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

TÓM TẮT Dầu thô mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng có hàm lượng parafin trên 23%, có nhiệt độ đông đặc cao 27 – 330C nên thường xuyên xảy ra hiện tượng kết tinh và lắng đọng parafin trên các giếng

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HỒ CHÍ MINH

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGÔ KIM THANH

NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN MỘT SỐ PHỤ GIA THƯƠNG MẠI ĐỂ CẢI THIỆN LƯU BIẾN CHO

DẦU THÔ SƯ TỬ ĐEN, SƯ 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

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGÔ KIM THANH

NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN MỘT SỐ PHỤ GIA THƯƠNG MẠI ĐỂ CẢI THIỆN LƯU BIẾN CHO

DẦU THÔ SƯ TỬ ĐEN, SƯ TỬ VÀNG

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HỒ CHÍ MINH

&

TRUNG TÂM NGHIÊN CỨU VÀ PHÁT TRIỂN CHẾ BIẾN DẦU KHÍ

Cán bộ hướng dẫn khoa học: TS Nguyễn Hữu Lương

Cán bộ chấm nhận xét 1:

Cán bộ chấm nhận xét 2:

Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp HCM ngày tháng năm 2009

Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm:

1

2

3

4

5

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV và Bộ môn quản lý chuyên ngành:

Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV Bộ môn quản lý chuyên ngành

Phái Nơi sinh MSHV

: Nữ : Hưng Yên : 00507383

I- TÊN ĐỀ TÀI : Nghiên cứu lựa chọn một số phụ gia thương mại để

cải thiện lưu biến cho dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng

II- NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:

1 Lựa chọn đối tượng nghiên cứu (Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng) Phân tích

và đánh giá các biện pháp và loại hóa chất đang sử dụng để cải thiện tính lưu biến của dầu thô Việt Nam

2 Phân tích thành phần của loại dầu thô Việt Nam nghiên cứu, xác định

sự phân bố n-parafin trong các mẫu dầu đó Xác định một số các tính chất hóa lý của mẫu dầu thô nghiên cứu

3 Khảo sát ảnh hưởng của nhiệt độ xử lý dầu thô đến độ hạ điểm đông của dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng

4 Thu thập một số loại phụ gia hạ điểm đông thương mại Nêu thành phần, cấu trúc, tính chất và phạm vi ứng dụng của các lọai phụ gia

5 Khảo sát ảnh hưởng của các lọai phụ gia hạ điểm đông (có thể dùng đơn lẻ hoặc kết hợp) đến nhiệt độ đông đặc, độ nhớt của dầu thô để xác định các hợp chất có hiệu quả tác động trên dầu Sư Tử Đen, Sư

Tử Vàng ở một số nhiệt độ khác nhau

6 Nghiên cứu sự phối trộn các phụ gia hạ điểm đông cùng với các chất hoạt động bề mặt và dung môi để nhận được chất phụ gia phù hợp cải thiện được tính lưu biến của dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng

7 Đánh giá sơ bộ ảnh hưởng của phụ gia lựa chọn đến các tính chất khác của dầu thô như: khả năng thu hồi dầu, tính ăn mòn,…

III- NGÀY GIAO NHIỆM VỤ:

IV- NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ:

V- CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: TS Nguyễn Hữu Lương

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN

TS Nguyễn Hữu Lương

CN BỘ MÔN QL CHUYÊN NGÀNH

Lời cám ơn Với sự hiểu biết và kiến thức còn hạn chế, lại tiếp cận với một vấn đề phức tạp, bản Luận văn này chắc chắn còn nhiều thiếu sót, tôi mong nhận được sự chỉ dẫn, góp ý của các thầy cô giáo Hy vọng rằng Luận văn này là cơ sở giúp tôi tiếp tục nghiên cứu sâu trong lĩnh vực này để có thể đóng góp cụ thể trong Ngành Dầu khí ở mức tốt hơn

Trong quá trình thực hiện Luận văn được sự quan tâm, giúp đỡ nhiệt tình của các thầy cô Khoa Công nghệ hóa học và Phòng Sau Đại Học – Trường Đại học Bách khoa Tp Hồ Chí Minh, cùng với sự giúp đỡ quý báu và tạo điều kiện thuận lợi nhất của Ban Giám Đốc và các cán bộ kỹ thuật Trung tâm Nghiên cứu và phát triển chế biến dầu khí – Viện Dầu khí Việt Nam để có được cơ sở tài liệu thực hiện Luận văn này

Nhân dịp này, tôi xin bày tỏ lòng cảm ơn chân thành với sự giúp đỡ quý báu trên

Cuối cùng, tôi mong muốn bày tỏ lòng biết ơn chân thành thầy giáo TS Nguyễn Hữu Lương – người trực tiếp hướng dẫn tận tình giúp đỡ tôi thực hiện Luận văn này cùng cha mẹ và những người thân trong gia đình đã tạo mọi điều kiện thuận lợi để tôi hoàn thành Luận văn tốt nghiệp này

Ngô Kim Thanh

TÓM TẮT

Dầu thô mỏ Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng có hàm lượng parafin (trên 23%), có nhiệt độ đông đặc cao (27 – 330C) nên thường xuyên xảy ra hiện tượng kết tinh và lắng đọng parafin trên các giếng, các đường ống khai thác, ống dẫn dầu và các bộ phận bơm hút Sự lắng đọng parafin trên thành ống sẽ làm hẹp tiết diện ống, làm giảm lưu lượng khai thác, tăng áp suất bơm, gây nhiều trở ngại cho quá trình khai thác, vận chuyển và tồn chứa dầu thô

Mục tiêu của Luận văn là nghiên cứu, lựa chọn hệ phụ gia hóa phẩm hạ điểm đông và ức chế lắng đọng parafin phù hợp cho từng mỏ riêng biệt bằng phương pháp gia nhiệt dầu thô cùng với sử dụng phụ gia hóa phẩm, được tiến hành thử nghiệm trong phòng thí nghiệm để cải thiện tính lưu biến cho dầu thô Sư Tử Đen,

Sư Tử Vàng

Kết quả của luận văn:

 Đã khảo sát các chất phụ gia có tác động giảm điểm đông và ức chế lắng đọng parafin cho dầu thô Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng

 Lựa chọn được phụ gia hạ và nồng độ phụ gia có tác dụng giảm điểm đông và giảm độ nhớt tốt nhất cho dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng

 Khi sử dụng các chất phụ gia hạ điểm đông trong khoảng nồng độ tối

ưu với dầu thô Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng cho hiệu quả 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 off-shore 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%)

MỤC LỤC

MỤC LỤC 9

MỞ ĐẦU 12

DANH MỤC KÝ HIỆU, VIẾT TẮT 14

DANH MỤC HÌNH 15

DANH MỤC BẢNG 17

CHƯƠNG I TỔNG QUAN 18

I.1 Tổng quan về dầu thô Việt Nam 18

I.1.1 Các tính chất đặc trưng của dầu thô Việt Nam 18

I.1.2 Giới thiệu khái quát về mỏ Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng 19

I.1.3 Kết luận 21

I.2 Tính chất lưu biến của các 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 của dầu thô 25

I.3 Hiện tượng lắng đọng parafin – nhựa – asphanten trong dầu thô 26

I.3.1 Quá trình lắng đọng parafin 26

I.3.2 Các yếu tố ảnh hưởng đến quá trình lắng đọng 27

I.3.3 Thành phần chất lắng đọng 29

I.3.4 Cơ chế của quá trình lắng đọng sáp 30

I.4 Các phương pháp ngăn ngừa và xử lý lắng đọng parafin trong khai thác và vận chuyển dầu thô 35

I.4.1 Phương pháp cơ 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 và tác động của chúng đến tính lưu biến của dầu thô 39

I.6.1 Các dung môi 40

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 của phụ gia giảm điểm đông tới tính lưu biến của dầu thô 41

CHƯƠNG II THỰC NGHIỆM 43

II.1 Mục Tiêu Nghiên Cứu 43

II.2 Phương Pháp Luận Nghiên Cứu 43

II.3 Đối tượng nghiên cứu 44

II.4 Phương pháp thực nghiệm 44

II.4.1 Xác định các đặc trưng lý hóa của dầu thô và cặn lắng đọng 44

II.4.2 Các bước thực nghiệm 45

II.4.3 Phương pháp xác định tính lưu biến của 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

CHƯƠNG III KẾT QUẢ VÀ BÀN LUẬN 50

III.1 Tính chất của các mẫu dầu thô Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng 50

III.1.1 Các đặc trưng lý hóa của dầu thô 50

III.1.2 Kết quả phân bố n-parafin của các mẫu dầu thô 51

III.1.3 Cấu trúc tinh thể parafin của các mẫu dầu thô 52

III.2 Khảo sát ảnh hưởng của nhiệt độ xử lý dầu thô đến độ hạ điểm đông của dầu Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng 53

III.3 Khảo sát ảnh hưởng của các chất phụ gia đến nhiệt độ đông đặc của dầu STĐ, STV 55

III.3.1 Ảnh hưởng của các chất phụ gia đến nhiệt độ đông đặc của dầu STĐ 55

III.3.2 Ảnh hưởng của các chất phụ gia đến nhiệt độ đông đặc của dầu STV 57

III.3.3 Kết luận 58

III.4 Khảo sát ảnh hưởng của các chất phụ gia đến độ nhớt của dầu STĐ, STV 59

III.4.1 Kết quả đo độ nhớt của dầu thô Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng 59

III.4.2 Ảnh hưởng của nồng độ các chất phụ gia đến độ nhớt của dầu STĐ 60

III.4.3 Ảnh hưởng của nồng độ các chất phụ gia đến độ nhớt dầu thô STV 67

III.5 Khảo sát ảnh hưởng của hỗn hợp phụ gia giảm điểm đông với chất hoạt động

bề mặt đến sự giảm lắng đọng của dầu STĐ, STV 74

III.5.1 Ảnh hưởng của hỗn hợp phụ gia đến sự giảm lắng đọng của dầu STĐ 74

III.5.2 Ảnh hưởng của hỗn hợp phụ gia đến sự giảm lắng đọng của dầu STV 76

III.5.3 Kết luận 77

III.6 Khảo sát thành phần và phân bố n-parafin cặn lắng đọng dầu thô 78

III.6.1 Thành phần parafin- nhựa –asphanten của mẫu CLĐ 78

III.6.2 Phân bố n-parafin của CLĐ 80

III.6.3 Hình thái tinh thể parafin trên kính hiển vi điện tử quét (SEM) 84

CHƯƠNG IV KẾT LUẬN VÀ ĐỀ XUẤT 86

IV.1 Kết luận 86

IV.2 Đề xuất 87

TÀI LIỆU THAM KHẢO 89

MỞ ĐẦU

Ngay từ những ngày đầu phát hiện ra dầu ở hai cấu tạo (nay là hai mỏ dầu)

Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng đã xuất hiện hiện tượng lắng đọng parafin như đã gặp phải ở các mỏ Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Ruby, thuộc Bể Cửu Long và cũng như các mỏ dầu khác đang khai thác ở Bể Nam Côn Sơn, Mã Lai - Thổ Chu của Việt Nam

Dầu parafin có nhiệt độ đông đặc cao và gây nhiều trở ngại cho quá trình khai thác, vận chuyển và tồn chứa dầu thô do parafin tách ra và lắng đọng xuống Hiện tượng này làm giảm công suất bơm, gây khó khăn cho quá trình tái khởi động đường ống sau một thời gian dừng Parafin còn gây khó khăn trong quá trình vận chuyển từ đáy giếng lên bề mặt cũng như vận chuyển dầu thô đến Nhà máy lọc dầu Parafin lắng đọng trên thành ống khai thác, làm tắc nghẽn các van điều tiết và các phần tương tự của đường ống

Để loại bỏ parafin lắng đọng, một số nước trên thế giới đã và đang sử dụng nhiều phương pháp khác nhau như hóa lý, cơ học, điện nhiệt, từ trường, … Trong các phương pháp đang sử dụng hiện nay, phương pháp gia nhiệt dầu thô cùng với sử dụng phụ gia hóa phẩm là thuận tiện cho cả khai thác, vận chuyển, tồn chứa dầu thô

và có hiệu quả kinh tế Phương pháp này sử dụng các chất ức chế parfin là thông dụng và có khả năng hơn cả trong việc giải quyết các khó khăn do việc giảm nhiệt

độ của môi trường xung quanh vì đã biến đổi và cải thiện được tính lưu biến của dầu nhiều parafin, giảm sự lắng đọng, mang lại sự gia tăng công suất bơm và khả năng tái khởi động

Tuy nhiên, bên cạnh những ưu điểm như vậy, các hóa phẩm này thường đắt

và rất đặc trưng cho từng loại dầu Để lựa chọn các chất ức chế parafin phù hợp với từng loại dầu đòi hỏi nhiều thời gian và cần phải khảo sát thực nghiệm trong phòng

thí nghiệm Trên cơ sở thực tế như vậy, tác giả đã lựa chọn đề tài: “Nghiên cứu lựa

chọn một số phụ gia thương mại để cải thiện lưu biến cho dầu thô Sư Tử Đen,

Sư Tử Vàng”

Giới thiệu cấu trúc luận văn

Luận văn bao gồm 93 trang, 24 hình vẽ, 19 biểu bảng được bố trí theo trình tự:

 Mở đầu

 Chương I – Tổng quan

Tổng quan về các tính chất đặc trưng của dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, dầu thô Việt Nam và cơ sở lý luận cho nghiên cứu lựa chọn phụ gia tốt nhất để cải thiện tính lưu biến của dầu thô 2 mỏ được phân tích, tổng hợp từ thực tế và tài liệu nước ngoài

 Chương II – Thử nghiệm

Các phương pháp thử nghiệm chính đều được thực hiện theo các tiêu chuẩn quốc tế, thiết bị hiện đại bao gồm: Phương pháp đo nhiệt độ đông đặc, xác định tính lưu biến của dầu thô, xác định hàm lượng chất lắng đọng parafin và phân bố n – parafin, cấu trúc tinh thể của parafin

 Chương III – Kết quả và bàn luận

- Kết quả khảo sát ảnh hưởng của nhiệt độ xử lý dầu thô đến độ hạ điểm đông của dầu Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng

- Kết quả khảo sát ảnh hưởng của các chất phụ gia đến nhiệt độ đông đặc của dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng

- Kết quả khảo sát ảnh hưởng của nồng độ các chất phụ gia đến độ nhớt của dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng

- Kết quả khảo sát ảnh hưởng của chất hoạt động bề mặt đến sự giảm lắng đọng của dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng

- Kết quả thành phần và phân bố n – parafin của mẫu lắng đọng dầu thô

Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng

 Chương IV – Kết luận và Đề xuất

 Tài liệu tham khảo

DANH MỤC KÝ HIỆU, VIẾT TẮT

CMC Nồng độ tới hạn tạo mixen

DANH MỤC HÌNH

Hình I-1 Vị trí địa lý mỏ Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng 20

Hình I-2 Lớp chất lỏng giữa hai bề mặt 21

Hình I-3 Đường cong lưu biến của chất lỏng Newton 22

Hình I-4 Đường cong chảy của các chất lỏng phi Newton 23

Hình I-5 Lắng đọng parafin trong các đường ống dẫn dầu 27

Hình I-6 Hình thái tinh thể parafin 29

Hình I-7 Cấu trúc của asphalten 30

Hình I-8 Một vài chất phụ gia giảm điểm đông 41

Hình I-9 Chức năng của các phụ gia giảm điểm đông 42

Hình II-1 Các bước thực nghiệm 45

Hình II-2 Sơ đồ thiết bị xác định lượng chất lắng đọng 49

Hình III-1 Phổ sắc ký HRGC dầu toàn phần 51

Hình III-2 Phân bố n-parafin trong dầu STĐ, STV 52

Hình III-3 Cấu trúc tinh thể parafin dầu thô STĐ 53

Hình III-4 Cấu trúc tinh thể parafin dầu thô STV 53

Hình III-5 Ảnh hưởng của nhiệt độ xử lý dầu thô đến điểm đông đặc 54

Hình III-6 Sự thay đổi nhiệt độ đông đặc theo nồng độ phụ gia của dầu STĐ 56

Hình III-7 Sự thay đổi nhiệt độ đông đặc theo nồng độ phụ gia của dầu STV 58

Hình III-8 Ảnh hưởng của nhiệt độ đến độ nhớt dầu STĐ và STV 60

Hình III-9 Sự thay đổi độ nhớt của dầu thô STĐ khi thêm các phụ gia khác nhau với nồng độ 700 ppm 62

Hình III-10 Sự thay đổi độ nhớt của dầu thô STĐ khi thêm các phụ gia khác nhau với nồng độ 1000 ppm 62

Hình III-11 Sự thay đổi độ nhớt của dầu thô STĐ khi thêm các phụ gia khác nhau với nồng độ 1200 ppm 65

Hình III-12 Sự thay đổi độ nhớt của dầu thô STĐ khi thêm các phụ gia khác nhau với nồng độ 1500 ppm 65

Hình III-13 Sự thay đổi độ nhớt của dầu thô STV khi thêm các phụ gia khác nhau

với nồng độ 700 ppm 69

Hình III-14 Sự thay đổi độ nhớt của dầu thô STV khi thêm các phụ gia khác nhau với nồng độ 1000 ppm 69

Hình III-15 Sự thay đổi độ nhớt của dầu thô STV khi thêm các phụ gia khác nhau với nồng độ 1200 ppm 72

Hình III-16 Sự thay đổi độ nhớt của dầu thô STV khi thêm các phụ gia khác nhau với nồng độ 1500 ppm 72

Hình III-17 Ảnh hưởng của nồng độ chất HĐBM đến sự giảm lắng đọng của dầu STĐ 75

Hình III-18 Ảnh hưởng của nồng độ chất HĐBM đến sự giảm lắng đọng dầu STV 76

Hình III-19 Đồ thị phân bố n-parafin của mẫu lắng đọng dầu thô STĐ 82

Hình III-20 Đồ thị phân bố n-parafin của mẫu lắng đọng dầu thô STV 84

Hình III-21 Mẫu chất lắng đọng dầu STĐ xử lý nhiệt không phụ gia 85

Hình III-22 Mẫu chất lắng đọng dầu STĐ xử lý nhiệt với chất phụ gia 85

Hình III-23 Mẫu chất lắng đọng dầu STV xử lý nhiệt không phụ gia 85

Hình III-24 Mẫu chất lắng đọng dầu STV xử lý nhiệt với chất phụ gia 85

DANH MỤC BẢNG

Bảng I-1 Một số tính chất cơ bản của dầu thô Việt Nam 18

Bảng II-1 Các phương pháp phân tích hóa lý mẫu dầu thô và cặn lắng đọng 44

Bảng II-2 Các chất phụ gia hạ điểm đông 46

Bảng II-3 Tính chất một số phụ gia 47

Bảng II-4 Các chất hoạt động bề mặt 47

Bảng III-1 Kết quả phân tích thành phần dầu thô 50

Bảng III-2 Ảnh hưởng của nhiệt độ xử lý đến độ hạ điểm đông của dầu STĐ, STV 53

Bảng III-3 Kết quả đo nhiệt độ đông đặc dầu thô STĐ 55

Bảng III-4 Kết quả đo nhiệt độ đông đặc dầu thô STV 57

Bảng III-5 Kết quả đo độ nhớt của dầu thô STĐ và STV 59

Bảng III-6 Kết quả đo độ nhớt dầu STĐ ở nồng độ 700 ppm 61

Bảng III-7 Kết quả đo độ nhớt dầu STĐ ở nồng độ 1000 ppm 63

Bảng III-8 Kết quả đo độ nhớt dầu STĐ ở nồng độ 1200 ppm 64

Bảng III-9 Kết quả đo độ nhớt dầu STĐ ở nồng độ 1500 ppm 66

Bảng III-10 Kết quả đo độ nhớt dầu STV ở nồng độ 700 ppm 68

Bảng III-11 Kết quả đo độ nhớt dầu STV ở nồng độ 1000 ppm 70

Bảng III-12 Kết quả đo độ nhớt dầu STV ở nồng độ 1200 ppm 71

Bảng III-13 Kết quả đo độ nhớt dầu STV ở nồng độ 1500 ppm 73

Bảng III-14 Ảnh hưởng của nồng độ chất HĐBM đến sự giảm lắng đọng dầu STĐ 75

Bảng III-15 Ảnh hưởng của nồng độ chất HĐBM đến sự giảm lắng đọng dầu STV 77

Bảng III-16 Hàm lượng asphanten-parafin–nhựa của mẫu lắng đọng dầu STĐ 79

Bảng III-17 Hàm lượng asphanten-parafin–nhựa của mẫu lắng đọng dầu STV 79

Bảng III-18 Kết quả phân tích phân bố n-parafin các mẫu CLĐ dầu STĐ 80

Bảng III-19 Kết quả phân tích phân bố n-parafin của mẫu CLĐ của dầu STV 82

CHƯƠNG I TỔNG QUAN

I.1 Tổng quan về dầu thô Việt Nam

I.1.1 Các tính chất đặc trưng của dầu thô Việt Nam

Đến nay, nước ta đã khai thác được trên 200 tấn dầu thô từ các mỏ thuộc bể Cửu Long, Nam Côn Sơn, Mã Lay – Thổ Chu Trong tổng số dầu thô khai thác được thì khối lượng chủ yếu từ các mỏ Bạch Hổ, Rồng, Rạng Đông, Hồng Ngọc, … thuộc Bể Cửu Long, mỏ Đại Hùng từ bể Nam Côn Sơn, mỏ Bunga Kekwa (PM – 3)

từ bể Mã Lay – Thổ Chu Một số tính chất cơ bản của dầu thô Việt Nam được trình bày trong Bảng I-1

Bảng I-1 Một số tính chất cơ bản của dầu thô Việt Nam

Nguồn:Trung tâm Nghiên cứu và phát triển chế biến dầu khí

Tính chất Bạch

Hổ

Rồng RC2

Đại Hùng PM - 3

Sư Tử Đen

Sư Tử Vàng

Tỷ trọng, 0

API 39,4 34,6 30,6 38,00 35,5 36,8

HL Sulfur,%KL 0,037 0,063 0,100 0,035 0,058 0,043 Điểm đông đặc,oC 36 34 27 36 29 33

Độ nhớt động học

50oC, cSt

70oC, cSt

8,77 4,50

7,96 5,09

8,47 6,14

5,49 3,32

7,44 4,69

8,51 4,93

HL nitơ,%KL 0,043 0,050 0,039 0,035 0,097 0,054 Asphanten,%KL 0,82 2,62 1,75 0,12 1,32 1,65

Dầu thô Việt Nam có những đặc tính chung của các loại dầu thô thuộc vùng Đông Nam Á [4] Tuy nhiên, mỗi bể trầm tích, mỗi mỏ, thậm chí mỗi tầng vỉa sản phẩm của một giếng khoan dầu thô cũng có những đặc tính riêng

Dựa vào hàm lượng parafin rắn có trong dầu người ta có thể phân dầu thành các loại sau:

Hàm lượng parafin rắn 0 – 4 % Dầu ít parafin

Hàm lượng parafin rắn 4 – 6 % Dầu parafin

Hàm lượng parafin rắn > 6% Dầu nhiều parafin

Theo hệ thống số liệu cơ sở về dầu thô Việt Nam do Trung tâm Nghiên cứu

và phát triển chế biến dầu khí phân tích [14], tính chất chung của dầu thô Việt Nam:

- Dầu ngọt (hàm lượng lưu huỳnh rất thấp, < 0,1%)

- Dầu sạch (hàm lượng các chất gây nhiễm như V, Ni, N thấp)

- Dầu có nhiều parafin, có điểm chảy cao

- Dầu nhẹ và trung bình (tỷ trọng ở 150C dao động từ 0,8200 đến 0,8800)

I.1.2 Giới thiệu khái quát về mỏ Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng

I.1.2.1 Vị trí địa lý

Mỏ Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng là mỏ dầu do công ty Liên doanh điều hành chung Cửu Long (CuuLong JOC) quản lý Cả hai mỏ đều nằm ở lô 15.1, vùng Tam giác vàng trên vùng biển Bình Thuận, cách thành phố Phan Thiết khoảng 60 km Lô 15.1 có diện tích 4600 km2 (CLJOC quản lý 807 km2) thuộc thềm lục địa Việt Nam, nằm trong bồn trũng Cửu Long rất giàu tiềm năng dầu khí Bể trầm tích Cửu Long nằm chủ yếu trên thềm lục địa phía Nam Việt Nam và một phần đất liền thuộc khu vực cửa sông Cửu Long Bể có hình bầu dục, vồng ra về phía biển và nằm dọc theo

bờ biển Vũng Tàu- Bình Thuận

Mỏ Sư Tử Vàng nằm ở độ sâu 52 m nước, được phát hiện vào ngày 23/10/2001 Mỏ STV cách mỏ Sư Tử Đen (bắt đầu khai thác 2003) 6 km về phía Nam

Hình I-1 Vị trí địa lý mỏ Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng

I.1.2.2 Đặc điểm địa chất

Bể Cửu Long tiếp giáp với đất liền về phía Tây bắc, ngăn cách với bể Nam Côn Sơn bởi đới nâng Côn Sơn, phía Tây Nam là đới nâng Khorat-Natuna và phía Đông Bắc là đới cắt trượt Tuy Hòa ngăn cách với bể Phú Khánh Bể có diện tích khoảng 36000 km2 được bồi lấp chủ yếu bởi các trầm tích lục nguyên Đệ Tam, chiều dày lớn nhất tại trung tâm bể có thể đạt tới 7-8 km

Theo đặc điểm trầm tích và quy mô phân bố của các đất sét ở bể Cửu Long,

có thể phân chia ra 3 tầng đá mẹ:

Tầng sét Miocene dưới (N11) có bề dày từ 250m ở ven rìa và tới 1250

m ở trung tâm bể Tầng sét của Oligocene trên (E32) có bề dày từ 100m ở ven rìa và tới

1200 m ở trung tâm bể Tầng sét Oligocene dưới + Eocene (E31+E2) có bề dày từ 0-600 m ở phần trũng sâu của bể

Mỏ Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng được khai thác tại tầng Miocene và Oligocen

I.1.2.3 Trữ lượng

Tổng trữ lượng dầu - khí của mỏ Sư Tử Đen vào khoảng 9,5 tỷ m3

và trữ lượng có khả năng thu hồi khoảng 4 tỷ m3 Trữ lượng khí ban đầu của mỏ Sư Tử Đen vào khoảng 50 bcf và hiện tại còn khoảng 45 bcf

Ngày 14/10/2008, dòng dầu đầu tiên đã được khai thác từ mỏ Sư Tử Vàng và hiện nay đang khai thác với 6 giếng Sư Tử Vàng là mỏ dầu lớn thứ 2 của CLJOC

và lớn thứ 4 của Việt Nam với sản lượng khai thác khoảng 65 triệu thùng/ngày

I.1.3 Kết luận

Từ Bảng I-1 ta có thể thấy dầu thô Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng có một số tính chất giống dầu thô Bạch Hổ: dầu nhẹ và trung bình, ngọt, sạch, có nhiều parafin, ít nhựa và asphalten, Dầu thô Sư Tử Đen và Sư Tử Vàng đều là các loại dầu có giá trị thương mại cao

Với hàm lượng parafin rắn quá cao của dầu thô Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, gây khó khăn cho quá trình khai thác và vận chuyển, việc xử lý lắng đọng để cải thiện tính lưu biến của dầu là rất cần thiết

I.2 Tính chất lưu biến của các chất lỏng

Theo quan điểm của thủy lực học, các chất lỏng được chia làm hai loại:

Quan sát một lớp chất lỏng mỏng, đặt giữa hai bề mặt song song cách nhau một khoảng dy như trong hình I-2

Một mặt cố định và một ứng suất trượt F được đặt lên mặt còn lại Ở trạng thái ổn định lực F sẽ được cân bằng bởi nội lực trong chất lỏng gây ra do độ nhớt của nó Đối với chất lỏng Newton, dòng chảy tuân theo định luật Newton:

Trong đó hệ số tỷ lệ µ được gọi là độ nhớt Newton Có thể thấy rằng µ là lực tiếp tuyến trên một đơn vị diện tích tác dụng lên các lớp chất lỏng cách nhau một đơn vị khoảng cách và có vận tốc khác nhau

Độ nhớt Newton µ chỉ phụ thuộc vào nhiệt độ và áp suất, không phụ thuộc vào tốc độ trượt Đồ thị biểu diễn sự liên hệ giữa ứng suất trượt và vận tốc trượt của chất lỏng Newton được gọi là đường cong lưu biến Đó là một đường thẳng có độ nghiêng µ và hằng số độ nhớt µ đặc trưng hoàn toàn cho chất lỏng (hình I-3)

Hình I-3 Đường cong lưu biến của chất lỏng Newton

I.2.2 Chất lỏng phi Newton

Chất lỏng phi Newton có đường cong lưu biến không tuyến tính, nghĩa là độ nhớt của chất lỏng phi Newton không phải là hằng số tại nhiệt độ và áp suất xác định mà còn phụ thuộc vào một yếu tố khác là vận tốc trượt của chất lỏng Chất lỏng phi Newton được chia thành chất lỏng phi Newton phụ thuộc và không phụ thuộc vào thời gian

Đường cong chảy của chất lỏng là đồ thị biểu diễn mối tương quan giữa ứng suất trượt và vận tốc trượt theo biểu thức của Gershell – Balkey [34]

τ = τ g + µ γ n (2) Trong đó: τ : ứng suất trượt, Pa

τg : ứng suất trượt động, Pa

µ : độ nhớt dẻo, mPa

γ : Vận tốc trượt, 1/s n: hệ số đặc trưng cho mức độ chảy của chất lỏng

I.2.2.1 Chất lỏng phi Newton không phụ thuộc vào thời gian

Chất lỏng phi Newton không phụ thuộc vào thời gian và được chia thành ba loại:

Chất lỏng Bingham

Chất lỏng giả dẻo (mô hình Ostwald)

Chất lỏng nhớt dẻo dilatant

Hình I-4 Đường cong chảy của các chất lỏng phi Newton

1 Chất lỏng giả dẻo (mô hình Ostwald)

Chất lỏng giả dẻo có dòng chảy không tuân theo phương trình của Newton Trong khi chảy, đường cong chảy của chúng giảm tỷ lệ với các lực tác dụng và vận tốc biến dạng Chất lỏng có khả năng chảy ngay cả khi ứng suất trượt rất nhỏ Đường cong chảy của chất lỏng có khuynh hướng lồi về phía trục τ Đường cong của chất lỏng giả dẻo tuân theo mô hình Ostwald

τ = µ.γn (τg = 0, n<1) (3) γ: vận tốc trượt, 1/s

2 Chất lỏng nhớt dẻo (mô hình Bingham)

Trong hệ cấu trúc mà ở đó pha rắn có cấu trúc mạng dày đặc như trong trường hợp mạng tinh thể parafin, chất lỏng chỉ có khả năng chảy sau khi mạng bị phá vỡ Quá trình chảy của loại chất lỏng này chỉ bắt đầu sau khi tác dụng lên chúng một ứng suất trượt lớn hơn ứng suất giới hạn τg, ứng suất này được gọi là ứng suất yield hay ứng suất tĩnh Ứng suất yield là ứng lực cần thiết để phá vỡ cấu trục mạng tinh thể, và sau khi cấu trúc bị phá vỡ, chất lỏng chảy theo định luật Newton

Đường cong chảy của những chất lỏng có tính chất nhớt – dẻo tuân theo mô hình của Bingham:

τ = τg + µ γ (4) Thực ra, đường cong chảy thực có dạng phức tạp hơn nhưng khi ta thay phần đường cong trên đường cong chảy thực của chất lỏng bằng một đường thẳng không làm giảm độ chính xác của mô hình toán học đối với chất lỏng này, vì vùng cong đó đặc trưng cho các giá trị nhỏ nhất của vận tốc trượt

3 Chất lỏng dilatant

Chất lỏng dilatant tương tự như chất lỏng giả dẻo, không có giá trị yield nhưng độ nhớt biểu kiến của những chất lỏng này gia tăng với sự gia tăng của ứng suất trượt Phương trình lưu biến là một hàm mũ nhưng ngược với chất lỏng giả dẻo, chỉ số mũ n>1

τ = µ.γn

(τg = 0, n>1) (5)

I.2.2.2 Chất lỏng phi Newton phụ thuộc vào thời gian

Có rất nhiều chất lỏng thực không thể mô tả đường cong chảy bằng những phương trình lưu biến đơn giản vì mối tương quan giữa ứng suất trượt và vận tốc trượt không phụ thuộc vào thời gian Thực tế, độ nhớt của nhiều chất lỏng không chỉ phụ thuộc vào vận tốc trượt mà còn phụ thuộc vào thời gian trượt Các chất lỏng thuộc loại này bao gồm chất lỏng thixotropic và chất lỏng rheopectic tuỳ thuộc vào ứng suất trượt giảm hay tăng theo thời gian khi cố định vận tốc trượt

1 Chất lỏng thixotropic (phá vỡ cấu trúc bằng quá trình trượt theo thời gian)

Những chất lỏng thixotropic có độ nhớt phụ thuộc vào quá trình trượt và vận tốc trượt Khi chất lỏng thixotropic trượt tại vận tốc không đổi sau một thời gian ngừng, cấu trúc sẽ bị phá vỡ và độ nhớt biểu kiến sẽ giảm theo thời gian Vận tốc phá vỡ cấu trúc trong suốt quá trình trượt tại vận tốc trượt cố định tuỳ thuộc vào số lượng liên kết bị phá vỡ [34] Vận tốc tái tạo cấu trúc sẽ tăng theo thời gian khi số liên kết mới gia tăng Cân bằng động học đạt được khi vận tốc tái tạo cấu trúc mới bằng với vận tốc phá vỡ cấu trúc Cân bằng này phụ thuộc vào vận tốc trượt và hướng cân bằng dịch chuyển về phía phá vỡ cấu trúc khi tăng vận tốc trượt

2 Chất lỏng rheopectic (quá trình tạo thành cấu trúc)

Trong trường hợp này, cấu trúc tinh thể của chất rắn trong dòng chảy được tạo thành dần dần trong quá trình trượt theo thời gian

I.2.3 Tính chất lưu biến của dầu thô

Độ nhớt của dầu thô phụ thuộc vào hàm lượng n-parafin có nhiệt độ nóng chảy cao và trạng thái phân tán của chúng trong dầu thô, đồng thời cũng phụ thuộc các chất keo nhựa và asphanten trong dầu thô Độ nhớt thay đổi mạnh theo nhiệt độ

và ít thay đổi theo áp suất Thường sự biến đổi độ nhớt theo áp suất được tính toán trên thực tế

Tính chất lưu biến của dầu thô được xem là tính chất của hệ keo đa phân tán Tại nhiệt độ cao hơn nhiệt độ kết tinh parafin, dầu thô là dung dịch keo, dòng chảy của dầu tuân theo định luật Newton Khi nhiệt độ giảm xuống dưới nhiệt độ bão hoà parafin của dầu, bắt đầu xảy ra quá trình kết tinh parafin và hình thành cấu trúc mạng tinh thể Lúc này hệ thống phân tán liên kết gọi là gel sẽ thay thế dần dần pha lỏng trong dầu Nồng độ pha phân tán tiếp tục tăng, mạng tinh thể tiếp tục tạo thành

và trở nên bền vững hơn Khả năng chảy của dầu chỉ xảy ra khi cấu trúc mạng tinh thể bị phá vỡ Nghĩa là tính chất chảy của dầu chỉ được phục hồi sau khi tác động vào nó một ứng lực ban đầu lớn hơn độ bền cấu trúc Lúc này, phương trình dòng chảy của dầu theo mô hình Bingham Đối với dầu thô nhiều parafin như ở các mỏ dầu tại Việt Nam, tính chất thixotropy thể hiện rất rõ Khảo sát tính thixotropy của

dầu thô nhiều parafin trong dòng chảy, xác định ứng lực cần thiết để phá vỡ cấu trúc mạng, cải thiện tính lưu biến của dầu

I.3 Hiện tượng lắng đọng parafin – nhựa – asphanten trong dầu thô

I.3.1 Quá trình lắng đọng parafin

Lắng đọng parafin hình thành chủ yếu do các tinh thể parafin kết búi và sa lắng Lắng đọng parafin vẫn chứa các hợp chất nhựa, asphanten, các chất cặn oxit, dầu ướt, dung dịch khoan

Các dạng lắng đọng parafin thường được quan sát thấy gồm:

Dạng đặc, cứng: hình thành trong cần ống khai thác của giếng, đường

ra và vào trong những ống vận chuyển hỗn hợp dầu và khí Lớp lắng đọng này phân bố đều theo bề mặt bên trong thành ống

Dạng xốp và nhão: Gồm những hạt parafin riêng biệt không liên kết chặt chẽ với nhau và không bám chặt vào bề mặt kim loại Dạng lắng đọng này tạo thành ở bình đo, bể chứa, thậm chí trong đường ống có vận tốc dòng chảy rất nhỏ

Nhiều nghiên cứu cho thấy mức độ lắng đọng parafin đạt cực đại trên những đoạn đầu của đường ống và giảm dần theo chiều chuyển động của dòng [32] Chiều dày chất lắng đọng theo mặt cắt thường không giống nhau Có nhiều trường hợp theo hướng chuyển động nằm ngang của hỗn hợp dầu, khí, chiều dày chất lắng đọng tăng ở phần dưới của ống Lớp lắng đọng trên đường ống tồn tại khi độ bền vững liên kết với thành ống phải lớn hơn ứng suất tiếp tuyến do dòng chảy tạo thành Trong trường hợp ngược lại, lớp lắng đọng tạo thành trên thành ống sẽ bị vỡ theo dòng chảy Ứng suất tiếp tuyến được xác định theo công thức:

Sự lắng đọng parafin trong dầu gây ra nhiều khó khăn trong quá trình khai thác và vận chuyển dầu Các cặn lắng đọng làm nghẽn các van an toàn, thu nhỏ thiết diện hiệu dụng của đường ống dẫn, làm gia tăng áp suất bơm, gây tốn kém và đe dọa sự an toàn của hệ thống vận chuyển (hình I-5)

Hình I-5 Lắng đọng parafin trong các đường ống dẫn dầu Quá trình lắng đọng parafin trong dầu chịu ảnh hưởng của nhiều yếu tố: nhiệt

độ, áp suất, thành phần các hợp chất có trong dầu, bề mặt của thành ống dẫn,

I.3.2 Các yếu tố ảnh hưởng đến quá trình lắng đọng

I.3.2.1 Nhiệt độ

Dưới điều kiện nhiệt độ và áp suất vỉa, các hydrocacbon rắn (parafin rắn, nhựa, asphalten, ) ở trạng thái cân bằng hòa tan Trong quá trình khai thác vận chuyển, các điều kiện nhiệt động thay đổi, do áp suất vỉa giảm dần, sự bay hơi các cấu tử hydrocacbon nhẹ và do quá trình trao đổi nhiệt với môi trường xung quanh, dòng dầu bị lạnh dần các dạng parafin khó nóng chảy hơn bắt đầu hình thành mạng tinh thể [18] Ở thời kỳ đầu, quá trình nêu trên thực tế chưa ảnh hưởng đến khả năng vận chuyển chất lỏng trong giếng khai thác hoặc ống dẫn Tuy nhiên, khi nhiệt độ tiếp tục giảm thì sẽ ảnh hưởng rõ rệt đến tính chất lưu biến của dầu được khai thác, vận chuyển Trong thời gian đầu, khi nhiệt độ chưa giảm nhiều, quá trình tách

parafin xảy ra không mạnh Nhưng khi nhiệt độ hạ xuống dưới điểm kết tinh parafin rắn thì quá trình lắng đọng parafin tăng lên Lúc này dầu chuyển từ chất lỏng Newton sang chất lỏng phi Newton, với sự hình thành cấu trúc tinh thể ngày càng lớn của các parafin rắn, cả độ nhớt động học và các ứng suất trượt của dầu đều tăng

Đối với chất lắng đọng tạo thành, khi nhiệt độ của lớp cặn càng giảm do trao đổi nhiệt với môi trường bên ngoài, thì độ bền parafin tăng rất nhiều dẫn đến việc tẩy rửa khó khăn

I.3.2.2 Áp suất

Trong quá trình khai thác dầu, áp suất dọc theo thân giếng khai thác thay đổi làm nhiệt độ bão hòa dầu bởi parafin thay đổi Khi áp suất giảm, thành phần nhẹ trong dầu bay hơi, đồng thời áp suất giảm làm cho nhiệt độ của vỉa giảm Do đó làm giảm độ hòa tan của parafin rắn trong dầu

I.3.2.3 Thành phần

Quá trình lắng đọng parafin trong ống dẫn, bình chứa, là hiện tượng phức tạp phụ thuộc vào thành phần các parafin rắn, nhựa và asphalten trong dầu và chính trong lớp lắng đọng Các chất nhựa, asphalten có tính bám dính cao nên dễ bám vào thành ống, làm tăng đáng kể độ nhớt dẻo, ứng suất trượt động và tĩnh, làm tăng quá trình lắng đọng, gây nhiều trở ngại trong việc vận chuyển dầu thô trong các đường ống dẫn không được bao bọc lớp cách nhiệt bảo ôn nằm dưới đáy biển [24]

Đối với dầu chưa tách khí, khi áp suất giảm, khí tách ra khỏi dầu và chuyển động dòng chảy trong ống là hai pha, độ rối của dòng chảy tăng, do đó làm tăng khả năng lắng đọng

Các chất lạ trong dầu như: cặn cơ học, muối, là những hạt nhân mà parafin

có thể kết tinh xung quanh khi sự kết tinh bắt đầu, làm quá trình lắng đọng càng gia tăng

Ngoài ra, bề mặt gồ ghề của thành ống dẫn, mức độ lớn của dòng chảy rối

và độ nhớt lớn của dầu cũng là điều kiện thuận lợi để quá trình lắng đọng xảy ra

I.3.2.4 Yếu tố thủy lực học

Ảnh hưởng điều kiện thủy lực lên sự hình thành lớp lắng đọng parafin thể hiện rõ ràng trong sự so sánh những hiện tượng sau:

Dầu không chuyển động trong đường ống là điều kiện lý tưởng cho sự kết tinh parafin trên thành ống, nhưng trong thực tế lớp lắng đọng parafin không hình thành Khi dầu trong trạng thái tĩnh bị nguội, những tinh thể parafin tách ra tạo thành cấu trúc không gian ba chiều làm dầu bị đông, lớp dầu đông được đẩy đi, bề mặt thành ống không có lớp lắng đọng hoặc nếu có thì lắng đọng rất ít không đáng

kể [30]

Trong chuyển động phân tầng của dầu theo đường ống, lớp lắng đọng parafin cũng không hình thành, lớp parafin nhão trong dầu được dòng chảy cuốn trôi đi nếu vận tốc của dòng dầu đủ lớn

I.3.3 Thành phần chất lắng đọng

I.3.3.1 Parafin rắn

Chất lắng đọng trong dầu thô được gọi là sáp, chủ yếu là những vỉa chất n- parafin ở trạng thái rắn với số nguyên tử cacbon từ C15 –C80 Dưới điều kiện vỉa, sáp hoà tan trong dầu thô, nhưng trong quá trình dầu thô chảy qua thành tạo dầu vào lỗ đáy của giếng và sau đó chảy lên mặt đất, do giảm áp suất, nhiệt độ và thoát khí, sáp

bị tách ra tạo tinh thể [20] Tinh thể sáp sẽ lớn lên, tập hợp lại và kết tủa trên thành giếng, thành ống dầu Quá trình kết tủa sáp bao gồm ba giai đoạn là tách sáp, phát triển tinh thể và lắng đọng sáp

Hình I-6 Hình thái tinh thể parafin

I.3.3.2 Asphanten và nhựa

Nhựa và asphanten là hai thành phần có cấu thành khác nhau, asphanten chứa hầu hết các hợp chất vô cơ có trong dầu, mang tính phân cực có khả năng hoạt động bề mặt Asphanten là những mixen keo, có cấu tạo hình cầu, nhóm phân cực hướng vào tâm mixen, còn nhóm hydrocacbon không phân cực hướng ra ngoài, asphanten có khả năng phân tán đa dạng và tái phân tán, phân tử được solvat hoá bởi hydrocacbon thơm và naphten Dầu thô có hàm lượng nhựa lớn làm tăng độ nhớt và tính bám dính lên đất đá [26] Vì thế người ta dùng phụ gia giảm khả năng bám dính của dầu trong lớp đá chứa để tăng hệ số thu hồi dầu Bằng phương pháp siêu lọc người ta đã tách được các chất nhựa và asphanten trong dầu và phân tích cấu trúc nhóm cho thấy: nhựa và asphanten đều là những chất đa vòng thơm ngưng

tụ và có cấu trúc phức tạp

Hình I-7.Cấu trúc của asphalten

I.3.4 Cơ chế của quá trình lắng đọng sáp

Nguyên nhân chính dẫn đến tích tụ sáp trong các thiết bị khai thác và vận chuyển dầu là sự giảm khả năng hòa tan của sáp trong dầu thô Sự giảm của nhiệt

độ hoặc áp suất hoặc cả hai góp phần làm sáp tích tụ trong dầu thô Sự giảm nhiệt

độ và áp suất làm tách pha các hydrocacbon nhẹ trong dầu thô và là nguyên nhân

dẫn tới giảm khả năng của dầu trong việc giữ các phân tử sáp tan trong đó và gây ra kết tủa sáp từ dòng dầu khai thác

Kết tủa sáp có thể xảy ra ở mọi điểm, từ đáy giếng tới các bồn chứa Nhiệt độ xuất hiện tinh thể sáp (điểm vẩn đục) và nhiệt độ đông đặc là hai đại lượng chung đặc trưng cho tính chất của sáp Nhiệt độ vẩn đục là nhiệt độ mà tại đó sáp bắt đầu kết tinh trong dầu lỏng Khi nhiệt độ giảm, các hạt sáp đã kết tủa này tương tác qua lại và hình thành mạng liên kết không gian giữa các hạt sáp Đến một nhiệt độ nào

đó, dầu thô trở nên đặc và không chảy được nữa Nhiệt độ mà tại đó dầu thô không chảy được gọi là điểm “đông” hay nhiệt độ đông đặc

Sự suy giảm nhiệt độ, hoặc có thể xảy ra trên thành giếng hoặc trên hệ thống vận chuyển do nguyên nhân giãn nở khí, hoặc có thể là tổn thất nhiệt lượng qua ống chống, qua vành xuyến xi măng, qua vùng vỉa xung quanh giếng và ra vùng xung quanh đường ống vận chuyển (đất, nước, không khí) Trong suốt quá trình tích tụ, các phần tử sáp kết tinh từ dầu thô dưới dạng các tinh thể riêng biệt Các tinh thể này tồn tại trong dầu lỏng dưới dạng pha phân tán và chúng có xu hướng tạo vật thể rắn quanh mầm kết tinh là các asphanten để hình thành các hạt sáp kích thước tương đối lớn Tích tụ sáp thường là kết quả của các cơ chế sau:

I.3.4.1 Cơ chế khuếch tán phân tử

Khuếch tán phân tử xảy ra khi nhiệt độ của dòng chất lỏng trong ống khai thác và đường ống vận chuyển hạ xuống thấp dưới nhiệt độ kết tinh sáp và các phân

tử sáp có xu hướng dịch chuyển về phía thành ống dưới động lực của gradien nồng

độ [9] Trong tất cả các điều kiện dòng chảy, dầu sẽ được giả thiết ở chế độ chảy tầng trong toàn bộ đường ống, hoặc là ít nhất trong một lớp mỏng gần thành đường ống Khi dầu bị nguội đi, sẽ có một gradient nhiệt độ ngang qua lớp mỏng đó Nếu nhiệt độ này giảm xuống thấp hơn nhiệt độ xuất hiện tinh thể sáp rắn (WAT), gradient nồng độ của sáp rắn hoà tan sẽ có hiệu lực và các chất hoà tan sẽ dịch chuyển, hướng đến thành ống bởi sự khuếch tán phân tử

Khi vận chuyển dầu thô, do sự thay đổi và chênh lệch nhiệt độ giữa môi trường bên ngoài đường ống với nhiệt độ dòng dầu bên trong đường ống, nếu như

nhiệt độ bên ngoài thấp hơn thì xảy ra hiện tượng lắng đọng parafin lên thành ống

Sự khuếch tán phân tử tác động ngay khi nhiệt độ thành ống đạt điểm xuất hiện parafin Đầu tiên là các tinh thể parafin có nhiệt độ nóng chảy cao sẽ tách ra trước

và bị kết tinh Sự lắng đọng làm thay đổi nồng độ của parafin hoà tan giữa tâm dòng chảy với parafin ở thành ống Khi parafin lắng đọng làm cho bề mặt thành ống xù

xì, thô ráp tạo mầm kết tinh cho các phân tử tiếp theo lắng đọng

Tốc độ phân tán của parafin đến thành ống được Fick đưa ra theo phương trình sau :

N = P x D x dC/dr = P x D x dC/dT x dT/dr (7) Trong đó:

n : khối lượng phân tử parafin hoà tan đến thành ống (kg/s.m2

)

P : khối lượng riêng của parafin rắn kg/m3

D : hệ số khuếch tán phân tử của parafin dC/dr : Gradient nồng độ của parafin hoà tan tới thành ống, liên quan

đến khoảng cách (mỗi mét) dC/dT : Gradient nồng độ của parafin hoà tan liên quan tới nhiệt độ,

o

C dT/dr : Gradient nhiệt độ xuyên tâm gần thành ống (oC/m) Kết quả thực nghiệm cho thấy: hệ số khuếch tán của mỗi dầu thô tỷ lệ nghịch với độ nhớt động lực học của nó

Trong đó: B – Hằng số với mỗi loại dầu thô (N)

µ – Độ nhớt động lực học (Ns/m2) Trên điểm xuất hiện parafin rắn, dầu thô không bão hoà parafin rắn và gradient nồng độ parafin rắn hoà tan bằng không

Khi nhiệt độ giảm, dầu thô ở gần thành ống trở nên bão hoà parafin rắn hoà tan và gradient nồng độ đạt giới hạn giá trị thấp và dần dần đạt cực đại, giá trị này gọi là hệ số hoà tan Hệ số khuếch tán và gradient nhiệt độ xuyên tâm đều giảm khi nhiệt độ dầu thô trong đường ống giảm Do đó tốc độ lắng đọng parafin rắn tăng

cực đại ngay dưới điểm xuất hiện parafin và sau đó giảm dần do nhiệt độ dầu thô trong đường ống dần dần đạt đến nhiệt độ môi trường bên ngoài Nếu trường hợp nhiệt độ thành ống cao hơn nhiệt độ dòng dầu thì hiện tượng khuếch tán phân tử sẽ ngược lại vào dòng dầu Trong trường hợp này sự lắng đọng parafin do khuếch tán

là không đáng kể

I.3.4.2 Cơ chế phân tán trượt

Trong phân tán trượt xảy ra khi có sự biến thiên vận tốc từ tâm dòng chảy tới thành đường ống dẫn Xét trong một mặt phẳng đi qua tâm đường ống, vận tốc dòng chảy đạt giá trị cao nhất tại tâm dòng chảy và giảm dần về hai phía thành ống do bị ảnh hưởng bởi trở lực đường ống Khi nồng độ của các hạt cao và số lượng các hạt

đủ lớn thì sự tương tác qua lại của hạt xảy ra Trong mỗi phân tử sáp tương tác với các phân tử sáp ở gần chúng trong lớp chất lỏng chuyển động với vận tốc chậm hơn hoặc nhanh hơn, gây ra chuyển động quay của hạt trong dòng chất lỏng Một hạt rắn trong dòng chất lỏng có khuynh hướng để đạt được vận tốc ở tâm của dòng chảy Tuy nhiên, khi hạt rắn (càng) gần với thành đường ống thì cả hai vận tốc dài và vận tốc góc đều giảm Chính sự tương tác phức tạp này dẫn tới sự phân tán của các phân

tử sáp trong dòng chảy và cuối cùng dẫn đến một sự dịch chuyển ngang và một sự tán xạ của các hạt về phía thành đường ống [9]

Các tinh thể parafin khi còn nhỏ tạo thành huyền phù trong dòng chảy, có khuynh hướng chuyển động với vận tốc trung bình theo hướng dòng chảy xung quanh Tuy nhiên sự trượt giữa chất lỏng gần thành ống gây nên sự di chuyển ngang của các hạt parafin theo cơ chế phân tán trượt Kết quả là các hạt parafin từ lõi turbulent bắn đến thành ống, nơi các phân tử parafin rắn đã lắng đọng trước đó theo

cơ chế khuếch tán phân tử Tuy vậy, phân tán trượt vận chuyển các hạt parafin rắn không có khuynh hướng tạo mầm kết tinh trên bề mặt thành ống Lắng đọng do cơ chế phân tán trượt không bền bằng lắng đọng do cơ chế khuếch tán phân tử

Các thông số ảnh hưởng đến quá trình này bao gồm: bề mặt thành ống, tốc

độ dòng chảy, số lượng parafin trong dòng, hình dạng và kích thước các hạt

Thực ra, sự lắng đọng parafin trong thực tế là sự tổ hợp của hai cơ chế: khuếch tán phân tử và phân tán trượt Ở nhiệt độ cao hơn nhiệt độ nóng chảy của parafin, cơ chế khuếch tán phân tử chiếm ưu thế, ở nhiệt độ thấp hơn nhiệt độ nóng chảy của parafin thì cơ chế phân tán trượt trội hơn

I.3.4.3 Chuyển động Browner

Các phân tử của dầu tham gia chuyển động nhiệt liên tiếp va chạm với các hạt sáp rắn và nhỏ Các tinh thể sáp kết tủa và lơ lửng ở trong dầu tiếp tục bị tác động bởi các phân tử dầu chuyển động nhiệt dẫn đến các chuyển động hỗn độn Browner Trong sự ảnh hưởng của gradient nồng độ, chuyển động Browner sẽ dẫn đến một mạng lưới vận chuyển hướng đến thành đường ống tương tự như sự khuếch tán phân tử

I.3.4.4 Ảnh hưởng của trọng lực

Các tinh thể sáp nặng hơn pha lỏng xung quanh Trừ khi bị cản trở, các cấu

tử này sẽ lắng xuống dưới tác dụng của trường trọng lực và lắng đọng lên đáy của các đường ống dẫn hoặc các bể chứa

I.3.4.5 Ảnh hưởng của điện động học

Khi dòng dầu thô chảy trong một đường dẫn (môi trường lỗ rỗng, ống khai thác, ống dẫn), điện thế tăng dần dọc theo đường dẫn bởi vì sự chuyển động của các hạt tích điện có mặt trong dung dịch Điện thế này có thể gây ra một sự thay đổi điện tích của các hạt keo, các hạt keo này sẽ bị lực hút tĩnh điện hướng về phía thành của các đường dẫn Như vậy, các hạt keo bắt đầu lắng đọng lên thành các đường dẫn

Khi dầu thô chảy qua đường ống dẫn sẽ xuất hiện thêm hiệu ứng điện động học do sự chuyển động của các hạt tĩnh điện Hiệu ứng này làm gia tăng điện thế dọc theo đường ống và thay đổi sự phân cực của các hạt keo làm chúng kết tụ, gây nên sự lắng đọng tắc nghẽn đường ống Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu ứng này bao gồm tính chất dẫn nhiệt và dẫn điện của đường ống dẫn, chế độ dòng chảy, thành phần và tính chất của dầu thô

I.4 Các phương pháp ngăn ngừa và xử lý lắng đọng parafin trong khai thác

và vận chuyển dầu thô

Ngăn ngừa tích tụ sáp có thể đạt được bằng cách giữ các sáp rắn ở trạng thái tan trong dòng dầu khai thác hoặc hạn chế tối đa quá trình bám dính, tạo vật thể có kích thước lớn hơn của các hạt sáp rắn trên bề mặt thiết bị

Tồn tại nhiều phương pháp khác nhau trong kiểm soát tích tụ sáp Nói chung, các phương pháp này có thể được phân loại các nhóm phương pháp sau đây:

I.4.1 Phương pháp cơ học

Có một vài phương pháp cơ bản để loại bỏ cặn sáp từ đường ống khai thác và đường ống dẫn Các thiết bị nạo vét, điều khiển bằng cần, cáp tời, áp lực dòng chảy, các nút hoà tan và không hoà tan là các dụng cụ thông thường được sử dụng trong phương pháp cơ học để làm sạch cặn sáp

Thiết bị nạo vét bằng cần là dụng cụ cắt mà được gắn với cần ống bơm trong giếng sử dụng bơm piston Thiết bị này dùng để cắt bỏ những sáp tích tụ từ bên trong đường ống khai thác bởi sự chuyển động qua lại của piston Quá trình nạo vét này sẽ làm sáp rắn rơi vào trong dòng sản phẩm trong ống khai thác và được sản phẩm mang lên trên bề mặt

Một thiết bị nạo vét khác điều khiển bằng dây cáp là một một công cụ được sử dụng phổ biến để nạo vét sáp trong các giếng tự phun và giếng gaslift Dụng cụ này được gắn vào một thiết bị điều khiển bằng dây cáp, được dẫn động và điều khiển bằng tay hoặc tự động theo thời gian định trước

Các loại nút hoà tan và không hòa tan được sử dụng chủ yếu để tách loại cặn sáp trong các đường ống dẫn Các nút hoà tan là các ống rỗng ngắn, ở dạng rắn được làm từ các vi tinh thể sáp hoặc naphtalen Trong khi đó, các nút không hoà tan thường là cao su cứng hoặc các khối cầu bằng nhựa có gờ sắc nhọn Một trong những

ưu điểm của các nút hoà tan là chúng có khuynh hướng hoà tan trong dầu thô sau quá trình xử lý sáp [29] Do vậy, việc thu hồi các nút nạo sáp này là không cần thiết Việc bơm các nút hòa tan hoặc không hòa tan từ một đầu của đường ồng dẫn và cung cấp

áp lực của dòng chất lỏng phía sau của các nút này, đẩy chúng dọc theo các đường ống dẫn để thực hiện loại bỏ cặn sáp

Đây là phương pháp đơn giản nhất, đòi hỏi sức lao động cao nhưng hiệu quả đạt được thấp Ngoài ra, người ta còn sử dụng các « con heo dầu », là vật thể rắn có cấu hình đặc biệt phù hợp với hệ thống đường ống dẫn Con heo dầu được phóng tại những thời điểm thích hợp nhằm khắc phục, ngăn chặn sự lắng đọng parafin, nhựa, asphanten Phương pháp này thường không khả thi trong trường hợp tuyến ống vận chuyển quá dài

I.4.2 Phương pháp nhiệt

Xử lý sáp áp dụng các phương pháp nhiệt bao gồm cung cấp thêm nhiệt cho

hệ thống từ bên ngoài hệ và giảm mất mát nhiệt ra ngoài môi trường xung quanh Việc lắp đặt thiết bị đun nóng bằng điện tại đáy giếng để làm nóng dầu thô ở gần vùng vỉa chứa là một trong số các phương pháp xử lý nhiệt Tuy nhiên, phương pháp này bị hạn chế vì chi phí cao và chỉ thực hiện được ở nơi có sẵn nguồn điện Trên hệ thống đường ỗng dẫn dầu, thất thoát nhiệt từ dòng dầu khai thác có thể giảm thiểu bằng cách bảo ôn tốt đường ống dẫn, hoặc duy trì áp suất cao trong đường ống nhằm ngăn cản quá trình tách pha của các hydrocacbon có nhiệt độ bay hơi thấp

Sự tuần hoàn của dòng dầu nóng hoặc nước nóng ở trong giếng khoan là một phương pháp nhiệt phổ biến để tách loại sáp Dòng dầu nóng hoặc nước nóng sẽ được bơm xuống theo ống chống và đi lên theo ống khai thác để làm nóng chảy hoặc tăng độ hòa tan của các cặn sáp trong dòng dầu khai thác, và các sáp đã tích tụ trên thành ống và trên bề mặt của vỉa chứa

Sử dụng hơi nóng để làm tan chảy sáp và asphalten trong ống khai thác, ống chống và các đường ống dẫn Tuy nhiên, sau khi áp dụng phương pháp nhiệt này việc duy trì nhiệt độ của dòng dầu thô cao hơn nhiệt độ xuất hiện các tinh thể sáp là cần thiết để ngăn chặn sự có mặt của cặn

Phương pháp nhiệt hâm nóng dầu thô là phương pháp cổ truyền và thuận tiện

sử dụng ở bất kỳ khu vực khai thác nào, kỹ thuật dễ thực hiện

Tuy nhiên, phương pháp này có hạn chế là cấu trúc của dầu phục hồi nhanh chóng, gây khó khăn cho vấn đề dừng và khởi động lại đường ống trong trường hợp vận chuyển dầu không liên tục [18]

I.4.3 Phương pháp sử dụng phụ gia

Phương pháp này được ứng dụng rộng rãi và có hiệu quả Trong việc sử dụng phụ gia hóa chất là giải quyết một cách tổng hợp các nhiệm vụ chống lắng đọng parafin, chống ăn mòn, chống lắng đọng muối và tác động cả vùng đáy giếng khoan vỉa dầu để tăng cường hệ số thu hồi dầu Chỉ cần một lượng nhỏ phụ gia cho vào dòng dầu là có thể làm thay đổi bản chất ranh giới dầu – nước, thay đổi mạng tinh thể parafin, giảm điểm đông, giảm độ nhớt…cải tạo tính lưu biến của dầu thô [28]

Công nghệ sử dụng phụ gia hóa phẩm đơn giản so với các công nghệ khác, đảm bảo an toàn cho thiết bị đường ống từ miệng giếng khai thác đến tàu chứa và nhà máy chế biến…

Cho đến nay các loại phụ gia hóa phẩm sử dụng trong công nhiệp khai thác dầu mỏ đã được nghiên cứu cải tiến và có nhiều loại phụ gia tác động có hiệu quả kinh tế cao Tùy thuộc vào bản chất từng loại dầu thô, điều kiện vận chuyển, khai thác mà người ta lựa chọn các phụ gia có hiệu quả hơn Trong điều kiện khảo sát ở phòng thí nghiệm luôn cho thấy rằng chưa có một loại phụ gia nào có thể sử dụng cho tất cả các loại dầu Thường thì một phụ gia dùng tốt cho dầu này nhưng không

có hiệu quả cho dầu khác Do đó khảo sát lựa chọn phụ gia là một công việc thường xuyên phải tiến hành

I.4.4 Các phương pháp xử lý khác

1 Phương pháp sơn phủ đường ống

Kỹ thuật bao phủ đường ống sử dụng các ống thuỷ tinh có độ dày 0,8 – 1mm dính chặt vào bên trong ống khai thác Bề mặt của thuỷ tinh phản ứng với nước tạo thành nhóm – OH ưa nước và xuất hiện độ phân cực tương đối mạnh làm cho parafin khó liên kết chặt trên thành giếng, thành ống dẫn, dẫn đến giảm lắng đọng parafin Ngày nay, người ta thường sử dụng các chất keo epoxy nhựa cứng bao phủ lên bề mặt bên trong đường ống Cơ sở của phương pháp này giống như phương

pháp dùng ống thuỷ tinh nhưng hiệu quả và dễ thực hiện hơn Tuy nhiên, do xử lý nhiệt lớp keo tráng này kém bền, thời gian sử dụng lớp keo tráng không lâu

2 Phương pháp xử lý sinh học sử dụng các vi sinh vật (vi khuẩn)

Là một trong những phương pháp để khống chế các vấn đề về tích tụ sáp Các vi sinh vật này là các sinh vật tồn tại tự nhiên trong nước biển được trung hoà

về điện, chúng đòi hỏi nước để duy trì sự sống và có khả năng chuyển hoá các hydrocarbon thông qua bề mặt tiếp xúc giữa nước và dầu Thêm vào đó, các vi sinh vật này đòi hỏi xúc tác sinh học và dưỡng chất vô cơ để cung cấp cho vi khuẩn phát triển và làm tăng các phản ứng chuyển hoá lắng cặn sáp

3 Nhũ tương hoá dung dịch trong giếng khoan

Là một trong những phương pháp để giảm lắng cặn sáp bởi sự hình thành một hệ nhũ tương dầu trong nước từ dung dịch khai thác trong giếng và nước, hệ này thấm ướt lên bề mặt thép tạo thành một màng mỏng để ngăn chặn sự bám dính của sáp rắn lên bề mặt đường ống

4 Phương pháp tẩy rửa parafin trong thiết bị đường ống

Sau một thời gian khai thác vận chuyển dầu thô cho dù có sử dụng các phương pháp phụ gia hóa phẩm hay điện trường, gia nhiệt,… thì vẫn không khắc phục được hoàn toàn lắng đọng parafin trên thành ống Theo định kỳ người ta vẫn phải xử lý bằng cách tẩy rửa đường ống Có thể dùng condensat ở vùng khai thác dầu hoặc diezel, dầu hỏa, phân đoạn cất nhẹ, dầu nhẹ,… Tiện lợi nhất là condensat được khai thác ở các giếng khí ngưng tụ gần mỏ dầu Dầu nhẹ được gia nhiệt thích hợp cho chạy lưu thông qua đường ống với tốc độ mạnh, dầu nóng sẽ làm tan hỗn hợp lắng đọng và dòng chất lỏng chảy cuốn đi Nhược điểm chính của phương pháp này là khi tẩy rửa phải ngưng khai thác [9]

5 Phương pháp điện trường

Phương pháp điện trường cũng được dùng để chống lắng đọng parafin Như chúng ta đã biết dầu thô khi khai thác có lẫn các tạp chất nước và muối khoáng, dưới ảnh hưởng của từ trường, các phân tử nước, muối khoáng sẽ thay đổi hướng và làm thay đổi cấu trúc tinh thể parafin, giảm độ nhớt và dễ cuốn khỏi bề mặt chất rắn

và di chuyển theo dòng dầu Mức độ tác động của trường điện từ phụ thuộc vào cường độ và hướng đối với dòng chất lỏng và tốc độ bơm dầu qua trường điện từ Thường ở miệng giếng khai thác người ta đặt thử nghiệm máy pháp điện từ Nguyên tắc của máy là cho dòng dầu đi qua một đoạn ống làm bằng vật liệu không nhiễm từ, trên ống có bố trí những cuộn cảm ứng và khi cho dòng điện đi qua những cuộn cảm ứng này sẽ tạo ra từ trường biến thiên và làm cho dầu nhiễm từ và như vậy có sự thay đổi cấu trúc mạng tinh thể parafin, ngăn ngừa sự lắng đọng parafin trong ống khai thác Ở các nước khi khoan khai thác dầu thô parafin có độ ngập nước cao, người ta cũng xử lý lắng đọng parafin bằng trường điện từ bằng cách thả cáp phát từ xuống vùng có lắng đọng parafin ở độ sâu của vỉa sản phẩm Phương pháp này thường được áp dụng kết hợp với các phương pháp khác

 Để kiểm soát tích tụ sáp có thể dùng các phương pháp như cơ học, nhiệt học, hóa lý và một số phương pháp khác

I.6 Phụ gia và tác động của chúng đến tính lưu biến của dầu thô

Các hoá phẩm được sử dụng để khống chế cặn sáp bằng quá cách hoà tan sáp

đã tích tụ, ức chế sự phát triển của các tinh thể sáp và khả năng bám dính của chúng lên thành ống khai thác và các đường ống dẫn

Thành phần của hỗn hợp phụ gia để xử lý sáp cho giếng khai thác dầu bao gồm các hóa chất cơ bản sau đây:

Dung môi;

Chất hoạt động bề mặt;

Phụ gia giảm điểm đông

I.6.1 Các dung môi

Các dung môi được sử dụng để hòa tan các loại cặn chứa sáp và có hàm lượng chất thơm cao Các dung môi như là condensat, phân đoạn xăng nhẹ, dầu hoả, dầu diesel, butan, pentan, xylen, toluen, benzen, cacbontetraclorit (CCl4) và cacbondisulfit (CS2) được sử dụng để xử lý lắng cặn sáp

Kerosen, diesel, dầu, và các condensat có hàm lượng thơm thấp thì không có khả năng hoà tan asphaltene Tuy nhiên condensat với hàm lượng thơm cao, xylene

và toluen lại có khả năng hoà tan rất tốt asphaltene Dung môi để xử lý kỹ thuật phải đảm bảo cả khả năng thấm của chúng vào trong cặn và cả khả năng hoà tan lại cặn sáp trong dầu

I.6.2 Các chất hoạt động bề mặt

Chất hoạt động bề mặt có xu hướng thấm ướt các tinh thể sáp, ống khai thác,

và các đường ống dẫn trong sự có mặt của nước Quá trình thấm ướt như vậy sẽ trung hoà lực kết dính giữa các tinh thể và lực hút giữa các tinh thể sáp với đường ống khai thác, và các đường ống dẫn Các chất hoạt động bề mặt giúp cho việc phá

vỡ các cặn sáp và ngăn ngừa các hạt sáp phân tán và tích tụ dọc theo đường ống khai thác và các ống dẫn

Chất hoạt động bề mặt là chất bao gồm nhóm kỵ nước và nhóm ưa nước trong phân tử Thường nhóm kỵ nước là những hydrocacbon mạch dài và nhóm ưa nước là nhóm cacboxylat, sulphonat… được trung hòa bởi các ion Na+, NH4+,… Các chất hoạt động bề mặt có các tính chất như hấp phụ, thấm ướt, phân tán Việc phân loại chất hoạt động bề mặt dựa theo cấu trúc hóa học của nhóm ưa nước bao gồm : chất hoạt động bề mặt anion, chất hoạt động bề mặt cation, chất hoạt động bề mặt không ion và chất hoạt động bề mặt lưỡng cực

I.6.3 Các chất phụ gia giảm điểm đông

Các chất phụ gia chống lắng đọng parafin được sử dụng trong khai thác vận chuyển dầu thô thường là các phụ gia giảm điểm đông, phụ gia giảm độ nhớt và các chất hoạt động bề mặt tách nhũ khác… Các phụ gia này được sản xuất có gốc polyetylen, polyisobutylen, polyacrylamit, polyacrylat, polyeste, cetylpalmit,