Nghiên cứu chế tạo và đánh giá tính chất hệ hóa phẩm khử nhũ phù hợp với dầu khai thác trên thềm lục địa Việt Nam ở quy mô phòng thí nghiệm

58 DẦU KHÍ - SỐ 1/2021 
HÓA - CHẾ BIẾN DẦU KHÍ
NGHIÊN CỨU CHẾ TẠO VÀ ĐÁNH GIÁ TÍNH CHẤT HỆ HÓA PHẨM 
KHỬ NHŨ PHÙ HỢP VỚI DẦU KHAI THÁC TRÊN THỀM LỤC ĐỊA VIỆT NAM 
Ở QUY MÔ PHÒNG THÍ NGHIỆM
TẠP CHÍ DẦU KHÍ
Số 1 - 2021, trang 58 - 67
ISSN 2615-9902
Hoàng Linh Lan, Lê Thị Thu Hường, Hà Thu Hương, Trần Thanh Phương, Hoàng Long, Ngô Hồng Anh 
Viện Dầu khí Việt Nam
Email: huonglt@vpi.pvn.vn 
https://doi.org/10.47800/PVJ.2021.01-04
Tóm tắt
Bài báo trình bày các kết quả nghiên cứu chế tạo hệ hóa phẩm khử nhũ quy mô phòng thí nghiệm và đánh giá tổng thể tính chất hóa 
lý của các hệ hóa phẩm nhằm xem xét khả năng đáp ứng yêu cầu kỹ thuật của các nhà thầu dầu khí. Kết quả cho thấy hệ hóa phẩm khử 
nhũ chế tạo được cho hiệu quả tách nhũ tốt (tương đương với hóa phẩm thương mại, nhưng hàm lượng nước tách ra có chất lượng cao 
hơn), bền nhiệt và phù hợp với một số loại dầu đang được khai thác tại Việt Nam. Kết quả phân tích tính chất hóa lý như: tỷ trọng, nhiệt 
độ đông đặc, pH, tính tan... đáp ứng tốt yêu cầu của các nhà thầu dầu khí đang hoạt động tại Việt Nam. 
Từ khóa: Hóa phẩm khử nhũ, nhũ tương nước trong dầu, chất hoạt động bề mặt, chất xúc tiến, keo tụ, dung môi dẫn.
1. Giới thiệu
Nhũ tương là vấn đề nghiêm trọng trong vận chuyển, 
tàng trữ và chế biến dầu khí. Nhũ tương được hình thành 
trong quá trình khai thác do dòng chảy hỗn loạn và sự có mặt 
của các tác nhân tạo nhũ và làm bền nhũ. Việc hình thành nhũ 
tương trong quá trình khai thác (thường là nhũ tương nước 
trong dầu thô) sẽ khiến dòng chất lưu tăng thể tích, tăng độ 
nhớt, tăng tỷ trọng, tăng nguy cơ gây ăn mòn đường ống, 
thiết bị, gây cản trở dòng chảy dẫn đến sản lượng bị suy giảm 
cũng như chất lượng dầu khi xử lý không đạt tiêu chuẩn để 
vận chuyển và xuất bán thương mại, thậm chí gây ngộ độc 
xúc tác trong các quá trình lọc hóa dầu và đặc biệt làm giảm 
giá thành xuất bán dầu thô. Do vậy, cần tách nước để đảm bảo 
chất lượng dầu thô cho các công đoạn tiếp theo. Để phá nhũ 
tương nước trong dầu thô có thể sử dụng phương pháp cơ 
học, phương pháp nhiệt, phương pháp điện hoặc hóa chất, 
trong đó, phổ biến nhất là sử dụng các hóa phẩm khử nhũ.
Mỗi loại khử nhũ thường chỉ phù hợp với một số loại dầu. 
Dầu thô Việt Nam chủ yếu thuộc loại dầu nhẹ và ngọt, với hàm 
lượng asphalten, nhựa không cao nhưng lại chứa hàm lượng 
lớn paraffin rắn. Đây là yếu tố ảnh hưởng lớn đến hiệu quả khử 
nhũ của các hệ hóa phẩm. Vì vậy, việc nghiên cứu để pha chế 
hệ hóa phẩm khử nhũ riêng cho dầu khai thác trên 
thềm lục địa Việt Nam nhằm nâng cao hiệu quả khử 
nhũ là cần thiết.
2. Chế tạo hệ hóa phẩm khử nhũ 
2.1. Nghiên cứu lựa chọn cấu tử chính của hệ hóa 
phẩm khử nhũ
Thành phần của hệ hóa phẩm khử nhũ thường 
gồm các nhóm chất sau đây:
- Thành phần có tính năng keo tụ: các loại phân 
tử chứa đồng thời nhóm chức ưa nước - ưa dầu khối 
lượng phân tử lớn là chất hoạt động bề mặt không ion 
đi từ dẫn xuất alkoxylate như: Alkylphenol ethoxylate, 
copolymer EO/PO, ethoxylated propoxylated amine 
polyol, ethylenediamine alcoxylate, glycerine 
alcoxylate 
- Thành phần hoạt tính pha liên diện cao và 
khuếch tán nhanh: các hợp chất alkyl sulfonates, 
methyl trioctyl ammonium chloride, butyl acrylate, 
2-ethylhexyl acrylate, polyvinylpyrrolidone 
- Các dung môi dẫn: xylene, toluene và aromatic 
naphtha nặng, các hợp chất chứa nhóm –OH tan 
trong nước như methanol, butanol-2, propanol-2, 
etandiol-1,2
Ngày nhận bài: 21/12/2020. Ngày phản biện đánh giá và sửa chữa: 21/12/2020 - 27/1/2021. 
Ngày bài báo được duyệt đăng: 27/1/2021.
59DẦU KHÍ - SỐ 1/2021
PETROVIETNAM
2.2. Chất hoạt động bề mặt có tính năng 
keo tụ
Trong chất khử nhũ tương thương mại, 
thành phần polymer khối lượng phân tử 
lớn có chứa nhóm chức đóng vai trò là các 
chất hoạt động bề mặt có chức năng keo 
tụ được cho là thành phần có tính năng 
quan trọng nhất. Các chất hoạt động bề 
mặt có tính năng keo tụ này khi phân tán 
trong dầu thô có tác dụng làm thay đổi sức 
căng bề mặt giữa các giọt nước và làm mất 
ổn định hệ thống nhũ tương nước/dầu 
bằng cách phá vỡ lớp màng bao quanh 
các hạt nhũ. Nhờ lực tương tác phân tử 
(lực hút giữa các đại phân tử polymer) các 
giọt nước sẽ tiến lại gần nhau hơn tạo hiện 
tượng keo tụ.
Quá trình lựa chọn này dựa trên các 
dòng chất hoạt động bề mặt keo tụ sử 
dụng phổ biến hiện nay trong các công 
thức khử nhũ tương thương mại. Các 
chất hoạt động bề mặt này đa phần là các 
hợp chất không ion. Theo các công trình 
nghiên cứu đã được công bố trên thế giới, 
các chất hoạt động bề mặt không ion có 
khả năng ổn định cao trong môi trường 
có hàm lượng muối khoáng lớn, khả năng 
khử nhũ hiệu quả đối với hạt nhũ tương có 
độ phân tán cao. Tuy nhiên hiệu quả tách 
nhũ của các loại polymer phụ thuộc vào 
nhiều thông số, có thể kể đến như sau:
- Khối lượng phân tử: các tài liệu chỉ 
ra rằng các polymer sử dụng trong chất 
khử nhũ thường có khối lượng phân tử từ 
10.000 - 120.000 g/mol.
- RSN (Relative Solubility Number - 
chỉ số tan tương đối) là chỉ số thể hiện tính 
ưa nước hay ưa dầu của polymer. Đối với 
các polymer dùng để khử nhũ tương nước 
trong dầu thì giá trị RNS phải nằm trong 
khoảng 8 - 15, tức là ưa dầu (pha phân tán).
Trên cơ sở đó, một số polymer (Bảng 
1) đã được thu thập để nghiên cứu và lựa 
chọn.
Chất hoạt động bề mặt được lựa chọn 
là chất có hiệu quả khử nhũ tốt nhất đối 
với 5 nhũ tương nước trong dầu thu thập từ 5 mỏ dầu Bạch Hổ, Hải Sư 
Trắng/Đen, Tê Giác Trắng, Thỏ Trắng và Rồng với các tính chất như trong 
Bảng 2.
Thí nghiệm đánh giá hiệu quả khử nhũ được thực hiện bằng phương 
pháp bottle test ở nhiệt độ 65 oC với 50 ppm hóa phẩm trong 50 ml dầu 
thô đại diện của 5 mỏ. Chất lượng nước tách được đánh giá bằng hàm 
lượng dầu trong nước tách. Chất lượng bề mặt dầu nước được đánh giá 
Hình 1. Kết quả khử nhũ theo thời gian của các loại chất hoạt động bề mặt có tính keo tụ đối với 5 mẫu dầu, 
nhiệt độ 65 oC, nồng độ 50 ppm, thời ...  24 26 29 31 32 32 3 
A4-TT 6 8 9 11 19 26 31 33 33 33 2 
Rồng 
(RP2) 
XT1-R 2 3 5 7 9 11 13 14 14 14 16 
XT2-R 3 8 9 11 12 13 15 15 15 15 15 
XT3-R 2 4 5 8 9 12 14 14 14 14 16 
A1-R 4 7 9 11 13 15 16 16 16 16 14 
A2-R 5 7 11 13 15 16 16 17 17 17 13 
A3-R 4 7 15 17 17 19 16 16 16 16 14 
A4-R 5 7 11 13 16 16 17 17 17 17 13 
Bảng 10. Bảng kết quả khử nhũ theo thời gian của các tổ hợp chất hoạt động bề mặt keo tụ đối với mẫu dầu Vietsovpetro, nhiệt độ 65 oC, nồng độ 50 ppm
 Bảng 11. Tỷ lệ thành phần chất xúc tiến
Tổ hợp chất 
xúc tiến XT1 XT2 XT3 
XT (% khối lượng) 30,5 30,2 30,2 
Tỷ lệ hỗn hợp dung môi 1/1 5/1 10/1 
Xylene/methanol - + + 
Xylene/isopropanol - + + 
Xylene/ethylene glycol - + + 
Toluene/methanol - + + 
Toluene/isopropanol - + + 
Toluene/ethylene glycol - + + 
Bảng 12. Kết quả xác định độ đồng nhất các phân tử hoạt tính
Loại dung môi Tốc độ khuếch tán (D, cm2/s) 
Tỷ lệ 1/1 5/1 10/1 
Xylene/methanol - 25,6 × 10-4 24,6 × 10-4 
Xylene/isopropanol - 22,7 ×10-4 21,3 × 10-4 
Xylene/ethylene glycol - 20,8 × 10-4 19,6 × 10-4 
Toluene/methanol - 23,7 × 10-4 22,4 × 10-4 
Toluene/isopropanol - 21,3 ×10-4 20,6 × 10-4 
Toluene/ethylene glycol - 20,5 × 10-4 19,4 × 10-4 
Bảng 13. Kết quả xác định tốc độ khuếch tán của các thành phần chất khử nhũ 
khi hòa tan dung môi
64 DẦU KHÍ - SỐ 1/2021 
HÓA - CHẾ BIẾN DẦU KHÍ
Các chất xúc tiến được phối trộn với tổ 
hợp chất hoạt động bề mặt nhằm đánh giá 
hiệu quả khử nhũ .
Tiến hành mô hình hóa trên cơ sở xây 
dựng ma trận quy hoạch hóa thực nghiệm 
nhằm xác định tỷ lệ tối ưu giữa các thành 
phần. Tỷ lệ thành phần chất xúc tiến trong 
chất khử nhũ được xác định như Bảng 11.
2.4. Lựa chọn hệ dung môi dẫn
Trong các hệ hóa phẩm khử nhũ, dung 
môi đóng vai trò quan trọng, có tác dụng hòa 
tan và phân tán các thành phần khác như các 
polymer đóng vai trò keo tụ, các chất hoạt 
động bề mặt đóng vai trò xúc tiến. Vì vậy, việc 
lựa chọn hệ dung môi phải phù hợp với nhóm 
chức cũng như khối lượng phân tử của các 
hợp chất này.
Thành phần chính của hệ hóa phẩm khử 
nhũ là polymer nhóm alkyl, EO, PO và vòng 
thơm, vì vậy hệ dung môi được lựa chọn phải 
có thành phần chính là các dung môi thơm 
như xylene, toluene. Bên cạnh đó, một số loại 
alcol mạch ngắn (như methanol, ethylene gly-
col) cũng được bổ sung hàm lượng nhỏ vào 
hệ dung môi nhằm tăng khả năng khuếch tán 
của polymer từ đó đẩy nhanh quá trình keo 
tụ, tách pha của các giọt nước. Tiến hành phối 
trộn dung môi thơm và rượu đơn chức theo 
các tỷ lệ khác nhau và khảo sát độ đồng nhất 
để tìm ra tỷ lệ sử dụng tối ưu. Kết quả xác định 
độ đồng nhất của các loại dung môi thơm và 
rượu bậc nhất khi pha các phân tử hoạt tính ở 
các tỷ lệ khác nhau (Bảng 12).
Bảng 12 cho thấy các tỷ lệ dung môi được 
đánh dấu “+” là các dung môi có khả năng hòa 
tan tốt các thành phần hoạt tính trong chất 
khử nhũ tương, các tỷ lệ dung môi được đánh 
dấu “-” là các dung môi hòa tan hạn chế các 
thành phần hoạt tính. Kết quả xác định độ đồng nhất các phân tử 
hoạt tính cho thấy, chỉ khi phối trộn các dung môi hữu cơ (xylene, 
toluene) và rượu đơn chức (methanol, isopropanol, ethylene glycol) 
theo tỷ lệ 5/1 trở lên thì các thành phần hoạt tính trong chất khử nhũ 
hòa tan tốt, do thành phần của tổ hợp chủ yếu là các loại polymer 
chứa các nhóm alkyl, EO, PO và vòng thơm, vì vậy thành phần chính 
là dung môi hữu cơ. Dung môi rượu đơn chức đóng vai trò trợ tan làm 
tăng tốc độ khuếch tán. Để đánh giá tác dụng của dung môi, nhóm 
tác giả xác định tốc độ khuếch tán của thành phần chất khử nhũ khi 
hòa tan dung môi (Bảng 13). 
Kết quả xác định tốc độ khuếch tán của các thành phần hoạt 
tính khi pha dung môi cho thấy ở tỷ lệ dung môi thơm/rượu bậc 
nhất trong khoảng 5/1 tốc độ khuếch tán các thành phần hoạt tính 
lớn nhất. Trong đó, tỷ lệ dung môi xylene/methanol cho tốc độ 
khuếch tán lớn nhất tương ứng 25,6 × 10-4 cm2/s. Hỗn hợp dung môi 
xylene/isopropanol và toluene/isopropanol cho các kết quả tốc độ 
khuếch tán tốt. Do xylene/methanol, toluene/methanol là dung môi 
dễ bay hơi nên hỗn hợp có nhiệt độ chớp cháy thấp, không an toàn 
trong việc tàng trữ bảo quản. Do đó, nhóm tác giả phối trộn các loại 
dung môi nhằm đảm bảo tốc độ khuếch tán và đảm bảo nhiệt độ 
chớp cháy. 
Chuẩn bị tổ hợp dung môi 1 gồm xylene/methanol tỷ lệ 5/1 và 
dung môi 2 gồm toluene/isopropanol tỷ lệ 5/1, ethylene glycol theo 
Tổ hợp dung môi Xylene/methanol Toluene/isopropanol Ethylene glycol 
Tốc độ khuếch tán 
(cm2/s) 
Nhiệt độ chớp cháy 
(°C) 
DM1 1 1 0,1 23,2 70 
DM2 3 1 0,1 24,1 68 
DM3 5 1 0,1 24,6 65 
DM4 7 1 0,1 24,9 55 
DM5 9 1 0,1 25,3 40 
Bảng 14. Kết quả thí nghiệm đánh giá tốc độ khuếch tán và nhiệt độ chớp cháy của 5 tổ hợp dung môi
Bảng 15. Tỷ lệ thành phần dung môi tổ hợp
0
10
20
30
40
50
60
70
80
22
22,5
23
23,5
24
24,5
25
25,5
DM1 DM2 DM3 DM4 DM5
Nh
iệt
 độ
 ch
ớp
 ch
áy
 (°
C)
Tố
c đ
ộ k
hu
ếc
h t
án
 (c
m
2 /s
)
Tốc độ khuếch tán (cm2/s) Nhiệt độ chớp cháy (°C)
Hình 7. Khảo sát đánh giá tốc độ khuếch tán và nhiệt độ chớp cháy của 5 tổ hợp dung môi
 Xylene Toluene Methanol Isopropanol 
Ethylene 
glycol 
Tỷ lệ, 
% khối lượng 74,4 12,7 10,2 2,6 0,1 
65DẦU KHÍ - SỐ 1/2021
PETROVIETNAM
các tỷ lệ khác nhau để khảo sát nhiệt độ chớp cháy của 
hỗn hợp (Hình 7).
Tiến hành mô hình hóa trên cơ sở xây dựng ma trận 
quy hoạch hóa thực nghiệm nhằm xác định tỷ lệ tối ưu 
giữa các thành phần. Kết quả khảo sát ảnh hưởng của các 
thành phần trong chất khử nhũ đến hiệu quả phá nhũ 
theo quy trình thử nghiệm cho thấy vùng tối ưu để thiết 
lập các tỷ lệ thành phần trong chất khử nhũ như Bảng 15.
2.5. Tổ hợp chất khử nhũ
Sơ đồ khối quy trình chế tạo chất khử nhũ thể hiện 
trên Hình 8.
Sau đó, nhóm tác giả tiến hành tối ưu hóa tỷ lệ nồng 
độ các thành phần sao cho phù hợp với một số loại dầu 
đang khai thác tại Việt Nam. Hàng loạt tổ hợp các thành 
phần có tỷ lệ hàm lượng khác nhau được tạo ra để khảo 
sát, lựa chọn tỷ lệ tối ưu cho từng loại dầu. 
Đối với dầu Bạch Hổ (CT1):
 + Hàm lượng chất keo tụ: Z1 = 23,41%
 + Hàm lượng chất xúc tiến: Z2 = 0,23%
 + Hàm lượng dung môi dẫn: Z3 = 76,36%
Đối với dầu Thỏ Trắng (CT2):
 + Hàm lượng chất keo tụ: Z1 = 24,56%
 + Hàm lượng chất xúc tiến: Z2 = 0,21%
 + Hàm lượng dung môi dẫn: Z3 = 75,23%
 Đối với dầu Rồng (CT3):
 + Hàm lượng chất keo tụ: Z1 = 28,67%
Hình 8. Sơ đồ khối quy trình chế tạo chất khử nhũ
Hình 9. Kết quả tách nước của các hệ hóa phẩm khử nhũ
Hóa chất alkylphenol 
ethoxylate Bể khuấy 1 
Khuấy tại nhiệt độ phòng, thời 
gian 10 phút, tốc độ 400 rpm
Bể khuấy 2 
Khuấy tại nhiệt độ phòng, thời 
gian 10 phút, tốc độ 400 rpm
Bể khuấy 3 
Khuấy tại nhiệt độ phòng, 
thời gian 10 phút, tốc độ 
400 rpm
Sản phẩm 
chất khử nhũ
Hóa chất copolymer EO/PO
Hỗn hợp dung môi
Hỗn hợp chất xúc tiến
66 DẦU KHÍ - SỐ 1/2021 
HÓA - CHẾ BIẾN DẦU KHÍ
 + Hàm lượng chất xúc tiến: Z2 = 0,29%
 + Hàm lượng dung môi dẫn: Z3 = 71,04%
Kết quả đánh giá hiệu quả khử nhũ trên đối tượng 
nhũ tương tự nhiên CTK-2 cho thấy, khi tăng nồng độ chất 
khử nhũ từ 50 đến 100 ppm hiệu quả khử nhũ cuối cùng 
đều tăng. Tốc độ tách của CT1 tương đương chất khử nhũ 
tương thương mại; CT2, CT3 chậm hơn nhưng hiệu quả 
tách pha cuối cùng ở 100 ppm là tương đương. Vì vậy, tùy 
thuộc vào từng loại dầu, hàm lượng các nhóm chất trong 
hệ hóa phẩm khử nhũ thay đổi. Tuy nhiên, sự thay đổi này 
không lớn đối với các dầu đang khai thác tại Việt Nam.
Ngoài ra, hiệu quả khử nhũ của các hệ hóa phẩm còn 
được so sánh với hóa phẩm thương mại (DMO086318). 
Kết quả cho thấy khả năng tách nhũ của các hệ chế tạo 
được tương đương với của hóa phẩm thương mại, nhưng 
nước tách ra có chất lượng cao hơn (Hình 9).
3. Đánh giá tính chất của hệ hóa phẩm khử nhũ phù 
hợp với dầu khai thác trên thềm lục địa Việt Nam
Sau khi tối ưu hóa các điều kiện chế tạo như nhiệt độ, 
tốc độ và thời gian khuấy, các hệ hóa phẩm VPI-D1, VPI-
D2, VPI-D3 thu được tại phòng thí nghiệm được đánh giá 
tổng thể về tính chất hóa lý để đánh giá khả năng đáp 
ứng yêu cầu kỹ thuật của các nhà thầu dầu khí đang hoạt 
động trên lãnh thổ Việt Nam. Kết quả được thể hiện trên 
các Bảng 16 và 17. 
4. Kết luận
Nhóm tác giả đã chế tạo được 3 hệ hóa phẩm khử nhũ 
phù hợp với một số loại dầu tại Việt Nam với thành phần 
các chất hoạt động bề mặt keo tụ nằm trong khoảng 23 
- 30%, hàm lượng chất xúc tiến từ 0,2 - 0,3%, hàm lượng 
dung môi từ 71 - 76%. Hàm lượng các chất có thể điều 
chỉnh để phù hợp với từng loại dầu.
Các hệ hóa phẩm được đánh giá tổng thể về tính chất 
hóa lý nhằm xem xét khả năng đáp ứng các yêu cầu kỹ 
thuật của các nhà thầu dầu khí đặt ra.
Lời cảm ơn
Nhóm tác giả trân trọng cảm ơn Bộ Công Thương (theo 
Hợp đồng số 002.19.CNKK.QG/HĐK ngày 15/1/2019), Viện 
Dầu khí Việt Nam (theo Quyết định số 4292/QĐ-VDKVN 
ngày 3/9/2019) đã hỗ trợ nguồn lực và tài trợ kinh phí thực 
hiện nghiên cứu này.
Tài liệu tham khảo
[1] Duy T. Nguyen, “Demulsifier composition and 
method of using same”, Patent US20130261227A1, 2012. 
[2] Nahid Hassanshahi, Guangji Hu, and Jianbing Li, 
"Application of ionic liquids for chemical demulsification: 
A review", Molecules, Vol. 25, No. 21, 2020.
[3] Đinh Thị Quỳnh Như, Phạm Thị Ngọc Bích, Trương 
Đình Hợi, Nguyễn Thị Cúc, Đặng Quốc Dũng, Nguyễn 
Phan Trí và Bùi Đình Huy, "Nghiên cứu tính chất hệ nhũ nước 
TT Tính chất Tiêu chuẩn VPI-D1 VPI-D2 VPI-D3 
1 Màu sắc, trạng thái Cảm quan Lỏng, màu nâu vàng Lỏng, màu nâu vàng Lỏng, màu nâu vàng 
2 Tỷ trọng tại 15 oC ASTM D4052 0,990 0,989 0,990 
3 Nhiệt độ đông đặc (oC) ASTM D97 <-60 <-60 <-60 
4 pH ASTM E 70 7 6-7 6-7 
5 Tính tan Tan trong dầu Tan trong dầu Tan trong dầu 
6 Khả năng ăn mòn Phương pháp mất 
khối lượng 
Không gây ăn mòn 
hệ thống khai thác 
theo tiêu chuẩn 
Không gây ăn mòn 
hệ thống khai thác 
theo tiêu chuẩn 
Không gây ăn mòn 
hệ thống khai thác 
theo tiêu chuẩn 
Bảng 17. Các chỉ tiêu phân tích tính chất hóa lý hóa phẩm khử nhũ VPI-D1, VPI-D2, VPI-D3
TT Tính chất VPI-D1 VPI-D2 VPI-D3 
1 Hiệu quả tách nhũ Tách nước tốt Tách nước tốt Tách nước tốt 
2 Bền nhiệt Bền đến 130 oC Bền đến 130 oC Bền đến 130 oC 
3 Nhiệt độ thấp nhất có thể tách nhũ (oC) 40 oC 40 oC 40 oC 
4 Hàm lượng nước còn lại <0,5% <0,5% <0,5% 
5 Nước tách 
Cảm quan: nước trong, 
mặt tách nước rõ 
Cảm quan: nước trong, 
mặt tách nước rõ 
Cảm quan: nước trong, 
mặt tách nước rõ 6 Mặt tách dầu nước 
7 Dầu tách nước 
Bảng 16. Các chỉ tiêu phân tích đánh giá hiệu quả của các chất khử nhũ VPI-D1, VPI-D2, VPI-D3
67DẦU KHÍ - SỐ 1/2021
PETROVIETNAM
trong dầu thô mỏ Rồng và phương pháp khử nhũ bằng gia 
nhiệt và phụ gia hóa phẩm", 1998.
[4] Nguyễn Thị Cúc, Phạm Văn Lâm, Nguyễn Linh 
Giang, Phạm Văn Khang, Phạm Thị Ngọc Bích và Hà Văn 
Bích, "Nghiên cứu tính chất nhũ nước trong dầu, dầu trong 
nước của dầu thô Bạch Hổ và phương pháp khử nhũ bằng 
nhiệt hóa", 1993.
[5] Vũ Công Thắng, Nguyễn Văn Thắng, Lê Xuân Ba, 
Nguyễn Thu Hà, Trần Văn Tân, Vũ Văn Trọng, Trịnh Kiến 
Quốc, Hồ Xuân Linh, và Mai Thị Hảo, "Nghiên cứu sự tạo 
nhũ trong dầu, nhũ dầu trong nước và phương pháp tách 
nhũ", 1992.
[6] Ayman M. Atta, H.S. Ismail, A.M. Elsaeed, R.R. 
Fouad, A.A. Fada, and A.A.H. Abdel-Rahman, “Preparation 
and application of nonionic polypropylene oxide-graft-
polyethylene glycol copolymer surfactants as demulsifier 
for petroleum crude oil emulsions”, Journal of Dispersion 
Science and Technology, Vol. 34, pp. 161 - 172, 2013. DOI: 
10.1080/01932691.2012.657538.
[7] Ahmed M. Al-Sabagh, Nadia G. Kandile, and 
Mahmoud R.Noor El-Din, “Functions of demulsifiers in the 
petroleum industry”, Separation Science and Technology, 
Vol. 46, No. 7, pp. 1144 - 1163, 2011.
[8] Alexandre Goldszal and Maurice Bourrel, 
“Demulsification of crude oil emulsions: correlation to 
microemulsion phase behavior”, Industrial & Engineering 
Chemistry Research, Vol. 39, No. 8, pp. 2746 - 2751, 2000. 
DOI: 10.1021/ie990922e.
[9] H. Vernon Smith and Kenneth E. Arnold, “Chapter 
19: Crude oil emulsions”, Petroleum engineering handbook, 
1989.
[10] Johan Sjoblom, Encyclopedic handbook of 
emulsion technology. CRC Press, 2001.
[11] João Batista V.S. Ramalho, Fernanda C. 
Lechuga, and Elizabete F. Lucas, “Effect of the structure 
of commercial poly(ethylene oxide-b-propylene oxide) 
demulsifier bases on the demulsification of water-in-
crude oil emulsions: Elucidation of the emulsification 
mechanism”, Química Nova, Vol. 33, No. 8, 2010. 
[12] Yuming Xu, Jiangying Wu, Tadeusz Dabros, 
Hassan Hamza, and Johann Venter, “Optimizing the 
polyethylene oxide and polypropylene oxide contents in 
diethylenetriamine-based surfactants for destabilization 
of a water-in-oil emulsion”, Energy Fuels, Vol. 19, No. 3, 
pp. 916 - 921, 2005. DOI: 10.1021/ef0497661.
Summary
The paper presents the results of the research on formulation of demulsifiers at laboratory scale and overall assessment of the physical 
and chemical properties of the demulsifiers to consider their ability to meet the technical requirements of oil companies. The results showed 
that the formulated demulsifier has good demulsifying efficiency (equivalent to commercial chemical products and the quality of separated 
water is higher), thermal stability and is suitable for crude oils currently produced in Vietnam. The results from physical and chemical properties 
testing and analysis such as density, pour point, pH, and solubility also meet the requirements of oil and gas companies in Vietnam. 
Key words: Demulsifier, water-in-oil emulsion, surfactant, additives, flocculation, solvent.
LAB-SCALE MANUFATURING OF DEMULSIFIER SYSTEMS SUITABLE 
FOR VIETNAMESE OIL AND EVALUATION OF THEIR PHYSICOCHEMICAL 
PROPERTIES 
Hoang Linh Lan, Le Thi Thu Huong, Ha Thu Huong, Tran Thanh Phuong, Hoang Long, Ngo Hong Anh 
Vietnam Petroleum Institute
Email: huonglt@vpi.pvn.vn