Nghiên cứu tổng hợp polymer sử dụng làm chất giảm nhiệt độ đông đặc cho dầu thô

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI - ĐÀO VIẾT THÂN NGHIÊN CỨU TỔNG HỢP POLYMER SỬ DỤNG LÀM CHẤT GIẢM NHIỆT ĐỘ ĐÔNG ĐẶC CHO DẦU THÔ LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT LỌC – HÓA DẦU NGƯỜI HƯỚNG DẪN TS ĐÀO QUỐC TÙY Hà Nội – Năm 2016 LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan công trình nghiên cứu riêng tôi, xuất phát từ yêu cầu phát sinh công việc để hình thành hướng nghiên cứu Các số liệu kết nghiên cứu luận văn trung thực không trùng lặp với đề tài khác Hà Nội, tháng 05 năm 2016 Tác giả luận văn Đào Viết Thân LỜI CẢM ƠN Luận văn thực hướng dẫn TS Đào Quốc Tùy - Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội Tác giả xin gửi lời cảm ơn sâu sắc tới thầyđã hướng dẫn cóý kiến dẫn quý báu trình làm luận văn Tác giả xin chân thành cảmơn thầy cô giáotrong Bộ môn Công nghệ Hữu – Hóa dầu, Viện Kỹ thuật Hóa học; Ban giám đốc Chi nhánh Tổng công ty DMC – Công ty Dung dịch khoan Dịch vụ Giếng khoan đồng nghiệp Chi nhánh bạn bè đồng nghiệp công tác ngành quan tâm tạo điều kiện thuận lợi để đề tài đạt kết mong muốn Hà Nội, tháng 05 năm 2016 Tác giả luận văn Đào Viết Thân MỤC LỤC TRANG PHỤ BÌA………………………………………………… .1 LỜI CAM ĐOAN LỜI CẢM ƠN DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT DANH MỤC BẢNG BIỂU DANH MỤC HÌNH VẼ 10 MỞ ĐẦU 12 CHƢƠNG I – TỔNG QUAN 14 I.1 Tính chất đặc trƣng dầu thô khai thác thềm lục địa Việt Nam 14 I.1.1 Thành phần sản phẩm giếng dầu 14 I.1.2 Tính chất hóa lý dầu thô mỏ Diamond 19 I.1.3 Lắng đọng hữu 22 I.1.3.1 Thành phần hóa học lắng đọng hữu 22 I.1.3.2 Ảnh hưởng lắng đọng hữu lên trình khai thác vận chuyển dầu 23 I.1.4 Tính chất lưu biến dầu thô nhiều paraffin 24 I.2 Cơ chế đông đặc dầu thô 27 I.3 Các phƣơng pháp xử lý lắng đọng dầu thô nhiều paraffin 32 I.4 Phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc cho dầu thô 34 I.4.1 Dung môi 34 I.4.2 Chất phân tán 34 I.4.3 Chất điều chỉnh tinh thể paraffin 35 I.5 Cơ chế biến tính cấu trúc tinh thể paraffin dầu thô phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc 36 I.6 Các phƣơng pháp tổng hợp chất giảm nhiệt độ đông đặc 38 CHƢƠNG II – NGUYÊN LIỆU, PHƢƠNG PHÁP TỔNG HỢP VÀ PHƢƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ POLYMER VÀ PHƢƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH TÍNH CHẤT CỦA DẦU THÔ 42 II.1 Phƣơng pháp xác định tính chất dầu thô có liên quan đến hiệu phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc 42 II.1.1 Xác định nhiệt độ xuất tinh thể paraffin (WAT) 42 II.1.2 Xác định phân bố n-paraffin dầu thô 44 II.1.3 Xác định hàm lượng paraffin 45 II.1.4 Xác định hàm lượng asphaltene 46 II.1.5 Xác định hàm lượng nhựa 47 II.2 Nguyên liệu phƣơng pháp tổng hợp chất giảm nhiệt độ đông đặc 47 II.2.1 Nguyên liệu tổng hợp chất điều chỉnh tinh thể paraffin 47 II.2.1.1 Alkyl acrylate/ methacrylate monomer 48 II.2.1.2 Vinyl acetate monomer (VAM) 52 II.2.1.3 Chất khơi mào 53 II.2.2 Phương pháp tổng hợp chất biến tính tinh thể paraffin 54 II.2.2.1 Phương trình tổng hợp chế phản ứng 54 II.2.2.2 Qui trình thiết bị tổng hợp 55 II.3 Phƣơng pháp xác định tính chất sản phẩm tổng hợp 56 II.4 Phƣơng pháp đánh giá hiệu sản phẩm tổng hợp 57 II.4.1 Quy trình chuẩn bị xử lý mẫu dầu 57 II.4.1.1 Chuẩn bị mẫu 57 II.4.1.2 Xử lý mẫu 58 II.4.2 Khảo sát trình ức chế hình thành mạng tinh thể paraffin 58 II.4.3 Xác định nhiệt độ đông đặc dầu thô 59 II.4.4 Xác định tính chất lưu biến dầu thô 61 xác định ứng suất trượt dầu thô 61 II.4.5 Xác định độ bền gel (gel strength) dầu thô 62 II.4.6 Khảo sát tốc độ lắng đọng paraffin dầu thô 62 CHƢƠNG III – THỰC NGHIỆM VÀ THẢO LUẬN KẾT QUẢ 65 III.1 Tổng hợp chấtđiều chỉnh tinh thể paraffin 65 III.1.1 Khảo sát ảnh hưởng loại monomer khác 65 III.1.2 Khảo sát ảnh hưởng tỉ lệ chất khơi mào 66 III.2 Đánh giá hiệu xử lý dầu sản phẩm tổng hợp 68 III.2.1 Hiệu ức chế trình hình thành mạng tinh thể paraffin 68 III.2.2 Hiệu giảm nhiệt độ đông đặc 69 III.2.3 Hiệu cải thiện tính lưu biến 73 III.2.4 Hiệu giảm độ bền gel (gel strength) 84 III.2.5 Hiệu giảm lắng đọng paraffin 94 III.3 Tính toán sơ giá thành sản phẩm FIC 010 99 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 101 TÀI LIỆU THAM KHẢO 103 DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT A/R/P – Aromatic/Resin/Paraffin API – American Petroleum Institute ASTM – American Society for Testing and Materials C (n) – Carbon thứ n E – Ethylene GC – Gas chromatography HLB – Hydrophilic Lipophilic Balance IR – Infra-red kl – Khối lượng ngđ – Ngày đêm – Liquid chromatography – Mass LC – MS Spectroscopy AIBN – Azobisisobutyronitrile P – Propylene PPD – Pour point depressant PP – Pour point VAM – Vinyl acetate monomer VSP/Vietsovpetro – Xí nghiệp Liên doanh Việt – Nga Vietsovpetro PCVL _ Petronas Carigali Vietnam Limited WAT – Wax appearance temperature CHLB – Cộng hòa liên bang DANH MỤC BẢNG BIỂU Bảng 1.1.Tính chất hóa lý dầu thô khai thác thềm lục địa Việt Nam điều kiện chuẩn 18 Bảng1.2 Những tính chất hóa lý dầu thô tách mỏ Diamond điều kiện chuẩn 20 Bảng 1.3 Một số tính chất hóa lý chung loại dầu thô PCVL .21 Bảng 1.4 Ảnh hưởng lắng đọng paraffin lên khả vận chuyển đường ống dẫn dầu .24 Bảng 3.1 Độ nhớt polymer tổng hợp nhiệt độ khác 68 Bảng 3.2 Các tính chất sản phẩm tổng hợp 70 Bảng 3.3 Nhiệt độ đông đặc dầu thô mỏ Diamond xử lý hóa phẩm nồng độ khác 71 Bảng 3.4 Khối lượng lắng đọng sáp dầu Diamond xử lý với FIC 010 .94 nồng độ khác 94 Bảng 3.5 Khối lượng lắng đọng sáp dầu Diamond xử lý với FIC 011 .95 nồng độ khác 95 Bảng 3.6 Khối lượng lắng đọng sáp dầu Diamond xử lý với FIC 012 .95 nồng độ khác 95 Bảng 3.7 Khối lượng lắng đọng sáp dầu Diamond xử lý với FIC 013 .96 nồng độ khác 96 Bảng 3.8 Khối lượng lắng đọng sáp dầu Diamond xử lý với FIC 014 .96 nồng độ khác 96 Bảng 3.9 Khối lượng lắng đọng sáp dầu Diamond xử lý với FIC 015 .97 nồng độ khác 97 Bảng 3.10 Khối lượng lắng đọng sáp dầu Diamond xử lý với FIC 016 97 nồng độ khác 97 Bảng 3.11 Khối lượng lắng đọng Sáp dầu Diamond xử lý với VX-7484 98 nồng độ khác 98 Bảng 3.12 Khối lượng lắng đọng Sáp dầu Diamond xử lý với PAO 83363 .98 nồng độ khác 98 DANH MỤC HÌNH VẼ Hình 1.1 Cấu trúc paraffin dầu thô 22 Hình 1.2 Cấu trúc asphlatene nhựa dầu thô .22 Hình 1.3 Lắng đọng đường ống không bọc cách nhiệt RP-1→ UBN-3; Ф325*16mm .23 Hình 1.4 Đường cong chảy (flow curve) chất lỏng Newton phi Newton 26 Hình 2.1 Bộ thiết bị DSC 42 Hình 2.2 WAT dầu thô mỏ Diamond đo DSC 43 Hình 2.3 WdisAT dầu thô mỏ Diamond đo DSC .43 Hình 2.4 Kính hiển vi phân cực thiết bị Linkcam 44 Hình 2.5 Quá trình xuất tinh thể paraffin 44 Hình 2.6 Phổ sắc ký khí dầu thô mỏ Diamond 45 Hình 2.7 Cơ chế tác dụng phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc (PPD) lên dầu thô 49 Hình 2.8 Công thức cấu tạo vinyl acetate monomer 52 Hình 2.9 Công thức cấu tạo AIBN 53 Hình 2.10 Phương trình phản ứng tổng hợp polymer 54 Hình 2.11 Quá trình phân ly tạo gốc tự .54 Hình 2.12 Gốc tự công monomer tạo gốc tự 55 Hình 2.13 Quá trình đóng mạch, hình thành polymer .55 Hình 2.14 Bộ thiết bị tổng hợp polymer 56 Hình 2.15 Thiết bị đo độ nhớt động học 57 Hình 2.16 Thiết bị xác định nhiệt độ đông đặc tự động HCP-852 60 Hình 2.17 Ống đo nhiệt độ đông đặc .60 Hình 2.18 Thiết bị khảo sát tính chất lưu biến 61 Hình 2.19 Thiết bị khảo sát tốc độ lắng đọng paraffin 63 Hình 3.1 Chưa xử lý PPD .69 Hình 3.2 Đã xử lý PPD 69 Hình 3.3 Tính bám dính dầu thô 69 Hình 3.4 Sự biến thiên nhiệt độ đông đặc dầu thô mỏ Diamond theo nồng độ phụ gia 72 Hình 3.5 Độ nhớt dầu thô Diamond xử lý phụ gia FIC 010 nồng độ khác 75 Hình 3.6 Độ nhớt dầu thô Diamond xử lý phụ gia FIC 011 nồng độ khác 76 10 Gel Strength - FIC 015 Shear Stress, Pa 180 160 BLANK 140 500ppm 120 750ppm 100 1000ppm 80 1200ppm 60 1500ppm 40 2000ppm 20 0 12 18 24 30 36 42 48 54 60 Time, s Hình 3.19 Gel strength dầu thô Diamond xử lý với phụ gia FIC 015 nồng độ khác 90 Gel Strength - FIC 016 180 Shear Stress, Pa 160 140 BLANK 120 500ppm 100 750ppm 80 1000ppm 60 1200ppm 40 1500ppm 20 2000ppm 0 12 18 24 30 Time, s 36 42 48 54 60 Hình 3.20 Gel strength dầu thô Diamond xử lý với phụ gia FIC 016 nồng độ khác 91 Gel Strength - PAO 83363 180 160 Shear Stress, Pa 140 BLANK 120 100 500ppm 80 60 1000ppm 40 20 0 12 18 24 30 36 42 48 54 60 Time, s Hình 3.21 Gel strength dầu thô Diamond xử lý với phụ gia PAO 83363 nồng độ khác 92 Gel Strength - VX7484 180 Shear Stress, Pa 160 140 BLANK 120 500ppm 750ppm 100 1000ppm 80 1200ppm 60 1500ppm 40 2000ppm 20 0 12 18 24 30 36 42 48 54 60 Time, s Hình 3.22 Gel strength dầu thô Diamond xử lý với phụ gia VX-7484 nồng độ khác 93 III.2.5 Hiệu giảm lắng đọng paraffin Ngoài tác dụng làm giảm nhiệt độ đông đặc, giảm ứng suất trượt cải thiện tính chất lưu biến dầu thô, phụ gia cần phải có tác dụng làm giảm lắng đọng paraffin đường ống Kết chi tiết thể hiệnở cácBảng 3.4 - Bảng 3.12 Kết cho thấy, phụ gia tổng hơp có tác dụng làm giảm đáng kể lắng đọng paraffin dầu thô, qua giúp cho trình vận chuyển dễ dàng Sự giảm lắng đọng paraffin tăng theo tăng nồng độ phụ gia Trong số phụ gia tổng hợp FIC 010 có tác dụng làm giảm độ nhớt tốt có hiệu tốt phụ gia nhập sử dụng nồng độ Bảng 3.4 Khối lượng lắng đọng sáp dầu Diamond xử lý với FIC 010 nồng độ khác Nhiệt độ, 0C Bể nước Tốc độ lắng đọng sáp, g/m2/ngđFIC010 Thời Ngón gian thí tay nghiệm, 750ppm 1000ppm 1200ppm 1500ppm 2000ppm lạnh h 60 21 293.7 46.8 20.9 19.6 21.3 22.1 50 21 575.1 107.1 50.3 25.6 29.8 28.4 40 21 1006.8 197.3 115.4 70.9 89.6 90.5 30 21 - 324.5 245.2 203.1 213.5 238.2 1875.6 675.5 431.8 319.2 354.2 379.2 Tổng lượng sáp, g/m2/ngđ 94 Bảng 3.5 Khối lượng lắng đọng sáp dầu Diamond xử lý với FIC 011 nồng độ khác Nhiệt độ, 0C Bể nước Ngón tay Tốc độ lắng đọng sáp, g/m2/ngđFIC011 Thời gian thí nghiệm, 750ppm 1000ppm 1200ppm 1500ppm 2000ppm lạnh h 60 21 293.7 59.8 32.6 26.3 24.1 24 50 21 575.1 158.2 75.1 50.2 41.5 56.4 40 21 1006.8 265.1 198.3 106.3 91.1 97.6 30 21 - 420.1 303.3 252.1 256.2 267.3 1875.6 903.2 609.3 434.9 412.9 445.3 Tổng lượng sáp, g/m2/ngđ Bảng 3.6 Khối lượng lắng đọng sáp dầu Diamond xử lý với FIC 012 nồng độ khác Nhiệt độ, 0C Bể nước Tốc độ lắng đọng sáp, g/m2/ngđFIC012 Thời Ngón gian thí tay nghiệm, 750ppm 1000ppm 1200ppm 1500ppm 2000ppm lạnh h 60 21 293.7 70.6 46.3 33.5 30.2 31.1 50 21 575.1 182 90.8 72.4 69.1 70.3 40 21 1006.8 302.1 253.1 165.3 115.2 145.6 30 21 - 546 430.1 303.1 286.3 264.3 1875.6 1101 820.3 574.3 500.8 511.3 Tổng lượng sáp, g/m2/ngđ 95 Bảng 3.7 Khối lượng lắng đọng sáp dầu Diamond xử lý với FIC 013 nồng độ khác Nhiệt độ, 0C Bể nước Tốc độ lắng đọng sáp, g/m2/ngđFIC013 Thời Ngón gian thí tay nghiệm, 750ppm 1000ppm 1200ppm 1500ppm 2000ppm lạnh h 60 21 293.7 65.5 45.8 40.2 29.5 24.5 50 21 575.1 200.9 112.1 95.6 55.6 64.3 40 21 1006.8 256.3 201.8 158.7 90.4 125.6 30 21 - 431.1 353.4 254.4 265.4 274.5 1875.6 953.8 713.1 548.9 440.9 488.9 Tổng lượng sáp, g/m2/ngđ Bảng 3.8 Khối lượng lắng đọng sáp dầu Diamond xử lý với FIC 014 nồng độ khác Nhiệt độ, 0C Bể nước Tốc độ lắng đọng sáp, g/m2/ngđ FIC014 Thời Ngón gian thí tay nghiệm, 750ppm 1000ppm 1200ppm 1500ppm 2000ppm lạnh h 60 21 293.7 63.8 51.4 38.6 36.2 38.4 50 21 575.1 210.3 96.7 108.4 95.7 89.1 40 21 1006.8 389.1 181.5 151.8 168.1 178.2 30 21 - 490.5 331.6 264.7 229.2 254.7 1875.6 1153.7 661.2 563.5 529.2 560.4 Tổng lượng sáp, g/m2/ngđ 96 Bảng 3.9 Khối lượng lắng đọng sáp dầu Diamond xử lý với FIC 015 nồng độ khác Nhiệt độ, 0C Bể Tốc độ lắng đọng sáp, g/m2/ngđFIC015 Thời Ngón gian thí tay nghiệm, lạnh h 60 21 293.7 65.4 42.2 40.1 28.2 31.2 50 21 575.1 191.5 85.7 81.9 50.7 61.4 40 21 1006.8 312.4 159.9 148.2 99.3 124.7 30 21 - 564.1 278.3 257.1 265.4 274.8 1875.6 1133.4 566.1 527.3 443.6 492.1 nước Tổng lượng sáp, g/m2/ngđ 750ppm 1000ppm 1200ppm 1500ppm 2000ppm Bảng 3.10 Khối lượng lắng đọng sáp dầu Diamond xử lý với FIC 016 nồng độ khác Nhiệt độ, 0C Bể nước Tốc độ lắng đọng sáp, g/m2/ngđFIC016 Thời Ngón gian thí tay nghiệm, 750ppm 1000ppm 1200ppm 1500ppm 2000ppm lạnh h 60 21 293.7 65.6 41.8 31.5 32.5 34.3 50 21 575.1 164.1 88.4 69.4 67.3 66.1 40 21 1006.8 287.3 239.8 140.8 154.8 148.6 30 21 - 512.8 410.7 306.5 276.1 269.3 1875.6 1029.8 780.7 548.2 530.7 518.3 Tổng lượng sáp, g/m2/ngđ 97 Bảng 3.11 Khối lượng lắng đọng Sáp dầu Diamond xử lý với VX-7484 nồng độ khác Nhiệt độ, 0C Bể Tốc độ lắng đọng sáp, g/m2/ngđ VX7484 Thời Ngón gian thí tay nghiệm, lạnh h 60 21 293.7 64.8 43.1 41.1 35.5 38.6 50 21 575.1 198.5 108.4 98.5 58.1 55.3 40 21 1006.8 271.2 189.4 154.3 108.1 131.2 30 21 - 429.7 354.7 260.2 271.4 280.6 1875.6 964.2 695.6 554.1 473.1 505.7 nước Tổng lượng sáp, g/m2/ngđ 750ppm 1000ppm 1200ppm 1500ppm 2000ppm Bảng 3.12 Khối lượng lắng đọng Sáp dầu Diamond xử lý với PAO 83363 nồng độ khác Nhiệt độ, 0C Bể nước Tốc độ lắng đọng sáp, g/m2/ngđ PAO83363 Thời Ngón gian thí tay nghiệm, 750ppm 1000ppm 1200ppm 1500ppm 2000ppm lạnh h 60 21 293.7 189.6 106.8 176.3 - - 50 21 575.1 368.2 302.1 382.1 - - 40 21 1006.8 687.2 453.2 700.6 - - 30 21 - - - - - - 1875.6 1245 862.1 1259 - - Tổng lượng sáp, g/m2/ngđ 98 III.3 Tính toán sơ giá thành sản phẩm FIC 010 Cho mẻ thí nghiệm Khối Hạng mục Danh mục lƣợng (gram) Behenyl acrylate Stearyl Thành tiền (VNĐ) Đơn giá (VNĐ/ kg) Thành tiền/mẻ 1.000 g 30g 15 120.000 1.800 60.000 130.000 260 8.667 Nguyên methacrylate liệu trực Vinyl acetate 22.000 44 1.467 tiếp AIBN 0,06 154.000 9,24 308 Xylene 15 20.000 300 10.000 2.413,24 80.442 5.400 5.400 3.000 4.000 10.813,24 89.842 Nhân công 4h 1.350/h Điện, nƣớc chi phí khác TỔNG Kết tính toán cho thấy, giá thành sơ sản xuất kg phụ gia FIC 010 theo quy trình tổng hợp qua nghiên cứu đề tài vào khoảng gần 90.000đồng/kg, với nguyên liệu hóa chất công nghiệp Như vậy, giá thành phụ gia polymer gần tương đương so với giá thành thị trường PPD thương phẩm Tuy nhiên, polymer thành phần chất phụ gia PPD thương phẩm Các phụ gia PPD thương phẩm thị trường thồng thưởng bao gồmít thành phần: dung môi, chất phân tán chấtđiều chỉnh tinh thể paraffin Trong đó, nhóm chất điều chỉnh tinh thể paraffin thành phần định 99 chất lượng sản phẩm PPD Và thông thường, nhóm chất điều chỉnh tinh thể paraffin chiểm khoảng 40-50% khối lượng so với PPD thương phẩm Dung môi chất phân tán thành phần phụ trợ, vừa làm giảm giá thành sản phẩm, vừa làm tăng khả hòa tan phân tán nhóm chất điều chỉnh tinh thể paraffin dầu thô Do đó, tiến hành pha chế PPD thương phẩm, sở polymer thu đề tài vừa có tính kinh tế vừa có tính kỹ thuật vươt trội so với việc sử dụng PPD thương phẩm nhập thị trường 100 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Từ kết thu trình bày mục phía trên, đề tài tóm tắt kết luận đề xuất số kiến nghị sau: KẾT LUẬN Dựa tính chất đặc trưng dầu thô mỏ Diamond, khảo sát lựa chọn nguyên liệu để tổng hợp polymer FIC 010 bao gồm thành phần với tỉ lệ monomer sau: 44% Behenyl Acrylate; 5,9% Stearyl Methacrlylate; 5,9% Vinyl Acetate; 44% Xylene 0,2% AIBN Polymer FIC 010 dung môi toluen có độ nhớt 148 cP 200C Polymer FIC 010 thu có khả giảm nhiệt độ đông đặc dầu thô từ 360 xuống 210C nồng độ 1000ppm Hiệu xử lý dầu thô mỏ Diamond phụ gia FIC 0101 tốt số phụ gia thương phẩm (PAO 83363 VX-7484) thị trường KIẾN NGHỊ Các kết cho thấy polymer tổng hợp có tác dụng giảm nhiệt độ đông đặc, giảm lắng đọng paraffin cải thiện tính lưu biến cho dầu thô mỏ Diamond tương đương phụ gia thương mại sử dụng Tuy nhiên, nghiên cứu đề tài giới hạn quy mô phòng thí nghiệm với đối tượng dầu lưu định nên kết thu đề tài chưa bao quát hết đặc tính dầu thô nhiều paraffin khác thềm lục địa Việt Nam Với mục đích nâng cao giá trị kinh tế, kỹ thuật phụ gia tổng hợp từ kết nghiên cứu đề tài cho khâu khai thác, vận chuyển dầu thô có hàm lượng paraffin cao, tác giả kiến nghị tiến hành mở rộng nghiên cứu để việc tổng hợp phụ gia thu hiệu suất cao hơn, có hiệu giảm nhiệt độ đông đặc đạt tiêu chuẩn đối tượng dầu thô khác 101 Đồng thời, tác giả nghiên cứu khảo sát yếu tố khác ảnh hưởng đến hiệu polymer thu cách khoa học có tính logic 102 TÀI LIỆU THAM KHẢO Lưu Văn Bôi (2008), Nghiên cứu, chế tạo phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc dầu thô Việt Nam giàu parafin, Bộ khoa học công nghệ, Hà Nội Thái Hồng Chương, Phạm Xuân Toàn, Đào Viết Thân, Trương Biên (2010), Nghiên cứu phát triển chất làm giảm nhiệt độ đông đặc dầu thô mỏ Nam Rồng Đồi Mồi,Tuyển tập báo cáo Hội nghị KHCN quốc tế "Dầu khí Việt Nam 2010 Tăng tốc phát triển", Quyển 1, 830-836 Ths Đào Thị Hải Hà, CN Hoàng Linh, KS Lương Văn Tuyên (2013), Tổng hợp phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc cho dầu thô nhiều Paraffin mỏ Bạch Hổ khai thác vận chuyển ester Poly-triethanolamine, Bộ công thương, Hà Nội Nguyễn Văn Ngọ (2008), Nghiên cứu chế tạo phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc, cải thiện tính lưu biến áp dụng cho xử lý dầu thô mỏ Rồng, Bộ công thương, Hà Nội Tống Cảnh Sơn, Dương Hiền Lượng, Mai Trọng Tấn, Nguyễn Vi Hùng (2010 – 2015), Tổng hợp NIP Trung Tâm Phân Tích Thí Nghiệm, Viện NCKH&TK, Liên doanh Việt - Nga Vietsovpetro Albin H Warth (1956), The chemistry and technology of waxes,Reinhold Publishing Corporation, New York Bigram M Baruah, B Tech (2001), Investigation of an advanced technique to select an optimal inhibition and removal method of paraffin deposition in oil wells, Texas Tech University, Texas Karen S Pedersen Calsep, Gl Lundtoftevej (2003), Influence of wax inhibitors on wax appearance temperature, pour point, and viscosity of waxy crude oils,Energy Fuel, 17 (2), pp 321–328 Layla M Alghanduri, Mohamed M Elgarni, and Joao a P Coutinho (2010), Characterization of Libyan waxy crude oils, Engery Fuel, 24 (5), pp 3101–3107 103 10 Malcom A Kelland (2014), Production chemicals for the oil and gas industry, CRC Press, Tay Lor & Francis Group, New York 11 M.E Newberry, S.J Jackson (2010), Organic Formation Damage Control and Remediation, Society of Petroleum Engineers, Louisiana 12 Olga Shmakova-Lindeman (2004), Paraffin inhibitors, Patent No US20050215437 A1 13 Pavel Kriz and Simon I Andersen (2005), Effect of asphaltenes on crude oil wax cristallization,Energy Fuels, 19 (3), pp 948–953 14 Phung Dinh Thuc, Ha Van Bich, Tong Canh Son, Vugovskoi V.P., and Le Dinh Hoe (1999), A new approach to study on thixotropic properties of waxy crude oils from Dragon and White Tiger fields offshore Vietnam,SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition 15 Sabagh M.Al, Kafrawy A.F.El, Khidr T.T, Ghazawy R.A.El and Mishrif M.R (2007), Synthesis and evaluation of some novel polymeric surfactants based on aromatic amines used as wax dispersant for waxy gas oil,Journal of Dispersion Science and Technology, 28 (6), PP.976 -983 16 Shagapov V.Sh., Musakaev N.G., Khabeev N.S and Bailey S.S (2004), Mathematical modelling of two-phase flow in a vertical well considering paraffin deposits and external heat exchange,International Journal of Heat and Mass Transfer, Vol.47, pp.843 - 851 17 Simon Neil Duncum, Bracknell, Philip Kenneth Gordon Hodgson (2001), Inhibitors and their uses in oils,US Patent No WO1998021446 A1 18 Wuhua Chen, Zhongchang Zhao, Caoyong Yin (2010), The interaction of waxes with pour point depressants, Fuel 89, Elservier 104 ... paraffin, giảm nhiệt độ động đặc, giảm độ nhớt, giảm độ bền gel qua làm giảm áp suất tái khởi động… Các nghiên cứu nước phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc dừng lại việc đánh giá lựa chọn hóa phẩm phù hợp. .. paraffin dầu thô phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc 36 I.6 Các phƣơng pháp tổng hợp chất giảm nhiệt độ đông đặc 38 CHƢƠNG II – NGUYÊN LIỆU, PHƢƠNG PHÁP TỔNG HỢP VÀ PHƢƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ POLYMER. .. thí nghiệm chất giảm nhiệt độ đông đặc;  Nghiên cứu yếu tố ảnh hưởng đến trình tổng hợp tính chất sản phẩm tổng hợp;  Đánh giá hiệu tác dung phụ gia tổng hợp phòng thí nghiệm dầu thô mỏ Diamond;