CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN DẦU MỎ VÀ KHÍ

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN DẦU MỎ VÀ KHÍ

1.1. Nguồn gốc

1. Nguồn gốc vô cơ

Các chất khởi đầu đó (CH₄, C₂H₂) qua quá trình biến đổi dưới tác dụng của nhiệt độ, áp suất cao trong lòng đất và xúc tác là các khoáng sét, tạo thành các hydrocacbon có trong dầu khí.

Để chứng minh cho điều đó, năm 1866, Berthelot đã tổng hợp được hydrocacbon thơm từ axetylen ở nhiệt độ cao trên xúc tác. Năm 1901, Sabatier và Sendereus đã thực hiện phản ứng hydro hóa axetylen trên xúc tác Niken và sắt ở nhiệt độ trong khoảng 200 – 300⁰C, đã thu được một loạt các hydrocacbon tương ứng như trong thành phần của dầu. Cùng với hàng loạt các thí nghiệm như trên, giả thuyết về nguồn gốc vô cơ của dầu mỏ đã được chấp nhận trong một thời gian khá dài.

Sau này, khi trình độ khoa học và kỷ thuật ngày càng phát triển thì người ta bắt đầu hoài nghi luận điểm trên vì:

• 
  Đã phân tích được (bằng các phương pháp hiện đại) trong dầu mỏ có chứa các Porphyrin có nguồn gốc từ động thực vật.
  
• 
  Trong vỏ quả đất, hàm lượng cacbua kim loại là không đáng kể.
  
• 
  Các hydrocacbon thường gặp trong các lớp trầm tích, tại đó nhiệt độ ít khi vượt quá 150 - 200⁰C (vì áp suất rất cao), nên không đủ nhiệt độ cần thiết cho phản ứng hóa học xảy ra.
  

2. Nguồn gốc hữu cơ

RCOOR’ + H₂O RCOOH + R’OH

RCOOH RH + CO₂

RCH₂OH R’-CH=CH₂ + H₂O

R’-CH=CH₂ + H₂ R’-CH₂-CH₃

Theo tác giả Petrov, các axít béo của thực vật thường là các axit béo không no, sẽ biến đổi tạo thành -lacton, sau đó tạo thành naphten hoặc aromat:

Thuyết nguồn gốc hữu cơ của dầu mỏ cho phép giải thích được nhiều hiện tượng trong thực tế. Chẳng hạn như: dầu mỏ ở các nơi hầu như đều khác nhau, sự khác nhau đó có thể là do vật liệu hữu cơ ban đầu. Ví dụ, nếu vật liệu hữu cơ ban đầu giàu chất béo thì có thể tạo ra loại dầu parafinic…

Dầu được sinh ra rải rác trong các lớp trầm tích, được gọi là “đá mẹ”. Do áp suất ở đây cao nên chúng bị đẩy ra ngoài và buộc phải di cư đến nơi ở mới qua các tầng “đá chứa” thường có cấu trúc rỗng xốp. Sự di chuyển tiếp tục xảy ra cho đến khi chúng gặp điều kiện thuận lợi để có thể ở lại đấy và tích tụ thành dầu mỏ.

Trong quá trình di chuyển, dầu mỏ phải đi qua các tầng đá xốp, có thể sẽ xảy ra sự hấp phụ, các chất có cực bị hấp phụ và ở lại các lớp đá, kết quả là dầu sẽ nhẹ hơn và sạch hơn. Nhưng nếu quá trình di chuyển của dầu bị tiếp xúc với oxy không khí, chúng có thể bị oxy hóa dẫn đến tạo các hợp chất chứa các dị nguyên tố, làm dầu bị giảm chất lượng.

Khi dầu tích tụ và nằm trong các mỏ dầu, quá trình biến đổi hầu như ít xảy ra nếu mỏ dầu kín. Trong trường hợp có các khe hở, oxy, nước khí quyển có thể lọt vào, sẽ xảy ra biến chất theo chiều hướng xấu đi do phản ứng hóa học.

Các hydrocacbon ban đầu của dầu khí thường có phân tử lượng rất lớn (C₃₀ – C₄₀), thậm chí cao hơn. Các chất hữu cơ này nằm trong lớp trầm tích sẽ chịu nhiều biến đổi hóa học dưới ảnh hưởng của nhiệt độ, áp suất , xúc tác (là khoáng sét). Người ta thấy rằng, cứ lún chìm sâu xuống 30 mét, thì nhiệt độ trong lớp trầm tích tăng từ 0,54 – 1,20⁰C, còn áp suất tăng từ 3 – 7,5 atm. Nhưng vậy ở độ sâu càng lớn, nhiệt độ, áp suất càng tăng và trong các lớp trầm tích tạo dầu khí, nhiệt độ có thể lên tới 100 – 200⁰C và áp suất từ 200 – 1000 at. Ở điều kiện này, các hydrocacbon có phân tử lớn, mạch dài, cấu trúc phức tạp sẽ phân hủy nhiệt, tạo thành các chất có phân tử nhỏ hơn, cấu trúc đơn giản hơn, số lượng vòng thơm ít hơn…

Thời gian dài cũng là các yếu tố thúc đẩy quá trình crăcking xảy ra mạnh hơn. Chính vì vậy, tuổi dầu càng cao, độ lún chìm càng sâu, dầu được tạo thành càng chứa nhiều hydrocacbon với trọng lượng phân tử càng nhỏ. Sâu hơn nữa có khả năng chuyển hóa hoàn toàn thành khí, trong đó khí metan là bền vững nhất nên hàm lượng của nó rất cao. Cũng chính vì vậy, khi tăng chiều sâu của các giếng khoan thăm dò dầu khí thì xác suất tìm thấy khí thường cao hơn.

2. Thành phần hóa học

1. Thành phần hydrocacbon trong dầu mỏ