Nghiên cứu tổng hợp phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc, ứng dụng trong khai thác và vận chuyển dầu thô.

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI

---------- *** ----------

ĐÀO VIẾT THÂN

NGHIÊN CỨU TỔNG HỢP PHỤ GIA GIẢM NHIỆT ĐỘ
ĐÔNG ĐẶC, ỨNG DỤNG TRONG KHAI THÁC
VÀ VẬN CHUYỂN DẦU THƠ

LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT HĨA HỌC

Hà Nội
- 2022
i


BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI

---------- *** ----------

ĐÀO VIẾT THÂN

NGHIÊN CỨU TỔNG HỢP PHỤ GIA GIẢM NHIỆT ĐỘ
ĐÔNG ĐẶC, ỨNG DỤNG TRONG KHAI THÁC
VÀ VẬN CHUYỂN DẦU THƠ

Ngành:
Mã số:

Kỹ thuật hóa học
9520301

LUẬN ÁN TIẾN SĨ KỸ THUẬT HÓA HỌC

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:
PGS.TS Đào Quốc Tùy

Hà Nội - 2022
ii


LỜI CAM ĐOAN
Tơi xin cam đoan, đây là cơng trình nghiên cứu của tôi dưới sự hướng dẫn
của PGS.TS. Đào Quốc Tùy. Các kết quả, số liệu công bố trong nội dung luận án
thuộc về các báo cáo được xuất bản của tôi và các thành viên trong tập thể khoa học
trong nhóm. Các kết quả, số liệu này là trung thực và chưa được ai công bố trong
bất kỳ cơng trình nào khác.
Hà Nội ngày tháng năm 2022
Nghiên cứu sinh

Đào Viết Thân
Người hướng dẫn

PGS.TS Đào Quốc Tùy

iii

LỜI CẢM ƠN
Tôi xin chân thành gửi lời cảm ơn đến PGS.TS. Đào Quốc Tùy, người đã tận
tình chỉ bảo, hướng dẫn tơi trong q trình làm luận án.
Xin trân trọng gửi lời cám ơn tới GS.TS Đinh Thị Ngọ đã góp ý, tư vấn để
tơi có thể hồn thành bản luận án có chất lượng khoa học đảm bảo như hiện nay.
Xin gửi lời cảm ơn tới các thầy cơ trong Bộ mơn Cơng nghệ Hữu cơ – Hóa
dầu, Viện Kỹ thuật Hóa học, Phịng Đào tạo, các đơn vị trong và ngoài trường Đại
học Bách khoa Hà Nội đã tạo điều kiện, giúp đỡ tôi trong thời gian thực hiện luận
án.
Tôi cũng xin gửi lời cảm ơn chân thành tới cơ quan công tác của tôi, tới bạn
bè, các thành viên trong nhóm nghiên cứu, gia đình... vì sự giúp đỡ tận tâm và tin
tưởng của mọi người đối với quá trình học tập và nghiên cứu của tôi.

Hà Nội, ngày

tháng
năm 2022
Nghiên cứu sinh

Đào Viết Thân


DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
AIBN
ASTM
KLPT
DDMA
DTG
EDX
EVA

Azobisisobutyronitrile
American Society for Testing and Materials
Khối lượng phân tử
Dodecyl metacrylat
Differential Thermal Gravimetry (nhiệt khối lượng vi sai)
Energy Dispersive X-Ray Spectroscopy (Phổ tán sắc năng lượng tia X)
Etylen vinyl acetate
Fourier Transform-Infrared Spectroscopy (phổ hồng ngoại biến đổi
FT-IR
Fourier)
GPC
Gel permeation chromatography (Phương pháp sắc ký gel thấm qua)
HC
Hydrocacbon
HLB
Hydrophilic-lipophilic balance (Chỉ số cân bằng dầu – nước)
The International Union of Pure and Applied Chemistry (Liên minh
IUPAC
Quốc tế về Hóa học thuần túy và Hóa học ứng dụng)
NMR
Nuclear Magnetic Resonance (Phổ cộng hưởng từ hạt nhân)
PA
Polyacrylate
PDI
Polydispersity index (Chỉ số đa phân tán)
PEB
Poly(etylen/butene)
PE
Polyetylen

PEP
Poly(etylen/propylen)
PMA
Polymethylacrylate
PPD
Pour Point Depressant (Chất hạ điểm đông đặc)
SEC
Sắc ký loại trừ kích thước (Sắc ký rây phân tử)
SEM
Scanning Electron Microscopy (hiển vi điện tử quét)
TCVN
Tiêu chuẩn Việt Nam
TEM
Transmission Electron Spectroscopy (hiển vi điện tử truyền qua)
Thermal Gravimetry-Differential Scanning Calorimetry (phân tích nhiệt
TG-DSC
trọng lượng – nhiệt quét vi sai)
Temperature Programmed Reduction of Hydrogen (Khử với H2 theo
TPR-H2
chương trình nhiệt độ)
VA
Vinyl acetate
XRD
X-Ray Diffraction (nhiễu xạ tia X)
XPS
X-Ray Photoelectron Spectroscopy (phổ quang điện tử tia X)
WAT
Wax Appearance Temperature (Nhiệt độ xuất hiện sáp)
WDT
Wax Disappearance Temperature (Nhiệt độ biến mất sáp)

MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN....................................................................................................... i
LỜI CẢM ƠN........................................................................................................... ii
DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT....................................................................... iii
MỤC LỤC................................................................................................................ iv
DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU........................................................................... viii
DANH MỤC CÁC ĐỒ THỊ, HÌNH VẼ................................................................... ix
A. GIỚI THIỆU VỀ ĐỀ TÀI..................................................................................... 1
1. Lý do chọn đề tài................................................................................................... 1
2. Mục tiêu, đối tượng và phạm vi nghiên cứu.......................................................... 2
3. Phương pháp nghiên cứu....................................................................................... 2
4. Các đóng góp mới của luận án............................................................................... 2
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của luận án............................................................ 3
5.1. Ý nghĩa khoa học................................................................................................ 3
5.2. Ý nghĩa thực tiễn................................................................................................ 3
6. Bố cục của luận án................................................................................................. 4
B. NỘI DUNG LUẬN ÁN........................................................................................ 5
Chương 1. TỔNG QUAN LÝ THUYẾT................................................................... 5
1.1. NHỮNG BẤT LỢI CỦA DẦU THÔ CHỨA NHIỀU PARAFINIC..................5
1.1.1. Tổng quan chung về thành phần hóa học của dầu thô...................................... 5
1.1.2. Những nhược điểm của dầu thô chứa nhiều parafinic trong tồn chứa, vận
chuyển........................................................................................................... 11
1.1.3. Ảnh hưởng của hàm lượng parafin đến các tính chất cơ lý của dầu thơ.........13
1.1.4. Các phương pháp kiểm sốt sáp parafin trong dầu thơ.................................. 17
1.2. TỔNG QUAN VỀ PHỤ GIA POLYME CĨ KHẢ NĂNG HẠ NHIỆT ĐỘ
ĐÔNG ĐẶC CỦA DẦU THÔ......................................................................... 19
1.2.1. Cấu trúc và tính chất hóa lý của polyme có khả năng hạ nhiệt độ đông đặc của
dầu thô........................................................................................................... 19

1.2.2. Thành phần các hệ phụ gia chứa polyme....................................................... 20
1.2.3. Khái quát chung về quá trình trùng hợp và đồng trùng hợp........................... 28


1.2.4. Tiêu chí lựa chọn polyme làm thành phần chế tạo hệ phụ gia........................ 30
1.3. TÌNH HÌNH NGHIÊN CỨU TRÊN THẾ GIỚI VÀ VIỆT NAM VỀ PHỤ GIA
HẠ NHIỆT ĐỘ ĐƠNG ĐẶC CHO DẦU THƠ............................................... 32
1.3.1. Các cơng trình nghiên cứu trên thế giới......................................................... 32
1.3.2. Các cơng trình nghiên cứu ở Việt Nam.......................................................... 35
ĐỊNH HƯỚNG NGHIÊN CỨU CỦA LUẬN ÁN.................................................. 38
Chương 2. THỰC NGHIỆM PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU............................. 39
2.1. HÓA CHẤT, THIẾT BỊ, DỤNG CỤ................................................................ 39
2.1.1. Hóa chất......................................................................................................... 39
2.1.2. Thiết bị, dụng cụ............................................................................................ 39
2.2. TỔNG HỢP CÁC VẬT LIỆU POLYME......................................................... 40
2.2.1. Quy trình chung tổng hợp vật liệu polyme.................................................... 40
2.2.2. Tổng hợp polyme số 1 - OP 01B................................................................... 41
2.2.3. Tổng hợp polyme số 2 – OP 01S................................................................... 41
2.2.4. Tổng hợp polyme số 3 – OP 01V.................................................................. 42
2.2.5. Tổng hợp polyme số 4 – OP 01..................................................................... 42
2.2.6. Khảo sát quá các yếu tố ảnh hưởng tới quá trình tổng hợp polyme OP 01....42
2.2.7. Tính hiệu suất tạo polyme.............................................................................. 45
2.3. CHẾ TẠO HỆ PHỤ GIA GIẢM NHIỆT ĐỘ ĐÔNG ĐẶC CHO DẦU THƠ
TRÊN CƠ SỞ CÁC POLYME ĐÃ TỔNG HỢP.............................................. 45
2.3.1. Cơng thức chế tạo hệ phụ gia......................................................................... 45
2.3.2. Quy trình ứng dụng hệ phụ gia...................................................................... 46
2.4. CÁC PHƯƠNG PHÁP HÓA LÝ SỬ DỤNG ĐỂ XÁC ĐỊNH CẤU TRÚC VÀ
TÍNH CHẤT POLYME.................................................................................... 47
2.4.1. Xác định khối lượng phân tử (KLPT) trung bình........................................... 47
2.4.2. Xác định hình thái học qua ảnh SEM............................................................ 48

2.4.3. Xác định thành phần nguyên tố qua phổ EDX............................................... 49
2.4.4. Xác định các nhóm chức đặc trưng trong polyme thơng qua phổ hồng ngoại
(FT-IR)........................................................................................................... 50
2.4.5. Xác định cấu trúc polyme qua phổ cộng hưởng từ hạt nhân NMR................51


2.4.6. Xác định độ bền nhiệt của polyme theo phương pháp TG-DSC....................51
2.5. CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ CỦA PHỤ GIA...................52
2.5.1. Xác định nhiệt độ đông đặc (ASTM D 97).................................................... 52
2.5.2. Xác định tính chất lưu biến của dầu thô thông qua phương pháp đo độ nhớt
(ASTM D 2196)............................................................................................ 53
2.5.3. Xác định độ bền gel thông qua ứng suất trượt của dầu thô (ASTM D 4684) 53
2.5.4. Xác định tốc độ lắng đọng sáp của dầu thô.......................................... 53
Chương 3. KẾT QUẢ VÀ THẢO LUẬN............................................................... 55
3.1. TỔNG HỢP CÁC LOẠI VẬT LIỆU POLYME HẤP PHỤ DẦU....................55
3.1.1. Tổng hợp và xác định một số đặc tính của polyme số 1 (OP 01B)................56
3.1.2. Tổng hợp và đặc trưng polyme số 2 (OP 01S)............................................... 64
3.1.3. Tổng hợp và đặc trưng polyme số 3 (OP 01V).............................................. 71
3.1.4. Tổng hợp và đặc trưng polyme số 4 (polyme OP 01).................................... 78
3.2. KHẢO SÁT QUÁ TRÌNH TỔNG HỢP COPOLYME OP 01..........................86
3.2.1. Ảnh hưởng của nhiệt độ................................................................................. 86
3.2.2. Ảnh hưởng của nồng độ chất khơi mào......................................................... 90
3.2.3. Ảnh hưởng của tốc độ khuấy trộn.................................................................. 93
3.2.4. Ảnh hưởng của thời gian phản ứng đồng trùng hợp....................................... 95
3.3. NGHIÊN CỨU CHẾ TẠO HỆ PHỤ GIA TRÊN CƠ SỞ POLYME TỔNG HỢP
.................................................................................................................................. 97
3.3.1. Khảo sát hiệu quả giảm nhiệt độ đông đặc của từng thành phần sử dụng để
chế tạo hệ phụ gia.......................................................................................... 98
3.3.2. Chế tạo và khảo sát sự giảm nhiệt độ đông đặc của hệ phụ gia..................... 99
3.4. KẾT QUẢ ỨNG DỤNG HỆ PHỤ GIA BK 0102 TRONG VIỆC GIẢM NHIỆT

ĐỘ ĐÔNG ĐẶC CHO DẦU THÔ DIAMOND............................................ 104
3.4.1. Ảnh hưởng của nồng độ phụ gia đến nhiệt độ đông đặc dầu thô Diamond . 104
3.4.2. Ảnh hưởng của nồng độ phụ gia đến độ nhớt dầu thô Diamond..................108
3.4.3. Ảnh hưởng của nồng độ phụ gia đến ứng suất trượt dầu thô Diamond........111
3.4.4. Ảnh hưởng của nồng độ phụ gia đến lắng đọng sáp của dầu thô Diamond .
112 KẾT LUẬN.......................................................................................... 115


CÁC ĐĨNG GĨP MỚI CỦA LUẬN ÁN............................................................. 117
CÁC CƠNG TRÌNH CÔNG BỐ CỦA LUẬN ÁN............................................... 118
TÀI LIỆU THAM KHẢO..................................................................................... 119
PHỤ LỤC.................................................................................................................. 1


DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU
Bảng 1.1. Nhiệt độ sôi và nhiệt độ kết tinh của một số n-parafin trong dầu mỏ......12
Bảng 3.1. Ảnh Một số tính chất hóa lý của dầu thô mỏ Diamond...........................55
Bảng 3.2. Kết quả hạ nhiệt độ đông đặc của dầu thô mỏ Diamond khi sử dụng phụ
gia chứa các polyme riêng rẽ được pha loãng với dung môi Solvent 100................86
Bảng 3.3. Ảnh hưởng của nhiệt độ tới quá trình tổng hợp copolyme OP 01...........88
Bảng 3.4. Ảnh hưởng lượng chất khơi mào tới quá trình tổng hợp polyme OP 01 . 92
Bảng 3.5. Hiệu quả sử dụng của polyme OP 01 tổng hợp tại các tốc độ khuấy trộn
khác nhau đối với q trình hạ điểm đơng đặc của dầu thô Diamond......................95
Bảng 3.6. Hiệu quả sử dụng của các polyme OP 01 tổng hợp tại các thời gian khác
nhau đối với q trình hạ điểm đơng đặc của dầu thô mỏ Diamond........................97
Bảng 3.7. Thử nghiệm hiệu quả giảm nhiệt độ đông đặc của dầu thô với từng thành
phần khác nhau trong hệ phụ gia............................................................................. 98
Bảng 3.8. Ảnh hưởng của hàm lượng etoxylat NP4 đến nhiệt độ đông đặc của dầu
thô Diamond.......................................................................................................... 102
Bảng 3.9. Đánh giá sơ bộ hiệu quả giảm nhiệt độ đông đặc của các hệ phụ gia....103

Bảng 3.10. Nhiệt độ đông đặc của dầu thô mỏ Diamond trước và sau khi được xử lý
với BK 0102 và các phụ gia thương mại khác ở các nồng độ khác nhau...............105
Bảng 3.11. Độ nhớt của dầu thô mỏ Diamond trước và sau khi xử lý với phụ gia BK
0102 và các hóa phẩm thương mại khác................................................................ 108
Bảng 3.12. Ứng suất trượt của dầu thô Diamond tại 21℃ trước và sau khi được xử
lý với BK 0102 và các hóa phẩm thương mại khác ở các nồng độ khác nhau.......111
Bảng 3.13. Tốc độ lắng đọng sáp của dầu Diamond khi xử lý với BK 0102 ở các
nồng độ khác nhau................................................................................................. 113
Bảng 3.14. Tốc độ lắng đọng parafin của dầu Diamond khi xử lý với VX-7484 ở các
nồng độ khác nhau................................................................................................. 113
Bảng 3.15. Tốc độ lắng đọng parafin của dầu Diamond khi xử lý với PAO 83363 ở
các nồng độ khác nhau.......................................................................................... 114


DANH MỤC CÁC ĐỒ THỊ, HÌNH VẼ
Hình 1.1. Các mơ hình đường cong dịng chảy của các chất lỏng Newton và phi
Newton.................................................................................................................... 16
Hình 1.2. Cấu tạo phân tử copolyme EVA............................................................... 21
Hình 1.3. Cấu trúc của Polyetylen-polyetylenpropylen (PE-PEP)........................... 23
Hình 1.4. Sự biến đổi của tinh thể parafin với phụ gia hạ nhiệt độ đơng đặc...........24
Hình 1.5. Copolyme maleic anhydrit/(met)acrylat este........................................... 25
Hình 1.6. Ankyl maleimid/α-olefin copolyme......................................................... 25
Hình 1.7. Polyme polyisobutylen/ankyl maleimid................................................... 26
Hình 1.8. Este acrylat (R′= H) và este metacrylat (R′= CH3)...................................27
Hình 2.1. Hệ thống thiết bị tổng hợp polyme.......................................................... 40
Hình 2.2. Mô tả cơ chế phân tách chất, sử dụng kỹ thuật GPC................................ 47
Hình 2.3. Hệ thống thiết bị ngón tay lạnh xác định tốc độ lắng đọng sáp từ dầu thơ
.................................................................................................................................. 54
Hình 3.1. Giản đồ GPC của polyme OP 01B........................................................... 57
Hình 3.2. Ảnh SEM của polyme OP 01B................................................................ 58

Hình 3.3. Phổ EDX của polyme OP 01B................................................................. 59
Hình 3.4. Phổ FT-IR của polyme OP 01B............................................................... 60
Hình 3.5. Phổ NMR-1H của polyme OP 01B........................................................... 61
Hình 3.6. Phổ NMR-13C của polyme OP 01B.......................................................... 62
Hình 3.7. Giản đồ TG-DSC của polyme OP 01B.................................................... 63
Hình 3.8. Giản đồ GPC của polyme OP 01S........................................................... 65
Hình 3.9. Ảnh SEM của polyme OP 01S................................................................. 65
Hình 3.10. Phổ EDX của polyme OP 01S............................................................... 66
Hình 3.11. Phổ FT-IR của polyme OP 01S.............................................................. 67
Hình 3.12. Phổ NMR-1H của polyme OP 01S......................................................... 68
Hình 3.13. Phổ NMR-13C của polyme OP 01S........................................................ 69
Hình 3.14. Giản đồ TG-DSC của polyme OP 01S................................................... 70
Hình 3.15. Giản đồ GPC của polyme OP 01V......................................................... 72


Hình 3.16. Ảnh SEM của polyme OP 01V.............................................................. 73
Hình 3.17. Phổ EDX của polyme OP 01V............................................................... 74
Hình 3.18. Phổ IR của polyme OP 01V................................................................... 74
Hình 3.19. Phổ NMR-1H của polyme OP 01V........................................................ 76
Hình 3.20. Phổ NMR-13C của polyme OP 01V........................................................ 76
Hình 3.21. Giản đồ TG-DSC của polyme OP 01V.................................................. 77
Hình 3.22. Giản đồ GPC của polyme OP 01............................................................ 80
Hình 3.23. Ảnh SEM của polyme OP 01................................................................. 81
Hình 3.24. Phổ EDX của polyme OP 01................................................................. 81
Hình 3.25. Phổ FT-IR của polyme OP 01................................................................ 82
Hình 3.26. Phổ NMR-1H của polyme OP 01........................................................... 83
Hình 3.27. Phổ NMR-13C của polyme OP 01.......................................................... 83
Hình 3.28. Giản đồ TG-DSC của polyme OP 01..................................................... 84
Hình 3.29. Giản đồ TG-DTG-DSC-DDSC của polyme OP 01................................ 85
Hình 3.30. Ảnh hưởng của nhiệt độ tới hiệu suất tạo polyme OP 01.......................87

Hình 3.31. Hiệu quả sử dụng của các polyme OP 01 tổng hợp tại các nhiệt độ khác
nhau đối với quá trình hạ điểm đơng đặc của dầu thơ mỏ Diamond........................89
Hình 3.32. Ảnh hưởng của lượng chất khơi mào AIBN tới hiệu suất polyme OP 01
.................................................................................................................................. 91
Hình 3.33. Hiệu quả sử dụng của polyme OP 01 tổng hợp tại các hàm lượng chất
khơi mào khác nhau đối với quá trình hạ điểm đơng đặc của dầu thơ Diamond......93
Hình 3.34. Ảnh hưởng của tốc độ khuấy trộn tới hiệu suất tạo polyme...................94
Hình 3.35. Ảnh hưởng của thời gian tới hiệu suất tạo polyme................................. 96
Hình 3.36. Lưu biến độ nhớt theo nhiệt độ của dầu Diamond trước và sau khi xử lý
với BK 0102 ở các nồng độ khác nhau.................................................................. 109
Hình 3.37. Sự thay đổi độ nhớt dầu thô theo nồng độ BK 0102 tại các nhiệt độ khác
nhau....................................................................................................................... 110
Hình 3.38. Ứng suất trượt của dầu thô Diamond trước và sau khi được xử lý với BK
0102 ở các nồng độ khác nhau............................................................................... 112


A. GIỚI THIỆU VỀ ĐỀ TÀI
1. Lý do chọn đề tài
Một trong những vấn đề nghiêm trọng gặp phải khi khai thác, vận chuyển dầu
thơ chứa nhiều parafin rắn đó là chúng dễ bị kết tinh trong điều kiện nhiệt độ thường,
gây ra nhiều thách thức như lắng đọng sáp parafin, giảm tốc độ dòng chảy, tạo gel,
mất áp suất đường ống, hoặc thậm chí gây tắc đường ống dẫn. Thông thường, khi
nhiệt độ dầu thô ở dưới nhiệt độ xuất hiện sáp - WAT (Wax Appearance Temperature),
parafin sẽ kết tủa và tách ra khỏi dầu; ngoài ra, sự lắng đọng liên tục sáp cũng có thể
xuất hiện khi nhiệt độ thành trong của ống dẫn thấp hơn WAT. Bởi những nguy cơ gặp
phải khi khai thác, vận chuyển dầu thô giàu parafin rắn, nên nhiều phương án đã được
đưa ra để ngăn chặn, hạn chế hiện tượng lắng đọng này.
Để hạn chế sự lắng đọng parafin trong đường ống, có một số phương án đã và
đang được sử dụng như hương pháp cách nhiệt, phương pháp cơ học, phương pháp
dùng nhiệt, phương pháp hóa học, phương pháp sử dụng chất ức chế sáp – các chất hạ

điểm đông đặc (pour point depressants – PPD) và chất phân tán, và các phương pháp
khác như sử dụng từ trường, sốc lạnh, sóng siêu âm, vi khuẩn... Trong đó, phương
pháp sử dụng các phụ gia làm nhiệt độ đông đặc hay ức chế sáp, cải thiện tính lưu biến
của dầu thơ và giảm lắng đọng parafin được coi là một trong những phương pháp hiệu
quả và kinh tế hơn cả, hiện đang rất được quan tâm nghiên cứu. Nguyên lý của
phương pháp này là sử dụng polyme hoặc copolyme phân cực với cấu trúc và kích
thước thích hợp, khi tan trong dầu thô sẽ tương tác với các parafin rắn, làm gián đoạn
sự phát triển tinh thể của chúng, hoặc ức chế sự hình thành tinh thể thơng qua thay đổi
hình thái của sáp. Tuy đã có nhiều polyme hay copolyme được giới thiệu, tuy nhiên
việc nghiên cứu sự lựa chọn copolyme từ tổ hợp các monome khác nhau vẫn chưa
được chú ý nhiều.
Trong nội dung luận án này, các copolyme tạo thành từ tổ hợp ba monome là
behenyl acrylat, stearyl metacrylat và vinyl axetat sẽ được nghiên cứu chi tiết để tìm
ra sự kết hợp tốt nhất cho mục đích chế tạo phụ gia hạ điểm đông đặc cho dầu thô. Hệ
phụ gia chế tạo trên cơ sở polyme và các thành phần khác được ứng dụng cho quá

13


trình hạ điểm đơng đặc của dầu thơ mỏ Diamond tại Việt Nam, loại dầu có hàm
lượng parafin

14


cao, thường xuyên xảy ra hiện tượng kết tinh và lắng đọng parafin trong ống khai thác,
thiết bị công nghệ và đường ống vận chuyển.
2. Mục tiêu, đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Mục tiêu của nghiên cứu của luận án là: nghiên cứu chế tạo một hệ phụ gia hạ
điểm đơng đặc của dầu thơ có hiệu năng cao đi từ sự kết hợp của ba monome theo các

tổ hợp khác nhau, với các tính chất khác nhau; tìm ra các điều kiện điều chế hệ
copolyme tốt nhất và phương thức ứng dụng của hệ làm phụ gia hạ điểm đông đặc cho
dầu thô nhiều parafin; sử dụng dầu thô mỏ Diamond làm đối tượng nghiên cứu hạ
điểm đông đặc.
Đối tượng nghiên cứu của luận án chính là dầu thơ mỏ Diamond – mỏ dầu có
trữ lượng lớn tại Việt Nam nhưng lại chứa rất nhiều parafin, có điểm đông đặc cao.
Phạm vi nghiên cứu của luận án: tổng hợp và xác định cấu trúc của từng hệ
polyme và copolyme thành phần, lựa chọn hợp phần copolyme thích hợp nhất; khảo
sát một cách có hệ thống q trình tổng hợp copolyme được lựa chọn; nghiên cứu tìm
thành phần phụ gia thích hợp dựa trên copolyme đã tổng hợp để hạ điểm đông đặc của
dầu thô mỏ Diamond; so sánh hiệu quả của phụ gia với các phụ gia thương mại thơng
qua việc xác định các tính chất cơ – lý quan trọng của dầu thô mỏ Diamond trước và
sau sử dụng phụ gia.
3. Phương pháp nghiên cứu
Phương pháp nghiên cứu: lý thuyết kết hợp với thực nghiệm, trên cơ sở chế tạo,
tổng hợp, đánh giá phân tích và xử lý các kết quả thực nghiệm. Luận án có sử dụng
các phương pháp phân tích hóa lý như sau: Hiển vi điện tử quét (SEM), Phân tích
nhiệt – Nhiệt lượng quét vi sai (TG-DSC), Phổ hồng ngoại (FT-IR), Phổ tán sắc năng
lượng tia X (EDX), Phổ cộng hưởng từ hạt nhân ( 1H-NMR và 13C-NMR), Sắc ký thấm
qua gel (GPC).
4. Các đóng góp mới của luận án
1. Tổng hợp thành công copolyme OP 01 theo phương pháp đồng trùng hợp, từ ba
monome behenyl acrylat, stearyl metacrylat và vinyl axetat. Copolyme này có khối


lượng phân tử rất hợp lý, độ đa phân tán thấp, khơng bị tinh thể hóa khi chuyển pha từ
lỏng sang rắn, cho hiệu quả sử dụng tốt trong thử nghiệm pha chế sơ bộ phụ gia hạ
điểm đông đặc cho dầu thơ mỏ Diamond.
2. Tìm ra các điều kiện thích hợp, có tính lặp lại cho q trình tổng hợp copolyme OP 01.
Trong những điều kiện đó, các thơng số quan trọng quyết định đến chất lượng

copolyme như hiệu suất, khối lượng phân tử trung bình khối, chỉ số đa phân tán và
hiệu quả giảm nhiệt độ đông đặc cho dầu thơ là tốt nhất.
3. Khảo sát tìm được thành phần phụ gia với chất chính là copolyme OP 01, chất phân
tán là dung môi Solvent 100, chất hoạt động bề mặt là etoxylate NP 4. Phụ gia này, với
hàm lượng sử dụng là 1500 ppm trong dầu thô mỏ Diamond, hạ điểm đông đặc của
dầu từ 36oC xuống còn 21oC. Hiệu quả xử lý này vượt trội so với các phụ gia thương
mại hiện hành. Ngoài ra, các tính chất cơ lý của dầu cũng được cải thiện đáng kể sau
khi sử dụng phụ gia, hứa hẹn các đặc tính ứng dụng rất tốt cho phụ gia BK 0102 trong
thực tế.
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của luận án
5.1. Ý nghĩa khoa học
Tổng hợp hệ copolyme từ tổ hợp ba polyme: behenyl acrylat, stearyl metacrylat
và vinyl axetat là những nghiên cứu mới. Mặt khác việc ứng dụng copolyme tổng hợp
nhằm chế tạo ra phụ gia cho q trình giảm điểm đơng đặc của dầu thơ đã mở ra khả
năng có thể kết hợp các thành phần khác nhau để tạo ra một hệ hóa phẩm đồng nhất,
tương hợp, có các tính chất nổi trội do các hiệu ứng cộng hưởng là một cơng trình có
tính khoa học cao.
5.2. Ý nghĩa thực tiễn
Việc ứng dụng hệ copolyme tổng hợp vào quá trình chế tạo hệ phụ gia làm
giảm điểm đông đặc của dầu thô mỏ Diamond từ 36 oC xuống chỉ còn 21oC là kết quả
vượt trội so với việc sử dụng các phụ gia thương mại, mang ý nghĩa ứng dụng cao.
Dầu thô mỏ Diamond không những cải thiện điểm đông đặc sau khi sử dụng
phụ gia BK 0102 chế tạo được, mà dầu còn cải thiện được tính lưu biến như độ nhớt,
ứng suất trượt, tốc độ lắng đọng parafin trở nên phù hợp hơn.


6. Bố cục của luận án
Luận án gồm 114 trang (không kể phần phụ lục, mục lục, danh mục bảng biểu,
hình vẽ và tài liệu tham khảo) được chia thành các chương như sau:
Chương I: Tổng quan lý thuyết: 31 trang – Phần này trình bày các tổng quan, lý

thuyết về xúc tác, vật liệu, nguyên liệu và sản phẩm của nghiên cứu trong luận án,
đồng thời tổng hợp các thành tựu và thiếu sót của các nghiên cứu trước đây, đưa ra
phương án giải quyết trong luận án.
Chương II: Thực nghiệm và các phương pháp nghiên cứu: 15 trang – Phần này
mô tả tất các các chi tiết thực nghiệm của luận án.
Chương III: Kết quả và thảo luận: 61 trang – Phần này trình bày các kết quả
nghiên cứu cụ thể về mỗi mục thực nghiệm trong luận án, bao gồm các phân tích, thảo
luận chi tiết về các quá trình khảo sát, ứng dụng trong luận án.
Kết luận và Những điểm mới của luận án: 3 trang.
Danh mục các cơng trình cơng bố: 1 trang
Tài liệu tham khảo: 12 trang
Phụ lục: 21 trang
Có 49 hình ảnh và đồ thị, 16 bảng và 132 tài liệu tham khảo.


B. NỘI DUNG LUẬN ÁN
Chương 1. TỔNG QUAN LÝ THUYẾT
1.1. NHỮNG BẤT LỢI CỦA DẦU THÔ CHỨA NHIỀU PARAFINIC
1.1.1. Tổng quan chung về thành phần hóa học của dầu thơ
a. Thành phần hydrocacbon
Dầu mỏ là một hỗn hợp chất với thành phần hóa học rất phức tạp, trong đó có
hàng trăm các cấu tử khác nhau. Mỗi loại dầu mỏ được đặc trưng bởi thành phần
riêng, song về bản chất, chúng đều có các hydrocacbon là thành phần chính, chiếm
hàm lượng từ 60% đến 90%; còn lại là các hợp chất chứa oxy, lưu huỳnh, nitơ, các
phức cơ kim, và các chất nhựa, asphalten. Trong khí dầu mỏ cịn có chứa các khí trơ
như: N2, He, Ar, Xe… Một điều cần lưu ý là, tuy dầu mỏ trên thế giới rất khác nhau về
thành phần hóa học, song lại rất gần nhau về thành phần nguyên tố (hàm lượng C dao
động trong khoảng 82% đến 87%, còn H từ 12% đến 15%). Nhìn chung, dầu mỏ càng
chứa nhiều hydrocacbon, càng ít các thành phần dị nguyên tố, sẽ có chất lượng càng
tốt, và có giá trị kinh tế cao [1-5, 18].

Nhìn một cách tổng qt thì thành phần hố học của dầu mỏ được chia thành
hai thành phần: các hợp chất hydrocacbon (HC) là hợp chất mà trong thành phần của
nó chỉ chứa hai nguyên tố là cacbon và hydro; các hợp chất phi HC, là các hợp chất
mà trong thành phần của nó ngồi cacbon, hydro, cịn chứa thêm các nguyên tố khác
như nitơ, lưu huỳnh, oxy...
Hydrocacbon là thành phần chính và quan trọng nhất của dầu mỏ, thường được
chia làm 3 loại: các hợp chất parafinic, các hợp chất vòng no hay naphtenic, các
hydrocacbon thơm hay aromatic. Trong thực tế, các phân đoạn có nhiệt độ sơi trung
bình và cao thì ngồi các hợp chất trên cịn có các hợp chất lai hợp tức là hợp chất mà
trong phân tử của chúng có chứa đồng thời một số loại gốc hydrocacbon trên. Điều
đáng chú ý là các hydrocacbon khơng no (olefin, xyclo olefin, diolefin vv...) khơng có
trong hầu hết các loại dầu mỏ, nguyên nhân là trong môi trường áp suất cao và có mặt
hydro cũng như các chất khử, vi khuẩn..., hầu hết các liên kết olefin đã chuyển hóa
thành liên kết bão hịa [1].


Parafinic là loại hydrocacbon rất phổ biến trong dầu mỏ. Dầu mỏ có độ biến
chất càng sâu, tỷ trọng càng nhẹ càng chứa nhiều parafinic; độ biến chất của dầu mỏ ở
đây được hiểu là mức độ cắt mạch các hợp chất hữu cơ phức tạp (có nguồn gốc từ
động, thực vật...) theo thời gian, trong các điều kiện yếm khí (dưới lịng đất hoặc lịng
đại dương). Tuỳ theo cấu trúc mà parafin được chia thành hai loại là parafinic mạch
thẳng khơng nhánh (n-parafin) và parafinic có nhánh (iso-parafin). N-parafin là loại
hydrocacbon dễ tách và dễ xác định nhất trong số các loại hydrocacbon có trong dầu
mỏ; hiện nay, với việc sử dụng phương pháp sắc ký kết hợp với rây phân tử để tách nparafin, đã xác định được tất cả các n-parafin từ C1 đến C45. Hàm lượng của các nparafin trong dầu mỏ thường dao động từ 25-30% thể tích. Tùy theo dầu mỏ được tạo
thành từ những thời kỳ địa chất nào, mà sự phân bố các n-parafin trong dầu sẽ khác
nhau, nhìn chung tuân theo quy tắc sau: tuổi dầu càng cao, độ sâu lún chìm càng lớn,
hàm lượng n-parafin trong phần nhẹ của dầu mỏ càng nhiều.
Các iso-parafin thường chỉ nằm ở phần nhẹ và phần có nhiệt độ sơi trung bình
của dầu. Chúng thường có cấu trúc đơn giản, mạch chính dài, nhánh phụ ít và ngắn,
thường là nhóm metyl. Các iso-parafin có số cacbon từ C5 đến C10 là các cấu tử rất

quý trong phần nhẹ của dầu mỏ do chúng làm tăng khả năng chống kích nổ (tăng trị số
octan) của xăng. So với n-parafin, iso-parafin có độ linh động cao hơn [1-5, 9].
Naphtenic là các hợp chất bão hòa nhưng chứa vòng no, là một trong số các
hydrocacbon phổ biến và quan trọng trong dầu mỏ. Hàm lượng của naphtenic trong
dầu mỏ có thể thay đổi từ 30-60% khối lượng. Naphtenic trong dầu mỏ thường gặp
dưới 3 dạng chính: loại vòng 5 cạnh, loại vòng 6 cạnh, loại nhiều vòng ngưng tụ hoặc
qua cầu nối; còn những loại hợp chất có vịng 7 cạnh trở lên thường hiếm khi xuất
hiện hoặc với hàm lượng khơng đáng kể. Trong đó, các loại naphtenic chứa một vịng
(5, 6 cạnh) có các nhánh phụ là loại chiếm phần chủ yếu, và cũng là loại được nghiên
cứu đầy đủ nhất. Người ta đã tách ra được hàng loạt naphtenic một vịng có từ 1-3
nhánh phụ trong nhiều loại dầu mỏ khác nhau: trong phần nhẹ của dầu mỏ, chủ yếu
chứa các naphtenic một vòng với các nhánh phụ rất ngắn, thường là các nhóm -CH 3 và
có thể có nhiều nhánh; trong những phần có nhiệt độ sơi cao hơn, các nhánh phụ này
dài hơn nhiều; trong những trường hợp nhánh phụ quá dài, tính chất của hydrocacbon


khơng cịn mang nhiều đặc trưng của naphtenic nữa, mà chịu ảnh hưởng lớn bởi cấu
trúc của mạch parafin - vì


thế, chúng thường được phân loại vào một nhóm riêng là hydrocacbon hỗn hợp (hoặc
lai hợp) [1, 4-7].
Các hydrocacbon thơm là các hợp chất mà trong phân tử của chúng có chứa ít
nhất một vịng thơm. Trong dầu mỏ, hệ thống nhân thơm có thể là một vịng, hoặc là
hệ nhiều vịng ngưng tụ, trong đó loại hydrocacbon thơm một vịng và các đồng đẳng
của nó là phổ biến nhất. Benzen thường gặp với số lượng ít hơn tất cả. Những đồng
đẳng của benzen (C7-C15) nói chung đều đã tách và xác định được trong nhiều loại dầu
mỏ, những loại ankylbenzen với 1, 2, 3, 4 nhánh phụ như toluen, xylen, 1,2,4
trimetylbenzen đều là những loại chiếm đa số trong dạng hydrocacbon thơm. Tuy vậy,
loại 4 nhánh phụ tetra-metylbenzen (1, 2, 3, 4 và 1, 2, 3, 5) thường thấy với tỷ lệ cao

nhất. Theo Lashkarbolooki và cộng sự [96] thì hàm lượng tối đa của toluen trong dầu
vào khoảng 2-3%, xylen và benzen vào khoảng 1-6%. Loại hydrocacbon thơm hai
vịng có cấu trúc ngưng tụ như naphtalen và đồng đẳng hoặc cấu trúc cầu nối như như
diphenyl nói chung đều có trong dầu mỏ, trong đó cấu trúc kiểu diphenyl thường
chiếm hàm lượng thấp hơn so với cấu trúc kiểu naphtalen. Trong những phân đoạn
dầu mỏ có nhiệt độ sơi cao, những loại hydrocacbon đa vịng thơm ngưng tụ có từ ba
vịng trở lên xuất hiện nhiều hơn; trong thực tế, ở những phân đoạn có nhiệt độ sơi
cao, hydrocacbon trong dầu mỏ không thường thuộc một trong các nhóm đơn giản
như parafinic, naphtenic hay aromatic, mà thường hiện diện dưới dạng các cấu trúc
hydrocacbon lai hợp; cấu trúc hydrocacbon lai hợp cũng rất gần với cấu trúc các hợp
chất trong các vật liệu hữu cơ ban đầu hình thành nên dầu mỏ, vì thế dầu càng có độ
biến chất cao sẽ chứa càng nhiều các hydrocacbon loại lai hợp.
b. Thành phần dẫn xuất hydrocacbon, phi hydrocacbon
Bên cạnh hydrocacbon là thành phần chính, các hợp chất phi hydrocacbon, hay
dẫn xuất của hydrocacbon, cũng xuất hiện trong dầu thơ. Nhìn chung, dầu thô càng
non tuổi, tương ứng với độ biến chất thấp, hàm lượng các hợp chất chứa các dị nguyên
tố càng cao. Ngoài ra, tùy thuộc thành phần nguyên tố của loại vật liệu hữu cơ ban đầu
tạo ra dầu, hàm lượng và tỷ lệ của từng loại hợp chất chứa các nguyên tố O, N, S...
trong từng loại dầu cũng sẽ khác nhau.


Lưu huỳnh tồn tại trong các hợp chất phi hydrocacbon phổ biến nhất và đáng
chú ý nhất trong dầu thô. Những loại dầu ít lưu huỳnh thường có hàm lượng lưu
huỳnh không quá 0,3- 0,5%, và những loại dầu nhiều lưu huỳnh thường có 1-2% trở
lên. Hiện nay, trong dầu mỏ đã xác định được trên 250 loại hợp chất của lưu huỳnh;
những hợp chất này thuộc vào những họ sau: mecaptan, sunfua, disunfua, thiophen, và
lưu huỳnh tự do (S, H2S). Lưu huỳnh dạng H2S nằm dưới dạng hòa tan trong dầu mỏ,
dễ dàng thoát ra khỏi dầu khi đun nóng nhẹ, lại có tính axit, nên gây ăn mịn rất mạnh
các hệ thống đường ống, các thiết bị trao đổi nhiệt, chưng cất... Người ta cũng thường
căn cứ vào hàm lượng lưu huỳnh H2S có trong dầu thơ mà phân biệt dầu “chua” hay

dầu “ngọt”: khi hàm lượng H2S trong dầu dưới 3,7 ml/l, dầu được gọi là dầu “ngọt”;
ngược lại, quá giới hạn đó, dầu được gọi là dầu “chua”. Cần chú ý, khi đun nóng, ngay
cả lưu huỳnh dạng mecaptan cũng dễ dàng bị phân huỷ tạo ra H 2S và làm tổng hàm
lượng H2S thực tế trong các thiết bị đun nóng tăng cao hơn nữa, gây ra nhiều tác động
tiêu cực đến các hoạt động khai thác, vận chuyển, vận hành chế biến [9-15]. Hiện nay,
người ta cũng thường phân loại dầu theo hàm lượng lưu huỳnh tổng: Nếu có ≥0,5% là
dầu chua, nhỏ hơn là dầu ngọt.
Với nitơ (N), đại bộ phận các hợp chất chứa nó nằm trong phân đoạn có nhiệt
độ sơi cao của dầu mỏ. Ở các phân đoạn nhẹ, các hợp chất chứa N chỉ được tìm thấy
dưới dạng vết. Hàm lượng nguyên tố N trong dầu mỏ dao động từ 0,01% đến 1%.
Những hợp chất chứa N trong dầu có thể chứa từ 1 đến 4 nguyên tử nitơ, trong đó
những hợp chất chứa một nguyên tử N được nghiên cứu nhiều và chúng thường mang
tính bazơ như pyridin, quinolin, iso-quinolin, acrylin..., hoặc có tính chất trung tính
như các vòng pyrol, indol, cacbazol, benzocacbazol...; những hợp chất chứa 2 nguyên
tử nitơ trở lên thường có hàm lượng rất thấp so với loại chứa 1 nguyên tử N, ví dụ như
các dẫn xuất của indolquinolin, indolcacbazol và porfirin. Đặc biệt, đối với các
porfirin là những chất chứa 4 nguyên tử N, thường có xu hướng tạo nên những phức
chất với kim loại, như V, Ni và Fe [1, 9, 16-22].
Các chất chứa oxy trong dầu mỏ thường tồn tại dưới dạng axit, xeton, phenol,
ete, este..., trong đó axit và phenol là các hợp chất quan trọng hơn cả. Các hợp chất
chứa oxy trong dầu mỏ thường nằm trong phân đoạn có nhiệt độ sơi trung bình và
cao. Các


axit thường có một nhóm chức cacboxylic và tồn tại nhiều nhất ở phân đoạn có nhiệt
độ sơi trung bình, và giảm dần ở các phân đoạn có nhiệt độ sơi cao hơn.
Kim loại có trong dầu mỏ khơng nhiều, thường từ vài phần triệu đến vài phần
vạn. Chúng thường tồn tại trong các phân đoạn dầu thơ có nhiệt độ sôi cao và ở dạng
phức với các hợp chất hữu cơ (gọi là các hợp chất cơ-kim). Ví dụ thông dụng là dạng
phức của các kim loại với porphirin.

Các chất nhựa và asphalten của dầu mỏ là những chất mà trong cấu trúc phân
tử của nó ngồi C và H cịn có đồng thời các ngun tố khác như S, O, N. Nhựa và
asphalten có trọng lượng phân tử rất lớn, từ 500-600 đvc trở lên, vậy nên chúng chỉ có
mặt trong các phân đoạn có nhiệt độ sơi cao nhất, hay phân đoạn cặn chưng cất của
dầu thô. Asphalten của hầu hết các loại dầu mỏ đều có tính chất giống nhau, có màu
nâu sẫm hoặc đen khi nằm dưới dạng bột rắn thù hình, đun nóng cũng không chảy
mềm, chỉ bị phân hủy nếu nhiệt độ cao hơn 300°C, tạo thành khí và cốc, khơng hịa
tan trong rượu, xăng nhẹ (ete dầu mỏ), có thể hịa tan trong benzen, cloroform và CS 2.
Về cấu trúc, asphalten rất phức tạp, được xem như các hợp chất hữu cơ cao phân tử
(polyme), với những mức độ trùng hợp khác nhau, với trọng lượng phân tử thay đổi
trong phạm vị rộng từ 1000 tới 10000 hoặc cao hơn. Asphalten có chứa các nguyên tố
S, O, N có thể nằm dưới dạng các dị vịng trong hệ nhiều vịng thơm có mức độ ngưng
tụ cao; các hệ vòng thơm này cũng có thể được nối với nhau qua những cầu nối ngắn
để trở thành những phân tử cồng kềnh. Dầu thô chứa nhiều asphalten sẽ dẫn đến độ
nhớt cao, dầu có mầu sẫm.
Nhựa trong dầu mỏ, nếu tách ra khỏi dầu, sẽ là những chất lỏng đặc quánh, đôi
khi ở trạng thái rắn, có màu vàng sẫm hoặc nâu, tỷ trọng lớn hơn 1, trọng lượng phân
tử trung bình từ 500 đến 2000, tan hoàn toàn trong các loại dầu nhờn, xăng nhẹ,
benzen, cloroform, ete. Khác với asphalten đa phần tạo dung dịch keo, khi hịa tan
nhựa trong các dung mơi kể trên, nó tạo thành dung dịch thực. Giống asphalten, thành
phần nguyên tố và trọng lượng phân tử của nhựa từ các loại dầu mỏ khác nhau, hoặc
từ các phân đoạn khác nhau của cùng một loại dầu mỏ, gần như tương tự nhau, có
nghĩa là nhựa và asphalten có cấu trúc và thành phần nguyên tố không phụ thuộc vào
nguồn gốc dầu mỏ [1, 5, 9, 23-25].


Về mặt bản chất hoá học, nhựa và asphalten cùng một nguồn gốc, asphalten chỉ
là kết quả biến đổi sâu hơn của nhựa. Chính vì vậy, KLPT trung bình của asphalten
bao giờ cũng cao hơn nhựa, cấu trúc hệ hệ đa vòng thơm ngưng tụ trong asphalten
rộng lớn hơn trong nhựa [5]. Độ thơm hoá (tức tỷ số C nằm trong vòng thơm/tổng

lượng C trong phân tử) của nhựa chỉ từ 0,14 đến 0,25 trong khi đó của asphalten từ
0,20 đến 0,70. Mặt khác, tỷ lệ phần gốc hydrocacbon mạch thẳng nhánh phụ trong
phân tử nhựa là 20-40%, trong khi đó ở assphalten là 10-35%. Ngồi ra, các nhánh
phụ trong asphalten thường có mạch rất ngắn, trung bình chỉ 3-4 nguyên tử C, trong
khi ở nhựa, các nhánh này luôn có mạch dài hơn. Tuy nhiên khi nhựa hay asphalten có
vịng naphten và vịng thơm ngưng tụ thì nhánh phụ bao giờ cũng có chiều dài lớn
hơn, số lượng nhiều hơn dính xung quanh phần vịng naphten, cịn ở phần vòng thơm,
các nhánh phụ bao giờ cũng ngắn (chủ yếu là gốc metyl) và số lượng cũng ít hơn [5,
26].
c. Thành phần khác
Ngoài các thành phần như hydrocacbon và dẫn xuất, trong dầu thơ cịn chứa
một tỷ lệ nước nhất định, mà trong nước lại chứa nhiều muối khoáng khác nhau, cũng
như một số kim loại dưới dạng khử hòa tan. Các cation của nước khoan thường gặp là
Na+, Ca2+, Mg2+, Fe2+ và K+; các anion thường gặp là Cl-, HCO3-, SO32- và CO32-;
ngồi ra, cịn một số oxit kim loại không phân ly ở dạng keo như Al2O3, Fe2O3, SiO2.
Vấn đề của muối khoáng trong nước khoan đối với cơng nghệ dầu mỏ là ở chỗ, có
một số muối khoáng dễ bị phân hủy dưới tác dụng của nhiệt, tạo nên một số sản phẩm
có hại, ví dụ như các muối MgCl2 hay CaCl2. MgCl2 dễ bị phân hủy trong các điều
kiện nhiệt độ không quá cao (dưới 340oC), tạo ra HCl gây ăn mòn mạnh hệ thống
đường ống và thiết bị cơng nghệ; do đó, chỉ cần có một lượng rất nhỏ muối MgCl2
(khoảng 0,04%) cũng đủ làm hư hỏng thiết bị do ăn mòn. Muối CaCl2 bị phân hủy ít
hơn ở cùng nhiệt độ với MgCl2. Một muối tưởng như có hại như NaCl lại tương đối
bền vững ở nhiệt độ cao, hầu như không bị phân hủy, nên không phải vấn đề quá đáng
lo ngại khi xử lý dầu thô.
Đáng chú ý là khi trong nước khoan, hoặc trong dầu có mặt đồng thời H 2S và
các muối dễ bị phân hủy kể trên, hiệu ứng ăn mòn xảy ra với tốc độ rất nhanh; nguyên


nhân là do khi H2S tác dụng lên kim loại, ví dụ hợp kim Fe, sẽ tạo nên một lớp sunfua
sắt FeS2; lớp sunfua sắt này được xem như một màng bảo vệ ngăn chặn sự ăn mòn tiếp