Nghiên cứu lựa chọn một số phụ gia thương mại để cải thiện lưu biến cho dầu thô sư tử đen, sư tử vàng

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HỒ CHÍ MINH TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA NGƠ KIM THANH NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN MỘT SỐ PHỤ GIA THƢƠNG MẠI ĐỂ CẢI THIỆN LƢU BIẾN CHO DẦU THÔ SƢ TỬ ĐEN, SƢ TỬ VÀNG Chuyên ngành : Công nghệ hóa học LUẬN VĂN THẠC SĨ TP HỒ CHÍ MINH, 12/2009 BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HỒ CHÍ MINH TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA NGÔ KIM THANH NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN MỘT SỐ PHỤ GIA THƢƠNG MẠI ĐỂ CẢI THIỆN LƢU BIẾN CHO DẦU THÔ SƢ TỬ ĐEN, SƢ TỬ VÀNG LUẬN VĂN THẠC SĨ Chun ngành : Cơng nghệ hóa học NGƢỜI HƢỚNG DẪN KHOA HỌC: TS NGUYỄN HỮU LƢƠNG TP HỒ CHÍ MINH, 12/ 2009 CƠNG TRÌNH ĐƢỢC HỒN THÀNH TẠI TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HỒ CHÍ MINH & TRUNG TÂM NGHIÊN CỨU VÀ PHÁT TRIỂN CHẾ BIẾN DẦU KHÍ Cán hƣớng dẫn khoa học: TS Nguyễn Hữu Lƣơng Cán chấm nhận xét 1: Cán chấm nhận xét 2: Luận văn thạc sĩ đƣợc bảo vệ trƣờng Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp HCM ngày .tháng .năm 2009 Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm: Xác nhận Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV Bộ môn quản lý chuyên ngành: Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV Bộ môn quản lý chuyên ngành TRƢỜNG ĐH BÁCH KHOA TP HCM CỘNG HÕA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM PHÕNG ĐÀO TẠO SĐH Độc lập – Tự – Hạnh phúc TP HCM, ngày tháng năm 2008 NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ Họ tên học viên : Ngô Kim Thanh Phái : Nữ Ngày, tháng, năm sinh : 17/11/1983 Nơi sinh : Hƣng Yên Chuyên ngành : Công nghệ hóa học MSHV : 00507383 I- TÊN ĐỀ TÀI : Nghiên cứu lựa chọn số phụ gia thƣơng mại để cải thiện lƣu biến cho dầu thô Sƣ Tử Đen, Sƣ Tử Vàng II- NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG: Lựa chọn đối tƣợng nghiên cứu (Sƣ Tử Đen, Sƣ Tử Vàng) Phân tích đánh giá biện pháp loại hóa chất sử dụng để cải thiện tính lƣu biến dầu thơ Việt Nam Phân tích thành phần loại dầu thơ Việt Nam nghiên cứu, xác định phân bố n-parafin mẫu dầu Xác định số tính chất hóa lý mẫu dầu thơ nghiên cứu Khảo sát ảnh hƣởng nhiệt độ xử lý dầu thô đến độ hạ điểm đông dầu thô Sƣ Tử Đen, Sƣ Tử Vàng Thu thập số loại phụ gia hạ điểm đông thƣơng mại Nêu thành phần, cấu trúc, tính chất phạm vi ứng dụng lọai phụ gia Khảo sát ảnh hƣởng lọai phụ gia hạ điểm đơng (có thể dùng đơn lẻ kết hợp) đến nhiệt độ đông đặc, độ nhớt dầu thô để xác định hợp chất có hiệu tác động dầu Sƣ Tử Đen, Sƣ Tử Vàng số nhiệt độ khác Nghiên cứu phối trộn phụ gia hạ điểm đông với chất hoạt động bề mặt dung môi để nhận đƣợc chất phụ gia phù hợp cải thiện đƣợc tính lƣu biến dầu thô Sƣ Tử Đen, Sƣ Tử Vàng Đánh giá sơ ảnh hƣởng phụ gia lựa chọn đến tính chất khác dầu thơ nhƣ: khả thu hồi dầu, tính ăn mịn,… III- NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: IV- NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: V- CÁN BỘ HƢỚNG DẪN: TS Nguyễn Hữu Lƣơng CÁN BỘ HƢỚNG DẪN CN BỘ MÔN QL CHUYÊN NGÀNH TS Nguyễn Hữu Lƣơng Lời cám ơn Với hiểu biết kiến thức hạn chế, lại tiếp cận với vấn đề phức tạp, Luận văn chắn nhiều thiếu sót, mong nhận dẫn, góp ý thầy cô giáo Hy vọng Luận văn sở giúp tiếp tục nghiên cứu sâu lónh vực để đóng góp cụ thể Ngành Dầu khí mức tốt Trong trình thực Luận văn quan tâm, giúp đỡ nhiệt tình thầy cô Khoa Công nghệ hóa học Phòng Sau Đại Học – Trường Đại học Bách khoa Tp Hồ Chí Minh, với giúp đỡ quý báu tạo điều kiện thuận lợi Ban Giám Đốc cán kỹ thuật Trung tâm Nghiên cứu phát triển chế biến dầu khí – Viện Dầu khí Việt Nam để có sở tài liệu thực Luận văn Nhân dịp này, xin bày tỏ lòng cảm ơn chân thành với giúp đỡ quý báu Cuối cùng, mong muốn bày tỏ lòng biết ơn chân thành thầy giáo TS Nguyễn Hữu Lương – người trực tiếp hướng dẫn tận tình giúp đỡ thực Luận văn cha mẹ người thân gia đình tạo điều kiện thuận lợi để hoàn thành Luận văn tốt nghiệp Ngô Kim Thanh TĨM TẮT Dầu thơ mỏ Sƣ Tử Đen, Sƣ Tử Vàng có hàm lƣợng parafin (trên 23%), có nhiệt độ đơng đặc cao (27 – 330C) nên thƣờng xuyên xảy tƣợng kết tinh lắng đọng parafin giếng, đƣờng ống khai thác, ống dẫn dầu phận bơm hút Sự lắng đọng parafin thành ống làm hẹp tiết diện ống, làm giảm lƣu lƣợng khai thác, tăng áp suất bơm, gây nhiều trở ngại cho trình khai thác, vận chuyển tồn chứa dầu thô Mục tiêu Luận văn nghiên cứu, lựa chọn hệ phụ gia hóa phẩm hạ điểm đơng ức chế lắng đọng parafin phù hợp cho mỏ riêng biệt phƣơng pháp gia nhiệt dầu thô với sử dụng phụ gia hóa phẩm, đƣợc tiến hành thử nghiệm phịng thí nghiệm để cải thiện tính lƣu biến cho dầu thô Sƣ Tử Đen, Sƣ Tử Vàng Kết luận văn:  Đã khảo sát chất phụ gia có tác động giảm điểm đơng ức chế lắng đọng parafin cho dầu thô Sƣ Tử Đen Sƣ Tử Vàng  Lựa chọn đƣợc phụ gia hạ nồng độ phụ gia có tác dụng giảm điểm đông giảm độ nhớt tốt cho dầu thô Sƣ Tử Đen, Sƣ Tử Vàng  Khi sử dụng chất phụ gia hạ điểm đông khoảng nồng độ tối ƣu với dầu thô Sƣ Tử Đen Sƣ Tử Vàng cho hiệu giảm lắng đọng cao (trên 50%) ABSTRACTS Su Tu Den and Su Tu Vang crude oil contain a large amount of paraffin (above 23%), and have high pour point, between 290C and 330C It can lead to the crystallization and deposition of paraffin in oil wells, pipelines, pumps and offshore storage tanks Therefore, it is responsible for the reduction of flow-section, the decrease in flow rate, the increase in line pressure, it can make difficult to exploitation, transportations and storage The objective of the thesis is to study, select an optimal additive for a certain crude oil by using crude oil heating in presence of additives The result of the study  Several additives have been tested and found effective for the pour point decrease and the inhibition of paraffin deposition from the Su Tu Den and Su Tu Vang crude oil  Have chosen the most efficient additives and optimal concentrations for Su Tu Den and Su Tu Vang crude oil  The efficiency of controlling deposition for Su Tu Den and Su Tu Vang crude oil while using appropriate pour point depressants in the optimal concentration range is good, the deposition can be decreased significantly (better than 50%) [9] MỤC LỤC MỤC LỤC MỞ ĐẦU 12 DANH MỤC KÝ HIỆU, VIẾT TẮT 14 DANH MỤC HÌNH 15 DANH MỤC BẢNG 17 CHƢƠNG I I.1 TỔNG QUAN 18 Tổng quan dầu thô Việt Nam 18 I.1.1 Các tính chất đặc trưng dầu thơ Việt Nam 18 I.1.2 Giới thiệu khái quát mỏ Sư Tử Đen Sư Tử Vàng 19 I.1.3 Kết luận 21 I.2 Tính chất lƣu biến chất lỏng 21 I.2.1 Chất lỏng Newton .21 I.2.2 Chất lỏng phi Newton 22 I.2.3 Tính chất lưu biến dầu thơ 25 I.3 Hiện tƣợng lắng đọng parafin – nhựa – asphanten dầu thô 26 I.3.1 Quá trình lắng đọng parafin 26 I.3.2 Các yếu tố ảnh hưởng đến trình lắng đọng 27 I.3.3 Thành phần chất lắng đọng 29 I.3.4 Cơ chế trình lắng đọng sáp 30 I.4 Các phƣơng pháp ngăn ngừa xử lý lắng đọng parafin khai thác vận chuyển dầu thô 35 I.4.1 Phương pháp học 35 I.4.2 Phương pháp nhiệt .36 I.4.3 Phương pháp sử dụng phụ gia .37 I.4.4 Các phương pháp xử lý khác .37 I.5 Kết luận 39 I.6 Phụ gia tác động chúng đến tính lƣu biến dầu thơ 39 I.6.1 Các dung môi .40 Nghiên cứu lựa chọn số phụ gia thương mại để cải thiện lưu biến cho dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng [10] I.6.2 Các chất hoạt động bề mặt 40 I.6.3 Các chất phụ gia giảm điểm đông .40 I.6.4 Tác động phụ gia giảm điểm đơng tới tính lưu biến dầu thô 41 CHƢƠNG II THỰC NGHIỆM .43 II.1 Mục Tiêu Nghiên Cứu 43 II.2 Phƣơng Pháp Luận Nghiên Cứu .43 II.3 Đối tƣợng nghiên cứu .44 II.4 Phƣơng pháp thực nghiệm 44 II.4.1 Xác định đặc trưng lý hóa dầu thô cặn lắng đọng 44 II.4.2 Các bước thực nghiệm 45 II.4.3 Phương pháp xác định tính lưu biến dầu thô 46 II.4.4 Phương pháp xác định lượng chất lắng đọng 48 II.4.5 Thiết bị đo lượng lắng đọng parafin 49 CHƢƠNG III KẾT QUẢ VÀ BÀN LUẬN .50 III.1 Tính chất mẫu dầu thô Sƣ Tử Đen Sƣ Tử Vàng .50 III.1.1 Các đặc trưng lý hóa dầu thơ 50 III.1.2 Kết phân bố n-parafin mẫu dầu thô .51 III.1.3 Cấu trúc tinh thể parafin mẫu dầu thô 52 III.2 Khảo sát ảnh hƣởng nhiệt độ xử lý dầu thô đến độ hạ điểm đông dầu Sƣ Tử Đen Sƣ Tử Vàng .53 III.3 Khảo sát ảnh hƣởng chất phụ gia đến nhiệt độ đông đặc dầu STĐ, STV 55 III.3.1 Ảnh hưởng chất phụ gia đến nhiệt độ đông đặc dầu STĐ .55 III.3.2 Ảnh hưởng chất phụ gia đến nhiệt độ đông đặc dầu STV .57 III.3.3 Kết luận 58 III.4 Khảo sát ảnh hƣởng chất phụ gia đến độ nhớt dầu STĐ, STV .59 III.4.1 Kết đo độ nhớt dầu thô Sư Tử Đen Sư Tử Vàng 59 III.4.2 Ảnh hưởng nồng độ chất phụ gia đến độ nhớt dầu STĐ 60 III.4.3 Ảnh hưởng nồng độ chất phụ gia đến độ nhớt dầu thô STV 67 Nghiên cứu lựa chọn số phụ gia thương mại để cải thiện lưu biến cho dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng [79] Bảng III-16 Hàm lƣợng asphanten-parafin–nhựa mẫu lắng đọng dầu STĐ Asphanten Nhựa Parafin %KL % KL %KL Không 2,16 9,56 25,58 Không 1,58 8,62 28,49 HP-SA3 1,42 8,07 28,85 HP-SA6 1,46 8,15 28,65 HP-NPE 1,57 8,71 27,05 HP-SN 1,52 8,42 27,19 1,43 8,17 29,46 Không 1,78 9,10 24,66 SA3 1,65 8,91 25 ,07 Phụ gia GĐĐ Chất HĐBM Không ES 3363 HP-SA3 HP-SN SFM Bảng III-17 Hàm lƣợng asphanten-parafin–nhựa mẫu lắng đọng dầu STV Asphanten Nhựa Parafin %KL % KL %KL Không 2,33 4,92 27,15 Không 2,16 4,81 27,67 HP-SA3 2,11 4,05 29,27 HP-SA6 2,19 4,57 27,64 HP-NPE 2,22 4,73 25,56 HP-SN 2,14 4,61 28,12 2,05 3,92 30,05 Không 2,18 4,87 28,16 SA3 2,10 4,10 29,87 Phụ gia GĐĐ Chất HĐBM Không SE-AP HP-SA3 HP-SN ES 3363 Nghiên cứu lựa chọn số phụ gia thương mại để cải thiện lưu biến cho dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng [80] III.6.2 Phân bố n-parafin CLĐ Các chất phụ gia ES-3363 cho dầu STĐ phụ gia SE-AP cho dầu STV có tác động làm giảm khối lƣợng lắng đọng, đồng thời chúng làm thay đổi thành phần phân bố n-paraffin cặn lắng đọng Sự thay đổi đƣợc thể qua kết phân tích sắc ký nhiệt độ cao (Bảng III-18, III-19) III.6.2.1 Phân bố n-parafin mẫu lắng đọng dầu thô Sư Tử Đen Kết phân bố n-parafin CLĐ Sƣ Tử Đen (Hình III-19) cho thấy CLĐ xử lý phụ gia ES-3363 có phân đoạn C14-C25 chiếm 38,25% cao so với mẫu không xử lý phụ gia (29,78%), phân đoạn từ C26-C70 mẫu xử lý phụ gia (chiếm 43,88%) giảm 15% so với mẫu không xử lý phụ gia (58,93%) Chính việc tăng phân đoạn n-parafin có số Cacbon thấp giảm phân đoạn nparafin có số Cacbon cao làm cho cặn sau xử lý mềm hơn, có nhiệt độ nóng chảy thấp hơn, cảm quan q trình thí nghiệm cho thấy tƣợng Bảng III-18 Kết phân tích phân bố n-parafin mẫu CLĐ dầu STĐ Cặn dầu Sƣ Tử Đen (Không phụ gia) % KL n-parafin Cặn dầu Sƣ Tử Đen (phụ gia ES 3363) % KL n-parafin dầu % KL n-parafin dầu % KL n-parafin dầu dầu C1 0,000 C36 0,602 C1 0,000 C36 0,456 C2 0,000 C37 0,503 C2 0,000 C37 0,416 C3 0,000 C38 0,403 C3 0,000 C38 0,365 C4 0,000 C39 0,366 C4 0,000 C39 0,367 C5 0,030 C40 0,315 C5 0,020 C40 0,346 C6 0,040 C41 0,288 C6 0,097 C41 0,350 C7 0,158 C42 0,251 C7 0,421 C42 0,326 C8 0,296 C43 0,235 C8 0,692 C43 0,315 C9 0,448 C44 0,190 C9 0,905 C44 0,265 C10 0,595 C45 0,182 C10 1,090 C45 0,233 C11 0,678 C46 0,156 C11 1,193 C46 0,186 Nghiên cứu lựa chọn số phụ gia thương mại để cải thiện lưu biến cho dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng [81] C12 0,691 C47 0,157 C12 1,156 C47 0,165 C13 0,759 C48 0,128 C13 1,246 C48 0,119 C14 0,821 C49 0,120 C14 1,304 C49 0,096 C15 0,858 C50 0,099 C15 1,343 C50 0,071 C16 0,846 C51 0,094 C16 1,285 C51 0,064 C17 0,851 C52 0,079 C17 1,282 C52 0,048 C18 0,781 C53 0,073 C18 1,177 C53 0,038 C19 0,785 C54 0,058 C19 1,180 C54 0,037 C20 0,748 C55 0,055 C20 1,120 C55 0,041 C21 0,742 C56 0,045 C21 1,125 C56 0,040 C22 0,715 C57 0,042 C22 1,094 C57 0,045 C23 0,816 C58 0,031 C23 1,217 C58 0,036 C24 0,808 C59 0,025 C24 1,166 C59 0,037 C25 0,974 C60 0,019 C25 1,309 C60 0,030 C26 1,173 C61 0,018 C26 1,409 C61 0,028 C27 1,527 C62 0,013 C27 1,606 C62 0,021 C28 1,618 C63 0,011 C28 1,511 C63 0,017 C29 1,948 C64 0,006 C29 1,637 C64 0,010 C30 1,832 C65 0,005 C30 1,400 C65 0,011 C31 1,862 C66 0,004 C31 1,340 C66 0,008 C32 1,625 C67 0,005 C32 1,097 C67 0,007 C33 1,331 C68 0,000 C33 0,906 C68 0,000 C34 1,005 C69 0,000 C34 0,689 C69 0,000 C35 0,787 C70 0,000 C35 0,561 C70 0,000 Nghiên cứu lựa chọn số phụ gia thương mại để cải thiện lưu biến cho dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng [82] Fig 1: SO SÁNH PHÂN BỐ n-PARAFIN (C17-C70) TRONG CẶN CĨ PHỤ GIA VÀ CẶN KHƠNG PHỤ GIA CỦA DẦU SƯ TỬ ĐEN %Khối lượng cặn 3.0 2.5 Cặn dầu Sư Tử Đen (Không phụ gia) Tổng lượng n-parafin rắn=26.504% Cặn dầu Sư Tử Đen (phụ gia ES 3363) Tổng lượng n-parafin rắn=27.420% 2.0 1.5 1.0 0.5 0.0 C17 C21 C25 C29 C33 C37 C41 C45 C49 C53 C57 C61 C65 C69 n-parafin Hình III-19 Đồ thị phân bố n-parafin mẫu lắng đọng dầu thô STĐ III.6.2.2 Phân bố n-parafin mẫu lắng đọng dầu thô Sư Tử Vàng Bảng III-19 Kết phân tích phân bố n-parafin mẫu CLĐ dầu STV Cặn dầu Sƣ Tử Vàng (Không phụ gia) %TL n-parafin Cặn dầu Sƣ Tử Vàng (phụ gia SE-AP) %TL n-parafin dầu %TL n-parafin dầu %TL n-parafin dầu dầu C1 0,000 C36 0,666 C1 0,000 C36 0,353 C2 0,000 C37 0,572 C2 0,000 C37 0,301 C3 0,000 C38 0,475 C3 0,000 C38 0,250 C4 0,002 C39 0,430 C4 0,000 C39 0,223 C5 0,020 C40 0,371 C5 0,000 C40 0,190 C6 0,017 C41 0,334 C6 0,000 C41 0,165 C7 0,244 C42 0,289 C7 0,000 C42 0,141 C8 0,459 C43 0,264 C8 0,100 C43 0,129 C9 0,661 C44 0,216 C9 0,611 C44 0,105 C10 0,840 C45 0,199 C10 1,162 C45 0,095 Nghiên cứu lựa chọn số phụ gia thương mại để cải thiện lưu biến cho dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng [83] C11 0,972 C46 0,167 C11 1,514 C46 0,083 C12 1,029 C47 0,165 C12 1,660 C47 0,089 C13 1,122 C48 0,129 C13 1,843 C48 0,083 C14 1,183 C49 0,108 C14 1,959 C49 0,090 C15 1,195 C50 0,081 C15 2,011 C50 0,102 C16 1,097 C51 0,062 C16 1,868 C51 0,116 C17 1,092 C52 0,048 C17 1,858 C52 0,127 C18 0,989 C53 0,041 C18 1,693 C53 0,137 C19 0,990 C54 0,034 C19 1,728 C54 0,137 C20 0,944 C55 0,031 C20 1,654 C55 0,139 C21 0,968 C56 0,026 C21 1,696 C56 0,122 C22 0,968 C57 0,030 C22 1,665 C57 0,127 C23 1,111 C58 0,022 C23 1,862 C58 0,105 C24 1,124 C59 0,019 C24 1,684 C59 0,097 C25 1,334 C60 0,016 C25 1,779 C60 0,072 C26 1,541 C61 0,015 C26 1,776 C61 0,059 C27 1,888 C62 0,009 C27 1,873 C62 0,042 C28 1,890 C63 0,008 C28 1,641 C63 0,025 C29 2,157 C64 0,005 C29 1,663 C64 0,018 C30 1,959 C65 0,006 C30 1,364 C65 0,015 C31 1,943 C66 0,006 C31 1,240 C66 0,009 C32 1,677 C67 0,003 C32 0,992 C67 0,006 C33 1,381 C68 0,000 C33 0,795 C68 0,000 C34 1,071 C69 0,000 C34 0,595 C69 0,000 C35 0,857 C70 0,000 C35 0,461 C70 0,000 Nghiên cứu lựa chọn số phụ gia thương mại để cải thiện lưu biến cho dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng [84] Fig 2: SO SÁNH PHÂN BỐ n-PARAFIN (C17-C70) TRONG CẶN CÓ PHỤ GIA VÀ CẶN KHÔNG PHỤ GIA CỦA DẦU SƯ TỬ VÀNG %Khối lượng cặn 2.5 Cặn dầu Sư Tử Vàng (Không phụ gia) Tổng lượng n-parafin rắn=29.697% Cặn dầu Sư Tử Vàng (phụ gia SE-AP) Tổng lượng n-parafin rắn=31.771% 1.5 0.5 C17 C21 C25 C29 C33 C37 C41 C45 C49 C53 C57 C61 C65 C69 n-parafin Hình III-20 Đồ thị phân bố n-parafin mẫu lắng đọng dầu thô STV Kết phân bố n-parafin CLĐ Sƣ Tử Vàng (Hình III-20) cho thấy CLĐ xử lý phụ gia SE-AP có phân đoạn C14-C25 chiếm 48,22% cao so với mẫu không xử lý phụ gia (32,84%), phân đoạn từ C26-C70 mẫu xử lý phụ gia (chiếm 36,29%) giảm 17% so với mẫu khơng xử lý phụ gia (53,60%) Chính việc tăng phân đoạn n-parafin có số Cacbon thấp giảm phân đoạn nparafin có số Cacbon cao làm cho cặn sau xử lý mềm hơn, có nhiệt độ nóng chảy thấp hơn, cảm quan q trình thí nghiệm cho thấy tƣợng III.6.3 Hình thái tinh thể parafin kính hiển vi điện tử quét (SEM) Hình thái tinh thể parafin cặn lắng đọng dầu Sƣ Tử Đen, Sƣ Tử Vàng không sử dụng chất phụ gia xử lý chất phụ gia: Các tinh thể parafin cặn lắng đọng dầu Sƣ Tử Đen, Sƣ Tử Vàng xử lý nhiệt không phụ gia tách thành mảng nhỏ sợi nhỏ nhƣng chồng lên nhau, xếp chằng chịt (Hình III-21, III-23) Sự diện chất phụ gia làm cho tinh thể parafin kết thành đám nhỏ phân tán rời rạc (Hình III-22, III-24) Nghiên cứu lựa chọn số phụ gia thương mại để cải thiện lưu biến cho dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng [85] Chính thay đổi hình thái tinh thể hạn chế phát triển thành khối lớn tinh thể parafin điểm đông dầu hạ thấp so với xử lý nhiệt Với diện chất phụ gia, mẫu chất lắng đọng cho hạt rời rạc Điều cho thấy, trƣờng hợp xử lý phụ gia, chất lắng đọng có tạo thành dạng phân tán, dễ dàng trơi theo dịng dầu chảy Hình III-21 Mẫu chất lắng đọng dầu Hình III-22 Mẫu chất lắng đọng dầu STĐ xử lý nhiệt không phụ gia STĐ xử lý nhiệt với chất phụ gia Hình III-23 Mẫu chất lắng đọng dầu Hình III-24 Mẫu chất lắng đọng dầu STV xử lý nhiệt không phụ gia STV xử lý nhiệt với chất phụ gia Nghiên cứu lựa chọn số phụ gia thương mại để cải thiện lưu biến cho dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng [86] CHƢƠNG IV KẾT LUẬN VÀ ĐỀ XUẤT IV.1 Kết luận Dầu Sƣ Tử Đen, Sƣ Tử Vàng nói riêng dầu thơ Việt Nam nói chung chứa nhiều parafin, có nhiệt độ đơng đặc cao – vậy, việc nghiên cứu thực nghiệm phịng thí nghiệm để lựa chọn phụ gia hóa phẩm, phối trộn phụ gia hạ điểm đông với chất hoạt động bề mặt, dung mơi nhằm cải thiện tính lƣu biến dầu thơ q trình khai thác, vận chuyển, tồn chứa hợp lý, có hiệu kinh tế Đã tiến hành khảo sát: - Ảnh hƣởng nhiệt độ xử lý dầu thô đến độ hạ điểm đông dầu Sƣ Tử Đen, Sƣ Tử Vàng - Ảnh hƣởng chất phụ gia đến nhiệt độ đông đặc dầu thô Sƣ Tử Đen, Sƣ Tử Vàng - Ảnh hƣởng nồng độ chất phụ gia đến độ nhớt dầu thô Sƣ Tử Đen, Sƣ Tử Vàng - Ảnh hƣởng chất hoạt động bề mặt đến giảm lắng đọng dầu thô Sƣ Tử Đen, Sƣ Tử Vàng - Thành phần phân bố n – parafin mẫu lắng đọng dầu thô Sƣ Tử Đen, Sƣ Tử Vàng Đã lựa chọn đƣợc phụ gia hạ điểm đông có tác dụng giảm điểm đơng giảm độ nhớt tốt nhất: ES – 3363 SFM dầu thô Sƣ Tử Đen SE – AP ES – 3363 dầu thô Sƣ Tử Vàng Độ hạ điểm đông gia tăng theo chiều tăng nồng độ chất giảm điểm đông Tuy nhiên, gia tăng dừng lại nồng độ xác định: Từ 1200-1500 ppm dầu thô Sƣ Tử Đen Từ 1500 ppm đầu thô Sƣ Tử Vàng Nghiên cứu lựa chọn số phụ gia thương mại để cải thiện lưu biến cho dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng [87] Để trì trình ức chế kết tinh parafin, phân tán chất lắng đọng, giảm áp lực tái khởi động dòng dầu nên bổ sung thêm chất hoạt động bề mặt phù hợp Hai chất hoạt động bề mặt anion không ion phối trộn theo tỷ lệ phù hợp đảm bảo phân tán chất lắng đọng, tăng khả thấm ƣớt Đánh giá đƣợc khả ức chế lắng đọng chất phụ gia hạ điểm đông chất hoạt động bề mặt: - Đối với dầu thô Sƣ Tử Đen, phụ gia hạ điểm đông ES – 3363 khoảng nồng độ 1200 – 1500 ppm kết hợp với chất hoạt động bề mặt anion HP – SA không ion HP – SN nồng độ 100 ppm nhiệt độ dầu thử nghiệm 600C có hiệu ức chế lắng đọng nhất, có khả giảm nhiệt độ đông đặc 100C giảm khối lƣợng lắng đọng 50% so với dầu không sử dụng phụ gia - Đối với dầu thô Sƣ Tử Vàng, phụ gia hạ điểm đông SE – AP với nồng độ 1500 ppm kết hợp với chất hoạt động bề mặt anion HP-SA3 không ion HP-SN nồng độ 100 - 300 ppm nhiệt độ dầu thử nghiệm 600C có hiệu ức chế lắng đọng nhất, có khả giảm nhiệt độ đông đặc 110C giảm khối lƣợng lắng đọng 52% so với dầu không sử dụng phụ gia Dầu thô Sƣ Tử Đen, Sƣ Tử Vàng có hàm lƣợng nhựa lớn làm tăng độ nhớt dính bám lên đất đá Vì vậy, dùng phụ gia giảm khả bám dính dầu lớp đá chứa nhằm tăng khả thu hồi dầu trình khai thác Chỉ cần lƣợng định phụ gia cho vào dịng dầu làm thay đổi ranh giới dầu – nƣớc, thay đổi mạng tinh thể parafin, giảm điểm đông, giảm độ nhớt, để cải thiện tính lƣu biến dầu thơ IV.2 Đề xuất Áp dụng chất phụ gia giảm điểm đơng ES-3363 SE-AP hai chất có hiệu dầu thô Sƣ Tử Đen Sƣ Tử Vàng vào thực tế khai thác vận chuyển dầu thô Công ty Cửu Long cần thiết Nghiên cứu lựa chọn số phụ gia thương mại để cải thiện lưu biến cho dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng [88] Tiếp tục nghiên cứu lắng đọng parafin mỏ dầu mới, kết hợp nghiên cứu chống lắng đọng paraffin giảm sa lắng muối, đồng thời sử dụng biện pháp xử lý lắng đọng khác nhƣ nạo lắng đọng học theo thời gian, định kỳ tẩy rửa đƣờng ống để đạt đƣợc hiệu tối ƣu Nghiên cứu lựa chọn số phụ gia thương mại để cải thiện lưu biến cho dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng [89] TÀI LIỆU THAM KHẢO Tiếng Việt Nguyễn Thị Cúc (1995), Nghiên cứu, xác đinh chất chế lắng đọng parafin nhựa asphanten (hệ keo tụ) cho dầu thô mỏ Rồng Đại Hùng Ảnh hưởng chúng đến q trình cơng nghệ khai thác, vận chuyển, chế biến,Trung tâm nghiên cứu phát triển chế biến dầu khí Nguyễn Thị Cúc (2001), Nghiên cứu, phân tích thành phần parafin lắng đọng, khảo sát lựa chọn phụ gia, hóa phẩm có hiệu chống lắng đọng parafin cho dầu thô Bạch Hổ, Rồng, phục vụ vận chuyển dầu thô từ ống khai thác đến tàu chứa nhà máy lọc dầu số 1, Trung tâm nghiên cứu phát triển chế biến dầu khí Trƣơng Đình Hợi (1992), Báo cáo đề tài nghiên cứu tính chất keo dầu thơ, Trung tâm nghiên cứu phát triển chế biến dầu khí Trƣơng Đình Hợi (2003), Cơ sở khoa học đánh giá phân loại dầu thơ thuộc trầm tích bể Cửu Long Nam Côn Sơn nhằm định hướng sử dụng cách hợp lý, Luận án Tiến sĩ hóa học Hà Phúc Huy (1998), Giáo trình Hố keo, Nhà xuất Trƣờng Đại học Khoa Học Tự Nhiên, Tp.HCM Nguyễn Văn Trọng Luật (2004), Nghiên cứu kết hợp hai phương pháp xử lý phụ gia từ trương nhằm ức chế lắng đọng, cải thiện tính lưu biến dầu thơ mỏ Bạch Hổ Rồng trình khai thác vận chuyển, Luận án Thạc sĩ cơng nghệ hóa học Trần Thị Mai (2009), Khảo sát lựa chọn số phụ gia hạ điểm đông cho dầu thô Việt Nam, Hội nghị KHCN "Viện dầu khí Việt Nam 30 năm phát triển hội nhập" Đinh Thị Ngọ (2001), Hố học dầu mỏ khí, Nhà xuất Khoa học Kỹ thuật Nghiên cứu lựa chọn số phụ gia thương mại để cải thiện lưu biến cho dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng [90] Nguyễn Văn Ngọ (2006), Cơ chế trình lắng đọng sáp hệ thống khai thác, vận chuyển dầu mỏ, Viện công nghệ khoan 10 Nguyễn Thị Phƣơng Phong (2003), Nghiên cứu tác động chất phụ gia từ trường nhằm cải thiện tính lưu biến dầu thô mỏ Bạch Hổ Rồng, Luận án Tiến sĩ hóa học 11 Phùng Đình Thực, T.S Tống Cảnh Sơn, T.S Hà Văn Bích (2000), Những phức tạp giải pháp công nghệ thu gom, xử lý vận chuyển dầu thô mỏ Rồng, Hội nghị Dầu khí 2000 12 Phùng Đình Thực (2001), Xử lý vận chuyển dầu mỏ, Nhà xuất Đại học Quốc gia thành phố Hồ Chí Minh 13 Trần Mạnh Trí (1996), Dầu khí dầu khí Việt Nam, Nhà xuất Khoa học kỹ thuật 14 Trung tâm nghiên cứu phát triển chế biến dầu khí (1992-2007), Hệ thống số liệu sở tính chất dầu thơ mỏ dầu Việt Nam,Tập - 12, Tp Hồ Chí Minh 15 Nguyễn Phƣơng Tùng, Nguyễn Thị Phƣơng Phong, Bùi Quang Khánh Long (2003), "Nghiên cứu chế tác động cải thiện tính lƣu biến phụ gia copolyme etylen vinylaxetat dầu paraphin Việt Nam", Hoá học kỷ XXI phát triển bền vững, Tập III, Trang 151-160 Tiếng Anh 16 A.M Elsharkawya, T.A Al-Sahhafb, M.A Fahimb (2000), "Wax deposition from Middle East crudes", Fuel 79, pp.1047–1055 17 Addison G.E (1984), "Parafin Control more Cost effective", The SPE Eastern Regional Meeting heild in Virgina, SPE 13391, pp 203-208 18 Ajienka J.A and IKOKU C.U (1991), The Effect of Temperature on the Rheology of Waxy Crude Oils, SPE 23605 Nghiên cứu lựa chọn số phụ gia thương mại để cải thiện lưu biến cho dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng [91] 19 Alan Walton G (1965), "Nucleation of Crystals from Solution", Science, Vol 143, pp 601 – 607 20 Bucaram SM (1967), "An improved Paraffin Inhibitor", The SPE 41st Annual fall Meeting held in Dallas, SPE1544, pp 150 – 156 21 Buckley J.S.Liu Y, Monsterrieet S (1997), "Mechanisms of Wetting Alteration by Crude oils", The 1997 SPE international Symposium on oilfild cheristry held in Houston, SPE 37230 22 Elias Group Confidential & Proprietary (2006), Innovative technology and know how to prevent wax deposition in oil wells, pipelines and production facilities, Florida, USA 23 Fielder, M., Johnson, R.W., Britoil (1986), "The Use of Pour-Point Depressant Additive in the Beatrice Field", European Petroleum Conference, London, United Kingdom 24 G.Ali Mansoori (1997), "Asphanten, resin and parafin precipitation from Petroleum fluids", Thermodynamics Research Laboratory – University of Illioni,Chicago USA 25 Jinli Zhang, Ming Zhang, Junjie Wan, and Wei Li (2008), "Theoretical Study of the Prohibited Mechanism for Ethylene/Vinyl Acetate Co-polymers to the Wax Crystal Growth", J Phys Chem B, Vol 112 (1), pp 36-43 26 Klaus Weispfennig (2006), "Recent Advances in Wax Deposition Modeling", Advances in Flow Assurance Technology Conference 27 Leiroz/Azevedo (2005), "Studies on the mechanisms of wax deposition in pipelines", OTC 2005 28 Lijian Dong, Huizhuan Xie, Fusheng Zhang, Oilfield Chemistry Department of RIPED, CNPC, Beijing, China (2001), "Chemical Control Techniques for the Parafin and Asphaltene Deposition", SPE 65380 29 McClaflin G.G., Witfill D.N (1984), "Control of paraffin deposition in production operations", SPE 12204, The 56th Annual technical conference and exhibition held in San Francisco, pp 1-8 Nghiên cứu lựa chọn số phụ gia thương mại để cải thiện lưu biến cho dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng [92] 30 Mingyuan Li, Jianguo Su, Zhaoliang Wu, Yaodong Yang and Shuling J (1997), "Study of the mechanisms of wax prevention in a pipeline with glass inner layer", Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, Volumes 123-124, Pages 635-649 31 Nguyen X Thanh, M Hsieh and R P Philp (1999), "Waxes and asphaltenes in crude oils", Organic Geochemistry, Volume 30, Issues 2-3, Pages 119132 32 Singh et al (2000), "Formation and Aging of incipient Thin Film Wax-Oil Gels", AiChE 33 T.R Bott and J.S Gudmundsson (1977), "Deposition of paraffin wax from flowing systems", Institute of Petroleum, Technical Report IP-77-007 34 Wilkinson W.L (1960), Non Newtonian Fluids - Fluid mechanics mixing and heat transfer, Pentramon press Nghiên cứu lựa chọn số phụ gia thương mại để cải thiện lưu biến cho dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng [93] TÓM TẮT LÝ LỊCH TRÍCH NGANG Họ tên: Ngơ Kim Thanh Năm sinh: 17-11-1983 Nơi sinh: Hƣng Yên Điện thoại: 0989242693 Địa liên lạc: S 4, Nguyễn Thông, Phƣờng 7, Quận 3, TP HCM QUÁ TRÌNH ĐÀO TẠO: 2001 – 2005: Đại học Khoa học Tự Nhiên – Đại học Quốc Gia Hà Nội Khoa Cơng nghệ hóa học,chun ngành hóa dầu 2007 – 2009: Đại học Bách khoa Tp Hồ Chí Minh – Đại học Quốc gia Tp Hồ Chí Minh Khoa Cơng nghệ hóa học, cao học chun ngành hóa dầu Q TRÌNH CƠNG TÁC : 2005 – 2009 : Trung Tâm Nghiên cứu Phát triển chế biến dầu khí – Viện Dầu khí Việt Nam Nghiên cứu lựa chọn số phụ gia thương mại để cải thiện lưu biến cho dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng ... cứu lựa chọn số phụ gia thƣơng mại để cải thiện lƣu biến cho dầu thô Sƣ Tử Đen, Sƣ Tử Vàng? ?? Nghiên cứu lựa chọn số phụ gia thương mại để cải thiện lưu biến cho dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng [13]... hỗn hợp chất phụ gia chọn từ bƣớc Nghiên cứu lựa chọn số phụ gia thương mại để cải thiện lưu biến cho dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng [44] II.3 Đối tƣợng nghiên cứu Đối tƣợng nghiên cứu phịng thí... tâm Nghiên cứu phát triển chế biến dầu khí Nghiên cứu lựa chọn số phụ gia thương mại để cải thiện lưu biến cho dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng [19] Dầu thơ Việt Nam có đặc tính chung loại dầu thơ