước day dầu ra khỏi đường ô éng
Hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc, tăng tính lưu biển cho dầu còn được
sử dụng, để xử lý giảm nhiệt độ đông đặc, giảm đệ nhớt của các nhiên liệu
Trang 9nảy thuật ngữ tiếng Nga: /tcnpcccopno-| peonornaeckas upucauka cing duge coi
là diễn đạt chuẩn ý nghĩa kỹ thuật của hóa phẩm được nói tới [11~18]
Hóa phẩm giảm nhiệt dộ đông đặc thuần túy không đi liền, hoặc chính
xác hơn là không nên đi liền, với giảm độ nhớt là hóa phẩm giảm nhiệt độ
đông đặc cho đầu nhờn dùng cho các vùng có khí hậu lạnh Trong sản xuất dầu nhờn, để tăng khả năng bôi trơn của chúng, người ta còn thường phải bổ
sung thêm phụ gia tăng độ nhớt
Thuật ngữ “Hóa phẩm ức chế lãng đọng parafin” tiếng Anh là Parafin
inhibitor, tiếng Nga là: napabunonetii nHruốnrop hoặc ứuriốirop 1IApA(JH)10001X Ø1193KehHli ) trong nhiều trường hợp, khi sử dụng trong khai thác dâu khí, rất
gan với khái niệm hóa phẩm giảm nhiệt độ đồng đặc, tăng tỉnh lưu biến, vì nói chung các hóa phẩm giảm nhiệt độ đông dặc, tăng tính lưu biến thường tác
động lên dầu theo cơ chế giam mức dộ lắng đọng parafin [I9|
Thuật ngữ “Tóa phẩm phan tan parafin” tiếng Anh:“Parafin dispersant’,
là những chất giữ cho các tỉnh thể nhỏ parafn ở trạng thải phân tán, chống sự kết bông, tạo gel |20, 21] Các polyme được sử dụng làm chất phân tán (Chất
tăng độ linh động của dâu) cũng chính là các chat nêu trên, nhưng có chứa
thêm các nhóm phân cực như: Amid của axit béo, alkoxylated aleohols
Thuật ngữ “Hóa phẩm cho giêng khai thác theo phương pháp gaslift (tiếng Anh: “Flow Improver”) trong một số trường hợp cũng có nghĩa gan gũi
với Hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc, tăng tính lưu biến cho dầu thô Tuy
nhiên, thường thì hóa pha m này còn chứa thêm chất hoạt động bể mặt |22+24|
Đề gián tiện cho diễn đạt, trong khuôn khô của báo cáo này, chúng ta
thống nhất sử dụng cách viết tắt PPD dé chỉ “Hóa phẩm giám nhiệt độ đông
ặc, tăng tính lưu biến của dầu thô”
1.1.1.2 Thành phần và tính chất đầu mô liên quan đến thiết kế và sứ dụng
hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc, tăng tính lưu biến
Dầu mô là một hỗn hợp rất phức tạp chứa hàng tram cau tử khác nhau
Mỗi loại dầu mó thường có thành phần đặc trưng riêng, song về bản chất, thánh phan cha chúng đều chứa chủ yếu (ch 60 ~ 90% khối lượng đầu) là
hydrocacbon, phẩn còn lại là các hợp chất phi hydrocacbon, chất mà ngoài thành phẩn cacbon và hydro còn chứa oxy, nitơ, lưu huỳnh, các hợp chất cơ kim
Dựa trên cấu trúc hoá học, người ta phân loại các hydrocacbon trong, dầu mỏ thành các loại: hydroeaebona bão hoà (gồm parafin, isoparafin va
naphten), và cdc hydrocacbon thơm Theo cách tiếp cận khác, người ta chia các hydrocacbon trong dầu mỏ thành 4 nhóm chính arafin, naphten (Xyclo
parafin), aromat và hôn hợp naphten-aromat Hàm lượng các hydrocacbon kế
trên thay đổi tuỳ theo cấu trúc của dầu mỏ và dựa vào đó người ta phân loại
dầu mỏ thành các loại: dầu gốc parafn, dẫu gốc naphten, dầu gốc parafin- naphten, dẫu gốc naphten- aromat, Một điểm đặc biệt là, mo trén thé
giới rất khác nhau về thành phần lún học, song chúng lại rất gần nhau về
Trang 10
thành phần nguyên tô, Cụ thể là, hàm lượng € đao động trong khoảng 83 =
87% khôi lượng, còn H từ 11 ~ 14%
Các hydrocacbon naphten và aromat có nhiệt độ đông đặc thấp và có độ
nhớt không cao, nên nói chung có ảnh hưởng tốt tới quá trình bơm và vận
chuyên dầu Trong nhóm hydrocacbon patalin tồn tại hai loại parañn là
parafin mach thang (ns parafin) và parafin có mạch nhánh (iso-parafin) Iso-
parafin thường là loại có số cacbon từ C; đến iu và số với n-parafin, nó có độ
lỉnh động cao hơn, nên nói chung không ảnh hướng tới quá trình bơm vả vị chuyên dau Thành phần ảnh hưởng lớn nhất tới quá trình bơm và vận chuyên dầu là n- paralin Loại dầu này thường có độ nhớt cao, nhiệt dong đặc cao Trên thực tế, chính loại đầu gốc parafn, loại dầu có ảm lượng nhựa va
asphanten thấp, hàm lượng lưu huỳnh kim loại nặng rất thấp - loại dau có giá trị kinh tế cao dễ bị đông đặc, gây nhiều khó khăn cho quá trình khai
thác và vận chuyển
Nhựa và asphanten là những hợp chất dị nguyên tô chứa đồng thời các
C,H, O, 8, N Ching c6 phan tir hrong rat lớn (500 đến 600 dvC trở lên)
Nhin bé ngoai chúng đều có mảu xẫm, nặng hơn nước (tỷ trọng lớn hơn 1), va
không tan trong nước Chúng đều có cầu trúc hệ vòng (hơm ngưng tụ cao,
thường tập trung nhiều ở phần nặng, nhất là trong cặn đầu mỏ Có thể phân
biệt nhựa và asphanten theo một số đặc điểm trong bảng 1.1 sau đây: Bang 1.1 Một số tính chất của asphanfen và nhựa TT Tính chất Nhựa Asphanten 1 | Trọng lượng phân tử 6001.000 dv © | 1.000+2.500 dv C
2 | Tính tan trong dung môi hữu Tan tao dung Khó tan Khi tan tạo
cơ dịch thực dung dịch keo
3 |Độ thơm hóa (Tỷ số giữa
nguyên tử C nằm trong vòng — 0,14+0,25 0,2+0,7 thơm so với tổng số nguyên
tử C trong toàn phân tử)
Nhựa và asphanten ở các loại dầu mỏ khác nhau vẫn có thành phẩn
nguyên tổ cần giống, nhau Nhựa đễ chuyển thành asphanten khi bị oxy hóa, do đó có thể coi rằng, asphanten là sản phẩm chuyến hóa tiếp theo của nhựa Vì vậy mà phân tử lượng của asphanten bao giờ cũng cao hơn của nhựa
Trong dầu mỏ, asphanten tồn tại một phan dưới dạng hòa tan một phan dưới dạng các hạt keo, còn nhựa tồn tại dưới dạng hợp chất hòa tan đóng vai trỏ
chất én dinh hạt keo agphanten Hàm lượng và sự tổn tại cân bằng của cả nhựa
va asphanten trong dầu dóng vai trò quan trọng trong van chuyén dau, vi
chúng ảnh hướng mạnh tới nhiệt độ đông đặc của dầu thô
Trang 11
Như trên đã nêu, dầu mỏ là một hỗn hợp rất phức tạp Tuy nhiên, khí
nằm trong via chứa, dầu thô là một hệ cân bằng Nhiều công trình nghiên cứu
đã chứng minh đầu thô là một hệ keo đa phân tán, trong đó những
hydrocacbon nặng (nhựa, asphanlen và n-parafin có trọng lượng phân tử cao)
phân tán trong dâu thô chứa khí va hydrocacbon nhẹ và có thể có một lượng,
nhỏ nước có hòa tan khoáng chất Tuy nhiên, thành phan keo chinh trong dầu
thô đã được xác định là nhựa và asphanten ] lệ keo phân tán với phần trung
tâm của míxen asphanten chứa các hợp chất có trọng lượng phân tử lớn, được
bao bọc xung quanh và được pepti hoá bởi nhựa và các hợp chat hydrocacbon
thơm có trọng lượng phân tử thấp
Các nghiên cứu cơ bản cho thây, hệ dẫu thô có day đủ tính chất đặc biệt
của hệ keo đa phân tán như: tính phân tán ảnh sáng mạnh, tính khuếch tán
chậm và có khả năng thâm thấu Các hạt keo thường có bẻ mặt riéng lớn
không, bén nhiệt động học, dễ tập hợp thành những hạt lớn dưới tác động của
điều kiện bên ngoài như: nhiệt độ, áp suat, thay đổi về thành phân pha Hàng
loạt các tính chất của dau thô phụ thuộc vào hàm lượng chất keo như: tính
bám đính, độ nhớt, độ bền gel, tuy nhiên, do có thành phan khac nhau, cdc
loai dau thé cé ham luong keo rat khée nhau (cé loai dau chi chia 1 % nhung
có những loại chứa đến vài chục phần trăm), nên tính chất keo của các loại
dau thô khác nhau cũng khác nhau, và cũng chính vì vậy, mức độ xảy ra vấn đã liên quan tới mất cân bằng hệ keo của các loại dầu khác nhau là khác nhau
Phân vừa tóm tắt trên đây về thành phan và tính chất dầu mỏ có liên
quan trực tiếp đến thiết kế và sử dụng hóa phẩm giảm nhiệt độ đồng dặ
tính lưu biến Trong, phần tiếp theo dưới đây, chúng tôi xin nêu cơ chế hoạt động của hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc, tăng tính lưu biến
LL2 Cơ chế hoạt động của HP giảm nhiệt độ đông đặc, tăng tính lưu biến
[25 = 29]
LL2.1 Cơ chế đông đặc của dầu thô
Để dễ tiếp cận và tiếp cận sâu với cơ chế hoạt động của hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc, tăng tính lưu biến chúng ta nên diém qua những nét lớn về cơ chế vả những khái niệm có nhiều liên quan tới cơ chế đồng đặc của dầu thô
Như được đề cập đến ở trên, thành phần ảnh hưởng lớn nhất tới quá
trình bơm và vận chuyển dầu 1a n-parafin (paralin mach thang — normal
parafin) Ở nhiệt độ, áp suất thường, tùy thuộc vào số nguyên tử C trong thành
phân mà các paraln nảy tồn tại ở các đạng khác nhau: Cị + Ca ở dạng khí; C;
se = Cir 6 6 dang long ; còn C¡s trở lên ở dạng rắn Cac hydrocacbon khi (Cy = C4),
khi năm trong mỏ dâu, do áp suất vỉa cao, nên chúng hòa tan trong dau Cac hydrocacbon dang rắn khi ở trong mỏ đầu, đo áp suất cao, nhiệt độ cao, nên chúng nằm ở dạng hỏa tan trong dầu hay tạo thành các tỉnh thể, cụm tình thể
Trang 12Dầu thô khi nằm trong vỉa chứa là hệ keo đa phân tán cân bang Mức độ asp tán của các hợp HIẾP nặng như asphanten, nhựa, các hợp chất có ượng
lượng phân tử cao trong hệ nảy, ngoài phụ thuộc vào nhiệt độ, áp suất, còn
phụ thuộc vào thành phần hoá học, thành phần pha của dẫu thô như :
+ Tỷ lệ các phân từ phân cục / không phân cục;
+ Tỷ lệ Hydrocacbon nhẹ / [Iydrocacbon nặng;
+ Sự có mặt của các hạt có kích thước hạt keo phân tán trong dầu;
+ Sự có mặt của nước trong dầu (Các hạt nước phân tán trong dầu có ảnh hưởng đến dộ bền nhũ tương nước trong đầu các chất có cấu tạo phân tử
lưỡng cực hấp thụ lên ranh giới đầu nước tạo thành mang bao vé bền cơ
học)
Sự thay đổi của bất cứ một trong các yếu tổ nêu trên dẫn đến sự mat can
bằng chung của hệ và kết quá của nó là xảy ra hiện tượng kết tỉnh, kết tủa gây
lang dong các hợp chất parafin, nhựa, asphanten, các muỗi vô cơ tan trong, nước
Trong quá trình khai thác, déng dau đi vào đáy giếng, chuyển động đi
lên theo lòng giêng, c: cân khai thác tới thiết bị bé mat Quá trình này đì liền với sự giảm áp suât và nhiệt độ, sự tách pha khí của một số hydrocacbon paran nhẹ Khi được xử lý trong các thiết bị bề mặt, Xây ra các quá trình như; tách
một phần các phân đoạn nhẹ, một phần nước đông hành; giảm nhiệt độ do trao
đổi với môi trường; thay p su: Trong quá trình bơm qua dường ô ống dẫn dầu, quá trình hạ nhiệt dộ tiếp tục xảy ra Sự mật cân bang 1 nhiệt dộng học và cân bằng pha trong những, trường hợp vùa nêu, làm các cấu tử nặng như
asphanten, nhựa tách ra từ hỗn hợp dầu thô thành các mixen keo Sự mật cân
bằng này cũng làm cho độ hòa tan của các parafin rần giảm và khi nhiệt độ
giâm tới một mức nào đó, parafin bắt đầu kết tỉnh
Các nghiên cứu chỉ ra rằng, thứ tự kết tỉnh parafin trong dầu bắt dầu từ
parafin có trọng lượng phân tử cao, tức parafin có số phần tử cacbon cao, tới
các parafin có trọng lượng phân tử thấp hơn Lúc mới kết tỉnh, các tỉnh thê
parafn thường cỏ dang hinh kim hay dang phiến mỏng, tin tai rdi rac, phan tan và định hướng ngẫu nhiên trong, dầu Tiếp sau đó, cùng với sự giảm nhiệt
độ, các tĩnh thể parafin phát triển lớn dần về kích thước, chúng dan cải vào nhau Do có khả năng phát triển không dang hướng, tại những vị trí tiếp xúc
giữa các tỉnh thể, liên kết cầu nối được tạo ra Sự liên kết và cách thức liên kết như vậy đã tạo nên mạng, lưới không gian ba chiều của các tỉnh thể parafin
trong khối dau Các cấu tử khác Trong, dầu bị giam hãm trong phần trồng của
mạng không gian ba chiều này và dâu trở nên đặc dần, khó chảy dần Cùng với sự tiếp tục giảm của nhiệt độ, các tính thé parafin cũng chuyên dần về dang orthorhombic Day là kết quả của quá trình tái kết chuyển từ pha giả bền sang pha ôn định Khí mạng lưới không gian ba chiều nay phát triển đến mức
độ nào đó, cầu tử khác trong, dau bị nhất chặt và dầu trở nên không chảy được nữa Nhiệt độ mà ở đó trở xuống dầu không chảy được nữa được gọi là nhiệt
Trang 13thô chính là sự kết tỉnh của các parafin rắn cỏ mặt trong dâu, đặc tính tình thể
và cách thức liên kết giữa các tính thể này,
Để có thể tiếp cận sâu hơn với cơ chế hoạt động của hóa phẩm giảm
nhiệt độ đông đặc, tăng tính lưu biến, chúng tôi xin điểm qua một sô khải niệm và yêu tổ có nhiều liên quan tới cơ chế đông đặc cúa dẫu thô như: Nhiệt
độ xuất hiện paran, ảnh hưởng của hàm lượng asphanten, nhựa
" Nhiệt độ xuất hiện paralin (điểm sương - Cloud Point ; Wax Appearance Temperature — WAT ; Tiéng Nga: remnepatypa nomyrHeHHs)
của dầu thô:
vé nguyễn tắc, đây là lả nhiệt độ mả ở dó parafin có trọng lượng phân
tử cao nhất (có số nguyên tử C cao nhất) bắt đầu xuất hiện dưới dạng tỉnh thé trong dau thé Dưới nhiệt độ này, các parafin có trọng lượng phân tử nhỏ hơn
(có số nguyên tử cacbon thấp hơn) cũng bat đầu kết tính Có thẻ nói, cũng về nguyên tặc, thì nhiệt độ kết tỉnh của bất kỳ parafin nảo trùng khớp với nhiệt độ
nóng chảy (Melting temperature) của chính nó khi parafn đó ở dạng trong
sạch không lẫn tạp chất hoặc dung môi khác Thế nhưng, khi chính parafin dó
tan trong dầu thô, thì nhiệt độ bắt đầu kết tỉnh của nó phụ thuộc vào độ hòa tan
của chính parafin trong hệ dầu Parafin này chỉ có thẻ kết tính khi điêu kiện quá bão hòa đối với nó Xây fa
Quy luật chung về hoà tan là độ hoả tan của một chất trong mội dung
môi nào đó phụ thuộc vào bản chất của dung môi, bản chất của chỉnh chất ấy,
sự có mặt của các chất khác cing hoa tan trong dung môi, mơi trường pH Độ hồ tan chịu ảnh hưởng rat mạnh của yêu tổ nhiệt độ Với đa số các chất,
độ hoà tan tăng khi nhiệt độ tăng Với một sô chất dễ bay hơi, độ hoà tan còn
phụ thuộc vào áp suất
Nghiên cứu cho thấy, độ hoà tan của parafin rin vào dụng môi paran
lông không phân cực (Ca Hạ„;; , có n < 16 ) giảm mạnh theo chiề tang cua
trọng lượng phân tử vả nhiệt độ nóng chảy của parafin rắn Độ hoà tan của
parafin rắn vào các parafin rắn khác có nhiệt độ nóng chảy thấp hơn và dang ở
dạng thể lỏng (như trong dầu mỏ đang được giữ ở nhiệt độ cao hơn nhiệt độ xuất hiện parafin) cũng giảm theo chiều tăng, của trọng, lượng phân tử và nhiệt độ nóng chảy của parafin rắn hoà tan Như vậy, ta có thể mong đợi rằng nhiệt độ xuât hiện parafin của dầu thô cụ thể phụ thuộc vào tổng hàm lượng parafin long, phan | bé parafin lỏng theo số nguyên tử C và tổng hàm lượng parafin rắn
va phan bd parafin ran theo số nguyên tử C Quy luật này dã minh giải cho
hiện tượng thứ tự kết tỉnh như được nêu trên và hiện tượng nhiệt độ xuất hiện
parafin thấp hơn nhiệt độ kết tỉnh của các parafn
Ngược lại với trường hợp tác động của môi trường hoà tan, sự có r
của các mixen keo từ asphanten, các hạt răn khác có kích thước hạt keo có
trong dầu, sự có mặt của bề mặt phân cách pha khi các hydrocacbon nhẹ tách
Trang 14š Ảnh hướng của hàm lượng asphanten, nhựa [30 ~ 32|
Kết quả phân tích sáp thu được ở các nhiệt độ khác nhau cho thấy, sáp
hình thành ở nhiệt độ cao hơn nhiệt độ đông đặc của dầu, ngoài có chứa các
hợp chất có trọng lượng phân tử cao, còn chứa một lượng đáng kể asphanten Ngược lại, sáp hình thành ở nị lộ thấp hơn nhiệt độ đông đặc của dâu, chỉ
chứa các hợp chất hữu cơ no mà không chứa asphanten Cũng theo tác giá này, một mỗi liên hệ rõ rằng tổn tại giữa asphanten và các loại sáp thu được ở
các nhiệt độ khác nhau Ở nhiệt độ thấp hơn nhiệt độ mả ở đó asphanten còn có mặt trong sáp, tác dụng giảm nhiệt độ đơng đặc của hố phẩm giảm nhiệt độ đông đặc tăng mạnh Những, điều vừa nêu trên chứng tỏ, asphanten không
những có thể tham gia với vai trò làm mắm kết tỉnh cho sáp, mà còn có tác
dụng biến tính tình thể parafin theo hướng tăng sự liên kết giữa chúng va lam tăng nhiệt độ đông đặc của dầu
Asphanten đóng vai trò quan trọng trong quá trình kết tỉnh sắp từ dầu ie Cân bằng mong manh giữa các thành phần: asphanten-nhya-parafin luén
là yêu tổ quan trọng đối với quá trình kết tỉnh parafin Nói chung, tác dụng của
asphanten, trong cái nhìn tổng thể về kết tỉnh sáp, phy thuộc rât mạnh vào mức độ phân tán hoặc kết bông của hơn là loại và nguồn gốc của asphanten, Khi có mặt với nồng độ thấp, asphanten phân tán tốt, thậm chí hòa tan trong thé tich
dầu thô Nói chung, asphanten có thế dé dang tác động ‹ đến mọi kiểu tương tác
của parafin Nó hoàn toàn có thể lồng lắp vào trong cấu trúc sáp và đóng vai trò quan trong trong đó Asphanten ảnh hưởng tới nhiệt độ xuất hiện parafin, tốc độ kết tỉnh parafñn, độ nhớt và ứng suất trượt tĩnh của dầu, Ảnh hưởng của hàm lượng asphanten tới nhiệt độ xuất hiện parafin:
Khi còn ở nông độ thấp, asphanten phân tán tốt trong dầu, chưa kết bông, có cỡ hạt rất nhỏ, nên tác động đến parafin ở quy mô phân tử Nó đóng,
vai trò mắm kết tỉnh cho parafin, làm cho parafin kết tỉnh sớm, tức làm tăng
nhiệt độ xuất hiện tỉnh thé parafin © nơng độ 0,01% asphanten co thé lam nhiệt độ xuất hién parafin ting dén 10°C (Xem hinh 1.1) Khí nồng độ asphanien vượt quá giá trị tới hạn này, sự kết bông xảy ra làm tăng kích thước hạt nhưng làm giảm số lượng mầm kết tính Nhiệt độ xuất hiện parafin ở
độ này giảm tới mức tôi thiểu Khi tiếp 1ục tăng hảm lượng asphanten, mặc dù
kết bông vấn tiếp Tục xây ra, nhưng số lượng mam két tinh van tiép tuc tang
Chúng tac déng t6i qué trinh két tinh parafin lam nhiệt độ xuất hiện parafin
tăng lên
Ảnh hưởng của hàm lượng asphanten tới tốc độ kết tình parafin: Nghiên cứu cho thấy, khi hàm lượng asphanten trong dầu tăng, tốc độ
kết tỉnh của parafin tăng lên (xem hình 1 ;2) [31] Nguyên nhân của hiện tượng
này lả khi hàm lượng asphanten trong dầu tăng, số lượng, mắm kết tỉnh trong
thể tích dầu cũng tăng theo
Trang 15fin, °C lộ xuất hiện para Nhiệt đ 43 41 g & 39 = 37 36 34+ ——————— 9 01 02 a3 04 05 asph conc [wt%]
Hinh 1.1 Anh hwéng cia hàm lượng asphanten
Trang 16Ảnh hướng của hàm lượng asphanfcn tới dộ bền mạng cấu trúc:
Khi còn ở nồng độ thấp, asphanten phân tán tốt trong dầu, chưa t bông, nên có cỡ hat rất nhỏ và dễ dàng liên kết trong cấu trúc sáp Câu trúc
bền chắc nhất đạt được khi nềng độ asphanten trong dâu đạt tới nông độ tới hạn (tương ứng với ứng suất trượt tĩnh cực đại ở hàm lượng asphanten 0,0%} (xem hình 1.3) 10 a ] fiom -« =.L sự vũ Bo 1 t5 xe 3s sp ®>^ 8 3 014 ; ; ' 0 6.1 0.2 03 0.4 0.5 asph conc (4wt]
Hình 1.3 Ảnh hưởng của hàm lượng asphanten
tới dại lượng ứng suất trượt tĩnh của đầu
Từ sau diễm nảy không còn không gian tự do trong cấu trúc, nên phần
còn lại của asphanten tồn tại bên ngoài cầu trúc, Khi nông độ asphanien tiếp
tục tăng, lượng asphanten tồn tại bên ngoài cũng tăng lên Nó có xu hướng kết
bông tạo những hạt asphanten, thậm chí là cả lớp asphanten bén trong mang lưới Vị trí chứa asphanten kết bông chính là điểm yêu nhất của cấu trúc vì
parafin liên kết với nhau thiếu chặt chẽ
LL 2.2 Cơ chế hoạt động của hóa phẩm giảm nhiệt độ đông dặc, tăng tính
lưu biến [32]
Tác dụng của hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc, tăng tính lưu biến thể
hiện chính qua việc tác dong tới quá trỉnh hình thành câu trúc không gian ba
chiều tổn tại trong dầu khi các paratin chứa trong nó kết tỉnh Hóa phẩm giảm
ộ đông dặc, tăng tính lưu biến biến tính tỉnh thể parafin làm cho ching
đẳng hướng hơn
Trang 17
1.I.3 Thành phần, cầu tạo của hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc, tăng, tính lưu biến [33 + 49]
1.1.3.1, Đặc điểm chung nhất về cấu tạn của hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc, tăng tính lưu biến
Hóa phẩm giảm nhiệt dộ đông đặc, tăng tính lun biến có cầu tạo sao cho một phần phân tử có cấu tạo giống như tỉnh thể parafin (Phan mach thẳng),
còn một phản khác có cầu tạo khác biệt hắn so với tỉnh thê parafin (Phần chứa
nhóm chức) Phản mạch thắng có chức năng tạo mạng lưới hạt nhân và đồng
kết tỉnh cùng parafin Trong khi đó, phần nhóm chức ngần chan su phát triển đính cụm của các tỉnh thể parafin (sự tạo mạng không gian)
Hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc, tăng tính lưu biến có ba đặc tính cơ
bản nêu dưới đây:
+ Phần giống parafin, thường là hỗn hợp của các alkyl mach thẳng chứa
14 đến 25 nguyên tử cacbon, đồng kết tỉnh cùng thành phân tạo sáp (Wax) của dầu; + Phần chứa nhóm chức, thường là acrylat hoặc axetat, hạn chế mức độ mức độ kết tỉnh;
+ Thường là polyme, mà khi tương tác với tính thê parafin đang lớn,
gây trở ngại về không gian cho phát triển tỉnh thể, và kết quả là hạn chế độ lớn
của tỉnh thê
Thông thường khi chế tạo phụ gia giám nhiệt độ đông đặc, người ta
định hướng sao cho phân bố chiêu đải parafin mạch có hình răng lược hop với
phân bồ parafin trong đầu Trong đa số các trường hợp của dâu thô, parafin ran phân bé cha yeu trong khoang tir Cig dén Csq va hàm lượng cực đại nằm
đâu đó gần Cao đến Cạ¿ Biêu để trong hình I.4 minh họa sự trùng khớp
Trong trường hợp chung nhất, hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc là
dung dịch của một số hợp chất cao phân tử (thành phân mang hoạt tính chính)
trong dung môi hydrocacbon Trong một số trường hợp, tham gia vào thành
phan của hóa phẩm giảm nhiệt độ đồng đặc còn có thêm một hoặc một vài phụ gia tăng cường hiệu quả hoặc đáp ứng thêm về tính chat do nha sir dung dé ra
1.1.3.2 Phân loại hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc, tăng tính lưu biến Các polyme dược sử dụng trong PPD thường lả;
+ Ethylene vinyl acetate copolyme;
+ Vinyl acetate alpha-olefin copolyme;
+ Alkyl ester ctia styrene-maleic anhydride copolyme;
+ Alpha-olefne copolyme;
+ Polyalkyl acrylates, polyalkyl methacrylates va alkyl esters ctia axit
cacboxylic khéng no ¬
Các nhóm chất cao phân tử thường hay được sử dụng nhất gồm:
+ Co-polyme của ethylene Vinylacetat;
+ Cac Polyalkyl-(Met)-acrylate và co-polyme của chúng;
+ Polyethylene va cdc co-polyme cua né voi a-olefin
Trang 18Phân bố chiều dai mạch nhanh trong PPD A rm Pendant Chain Distribution Aly TP A C L] TTT TT Tr rrr ttt i Carbon Humber Shifted Wax Distribution Ty TTTT PIEET-IT PETST J FTTTTTTTTT Carbon Humber Tỷ phần hàm lượng phân đoạn parafin trong dầu Số nguyên tử cacbon
Hình 1.4— Sự trùng khớp trong phân bố parafin trong dẫu
và mạch nhánh trong phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc
Khối lượng phân tử của các polyme được chọn trên cơ sở bản chất của dầu mỏ hay sản phẩm từ dầu mỏ mà chất giảm nhiệt độ đông đặc được đưa
vào Trong trường hợp đối với đầu mỏ, khối lượng này nằm trong khoảng,
2.000 + 10.000 đơn vị, còn đối với dầu mazut là 5.000 = 10.000 Khi dùng đôi với các nhiên liệu nhẹ hơn, diezen, dầu đết lò khối lượng phân tử yêu cầu đối với các polyme nằm trong khoảng 3.000 = 5.000 đơn vị Các hợp chất
polyme với khối lượng phân tử như vay có mặt ở dạng, ran hoặc dạng có độ
đặc quánh cao Chính vì vậy, hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc được pha chế từ chúng luôn chứa dung môi và lượng dung môi có thể đạt tới 90%, Trên thực tế, dung môi trong thành phần hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc đóng póp vai
trò lớn hơn là môi trường hòa tan don thuan Nó tác động tới hình dạng tương,
đối của các polyme trong lưu thể (duỗi thẳng, co cụm, phẳng hay không
gian ) vì thể có tác động mạnh tới khả năng phát huy tác dụng của polyme
Chính vì vậy, chọn thành phần dung môi luôn là phần quan trọng trong chế tạo
và hướng dẫn sử dụng hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc Trong thực tế, dung
Trang 19
môi được dùng thường là các hydrocacbon thơm, sản phẩm lọc dầu và hóa dâu
chứa hợp chất thơm
Ở Việt Nam, nghiên cứu liên quan tới hóa phâm giảm nhiệt độ đông, đặc cho dầu thô cũng được một số tác giả quan tâm Tác giả Nguyễn Phương
Tùng, Nguyễn Phương, Phong củng nhóm tác giá chủ yeu di theo hướng
nghiên cứu tìm hiểu cơ chế và chọn lựa phụ gia giám nhiệt độ đông đặc [50 = 33] Các tác giả Nguyễn "Thị Cúc, Trần Thị Mai cùng nhóm tác giả tại Vì Dầu khí Việt Nam chủ yếu đi theo hướng nghiên cứu lựa chọn hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc cho các loại dầu cụ thé (53 + 55] Tac giá Lưu Văn Bồi,
Đồng Thế Nguyên, Phạm Ngọc Lân, Lưu Đức Phương trong đề tải cấp Nhà
nước mã số: 54/QÐ-BKHCN ngày 14/1/2003 mang tên: “Nghiên cứu, chế tạo
phụ gia giảm nhiệt độ dông đặc của dầu thô Việt Nam g giàu parafin” đã tiến hành nghiên cứu tổng hợp phụ gia giảm nhiệt độ dông đặc trên cơ sở copolyme ơ-olephin-maleic anhidrit Nhóm để tài chúng tôi nghiên cứu và tiếp
thu những thành quả của các nghiên cứu đó
Trang 20
12 Tổng quan chung về một số đặc tính đầu thô mỏ Rằng có liên quan tới hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc, tăng tính lưu bién [50 = 51]
1.2.1 Đặc điểm địa chất mó Rằng
Mô Rỗng năm ở lô 09 thềm lục địa phía Nam Việt Nam, cách thánh
phô Vũng Tàu 120 km về phía đông nam (xem hình 1.6)
Công tác khoan thăm dò vùng mẽ Rồng đã được tiễn hành bằng các tàu khoan, giàn khoan tự nâng và từ các giản cỗ định liện nay trên mỏ đã và
đang xây dựng 2 giàn khoan biển cổ định (RP-I, RP- 2) và 2 giản nhẹ (RC-1,
RC-2) Trén vung mo hién da lắp đặt một hệ thống dường 6 ông dẫn dầu nỗi các
giàn RC-2, RP-1, RC-1 với hệ thông đường ống dẫn dầu khí mỏ Bạch Hỗ và
một trạm rót đầu không bên (UBM nằm giữa RP-1 và RC-1 Độ sâu nước biên
trong vùng mỏ từ 25-50m Nhiệt độ nước biển thay đổi từ 24,9-29,6%C Độ
man: 33-35¢/lit
Đây là vùng thuộc khu vực c
tới 6 độ ríchter, dây biển chứa
hoạt động địa chấn với mức độ có thể đạt
trầm tích da dạng, bé mặt đây biển có gặp
các thấu kính bùn, sét y Phan trên mặt địa chất là á sét có độ bền cao đảm bảo điều kiện tín cậy để xây dựng các cơng trình biển
Mư dược phát hiện vào năm 1985 khi thử via giếng khoan thăm đò R1 với vị trí dược xác dịnh theo tải liệu dia chan 2D 6 ving trung tâm cầu tạo Sau đó đã khoan tiếp 36 giếng khoan thăm đỏ và khai thác, xác định đâu, khí
và condensal từ các phức hệ Mioxen dưới, Oligoxen trên, Oligoxen dưới và móng
Trên cơ sở các tải liệu khoan và địa chân đã xác dịnh Cấu trúc dịa chất
của mỏ rất phức tạp, theo đó mỏ được chia thành năm khu vực riêng biệ
Đông Bắc, Đông, Đông Nam, Trung Tam va Nam Ban đề khái quát mô Rồng
được đưa ở hình 1.7
Khu vực Đông, Bắc Rồng bao gồm, khoảng diện tích từ giếng khoan
R-7 ở phía nam đến vùng ranh giới với cấu tạo Bạch Hỗ (hình 1.7) Trong
phạm vi khu vực này da dat một giản nhẹ RCIL ở giữa GK R-3 va R-6 Từ giàn này đã khoan các giêng khoan thăm dò R-8§, R-10
Vùng mơ Rồng và khu vực Đông, Bắc có kết cấu kiến tạo đặc biệt phức
tạp Các đứt gãy kiến tạo đã phân chia vùng thành nhiều khối khác nhau
lượng đứt gãy, độ dài và biên độ của chúng giảm từ dưới lên trên theo mặt cắt,
da số các đứt gấy tat cho đến SH-10, một số ít đến SH-8 và một vài đứt gãy dơn
lẻ phát triển với trâm tích Mioxen dưới ứng với SH-3 { hinh 1.7)
Đứt gẫy có 2 xu hướng chủ yếu: - Á kinh tuyến, đông - bắc và tây - bắc ; và, - Á vĩ tuyên, tây tây - bắc
Những dit gay ở hướng thứ nhất cỏ biên độ và trường độ phát triển lớn hon ditt gay ở hướng thứ 2
Trong số các đứt gấy cần xác định loại đứt gây nghịch có biên độ lớn
Trang 21WTNM _ @ HOCH MINH Ca Cho T12 eng iar Nên no mon KP KNOC _— fogDsi AgDC | Km Comma ley, 12W |12E = Con Son Ki hiệu
- CAt tạo triệu von ) Mỏ khi
a Mã đầu z Mé dau - khi Rony Tớ =e Daug khai thac tins] Chuẩn bị Khai thác
Hình 16 Sơ đồ vị trí vùng mồ trên thềm lục địa phía Nam Việt Nam
Vẻ kiến tạo, khu vực Đông Bắc là phản khối nâng lớn của Rồng gồm 2
¬ vòm nhỏ độc lập Theo mặt móng về phía tây của cấu ao có một đứt gãy in, con vé phía đông có 1 đứt gãy thuận Biền độ khối nâng theo mặt móng ;òm điểm giếng khoan R-3 là 350 m, còn ở vùng GK R-6 trên 700 m Về
Trang 22phía trên của lát cắt biên độ khối nâng giảm và hoàn toàn biến mắt ở nóc tầng
phan xa dia chan SH-3 (hình 1.8) kích thước khu vực 2 x 7,5 km
Trang 23Tối đa | Tảng tắm | rane phẩm Xi tá thách Nóc kẽ LẺ thông pin thine T san lợp cát hat bk wa cat nal 2 š lễ lglš| = Š lễ |8 |E
a 5 5 |< plop cab kt bot wa corre đâm,
=z g m Fe rie mui, na bit ri m i —‡ z1 ị | Hen lip cin ba bat 9 sa meme ah, = hộ, sáng vững này, mà hiển rúng aad 8 2 i
Trầm trời nợa: châu Đẻ sôcg, hô
Trang 24
1.2.2 Thanh phan lưu thể mô Rồng có liên quan tới nhiệt độ đông đặc
1.2.2.1 Một số đặc tính chung nhất của dầu thô mô Rong
Đặc tính cơ bản của một số loại đầu thô thuộc mó Réng dược dưa trong,
bang 1.2 Để tiện so sánh, trong báng 1.3, chúng tôi đưa thành phan của một
số mỏ ở Việt Nam như Bạch Hồ, Đại Hùng, MP3 Bang 1.2 Tinh chat co ban của một số loại đầu thô mỏ Rồng No Parameters RC-2 RP-I CCP-2 | 1| Tỷ trong ở 20C, kg/m` 851.6 892.8 831.0 2 _| Nhiệt độ đông dic, °C 32 30 33 3 | DG nhớt (Pa s) ở: - 50°C 6.9 33.6 42 - 70% 44 16.4 L4 [Hàm lượng Asb _ 0.182 0.028 2 5 _| Hàm lượng sunphua, % | 9.073 0.101 0.032 6 _| Hàm lượng Parafin % 19.6 14.4 23.1 7_| Nhiét dé néng chay Parafin, "C 56.8 59 579 —_8_ | Hàm lượng nhựa, % 8.33 15.7 2.68 Hàm lượng Asppanten, % 2,38 Nhiệt độ sồi, 147 105.5 70.6 n Thành phân hang cat ASTM D2892 dén: „ % thể tíc, 6: L6 = 21 - 100% 16.2 14.0 18.8 - 200% 32.7 25.0 38.8 - <300°C Bang 1.3 Tinh chất cơ bản của một số loại dầu thô Việt Nam Tính chất cơ bản Bạch Hỗ Đại Hùng PM-3
của đầu thô (Bể Cứu (Bề Nam Côn | (Bê Mãlay-
Trang 25H lượng nitơ, %ITL 0,03 0,05 _ 0,035 [H lượng Cacbon,%TL 86,19 86.90 84,44 H lượng Hydro,%TL 13/73 12,80 14,56 - H lượng niken,ppm 1 5 <l H lượng vanadi,ppm <I <1 <l C Hằng số đặc trưng 12,39 2.01 12,08 Kup Độ nhớt (cSt) 6: — T7 - 50°C 5,29 6,89 5,49 - 70°C 3,43 4,51 3,32 Thanh phan chung cat ASTM _ D2892 đến: - 200C, % TL 20/11 1458 1047 - 350°C, % TL 49,19 45,32 53.43 - 500°C, % TL 78.25 74,42 88,95 Chỉ số axit, mg KOH/g - 0,037 0,062 0,084 Chỉ số COK Conradson,%TI (0,82 3,83 0,55
Trong quá trình khai thác, thành phần dầu thu được cũng thay đổi
Thành phần trung bình của các nhóm dầu đặc trưng trung bình của dâu mỏ Rồng được dưa trong bang 1.4 Bang 1.4 Một số đặc trưng trung bình của dẫu thô mỏ Rông Nhóm | Tỷ trọng | Hàm Hàm Tỷ lệ | Nhiệt độ | Độ nhớt
dầu ở20 — lượng luong PAA+N) | đông đặc | ở 50C
Kg/mẺ parafin nhya mPa.s % asphanten % Nhẹ | 855-861 | 19-20,2 58 3,36 32 7,8-10,2 Tring | 862-872 | 12159 9122 |125-143 25-27 -15,6 bình Ning | 905-914 | 12-155 | 15:197 | 088-1 | 2223 62718
Điểm đáng chú ý ở đây là tỷ lệ giữa tông hàm lượng nhựa và asphanten
với hàm lượng parain trong, đầu cảng lớn thì độ nhớt của nó càng cao, nhiệt độ đông đặc của dầu cảng thập
Đặc tính cơ bản cụ thể hơn, chỉ tiết hơn của một số loại dầu thô tại các đối tượng địa chất khác nhau thuộc mỏ Rồng được đưa trong các bảng ].5 —
1.9
Trang 26Bang 1.5 Đặc tính trưng bình đầu thô Mioxen dưới mó Rằng _Phức hệ sản phẩm TT Mioxen đưới _ Tầng sản phẩm: " _ 21422 (Nhom 1 —diunte) — Giéng khoan RI.R2 RO RE RIO, R104, _ _ _ R106, R108 Tên tham số Số =—“: tung Khoảng biến thiên bình | Tỷ trọng, gem* 10 0.8558 - 0.8762 0.8674 Nhiệt độ đông đặc °C 10 25 33 “29.1 i
| Nhiét do sdi dau °C l0 | 565 90 74.6
| Nhiệt độ nóng chày narafin, "C mĩ 560 52 572 D6 nhét, anv/s “| - ở 50% 10 7] 2341 12.6 - ở 70°C 8 5.580 - 8,470 6.949 Hàm lượng: Nước % thể tích | lo 00- 84 43
Tap chat co hoe, %Khdi lugng 10 0.010 - 2.000 0.239 — Lưu huỳnh % Khối lượng 10 0.085 - 0.150 0.099
Muối, mgNaC]/1 8 274 10920 238.3
Trò, %Khôi lượng 9 O.011 3.000 04 Parafin, %Khối lượng 10 11.90 20.39 6.68
Trang 27Đặc tính trung bình dẫu thô Mioxen du Bang 1.6 mé Réng Phức hệ sản phẩm: Tầng sản phẩm: Mioxen đưới 21122 (Nhóm II - dau nang)
Giéng khoan: R9R1OS,R112.R115
ung Hong HẦU” Khoảng biến thiên — Gi Ui tung we binh
Tỷ trọng, g/em` iat 0.8855 - 0.9269 0.9115
Nhiệt độ đông II 20.0- 30.5 25.4 Nhiệt độ sơi ¬ II 79.8 129.0 ers
Nhiét 4 nong chay parafin, °C H S50 59 | 57.7 Độ nhớt, mun7/s - 650°C II 19.5- 106.2 — 60.2 870°C u 10.530 - 43.100 27.103 Hàm lượng: Nước, % thể tích li 0.6- 49.5 15.8
Tap chat co hoe, % Khối lượng, II 0.007 - 0.360 0,129 Tara huynh, % Khối lượng, ul 0.074 - 0,143 O18
Muối, mgNaC/I 1] 114 3595.0 1342.8
Tro, %Khối lượng, 10 0,005 0.995 04
Parafin, %Khối lượng "1 11.08 1549 1289 —
Trang 28Bang 1.7 Đặc tinh trung bình dầu thô Oligoxen trên mó Rồng Phức hệ sản phẩm: Giéng khoan Oligoxen trên R2.R2.R6,R7.R16 Tên tham số Số 3 lượng — Khoảngbiếnthin - SH GƯƯMNg mẫn bình Tỷ trọng, g/em" F 0.8608 09230 0.8959 _ Nhiệt độ đông đặc °C 12 29.0 4 34.5
Nhiệt độ sdi dau, °C t2 | 75.0 210.0
Nhiệt độ nóng chảy parafn, *C 9 51.0 60 a mm2iš | 18 11.0 279.1 737 i 10 8,365 78.480 24.086 | Hàm lượn, 7 Nướ 12 _ 00 215 8.9
Tạp chất cơ học, %Khối lượng 12 0.023 1.530 0.613
Lưu huỳnh, % Khôi lượng 12 0.122 0.310 0.171
mgNaCl1 7 26 1730.0 274.6
Tro, % Khối lượng, 11 0.022 1.470 04
[barain % Khối lượng 12 12.40 24.50 19.0
Trang 29Phức hệ sản phẩm: Bang 1.8 tính trung bình dầu thô Oligoxen dưới mô Rồng Oligoxen dưới Giếng khoan: R6RERI RIS Tên tham sẻ Số - ee lượng | Khoảng biếnthiến | Ol IH mung miler binh ; Fens = - Tỷ trong, g/cmi 4 0.8410 0.8620 08485 |! Nhiệt độ đông đặc °C ° 4 30.0- 34.5 32.1 Nhiệt độ sôi | 1 4 64.0 - 109.0 88.0 Nhiệt độ nóng chảy narafin, °C 4 570 59 382 D6 nhot, mm2/s 7 850°C 4 5.1 10.65 73 -6 70°C 4 3/740 6.322 4.665 Tim hrong: Nước, % thể tích 4 0.8- 4.8 2.6
Tạp chất cơ học, % Khối lượng 4 0.057 - 1.200 0.357 Lưu huỳnh, % Khối lượng 4 0.063 - 0,071 0.066
Mudi, mg NaCl 4 715- 13958 449.7
Tro, %Khối lượng 4 0.050 - 0.450 02
Parafin, %Khối lượng 4 1890 24.70 20.43
Trang 30- - Bang 1.9 Đặc tính trung bình dầu thô tầng Móng mỏ Rồng Phức hệ sản phẩm: Mông Giêng khoan: R6.R7.RII,R14,R21,8201 Tênthamsố [ Sổ aware oe lượng — Khoảngbiếnthiến — i trung mẫu bình Tỷ trọng, g/cm” 12 0.8370 0.8760 0.8530 § dang die °C 12 230-436 a | sôi dau °C 12 62.2 105.0 79.1 12 56.0 593 58.1 12 5.7 21.16 84 12 3.602- 10.450 5.001 Hàm lượng: TC 7 Nước, % thể tích 12 00- 334 41
Tap chất cơ học, %Khói lượng 12 0020- 0.150 0.061 Lam huỳnh, % Khôi lượng l2 0.040- 0.172 0.073
Muối, mgNaCLI lI 63- 18480 247.0
Tro % Khối lượng 1 0.010- 0.424 01
Trang 311.2.2.2 Thành phần nước vía mỏ Rồng hành phần hỏa hoe và tính chất vật lý nước via các cầu tạo rồng được đưa ở bảng 1.10 Bang 1.10 Thành phần hóa học và tính chất vật lý nước vía một số cấu tạo Rồng Mỏ Rồng Đông Rồng Khu vực “tong thự oo Vung RP-I — RC2 Phức hệ sản phẩm - Mioxendưới | Mông ‘Tang sản phẩm R22c—R22f Giếng khoan R-102 R-l4 Khoang mé via m 2434-2477 2960-3530
Độ sâu tuyệt đối _`M 2038-2087 2925-3495 —
Điều kiện lây mẫu
Áp suất MPa 20.53 29.06
Nhiệt độ °C 910 87.0
Dé sau lay mau mM | 2450 2950
Độ sâu lấy mẫu tuyệt đổi M 2054 2915
Ngày lây mẫu 29.06.1993 28.04.1995
Số lượng mẫu 3 2
Ngày phân tích 07.1993 05.1995
Lưu lượng mined 0.086 Không có số liệu
Áp suất miệng giếng khoan = MPa 0.00 0.00
Mực nước tĩnh m Không có số liệu Không có số liệu
Áp suất vỉa tính toán MPa 20.19 32.0 —
Áp suất quy về mức MPa 20.53 (-2045M) 29,06 (-2915M) “Tỷ trọng ở điều kiện vỉa gem? 09719 - 0.9761
Tỷ trọng Ở điều kiện tiêu giem" Laie 1.0082
chuẩn
°C 97.0 99.5 -
Độ nhớt ở điều kiện vỉa alate 0,397 0.391
Suất điện trở ở điều kiện vỉa | Om*m 0.152 0.189
“Tỷ suất khí nước mắt 1.568 0.868
Loại nước theo Sulin XK XK
Tổng khoáng hóa gil 16.38 127
Khí tách;
Trang 32
Bang 1 10 (Tiếp theo)
‘Thanh phần hóa học và tính chất vật lý nước vía một số cầu tạo Rằng ÁN; + khí hiểm %mol 20.37 20.06 cọ; —— #m@l 3.68 040 HS %mol 0.00 0.00 CHy %mol 65.89 T224 ` Cis %mal 3.25 5.03 G1 | %mol 0.49) 4 i-CyHo Ymol 0.05 0.14 n-CylLig %mol 0.06 0.25 “st %mol 0.24 — 014
Phân tử lượng khí e/mol 20.8 20.0
poe tưởng đôi (không 0.719 0.692 Hàm lượng ion mel mel | %meg meri mgi | %meg Na`~K* 443101 | 18463 3234 | 34742 | 14476 3377 eat 140577 | 70.15 1229 | 13747 | 6860 | 16.60 Me 37244 3063 537 1192 — 098 023 “Cl 10029.6 282.92] 49.56 7370.0 20543 | 4792 1.2.3 Phan bố parafin m6 Rồng
Phân bố parafin trong dầu thô mỏ rồng duge dua trong hinh 1.9 [52] hinh nay cho thay, giai phan bé parafin trong dau Rồng khá rộng so với một sô
mỏ khác ở Việt Nam như Bạch I1ổ chẳng hạn Phân bố này gây khó khăn cho xử lý giảm ni Nói về điều kiện mới là ta nói về thành phần lưu thễ, mà các thay đỗ
ệt độ đông đặc và tính lưu biến của dâu
ự thay đôi trong thành phần dầu và
này dẫn tới cần chú ý trong chọn lựa hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc Có hai dang thay đổi lớn đối với dầu mô Rồng
Một là, trong quá trình khai thác, thành phần dầu thu được cũng thay đi Thanh phần trung bình của các nhỏm dầu đặc trưng trung bình của dầu mỏ Rồng đã được đưa trong bảng 1.4
Như vậy, khi thành phần dầu thay đổi thì điền cần thay đổi là chọn lụa
lại loại hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc, hoặc điều chỉnh thành phần của nó
Thay đổi thử hai liên quan tới thành phân lưu thể vỉa nói chung, thành
phần dầu nói riêng Độ ngập nước trong các giếng tăng lên đáng kế so với
trước đây Việc tăng này diễn ra theo diện, tức ở tất cả các giếng, nhưng tăng
không đồng dêu (Xem bang 1.11)
Trang 34Bang 1.11
Thanh phan lwu thé khai thie
tại các giếng trên giàn RP 1 mỏ Rồng
TT 'Tên giếng Năng suất khai thác,
¬ m”/ngảy đêm %4 nước S Lưu thể Dầu 1 101B-RP ] 19 18 22,0 -| 2 104B-RP 1 65 28 56,6 3 105-RP 1 87 27 69,1 4 106-PRI 28 16 42,5 5 108-RP | 10 9 li 6 109B-RP 1 21 1 33,0 7 110-RP 1 30 U 49,6 8 112-RP 1 gl 16 80,1 9 117-RP1 21 20 - 4,8
Như vay, để tăng hiệu quả xử lý bằng hóa phẩm giảm nhiệt dộ dông
đặc cho loại dầu này cần phải xử lý bằng hóa phẩm khử nhũ trước đó, sau đó
mới xử lý bằng hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc
Trang 35Chương II
VAT LIEU, HOA CHAT, PHVONG PHAP VA THIẾT BỊ
DUNG TRONG NGHIEN CỨU
IL1 Vat ligu, hóa chất được sứ dụng
+ Hóa phẩm thuộc đồng giảm nhiệt độ đông đặc được sử dụng trong
nghiên cứu lả mẫu chất giảm nhiệt độ đông đặc hoặc hóa phẩm thành phần
dùng trong phối é hóa phâm giảm nhiệt độ đông đặc được lấy lừ các hãng Infiineum (Hàn Quốc, Innowae (Malaysia), Depran (CHLB Nga), OGV
(Malaysia)
+ Dung môi Xylen, Ioluen mua trong nước
+ Hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc Sera(lux 3363, hóa phẩm khứ nhũ
tương dầu nước (Cả hai loại đang được Vietsovpetro ding cho dau Rồng) được lẫy từ Phòng thí nghiệm xứ lý va van chuyển đầu cúa VielsovpeUo
+ Mẫu đầu mỏ Rồng được lấy từ các giéng RP | Block 3, RP3 Giéng 313 thông qua Xí nghiệp Khai thác dầu khí của Vietsov petro Mẫu dầu Bạch
Hỗ do Phỏng thí nghiệm xử lý và vận chuyên dầu của Vietsovpetro cung cấp
+ Các hóa phâm phụ trợ khác mua ngoài thị trường
IL2 Phuong phap va thiết bị dùng trong nghiên cứu
1.2.1 Chuẩn bị mẫu dầu và mẫu hóa phẩm được tiến hành như sau: Chuẩn bị mẫu đầu đồng nhất:
Đồng nhất hóa dầu trong bình bằng cách ham nóng dầu và bình ở 53°C trong khoảng 1 giờ, sau đó rói 60m] dâu vào mỗi lọ trung gian rồi đề tính
hôm sau cho đầu trở vẻ trạng thái hồi dầu Các mẫu dầu này được dùng đẻ thử
nhiệt độ đông đặc và tính lưu biến
Chuẩn bị mẫu hóa phẩm:
+ Cho các lọ đựng Hóa phẩm đâu vào dang past vao bể ồn nhiệt có
nhiệt độ 55°C để hóa phẩm được hâm nóng và loãng ra Thời gian ôn nhiệt
khoảng 20 phút Lắc mạnh để hóa phẩm đồng nhất;
+ Dùng pipet lấy 10ml hóa phẩm cho vào ông đong có chứa sẵn 10ml
Xylen, lắc mạnh dé được dung dịch đồng nhất Hóa phẩm đã phân lán tốt được dùng 1 trong các phép thử nhiệt độ động đặc vả lưu biến
+ Đối với một số hoa phẩm đã ở dạng lóng thì không cần pha loãng, 1.2.2 Phương pháp, thiết bị dùng trong thứ nghiệm và thứ tự thực hiện
“ Thử nghiệm nhiệt độ đông đặc: | „
Thử nghiệm xác định nhiệt độ đông đặc của dâu thô được tiên hành
theo tiêu chuẩn ASTM D 97 04 và thực hiện trên máy chuyên dụng cho mục
dich này của hãng Nerzog là: Cloud/pour point HCP 852 (Xem hình 2.1), Chế độ vận hành máy được chọn theo đúng quy định của ASTM D 97 04: Chè độ
làm lạnh (Cooling program): Diffrence; Chénh lệch nhiệt độ theo quy trình tự dong: Diff sample bath: 15°C (Lim min 10 'C) Thứ tự chuẩn bị mẫu dầu
Trang 36
Hình 2.1 — Thiết bị xác định nhiệt độ đông đặc hãng Nerzog Cloud/pour point HCP 852
Thứ tự tiến hành
1) Cho lọ đựng 60ml dầu vào bễ ổn nhiệt đang có nhiệt độ 55°C (55°C là nhiệt độ trung bình của dau sau bình tách trước vị trí xử lý hóa phẩm):
2) Dùng micropipet lấy 60 ml (mícrolit) hóa phẩm chuẩn bị ở phần trên
bồ sung vào lọ đựng 60 mí dâu, lắc mạnh cho đồng nhất;
3) Đồ dầu chứa hóa phẩm PPD vào ống đong của máy thử nhiệt độ đông đặc
4) Tiển hành thử trên may Cloud/pour point HCP 852 (Nerzog) theo
quy trình được đưa trong tiêu chuẩn ASTM D 97 04
(Chế độ van hanh may: Cooling program: Diffrence
Diff sample bath: 15°C (Lim min 10°C)
» Thử nghiệm tính lưu biến của dầu th -
Thử nghiệm đánh giá tính lưu biên của dâu thô khi chưa xử lý bằng hóa
phẩm và đã được xử lý bảng hóa phẩm được tiên hành trên thiết bị xác định
độ nhớt hãng HAAKE (Xem hình 2.2) Trong quá trình thử nghiệm, tốc độ
dịch chuyển tương đối được dùng là 19,98 1/giây Tốc độ này đặc trưng cho
tốc độ chuyển dịch của dầu trong đường ống vận chuyên Trong quá trình vận
Trang 37
hành, nhiệt độ dầu được làm nguội với tốc độ cỗ định Thông số được xác on đồng thời trong quá trình đo gồm: độ nhớt hiệu dụng vả ứng suất trượt
lộng
Hình 2.2 - Thiết bị xác định độ nhớt hăng HAAKE
Thứ tự chuẩn bị mẫu đầu đồng nhất được mô tả ở phân trên, còn thứ tự
tiến hành được mô tã dưới đây:
Thứ tự tiến hành:
1) Cho lọ đựng 60ml dẫu vào bể Ổn nhiệt đang có nhiệt độ 55°C (55°C là nhiệt độ trung bình của dau sau bình tách trước vị trí xử lý hóa phẩm):
2) Dùng micropipet lấy 60 wl (microlit) hóa phẩm chuẩn bi 6 phan trên bé sung vào lọ dymg 60 ml dau, lắc mạnh cho đồng nhất;
3) Để đầu chứa hóa phẩm PPD vào ống đong của máy xác định các thông số lưu biến
4)’ Tiến hành thứ trên máy HAAKE
Kết quả thử được ghi lại trong file mềm và được vẽ ra dưới dạng đồ thị
quan hệ: Độ nhớt biểu kiến — Nhiệt độ làm nguội và Ứng suất trượt động —
Nhiệt độ làm nguội
» Thử nghiệm xác định hàm lượng nước trong, dầu và tách nước
khôi nhũ tương dầu nước:
Thử nghiệm xác định hàm lượng nước trong đâu được thực hiện theo
phương pháp Bottle Test Thiết bị, đụng cụ, các bước chuẩn bị và thứ tự thứ nghiệm được mô tâ dưới đây:
Trang 38+ Thiết bị và đụng cy ~ Chai thủy tỉnh chịu nhiệt có nút, chia vạch vả có dung tích khoảng 140-200 ml; - XI lanh dung tích 50, 160 ml; - Micro pipettes 5, 25, 50 và 100ml ; - Bể nước cùng với bộ ôn nhiệt;
~ Máy li tâm cùng với các ông tuýp của máy;
- Hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc cần đánh giá;
~ Dung môi hữu cơ
+ Các bước chuẩn bị thí nghiệm:
- Vệ sinh sạch khô các chai thủy tinh;
- Đánh số thứ Lự các chai;
- Chuẩn bị mẫu đầu (chính xác hơn là mẫu nhũ tương nước trong dầu) Mẫu được lấy từ các giếng đại diện cho các tang khai thác và các phương
pháp khai thác trên mỏ Mau dau thir nghiệm phải mới và chưa được xử
bằng các loại hóa phẩm tương tự;
- Gia nhiệt cho mẫu dầu đến nhiệt độ cao hơn nhiệt độ đông đặc
khoảng 30-45 PC, lac mạnh vào chai chứa mau sao cho nước được phân tan dầu, sau đó rót vào mỗi chai 150 ml;
- Chuẩn bị dung dịch 10% hoá phẩm khử nhũ với dung môi hữu cờ (toluen hay xylene)
+ Thứ tự tiến hành thir nghié
- Cho các chai mẫu dầu đã chuẩn bị ở trên vào bé Ổn nhiệt và gia
nhiệt cho đến 60-65°C, duy trì ở nhiệt độ này khoảng 15 phút;
- Bơm hoá phẩm khử nhũ cần thử nghiệm và hoá phẩm so sánh, với
các định lượng khác nhau, vào các chai mẫu;
- Dé mat chai mẫu trắng ( khơng có hố phẩm) với mục đích đánh giá
độ bền của mẫu,
- Van chặt các nút chai, lắc mạnh các chai trong thời gian khoảng 3 phút;
- Nhúng các chai mẫu trở lại bể én nhiệt và duy trì nhiệt độ ở 60-65°C;
- Theo dõi, xác dịnh và và ghí chép lại lượng nước tách ra trong các chai sau những khoảng thời gian nhất dịnh (5, 15, 30, 60 phút) vào số theo dõi
thí nghiệm;
- Thời gian thí nghiệm có thể kéo đải đến 3 giờ hoặc đến khi lượng
nước tách ra không có sự thay đổi
+ Xác định hàm lượng nước còn lại trong dầu:
- Rot dung, môi hữu cơ (toluel boặc xylene) với mức 50% vào các ông
thủy tỉnh của máy ly tâm
- Dùng xilanh lấy 30% phần mẫu đầu cách bề mặt phân cách dâu-
nước 10-15 mm cho vào các ống trên;
Trang 39~ Đặt các ống vào bể én nhiệt (nhiệt độ 60”C) khoảng 10 phút,
- Cho các ông vào máy ly tâm, cho máy quay ở vận tốc 2000 vòng/phút
trong khoảng 10 phút;
- Đọc và ghi lại hàm lượng nước còn lại trong các mẫu dầu vào số theo
dõi thí nghiệm
Hiệu quả của hóa phẩm khử nhũ đưa vào thử nghiệm được đánh giá
trên cơ sở so sánh lượng nước tách từ nó với mẫu so sánh TNgoài ra, để đánh giá nó, người ta còn quan sát bể mặt phân cách dầu nước Mẫu hóa phẩm khử nhũ tốt là mâu có khả năng tách nước cao, bề mặt phân cách dầu nước sau thử
Boitle Test rõ rằng, lượng nước sau ly tâm nhỏ
Khí cần tách nước khỏi nhũ tương dau nước đề lay dầu, ta dùng phương
pháp Bottle Test, sau đó dung xilanh có ống nối dài hút bô phần nước nằm phía dưới ống mẫu Để an toản trong loại bó nước, chúng ta hút bỏ thêm một
phan dầu Dầu từ các ống mẫu được đổ vào cốc chịu nhiệt, sau đó khuấy cho
đồng nhất rồi đỗ vào mỗi lọ đựng mẫu (lọ có dung tích 100ml) 60ml dâu dùng
cho các thử nghiệm xác định nhiệt độ đông đặc và tính lưu biến
" Thử nghiệm xác định nhiệt độ xuất hiện parafin:
Nhiệt độ xuất hiện parafin được xác định trên máy Chromatograph
(Xem hình 2.3)
Hình 2.3 - Thiết bị cho phép xác định nhiệt độ xuất hiện parafin
Chromatograph chính là loại máy chuyên dụng xác định các biệu ứng nhiệt với độ chính xác cao Kết quả xác định nhiệt độ xuất hiện parafin được
đưa ra đưới dạng phổ
Trang 40Chương II]
NGHIÊN CỨC
SIAM NIE: T ĐỘ ĐÔNG ĐẶC, TẮNG TÍNH LƯU BIẾN “HON LUA VA THIEN LAP HE HOA PHAM
CHO DẦU THÔ MO RONG
IHI.1 Những đặc tính của dầu: thô mó Rồng liên quan mật thiết tới định
hướng chọn hóa phẩm cấu thành hệ hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc, cải thiện tính lưu biền
Như ở phần tổng as đã đưa ra và phân tích, thành phan và tính chất
dầu mó là những yếu tổ liên quan đầu tiên đến thiết kế và sử dụng hóa phẩm
giảm nhiệt độ dông dặc, tăng tính lưu biến Dầu thô khi nằm trong vía chứa là hệ keo da phân tân cân bằng, Múc độ phân tán của các hợp phan nặng như
asphanten, nhựa, các hợp chất có trọng lượng phân tử cao trong hệ nảy,
ngoài phụ thuộc vào nhiệt độ, áp suất, còn phụ thuộc vào thành phần hoá học,
thành phân pha của thô như
+ Tỷ lệ các phân tử phân cực / không phân cực;
+ Ty lệ lIydroeacbon nhẹ / Hydrocacbon nặng;
+ Sự có mặt của các hạt có kích thước hạt keo phân tán trong dầu (Các
hạt này thường có bản chất là asphanten, nhựa và n-parafin có trọng lượng
phan tu cao),
+ Sự có mặt của nước trong dẫu (Các hạt nước phân tán trong, dầu có
nh hưởng đến độ bên nhữ tương nước trong dâu, các chất có tạo phân tử lưỡng cực hấp thụ lên ranh giới dầu nước tạo mang bao vé bên cơ học)
Sự thay đôi của bất cứ một trong các yếu tố nêu trên đến sự mất
cân bằng chung của hệ và kết quả của nó lả xảy ra hiện tượng, kết: tỉnh, kết tủa gây lắng đọng các hợp chất parafin, nhựa, asphanten, các muối Vô cơ tan trong nước Khi parafin kết tỉnh tới một mức độ nào đó, dầu dông đặc lại và
không chảy nữa C hính vì vậy, dé phỏng đoán, lý giải, so sánh trong chon
hóa phẩm giảm nhiệt độ đông dặc, tăng tỉnh lưu biến cho dầu thô cần nghiên
cứu, xác định thành phần hóa học, thành phần pha của dầu thô
Kết quả xác định thành phân các hợp chat hydrocacbon (hydrocacbon
no, hydrocacbon them) va phi hydrocacbon (asphanten, nhya) trong mau đầu
thê mỏ Rồng, theo phân tích sắc ký lỏng, được đưa trong bảng 3.1 Cũng trong bảng này, để tiện so sánh, chúng tôi đưa số liệu tương tự của dầu thô mỏ
Bạch Hồ [31]
Kết quả trên bảng 3.1 cho thay, dầu mô Rồng chứa hàm lượng
asphanten (2,42 + 4,97) cao hơn rất nhiều sơ với so với dầu thô Bạch H (0,98 +1,53), Dac điểm nay cho thấy, dưới khía cạnh xử lý giám nhiệt độ đông dic,
tăng tính lưu biến dâu thô mỏ Rồng khó xử lý hơn so với dầu thô mỏ Bạch Hồ Thực tế đang xử lý cho thấy, theo hướng dẫn của XNI.D Vietsovpetro,
hàm lượng chất giảm nhiệt độ đông đặc dùng cho dầu mỏ g lớn gập đôi so
với hàm lượng, dùng cho mỏ Bạch Hé (Dùng cho mỏ Rồng: 1.000ppm, còn
cho Bạch Hé là 500ppm)