NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ VÀ LỰA CHỌN PHỤ GIA HẠ ĐIỂM ĐÔNG ĐẶC CHO DẦU THÔ MỎ CÁ NGỪ VÀNG

Nghiên cứu tiến hành khảo sát hiệu quả của 03 hóa chất hạ điểm đông (hãng Evonik) đối với dầu thô Cá Ngừ Vàng. Do dầu thô mỏ Cá Ngừ Vàng có hàm lượng parafin cao và khoảng cách từ nơi khai thác đến nơi tiếp nhận dầu khá xa nên khả năng cao gây lắng động, tắc đường ống khai thác và đường ống vận chuyển khi hệ thống ngừng hoạt động. Hóa chất gốc sẽ được hòa tan với xylene theo tỷ lệ đề xuất (1:1). Tiến hành bơm hóa chất đã hòa tan vào đối tượng thực nghiệm là dầu thô mỏ Cá Ngừ Vàng tại điều kiện giả lập với thực tế (80oC), sau đó tiến hành khảo sát hiệu quả giảm điểm đông theo tiêu chuẩn ASTM D5853 và khảo sát khả năng cải thiện tính lưu biến theo tiêu chuẩn ASTM D445 ở các nồng độ nghiên cứu 200, 300,Nghiên cứu tiến hành khảo sát hiệu quả của 03 hóa chất hạ điểm đông (hãng Evonik) đối với dầu thô Cá Ngừ Vàng. Do dầu thô mỏ Cá Ngừ Vàng có hàm lượng parafin cao và khoảng cách từ nơi khai thác đến nơi tiếp nhận dầu khá xa nên khả năng cao gây lắng động, tắc đường ống khai thác và đường ống vận chuyển khi hệ thống ngừng hoạt động. Hóa chất gốc sẽ được hòa tan với xylene theo tỷ lệ đề xuất (1:1). Tiến hành bơm hóa chất đã hòa tan vào đối tượng thực nghiệm là dầu thô mỏ Cá Ngừ Vàng tại điều kiện giả lập với thực tế (80oC), sau đó tiến hành khảo sát hiệu quả giảm điểm đông theo tiêu chuẩn ASTM D5853 và khảo sát khả năng cải thiện tính lưu biến theo tiêu chuẩn ASTM D445 ở các nồng độ nghiên cứu 200, 300,Nghiên cứu tiến hành khảo sát hiệu quả của 03 hóa chất hạ điểm đông (hãng Evonik) đối với dầu thô Cá Ngừ Vàng. Do dầu thô mỏ Cá Ngừ Vàng có hàm lượng parafin cao và khoảng cách từ nơi khai thác đến nơi tiếp nhận dầu khá xa nên khả năng cao gây lắng động, tắc đường ống khai thác và đường ống vận chuyển khi hệ thống ngừng hoạt động. Hóa chất gốc sẽ được hòa tan với xylene theo tỷ lệ đề xuất (1:1). Tiến hành bơm hóa chất đã hòa tan vào đối tượng thực nghiệm là dầu thô mỏ Cá Ngừ Vàng tại điều kiện giả lập với thực tế (80oC), sau đó tiến hành khảo sát hiệu quả giảm điểm đông theo tiêu chuẩn ASTM D5853 và khảo sát khả năng cải thiện tính lưu biến theo tiêu chuẩn ASTM D445 ở các nồng độ nghiên cứu 200, 300,Nghiên cứu tiến hành khảo sát hiệu quả của 03 hóa chất hạ điểm đông (hãng Evonik) đối với dầu thô Cá Ngừ Vàng. Do dầu thô mỏ Cá Ngừ Vàng có hàm lượng parafin cao và khoảng cách từ nơi khai thác đến nơi tiếp nhận dầu khá xa nên khả năng cao gây lắng động, tắc đường ống khai thác và đường ống vận chuyển khi hệ thống ngừng hoạt động. Hóa chất gốc sẽ được hòa tan với xylene theo tỷ lệ đề xuất (1:1). Tiến hành bơm hóa chất đã hòa tan vào đối tượng thực nghiệm là dầu thô mỏ Cá Ngừ Vàng tại điều kiện giả lập với thực tế (80oC), sau đó tiến hành khảo sát hiệu quả giảm điểm đông theo tiêu chuẩn ASTM D5853 và khảo sát khả năng cải thiện tính lưu biến theo tiêu chuẩn ASTM D445 ở các nồng độ nghiên cứu 200, 300,

ĐẠI HỌC QUỐC GIA THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA KHOA KỸ THUẬT HÓA HỌC BỘ MƠN KỸ THUẬT CHẾ BIẾN DẦU KHÍ LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ VÀ LỰA CHỌN PHỤ GIA HẠ ĐIỂM ĐÔNG ĐẶC CHO DẦU THÔ MỎ CÁ NGỪ VÀNG SVTH: ĐẶNG PHƯƠNG QUANG MSSV: 1512632 GVHD: TS NGUYỄN HUỲNH ANH THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH, 2020 ĐẠI HỌC QUỐC GIA THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA KHOA KỸ THUẬT HĨA HỌC BỘ MƠN KỸ THUẬT CHẾ BIẾN DẦU KHÍ LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ VÀ LỰA CHỌN PHỤ GIA HẠ ĐIỂM ĐÔNG ĐẶC CHO DẦU THÔ MỎ CÁ NGỪ VÀNG SVTH: ĐẶNG PHƯƠNG QUANG MSSV: 1512632 GVHD: TS NGUYỄN HUỲNH ANH THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH, 2020 i Tóm tắt luận văn Nghiên cứu tiến hành khảo sát hiệu 03 hóa chất hạ điểm đơng (hãng Evonik) dầu thô Cá Ngừ Vàng Do dầu thô mỏ Cá Ngừ Vàng có hàm lượng parafin cao khoảng cách từ nơi khai thác đến nơi tiếp nhận dầu xa nên khả cao gây lắng động, tắc đường ống khai thác đường ống vận chuyển hệ thống ngừng hoạt động Hóa chất gốc hịa tan với xylene theo tỷ lệ đề xuất (1:1) Tiến hành bơm hóa chất hịa tan vào đối tượng thực nghiệm dầu thô mỏ Cá Ngừ Vàng điều kiện giả lập với thực tế (80oC), sau tiến hành khảo sát hiệu giảm điểm đông theo tiêu chuẩn ASTM D5853 khảo sát khả cải thiện tính lưu biến theo tiêu chuẩn ASTM D445 nồng độ nghiên cứu 200, 300, 500, 700ppm Từ kết thực nghiệm cho thấy, 03 hóa chất có khả giảm điểm đơng dầu thô mỏ Cá Ngừ Vàng xuống nhiệt độ đáy biển (21oC) khoảng nồng độ 300-700ppm cải thiện đáng kể tính lưu biến dầu thơ mỏ Cá Ngừ Vàng khoảng nồng độ 200500ppm Độ nhớt dầu có xu hướng tăng trở lại tăng nồng độ lên 700ppm ii Study on evaluation and selection of PPD for Ca Ngu Vang crude oil Abstract The study conducted a survey of the effectiveness of 03 PPD (Evonik firm) for Ca Ngu Vang crude oil Because Ca Ngu Vang crude oil has a high paraffin content and the distance from the rig to the ship is far away, it is highly likely to cause turbulence, block the extraction pipeline and the transport pipeline when the system stops working PPD will be dissolved with xylene at the proposed ratio (1:1) Carrying out the pumping of dissolved chemicals into experimental objects is Ca Ngu Vang crude oil at the simulated conditions with reality (80oC), then conducting a survey on the effect of reducing the pour point according to ASTM D5853 and the feasibility study The ability to improve rheology according to ASTM D445 at the research concentrations of 200, 300, 500, 700ppm From the experimental results, all three chemicals have the ability to reduce the pour point of Ca Ngu Vang crude oil to below the temperature of the seabed (21oC) at the concentration range of 300-700ppm and significantly improve the rheology of Ca Ngu Vang crude oil at a concentration of 200-500ppm Oil viscosity tends to increase again when increasing concentration to 700ppm iii Lời cảm ơn Thực tế cho thấy, thành công gắn liền với hỗ trợ, giúp đỡ người xung quanh dù giúp đỡ hay nhiều, trực tiếp hay gián tiếp Trong suốt thời gian từ bắt đầu làm luận văn đến nay, em nhận quan tâm, bảo, giúp đỡ thầy cô, anh chị VPI-Labs, gia đình bạn bè Trước hết em xin cảm ơn mơn Kỹ thuật Chế biến Dầu Khí – Khoa Kỹ thuật Hoá học, Trường Đại học Bách Khoa TP Hồ Chí Minh, đặc biệt thầy giáo – TS Hồ Quang Như người đưa em đến với đề tài người giới thiệu em đến với VPI-Labs, để em có đủ điều kiện thực đề tài Em xin gửi lời cảm ơn chân thành tới Trung tâm Phân tích Thí nghiệm (VPI-Labs), TS Nguyễn Huỳnh Anh (trưởng phòng VPI-Labs) nhận em vào thực đề tài Em xin cảm ơn ThS Nguyễn Bá Khoa (chuyên viên VPI-Labs) tất anh chị công tác VPI-Labs tận tình dùng tri thức, tâm huyết thời gian quý báu để truyền đạt cho em suốt thời gian qua Đặc biệt, em xin chân thành cảm ơn ThS Nguyễn Hiền Phong chuyên viên VPILabs đồng thời người hướng dẫn đề tài này, tận tâm bảo hướng dẫn giám sát em bước thực nghiệm, qua buổi nói chuyện, thảo luận đề tài nghiên cứu Nhờ có lời hướng dẫn, bảo đó, luận văn hoàn thành cách tốt Một lần em xin gửi lời cảm ơn chân thành đến thầy Phong Lời cảm ơn cuối em xin gửi đến gia đình bạn bè chỗ dựa vững mặt vật chất, tinh thần nơi giúp em tiến gần đến với thành cơng Đề tài thực vịng tháng VPI-Labs Luận văn hồn thành tốt có thể, nhiên khơng thể tránh khỏi thiếu sót Vì vậy, em mong nhận ý kiến đóng góp thầy cô, anh chị VPI-Labs bạn đọc để nâng cao kiến thức thân, phục vụ tốt q trình cơng tác em sau iv Mục lục Lời cảm ơn iv Danh mục ký tự chữ viết tắt .vii Danh mục hình viii Danh mục bảng ix Chương – Mở đầu 1.1 Lý chọn đề tài 1.2 Mục tiêu đề tài 1.3 Phạm vi đề tài 1.4 Ý nghĩa đề tài 1.5 Quy trình thực Chương – Tổng quan 2.1 Dầu thô 2.2 Thành phần hóa học dầu thô 2.2.1 Các hợp chất hydrocacbon dầu thô 2.2.2 Các chất phi hydrocacbon 10 2.2.3 Asphalten chất nhựa dầu thô 13 2.2.4 Nước lẫn theo dầu thô (nước đồng hành) 15 2.3 Phân loại dầu thô 15 2.3.1 Phân loại dầu theo chất hóa học 15 2.3.2 Phân loại dầu thô theo tỷ trọng 19 2.3.3 Phân loại dầu thô theo nguồn gốc xuất xứ 20 2.4 Lắng đọng parafin 20 2.4.1 Sự lắng đọng parafin 20 2.4.2 Nguyên nhân ảnh hưởng lắng đọng parafin 21 2.4.3 Cơ chế lắng đọng parafin dầu thô ảnh hưởng hệ đa phân tán 23 v 2.4.4 Ảnh hưởng chất keo tụ (hiệu ứng keo tụ) 25 2.4.5 Hiệu ứng điện động học 25 2.4.6 Cơ chế khuếch tán phân tử 25 2.4.7 Cơ chế phân tán trượt 26 2.5 Các phương pháp pháp xử lý lắng đọng khai thác vận chuyển dầu thô 26 2.5.1 Phương pháp nhiệt học 27 2.5.2 Phương pháp học 27 2.5.3 Phương pháp tẩy rửa parafin thiết bị đường ống 27 2.5.4 Phương pháp điện trường 27 2.5.5 Phương pháp dùng phụ gia 28 2.6 Các chất phụ gia giảm điểm đơng đặc tác động đến q trình kết tinh 29 2.6.1 Thành phần phụ gia 29 2.6.2 Cơ chế biến tính cấu trúc tinh thể parafin dầu thô phụ gia 30 Chương – Thực nghiệm 33 3.1 Đối tượng thực nghiệm 33 3.1.1 Dầu thô Cá Ngừ Vàng 33 3.1.2 Hóa chất hạ điểm đông 34 3.1.3 Các phương pháp, dụng cụ thiết bị phục vục cho nghiên cứu 35 3.2 Kết thực nghiệm 40 3.2.1 Hiệu giảm điểm đông đặc 40 3.2.2 Hiệu cải thiện tính lưu biến 49 Chương – Kết luận kiến nghị 55 4.1 Kết luận 55 4.2 Kiến nghị 55 Tài liệu tham khảo 56 vi Danh mục ký tự chữ viết tắt Từ viết tắt Viết đầy đủ API American Petroleum Institute ASTM American Society for Testing and Materials PPD Pour Point Depressant PP Pour Point WAT Wax Appearance Temperature C (n) Carbon (n) Cacbon thứ n E Ethylene Êtilen P Propylene Prơpen HC Hữu Cơ vii Việt hóa Danh mục hình Hình 2.1 Cấu trúc hóa học số hợp chất naphten Hình 2.2 Cấu trúc hóa học số hydrocacbon Hình 2.3 Cấu trúc hóa học tetralin, indan xyclohexylbenzen 10 Hình 2.4 Cấu trúc hóa học số hợp chất hữu nitơ 11 Hình 2.5 Cấu trúc hóa học phenol, crezol β-naphtol 12 Hình 2.6 Cấu trúc parafin dầu thô 20 Hình 2.7 Cấu trúc asphlatene nhựa dầu thơ 21 Hình 2.8 Lắng đọng đường ống không bọc cách nhiệt RP-1→PLEM (FSO) 22 Hình 3.1 Bộ thiết bị DSC 35 Hình 3.2 Các thiết bị dụng cụ dùng để xác định điểm chảy điểm đông 37 Hình 3.3 Một số thiết bị dùng để đo độ nhớt 40 Hình 3.4 Dầu thơ xử lý nồng độ khác 46 Hình 3.5 Độ nhớt dầu thô Cá Ngừ Vàng chưa xử lý phụ gia 51 Hình 3.6 Độ nhớt dầu thô Cá Ngừ Vàng xử lý phụ gia VPL 14/10111 nồng độ khác 52 Hình 3.7 Độ nhớt dầu thơ Cá Ngừ Vàng xử lý phụ gia VPL 14/10112 nồng độ khác 53 Hình 3.8 Độ nhớt dầu thơ Cá Ngừ Vàng xử lý phụ gia VPL 14/10113 nồng độ khác 54 viii Danh mục bảng Bảng 2.1 Các hydrocacbon riêng lẻ loại dầu thô Bảng 2.2 Tính chất số n-parafin dầu thơ Bảng 2.3 Giới hạn tỷ trọng hai phân đoạn chọn lựa để phân loại dầu thô theo họ hydrocacbon 18 Bảng 2.4 Lắng động parafin ống không bọc cách nhiệt RP-1→PLEM (FSO) 22 Bảng 3.1 Tính chất hóa lý dầu thơ mỏ Cá Ngừ Vàng khơng có hóa phẩm 33 Bảng 3.2 Bảng hiệu chuẩn nhiệt kế 38 Bảng 3.3 Hằng số C số nhớt kế theo tiêu chuẩn ASTM D445 39 Bảng 3.4 Các tính chất dầu thô chưa xử lý PPD 42 Bảng 3.5 Đặc điểm 03 hóa phẩm PPD hãng Evonik đề xuất cho VPI-Labs 43 Bảng 3.6 Điểm chảy điểm đông dầu thô mở Cá Ngừ Vàng xử lý nồng độ khác 45 Bảng 3.7 Điểm chảy điểm đông dầu nồng độ 200ppm 47 Bảng 3.8 Điểm chảy điểm đông dầu nồng độ 300ppm 47 Bảng 3.9 Điểm chảy điểm đông dầu nồng độ 500ppm 47 Bảng 3.10 Điểm chảy điểm đông dầu nồng độ 700ppm 48 ix Thực nghiệm Kết chi tiết thể Bảng 3.4-3.10 Hình 3.4 bên Bảng 3.4 Các tính chất dầu thô chưa xử lý PPD Chưa xử lý PPD Đã xử lý PPD Màu sắc Vàng nâu Trạng thái Lỏng Độ bám dính Bám dính cao 42 Bám dính thấp Thực nghiệm Bảng 3.5 Đặc điểm 03 hóa phẩm PPD hãng Evonik đề xuất cho VPI-Labs VPL 14/10111 VPL 14/10112 VPL 14/10113 Màu sắc Trắng ngà Trắng ngà Trắng ngà Trạng thái Rắn Rắn Rắn Tính tan Tan xylene dung môi hữu Không tan nước Tan xylene dung môi hữu Không tan nước Tan xylene dung môi hữu Không tan nước Thành phần hóa học Acrylic polymer (40-70%) Acrylic polymer (50-80%) Acrylic polymer (60-80%) Hóa phẩm gốc 43 Thực nghiệm Hóa phẩm pha xylene (1:1) Màu sắc Vàng nhạt Vàng nhạt Vàng nhạt Trạng thái Lỏng Lỏng Lỏng Tính tan Tan xylene dung môi hữu Không tan nước Tan xylene dung môi hữu Không tan nước Tan xylene dung môi hữu Không tan nước 44 Thực nghiệm Bảng 3.6 Điểm chảy điểm đông dầu thô mở Cá Ngừ Vàng xử lý nồng độ khác Điểm chảy dầu (oC) Nồng độ ppm VPL 14/10111 (Blank) VPL 14/10112 Điểm đông dầu (oC) VPL 14/10113 VPL 14/10111 30 VPL 14/10112 VPL 14/10113 27 200 27 27 27 24 24 24 300 24 21 21 21 18 18 500 21 21 21 18 18 18 700 18 21 21 15 18 18 45 Thực nghiệm ĐIỂM CHẢY CỦA DẦU THÔ CÁ NGỪ VÀNG ĐÃ ĐƯỢC XỬ LÝ Ở CÁC NỒNG ĐỘ KHÁC NHAU 35 30 0ppm; 30 200ppm; 27 Nhiệt độ , oC 25 300ppm; 24 300ppm; 21 20 500ppm; 21 700ppm; 21 700ppm; 18 VPL 14/10111 VPL 14/10112 15 VPL 14/10113 10 0 100 200 300 400 500 600 700 Nồng độ phụ gia, ppm Hình 3.4 Dầu thơ xử lý nồng độ khác 46 800 Thực nghiệm Dầu thô đánh giá mẫu dầu Cá Ngừ Vàng khơng có hóa phẩm hạ điểm đơng, lấy từ bể Cửu Long Kết Bảng 3.6 Hình 3.4 cho thấy, phụ gia có hiệu giảm nhiệt độ đông đặc cho dầu thô mỏ Cá Ngừ Vàng với hàm lượng nparafin 19-27% từ 27oC xuống 15oC VPL 14/10111, xuống 18oC VPL 14/10112 VPL 14/10113 Kết đo cho thấy phụ gia có tác dụng giảm nhiệt độ đơng đặc cho dầu thô mỏ Cá Ngừ Vàng theo độ tăng nồng độ phụ gia Nồng độ tối ưu cho phụ gia tổng hợp khoảng từ 300ppm đến 700ppm, tùy loại phụ gia Bảng 3.7 Điểm chảy điểm đông dầu nồng độ 200ppm Nhiệt độ chảy dầu (oC) Nhiệt độ đông đặc (oC) ΔT, oC Tên hóa chất 0ppm VPL 14/10111 VPL 14/10112 200ppm 0ppm 27 30 VPL 14/10113 27 27 27 200ppm 24 24 24 Bảng 3.8 Điểm chảy điểm đông dầu nồng độ 300ppm Điểm chảy dầu (oC) Điểm đông dầu (oC) ΔT, oC Tên hóa chất 0ppm VPL 14/10111 VPL 14/10112 VPL 14/10113 300ppm 0ppm 24 30 21 21 47 27 300ppm 21 18 18 Thực nghiệm Bảng 3.9 Điểm chảy điểm đông dầu nồng độ 500ppm Điểm chảy dầu (oC) Điểm đông dầu (oC) ΔT, oC Tên hóa chất 0ppm VPL 14/10111 VPL 14/10112 500ppm 0ppm 21 30 VPL 14/10113 21 27 21 500ppm 18 18 18 Bảng 3.10 Điểm chảy điểm đông dầu nồng độ 700ppm Điểm chảy dầu (oC) Điểm đông dầu (oC) ΔT, oC Tên hóa chất 0ppm VPL 14/10111 VPL 14/10112 VPL 14/10113 700ppm 0ppm 18 30 21 21 27 700ppm 15 12 18 18 Sự có mặt phụ gia giảm rõ rệt điểm đông cho đối tượng dầu thô nghiên cứu đề tài Nhiệt độ đông đặc dầu giảm theo gia tăng nồng độ hóa phẩm Vì vậy, hoạt tính phụ gia tăng theo mức gia tăng nồng độ Số lượng mạch nhánh nhiều tương tác với parafin dầu tăng lên ức chế việc tạo thành ma trận tinh thể lớn Khi tăng nồng độ giới hạn, điểm đơng dầu gia tăng trở lại nồng độ tăng cao đến mức đó, xen cài hóa phẩm vào mạng tinh thể parafin trở nên bão hòa, hiệu phụ gia giảm Đây đặc tính quan trọng liên quan đến hiệu kinh tế ứng dụng phụ gia loại vào thực tế Cần phải lựa chọn phụ gia với nồng độ tối ưu để thu hiệu cao mà khơng gây tốn tới lượng hóa phẩm sử dụng 48 Thực nghiệm Nhận xét: - 03 hóa chất hạ điểm đơng hãng Evonik có hiệu hạ điểm đông dầu thô mỏ Cá Ngừ Vàng, giảm nhiệt độ đáy biển (21oC) nồng độ thích hợp; - Hoạt tính hóa chất hạ điểm đông VPL 14/10112 VPL 14/10113 cao so với VPL 14/10111 nồng độ 300ppm thấp nồng độ 700ppm; - Nồng độ đề xuất cho 03 hóa phẩm hạ điểm đơng hãng Evonik 300ppm 3.2.2 Hiệu cải thiện tính lưu biến Ngồi tác dụng giảm nhiệt độ đơng đặc, phụ gia có hiệu phụ gia có khả cải thiện thêm tính lưu biến cho dầu thơ q trình khai thác vận chuyển dầu Điều có nghĩa độ nhớt dầu giảm nhiệt độ đơng đặc giảm xuống Khi có mặt phụ gia, nhiệt độ đông đặc dầu giảm độ nhớt tăng cao trình vận chuyển trở nên phức tạp hơn, kéo theo hiệu phụ gia giảm Hiệu kinh tế mà ảnh hưởng tới việc sử dụng phụ gia trình tiến hành khai thác, vận chuyển dầu.Vì lý đó, đề tài khảo sát ảnh hưởng loại phụ gia nồng độ khác độ nhớt dầu thô theo nhiệt độ Các bước tiến hành đánh giá hiệu giảm độ nhớt sản phẩm sau xử lý hóa phẩm thực sau: Chuẩn bị mẫu Chuẩn bị dụng cụ Khảo sát độ nhớt theo thiết bị tiêu chuẩn ASTM D445 Kết 49 Thực nghiệm Kết chi tiết thể đồ thị Hình 3.5 – Hình 3.8 cho ta thấy hiệu rõ rệt dầu thô Kết cho thấy, phụ gia có tác dụng làm giảm đáng kể độ nhớt dầu thơ, qua cải thiện tính chất lưu biến dầu thô Khảo sát cho thấy, giảm độ nhớt tăng theo nồng độ phụ gia từ 200ppm đến 500ppm chênh lệch độ giảm độ nhớt phụ gia không đáng kể, gần tương đương nồng độ Độ nhớt có xu hướng tăng chở lại tăng nồng độ lên 700ppm, điều giải dầu gia tăng trở lại nồng độ tăng cao đến mức đó, xen cài hóa phẩm vào mạng tinh thể parafin trở nên bão hòa, dẫn đến hiệu giảm độ nhớt phụ gia giảm Đây đặc tính quan trọng liên quan đến hiệu kinh tế ứng dụng phụ gia loại vào thực tế Nhận xét: - 03 hóa chất hạ điểm đơng hãng Evonik có tác dụng cải thiện tính lưu biến dầu đáng kể khoảng 200ppm đến 500ppm tăng trở lại tăng lên 700ppm - Nhìn chung hiệu giảm độ nhớt 03 hóa chất hạ điểm đông hãng Evonik chênh lệch không nhiều nồng độ tương ứng Nên hoạt tính 03 hóa chất hiệu giảm độ nhớt tương đối - Nồng độ đề xuất cho 03 hóa chất hạ điểm đơng hãng Evonik khoảng 200-500ppm 50 Thực nghiệm Độ nhớt nhiệt độ - Blank 23.0 Độ nhớt, mm2/s 18.0 Blank 13.0 8.0 3.0 30 32 34 36 38 40 42 44 46 Nhiệt độ, oC Hình 3.5 Độ nhớt dầu thơ Cá Ngừ Vàng chưa xử lý phụ gia 51 48 50 Thực nghiệm Độ nhớt nhiệt độ - VPL 14/10111 8.0 Độ nhớt, mm2/s 7.0 6.0 200ppm 300ppm 500ppm 5.0 700ppm 4.0 3.0 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 Nhiệt độ, oC Hình 3.6 Độ nhớt dầu thô Cá Ngừ Vàng xử lý phụ gia VPL 14/10111 nồng độ khác 52 Thực nghiệm Độ nhớt nhiệt độ - VPL 14/10112 8.0 Độ nhớt, mm2/s 7.0 200ppm 6.0 300ppm 500ppm 5.0 700ppm 4.0 3.0 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 Nhiệt độ, oC Hình 3.7 Độ nhớt dầu thô Cá Ngừ Vàng xử lý phụ gia VPL 14/10112 nồng độ khác 53 Thực nghiệm Độ nhớt nhiệt độ - VPL 14/10113 8.0 Độ nhớt, mm2/s 7.0 6.0 200ppm 300ppm 500ppm 5.0 700ppm 4.0 3.0 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 Nhiệt độ, oC Hình 3.8 Độ nhớt dầu thơ Cá Ngừ Vàng xử lý phụ gia VPL 14/10113 nồng độ khác 54 Kết luận kiến nghị Chương – Kết luận kiến nghị Từ kết thu trình bày mục phía trên, đề tài tóm tắt kết luận đề xuất số kiến nghị sau: 4.1 Kết luận Dựa kết thực nghiệm, ta lựa chọn phụ gia hạ điểm đông VPL 14/10111, VPL 14/10112 VPL 14/10113 cho dầu thô Cá Ngừ Vàng với nồng độ 300ppm Phụ gia VPL 14/10111 có khả giảm điểm đơng dầu thơ Cá Ngừ Vàng từ 27oC xuống 21oC với nồng độ 300ppm, 18oC 500ppm 15oC 700ppm Phụ gia VPL 14/10112 VPL 14/10113 có khả giảm điểm đông dầu thô Cá Ngừ Vàng từ 27oC xuống 18oC với nồng độ 300-500-700ppm Hiệu giảm độ nhớt VPL 14/10111, VPL 14/10112 VPL 14/10113 đáng kể dầu thô mỏ Cá Ngừ Vàng chênh lệch tương đối nộng độ Độ nhớt dầu giảm sử dụng với nồng độ từ 200-500ppm có xu hướng tăng trở lại sử dụng nồng độ từ 700ppm 03 loại phụ gia 4.2 Kiến nghị Việc thử nghiệm phối trộn 03 hóa chất hạ điểm đông hãng Evonik thực áp dụng đối tượng dầu thô mỏ Cá Ngừ Vàng, nhiên kết cho thấy không hiệu so với đơn chất, nên đề tài khảo sát đánh giá đơn chất 03 hóa phẩm hạ điểm đông hãng Evonik Tiếp tục đánh giá để tối ưu nồng độ sử dụng tính toán hiệu kinh tế trước thử nghiệm thực tế (Field Test) đề xuất sử dụng cho khách hàng 55 Tài liệu tham khảo Tài liệu tham khảo [1] Tạp chí dầu khí 4-1986, Tổng quan phương pháp ngăn ngừa lắng đọng parafin [2] 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 [3] 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 Parafin mỏ Bạch Hổ khai thác vận chuyển ester Poly-triethanolamine, Bộ công thương, Hà Nội [4] M.E Newberry, S.J Jackson (2010), Organic Formation Damage Control and Remediation, Society of Petroleum Engneers, Louisiana [5] 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 [6] Pavel Kriz and Simon I Andersen (2005), Effect of asphaltenes on crude oil wax cristallization, Energy Fuels, 19 (3), pp 948-953 [7] Bigram M Baruah, B Tech (2001), Investigation of an advanced technique to select an optimal inhibition and removal method of parafin depositon in oil wells, Texas Tech University, Texas [8] Wuhua Chen, Zhongchang Zhao, Caoyong Yin (2010), The interaction of waxes with pour point depressants, Fuel 89, Elservier [9] Nguyễn Thúc Kháng, Từ Thành Nghĩa, Tống Cảnh Sơn, Phạm Bá Hiển, Phạm Thành Vinh, Nguyễn Hồi Vũ, Cơng nghệ xử lý vận chuyển dầu nhiều parafin thềm lục địa phía nam Việt Nam (26-04-2016) 56 ... giảm điểm đông đặc Nghiên cứu ảnh hưởng phụ gia giảm điểm đông (hãng Evonik) tới nhiệt độ đông đặc dầu thô mỏ Cá Ngừ Vàng theo tiêu chuẩn ASTM D5853 40 Thực nghiệm Các bước tiến hành đánh giá. .. đánh giá, lựa chọn hệ hóa phẩm PPD nồng độ phù hợp với đối tượng dầu thô Cá Ngừ Vàng dựa hóa chất gốc hãng Evonik 1.3 Phạm vi đề tài Các nghiên cứu nước phụ gia giảm điểm đông đặc dừng lại việc đánh. .. QUỐC GIA THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA KHOA KỸ THUẬT HÓA HỌC BỘ MƠN KỸ THUẬT CHẾ BIẾN DẦU KHÍ LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ VÀ LỰA CHỌN PHỤ GIA HẠ ĐIỂM ĐÔNG ĐẶC CHO DẦU