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

metacrylat (BK 0101S) hoặc với vinyl axetat (BK 0101V). Hệ phụ gia từ copolyme OP 01 (BK 0102) cũng có hiệu quả vượt trội so với các sản phẩm cùng loại có mặt trên thị trường Việt Nam là VX-7484 của Nalco và PAO 83363 của Baker Petrolite. Với hàm lượng xử lý từ 1000 đến 2000 ppm, hệ phụ gia từ copolyme OP 01 có khả năng đưa điểm đông đặc của dầu thô Diamond từ 36oC khi không dùng hoá chất về lần lượt là 30oC và 21oC; giảm lần lượt từ 6 đến 15oC. Các kết quả này rất phù hợp với biện luận đưa ra ở phần trên. Như vậy có thể thấy hệ phụ gia BK 0102 là thích hợp nhất, tốt hơn phụ gia thương mại có trên thị trường. Luận án đã sử dụng loại phụ gia này để nghiên cứu quá trình giảm nhiệt độ đông đặc cho quá trình khai thác và vận chuyển dầu thô Diamond. 3.4. KẾT QUẢ ỨNG DỤNG HỆ PHỤ GIA BK 0102 TRONG VIỆC GIẢM NHIỆT ĐỘ ĐÔNG ĐẶC CHO DẦU THÔ DIAMOND Phụ gia chế tạo từ OP 01 để giảm nhiệt độ đông đặc cho dầu thô Diamond được pha chế với các thành phần như sau: OP 01 chiếm 30%, chất HĐBM NP 4 chiếm 25%, và dung môi Solvent 100 chiếm 45% (phụ gia BK 0102). 3.4.1. Ảnh hưởng của nồng độ phụ gia đến nhiệt độ đông đặc dầu thô Diamond Hệ phụ gia chế tạo từ polyme OP 01 (BK 0102) theo phương pháp đã được đưa ra trong phần thực nghiệm. Phụ gia BK 0102 này sẽ được sử dụng ở các nồng độ khác nhau khi bổ sung cho dầu thô mỏ Diamond. Bên cạnh phụ gia BK 0102, hai loại phụ gia thương mại có tác dụng hạ điểm đông đặc cho dầu thô kí hiệu là VX-7484 và PAO 83363 cũng được sử dụng để so sánh hiệu quả. Kết quả khảo sát ảnh hưởng của nồng độ sử dụng các phụ gia đến nhiệt độ đông đặc của dầu thô mỏ Diamond được đưa ra trong Bảng 3.10. 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 Nồng độ, ppm Nhiệt độ đông đặc của dầu thô Diamond, oC BK 0102 VX-7484 PAO 83363 0 (Mẫu trắng) 36 36 36 1000 27 30 33 1250 24 30 30 1500 21 27 27 1750 21 24 27 2000 21 24 27 Kết quả cho thấy, phụ gia BK 0102 có hiệu quả giảm nhiệt độ đông đặc cho dầu thô Diamond tốt hơn nhiều so với các hóa phẩm thương mại VX-7484 của Nalco và PAO 83363 của Baker Petrolite. Điểm đông đặc của dầu đã giảm từ 36°C xuống 21°C ở nồng độ 1500 ppm, tức là đã giảm được 15oC. Ngoài các nguyên nhân về độ dài mạch polyme phù hợp và độ đồng đều cao, còn một nguyên nhân quan trọng làm giảm mạnh nhiệt độ đông đặc của dầu thô, đó là do cấu trúc mạch cacbon của polyme: polyme OP 01 có rất nhiều mạch nhánh hydrocacbon đan xen. Nếu số lượng các mạch nhánh này càng nhiều, khi được cài vào khung tinh thể parafin trong dầu thô sẽ làm thay đổi quy luật kết tinh và ức chế việc phát triển của tinh thể trong không gian ma trận. Nói cách khác sự có mặt của phụ gia BK 0102 sẽ ngăn cản việc kết tinh và phát triển parafin thành các mảng tinh thể lớn [74, 83, 89]. Từ các kết quả trên có thể thấy, nồng độ thích hợp của dung dịch phụ gia sử dụng cho dầu thô mỏ Diamond nên là 1500 ppm, thay vì 2000 ppm như trong các thử nghiệm trước đó (do nếu sử dụng 2000 ppm thì hiệu quả cũng chỉ bằng khi sử dụng 1500 ppm mà lại tiêu tốn lượng lớn phụ gia). Cơ chế làm giảm nhiệt độ đông đặc của phụ gia BK 0102 Mặc dù các cơ chế chính xác của phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc (PPD) hoặc các chất ức chế sáp là không rõ ràng, nhưng các hợp chất này được biết đến là có khả năng thay đổi hình thái (hình dạng và kích thước) của tinh thể sáp thông qua sự tương tác với sáp parafin, hạn chế xu hướng hình thành mạng không gian ba chiều của tinh thể sáp [74, 83, 89]. Hệ quả là đặc tính lưu biến và nhiệt độ đông đặc của dầu thô được cải thiện. Dựa trên quan điểm của các nhà khoa học trong lĩnh vực này [tác giả 74, 89] và hiệu quả cụ thể trong nghiên cứu luận án, có thể đưa ra một số giải thích về cơ chế giảm nhiệt độ đông đặc của dầu thô do các nguyên nhân như sau: *Do sự cản trở không gian dẫn đến giảm kích thước tinh thể Tại nhiệt độ lớn hơn nhiệt độ xuất hiện sáp (wax appearance temperature – WAT), phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc tự sắp xếp thành các bó giống như các bó mixen của các chất HĐBM, với lõi là các tinh thể được bao quanh bởi các nhánh kị nước [74, 83, 89], chính là các trung tâm có ái lực với sáp. Các trung tâm này dễ dàng tương tác với thành phần sáp trong dầu thô thông qua lực Van der Waals, do sáp parafin và phần nhánh ankyl của phụ gia đều không phân cực [17, 20, 75, 101, 110]. Lõi tinh thể bị án ngữ không gian bởi các nhánh kị nước nên giảm thiểu hiệu ứng quá bão hòa và làm giảm tốc độ phát triển tinh thể và thúc đẩy sự hình thành các tinh thể sáp có kích thước nhỏ. Sự giảm kích thước tinh thể sáp thúc đẩy sự ức chế kết tinh và mang lại tính lưu biến tốt hơn cho dầu. *Do sự hấp phụ và đồng kết tinh Khi nhiệt độ xấp xỉ hoặc dưới WAT, nhiều loại PPD sẽ đồng kết tinh với các phân tử sáp hoặc hấp phụ lên bề mặt tinh thể sáp đang phát triển. Sự tham dự của PPD vào các tinh thể sáp sẽ làm gián đoạn sự phát triển bình thường của nó, ức chế sự lắng đọng sáp và cải thiện đặc tính dòng chảy [17, 20, 75, 101, 110]. Kết quả cho thấy khi PPD hấp phụ và đồng kết tinh lên bề mặt một tinh thể sáp đang phát triển bình thường, sự phát triển này bị hạn chế do hiệu ứng chiếm chỗ và buộc phải chuyển hướng sang các mặt tinh thể bất lợi hơn. Trong nhiều trường hợp, hình thái tinh thể sáp biến đổi từ dạng đĩa phẳng sang dạng hình cầu [17, 20, 75, 101, 110], điều này dẫn đến hạn chế sự đông đặc. *Do sự hòa tan Tại nhiệt độ cao hơn so với WAT, các chất PPD có thể tương tác hiệu quả với sáp hòa tan trong dầu nhờ lực Van der Waals giữa các mạch parafin và nhánh ankyl của PPD. Sự hòa tan của sáp parafin trong dầu đôi khi được tăng cường với sự có mặt của PPD, làm giảm WAT. Tuy vậy, hiệu ứng hòa tan không thể giảm lượng sáp lắng đọng, và do đó sự giảm WAT cũng được ghi nhận là khá hạn chế. Có thể thấy rằng, dưới tác động của PPD, hình thái tinh thể sáp bị thay đổi khiến chúng khó liên kết với nhau tạo để tạo thành mạng lưới không gian ba chiều-tức là kết tụ với nhau để tạo thành phân tử lớn, có kích thước cồng kềnh, qua đó cải thiện đặc tính lưu biến cũng như giảm nhiệt độ đông đặc của dầu thô. Sáp parafin lắng đọng gồm các thành phần như hydrocacbon no, thơm, các phân tử phân cực và asphalten. Tương quan giữa các thành phần này thay đổi theo nhiệt độ. Sự lắng đọng nếu xảy ra ở nhiệt độ cao hơn nhiệt độ đông đặc của dầu thô, sáp sẽ chứa các thành phần có khối lượng phân tử cao, hàm lượng asphalten lớn. Nếu sự lắng đọng xảy ra ở nhiệt độ thấp hơn, thành phần lắng đọng chủ yếu có khối lượng phân tử thấp và các chất bão hòa [5, 57, 63, 96, 111, 116]. Phụ gia sẽ tương tác tốt với phần parafin trong dầu khi độ dài mạch ankyl của nó tương thích với parafin. Chuỗi ankyl trong phụ gia có độ dài càng lớn thì độ tan của phụ gia trong dầu tăng theo làm gia tăng sự tương tác giữa phụ gia và dầu. Vì vậy, việc cải thiện khả năng chảy của dầu phụ thuộc vào sự tương thích của chuỗi ankyl với thành phần parafin trong dầu. Các nghiên cứu cho thấy PPD không có tác dụng chống lại lắng đọng parafin mà chỉ chuyển hướng lắng đọng xuống nhiệt độ thấp hơn. Theo Wuhua Chen và cộng sự [29], parafin chủ yếu kết tinh theo cấu trúc trực thoi (orthorhombic). Khi tạo gel trong dung môi, cấu trúc mạng của parafin biến đổi thành dạng lục phương (hexagonal). PPD thúc đẩy sự phát triển của các mặt phẳng trong hệ lục phương, các phần tử phụ gia có tác dụng cung cấp năng lượng cần thiết để các phân tử parafin kết tinh ở dạng năng lượng cao này. Hiện tượng này cũng được lý giải khi Zhang Fusheng tiến hành nghiên cứu tương tác giữa parafin và PPD bằng phổ hồng ngoại. Kết quả cho thấy sau khi mẫu được xử lý bằng PPD, các tỷ lệ pic hấp phụ tương ứng với các nhóm liên kết CH2, CH3 tăng lên đáng kể. Hiện tượng này cho thấy cấu trúc của tinh thể parafin biến đổi từ dạng trực thoi sang dạng lục phương. Việc lựa chọn PPD cho dầu thô phụ thuộc vào tính chất của dầu. Hiệu quả của phụ gia sử dụng phụ thuộc vào hàm lượng parafin rắn cũng như hàm lượng các chất nhựa, asphalten trong dầu. Do vậy, để lựa chọn phụ gia thích hợp cần phải nghiên cứu, khảo sát thành phần dầu thô. 3.4.2. Ảnh hưởng của nồng độ phụ gia đến độ nhớt dầu thô Diamond Ngoài tác dụng giảm nhiệt độ đông đặc, phụ gia có hiệu quả cũng có khả năng cải thiện tính lưu biến (thể hiện qua độ nhớt) cho dầu thô trong quá trình khai thác và vận chuyển. Trong trường hợp tốt nhất khi sử dụng phụ gia, độ nhớt của dầu thô sẽ giảm đi khi nhiệt độ đông đặc hạ xuống. Trong trường hợp ngược lại, tức là khi pha phụ gia vào dầu thô, nhiệt độ đông đặc của dầu giảm nhưng độ nhớt lại tăng cao, quá trình vận chuyển dầu sẽ trở nên phức tạp, tốn kém nhiều năng lượng hơn, nên hiệu quả sử dụng của phụ gia cũng giảm đi. Khảo sát này đánh giá hiệu quả cải thiện tính lưu biến của phụ gia qua tiêu chuẩn về độ nhớt động lực học của dầu thô trước và sau khi sử dụng phụ gia. Bảng 3.11 thể hiện kết quả xử lý dầu thô mỏ Diamond với phụ gia BK 0102 ở nhiệt độ tiêu chuẩn để đánh giá là 21 oC và các nồng độ khác nhau. 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 Nồng độ, ppm Độ nhớt của dầu ở 21oC, mPa.s BK 0102 VX-7484 PAO 83363 0 (Trắng) 2952 2952 2952 1000 1010 1361 1943 1250 708,3 1176 1602 1500 441,4 933 1341 1750 349,2 782 1215 2000 247,2 625 1108 Kết quả cho thấy, dầu thô mỏ Diamond khi được xử lý với phụ gia BK 0102 có độ nhớt thấp hơn đáng kể so với khi sử dụng các hóa phẩm thương mại đang có mặt trên thị trường là VX-7484 của Nalco và PAO 83363 của Baker Petrolite. Nồng độ sử dụng phụ gia càng cao, độ nhớt động lực của dầu thô sau xử lý càng giảm. Với nồng độ sử dụng của phụ gia BK 0102 là 1500 ppm, độ nhớt tại 21oC của dầu thô đạt 441,4 mPa.s, tức là linh động hơn nhiều khi so sánh với dầu thô lúc chưa sử dụng phụ gia. Đây là một ưu điểm rất lớn, bên cạnh việc hạ điểm đông đặc của dầu thô. Ở những nồng độ sử dụng lớn hơn, độ nhớt của dầu cũng theo đó giảm xuống, tuy nhiên sự giảm độ nhớt này không kèm theo độ giảm điểm đông đặc, nên không thực sự có lợi nhiều cho việc ứng dụng; hơn nữa, khi hàm lượng phụ gia tăng, chi phí cho quá trình khai thác cũng tăng, do vậy, hàm lượng 1500 ppm vẫn cho thấy ưu điểm lớn hơn trong việc giảm độ nhớt của dầu. Ảnh hưởng của nhiệt độ đến tính lưu biến của dầu khi sử dụng phụ gia BK 0102 cũng được xác định, thể hiện qua Hình 3.36. Hình 3.36. Sự thay đổi độ nhớt theo nhiệt độ của dầu Diamond trước và sau khi xử lý với BK 0102 ở các nồng độ khác nhau Nhận thấy, độ nhớt của dầu thô có phụ gia BK 0102 giảm mạnh khi nhiệt độ tăng từ 21oC lên 36oC, còn độ nhớt dầu thô chưa có phụ gia cũng có xu hướng giảm mạnh khi nhiệt độ tăng, nhưng luôn có xu hướng cao hơn so với dầu đã bổ sung phụ gia BK 0102. Nhiệt độ được nhiều nghiên cứu coi như là yếu tố chính và quan trọng nhất đối với quá trình kết tủa và lắng đọng parafin do mối quan hệ trực tiếp của nó với độ hòa tan của parafin. Lim và cộng sư [57] nhận thấy sáp kết tủa từ dầu thô khi nhiệt độ bằng hoặc thấp hơn nhiệt độ điểm đục. Lashkarbolooki và cộng sự [96] cũng báo cáo quá trình lắng đọng sáp trong dầu thô tương tự. Nhiệt độ môi trường xung quanh đường ống dẫn dầu thường nhỏ hơn nhiệt độ dầu thô trong đường ống dẫn đến sự mất mát nhiệt từ thành ống đến môi trường xung quanh thường nhỏ hơn gradien nhiệt độ từ dầu đến thành trong của ống dẫn. Chênh lệch nhiệt độ này dẫn đến lắng đọng sáp khi nhiệt độ thành ống giảm xuống dưới điểm đục. Fei Yang và cộng sự [97] cũng cho rằng tốc độ tạo sáp tỷ lệ thuận với chênh lệch nhiệt độ giữa khối dầu và thành ống khi nhiệt độ dầu không đổi. Hình 3.37. Sự thay đổi độ nhớt dầu thô theo nồng độ BK 0102 tại các nhiệt độ khác nhau Biểu đồ thay đổi độ nhớt trên Hình 3.37 cho thấy rõ hiệu quả giảm độ nhớt của dầu thô Diamond ở nồng độ phụ gia BK 0102 từ 1000 ppm đến 1250 ppm; từ nồng độ 1250 ppm đến 1500 ppm, hiệu quả này cao hơn; độ nhớt của dầu thô mỏ Diamond giảm thấp nhất ở nồng độ từ 1500 ppm đến 2000 ppm. Trên biểu đồ cũng thể hiện rằng ở cùng khoảng nồng độ BK 0102, trong khoảng 1000 ppm, 1250 ppm và 1500 ppm, mức giảm độ nhớt của dầu thô Diamond đạt hiệu quả tốt nhất tại nhiệt độ thấp 21oC, 23oC, 25oC. Hiệu quả giảm độ nhớt của dầu thô với khoảng nồng độ phụ gia BK 0102 từ 1000 ppm - 1500 ppm thấp hơn khi ở nhiệt độ cao 27oC, 29oC và 31oC. Hiệu quả này thấp nhất ở 31oC. 3.4.3. Ảnh hưởng của nồng độ phụ gia đến ứng suất trượt dầu thô Diamond Phụ gia BK 0102 được sử dụng để làm giảm nhiệt độ đông đặc và cải thiện tính chất lưu biến của dầu thô Diamond (giảm độ nhớt, ứng suất trượt động). Phụ gia được bơm vào dầu với định lượng từ 1000 ppm – 2000 ppm ở điều kiện nhiệt độ mà tại đó parafin đã ở trạng thái hòa tan. Bảng 3.12 thể hiện kết quả thí nghiệm đánh giá ảnh hưởng của phụ gia BK 0102 và các hóa phẩm thương mại ở nồng độ từ 1000 ppm - 2000 ppm tại nhiệt độ 21 oC lên ứng suất trượt của dầu thô Diamond. Bảng 3.12. Ứng suất trượt của dầu thô Diamond tại 21oC trước và sau khi được xử lý với BK 0102 và các hóa phẩm thương mại khác ở các nồng độ khác nhau Nồng độ hóa phẩm ppm Ứng suất trượt của dầu ở 210C, Pa BK 0102 VX-7484 PAO 83363 0 (Trắng) 75,84 75,84 75,84 1000 45,31 46,45 64,56 1250 31,23 37,58 56,84 1500 26,65 33,69 52,09 1750 18,14 31,82 53,95 2000 8,96 30,68 56,29 Số liệu thu được cho thấy ứng suất trượt của dầu thô Diamond sau khi xử lý với phụ gia BK 0102 đã thấp hơn đáng kể so với các hóa phẩm thương mại đang có mặt trên thị trường (VX-7484 và PAO 83363). Các giá trị ứng suất trượt thấp này cho thấy dầu thô có tính lưu biến tốt hơn khi sử dụng phụ gia BK 0102. Ở hàm lượng 1500 ppm, giá trị ứng suất trượt đã rất thấp khi so sánh với các phụ gia thương mai, đồng thời lại đạt được hiệu quả giảm điểm đông đặc đáng kể, nên sự lựa chọn sử dụng nồng độ 1500 ppm này là hợp lý. Kết quả trên cũng được thể hiện một cách trực quan hơn thông qua đồ thị trong Hình 3.38. 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 Quan sát thấy được khi nhiệt độ càng cao, hiệu quả giảm ứng suất trượt của dầu thô càng ít phụ thuộc vào nồng độ phụ gia sử dụng. Ứng suất trượt giảm thấp nhất ở nồng độ BK 0102 từ 1500 ppm đến 2000 ppm. Trên đồ thị cũng cho biết, ở cùng khoảng nồng độ BK 0102 trong khoảng 1000 ppm, 1250 ppm và 1500 ppm, mức giảm ứng suất trượt của dầu thô Diamond đạt hiệu quả tốt nhất tại nhiệt độ thấp 21°C, 23°C, 25°C. Hiệu quả giảm ứng suất trượt của dầu thô trong khoảng nồng độ BK 0102 từ 1000 ppm-1500 ppm thấp hơn khi ở nhiệt độ cao hơn (27°C, 29°C và 31°C). Hiệu quả giảm ứng suất trượt thấp nhất ở 31°C. 3.4.4. Ảnh hưởng của nồng độ phụ gia đến lắng đọng sáp của dầu thô Diamond Sáp lắng đọng trong khai thác dầu thô có thành phần chủ yếu bao gồm các parafin mạch thẳng có khối lượng phân tử cao (C18 trở lên), asphalten, nhựa. Trong quá trình khai thác, khi di chuyển từ vỉa lên bề mặt, dòng dầu luôn luôn chịu ảnh hưởng của sự giảm nhiệt độ và áp suất dẫn đến hiện tượng mất cân bằng pha. Hiện tượng lắng đọng sáp làm giảm tiết diện đường ống dẫn đến làm tăng trở lực đường ống, nếu lắng đọng không được xử lý thường xuyên sẽ làm tắc nghẽn đường ống. Việc dừng hệ thống khai thác để xử lý lắng đọng sáp làm ảnh hưởng đến năng suất giếng, tăng chi phí khai thác do phải sử dụng tới hóa chất, thiết bị chuyên dụng. Ngoài ra, trong một số trường hợp có thể xảy ra sự cố trong quá trình xử lý (như kẹt thiết bị nạo vét parafin trong đường ống) gây ảnh hưởng nghiêm trọng đến quá trình khai thác. Như vậy, việc nghiên cứu ngăn ngừa hoặc làm giảm hiện tượng lắng đọng sáp của dầu thô Diamond là rất cần thiết. Phụ gia BK 0102 có khả năng ức chế sáp lắng đọng. Kết quả trong Bảng 3.13 cho thấy BK 0102 là chất ức chế sáp lắng đọng rất hiệu quả. Bảng 3.13. Tốc độ lắng đọng sáp của dầu Diamond khi xử lý với BK 0102 ở các nồng độ khác nhau STT Nhiệt độ dầu, oC Nhiệt độ ngón tay lạnh, ℃ Tốc độ trượt, s-1 Nồng độ, ppm Tốc độ lắng đọng, g/m2/ngày đêm Hiệu suất, % 1 35 21 20 0 1345,2 0 2 35 21 20 1000 200 85,1 3 35 21 20 1250 150 88,8 4 35 21 20 1500 110 91,8 5 35 21 20 1750 87 93,5 6 35 21 20 2000 75 94,4 Kết quả chỉ ra, tổng lượng sáp lắng đọng giảm khi tăng nồng độ phụ gia BK 0102, và giảm nhanh nhất với nồng độ 1000 ppm. Tiếp tục tăng nồng độ phụ gia BK 0102 cũng không làm lượng sáp giảm thêm nhiều. Bên cạnh đó, lượng sáp lắng đọng của dầu thô Diamond khi xử với phụ gia BK 0102 nhỏ hơn đáng kể so với các hóa phẩm thương mại (VX-7484, PAO 83363) ở cùng nồng độ. Kết quả so sánh được thể hiện chi tiết trong các Bảng 3.14, 3.15. Bảng 3.14. Tốc độ lắng đọng parafin của dầu Diamond khi xử lý với VX-7484 ở các nồng độ khác nhau STT Nhiệt độ dầu, ℃ Nhiệt độ ngón tay lạnh, ℃ Tốc độ trượt, s-1 Nồng độ, ppm Tốc độ lắng đọng, g/m2/ngày đêm Hiệu suất, % 1 35 21 20 0 1345,2 0 2 35 21 20 1000 500 62,8 3 35 21 20 1500 400,5 70,2 4 35 21 25 2000 320 76,2 Bảng 3.15. Tốc độ lắng đọng parafin của dầu Diamond khi xử lý với PAO 83363 ở các nồng độ khác nhau STT Nhiệt độ dầu,℃ Nhiệt độ ngón tay lạnh, ℃ Tốc độ trượt, s-1 Nồng độ, ppm Tốc độ lắng đọng, g/m2/ngày đêm Hiệu suất, % 1 35 21 20 0 1345,2 0 2 35 21 20 1000 600,9 55,3 3 35 21 20 1500 450,7 66,5 4 35 21 25 2000 380,6 71,2 Như vậy, qua nhiều khảo sát và các căn cứ minh chứng, việc sử dụng phụ gia BK 0102 có hiệu quả vượt trội so với nhiều phụ gia thương mại hiện hành, không những trong việc giảm nhiệt độ đông đặc của dầu thô mỏ Diamond, mà còn cải thiện các tính chất cơ lý của chính dầu thô đó; chẳng hạn: dầu thô sau xử lý với BK 0102 trở nên có tính lưu biến tốt hơn, giảm đáng kể ứng suất trượt, đồng thời hạn chế được khá tốt tốc độ lắng đọng sáp trong quá trình vận chuyển, khai thác dầu. Nồng độ của phụ gia BK 0102 nên dùng là 1500 ppm, do tại nồng độ này, dầu thô mỏ Diamond đạt được điểm đông đặc 21oC so với 36oC là lúc chưa có phụ gia; ngoài ra, các đặc tính lưu biến như độ nhớt, ứng suất trượt của dầu thô tại nồng độ sử dụng 1500 ppm cũng rất tốt; mặc dù độ nhớt, ứng suất trượt của dầu thô có cải thiện khi tăng nồng độ sử dụng lên 1750 ppm hay 2000 ppm, tuy nhiên điểm đông đặc của dầu thô không giảm mà lại tăng chi phí về hóa phẩm. KẾT LUẬN 1. Tổng hợp thành công một số hợp chất polyme và copolyme từ behenyl acrylat, stearyl metacrylat và vinyl axetat theo phương pháp trùng hợp, đồng thời xác định các đặc trưng hóa lý quan trọng của các polyme tổng hợp được. Kết quả cho thấy, polyme OP 01 đồng trùng hợp từ ba monome trên, với tỷ lệ khối lượng behenyl acrylat/stearyl metacrylat/ vinyl axetat là 45/6/6, có Mw đạt 40.238 dalton, Mn đạt 25.195 dalton và PDI đạt 1,597. OP 01 có KLPT khối không quá cao cũng không quá thấp và độ đa phân tán trong khoảng 1-2, chứng tỏ các phân tử trong polyme có độ đồng đều tốt, kích thước mạch phù hợp làm phụ gia hạ điểm đông đặc cho dầu thô. OP 01 không bị tinh thể hóa khi chuyển pha từ lỏng sang rắn, cho hiệu quả sử dụng tốt nhất trong thử nghiệm pha chế sơ bộ phụ gia hạ điểm đông đặc cho dầu thô mỏ Diamond, khi so sánh với các polyme khác cũng như với các phụ gia thương mại hiện hành, hạ được điểm đông đặc của dầu thô mỏ Diamond từ 36oC xuống 21oC. Do đó, copolyme OP 01 là chính là sản phẩm được lựa chọn trong việc chế tạo ra hệ phụ gia hạ điểm đông đặc cho dầu thô. 2. Kết quả khảo sát chi tiết các thông số công nghệ của quá trình tổng hợp phụ gia OP 01 thu được các điều kiện công nghệ sau: nhiệt độ 80oC, nồng độ chất khơi mào AIBN 0,4%, tốc độ khuấy trộn 300 vòng/phút, và thời gian đồng trùng hợp 240 phút. Trong những điều kiện đó, các thông số quan trọng quyết định đến chất lượng copolyme như hiệu suất, KLPT trung bình khối, chỉ số đa phân tán và hiệu quả giảm nhiệt độ đông đặc của dầu thô là tốt nhất. Polyme này khi pha chế thử nghiệm với dung môi Solvent 100, cho ra điểm đông đặc thấp nhất của dầu thô tại 21oC, so với điểm đông đặc ban đầu của dầu thô là 36oC, ở nồng độ sử dụng 2000 ppm. 3. Đã khảo sát một cách có hệ thống quá trình ứng dụng copolyme OP 01 trong việc chế tạo ra hệ phụ gia BK 0102 có tác dụng hạ điểm đông đặc của dầu thô mỏ Diamond. Thành phần khối lượng của hệ phụ gia sau quá trình khảo sát như sau: dung môi Solvent 100 chiếm 45%, copolyme OP 01 chiếm 30% và chất hoạt động bề mặt etoxylat NP 4 chiếm 25%. 4. Đã khảo sát và tìm ra nồng độ hệ phụ gia BK 0102 thích hợp sử dụng trong quá trình hạ điểm đông đặc của dầu thô mỏ Diamond là 1500 ppm. Trong điều kiện này, điểm đông đặc của dầu giảm từ 36oC xuống còn 21oC, trong khi các phụ gia thương mại như VX-7484 và PAO 83363 chỉ giúp hạ điểm đông đặc của dầu thô xuống còn 27oC ở cùng nồng độ. 5. Đã nghiên cứu ảnh hưởng của phụ gia BK 0102 đến các đặc tính cơ lý khác của dầu thô mỏ Diamond, bao gồm độ nhớt động lực, ứng suất trượt, tốc độ lắng đọng sáp. Kết quả cho thấy, dầu thô mỏ Diamond sau xử lý với BK 0102 trở nên có tính lưu biến tốt hơn, giảm đáng kể ứng suất trượt, đồng thời hạn chế khá tốt tốc độ lắng đọng sáp trong quá trình vận chuyển. Nồng độ của phụ gia BK 0102 nên dùng là 1500 ppm. 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 KLPT rất hợp lý, độ đa phân tán PDI thấp (Mw đạt 40.238 dalton, Mn đạt 25.195 dalton và PDI đạt 1,597), không bị tinh thể hóa khi chuyển pha từ lỏng sang rắn. Tìm được các điều kiện thích hợp, có tính lặp lại cao cho quá trình tổng hợp copolyme OP 01 như: nhiệt độ 80oC, nồng độ chất khơi mào AIBN là 0,4%, tốc độ khuấy trộn là 300 vòng/phút, và thời gian đồng trùng hợp là 240 phút. 2. Chế tạo được hệ phụ gia trên cơ sở copolyme OP 01, chất phân tán là dung môi Solvent 100, chất hoạt động bề mặt là etoxylate NP 4 với thành phần bao gồm: dung môi Solvent 100 chiếm 45%, copolyme OP 01 chiếm 30% và chất hoạt động bề mặt etoxylat NP 4 chiếm 25%. 3. Nghiên cứu khảo sát một cách có hệ thống để tìm ra nồng độ sử dụng hệ phụ gia phù hợp trong dầu thô là 1500 ppm. Với hàm lượng này, nhiệt độ đông đặc của dầu thô có thể hạ từ 36oC xuống 21oC. 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. CÁC CÔNG TRÌNH CÔNG BỐ CỦA LUẬN ÁN Dao Viet Than, Thai Hong Chuong, Dao Quoc Tuy (2017). Synthesis Copolymer Use To Reduce Pour Point Temperature Of Diamond Crude Oil. The 3rd International Conference on Chemical Engineering, Food and Biotechnology – ICCFB2017, Volume 1878, Issue 1. Dao Viet Than, Thai Hong Chuong, Dao Quoc Tuy, Bui Dac Trung, Dao Thi Dung, Nguyen Thi Khanh, Le Thanh Linh (2019). Study and development of pour point depressant for CTC-1 crude oil. Tạp chí xúc tác và hấp phụ, Volume 8, Issue 1, (2019), p.19-24 Dao Viet Than, Thai Hong Chuong, Dao Quoc Tuy, Bui Dac Trung (2020). Study effect of initiators on performance of copolymer used as pour point depressant for Diamond crude oil, Blocks 01&02, offshore Vietnam. Tạp chí xúc tác và hấp phụ, Volume 9, No 4 (2020). Dao Viet Than, Thai Hong Chuong, Dao Quoc Tuy, Bui Dac Trung (2020). Study effect of temperature on performance of copolymer used as pour point depressant for Diamond crude oil, Blocks 01&02, offshore Vietnam. Tạp chí xúc tác và hấp phụ, Volume 9, No 4 (2020). Dao Viet Than, Thai Hong Chuong, Dao Quoc Tuy, Nguyen Dang Toan (2021). Synthesizing copolymer for reducing pour point of Vietnamese Diamond crude oil. Journal of Applicable of Chemistry, Volume 10, Issue 2 (2021), p.189-198. TÀI LIỆU THAM KHẢO Tao Liu et al (2015) Preparation of a kind of reactive pour point depressant and its action mechanism, Fuel, 143,448-454. Srushti Deshmukh (2008) Synthesis of polymeric pour point depressants for Nada crude oil (Gujarat, India) and its impact on oil rheology, Fuel Processing Technology, 89 (3), 227-233. Đỗ Diên, Giáo trình hóa lý các hợp chất cao phân tử, Trường Đại học Khoa học Huế, Huế. Yumin Wu et al (2012) Modified Maleic Anhydride Co-polymers as Pour-Point Depressants and Their Effects on Waxy Crude Oil Rheology, Energy Fuels, 26, 2, 995–1001 Đinh Thị Ngọ, Nguyễn Khánh Diệu Hồng (2015) Hóa học dầu mỏ và khí, Nhà xuất bản Khoa học & Kỹ thuật, Hà Nội. Nguyễn Văn Ngọ (2008) Nghiên cứu chế tạo phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc, cải thiện tính lưu biến áp dụng cho xử lý dầu thô mỏ Rồng, Bộ công thương, mã số 6363/QĐ-BCN. Nguyễn Phương Tùng (2005) Nghiên cứu mối quan hệ giữa cấu trúc và tính chất của các polyetylen, copolyme etylvinylaxetat trong việc cải thiện tính lưu biến của dầu thô nhiều paraphin, Tuyển tập các báo cáo NCCB trong KHTN, Mã số đề tài: 511001. Zhicheng Zhao et al (2017) Effect of the nano-hybrid pour point depressants on the cold flow properties of diesel fuel, Fuel, 193, 65-71. Lưu Văn Bôi (2008), Nghiên cứu, chế tạo phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc của dầu thô Việt Nam giàu parafin, Bộ khoa học và công nghệ, Hà Nội. Pranab Ghost (2014) Study of the influence of some polymeric additives as viscosity index improvers and pour point depressants – Synthesis and characterization, Journal of Petroleum Science and Engineering, Volume 119, 79-84. H. Li et al (2021) Effect of Pour Point Depressants on the Impedance Spectroscopy of Waxy Crude Oil, Energy Fuels, 35, 1, 433–443. Đào Thị Hải Hà, Hoàng Linh, Lương Văn Tuyên (2013), Tổng hợp phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc cho dầu thô nhiều Paraffin mỏ Bạch Hổ trong khai thác và vận chuyển trên nền ester của Poly-triethanolamine, Dầu khí, 5, 26-35. T. Yang et al (2020) Effects of N-containing pour point depressants on the cold flow properties of diesel fuel, Fuel, 272, 117666. H. Huang et al (2018) The influence of nanocomposite pour point depressant on the crystallization of waxy oil, Fuel, 221, 257-268. Guolin Jing et al (2019) Research Progress on Biodiesel Pour Point Depressant: a Mini-Review, Petroleum Chemistry volume 59, pages1023–1027. Ibrahim Elganidi et al (2021) Synthesis of a novel terpolymer of (BA-co-SMA-co-MA) as pour point depressants to improve the flowability of the Malaysian crude oil, Materials Today: Proceedings, 42, Part 1, Pages 28-32. Lize M.S.L.Oliveira et al (2016) Evaluation of the correlation between wax type and structure/behavior of the pour point depressant, Fuel Processing Technology, 149, 268-274. Thái Hồng Chương, Phạm Xuân Toàn, Đào Viết Thân, Trương Biên (2010), Nghiên cứu phát triển chất làm giảm nhiệt độ đông đặc dầu thô mỏ Nam Rồng Đồi Mồi, Tuyển tập báo cáo Hội nghị KHCN quốc tế "Dầu khí Việt Nam 2010 Tăng tốc phát triển", Quyển 1, 830-836. A. M. Al-Sabagh et al (2016) Preparation and Evaluation of Poly(methyl methacrylate)-Graphene Oxide Nanohybrid Polymers as Pour Point Depressants and Flow Improvers for Waxy Crude Oil, Energy Fuels, 30, 9, 7610–7621. Hennessy, A., Neville, A., and Roberts, K.J. (2004), In-Situ SAXS/WAXS and Turbidity Studies of the Structure and Composition of Multihomologous n-Alkane Waxes Crystallized in the Absence and Presence of Flow Improving Additive Species, Cryst. Growth Des., 4, 1069- 1078. Mingan Zhou et al (2015) Synthesis and Evaluation of Terpolymers Consist of Methacrylates with Maleic Anhydride and Methacrylic Morpholine and Their Amine Compound as Pour Point Depressants in Diesel Fuels, Energy Fuels, 29, 9, 5618–5624. A.A. Hafiz et al (2007) Hexa-triethanolamine oleate esters as pour point depressant for waxy crude oils, Journal of Petroleum Science and Engineering 56, Issue 4, 296-302 Cao, K.; Wei, X.; Li, B.; Zhang, J.; Yao, Z. Study of the Influence of Imidization Degree of Poly(styrene-co-octadecyl maleimide) as Waxy Crude Oil Flow Improvers. Energy Fuels 2013, 27, 640–645. Duffy, D.M., Moon, C., and Rodger, P.M. (2004), Computer-assisted design of oil additives: hydrate and wax inhibitors, Mol. Phys., 102, 203-210. G. Jing et al (2017) Influence of Different Vinyl Acetate Contents on the Properties of the Copolymer of Ethylene and Vinyl Acetate/Modified Nano-SiO2 Composite Pour-Point Depressant, Energy Fuels 2017, 31, 6, 5854–5859 Yang, F., Li, C., and Lin, M. (2009), Depressive effects evaluation of etylen-vinyl axetat copolyme on waxy crude oils, Journal of China University of Petroleum, 33, 108-113. Yang, F., Li, C., Lin, M., Li, Z., and Yu, T. (2009), Depressive effect of polyacrylate (PA) pour point depressant on waxy crude oils, Journal of Petrochemical Universities, 22, 20-25. Wang, K.-S., Wu, C.-H., Creek, J.L., Shuler, P.J., and Tang, Y. (2003), Evaluation of Effects of Selected Wax Inhibitors on Wax Appearance and Disappearance Temperatures, Petrol. Sci Technol., 21, 359-368. E. A. Soliman et al (2018) Synthesis and performance of maleic anhydride copolymers with alkyl linoleate or tetra-esters as pour point depressants for waxy crude oil, Fuel, 211, 1, 535-547. Shize Yi and Jinjun Zhang. (2011), Relationship between Waxy Crude Oil Composition and Change in the Morphology and Structure of Wax Crystals Induced by Pour-Point-Depressant Beneficiation, Energy Fuels, 25, 4, 1686–1696 Na Li et al (2018) Effect of the Evaluation and Mechanism Analysis of a Novel Nanohybrid Pour Point Depressant on Facilitating Flow Properties of Crude Oil, Energy Fuels, 32, 10, 10563–10570 Tinsley, J.F., Jahnke, J.P., Dettman, H.D., Prud’home, R.K., 2009a. Waxy gels with asphaltenes 1: characterization of precipitation, gelation, yield stress, and morphology. Energy Fuels 23 (4), 2056–2064. Guo, X., Pethica, B.A., Huang, J.S., Adamson, D.H., Prud'homme, R.K., 2006. Effect of cooling rate on crystallization of model waxy oils with microcrystalline poly(etylenbutene). Energy Fuels 20 (1), 250–256. Schwahn, D., Richter, D., Wright, P.J., Symon, C., Fetters, L.J., Lin, M., 2002. Self-assembling behavior in decane solution of potential wax crystal nucleators based on poly(co-olefins). Macromolecules 35 (3), 861–870. Machado, A.L.C., Lucas, E.F., 2002. Influence of etylen‐co‐vinyl axetat copolymes on the flow properties of wax synthetic systems. J. Appl. Polym. Sci. 85 (6), 1337–1348. Yang, F., Zhao, Y., Sjöblom, J., Li, C., Paso, K.G., 2015a. Polymeic wax inhibitors and pour point depressants for waxy crude oils: a critical review. J. Dispersion Sci.Technol. 36 (2), 213–225. C. Wang et al (2020) Experimental Study of the Effects of a Nanocomposite Pour Point Depressant on Wax Deposition, Energy Fuels, 34, 10, 12239–12246 Tinsley, J.F., Jahnke, J.P., Adamson, D.H., Guo, X., Amin, D., Kriegel, R., Saini, R., Dettman, H.D., Prud’home, R.K., 2009b. Waxy gels with asphaltenes 2: use of wax control polymes. Energy Fuels 23 (4), 2065–2074. Chen, Z., Wang, X., Zhang, H., Yang, C., Shan, H., 2014. A study on the interaction of crude oil waxes with polyacrylate pour point depressants by Monte Carlo simulation. Petrol. Sci. Technol. 32 (17), 2151–2157. Wu, C., Zhang, J., Li, W., Wu, N., 2005. Molecular dynamics simulation guiding the improvement of EVA-type pour point depressant. Fuel 84 (16), 2039–2047. Wu, Y., Ni, G., Yang, F., Li, C., Dong, G., 2012. Modified maleic anhydride Co-polymes as pour-point depressants and their effects on waxy crude oil rheology. Energy Fuels 26 (2), 995–1001. Li, L., Xu, J., Tinsley, J., Adamson, D.H., Pethica, B.A., Huang, J.S., Prud'homme, R.K., Guo, X., 2012. Improvement of oil flowability by assembly of comb-type copolymes with paraffin and asphaltene. AIChE J. 58 (7), 2254–2261. Zhao, Z., Yan, S., Lian, J., Chang, W., Xue, Y., He, Z., Bi, D., Han, S., 2018. A new kind of nanohybrid poly(tetradecyl methyl-acrylate)-graphene oxide as pour point depressant to evaluate the cold flow properties and exhaust gas emissions of diesel fuels. Fuel 216, 818–825. Bo Yao et al (2017) Effect of Vinyl-Acetate Moiety Molar Fraction on the Performance of Poly(Octadecyl Acrylate-Vinyl Acetate) Pour Point Depressants: Experiments and Mesoscopic Dynamics Simulation, Energy Fuels, 31, 1, 448–457 Yao, B., Li, C., Zhang, X., Yang, F., Sun, G., Zhao, Y., 2018. Performance improvement of the etylen-vinyl axetat copolyme (EVA) pour point depressant by small dosage of the amino-functionalized polymethylsilsesquioxane (PAMSQ) microsphere. Fuel 220, 167–176. Jing, G., Sun, Z., Tu, Z., Bian, X., Liang, Y., 2017. Influence of different vinyl axetat contents on the properties of the copolyme of etylen and vinyl axetat/modified nano-SiO2 composite pour-point depressant. Energy Fuels 31 (6), 5854–5859. Song, X., Yin, H., Feng, Y., Zhang, S., Wang, Y., 2016. Effect of SiO2 nanoparticles on wax crystallization and flow behavior of model crude oil. Ind. Eng. Chem. Res. 55 (23), 6563–6568. S. Han et al (2009) Impact of Alkyl Methacrylate−Maleic Anhydride Copolymers as Pour Point Depressant on Crystallization Behavior of Diesel Fuel, Energy Fuels, 23, 5, 2576–2580 Yang, F., Paso, K., Norrman, J., Li, C., Oschmann, H., Sjöblom, J., 2015b. Hydrophilic nanoparticles facilitate wax inhibition. Energy Fuels 29 (3), 1368–1374. Zhang, D., et al., 2012. Application of nano-material based hybrid pour-point depressant for long-distance. Waxy Crude Pipeline (45127), 459–466. Yao, B., Li, C., Yang, F., Sjöblom, J., Zhang, Y., Norrman, J., Paso, K., Xiao, Z., 2016. Organically modified nano-clay facilitates pour point depressing activity of polyoctadecylacrylate. Fuel 166, 96–105. Norrman, J., Solberg, A., Sjöblom, J., Paso, K., 2016. Nanoparticles for waxy crudes: effect of polyme coverage and the effect on wax crystallization. Energy Fuels 30 (6), 5108–5114. R. Hoffmann, L. Amundsen, Z. Huang, S. Zheng, and H. S. Fogler, Energy & Fuels 26 (2012): 3416–3423. K. Karan, J. Ratulowski, and P. German, “Measurement of Waxy Crude Properties Using Novel Laboratory Techniques,” SPE 62945 (paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, 1–4 October 2000). Xu, J., Qian, H., Xing, S., Li, L., and Guo, X. (2011), Influence of Wax Inhibitors on Wax Appearance Temperature, Pour Point, and Viscosity of Waxy Crude Oils, Energy Fuels, 25: 573-579. Radulescu, A., Schwahn, D., Stellbrink, J., Kentzinger, E., Heiderich, M., and Richter, D. (2006), Interaction of Paraffin Wax Gels with Random Crystalline/Amorphous Hydrocarbon Copolymes, Macromolecules, 39, 6142-6151. Lim Zhen Hao, Hikmat Said Al-Salim và Norida Ridzuan. (2019), A Review of the Mechanism and Role of Wax Inhibitors in the Wax Deposition and Precipitation. Tomasz Śliwa, Michał Kruszewski, Mohsen Assadi, Aneta Sapińska-Śliwa (2017) The application of Vacuum Insulated Tubing in Deep Borehole Heat Exchangers, AGH Drilling, Oil, Gas 34(2), 597-616. R. C. Sarmento, G. A. S. Ribbe, and L. F. A. Azevedo, Wax Blockage Removal by Inductive Heating of Subsea Pipelines, Heat Transfer Engineering (2004) 25(7), 2-12. K. A. Esakuhl, G. Fung, G. Harrison, and R. Perego, Active Heating for Flow Assurance Control in Deepwater Flowlines, OTC 15188 (paper presented at the Offshore Technology Conference, Houston, TX, 5–8 May 2003). L. D. Brown, J. Clapham, C. Belmear, R. Harris, A. Loudon, S. Maxwell, and J. Stout, Design of Britannia’s Subsea Heated Bundle for a 25 Year Service Life, OTC 11017 (paper presented at Offshore Technology Conference, Houston, TX, 2–5 May 1999). A. K. Mehrotra, Cold Flow Deposition Experiments with Wax–Solvent Mixtures under Laminar Flow in a Flow-Loop with Heat Transfer (paper presented at the 9th International Conference on Petroleum Phase Behavior and Fouling, Victoria, BC, 15–19 June 2008). D. Merino-Garcia and S. Correra, Cold Flow: A Review of a Technology to Avoid Wax Deposition, Petroleum Science and Technology (2008) 26(4), 446-459. M. Margarone, A. Bennardo, C. Busto, and S. Correra, Waxy Oil Pipeline Transportation through Cold Flow Technology: Rheological and Pressure Drop Analyses Energy & Fuels (2013) 27(4), 1809–1816. M. R. Jemmett, M. Deo, J. Earl, and P. Mogenhan, Applicability of cloud point depression to “cold flow”, Energy & Fuels (2012) 26(5), 2641–2647. M. Abdurrahman, F. H. Ferizal, U. Z. Husna, L. Pangaribuan (2018) Possibility of wax control techniques in Indonesian oil fields, AIP Conference Proceedings, 020001. Z. He, B. Mei, W. Wang, J. Sheng, S. Zhu, L. Wang, and T. F. Yen, Petroleum Science and Technology 21 (2003): 201. (b) K. Duncan, L. Gieg, and I. Davidova, “Paraffin Control in Oil Wells Using Anaerobic Microorganisms” (paper presented at the 14th Annual International Petroleum Environmental Conference, Houston, 8 November 2007). (c) B. Soni and B. Lal, U.S. Patent Application 20090025931. B. Wang and C. Wang, International Patent Application WO/2009/000177. Machado, A.L.C., and Lucas, E.F. (1999), Poly(Etylen-co-Vinyl axetat) (EVA) Copolymes as Modifiers of Oil Wax Crystallization", Petrol. Sci. Technol., 17: 1029-1041. Xu J., Xing S., Qian H., Chen S., Wei X., Zhang R., Li L., Guo X. (2013), “Effect of polar/nonpolar groups in comb-type copolymes on cold flowability and paraffin crystallization of waxy oils”, Fuel 103, pp. 600-605. Al-Sabagh, A.M., El-Hamouly, S.H., Khidr, T.T., El-Ghazawy, R.A., and Higazy, S.A. (2013), Preparation the esters of oleic acid-maleic anhydride copolyme and their evaluation as flow improvers for waxy crude oil, J. Disper. Sci. Technol., 34, 1585-1596. Yongwen Ren, Zhaojun Chen, Hui Du, Long Fang, Xiaodong Zhang (2017) Preparation and Evaluation of Modified Ethylene–Vinyl Acetate Copolymer as Pour Point Depressant and Flow Improver for Jianghan Crude Oil, Ind. Eng. Chem. Res. 56(39), 11161–11166.. Atta, A.M., Al-Shafy, H.I., and Ismail, E.A. (2011), Influence of Etylen Acrylic Alkyl Ester Copolyme Wax Dispersants on the Rhological Behavior of Egyptian Crude Oil J. Disper. Sci. Technol., 32, 1296-1305. Fang, L., Zhang, X., Ma, J., and Zhang, B. (2012), Investigation into a Pour Point Depressant for Shengli Crude Oil Ind. Eng. Chem. Res., 51, 11605-11612. Muh Kurniawan, Jost Ruwoldt, Jens Norrman, and Kristofer Gunnar Paso (2021) Influence of Wax Inhibitor Molecular Weight on Solution Crystallization and Rheology of Monodisperse Waxes, Energy Fuels, 35(9), 7666–7680. Kuzmić, A.E., Radošević, M., Bogdanić, G., Srića, V., and Vuković, R. (2008), Studies on the influence of long chain acrylic esters polymes with polar momomers as crude oil flow improver additives, Fuel, 87: 2943-2950. Radulescu, A., Fetters, L.J., and Richter, D. (2008), Polyme-Driven Wax Crystal Control Using Partially Crystalline Polymeic Materials Adv. Polym. Sci., 210, 1-100. Ashbaugh, H.S., Fetters, L.J., Adamson, D.H., and Prud’homme R.K. (2002), Flow improvement of waxy oils mediated by self-aggregating partially crystallizable diblock copolymes, J. Rheol., 46, 763-776. https://chem.libretexts.org/Bookshelves/Organic_Chemistry/Book%3A Radical Reactions of Carbohydrates (Binkley)/I%3A Structure and Reactivity of Carbohydrate Radicals/02%3A Chain Reactions/II. Basic Stages of a Radical Chain Reaction. Li, Xuan, Yap, Y. F., Goharzadeh, A., Chai, John and Zhang, M (2017), Modeling of Two-Phase Flow with Deposition in Vertical Pipes. Phung Dinh Thuc, Ha Van Bich, Tong Canh Son, Vugovskoi V.P., and Le Dinh Hoe (1999), A new approach to study on thixotropic properties of waxy crude oils from Dragon and White Tiger fields offshore Vietnam, SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. Karen S. Pedersen Calsep, Gl. Lundtoftevej (2003), Influence of wax inhibitors on wax appearance temperature, pour point, and viscosity of waxy crude oils, Energy Fuel, 17 (2), pp 321–328 Bigram M. Baruah, B. Tech (2001), Investigation of an advanced technique to select an optimal inhibition and removal method of paraffin deposition in oil wells, Texas Tech University, Texas Norland, A. K. (2012). Organic flow assurance, pour point depressant development through experimental design (Master’s thesis). University of Stavanger, Norway Hart, A. (2014). A review of technologies for transporting heavy crude oil and bitumen via pipelines. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 4(3), 327–336. Santos, F. D., Sad, C. M. S., Bassane, J. F. P., Neto, D. M. C., Filgueiras, P. R., Silva, M., & Pereira, L.B. (2018). Improvement on Pour Point of Heavy Oils by Adding Organic Solvents. Revista Virtual de Química, 9(6), 2404-2413. Muhammad Ali Theyab (2020) A Review of Wax Mitigation Methods through Hydrocarbon Production, Journal of Petroleum & Environmental Biotechnology 11(5) 1-11. Sahai, M., Singh, R. K., Kukrety, A., Kumar, A., Ray, S. S., Chhibber, V. K., & Kumar, S. (2018). Application of triazine-based gemini surfactants as viscosity reducing agents of tar sand derived bituminous crude. Energy and Fuels, 32(3), 3031–3038. A. L. Sousa, H. A. Matos, L. P. Guerreiro (2019) Preventing and removing wax deposition inside vertical wells: a review, Journal of Petroleum Exploration and Production Technology 9, 2091–2107. T.T. Khidr, E.M.S Azzam, S.Sahar. Mutaawa, A.M.A. Oma. Study of some anionic surfactants as pour point depressants additives for a waxy gas oil. Industrial Lubricantion and Tribology. 2007; Taisir T. Khidr, Soad A. Mohmoud. Dispersion of waxy gas oil by some nonionic surfactant. Journal of Dispersion Science and Technology. 2007; 28 (8), p.1309 - 1315; T.T. Khidr. Synthesis and evaluation of copolymes as pour-point depressants. Petroleum Science and Technology. 2007; 25(5), p. 671 – 681 Pavel Kriz and Simon I. Andersen (2005), Effect of asphaltenes on crude oil wax cristallization, Energy Fuels, 19 (3), pp 948–953 Wuhua Chen, Zhongchang Zhao, Caoyong Yin (2010), The interaction of waxes with pour point depressants, Fuel 89, Elservier. Duffy, D.M., and Rodger, P.M. (2002). Wax Inhibitors with poly(Octadecyl Acrylate), Physical Chemistry Chemical Physics 4, 328-334. Lashkarbolooki, M., Esmaeilzadeh, F., & Mowla, D. (2011). Mitigation of wax deposition by wax-crystal modifier for Kermanshah crude oil. Journal of Dispersion Science and Technology, 975–985. Fei Yang, Yansong Zhao, Johan Sjöblom, Chuanxian Li & Kristofer G. Paso (2014): Polymeic Wax Inhibitors and Pour Point Depressants for Waxy Crude Oils: A Critical Review, Journal of Dispersion Science and Technology. Ayman M Atta, H. I. Al-Shafy, E.A. Ismail (2011). Influence of Etylen Acrylic Alkyl Ester Copolyme Wax Dispersants on the Rhological Behavior of Egyptian Crude Oil, Journal of Dispersion Science and Technology 32(9). Guo, X., Adamson, D. H., Tinsley, J., Pethica, B. A., Huang, J. S., & Prud'homme, R. K. (2004). Synthesis of poly(etylen-butene) random copolymes with hydroxylic grafts and the effect of polar groups on deposition of wax and asphaltenes from crude oil. ACS National Meeting Book of Abstracts. Monkenbusch, M., Schneiders, D., Richter, D., Willner, L., Leube, W., Fetters, L.J., Huang, J.S., and Lin, M. (2000). Aggregation behaviour of PE-PEP copolymes and the winterization of diesel fuel. Zhang, J., Zhang, M., Wan, J., and Li, W. (2008), Theoretical study of the prohibited mechanism for etylen/vinyl axetat co-polymes to the wax crystal growth, J. Phys. Chem. B, 112, 36-43. Ashbaugh, H.S., Radulescu, A., Prud’homme, R.K., Schwahn, D., Richter, D., and Fetters, L.J. (2002), Interaction of Paraffin Wax Gels with Random Crystalline/Amorphous Hydrocarbon Copolymes, Macromolecules, 35, 7044-7053. Ashbaugh H.S., Guo X., Schwahn D., Prud’homme R.K., Richter D., Fetters L.J. (2005) Interaction of paraffin wax gels with etylen vinyl axetat co-polymes, Energy Fuels 19, 138–144. Zhang, J., Wu, C., Li, W., Wang, Y., and Cao, H.2004. DFT and MM calculation: The performance mechanism of pour point depressants, Fuel 83(3), 315-326. Deshmukh, S., and Bharambe, D.P. (2008) Synthesis of polymeic pour point depressants for Nada crude oil (Gujarat, India) and its impact on oil rheology, Fuel Process Technol 89(3), 227-233. Zhang, J., Wu, C., Li, W., Wang, Y., and Han, Z. (2003). Study on the Performance Mechanism of Pour Point Depressants with Differential Scanning Calorimeter and X-Ray Diffraction Methods, Fuel, 82, 1419-1426. Li, L., Xu, J., Tinsley, J., Adamson, D.H., Pethica, B.A., Huang, J.S., Prud’homme, R.K., and Guo, X. (2012), Improvement of oil flowability by assembly of comb‐type copolymes with paraffin and asphaltene, AIChE J., 58, 2254-2261. Xu, J., Xing S., Qian, H., Chen, S., Wei, X., Zhang, R., Li, L., and Guo, X. (2013), Polymeic Wax Inhibitors and Pour Point Depressants for Waxy Crude Oils: A Critical Review, Fuel, 103, 600-605. Ansaroudi, H.R.J.; Vafaie-Sefti, M.; Masoudi, S.; Behbahani, T.J.; Jafari, H. Study of the morphology of wax crystals in the presence of Etylen-co-vinyl Axetat copolyme. Pet. Sci. Technol. 2013, 31, 643–651. Soni, H.P.; Kiranbala, K.S.; Agrawal, A.; Bharambe, D.P. Designing maleic anhydride-α-olifin copolymeic combs as wax crystal growth nucleators. Fuel Process. Technol. 2010, 91, 997–1004. Al-Yaari, M. Paraffin Wax Deposition: Mitigation and Removal Techniques. In Proceedings of the SPE Saudi Arabia, Dhahran, Saudi Arabia, 14–16 March 2011. Zhang, C.; Gao, C.; Gao, F.; Wang, J.; Zhang, D.; Wang, Y.; Xu, D. Synthesis of comb bipolymes and their pour point depressing properties. Pet. Sci. 2014, 11, 155–160 Perez, P.; Boden, E.; Chichak, K.; Gurnon, A.K.; Hu, L.; Lee, J.; McDermott, J.; Osaheni, J.; Peng, W.; Richards, W.; et al. Evaluation of Paraffin Wax Inhibitors: An Experimental Comparison of Bench-Top Test Results and Small-Scale Deposition Rigs for Model Waxy Oils. In Proceedings of the Offshore Technology Conference, Houston, TX, USA, 4–7 May 2015; pp. 4–7. Qian, J.W.; Qi, G.R.; Xu, Y.L.; Yang, S.L. Solvent effect on the action of etylen-vinyl axetat copolyme pour point depressant in waxy solutions. J. Appl. Polym. Sci. 1996, 60, 1575–1578. Xiong, C.X. The structure and activity of polyalphaolefins as pour point depressants. Lub. Eng. 1993, 49, 196–200 Ridzuan, N., Adam, F., & Yaacob, Z. (2015). Effects of shear rate and inhibitors on wax deposition of malaysian crude oil. Oriental Journal of Chemistry, 31(4), 1999–2004. (a) O. E. Lindeman and S. J. Allenson, “Theoretical Modeling of Tertiary Structure of Paraffin Inhibitors,” SPE 93090 (paper presented at the SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, The Woodlands, TX, 2–4 February 2005). (b) J. B. Taraneh, G. Rahmatollah, A. Hassan, and D. Alireza, Fuel Processing Technology 89 (2008): 973. Malcolm A. Kelland (2014) Production Chemicals for the Oil and Gas Industry, ISBN 9781439873793, CRC Press, Taylor & Francis. Machado, A. L. C., Lucas, E. F., & González, G. (2001). Poly (etylen-co-vinyl axetat)(EVA) as wax inhibitor of a Brazilian crude oil: oil viscosity, pour point and phase behavior of organic solutions. Journal of Petroleum Science and Engineering, 32(2–4), 159–165. Jafari Ansaroudi, H. R., Vafaie-Sefti, M., Masoudi, S., Behbahani, T. J., & Jafari, H. (2013). Study of themorphology of wax crystals in the presence of etylen-co-vinyl axetat copolyme. Petroleum Science and Technology, 31(6), 643–651. Ridzuan, N., Adam, F., & Yaacob, Z. (2014, December). Molecular recognition of wax inhibitor through pour point depressant type inhibitor. In International Petroleum Technology Conference. Kuala Lumpur, Malaysia. Leube, W., Monkenbusch, M., Schneiders, D., Richter, D., Adamson, D., Fetters, L., Dounis, P., Lovegrove, R. (2000). Wax-crystal modification for fuel oils by self-aggregating partially crystallizable hydrocarbon block copolymes. Energy and Fuels, 14(2), 419–430. Radulescu, A., Schwahn, D., Stellbrink, J., Kentzinger, E., Heiderich, M., Richter, D., & Fetters, L. J. (2006). Wax crystallization from solution in hierarchical morphology templated by random poly (etylen-cobutene) self-assemblies. Macromolecules, 39(18), 6142–6151. D. M. Duffy and P. M. Rodger, “Wax Inhibition with Poly(Octadecyl Acrylate),” Physical Chemistry Chemical Physics 4 (2002): 328. S. Y. Cho and H. S. Fogler, “Efforts on Solving the Problem of Paraffin Deposit: I. Using Oil-Soluble Inhibitors,” Journal of Industrial and Engineering Chemistry 5 (1999): 123. D. M. Duffy, C. Moon, J. L. Irwin, A. F. Di Salvo, P. C. Taylor, M. Arjmandi, A. Danesh, S. R. Ren, A. Todd, B. Tohidi, M. T. Storr, L. Jussaume, J.-P. Montfort, and P. M. Rodger, “Chemistry in the Oil Industry” (paper presented at the Symposium VIII, Manchester, England, 2003). Malcolm A. Kelland, “Production Chemicals for the Oil and Gas Industry”, Second Edition (2014): 268. Wolfgang Ritter, Claudia Meyer, Wolfgang Zoellner, Claus-Peter Herold, Stephan V. Tapavicza (1991), Copolymes of (meth) acrylic acid esters as flow improvers in oils, Patent No US5039432 A. Olga Shmakova-Lindeman (2004), Paraffin inhibitors, Patent No US20050215437 A1. David Wayne Jennings (2004), Paraffin inhibitor compositions and their use in oil and gas production, Patent No US20040058827 A1 Noura El Mehbad (2013), Efficiency of Amphoteric Surfactants as Flow Improvers and Pour Point Depressants, Nagran University, Saudi Arabia of Kingdom, Saudi Arabia. Pranab Ghosh, Mainul Hoque, Gobinda Karmakar, Malay Kr. Das (2017), Dodecyl metacrylate and vinyl axetat copolymes as viscosity modifier and pour point depressant for lubricating oil, International Journal of Industrial Chemistry, 8(2), 197–205. Feng Wang et al (2011) The effect of nanohybrid materials on the pour-point and viscosity depressing of waxy crude oil, Chinese Science Bulletin, 56, 14–17. Song et al (2016) Molecular Level Study of Graphene Networks Functionalized with Phenylenediamine Monomers for Supercapacitor Electrodes, Chem. Mater., 28(24), 9110–9121. F. Yang et al (2017) Performance improvement of the ethylene-vinyl acetate copolymer (EVA) pour point depressant by small dosages of the polymethylsilsesquioxane (PMSQ) microsphere: An experimental study, Fuel 207, 204-213. PHỤ LỤC 1. TG-DSC 2. SEM-EDX 3. GPC 4. FT-IR