ĐẠI HỌC QUỐC GIA THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
KHOA KỸ THUẬT HÓA HỌC
BỘ MÔN KỸ THUẬT CHẾ BIẾN DẦU KHÍ

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP

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

SVTH: ĐẶNG PHƯƠNG QUANG
MSSV: 1512632
GVHD: TS. NGUYỄN HUỲNH ANH

THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH, 2020


ĐẠI HỌC QUỐC GIA THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
KHOA KỸ THUẬT HÓA HỌC
BỘ MÔN KỸ THUẬT CHẾ BIẾN DẦU KHÍ

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP

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

SVTH: ĐẶNG PHƯƠNG QUANG
MSSV: 1512632
GVHD: TS. NGUYỄN HUỲNH ANH

THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH, 2020
i


Tóm tắt luận văn
Nghiên cứu tiến hành khảo sát hiệu quả của 03 hóa chất hạ điểm đông (hãng
Evonik) đối với dầu thô Cá Ngừ Vàng. Do dầu thô mỏ Cá Ngừ Vàng có hàm lượng
parafin cao và khoảng cách từ nơi khai thác đến nơi tiếp nhận dầu khá xa nên khả năng
cao gây lắng động, tắc đường ống khai thác và đường ống vận chuyển khi hệ thống
ngừng hoạt động. Hóa chất gốc sẽ được hòa tan với xylene theo tỷ lệ đề xuất (1:1). Tiến
hành bơm hóa chất đã hòa tan vào đối tượng thực nghiệm là dầu thô mỏ Cá Ngừ Vàng
tại điều kiện giả lập với thực tế (80oC), sau đó tiến hành khảo sát hiệu quả giảm điểm
đông theo tiêu chuẩn ASTM D5853 và khảo sát khả năng cải thiện tính lưu biến theo
tiêu chuẩn ASTM D445 ở các nồng độ nghiên cứu 200, 300, 500, 700ppm . Từ kết quả
thực nghiệm cho thấy, cả 03 hóa chất đều có khả năng giảm điểm đông của dầu thô mỏ
Cá Ngừ Vàng xuống dưới nhiệt độ của đáy biển (21oC) ở khoảng nồng độ 300-700ppm
và cải thiện đáng kể tính lưu biến của dầu thô mỏ Cá Ngừ Vàng ở khoảng nồng độ 200500ppm. Độ nhớt của dầu có xu hướng tăng trở lại khi tăng nồng độ lên 700ppm.

ii


Study on evaluation and selection of PPD for Ca Ngu Vang crude oil
Abstract
The study conducted a survey of the effectiveness of 03 PPD (Evonik firm) for Ca
Ngu Vang crude oil. Because Ca Ngu Vang crude oil has a high paraffin content and the
distance from the rig to the ship is far away, it is highly likely to cause turbulence, block
the extraction pipeline and the transport pipeline when the system stops working. PPD
will be dissolved with xylene at the proposed ratio (1:1). Carrying out the pumping of
dissolved chemicals into experimental objects is Ca Ngu Vang crude oil at the simulated
conditions with reality (80oC), then conducting a survey on the effect of reducing the

pour point according to ASTM D5853 and the feasibility study. The ability to improve
rheology according to ASTM D445 at the research concentrations of 200, 300, 500,
700ppm. From the experimental results, all three chemicals have the ability to reduce
the pour point of Ca Ngu Vang crude oil to below the temperature of the seabed (21oC)
at the concentration range of 300-700ppm and significantly improve the rheology of Ca
Ngu Vang crude oil at a concentration of 200-500ppm. Oil viscosity tends to increase
again when increasing concentration to 700ppm.

iii


Lời cảm ơn
Thực tế luôn cho thấy, sự thành công nào cũng đều gắn liền với những sự hỗ trợ,
giúp đỡ của những người xung quanh dù sự giúp đỡ đó là ít hay nhiều, trực tiếp hay gián
tiếp. Trong suốt thời gian từ khi bắt đầu làm luận văn đến nay, em đã nhận được sự quan
tâm, chỉ bảo, giúp đỡ của thầy cô, các anh chị tại VPI-Labs, gia đình và bạn bè.
Trước hết em xin cảm ơn bộ môn Kỹ thuật Chế biến Dầu Khí – Khoa Kỹ thuật
Hoá học, Trường Đại học Bách Khoa TP Hồ Chí Minh, đặc biệt là thầy giáo – TS. Hồ
Quang Như là người đã đưa em đến với đề tài này và cũng là người giới thiệu em đến
với VPI-Labs, để em có đủ điều kiện thực hiện đề tài.
Em xin gửi lời cảm ơn chân thành tới Trung tâm Phân tích Thí nghiệm (VPI-Labs),
TS. Nguyễn Huỳnh Anh (trưởng phòng VPI-Labs) đã nhận em vào thực hiện đề tài này.
Em xin cảm ơn ThS. Nguyễn Bá Khoa (chuyên viên VPI-Labs) và tất cả các anh chị
công tác tại VPI-Labs đã rất tận tình dùng những tri thức, tâm huyết và thời gian quý
báu của mình để truyền đạt cho em trong suốt thời gian qua.
Đặc biệt, em xin chân thành cảm ơn ThS. Nguyễn Hiền Phong là chuyên viên VPILabs đồng thời là người hướng dẫn chính trong đề tài này, đã tận tâm chỉ bảo hướng dẫn
giám sát em trong từng bước thực nghiệm, qua từng buổi nói chuyện, thảo luận về đề
tài nghiên cứu. Nhờ có những lời hướng dẫn, chỉ bảo đó, bài luận văn này đã hoàn thành
một cách tốt nhất. Một lần nữa em xin gửi lời cảm ơn chân thành đến thầy Phong.
Lời cảm ơn cuối cùng em xin gửi đến gia đình và bạn bè là chỗ dựa vững chắc về

mặt vật chất, tinh thần và là nơi giúp em có thể tiến gần hơn đến với thành công.
Đề tài thực hiện trong vòng 6 tháng tại VPI-Labs. Luận văn đã hoàn thành tốt nhất
có thể, tuy nhiên không thể tránh khỏi những thiếu sót. Vì vậy, em mong nhận được
những ý kiến đóng góp của các thầy cô, anh chị tại VPI-Labs và bạn đọc để có thể nâng
cao kiến thức của bản thân, phục vụ tốt quá trình công tác của em sau này.

iv


Mục lục
Lời cảm ơn ...................................................................................................................... iv
Danh mục các ký tự và chữ viết tắt ...............................................................................vii
Danh mục hình............................................................................................................. viii
Danh mục bảng ............................................................................................................... ix
Chương 1 – Mở đầu ....................................................................................................... 1
1.1. Lý do chọn đề tài ...................................................................................................... 1
1.2. Mục tiêu của đề tài ................................................................................................... 1
1.3. Phạm vi đề tài ........................................................................................................... 1
1.4. Ý nghĩa của đề tài ..................................................................................................... 2
1.5. Quy trình thực hiện ................................................................................................... 2
Chương 2 – Tổng quan .................................................................................................. 3
2.1. Dầu thô ..................................................................................................................... 3
2.2. Thành phần hóa học của dầu thô .............................................................................. 3
2.2.1. Các hợp chất hydrocacbon của dầu thô ................................................................. 4
2.2.2. Các chất phi hydrocacbon ................................................................................... 10
2.2.3. Asphalten và các chất nhựa của dầu thô .............................................................. 13
2.2.4. Nước lẫn theo dầu thô (nước đồng hành) ............................................................ 15
2.3. Phân loại dầu thô .................................................................................................... 15
2.3.1. Phân loại dầu theo bản chất hóa học ................................................................... 15
2.3.2. Phân loại dầu thô theo tỷ trọng ............................................................................ 19

2.3.3. Phân loại dầu thô theo nguồn gốc xuất xứ .......................................................... 20
2.4. Lắng đọng parafin ................................................................................................... 20
2.4.1. Sự lắng đọng parafin............................................................................................ 20
2.4.2. Nguyên nhân và ảnh hưởng của lắng đọng parafin ............................................. 21
2.4.3. Cơ chế lắng đọng parafin của dầu thô và sự ảnh hưởng của hệ đa phân tán....... 23
v


2.4.4. Ảnh hưởng của các chất keo tụ (hiệu ứng keo tụ) ............................................... 25
2.4.5. Hiệu ứng điện động học....................................................................................... 25
2.4.6. Cơ chế khuếch tán phân tử .................................................................................. 25
2.4.7. Cơ chế phân tán trượt .......................................................................................... 26
2.5. Các phương pháp pháp xử lý lắng đọng trong khai thác và vận chuyển dầu thô... 26
2.5.1. Phương pháp nhiệt học ........................................................................................ 27
2.5.2. Phương pháp cơ học ............................................................................................ 27
2.5.3. Phương pháp tẩy rửa parafin trong thiết bị đường ống ....................................... 27
2.5.4. Phương pháp điện trường .................................................................................... 27
2.5.5. Phương pháp dùng phụ gia .................................................................................. 28
2.6. Các chất phụ gia giảm điểm đông đặc và tác động đến quá trình kết tinh ............. 29
2.6.1. Thành phần phụ gia ............................................................................................. 29
2.6.2. Cơ chế biến tính cấu trúc tinh thể parafin trong dầu thô của phụ gia ................. 30
Chương 3 – Thực nghiệm ........................................................................................... 33
3.1. Đối tượng thực nghiệm ........................................................................................... 33
3.1.1. Dầu thô Cá Ngừ Vàng ......................................................................................... 33
3.1.2. Hóa chất hạ điểm đông ........................................................................................ 34
3.1.3. Các phương pháp, dụng cụ và thiết bị phục vục cho nghiên cứu ........................ 35
3.2. Kết quả thực nghiệm............................................................................................... 40
3.2.1. Hiệu quả giảm điểm đông đặc ............................................................................. 40
3.2.2. Hiệu quả cải thiện tính lưu biến .......................................................................... 49
Chương 4 – Kết luận và kiến nghị ............................................................................. 55

4.1. Kết luận................................................................................................................... 55
4.2. Kiến nghị ................................................................................................................ 55
Tài liệu tham khảo ....................................................................................................... 56

vi


Danh mục các ký tự và chữ viết tắt
Từ viết tắt

Viết đầy đủ

API

American Petroleum Institute

ASTM

American Society for Testing and Materials

PPD

Pour Point Depressant

PP

Pour Point

WAT


Wax Appearance Temperature

C (n)

Carbon (n)

Cacbon thứ n

E

Ethylene

Êtilen

P

Propylene

Prôpen

HC

Hữu Cơ

vii

Việt hóa


Danh mục hình

Hình 2.1 Cấu trúc hóa học một số hợp chất naphten ...................................................... 8
Hình 2.2 Cấu trúc hóa học một số hydrocacbon ............................................................. 9
Hình 2.3 Cấu trúc hóa học của tetralin, indan và xyclohexylbenzen ........................... 10
Hình 2.4 Cấu trúc hóa học của một số hợp chất hữu cơ của nitơ ................................. 11
Hình 2.5 Cấu trúc hóa học của phenol, crezol và β-naphtol ......................................... 12
Hình 2.6 Cấu trúc các parafin trong dầu thô ................................................................ 20
Hình 2.7 Cấu trúc asphlatene và nhựa trong dầu thô .................................................... 21
Hình 2.8 Lắng đọng đường ống không bọc cách nhiệt RP-1→PLEM (FSO) .............. 22
Hình 3.1 Bộ thiết bị DSC .............................................................................................. 35
Hình 3.2 Các thiết bị và dụng cụ dùng để xác định điểm chảy và điểm đông ............. 37
Hình 3.3 Một số thiết bị dùng để đo độ nhớt ................................................................ 40
Hình 3.4 Dầu thô đã được xử lý ở các nồng độ khác nhau ........................................... 46
Hình 3.5 Độ nhớt của dầu thô Cá Ngừ Vàng chưa được xử lý phụ gia....................... 51
Hình 3.6 Độ nhớt của dầu thô Cá Ngừ Vàng được xử lý phụ gia VPL 14/10111 ở các
nồng độ khác nhau ......................................................................................................... 52
Hình 3.7 Độ nhớt của dầu thô Cá Ngừ Vàng được xử lý phụ gia VPL 14/10112 ở các
nồng độ khác nhau ......................................................................................................... 53
Hình 3.8 Độ nhớt của dầu thô Cá Ngừ Vàng được xử lý phụ gia VPL 14/10113 ở các
nồng độ khác nhau ......................................................................................................... 54

viii


Danh mục bảng
Bảng 2.1 Các hydrocacbon riêng lẻ trong các loại dầu thô ............................................ 5
Bảng 2.2 Tính chất của một số n-parafin trong dầu thô.................................................. 6
Bảng 2.3 Giới hạn tỷ trọng hai phân đoạn chọn lựa để phân loại dầu thô theo họ
hydrocacbon................................................................................................................... 18
Bảng 2.4 Lắng động parafin trong ống không bọc cách nhiệt RP-1→PLEM (FSO) ... 22
Bảng 3.1 Tính chất hóa lý của dầu thô mỏ Cá Ngừ Vàng không có hóa phẩm ............ 33

Bảng 3.2 Bảng hiệu chuẩn nhiệt kế............................................................................... 38
Bảng 3.3 Hằng số C của một số nhớt kế theo tiêu chuẩn ASTM D445 ....................... 39
Bảng 3.4 Các tính chất cơ bản của dầu thô đã và chưa xử lý PPD ............................... 42
Bảng 3.5 Đặc điểm của 03 hóa phẩm PPD của hãng Evonik đề xuất cho VPI-Labs ... 43
Bảng 3.6 Điểm chảy và điểm đông của dầu thô mở Cá Ngừ Vàng đã được xử lý ở các
nồng độ khác nhau ......................................................................................................... 45
Bảng 3.7 Điểm chảy và điểm đông của dầu ở nồng độ 200ppm .................................. 47
Bảng 3.8 Điểm chảy và điểm đông của dầu ở nồng độ 300ppm .................................. 47
Bảng 3.9 Điểm chảy và điểm đông của dầu ở nồng độ 500ppm .................................. 47
Bảng 3.10 Điểm chảy và điểm đông của dầu ở nồng độ 700ppm ................................ 48

ix


Mở đầu
Chương 1 – Mở đầu
1.1. Lý do chọn đề tài
Dầu thô khai thác ở thềm lục địa Việt Nam là loại dầu ngọt có giá trị cao trên
thương trường quốc tế. Tuy nhiên, hầu hết dầu thô khai thác ở thềm lục địa Việt Nam
có hàm lượng parafin cao (từ 15% – 27%) nên xảy ra hiện tượng kết tinh và lắng đọng
parafin trong ống khai thác, thiết bị công nghệ và đường ống vận chuyển khi hệ thống
ngừng hoạt động, không được bảo ôn. Điều này gây hậu quả nghiêm trọng cho quá trình
khai thác và vận chuyển dầu, nhất là khi các mỏ dầu ở nước ta phát triển không đồng bộ
và đường ống vận chuyển dầu nằm trên đáy biển nhiều nơi không được bọc cách nhiệt.
Quá trình parafin kết tinh khi nhiệt độ dầu thô giảm sẽ gây lắng đọng hữu cơ trong
ống khai thác, thiết bị công nghệ và đường ống vận chuyển dầu, làm suy giảm sản lượng
của giếng, tăng áp suất trong hệ thống thu gom và tăng áp suất vận chuyển dầu…đôi khi
có thể gây tắc nghẽn cả hệ thống dẫn đến ngừng khai thác. Chi phí dành cho việc khắc
phục sự cố tắc nghẽn, xử lý lắng đọng parafin, khởi động lại đường ống khai thác là rất
lớn. Hiện nay, các công ty khai thác dầu khí trên thế giới đang áp dụng nhiều phương

pháp để ngăn ngừa lắng đọng parafin trong ống khai thác và đường ống vận chuyển.
Trong đó, phương pháp ngăn ngừa lắng đọng parafin bằng các phụ gia hóa học hiện
được sử dụng rộng rãi và hiệu quả kinh tế nhất. Các hoá phẩm sử dụng để ức chế sự phát
triển của các tinh thể parafin, làm giảm lắng đọng parafin lên thành ống khai thác và các
đường ống dẫn. Việc sử dụng phụ gia hóa học có thể giải quyết cùng lúc các vấn đề sau:
ngăn ngừa lắng đọng parafin, giảm nhiệt độ động đặc, giảm độ nhớt, giảm độ bền gel
qua đó làm giảm áp suất tái khởi động…
1.2. Mục tiêu của đề tài
Nghiên cứu đánh giá, lựa chọn hệ hóa phẩm PPD và nồng độ phù hợp với đối
tượng dầu thô Cá Ngừ Vàng dựa trên các hóa chất gốc của hãng Evonik.
1.3. Phạm vi đề tài
Các nghiên cứu trong nước hiện nay về phụ gia giảm điểm đông đặc chỉ dừng lại
ở việc đánh giá và lựa chọn hóa phẩm phù hợp. Và sâu hơn là thực hiện pha trộn các
hóa phẩm với nhau để lựa chọn được tỉ lệ thích hợp cho mỗi loại dầu. Các nghiên cứu
1


Mở đầu
tổng hợp cho đến nay là rất ít và có tính kinh tế thấp nên khuynh hướng nhập các sản
phẩm phụ gia từ các công ty nước ngoài đang là một hướng đi chủ yếu của các cơ sở
hiện nay.
Hiện nay, có rất nhiều hợp chất có thể được sử dụng làm phụ gia giảm điểm đông
đặc. Đề tài nghiên cứu đánh giá các loại phụ gia nhập từ hãng Evonik để đánh giá khả
năng giảm điểm đông đặc của dầu thô mỏ Cá Ngừ Vàng.
Nơi thực hiện đề tài: Trung tâm Phân tích Thí nghiệm VPI-Labs, Viện Dầu Khí
Việt Nam - VPI.
Địa chỉ: Đường D1 Khu Công Nghệ Cao, Phường Tân Phú, Quận 9, Hồ Chí Minh.
Phạm vi thực hiện: Dầu thô mỏ Cá Ngừ Vàng.
Thời gian thực hiện: 02/2019 đến 07/2020.
1.4. Ý nghĩa của đề tài

Đề tài có ý nghĩa quan trọng đối với nhu cầu của cơ sở khai thác dầu thô mỏ Cá
Ngừ Vàng. Do khoảng cách từ nơi khai thác mỏ Cá Ngừ Vàng đến tàu tiếp nhận dầu
(Vietso) khá xa nên dễ xảy ra lắng động parafin và có nguy cơ gây tắt ống dẫn khi hệ
thống dừng hoạt động.
Đề xuất hóa phẩm PPD và nồng độ phù hợp với dầu thô mỏ Cá Ngừ Vàng.
1.5. Quy trình thực hiện
Quá trình nghiên cứu, phân tích và đánh giá hiệu quả sản phẩm nhập ngoại được
thực hiện trên các thiết bị và máy móc hiện đại theo các phương pháp và qui trình chuẩn
trên thế giới:
-

Phân tích tính chất hóa lý của dầu thô;

-

Khảo sát hóa phẩm gốc theo hàm lượng sử dụng;

-

Đánh giá mức độ hiệu quả của các hệ hóa phẩm.

2


Tổng quan
Chương 2 – Tổng quan
2.1. Dầu thô
Dầu thô là thuật ngữ chung dùng để chỉ chất lỏng sánh, thường dễ chảy, đôi khi
không linh động, thỉnh thoảng ở dạng rắn. Dầu thô thường có màu vàng sánh, có thể
thay đổi từ màu trắng đến nâu và đen sẫm [9].

Dầu thô hay còn gọi là dầu mỏ. Dầu thô được hiểu là dầu mỏ đã được khai thác
lên trên mặt đất và chưa qua xử lý chế biến thành các sản phẩm khác nhau [9] .
Dầu mỏ là một hỗn hợp chất hữu cơ ở thể lỏng đậm đặc, phần lớn là những hợp
chất của hydrocacbon, thành phần rất đa dạng. Hiện nay, dầu thô chủ yếu dùng để sản
xuất xăng nhiên liệu, dầu hỏa và diezen [9].
Thành phần của dầu thô nói chung rất phức tạp. Khảo sát thành phần dầu thô của
nhiều mỏ dầu trên thế giới, cho thấy chúng không hoàn toàn giống nhau, thực tế có bao
nhiêu mỏ dầu thì có bấy nhiêu loại dầu thô. Ngày nay trong bản thân một lỗ khoan, dầu
thô lấy từ các vỉa dầu khác nhau cũng khác nhau [9].
Tuy nhiên, trong dầu thô đều có một điểm chung là thành phần các hợp chất
hydrocacbon (chỉ có C và H trong phân tử) bao giờ cũng chiếm phần chủ yếu, nhiều
nhất có thể lên đến 97÷98% KL, ít nhất cũng trên 50% KL. Phần còn lại là các chất khác
như: lưu huỳnh, nitơ, oxy, các hợp chất kim loại, chất nhựa và asphalten [9].
Về thành phần nguyên tố của dầu thô và khí, ngoài C và H còn có lưu huỳnh, oxy
và nitơ (S, O, N), một số kim loại như V, Ni, Fe, Cu, Ca, Na, As... Điều đáng chú ý là
dầu thô trên thế giới rất khác nhau về thành phần hóa học, song về thành phần nguyên
tố (chủ yếu là C và H) lại rất gần với nhau, chúng thay đổi trong phạm vi rất hẹp C:
83÷87% KL, H: 11÷14% KL [9].
2.2. Thành phần hóa học của dầu thô
Tổng quát, thành phần hóa học của dầu thô được chia làm các hợp chất như sau
[9]:
- Các hợp chất 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 ngoài cacbon
và hydro, chúng còn chứa thêm các nguyên tố khác như nitơ, lưu huỳnh, oxy...
3


Tổng quan
Phụ thuộc vào số lượng nguyên tử H và C mà chúng có tên gọi, tính chất và ở các

trạng thái khác nhau. Trong điều kiện bình thường có bốn alkane nhẹ nhất thường ở
dạng khí là CH4, C2H6, C3H8, C4H10 với các nhiệt độ sôi tương ứng là: -161,6oC; -88,6oC;
-42oC và -0,5oC [9].
Tất cả các sản phẩm của các chuỗi C5÷C20 ở điều kiện nhiệt độ phòng điều là chất
lỏng. Các chuỗi trong khoảng C5÷C7 là các sản phẩm nhẹ dễ bay hơi. Các sản phẩm của
chuỗi C10 đến C15 trộn với nhau qua quá trình xử lý chế biến được xử dụng với tên gọi
là xăng. Dầu hỏa là chuỗi sản phẩm của C10 đến C15, tiếp theo là dầu diesel (C10÷C20) và
nhiên liệu nặng hơn sử dụng cho động cơ tàu thủy. Các loại dầu bôi trơn và mỡ (dầu
nhờn) nằm trong khoảng C16÷C20. Các sản phẩm của chuỗi C20 trở lên là các sáp parafin,
sau đó là hắc ín và nhựa đường bitum ở trạng thái rắn [9].
Như đã nêu ở trên, trong thành phần của dầu thô hàm lượng các HC luôn chiếm
chủ yếu. Trong thực tế dựa vào thành phần của các HC trong dầu mỏ mà người ta quyết
định các loại sản phẩm được sản xuất từ một loại dầu thô cho trước, thành phần này
cũng quyết định đến hiệu suất sản xuất các loại sản phẩm. Đối với các hợp chất phi HC,
mặc dù thành phần nguyên tố của chúng không lớn nhưng hầu hết đây là các hợp chất
có hại, vì vậy trong quá trình chế biến cần phải loại bỏ nó ra khỏi thành phần của sản
phẩm, do đó chúng ảnh hưởng lớn đến công nghệ của nhà máy [9].
2.2.1. Các hợp chất hydrocacbon của dầu thô
Hydrocacbon là thành phần chính và quan trọng nhất của dầu thô. Trong thành
phần của dầu thô thường được chia làm 3 loại sau:
-

Các hợp chất parafin;

-

Các hợp chất naphten;

-


Các hydrocacbon thơm hay aromatic.

Thực tế cho thấy, trong các phân đoạn có nhiệt độ sôi trung bình và cao ngoài các
hợp chất trên còn có các hợp chất lai hợp, tức là hợp chất mà trong phân tử của chúng
có chứa các loại hydrocacbon nêu trên. Điều đáng chú ý là các hydrocacbon không no
(olefin, cycloolefin, diolefin...) không có trong hầu hết các loại dầu mỏ [9].
Số nguyên tử cacbon của các HC trong dầu thường từ C5 đến C80 và từ C1 đến C4
ở dạng khí, tương ứng với trọng lượng phân tử (tỷ lệ giữa khối lượng chất với số mol
4


Tổng quan
chất, g/mol) khoảng 855÷880 g/mol. Cho đến nay với những phương pháp phân tích
hiện đại đã xác định được những hydrocacbon riêng lẻ trong dầu, như trong Bảng 2.1.
Bảng 2.1 Các hydrocacbon riêng lẻ trong các loại dầu thô
STT

Các hydrocacbon

Dãy đồng đẳng

Số nguyên tử
trong phân tử

Số lượng HC riêng lẻ
được xác định

1

N-parafin

I-parafin
"
"
I-parafin
(loại iso prenoid)
Cycloparafin
(1 vòng)
"
Cycloparafin
(2 vòng)
Cycloparafin
(3 vòng)
Cycloparafin
(4 và 5 vòng)
Hydrocacbon thơm
(1 vòng)
Hydrocacbon thơm
(1 vòng có nhiều nhóm
thế)
Hydrocacbon thơm
(2 vòng)
Hydrocacbon thơm
(2 vòng loại difenyl)
Hydrocacbon thơm
(3 vòng loại
phenanten)
Hydrocacbon thơm
(3 vòng loại fluoren)
Hydrocacbon thơm
(4 và nhiều vòng)

Hydrocacbon hỗn hợp
naphten- thơm
(loại indan và tetrlin)
Hydrocacbon hỗn hợp
naphten- thơm
(loại nhiều vòng)

CnH2n+2
CnH2n+2
"
"
"
"
CnH2n+2
"
"
CnH2n-2
"

C1-C45
C4-C7
C8-C9
C10-C11
C14-C25
C12 và cao hơn
C5-C7
C8-C9
C10-C12
C8-C9
C9-C12


45
15
47
10
12
4
10
53
23
5
20

CnH2n-5

C10-C13

5

CnH2n-6
CnH2n-8

C14-C30

4

CnH2n-6

C6-C11


16

CnH2n-6

C9-C12

41

CnH2n-12

C10-C16

42

CnH2n-14

C12-C15

15

CnH2n-18

C14-C16

14

CnH2n-16

C15-C16


7

CnH2n-24

C16-C18

10

CnH2n-8

C9-C14

20

2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15

16


4

5


Tổng quan
➢ Các hợp chất parafin của dầu thô
Parafin là loại hydrocacbon rất phổ biến trong các loại hydrocacbon của dầu thô.
Tùy theo cấu trúc mà parafin được chia thành hai loại: parafin mạch thẳng không nhánh
(n-parafin) và parafin có nhánh (iso-parafin).
❖ N-parafin
N-parafin là loại hydrocacbon dễ tách và dễ xác định nhất trong số các loại
hydrocacbon của dầu thô. Việc sử dụng phương pháp sắc ký kết hợp với rây phân tử cho
phép xác định được tất cả các n-parafin từ C1 đến C80.
Hàm lượng chung các n-parafin trong dầu thô thường chiếm đến 30% KL. Tùy
theo tuổi và điều kiện tạo thành, mà sự phân bố các n-parafin trong dầu sẽ khác nhau.
Nói chung sự phân bố này tuân theo quy tắc sau: tuổi càng cao, độ sâu lún chiềm càng
lớn, thì hàm lượng n-parafin trong phần nhẹ của dầu thô càng nhiều [9].
Một số đặc điểm chú ý của các hydrocacbon n-parafin là bắt đầu từ các n-parafin
có số nguyên tử cacbon từ C18 trở lên, ở nhiệt độ thường chúng có trạng thái rắn, khi
nằm trong dầu thô chúng hoặc ở trạng thái hòa tan hoặc ở dạng huyền phù. Nếu hàm
lượng n-parafin ở dạng tinh thể quá cao, có khả năng làm cho toàn bộ dầu thô mất tính
linh động và bị đông đặc. Trong Bảng 2.2 là nhiệt độ sôi và nhiệt độ kết tinh của các nparafin từ C17 ở lên:
Bảng 2.2 Tính chất của một số n-parafin trong dầu thô
N-parafin

Công thức hóa học

Nhiệt độ sôi, oC


Nhiệt độ kết tinh, oC

Heptadecan

C17H36

303

21,7

Octadecan

C18H38

317,5

28,1

Nonadecan

C19H40

331,7

32

Eicosan

C20H42


345,3

36,7

Heneicosan

C21H44

355,1

40,5

Docosan

C22H46

367

44,4

Tricosan

C23H48

378,3

47,6

Tetracosan


C24H50

389,2

50,9

6


Tổng quan
N-parafin

Công thức hóa học

Nhiệt độ sôi, oC

Nhiệt độ kết tinh, oC

Pentacosan

C25H52

399,7

53,7

Hexecosan

C26H54


409,7

56,4

Heptacosan

C27H56

419,4

59

Octacosan

C28H58

428,7

61,4

Nonacosan

C29H60

437,7

63,7

Triacotan


C30H62

443,4

65,8

Tetracontan

C31H64

81,5

Một số loại dầu thô trên thế giới có hàm lượng parafin rất cao, vì vậy ở ngay nhiệt
độ thường, toàn bộ dầu thô cũng bị đông đặc lại. Tính chất này của các n-parafin có
trọng lượng phân tử lớn đã gây nhiều khó khăn cho quá trình vận chuyển và chế biến
dầu thô.
❖ Iso-parafin
Iso-parafin thường chỉ hiện diện ở phần nhẹ, còn phần có nhiệt độ sôi trung bình
và cao nói chung rất ít.
Về vị trí nhánh phụ có các đặc điểm chính sau:
-

Các iso-parafin trong dầu thô có cấu trúc đơn giản, mạch chính dài, mạch
phụ ít và ngắn;

-

Các nhánh phụ thường là các gốc metyl. Đối với các iso-parafin một nhánh
phụ thì thường dính vào vị trí cacbon số 02 hoặc số 03;


-

Đối với loại có 02 hoặc 03 nhánh phụ thì xu hướng tạo thành cacbon bậc 03
nhiều hơn là tạo cacbon bật 04, nghĩa là hai nhánh phụ đính vào trong một
cacbon trong mạch chính thường ít hơn;

-

Nếu có nhiều nhánh phụ thì các nhánh phụ nằm cách đều nhau 03 nguyên
tử cacbon (cấu tạo isoprenoil).

➢ Các hợp chất naphten
Naphten là các hợp chất vòng no, đây là một trong số các hydrocacbon phổ biến
và quan trọng của dâu thô. Hàm lượng của chúng trong dầu thô thay đổi 30÷60% KL.
7


Tổng quan
Naphten của dầu thô thường gặp ở 03 dạng chính: loại vòng 05 cạnh, loại vòng 06
cạnh, loại nhiều vòng ngưng tụ hoặc qua cầu nối, còn những loại vòng 07 cạnh trở lên
thường rất ít, không đáng kể.

Hình 2.1 Cấu trúc hóa học một số hợp chất naphten
Bằng phương pháp phân tích phổ khối cho biết số vòng của naphten có thể lên đến
10÷12 trong phần có nhiệt độ sôi rất cao của dầu thô, nhưng thực tế chưa tách được một
hợp chất nào như thế. Hiện chỉ có loại 05 vòng (diamamtan C14H20 và triterpan C30H50)
được xem là loại naphten có số vòng cao nhất đã tách ra được từ dầu thô [9].
Tuy nhiên, trong dầu thô thì loại naphten 01 vòng (05; 06 cạnh) có các nhánh phụ
xung quanh lại là loại chiếm phần chủ yếu nhất và cũng là loại được nghiên cứu đầy đủ

nhất. Vì thế, người ta đã tách ra được hàng loạt naphten 01 vòng có 01; 02; 03 nhánh
phụ trong nhiều loại dầu thô khác nhau. Ở trong phần nhẹ của dầu thô, chủ yếu là các
naphten một vòng với các nhánh phụ rất ngắn (thường là các nhóm –CH3) và có thể có
nhiều (01; 02; 03 nhánh). Còn trong những phần có nhiệt độ cao của dầu thô thì các
nhánh phụ này lại dài hơn nhiều [9].
Trong những trường hợp nhánh phụ quá dài, tính chất của hydrocacbon này không
mang tính chất đặc trưng của naphten nữa, ,mà chịu ảnh hưởng của mạch parafin dính
cùng. Vì vậy, những loại này thường được ghép vào một loại riêng gọi là loại
hydrocacbon hỗn hợp (hoặc lai hợp). Theo Rossini, những loại này (loại naphten 1 vòng
có nhánh bên dài, tức khi số nguyên tử cacbon của chúng từ C20 trở lên) thường có 02÷04
nhánh phụ, trong nhánh phụ thì thường có một nhánh dài (thông thường là mạch thẳng,
nếu có cấu trúc nhánh thì chỉ rất ít nhánh) và những nhánh còn lại thì chủ yếu là nhóm
metyl, rất ít gặp nhóm etyl hay isopropyl [9].
➢ Các hydrocacbon thơm hay aromatic
Các hydrocacbon thơm là hợp chất hydrocacbon mà trong phân tử của chúng có
chứa ít nhất một nhân thơm. Trong dầu thô có chứa cả loại một hoặc nhiều vòng [9].

8


Tổng quan
Loại hydrocacbon thơm 01 vòng và các đồng đẳng của nó là loại phổ biến nhất,
trong đó benzen thường gặp với số lượng ít hơn cả. Những đồng đẳng của benzen
(C7÷C15) nói chung đều đã tách và xác định được trong nhiều loại dầu thô, những loại
alkylbenzen với 01, 02, 03, 04 nhánh phụ như toluen; xylen; 01, 02, 04 – trimetylbenzen
đều là những loại chiếm đa số trong các hydrocacbon thơm. Tuy nhiên, loại 04 nhánh
phụ tetra – metylbenzen (01, 02, 03, 04 và 01, 02, 03, 05) thường thấy với tỷ lệ cao nhất.
Theo Smith thì hàm lượng tối đa của toluen trong dầu thô vào khoảng 02÷03% xylen và
benzen vào khoảng 01÷06% [9].


Hydrocacbon thơm 01 vòng
Hydrocacbon thơm nhiều vòng
Hình 2.2 Cấu trúc hóa học một số hydrocacbon
Loại hydrocacbon thơm 02 vòng có cấu trúc ngưng tụ như naphten và đồng đẳng
hoặc cấu trúc cầu nối như diphenyl nói chung đều có trong dầu thô. Loại cấu trúc
diphenyl thì ít hơn so với cấu trúc hai vòng ngưng tụ kiểu naphtalen [9].
Trong các diphenyl xác định được một số đồng đẳng như 2-metyl, 3-metyl, 4-metyl
diphenyl, 3-etyl và isopropyl diphenyl, cũng như loại có 02; 03 nhóm thế metyl [9].
Trong những phần có nhiệt độ sôi cao của dầu thô, có mặt hydrocacbon thơm với
03 hoặc nhiều vòng ngưng tụ.
➢ Các hydrocacbon lai hợp
Nếu như các loại hydrocacbon thuần khiết vừa khảo sát trên có không nhiều trong
dầu thô ở những phân đoạn có nhiệt độ sôi cao thì hydrocacbon dạng lai hợp (tức là hợp
chất mà trong nó có chứa nhiều loại hydrocacbon vừa kể trên) lại phổ biến và chiếm đa
số. Cấu trúc hydrocacbon lai hợp này trong dầu thô rất gần với cấu trúc hỗn hợp tương
tự trong các vật liệu hữu cơ ban đầu tạo thành dầu, cho nên dầu càng có độ biến chất
thấp thì sẽ càng nhiều hydrocacbon loại này [9].
Loại hydrocacbon lai hợp dạng đơn giản nhất là tetralin, indan, đó là loại gồm 01
vòng thơm và 01 vòng naphten kết hợp:
9


Tổng quan

Hình 2.3 Cấu trúc hóa học của tetralin, indan và xyclohexylbenzen
Điều đáng chú ý là, khi so sánh về cấu trúc các đồng đẳng của tetralin của dầu thô
với những đồng đẳng tương ứng của naphtalen, thì thấy một sự tương tự về số lượng
cũng như vị trí các nhóm thế metyl dính vào các phân tử của chúng. Do đó, có thể xem
như chúng có cùng một nguồn gốc ban đầu và sự tạo thành các hydrocacbon tetralin có
lẽ là giai đoạn biến đổi tiếp sau của naphtalen trong quá trình tạo thành dầu thô [9].

Những hydrocacbon lai hợp phức tạp hơn (01 vòng thơm ngưng tụ với 02 vòng
naphten trở lên) so với loại đơn giản thì số lượng của chúng ở trong dầu ít hơn, vì vậy
cấu trúc loại tetralin và indan được xem là cấu trúc chủ yếu của họ này. Trong những
cấu trúc hỗn hợp như vậy, nhánh phụ dính vào vòng thơm thường là nhóm metyl, còn
nhánh phụ dính vào vòng naphten thường là mạch thẳng dài hơn [9].
2.2.2. Các chất phi hydrocacbon
Đây là những hợp chất, mà trong phân tử của nó ngoài cacbon, hydro còn có chứa
oxy, nitơ, lưu huỳnh, tức là những hợp chất hữu cơ của oxy, nitơ, lưu huỳnh. Một loại
hợp chất khác mà trong thành phần của nó cũng có cả đồng thời O, N, S sẽ không xét ở
đây, nó thuộc nhóm chứa nhựa và asphalten sẽ được xem xét sau [9].
Nói chung, những loại dầu non, biến chất thấp, hàm lượng các hợp chất chứa các
dị nguyên tố kể trên đều cao hơn so với các loại dầu già có độ biến chất lớn. Ngoài ra
tùy theo loại vật liệu hữu cơ ban đầu tạo ra dầu khác nhau, hàm lượng và tỷ lệ của từng
loại hợp chất của O, N, S trong từng loại dầu sẽ khác nhau. Chú ý rằng, hàm lượng các
nguyên tố O, N, S trong dầu mỏ rất ít, và vì những nguyên tố này thường kết hợp với
các gốc hydrocacbon, nên trọng lượng phân tử của chúng cũng tương đương với trọng
lượng phân tử của hydrocacbon đi kèm, do đó hàm lượng của chúng khá lớn [9].
➢ Các hợp chất của lưu huỳnh trong dầu thô
Đây cũng là hợp chất phổ biến nhất và cũng đáng chú ý nhất trong số các hợp chất
không thuộc loại hydrocacbon của dầu thô.
10


Tổng quan
Người ta phân biết dầu ít lưu huỳnh có hàm lượng lưu huỳnh không quá 0,3÷0,5%
KL và dầu nhiều lưu huỳnh có 01÷02% KL trở lên.
Hiện nay, trong dầu thô đã xác định được 250 loại hợp chất của lưu huỳnh.
Những hợp chất này thuộc vào những họ sau:
-


Mercaptan: R-S-H;

-

Sunfua: R-S-R’;

-

Disunfua: R-S-S-R’;

-

Thiophen: C4H4S;

-

Lưu huỳnh tự do: S;

-

Sunfua hydro: H2S.
➢ Các hợp chất của nitơ trong dầu thô

Các hợp chất của nitơ đại bộ phận đều nằm trong phân đoạn có nhiệt độ sôi cao
của dầu thô. Ở các phân đoạn nhẹ, các hợp chất chứa N chỉ thấy dưới dạng vết.
Hợp chất chứa nitơ có trong dầu thô không nhiều, hàm lượng nguyên tố nitơ chỉ
từ 0,001 đến 01%. Những hợp chất chứa nitơ trong dầu, trong cấu trúc phân tử của nó
có thể có loại chứa một nguyên tử nitơ, hay loại chứa 02; 03 thậm chí 04 nguyên tử nitơ.

Hình 2.4 Cấu trúc hóa học của một số hợp chất hữu cơ của nitơ

Những hợp chất chứa 02 nguyển tử nitơ trở lên thường có rất ít. Đối với những
chất chứa 04 nguyên tử nitơ thường có xu hướng tạo nên những phức chất với kim loại,
như vanadi, niken và sắt.

11


Tổng quan
➢ Các hợp chất của oxy trong dầu thô
Trong dầu thô, các hợp chất chứa oxy thường có dưới dạng các axit (tức có nhóm
–COOH), các xeton (có nhóm –C=O), các phenol và các loại ete và lacton. Tuy nhiên
trong số này, các hợp chất chứa oxy dưới dạng các axit là quan trọng hơn cả.
Trong các phân đoạn có nhiệt độ sôi thấp của dầu mỏ các axit hầu như không có.
Axit chứa nhiều nhất ở phân đoạn có nhiệt độ sôi trung bình của dầu thô (C20-C23), ở
phân đoạn có nhiệt độ sôi cao hơn thì hàm lượng các axit lại giảm đi. Về cấu trúc, những
axit có số nguyên tử cacbon trong phân tử dưới C6 thường là các axit béo. Những loại
có số nguyên tử cacbon trong phân tử cao hơn thường là các axit có gốc là vòng naphten
05 cạnh hoặc 06 cạnh. Những loại này chiếm phần chủ yếu ở phân đoạn có nhiệt độ sôi
trung bình của dầu thô. Ở những phân đoạn rất nặng, các vòng của hydrocacbon lại
mang tính chất hỗn hợp giữa naphten-thơm. Còn các axit nằm trong phần cặn của dầu
có cấu trúc phức tạp giống cấu trúc của các chất nhựa asphalten, nên chúng được gọi là
axit asphalten, trong thành phần có thể còn có cả dị nguyên tố khác như: S, N [9].

Hình 2.5 Cấu trúc hóa học của phenol, crezol và β-naphtol
Vì những axit nằm trong các phân đoạn có nhiệt độ sôi trung bình đa phần có gốc
là vòng naphten nên chúng được gọi là các axit naphtenic.
Các phenol trong dầu thô thường gặp là phenol và các đồng đẳng của nó, cũng như
gặp cả β-naphtol và đồng đẳng. Hàm lượng các phenol nói chung chỉ khoảng
0,1÷0,2%.Bản thân phenol lại thường có số lượng ít hơn so với các đồng đẳng [9].
Các xeton mạch thẳng C2-C5 tìm thấy trong phần nhẹ của dầu thô. Trong phần có

nhiệt độ sôi cao thì phát hiện có xeton vòng. Các xeton này không có nhiều trong dầu
thô và ngay cả trong phần nặng của dầu [9].
➢ Các kim loại trong dầu thô
Kim loại có trong dầu mỏ không nhiều, thường từ vài phần triệu đến vài phần vạn.
Chúng thường có mặt ở các phân đoạn có nhiệt độ sôi cao và dưới dạng phức với các
12


Tổng quan
hợp chất hữu cơ (cơ-kim), thông thường là dạng phức với porphirin và dạng phức với
các chất hữu cơ khác trong dầu mỏ, trong đó dạng phức với porphirin thường có số
lượng ít hơn.
Những kim loại nằm trong phức porphirin thường là các Ni, Va. Trong những loại
dầu nhiều lưu huỳnh chứa nhiều porphirin dưới dạng phức với Va, ngược lại trong những
dầu ít lưu huỳnh, đặc biệt dầu có nhiều nitơ, thì thường chứa nhiều porphirin dưới dạng
phức với Ni. Do đó, trong những dầu thô chứa nhiều lưu huỳnh, tỷ lệ Va/Ni thường lớn
hơn 01 (03-10 lần), còn trong dầu mỏ chứa ít lưu huỳnh, tỷ lệ Va/Ni thường nhỏ hơn 01.
Những phức kim loại với các chất hữu cơ khác trong dầu có đặc tính chung là
không phản ứng với các axit khác với các phức kim loại-porphirin. Điều này có thể là
do trong cấu trúc của nó, bên cạnh porphirin còn có những vòng thơm hoặc naphten
ngưng tụ.
Kim loại trong các phức cơ-kim nói trên, ngoài Va và Ni còn có thể có Fe, Cu, Zn,
Ti, Ca, Mn... Số lượng các phức kim loại này thường rất ít so với các phức Va và Ni.
2.2.3. Asphalten và các chất nhựa của dầu thô
Các chất nhựa và asphalten của dầu thô là những chất mà trong cấu tạo phân tử
của nó ngoài C và H còn có đồng thời các nguyên tố khác như: S, O, N, chúng có trong
lượng phân tử rất lớn, từ 500 đến 600 trở lên. Bởi vậy các chất nhựa và asphalten chỉ có
mặt trong những phân đoạn có nhiệt độ sôi cao và cặn của dầu thô [9].
➢ Asphalten của dầu thô
Asphalten của hầu hết các loại dầu thô đều có tính chất giống nhau. Asphalten có

màu nâu sẫm hoặc đen dưới dạng bột rắn, khi đun nóng cũng không mềm đi, chỉ bị phân
hủy nếu nhiệt độ đun cao hơn 300oC tạo thành khí và cốc. Asphalten không hòa tan
trong rượu, trong xăng nhẹ (ete dầu mỏ), nhưng hòa tan trong benzen, clorofor và CS2.
Bằng cách thay đổi dung môi có thể tách asphalten ra khỏi dầu thô. Bản thân
asphalten khi có mặt trong dầu thô thì dầu thô là một hỗn hợp dung môi mà asphalten
vừa ưa (benzen và hydrocacbon thơm nói chung) và vừa ghét (hydrocacbon parafinic và
naphten). Cho nên, trong những loại dầu có độ biến chất cao mang đặc tính parafinic,
rất nhiều parafin trong phần nhẹ thì lượng asphalten trong những loại dầu nhẹ đó thường
rất ít và nằm dưới dạng phân tán lơ lửng, đôi khi có ở dạng vết. Ngược lại, trong những

13


Tổng quan
loại dầu biến chất thấp tức dầu nặng, nhiều hydrocacbon thơm, thì thường chứa nhiều
asphalten và chúng ở dưới dạng dung dịch keo bền vững [9].
Về cấu trúc, các asphalten rất phức tạp, chúng được xem như là hợp chất hữu cơ
cao phân tử, với những mức độ trừng hợp khác nhau. Cho nên trọng lượng phân tư của
chúng có thể thay đổi trong phạm vi rộng từ 1000 tới 10000 hoặc cao hơn [9].
➢ Các chất nhựa của dầu thô
Các chất nhựa, nếu tách ra khỏi dầu thô sẽ là những chất lỏng đặc quánh, đôi khi
ở trạng thái rắn. Chúng có màu vàng sẫm hoặc nâu, tỷ trọng lớn hơn 1, trọng lượng phân
tử từ 500 đến 2000. Nhựa tan được hoàn toàn trong các loại dầu nhờn của dầu mỏ, xăng
nhẹ, cũng như trong benzen, cloroform, ete. Khác với asphalten, nhựa khi hòa tan trong
các dung môi kể trên sẽ tạo thành dung dịch thực. Mặt khác, cũng như asphalten, thành
phần nguyên tố và trọng lượng phân tử của nhựa từ các loại dầu thô khác nhau, hoặc từ
các phân đoạn khác nhau của loại dầu đó, hầu như gần giống nhau, có nghĩa chúng
không phụ thuộc gì vào nguồn gốc [9].
Như vậy nhựa của dầu thô bất kỳ từ nguồn gốc nào cũng đều có thành phần nguyên
tố và trọng lượng phân tử gần như nhau. Một tính chất rất đặc biệt của nhựa là khả năng

nhuộm màu rất mạnh, đặc biệt là nhựa từ các phân đoạn nặng hoặc từ dầu thô, khả năng
nhuộm màu của những loại nhựa này gấp 10÷20 lần so với nhựa của những phân đoạn
nhẹ như kerosen. Vì vậy, những sản phẩm trắng (xăng, kerosen, gas-oil) khi có lẫn nhựa
(hoặc tạo nhựa khi bảo quản) đều trở nên có màu vàng. Những loại dầu mỏ rất ít
asphalten, nhưng vẫn có màu sẫm đến nâu đen (như dầu thô Bạch Hổ Việt Nam), chính
là vì sự có mặt các chất nhựa nói trên [9].
Về tính chất hóa học, nhựa rất giống asphalten. Nhựa rất dễ chuyển thành
asphalten. Chính vì thế, các loại dầu thô khi có độ biến chất cao, mức độ lún chìm càng
sâu, thì sự chuyển hóa từ nhựa sang asphalten càng dễ dàng, hàm lượng nhứa sẽ giảm
đi nhưng asphalten tạo thành được nhiều lên. Tuy nhiên, những loại dầu này lại mang
đặc tính parafinic, nên asphalten tạo thành vì vậy thức tế trong dầu khai thác được cuối
cùng lại chứa ít asphalten. Do đó, dầu càng nhẹ càng mang đặc tính parafin thì càng ít
nhựa và asphalten [9].

14


Tổng quan
➢ Axit asphaltic
Axit trong phần cặn nặng của dầu thô có trọng lượng phân tử rất lớn với phần gốc
cơ bản có đặc tính giống với phần gốc của chất nhựa và asphalten, cho nên còn được gọi
là axit asphaltic. Các axit asphaltic tách ra khỏi dầu cũng là một chất giống như nhựa,
có trọng lượng riêng lớn hơn 01. Nhưng axit asphaltic khó hòa tan trong xăng nhẹ, chỉ
hòa tan trong rượu và cloroform [9].
2.2.4. Nước lẫn theo dầu thô (nước đồng hành)
Nước lẫn theo dầu thô sau khi được tách sơ bộ, phần còn lại chủ yếu là các nhũ
tương. Những nhũ tương này thuộc loại “nước trong dầu” tức nhũ tương mà dầu là môi
trường phân tán, nước phân tán trong môi trường dầu. Nhũ tương này không ưa nước.
Trong dầu luôn có mặt những hợp chất có cực, các axit, các chất nhựa, asphalten, những
chất này chỉ tan trong dầu mà không tan trong nước. Chính vì vậy khi xuất hiện các nhũ

tương “nước trong dầu” thì chúng sẽ tạo chung quanh các hạt nhũ tương này một lớp vỏ
hấp phụ bền vững, mà phần có cực của chúng quay vào nước, phần không cực hướng
về dầu. Do đó càng làm cho nhũ tương bên vững, lơ lửng trong dầu, rất khó tách [9].
2.3. Phân loại dầu thô
Dầu thô muốn đưa vào quy trình chế biến hoặc buôn bán trên thị trường cần phải
xác định xem chúng thuộc loại dầu nào: dầu nặng hay nhẹ; dầu chứa nhiều hydrocacbon
parafin, naphtenic hay aromatic; dầu chứa nhiều hay ít lưu huỳnh... Từ đó mới xác định
được giá trị trên thị trường và hiệu quả thu được khi chế biến. Hiện nay, người ta thường
dựa vào bản chất hóa học, bản chất vật lý, khu vực khai thác để phân loại [9].
2.3.1. Phân loại dầu theo bản chất hóa học
Các loại dầu trên thế giới đều rất khác nhau về thành phần hóa học và những đặc
tính khác. Do đó, để phân loại chúng thành từng nhóm có tính chất giống nhau rất khó.
Cho nên thông thường dầu thô được chia theo nhiều loại, dựa vào hàm lượng từng loại
hydrocacbon trong đó. Tuy nhiên, bên cạnh hydrocacbon còn có mặt những thành phần
không phải hydrocacbon, tuy ít nhưng chúng cũng không kém phần quan trọng. Do đó,
một sự phân loại bao trùm được đầy đủ các tính chất khác nhau như thế của dầu thô rất
phức tạp và vì vậy cho đến nay cũng chưa có cách phân loại nào được hoàn hảo cả [9].

15