xậy dựng công nghệ sản xuất các hóa phẩm chống sa lắng muối trong viarvaf các thiết bị khai thác dầu thô

bộ khoa học và công nghệ
viện khoa học vật liệu ứng dụng
Số 1 Mạc đĩnh Chi, Q.1, TP. Hồ Chí Minh




Báo cáo tổng kết đề tài độc lập cấp nhà nớc
m số đtđl/2004/06

Xây dựng công nghệ sản xuất các hoá phẩm
chống sa lắng muối trong vỉa
và các thiết bị khai thác dầu thô




Chủ nhiệm đề tài: PGS.TS Nguyễn Phơng Tùng

5779
20/4/2006



TP. Hồ Chí Minh, 12-2005



DANH Môc C¸c Ch÷ ViÕt T¾T

DETPMP: Diethylenetriaminepenta methylene phosphonic acid)
CaDETPMP: Phøc cña DETPMP vµ canxi
EDTMP: Ethylendiaminetetra(methylene phosphonic acid)
CaEDTMP: Phøc cña EDTPMP vµ canxi
ATMP: Aminotri (methylene phosphonic acid)
CaATMP: Phøc cña ATMP vµ canxi
HEDP: 1-hydroxyethylidien-1,1-diphosphonic acid
CaHEDP: Phøc cña HEDP vµ canxi
MVA: Copolyme anhidrit maleic/vinyl acetat
MA-St : Copolyme anhidrit maleic/styren
MA-AA: Copolyme anhidrit maleic/ acid acrylic
PAA : Polyacrylic acid
VS-AA: Copolyme vinylsulphonat/acrylat
CA : Acid citric
AML : Acid maleic
EDTA : Etylendiamintetraacetic acid
GPC : S¾c ký thÈm thÊu gel

DANH Mục Các BảNG
Bảng 1.1: Một số chất ức chế dạng phosphonat hữu cơ
Bảng 1.2: Chất ức chế dạng polyme và copolyme
Bảng 2.1: Các thông số của phơng án quay
Bảng 2.2: Giá trị các hằng số
Bảng 3.1: Đặc trng lý-hoá các mẫu nớc ở các giếng tại vùng mỏ Bạch Hổ
Bảng 3.2: Kết quả tối u của phản ứng tổng hợp HEDP và ATMP
Bảng 3.3: Kết quả thực nghiệm phản ứng tổng hợp polyme PAA
Bảng 3.4: Kết quả thực nghiệm phản ứng tổng hợp MVA
Bảng 3.5: Các biến mã hóa của phản ứng tổng hợp MA-St
Bảng 3.6: Thí nghiệm yếu tố toàn phần 2
3
của phản ứng tổng hợp MA-St
Bảng 3.7: Ma trận mở rộng họach định thực nghiệm yếu tố toàn phần
Bảng 3.8: Phơng án trực giao bậc hai với k=3
Bảng 3.9: Dữ liệu phổ IR của hợp chất DETPMP
Bảng 3.10: Dữ liệu phổ IR của hợp chất EDTMP
Bảng 3.11: Dữ liệu phổ IR của hợp chất copolyme MVA
Bảng 3.12: Dữ liệu phổ IR của hợp chất copolyme MVA-Na
Bảng 3.13: Dữ liệu phổ RMN (
1
H) của hợp chất copolyme MVA
Bảng 3.14: Dữ liệu phổ RMN (
13
C) của hợp chất copolyme MVA
Bảng 3.15: Dữ liệu phổ IR của hợp chất copolyme MA-St
Bảng 3.16: Dữ liệu phổ IR của hợp chất copolyme MA-St-Na
Bảng 3.17: Dữ liệu phổ RMN (
1

H) của hợp chất copolyme MA-St
Bảng 3.18: Dữ liệu phổ RMN (
13
C) của hợp chất copolyme MA-St
Bảng 3.19: Dữ liệu phổ IR của hợp chất polyme PAA
Bảng 3.20: Dữ liệu phổ RMN (
13
C) của hợp chất polyme PAA
Bảng 3.21: Dữ liệu phổ RMN (
1
H) của hợp chất polyme PAA
Bảng 3.22: Số liệu phổ IR của VS-AA
Bảng 3.23: Ma trận đơn hình thực nghiệm
Bảng 3.24: Kết quả thí nghiệm theo phơng pháp tối u hóa đơn hình
Bảng 3.245: Hiệu quả ức chế lắng đọng muối CaCO
3
và muối CaSO
4
(%) của một
số chất ức chế hỗn hợp
Bảng 3.26: Hiệu quả ức chế lắng đọng CaSO
4
(%) theo nồng độ chất ức chế (ppm)

Bảng 3.27: Hiệu quả ức chế lắng đọng CaCO
3
(%) theo nồng độ chất ức chế
(ppm)
Bảng 3.28: Hiệu quả ức chế lắng đọng muối hỗn hợp CaCO
3

-CaSO
4
(%) theo
nồng độ chất ức chế
Bảng 3.29: Hiệu quả ức chế các lắng đọng CaCO
3
, CaSO
4
, và hỗn hợp lắng đọng
CaCO
3
- CaSO
4
(%) theo loại chất ức chế phối trộn
Bảng 3.30: Hiệu quả ức chế BaSO
4
của các chất ức chế
Bảng 3.31: So sánh năng lợng từ các bộ hàm cơ sở khác nhau, tất cả các năng
lợng đều tính bằng đơn vị hartrees (1 hartree = 627.5095 kcal/mol),
khoảng cách tính bằng A
o

Bảng 3.32: Năng lợng liên kết của các phức chất
Bảng 3.33: Sự thay đổi diện tích các đỉnh Raman khi xử lý các chất ức chế dạng
photphonat
Bảng3.34: So sánh hiệu quả ức chế (CaCO
3
/ CaSO
4
) của hệ phối trộn IMS,

KHVL với sản phẩm ngoại (DS 703-Benn Meyer&Co)
Bảng 3.35: Hiệu quả ức chế CaSO
4
của các chất ức chế tại nhiệt độ 140
0
C, 7atm,
24giờ
Bảng 3.36: Hiệu quả ức chế CaCO
3
của các chất ức chế tại nhiệt độ 140
0
C, 7atm,
24giờ
Bảng 3.34: Thành phần nớc biển và nớc vỉa vùng mỏ Bạch Hổ
Bảng 3.35: Chất ức copolyme và photphonat dùng trong thử nghiệm
Bảng 3.36: pH và màu sắc của dung dịch chất ức chế trớc và sau khi ủ 95
0
C,
5ngày, 10atm
Bảng 3.37: pH và màu sắc của dung dịch chất ức chế trớc và sau khi ủ 95
0
C,
5ngày, 20atm
Bảng 3.38: pH và màu sắc của dung dịch chất ức chế trớc và sau khi ủ 95
0
C,
5ngày, 25atm
Bảng 3.39: pH và màu sắc của dung dịch chất ức chế trớc và sau khi ủ 150
0
C,

5ngày, 10atm
Bảng 3.40: pH và màu sắc của dung dịch chất ức chế trớc và sau khi ủ 150
0
C,
5ngày, 20atm

Bảng 3.41: pH và màu sắc của dung dịch chất ức chế trớc và sau khi ủ 150
0
C,
5ngày, 25atm
Bảng 3.42: Độ tơng hợp của các chất ức chế với nớc biển và nớc vỉa
Bảng 3.43: Hiệu quả ức chế muối CaSO
4
(%) của các mẫu trớc và sau khi ủ
95
o
C,
5 ngày
Bảng 3.44: Hiệu quả ức chế muối CaCO
3
(%) của các mẫu trớc và sau khi ủ
95
o
C, 5 ngày
Bảng 3.45: Hiệu quả ức chế muối CaSO
4
(%) của các mẫu ức chế trớc và sau
khi ủ 150
o
C, 5 ngày

Bảng 3.46: Hiệu quả ức chế muối CaCO
3
(%) của các mẫu ức chế trớc và sau
khi ủ 150
o
C, 5 ngày
Bảng 3.47. Kết quả lựa chọn các chất ức chế sa lắng muối sử dụng ngoài giàn




DANH Mục Hình Vẽ Và Đồ THị
Hình 1.1: Quá trình phát triển mầm đồng thể
Hình 1.2: Quá trình phát triển mầm dị thể
Hình 1.3: Sự lu trú của chất ức chế dạng kết tủa
Hình 1.4: Sự lu trú của chất ức chế lên đá vỉa dới dạng hấp phụ
Hình 1.5: Cơ chế phản ứng Mannich
Hình 1.6: Cơ chế phản ứng tổng hợp MA-St
Hình 2.1: Sơ đồ công nghệ sản xuất hợp chất photphonat hữu cơ
Hình 3.1: Bề mặt đáp ứng của hiệu suất theo nhiệt độ và nồng độ chất khơi mào
của phản ứng tổng hợp copolyme MA-St trong thời gian 150phút
Hình 3.2: Phổ IR của hợp chất DETPMP
Hình 3.3: Phổ
13
CRMN của DETPMP
Hình 3.4: Phổ
13
CRMN (DEPT 135, DETP 90) của DETPMP
Hình 3.5: Phổ MS của DETPMP
Hình 3.6: Phổ IR của EDTMP

Hình 3.7: Phổ
1
HRMN của EDTMP
Hình 3.8: Phổ
13
CRMN của EDTMP
Hình 3.9: Phổ MS của EDTMP
Hình 3.10: Phổ IR của MVA
Hình 3.11: Phổ IR của MVA-Na
Hình 3.12: Phổ
1
HRMN của MVA
Hình 3.13: Phổ
13
CRMN của MVA
Hình 3.14: Phổ IR của MA-St
Hình 3.15: Phổ IR của muối MA-St-Na
Hình 3.16: Phổ
1
HRMN của MA-St
Hình 3.17: Phổ
13
CRMN của MA-St
Hình 3.18: Phổ IR của PAA
Hình 3.19: Phổ
13
CRMN của PAA
Hình 3.20: Phổ
1
HRMN của PAA

Hình 3.21: Phổ IR của VS-AA
Hình 3.22: Hiệu quả ức chế lắng đọng CaSO
4
(%) theo nồng độ chất ức chế
DETPMP và nhiệt độ ủ

H×nh 3.23: HiÖu qu¶ øc chÕ l¾ng ®äng CaSO
4
(%) theo nång ®é chÊt øc chÕ
DETPMP vµ thêi gian ñ
H×nh 3.24: HiÖu qu¶ øc chÕ l¾ng ®äng CaCO
3
(%) theo nång ®é chÊt øc chÕ
DETPMP vµ nhiÖt ®é ñ
H×nh 3.25: HiÖu qu¶ øc chÕ l¾ng ®äng CaCO
3
(%) theo nång ®é chÊt øc chÕ
DETPMP vµ thêi gian ñ
H×nh 3.26: HiÖu qu¶ øc chÕ l¾ng ®äng CaSO
4
(%) theo nång ®é chÊt øc chÕ
EDTPMP vµ nhiÖt ®é ñ
H×nh 3.27: HiÖu qu¶ øc chÕ l¾ng ®äng CaSO
4
(%) theo nång ®é chÊt øc chÕ
EDTPMP vµ thêi gian ñ
H×nh 3.28: HiÖu qu¶ øc chÕ l¾ng ®äng CaCO
3
(%) theo nång ®é chÊt øc chÕ
EDTPMP vµ thêi gian ñ

H×nh 3.29: HiÖu qu¶ øc chÕ l¾ng ®äng CaSO
4
(%) cña chÊt øc chÕ HEDP vµ
ATMP
H×nh 3.30: HiÖu qu¶ øc chÕ l¾ng ®äng CaCO
3
(%) cña chÊt øc chÕ HEDP vµ
ATMP
H×nh 3.31: HiÖu qu¶ øc chÕ l¾ng ®äng CaSO
4
(%) theo nång ®é chÊt øc chÕ MVA
vµ nhiÖt ®é ñ
H×nh 3.32: HiÖu qu¶ øc chÕ l¾ng ®äng CaSO
4
(%) theo nång ®é chÊt øc chÕ MVA
vµ thêi gian ñ
H×nh 3.33: HiÖu qu¶ øc chÕ l¾ng ®äng CaCO
3
(%) theo nång ®é chÊt øc chÕ
MVA vµ nhiÖt ®é ñ
H×nh 3.34: HiÖu qu¶ øc chÕ l¾ng ®äng CaCO
3
(%) theo nång ®é chÊt øc chÕ
MVA vµ thêi gian ñ
H×nh 3.35: HiÖu qu¶ øc chÕ l¾ng ®äng CaSO
4
(%) theo nång ®é chÊt øc chÕ MA-
St vµ nhiÖt ®é ñ
H×nh 3.36: HiÖu qu¶ øc chÕ l¾ng ®äng CaSO
4

(%) theo nång ®é chÊt øc chÕ MA-
St vµ thêi gian ñ
H×nh 3.37: HiÖu qu¶ øc chÕ l¾ng ®äng CaCO
3
(%) theo nång ®é chÊt øc chÕ MA-
St vµ nhiÖt ®é ñ
H×nh 3.38: HiÖu qu¶ øc chÕ l¾ng ®äng CaCO
3
(%) theo nång ®é chÊt øc chÕ MA-
St vµ thêi gian ñ

Hình 3.39: Hiệu quả ức chế lắng đọng CaSO
4
(%) theo nồng độ chất ức chế PAA
và nhiệt độ ủ
Hình 3.40: Hiệu quả ức chế lắng đọng CaSO
4
(%) theo nồng độ chất ức chế PAA
và thời gian ủ
Hình 3.41: Hiệu quả ức chế lắng đọng CaCO
3
(%) theo nồng độ chất ức chế PAA
và nhiệt độ ủ
Hình 3.42: Hiệu quả ức chế lắng đọng CaCO
3
(%) theo nồng độ chất ức chế PAA
và thời gian ủ
Hình 3.43: Hiệu quả ức chế CaSO
4
(%) theo nồng độ chất ức chế VS-AA và

nhiệt độ

Hình 3.44: Hiệu quả ức chế CaSO
4
(%) theo nồng độ chất ức chế VS-AAvà
thời gian

Hình 3.45: Hiệu quả ức chế CaCO
3
(%) theo nồng độ chất ức chế và nhiệt độ ủ
Hình 3.46: Hiệu quả ức chế CaCO
3
(%) theo nồng độ chất ức chế và thời gian ủ
Hình 3.47: Hiệu quả ức chế lắng đọng CaSO
4
(%) theo nồng độ chất ức chế MA-
AA và nhiệt độ ủ
Hình 3.48: Hiệu quả ức chế lắng đọng CaSO
4
(%) theo nồng độ chất ức chế MA-
AA và thời gian ủ
Hình 3.49: Hiệu quả ức chế lắng đọng CaCO
3
(%) theo nồng độ chất ức chế MA-
AA và nhiệt độ ủ
Hình 3.50: Hiệu quả ức chế lắng đọng CaCO
3
(%) theo nồng độ chất ức chế MA-
AA và thời gian ủ
Hình 3.51: Hiệu quả ức chế lắng đọng CaSO

4
(%) theo nhiệt độ và tỉ lệ phối trộn
giữa EDTMP và AML
Hình 3.52: Hiệu quả ức chế lắng đọng CaCO
3
(%) theo nhiệt độ và tỉ lệ phối trộn
giữa EDTMP và AML
Hình 3.53: Hiệu quả ức chế lắng đọng CaSO
4
(%) theo nồng độ và tỉ lệ phối trộn
giữa DETPMP và CA
Hình 3.54: Hiệu quả ức chế lắng đọng CaSO
4
(%) theo nhiệt độ và tỉ lệ phối trộn
giữa DETPMP và CA
Hình 3.55: Hiệu quả ức chế lắng đọng CaSO
4
(%) theo thời gian ủ và tỉ lệ phối
trộn giữa DETPMP và CA

Hình 3.56: Hiệu quả ức chế lắng đọng CaCO
3
(%) theo nồng độ và tỉ lệ phối trộn
giữa DETPMP và CA
Hình 3.57: Hiệu quả ức chế lắng đọng CaCO
3
(%) theo nhiệt độ và tỉ lệ phối trộn
giữa DETPMP và CA
Hình 3.58: Hiệu quả ức chế lắng đọng CaCO
3

(%) theo thời gian ủ và tỉ lệ phối
trộn giữa DETPMP và CA
Hình 3.59: Hiệu quả ức chế lắng đọng CaSO
4
(%) theo nồng độ và tỉ lệ phối trộn
giữa DETPMP và MVA
Hình 3.60: Hiệu quả ức chế lắng đọng CaSO
4
(%) theo nhiệt độ và tỉ lệ phối trộn
giữa DETPMP và MVA
Hình 3.61: Hiệu quả ức chế lắng đọng CaSO
4
(%) theo thời gian ủ và tỉ lệ phối
trộn giữa DETPMP và MVA
Hình 3.62: Hiệu quả ức chế lắng đọng CaCO
3
(%) theo nồng độ và tỉ lệ phối trộn
giữa DETPMP và MVA
Hình 3.63: Hiệu quả ức chế lắng đọng CaCO
3
(%) theo nhiệt độ và tỉ lệ phối trộn
giữa DETPMP và MVA
Hình 3.64: Hiệu quả ức chế lắng đọng CaCO
3
(%) theo thời gian ủ và tỉ lệ phối
trộn giữa DETPMP và MVA
Hình 3.65: Hình thái tinh thể CaSO
4
khi không có chất ức chế, độ phóng đại 200
Hình 3.66: Hình thái tinh thể CaSO

4
khi không có chất ức chế, độ phóng đại 500
Hình 3.67: Hình thái tinh thể CaSO
4
khi có chất ức chế DETPMP:CA(4:1)
Hình 3.68: Hình thái tinh thể CaSO
4
khi có chất ức chế MVA(3ppm)
Hình 3.69: Hình thái tinh thể CaSO
4
khi có chất ức chế MA-St (3ppm)
Hình 3.70: Hình thái tinh thể CaSO
4
khi có chất ức chế MVA (5ppm)
Hình 3.71: Hình thái tinh thể CaSO
4
khi có chất ức chế PAA (1ppm)
Hình 3.72: Hình thái tinh thể CaSO
4
khi có chất ức chế PAA (3ppm)
Hình 3.73: Hình thái tinh thể CaCO
3
(canxit) khi không dùng chất ức chế.
Hình 3.74: Hình thái tinh thể CaCO
3
(aragonit) khi không có chất ức chế,
Hình 3.75: Hình thái tinh thể CaCO
3
(canxit) khi có chất ức chế MVA (3ppm)
Hình 3.76: Hình thái tinh thể CaCO

3
(vaterit) khi có chất ức chế MVA (3ppm)
Hình 3.77: Hình thái tinh thể CaCO
3
(vaterit) khi có chất ức chế MVA (5ppm)
Hình 3.78: Hình thái tinh thể CaCO
3
(vaterit) khi có chất ức chế MVA (5ppm)

H×nh 3.79: H×nh th¸i tinh thÓ CaCO
3
(canxit) khi cã chÊt øc chÕ MA-St
H×nh 3.80: H×nh th¸i tinh thÓ CaCO
3
(aragonit) khi cã chÊt øc chÕ MA-St
H×nh 3.81: H×nh th¸i tinh thÓ CaCO
3
(aragonit) khi cã chÊt øc chÕ EDTMP
H×nh 3.82: H×nh th¸i tinh thÓ CaCO
3
(aragonit) khi cã chÊt øc chÕ HEDP
H×nh 3.83: H×nh th¸i tinh thÓ CaCO
3
(vaterit) khi cã chÊt øc chÕ DETPMP
H×nh 3.84: H×nh th¸i tinh thÓ CaCO
3
khi cã chÊt øc chÕ PAA
H×nh 3.85: H×nh th¸i tinh thÓ CaCO
3
khi cã chÊt øc chÕ PAA

H×nh 3.86: H×nh th¸i tinh thÓ CaCO
3
khi cã chÊt øc chÕ PAA
H×nh 3.87: H×nh th¸i tinh thÓ CaCO
3
khi cã chÊt øc chÕ DETPMP:MVA (1:1)
H×nh 3.88: H×nh th¸i tinh thÓ CaCO
3
khi cã chÊt øc chÕ DETPMP:MVA (2:1)
H×nh 3.89: H×nh th¸i tinh thÓ CaCO
3
khi cã chÊt øc chÕ DETPMP:MVA:CA
(2:1:1)
H×nh 3.90: H×nh th¸i tinh thÓ CaCO
3
khi cã chÊt øc chÕ DETPMP:MVA (4:1)
H×nh 3.91: H×nh th¸i ®¸m tinh thÓ CaSO
4
-CaCO
3
®ång sa l¾ng khi kh«ng cã chÊt
øc chÕ
H×nh 3.92: H×nh th¸i ®¸m tinh thÓ CaSO
4
-CaCO
3
®ång sa l¾ng khi kh«ng cã chÊt
øc chÕ
H×nh 3.93: H×nh th¸i ®¸m tinh thÓ CaSO
4

-CaCO
3
®ång sa l¾ng khi kh«ng cã chÊt
øc chÕ
H×nh 3.94: H×nh th¸i ®¸m tinh thÓ CaSO
4
-CaCO
3
®ång sa l¾ng khi kh«ng cã chÊt
øc chÕ
H×nh 3.95: H×nh th¸i ®¸m tinh thÓ CaSO
4
-CaCO
3
®ång sa l¾ng khi cã chÊt øc chÕ
DETPMP
H×nh 3.96: H×nh th¸i ®¸m tinh thÓ CaSO
4
-CaCO
3
®ång sa l¾ng khi cã chÊt øc chÕ
MVA
H×nh 3.97: H×nh th¸i ®¸m tinh thÓ CaSO
4
-CaCO
3
®ång sa l¾ng khi cã chÊt øc chÕ
DETPMP: MVA
H×nh 3.98: H×nh th¸i ®¸m tinh thÓ CaSO
4

-CaCO
3
®ång sa l¾ng khi cã chÊt øc chÕ
DETPMP: CA
H×nh 3.99a: CÊu tróc cña ATMP
H×nh 3.99b: CÊu tróc cña CaATMP
H×nh 3.100a: CÊu tróc cña HEDP

Hình 3.100b: Cấu trúc của CaHEDP
Hình 3.101a: Cấu trúc của EDTMP
Hình 3.101b: Cấu trúc của CaEDTMP
Hình 3.102a: Cấu trúc của DETPMP
Hình 3.102b: Cấu trúc của CaDETPMP
Hình 3.103: Phổ Raman của tinh thể canxit, vaterit, aragonit theo S. R. Dickenson
Hình 3.104: Phổ Raman của tinh thể canxit (không có chất ức chế)
Hình 3.105: Phổ Raman của tinh thể aragonit (không có chất ức chế)
Hình 3.106: Hình thái tinh thể canxi cacbonat xử lý với ATMP
Hình 4.1: Thiết bị pilot 100kg/mẻ
Hình 4.2: Sơ đồ công nghệ sản xuất các chất phosphonat hữu cơ
Hình 4.3: Sơ đồ công nghệ sản xuất các polyme, copolyme

Mục lục
DANH Mục Các Chữ Viết TắT
DANH Mục Các BảNG
DANH Mục Hình Vẽ Và Đồ THị
Mở ĐầU 1
CHƯƠNG 1: TổNG QUAN 3
1.1. Tình hình nghiên cứu trong và ngoài nớc
3
1.2. Đặc điểm vùng mỏ Bạch Hổ 4
1.3. Tình trạng và mức độ sa lắng muối vô cơ tại móng mỏ Bạch Hổ 4
1.4. Nguyên nhân gây ra hiện tợng lắng đọng 6
1.5. Quá trình hình thành và phát triển lắng đọng 7
1.5.1. Quá trình phát triển mầm đồng thể 8
1.5.2. Quá trình phát triển mầm dị thể 8
1.6. Các biện pháp xử lý và ức chế hiện tợng lắng đọng trong khai thác dầu khí.9
1.6.1. Phơng pháp xử lý lắng đọng 9
1.6.2. Phơng pháp ngăn ngừa, ức chế hiện tợng lắng đọng 11
1.7. Các chất ức chế và cơ chế tác động 12
1.7.1. Tiêu chuẩn chọn lựa các chất ức chế 18
1.7.2. Cơ chế tác động của chất ức chế lên quá trình hình thành lắng đọng 19
1.7.3. Sự lu trú của chất ức chế 20
1.7.4. Các yếu tố ảnh hởng đến hiệu quả ức chế 21
1.7.6. Các chất ức chế dạng polyme, copolyme - Phản ứng copolyme hóa 26
1.8. Phản ứng copolyme hóa 27

1.8.1. Kiểu phản ứng điểm cuối 30
1.8.2. Kiểu phản ứng điểm gần cuối 32
1.8.3. Kiểu phản ứng tạo phức chất 33
CHƯƠNG 2. THựC NGHIệM 35
2.1. Đối tợng nghiên cứu
35
2.1.1. Các loại nớc biển tại vùng mỏ Bạch Hổ 35
2.1.2. Các loại muối vô cơ lắng đọng 35

2.1.3. Các loại chất ức chế 35
2.2. Phơng pháp nghiên cứu 35
2.2.1. Phơng pháp tổng hợp các chất photphonat hữu cơ 35
2.2.2. Phơng pháp tổng hợp chất ức chế polyme, copolyme 38
2.2.3. Phơng pháp thử nghiệm hiệu quả ức chế 41
2.2.4. Phơng pháp tối u hóa thực nghiệm các qui trình tổng hợp các chất
ức chế
44
2.2.5. Phơng pháp tối u hóa đơn hình nhằm lựa chọn chất ức chế 47
2.2.6. Phơng pháp nghiên cứu tác động ức chế của các hợp chất phosphonat
trên máy tính
49
2.2.7. Nghiên cứu sử dụng phần mềm French Creek Software 50
2.2.8. Phơng pháp phân tích nhận diện sản phẩm chất ức chế 50
2.2.9. Phơng pháp phân tích thành phần nớc biển 50
2.2.10. Phơng pháp Ascorbic Acid Method xác định hàm lợng phosphonate
(Inorganic Nonmetals book)
54
2.2.11. Thử nghiệm hiệu quả chất ức chế trong nhiệt độ cao, áp suất cao theo
các quy trình đợc dùng để khảo sát chất ức chế dùng cho các mỏ dầu tại biển
Bắc

55
2.2.12. Thử nghiệm khả năng hấp phụ các chất ức chế trong điều kiện vỉa và
khả năng thơng tổn vỉa
58
Chơng 3. kết quả và biện luận 60
3.1. Kết qủa nghiên cứu tình trạng và mức độ sa lắng muối ở vùng mỏ Bạch Hổ
60
3.2. Nghiên cứu tổng hợp chất ức chế dạng phosphonat hữu cơ 62
3.2.1. Nghiên cứu tổng hợp DETPMP 62
3.2.2. Phản ứng tổng hợp EDTPMP 62
3.2.3. Nghiên cứu tổng hợp chất HEDP và ATMP 63
3.3. Nghiên cứu tổng hợp chất ức chế polyme, copolyme 63
3.3.1. Nghiên cứu tổng hợp polyme acrylic axit PAA 63
3.3.2 Nghiên cứu tổng hợp copolyme vinylsulphonat/acrylat (VS-AA) 64
3.3.3.Nghiên cứu tổng hợp copolyme anhydric maleic/vinyl acetate (MVA) 65
3.3.4.Nghiên cứu tổng hợp copolyme anhydrit maleic/styren (MA-St) 67

3.3.5. Nghiên cứu tổng hợp chất ức chế copolyme anhydric maleic/
acrylic acid
73
3.4. Các phơng pháp phân tích nhận diện sản phẩm 74
3.4.1. Nhận diện sản phẩm DETPMP 74
3.4.2. Nhận diện sản phẩm EDTMP 76
3.4.3. Nhận diện sản phẩm MA-VA 78
3.4.4. Nhận diện sản phẩm MA-St 81
3.4.5. Phơng pháp nhận diện sản phẩm polyme PAA 84
3.4.6. Phơng pháp nhận diện sản phẩm polyme VS-AA 87
3.5. Khảo sát khả năng ức chế lắng đọng của chất ức chế gốc photphonat 88
3.5.1. Hiệu quả ức chế lắng đọng của chất ức chế DETPMP 88
3.5.2. Khảo sát khả năng ức chế của các chất ức chế EDTMP 90

3.5.3.Hiệu quả ức chế lắng đọng muối CaSO
4
và CaCO
3
của các hợp chất
phot- phonat khác
93
3.6. Hiệu quả ức chế lắng đọng muối vô cơ của các hợp chất polyme, copolymer94
3.6.1. Hiệu quả ức chế lắng đọng của copolymer MVA 94
3.6.2. Hiệu quả ức chế lắng đọng của chất ức chế copolymer MA-St 98
3.6.3. Hiệu quả ức chế lắng đọng của PAA 101
3.6.4. Hiệu quả ức chế lắng đọng của VS-AA 103
3.6.5. Khảo sát khả năng ức chế lắng đọng của chất ức chế MA-AA 105
3.7.Hiệu quả ức chế lắng đọng của chất ức chế phối trộn 107
3.7.1. Chất ức chế EDTMP và Axit Maleic (AML) 107
3.7.2. Phối trộn chất ức chế DETPMP với tác nhân càng hoá citric
axit (CA)
109
3.7.3. Hỗn hợp chất ức chế MVA-Na và DETPMP 115
3.7.4. Phối trộn các chất ức chế tổ hợp 3 (hai chất ức chế và chất càng hóa)
bắng phơng pháp Simplex
119
3.8. Hiệu quả ức chế đồng thời hai loại muối lắng đọng CaSO
4
và CaCO
3
phù hợp
với tình hình lắng đọng muối ở thực tế khai thác
121
3.9. Nghiên cứu hình thái tinh thể muối bằng kính hiển vi điện tử quét 124

3.9.1. Tinh thể muối CaSO
4
124

3.9.2. Tinh thể muối CaCO
3
125
3.9.3. Hình thái tinh thể các muối CaSO
4
và CaCO
3
sa lắng đồng thời 127
3.10. Nghiên cứu lựa chọn chất ức chế phosphonat bằng phơng pháp cơ học
lợng tử ab intio
134
3.10.1.Tối u hoá hình dạng các hợp chất phosphonat và tính năng lợng
liên kết
134
3.11.Nghiên cứu kết hợp phơng pháp tán xạ Raman và kính hiển vi điện tử quét
để giải thích hiệu quả ức chế CaCO
3
138
3.12. Nghiên cứu hình thái tinh thể CaCO
3
bằng phổ Raman và SEM 139
3.12.1. Phổ Raman và ảnh SEM của tinh thể CaCO
3
khi không có chất
ức chế
140

3.12.2. Phổ Raman của tinh thể CaCO
3
khi có mặt các chất ức chế 141
3.13. Sử dụng phần mềm FRENCH CREEK SOFTWARE, INC. MBERTON &
HARES HILL ROADS, KIMBERTON, PA 19442
143
3.14. Thử nghiệm hiệu quả ức chế sự sa lắng muối CaSO
4
và CaCO
3
tại nhiệt độ
cao và áp suất cao
152
3.14.1. Thử nghiệm độ bền nhiệt 152
3.14.2. Thử nghiệm độ tơng hợp với nớc biển 154
3.14.3. Thử nghiệm hiệu quả ức chế trớc và sau khi ủ 95
O
C và 150
O
C 155
3.15. Thử nghiệm khả năng hấp phụ của hệ chất ức phosphonat trên mô
hình vỉa
158
3.16. Thử nghiệm hai mẫu ức chế KHVL-3 và IMSSI-2 tại XNLD Vietsov Petro
(Viện NCKH và TK dầu Khí biển)
160
ChƯơng 4: xây dựng CÔNG NGHệ SảN XUấT HOá PHẩM CHốNG
SA LắNG MUốI vô cơ 166
4.1. Thiết kế, chế tạo thiết bị pilot 100kg/mẻ
166

4.2. Quy trình công nghệ sản xuất chất ức chế gốc photphonat 167
4.2.1. Sơ đồ hệ thống thiết bị: 167
4.2.2.Quy trình sản xuất 168
4.3. Quy trình công nghệ sản xuất chất ức chế gốc polyme/copolyme 169
4.3.1. Sơ đồ hệ thống thiết bị: 169

4.3.2.Quy trình sản xuất: 170
4.4. Quy trình tổ hợp hóa phẩm chống sa lắng muối dới vỉa và các thiết bị ngoài
giàn khai thác dầu khí
173
4.4.1. Sơ đồ hệ thống thiết bị: 174
4.4.2. Quy trình sản xuất: 174
4.5. Đánh giá hiệu quả kinh tế của các hóa phẩm chống sa lắng muối và đề xuất
phơng án sản xuất thử nghiệm cho các sản phẩm thu đợc
175
4.5.1. Khả năng thị trờng: 175
4.5.2. Tính toán giá thành (trên quy mô thiết bị pilot) 176
4.6. đề xuất phơng án thử nghiệm ngoài giàn 179
4.6.1. Xử lý nớc bơm ép 179
4.6.2. Xử lý giếng khai thác 179
kết luận và kiến nghị 181
Lời cám ơn 183
TàI LIệU THAM KHảO 184
Các CÔNG Trình CÔNG Bố liên quan đến đề tài 188
P
P
h
h
ụ
ụ

L
L
ụ
ụ
C
C 190



1
Mở ĐầU
Dầu khí từ lâu đã trở thành nguồn tài nguyên quan trọng của nhân loại. Tại
bất kỳ quốc gia nào, xăng dầu và các chế phẩm từ dầu khí luôn đợc xem là thứ
hàng hóa đặc biệt quan trọng, là máu huyết của nền kinh tế quốc dân và quốc
phòng. Dầu khí đảm bảo cung cấp 6065% năng lợng tiêu thụ trên thế giới và trên
90% nguyên liệu của ngành công nghiệp hóa học [1]. Nhiều công trình nghiên cứu
đã đợc tiến hành để tìm nguồn năng lợng khác nhằm thay thế vai trò của dầu khí
trong tơng lai. Tuy nhiên, cho đến nay vẫn cha tìm đợc giải pháp thay thế cơ bản
và dầu khí vẫn giữ vai trò chủ đạo trong lĩnh vực cung cấp năng lợng, nguyên liệu
hóa học.
ở các mỏ dầu, sau một thời gian khai thác dầu tự phun, hiện tợng sụt giảm
áp suất vỉa đã gây ra nhiều khó khăn cho quá trình khai thác. Do đó, để đảm bảo sản
lợng khai thác cần phải duy trì áp suất vỉa. Nhiều giải pháp đã đợc đề ra, trong đó
phơng pháp bơm ép nớc vào vỉa đợc áp dụng rộng rãi nhất và cũng là phơng
pháp đợc sử dụng cho mỏ Bạch Hổ từ năm 1993 đến nay. Tuy nhiên, việc sử dụng
phơng pháp bơm ép nớc đã nảy sinh vấn đề lắng đọng các loại muối vô cơ trong
các giếng khai thác, đờng ống.
Hiện tợng lắng đọng các muối vô cơ đã làm giảm khả năng khai thác và vận

chuyển dầu khí do giảm khả năng thấm của vỉa, gây tắc nghẽn giếng khai thác, các
đờng ống dẫn cùng hệ thống bơm hút. Có nhiều phơng pháp đợc áp dụng để
kiểm soát, hạn chế và giải quyết vấn đề này nh phơng pháp cơ học, phơng pháp
từ trờng, chất hoạt động bề mặt, hoá chất hoà tan muối, hóa phẩm ức chế sự lắng
đọng muối.Trong đó, ph
ơng pháp sử dụng các hóa phẩm ức chế, cho đến nay,
vẫn là phơng pháp đợc sử dụng thờng xuyên và có hiệu quả hơn cả vì nó có khả
năng ngăn chặn ngay từ đầu sự lắng đọng các muối [5,6,7,8,9]. Với việc khai thác
dầu khí càng ngày càng tiến xa bờ, với độ sâu ngày càng lớn, việc kiểm soát, xử lý
sự cố tắc nghẽn do lắng đọng muối càng trở nên cấp thiết và tốn kém. Vì vậy, việc
nghiên cứu tổng hợp các hóa phẩm ức chế sa lắng muối, bảo đảm và nâng cao năng
suất khai thác và vận chuyển dầu đợc tiến hành tích cực, thờng xuyên và đợc bảo
hộ bản quyền chặt chẽ.
Tuy nớc ta đã có công nghiệp khai thác dầu khí hơn 15 năm nay nhng hầu
2
hết các hóa phẩm ức chế sa lắng muối đều phải nhập ngoại. Với thời gian khai thác
mỏ càng lâu, tiếp xúc giữa nớc vỉa và nớc bơm ép càng lớn, cộng thêm sự giảm áp
suất vỉa, hiện tợng lắng đọng gây tắc nghẽn càng dễ xảy ra và lợng hóa phẩm cần
dùng càng lớn. Không chỉ nh vậy, tuy cùng một vỉa nhng các đặc trng lý-hoá
của nớc vỉa thay đổi theo từng giếng, từng tầng, từng đới. Cho đến nay, trong tất cả
các công bố trên thế giới về lĩnh vực này, không có một công trình nào trình bày cụ
thể và đầy đủ về cách khảo sát và đa ra tác động đặc trng của các thành phần có
thể có trong phụ gia ức chế lắng đọng muối. Bởi vậy, việc nghiên cứu tổng hợp, phối
trộn, thử nghiệm các hóa phẩm ức chế lắng đọng muối trên điều kiện mỏ Bạch Hổ
để đa ra quy trình sản xuất ổn định và thử nghiệm phù hợp, có hiệu quả, tiến tới
thay thế các hóa phẩm nhập ngọai, không chỉ quan trọng về mặt kinh tế, kỹ thuật,
mà còn giúp chúng ta chủ động hơn trong suốt quá trình khai thác và vận chuyển
dầu khí.

3
CHƯƠNG 1: TổNG QUAN
1. 1. Tình hình nghiên cứu trong và ngoài nớc
Hàng năm trên thế giới, tuy lợng hóa phẩm ức chế sa lắng muối do các công
ty hoá chất lớn hoặc chuyên ngành sản xuất ra, chiếm một phần không lớn trong
tổng thể nền công nghiệp hoá chất, nhng đây là một lĩnh vực quan trọng và có giá
trị gia tăng cao vì có một thị trờng rộng lớn, vững chắc và ổn định là các tổ hợp
dầu khí đa quốc gia, các công ty dầu khí quốc tế. Để sử dụng có hiệu quả nhóm hóa
phẩm chống sa lắng muối, cải thiện dòng chảy trong vỉa khi khai thác dầu, trên thế
giới cũng nh ở các quốc gia có công nghiệp dầu khí đã có nhiều công trình nghiên
cứu nhằm giải thích cơ chế hóa phẩm ức chế sa lắng muối cũng nh có nhiều triển
khai có hiệu quả trong thực tế, tuy không phải lúc nào, trờng hợp nào cũng thành
công. Thực tế cho thấy, hiệu quả ức chế phụ thuộc rất nhiều vào đặc điểm, điều kiện
vỉa, vào thành phần nớc vỉa và nớc bơm ép, mặt khác, có loại hóa phẩm chỉ phù
hợp với loại sa lắng này nhng không có tác dụng với loại khác. Do đó không thể áp
dụng một cách máy móc các hóa phẩm ức chế sa lắng muối mà cần có sự khảo sát
cụ thể cho từng loại vỉa, từng loại sa lắng, thậm chí đến cả nguyên nhân tạo sa lắng,
hình dạng sa lắng và mối liên hệ của hạt sa lắng với chất ức chế để có sự phù hợp và
hiệu quả ức chế cao.
Trong những năm qua, tại xí nghiệp liên doanh VietsovPetro và PetroVietnam
đã có một số công trình ứng dụng các chất hóa phẩm ức chế sự lắng đọng muối, các
chất này đều đợc nhập từ nớc ngoài. Có thể do yêu cầu nghiên cứu phục vụ khai
thác và vận chuyển dầu là chính, nên các công trình này cha đặt vấn đề nghiên cứu
đầy đủ về quá trình tổng hợp, phối trộn các chất hóa phẩm nhằm tìm ra qui trình
công nghệ sản xuất, phối trộn các hóa phẩm có khả năng ức chế các sa lắng muối
xuất hiện tại vùng vỉa và trong các thiết bị khai thác ở Việt Nam.
Một số hãng nớc ngoài cung cấp hóa phẩm ức chế sa lắng cho Liên doanh
dầu khí VietsovPetro nh hóa phẩm SURFLO Si-7647 do Nalco/Exxon, TROS
SCALE TREAT 5800 do hãng Enterprise Oil (Mỹ) sản xuất dùng cho mỏ Bạch Hổ,
với hàm lợng sử dụng 10 ppm, có khả năng ngăn cản sa lắng các muối chủ yếu là

CaSO
4
và một phần CaCO
3
. Tuy nhiên, do trong thời gian vừa qua VietsovPetro
ngừng sử dụng hóa phẩm chống sa lắng muối, hiện tợng sa lắng muối hiện nay đã
trở nên rất trầm trọng, muối sa lắng tại nhiều vùng cận đáy giếng, sa lắng trong
4
nhiều đờng ống khai thác, làm giảm khả năng phun dầu từ vỉa và giảm thiết diện
hiệu dụng của ống khai thac, ảnh hởng đến các van an toàn ở đầu giếng, đe dọa
không chỉ đến sản lợng khai thác mà còn đến khả năng phòng chống cháy nổ trên
các giàn khai thác ngoài khơi.
1.2. Đặc điểm vùng mỏ Bạch Hổ

Mỏ Bạch Hổ đợc đa vào khai thác từ năm 1986 và là mỏ dầu lớn nhất ở n-
ớc ta hiện nay với sản lợng khai thác chiếm hơn 60% tổng sản lợng khai thác dầu
mỏ ở nớc ta. Đá vỉa ở vùng mỏ Bạch Hổ là đá granit có cấu tạo phức tạp, bên cạnh
phần nứt nẻ, hang hốc còn phần lồi lõm rắn chắc, ít xốp, độ thấm kém nên quá trình
khai thác gặp nhiều khó khăn so với các mỏ dầu truyền thống khác trên thế giới.
Phần thân dầu có dạng khối khép kín với chiều dày hơn 1500m. Sau một thời gian
khai thác, do áp suất dầu tự phun giảm, việc bơm ép nớc duy trì áp suất vỉa đã đựợc
tiến hành từ năm 1993. Nguyên tắc của phơng pháp bơm ép nớc là nớc đợc
bơm vào đáy vỉa và đẩy dầu đồng đều từ phía dới lên trên. Trong quá trình bơm ép
nớc, do có sự không tơng hợp giữa các nguồn nớc cũng nh sự thay đổi nhiệt độ,
áp suất, pHnên dễ dàng hình thành các chất muối lắng đọng, cản trở lu thông
của dòng chảy. Ngoài ra, nớc bơm ép trong quá trình lu thông dới vỉa cũng có
thể chứa nhiều chất khác nh bùn, đất sét, oxit sắt, phù sa, các khoáng chất khác.
Các chất khoáng này dễ kết hợp với nhau và có xu hớng xi măng hóa tạo thành
những hạt rắn bám rất chắc trên bề mặt đờng ống cũng nh các kênh dẫn bên dới
vỉa [2]. Do đó, đi kèm với quá trình bơm ép, hóa phẩm chống lắng đọng các loại

muối vô cơ, cần phải đợc sử dụng cùng với các loại hóa phẩm xử lý nớc bơm ép,
chống ăn mòn,.
1.3. Tình trạng và mức độ sa lắng muối vô cơ tại móng mỏ Bạch Hổ
Hiện nay trong quá trình khai thác dầu khí ở mỏ Bạch Hổ, một trong những
mối quan tâm hàng đầu là hiện tợng lắng đọng muối dẫn đến nguy cơ giảm độ
thấm chứa của đá vỉa, ảnh hởng trực tiếp đến bề mặt thiết bị lòng giếng và cuối
cùng làm giảm khả năng thu hồi dầu. Chỉ sau một thời gian ngắn bơm ép nớc, ngày
6/5/1994 lắng đọng muối đã đợc phát hiện trên thành lỗ van tuần hoàn máy bơm
trong giếng khoan 406 với thành phần là Ca, S, Mg, Si và tạp chất Fe, Mn, Cl.
5
Ngay trong năm 1994, Vietsovpetro đã ký hợp đồng với hãng SERCK BAKRE
nghiên cứu tính chất của nớc bơm ép (nớc biển) và nớc khai thác đồng hành từ
giàn 3 và 4 nhằm xử lý nớc một cách hiệu quả. Theo kết quả nghiên cứu thì BaSO
4

và SrSO
4
không thể sa lắng ở bất kỳ ở nhiệt độ nào vì có chỉ số sa lắng muối luôn
nhỏ hơn không. Muối CaCO
3
có xu hớng sa lắng cao, đặc biệt ở nhiệt độ cao hơn
50
o
C (chỉ số sa lắng muối luôn lớn hơn 1), nớc biển bơm ép khi đun nóng đến 30
0
C
đã lắng đọng 78 mg/l muối CaCO
3
ở 35
o

C 100 mg/l. Kết quả nghiên cứu của
Kashavsev V.E (1995 1996) tính toán độ bão hòa muối của nớc khai thác đồng
hành của một loạt giếng khoan hòan toàn khẳng định hiện tợng sa lắng muối ở
móng. Theo mức độ bão hòa muối của CaCO
3
đối với móng Bạch Hổ từ 1,04 đến
3,13 còn đối với các muối khác thì chỉ số này luôn nhỏ hơn 1 hoặc xấp xỉ 0. Liên
tục từ năm 1995 đến nay nớc khai thác đồng hành tại các giếng khoan đợc các
nhà nghiên cứu ở Vietsovpetro thu thập và phân tích định kỳ.
Theo số liệu nghiên cứu của NIPI thì các thành phần ion Ca
2+
và HCO
3
-
của
nớc khai thác đồng hành luôn cao hơn so với nớc biển còn các ion khác thì thấp
hơn.
Khi nghiên cứu sự pha trộn giữa nớc bơm ép và nớc vỉa, Hoàng Đình Tiến
[3] đã sử dụng nớc biển (nớc bơm ép) và nớc giếng khoan 110 (nớc vỉa) trộn
lẫn với các tỷ lệ khác nhau. Kết quả nghiên cứu cho thấy, khi hàm lợng nớc giếng
khoan 110 lớn hơn 50% thì nớc hỗn hợp sẽ chuyển từ thành phần Clo-Magne (phân
loại nớc theo Sulin) sang Clo-Canxi và nh vậy sẽ mang thêm vào nớc bơm ép
thành phần ion Ca
2+
.
Các nghiên cứu đánh giá tác động của nớc biển với đá móng lấy từ giếng
khoan 425 đã đợc thực hiện trong điều kiện phòng thí nghiệm Vietsovpetro [3,4].
Kết quả cho thấy nớc biển đợc làm giàu ion Ca
2+
đến 6 lần trong thời gian 1,5

năm. Các kết quả trên cho phép kết luận rằng nớc bơm ép khi dịch chuyển trong
vỉa đã đợc làm giàu Ca
2+
, HCO
3-
và mất đi Cl
-
, SO
4
2-
, Na
+
, Mg
2+
. Điều này lại đợc
khẳng định khi các nhà nghiên cứu ở Vietsovpetro tiến hành thí nghiệm bơm nớc
cất qua mô hình đá móng nứt nẻ ở áp suất 70 MPa đã xuất hiện sự gia tăng nồng độ
Ca(OH)
2
trong nớc bơm qua mô hình có hòa tan khoáng vật thứ sinh, trớc hết là
zeolit và calcit.
6
Dựa trên các kết quả đã nghiên cứu có thể đi đến một số nhận định sau:
- Quá trình tạo muối xảy ra mạnh mẽ trên tất cả các đối tợng khai thác, đặc
biệt là móng với mức độ bão hòa luôn cao hơn 1.
- Khi nớc bơm ép tác động vào đá vỉa, xảy ra sự trao đổi ion và hòa tan đá
vỉa, các ion Ca
2+
, HCO
3-

đợc làm giàu, dẫn đến sự quá bão hòa nớc bơm ép và quá
trình lắng đọng muối bắt đầu xảy ra.
- Trong số các muối sa lắng trong giếng khoan và thiết bị khai thác là muối
CaCO
3
, CaSO
4
chủ yếu và NaCl ít hơn.
- Hàm lợng các vi nguyên tố Ba, Sr trong nớc bơm ép và nớc vỉa có giá trị
thấp, không gây nguy hiểm sa lắng muối BaSO
4
và SrSO
4
trong hệ thống bơm ép n-
ớc, hệ thống khai thác.
1.4. Nguyên nhân gây ra hiện tợng lắng đọng

Đối với các lắng đọng muối vô cơ, nớc là nguyên nhân chủ yếu. Nớc là
dung môi tốt đối với nhiều chất và có thể chứa một lợng lớn cấu tử có khả năng tạo
lắng đọng do tiếp xúc với các khoáng vật có trong tự nhiên; một số cấu tử ở nồng độ
bão hòa với các pha rắn của chúng. Nớc biển có khuynh hớng trở nên giàu các ion
từ các sản phẩm phụ của sinh vật biển (ví dụ nh vi khuẩn khử sulfat) hoặc do quá
trình bay hơi nớc. Thành phần của nớc biển thay đổi theo độ sâu của nớc; nớc ở
tầng sâu chứa nhiều các ion do tiếp xúc với các khoáng trầm tích.
Về mặt nhiệt động học, sự lắng đọng các muối vô cơ bắt đầu diễn ra khi trạng
thái của chất lỏng bị xáo trộn vợt quá giới hạn độ tan của một hay nhiều chất tan
có trong nớc. Độ tan của khoáng phụ thuộc phức tạp vào điều kiện nhiệt độ và áp
suất. Nhìn chung, độ tan của khoáng tăng theo nhiệt độ, ở nhiệt độ cao hơn thì các
khoáng sẽ hòa tan nhiều hơn. Tơng tự, độ tan của khoáng cũng giảm theo sự giảm
áp suất, và nh một qui luật, độ tan của hầu hết các khoáng giảm đi hai lần khi áp

suất giảm đi 7000 psi (48MPa) [8]. Tuy nhiên, không phải tất cả các khoáng đều có
khuynh hớng thay đổi độ tan nh trên. Ví dụ, độ tan của canxi cacbonat giảm khi
nhiệt độ tăng; độ tan của bari sulfat tăng theo hệ số 2 khi nhiệt độ tăng trong khoảng
25 100
o
C nhng lại giảm theo hệ số 2 khi nhiệt độ tiến gần 200
o
C. Bản thân của
khuynh hớng này lại chịu ảnh hởng bởi độ mặn của muối.
7
Đối với các khoáng cacbonat, độ tan càng biến đổi phức tạp hơn khi có mặt
của các khí acid nh CO
2
, H
2
S. ở áp suất cao, các khí này tan nhiều trong nớc làm
giảm đáng kể độ pH của nớc; do đó, làm tăng độ tan của khoáng. Nớc vỉa có thể
chứa nhiều ion bicacbonat hòa tan do tiếp xúc trực tiếp với đá cacbonat và các khí
acid. ảnh hởng của sự thay đổi áp suất các khí này lên độ tan của khoáng cacbonat
là rất đáng kể so với trờng hợp thông thờng.
Tóm lại, nguyên nhân gây ra hiện tợng lắng đọng có thể là:
+ Sự tiếp xúc của các loại nớc không tơng hợp: nớc vỉa và nớc bơm ép
trong khai thác dầu mỏ thờng chứa các cấu tử không tơng hợp với nhau. Nớc vỉa
thờng chứa lợng lớn các ion HCO
3
-
, Ca
2+
, Ba
2+

, Sr
2+
; trong khi nớc bơm ép lại
giàu các ion SO
4
2-
, Mg
2+
, Ca
2+
. Mặt khác, một số cấu tử trong hai loại nớc trên ở
nồng độ gần với điểm bão hòa nên khi chúng tiếp xúc với nhau sẽ gây ra hiện tợng
lắng đọng muối.
+ Sự thay đổi điều kiện vật lý: độ tan của các khoáng thay đổi theo điều kiện
nhiệt độ, áp suất. Do vậy, khi có sự biến đổi nào đó về nhiệt độ và áp suất của môi
trờng có thể làm tăng hay giảm độ tan của một hay vài cấu tử trong dung dịch.
Trong trờng hợp giảm độ tan, hiện tợng lắng đọng sẽ xảy ra.
+ Sự sụt giảm áp suất khí riêng phần của CO
2
, H
2
S làm giảm độ hòa tan của
các khí này trong nớc dẫn đến pH của môi trờng tăng; do đó làm giảm độ tan của
các khoáng cacbonat.HCO
3
-
(dd) + OH
-
(dd) CO
3

2-
(dd) + H
2
O(l)
Ca
2+
(dd) + CO
3
2-
(dd) CaCO
3
(r)
1.
5. Quá trình hình thành và phát triển lắng đọng
Mặc dù, về mặt nhiệt động hóa học, chất
lắng đọng sẽ hình thành khi nồng độ của các cấu tử
trong dung dịch vợt quá nồng độ bão hòa của nó
tại những điều kiện nhất định. Tuy nhiên, thực tế
cho thấy nhiều loại nớc đã quá bão hòa với các
cấu tử tạo lắng đọng nhng vẫn không có hiện
tợng lắng đọng xảy ra. Để hiện tợng lắng đọng
8
xảy ra thì nó phải phát triển từ dung dịch. Quá trình hình thành lắng đọng đợc chia
làm hai giai đoạn: giai đoạn tạo mầm và giai đoạn phát triển mầm thành tinh thể.
Giai đoạn tạo mầm đợc chia làm hai loại: tạo mầm đồng thể và tạo mầm dị thể.
1.5.1. Quá trình phát triển mầm đồng thể
Đầu tiên các ion trong dung dịch bão hòa sẽ kết hợp với nhau tạo thành các
cặp ion không bền. Các đám nguyên tử tạo nên các hạt mầm tinh thể do sự biến đổi
cân bằng của nồng độ các ion trong dung dịch quá bão hòa. Kế đến các ion trong
dung dịch sẽ hấp phụ lên các vị trí cha hoàn chỉnh trên bề mặt mầm, làm tăng kích

thớc của mầm. Năng lợng cho quá trình phát triển mầm này đợc cung cấp bởi sự
giảm năng lợng tự do của bề mặt mầm. Năng lợng bề mặt này sẽ giảm nhanh theo
sự gia tăng kích thớc mầm khi kích thớc của mầm vợt qua ngỡng bán kính tới
hạn. Điều này có nghĩa là các mầm tinh thể lớn sẽ đợc u tiên phát triển, trong khi
đó, các mầm nhỏ có thể hòa tan trở lại. Với độ quá bão hòa đủ lớn, bất kỳ mầm tinh
thể nào đã hình thành cũng đợc phát triển tiếp lên tinh thể và tạo thành chất lắng
đọng (hình 1.1). Trong trờng hợp này, mầm tinh thể đóng vai trò tác nhân xúc tác
cho quá trình hình thành lắng đọng. Ngoài ra, tinh thể muối cũng có thể phát triển
từ pha rắn đã có sẵn trong dung dịch. Quá trình đó đợc gọi là quá trình phát triển
mầm dị thể [8].
1.5.2. Quá trình phát triển mầm dị thể
Trong trờng hợp này, các ion trong dung dịch bão hòa sẽ hấp phụ lên bề mặt
pha rắn đã có sẵn trong dung dịch. Pha rắn thứ
hai này có thể là các tinh thể đã có sẵn, các hạt
bụi hay khuyết tật của bề mặt những chỗ gồ ghề
trong đờng ống khai thác, chỗ nối giữa các đ-
ờng ống. Sự có mặt của pha rắn thứ hai này làm
giảm năng lợng hoạt hóa cho quá trình hình
thành lắng đọng (hình 1.2). Ngoài ra, sự khuấy
trộn lớn cũng xúc tác cho quá trình hình thành
lắng đọng. Do đó, quá trình tích tụ lắng đọng có
thể xảy ra tại những vị trí có sự khuấy động lớn
trong các hệ chảy. Điều này giải thích tại sao
9
lắng đọng hình thành nhanh trên bề mặt các thiết bị dới lòng giếng.
Dựa trên những hiểu biết về quá trình hình thành và phát triển của tinh thể
muối, nhiều loại chất ức chế (sẽ trình bày ở phần sau) đã đợc thiết kế với cấu trúc
đặc biệt có khả năng đầu độc quá trình hình thành, phát triển mầm tinh thể và làm
giảm vận tốc hình thành lắng đọng đến giá trị hầu nh bằng 0.
1.6. Các biện pháp xử lý và ức chế hiện tợng lắng đọng trong khai thác dầu

khí
1.6.1. Phơng pháp xử lý lắng đọng
Xử lý chất lắng đọng đòi hỏi phải nhanh, không làm thơng tổn giếng, hệ
thống đờng ống, môi trờng vỉa, đồng thời phải hiệu quả trong việc ngăn chặn hiện
tợng tái lắng đọng. Kỹ thuật xử lý lắng đọng hiệu quả nhất phụ thuộc vào sự hiểu
biết về loại, lợng, thành phần và kết cấu của chất lắng đọng. Việc lựa chọn kỹ thuật
xử lý không phù hợp sẽ làm cho hiện tợng lắng đọng xuất hiện trở lại nhanh hơn.
Đối với lắng đọng trong các đờng ống, độ bền và kết cấu của chất lắng đọng có vai
trò quyết định quan trọng trong việc lựa chọn kỹ thuật xử lý chúng. Độ bền và kết
cấu của lắng đọng rất đa dạng, có thể là các dạng mảnh, giòn hay các tinh thể có độ
rỗng cao hoặc có dạng lớp lắng đọng dày, cứng với độ rỗng và độ thấm kém. Ngoài
ra, độ tinh khiết của lắng đọng cũng ảnh hởng đến biện pháp xử lý chúng. Chất
lắng đọng có thể xuất hiện ở dạng đơn chất nhng thông thờng là hỗn hợp của
nhiều loại có cấu trúc tơng tự nhau. Ví dụ: tinh thể bari sulfat tinh chất có độ rỗng
thấp và rất khó thấm các hóa chất hòa tan cũng nh khó loại bỏ bằng phơng pháp
cơ học. Tuy nhiên, hỗn hợp của bari sulfat với canxi sulfat, stronti sulfat hay thậm
chí canxi cacbonat lại có thể bị xử lý bởi cả phơng pháp hóa học lẫn cơ học.
Phơng pháp hóa học: đây là giải pháp thờng đợc lựa chọn đầu tiên và ít
tốn kém nhất, đặc biệt là khi các chất lắng đọng tồn tại ở những nơi mà biện pháp cơ
học thông thờng không thể tiếp cận đợc hoặc không có hiệu quả kinh tế. Hầu hết
các xử lý hoá học đợc kiểm soát bằng cách cho các hóa chất tiếp cận với bề mặt
của lắng đọng [8]. Tỉ số giữa diện tích bề mặt và khối lợng (hay thể tích) của lắng
đọng là một thông số quan trọng ảnh hởng đến hiệu quả và tốc độ của quá trình xử
lý lắng đọng bằng hóa chất. Các chất có tỉ số này lớn, ví dụ nh các chất có độ rỗng
hoặc độ xốp cao, làm tăng khả năng tiếp xúc với các hóa chất sử dụng. Ngợc lại