Nghiên cứu các phương pháp phá nhũ để nâng cao hiệu quả xử lý nhũ tương nghịch và sơ đồ công nghiệp

Luận Văn: Nghiên cứu các phương pháp phá nhũ để nâng cao hiệu quả xử lý nhũ tương nghịch và sơ đồ công nghiệp

Lời nói đầu Ngành công nghiệp dầu khí là một ngành mới hình thành và phát triển ở nớc ta, song đã chiếm một vị trí quan trọng trong nền kinh tế quốc dân Trong năm 1996, ngành dầu khí Việt Nam đã sản xuất đợc hơn 7 triệu tấn dầu thô thì năm 1997 đã sản xuất đợc hơn 10 triệu tấn tức là tăng khoảng 14%, ngang tầm với các ngành khác Theo kết quả thăm dò, nghiên cứu nhiều năm của các nhà địa chất trong nớc và nớc ngoài đã khẳng định rằng lòng đất Việt Nam, kể cả thềm lục địa và các vùng trên đất liền có chứa đựng một tiềm năng dầu khí hấp dẫn Hàng loạt các phát hiện thơng mại nối tiếp nhau đợc công bố đã chứng minh điều đó và đã lôi kéo các Công ty nớc ngoài đầu t vào Việt Nam Công nghiệp dầu khí có thể là một ngành phát triển mạnh trong tơng lai Thực tế

đó, đã đặt ra cho đội ngũ những ngời làm công tác kỹ thuật và các nhà sản xuất hàng loạt các vấn đề hoàn thiện công nghệ khai thác xử lý và vận chuyển dầu khí, tiến tới khai thác

sử dụng hợp lý, có hiệu quả nhất nguồn tài nguyên quý giá của đất nớc.

Dầu mỏ đang đợc khai thác ở thêm lục địa phía Nam bao giờ đa lên khỏi lòng

đất cũng chứa một lợng nớc vỉa dới dạng nhũ Lợng nớc này càng tăng lên khi áp dụng các phơng pháp thứ cấp, tam cấp, bơm ép nớc có phụ gia hoá phẩm để tăng hệ số thu hồi dầu của mỏ Quá trình xử lý nớc tách ra khỏi dầu thô là không thể thiếu đợc

để đảm bảo cho chất lợng dầu thô xuất khẩu và trong tơng lai đảm bảo cho chất lợng nguyên liệu cho nhà máy lọc dầu.

Để thực hiện nhiệm vụ này ngời ta tiến hành thu gom dòng sản phẩm và bình chứa kết hợp với xử lý sơ bộ nhằm tách khí áp suất cao và tách bớt phần nớc cũng nh tạp chất khô chứa trong dòng sản phẩm Công đoạn này đợc thực hiện trên các giàn

cố định (MSP) Sau đó là công đoạn thu gom trên toàn mỏ để đa dầu đã xử lý thô từ các giàn về các trạm rót dầu không bến, kết hợp với việc xử lý triệt để, nhằm đạt dầu chất lợng thơng phẩm.

Nói chung công đoạn cuối cùng này rất phức tạp nhng nó quyết định đến giá trị tấn dầu Đồ án tốt nghiệp với đề tài: “Nghiên cứu các phơng pháp phá nhũ để nâng cao hiệu quả xử lý nhũ tơng nghịch và sơ đồ công nghiệp, xử lý dầu trên trạm rót dầu

ở bến Chí Linh đã tổng hợp một số kết quả nghiên cứu, ứng dụng đang tiến hành trong việc xử lý dầu khí Với sự giúp đỡ và hớng dẫn của PGS - PTS Hoàng Dung cùng toàn thể các cán bộ của phòng thu gom vận chuyển và xử lý dầu khí của viện NCKH - TK dầu khí biển Bản đồ án đã đợc hoàn thành kịp thời và đúng quy định.

Kết cấu đồ án gồm:

Phần I - Tổng quan Mỏ dầu Vietsovpetro.

Phần II - Thành phần tính chất dầu thô Mỏ VSP

Phần III - Các lý thuyết về nhũ tơng.

ý kiến quí báu của các thầy cô giáo cũng các độc giả và các bạn đồng nghiệp để đồ

án này đợc hoàn chỉnh hơn.

Nhân dịp này tôi xin bày tỏ lòng biết ơn đến các thầy đã trực tiếp hớng dẫn, các thầy cô khoa Dầu khí trờng Đại học Mỏ địa chất và các cán bộ Phòng khai thác vận chuyển viện NCKH- TK dầu khí biển xí nghiệp liên doanh VSP đã tận tình giúp đỡ

đào tạo mọi điều kiện cho tôi hoàn thành đồ án tốt nghiệp này.

Sinh viên: Lê Văn Tuấn.

Hà nội 1999.

PhÇn I Tæng quan má dÇu Vietsopetro.

II Điều kiện tự nhiên và nhân văn khu vực mỏ.

Mùa ma bắt đầu từ tháng 6  tháng 9, chủ yếu có gió Tây Nam Nhiệt độtrung bình từ 25  300C, nhiệt độ ban ngày và ban đêm lệch nhau lớn

Ngoài ra còn có mùa chuyển tiếp từ tháng 4  tháng 5 do xảy ra các hiện ợng di chuyển các luồng khí lạnh từ phơng Bắc xuống nên độ ẩm không khí tănglên, lợng ma không lớn, nhiệt độ trung bình 25  300C về thời tiết biển tơng đối ônhoà, thỉnh thoảng có bão Bão thờng gặp từ tháng 6  tháng 10 Trung bình 10 trậntrong một năm Do có hiện tợng gió mùa nên thời kỳ này sóng biển tơng đối cao,khoảng 10m

t-2 Giao thông vận tải.

Thành phố Vũng Tàu là nơi bố trí trụ sở hành chính của Xí nghiệp liên doanhdầu khí Vietsovpetro (VSP) Đây là nơi trung tâm du lịch lớn đợc nối với thành phố HồChí Minh bằng quốc lộ 51, dải nhựa, dài 125 km và đờng thuỷ dài 80 km Sân bayVũng Tàu có thể tiếp nhận loại máy bay AN - 24; AN - 26; trực thăng loại M1 - 8

3 Dân c.

Thành phố Vũng Tàu có trên 4 vạn dân, trong đó 1/3 là dân bản xứ chủ yếusống bằng nghề đánh cá và các nghề phụ khác, còn lại là dân Bắc di c vào Vớinguồn nhân lực này thực sự là một lực lợng hùng hậu đáp ứng một cách đầy đủ choquá trình xây dựng các công trình dầu khí

Chơng II Lịch sử phát triển khu mỏ và tiềm

Công ty PECTEN khoan giếng hồng 1 X, dừa 1X, dừa 2X và mía 1X, công tyMobil khoan giếng Bạch Hổ 1X Trong các giếng khoan trên đã tìm thấy dầu khí ởtầng Mioxen hạ

2 Giai đoạn 1975- 1980:

Sau ngày Miền Nam giải phóng, công cuộc tìm kiếm và thăm dò dầu khí vẫn

đợc tiến hành, thăm dò địa chấn lại và khoan các giếng thăm dò trên mỏ Trên cơ sởtài liệu cũ trớc 1975, kết quả thăm dò các tuyến địa chấn và các giếng khoan trênkhu vực mỏ Bạch Hổ nói riêng và thềm lục địa Việt Nam nói chung, Hồ Đắc Hoài

và Ngô Trờng San đã báo cáo tổng hợp đầu tiên mang tên: “ Cấu trúc địa chất vàtriển vọng dầu khí thềm lục địa Nam Việt Nam”

3 Giai đoạn 1980 - nay:

Xí nghiệp liên doanh “ Vietsovpetro” đợc thành lập vào 19/6/1981 Sự kiệnnày đánh dấu bớc phát triển mới rất quan trọng đối với ngành công nghiệp dầu khíViệt Nam, Nhà nớc Việt Nam giao cho xí nghiệp liên doanh “Vietsovpetro” nhiệm

vụ “ Nhanh chóng tìm ra dầu mỏ khí đốt, đa vào khai thác sớm phục vụ cho nềnkinh tế quốc dân Xây dựng cơ sở vật chất kỹ thuật, đào tạo đội ngũ cán bộ quản lý,khoa học kỹ thuật, chuyên môn nghiệp vụ và công nhân lành nghề cho ngành dầukhí xây dựng và phát triển ngành dịch vụ dầu khí tại Việt Nam Chỉ 2,5 năm xínghiệp liên doanh “Vietsovpetro” còn phát hiện tại mỏ Bạch Hổ và ngày 26/6/1986tấn dầu đầu tiên đợc khai thác tại mỏ này, đó cũng là tấn dầu thô đầu tiên trên thềm lục

địa tại Việt Nam Ngoài mỏ Bạch Hổ xí nghiệp liên doanh “Vietsovpetro” còn pháthiện ra mỏ Rồng và mỏ Đại Hùng Hai mỏ này hiện nay cũng đa vào khai thác

Năm 1988, một sự kiện có ý nghĩa đặc biệt đối với mức tăng trởng mạnh sảnlợng khai thác dầu khí của Vietsorpetro đó là lần đầu tiên tại Việt Nam phát hiệntầng dầu có sản lợng cao(xấp xỉ 1000 tấn/ngày /giếng) trong móng granit nứt nẻ.Nhờ vậy, nhịp độ khai thác dầu giai đoạn 91 - 95 tăng từ 8000 lên 19000- 20000 tấn/ngày Việc tiến hành khai thác dầu tại mỏ Bạch Hổ dựa trên cơ sở bản thiết kế khai

thác thử công nghiệp mỏ Bạch Hổ thềm lục địa Việt Nam của viện nghiên cứu dầukhí Xahalin Theo tài liệu thiết kế này hệ thống khai thác mỏ là hệ thống 7 điểm vớikhoảng cách giữa các giếng là 600 x 600 m Đồng thời xét đến việc cần thiết phảixâydựng thêm 2 giàn cố định cho vòm Nam sau đó bản thiết kế này đợc Hội đồng

“Vietsovpetro” đề nghị thay mạng lới 600 x 600 m thành mạng lới 400 x 400 m.Còn sơ đồ khai thác vòm Bắc thì sử dụng hệ bàn cờ 3 hàng 650 x 350 m

Khi xác định đợc trữ lợng dầu công nghiệp của tầng dầu khí biển (thuộc xínghiệp liên doanh Vietsovpetro) đã đa ra báo cáo “Đánh giá khả năng khai thác mỏBạch Hổ” và “sơ đồ công nghệ khai thác vùng u tiên vòm Bắc mỏ Bạch Hổ” nhằmkhai thác mở rộng thử công nghiệp Trong các tài liệu này, tại các khu vực u tiên đ-

ợc phân bố khai thác theo hàng khối và các đối tợng chính

Đối tợng I: Tầng 23 Mioxen hạ

Đối tợng II: Tầng VI, VII của Oligoxen hạ

Đối tợng III: Tầng VIII, IX, X của Oligoxen hạ

Đối tợng IV: Tầng I, II, III của Oligoxen thợng

Vào tháng 5 - 1987 các chuyên gia xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã vạch

ra sơ đồ vị trí giếng khoan theo mạng lới 3 hàng khối theo kích thớc 400 x 400 m.Khai thác các đối tợng I, II, III riêng biệt Thực hiện bơm ép nớc ở đối tợng I, còn

đối tợng II, III có thể chung hoặc tách rời nhau

Năm 1988 xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro thành lập : “Sơ đồ công nghệkhai thác mỏ Bạch Hổ” Trong đó mỏ đợc phân ra 4 đối tợng khai thác:

+ Đối tợng I: Tầng 23, 24 Mioxen hạ

+ Đối tợng II: Tầng VI, VII, VIII của Oligoxen hạ

+ Đối tợng III: Tầng IX, X của Oligoxen hạ

+ Đối tợng IV: Tầng quay trở lại bao gồm tầng cát của Oligoxen thợng

Phân bố giếng là 3 hàng 600 x 600 cho tầng Oligoxen hạ một hàng khối, 400

x 400 m cho tầng Mioxen hạ Quỹ giếng đề nghị là 347 giếng trong đó có số l ợnggiàn khoan khai thác, số lợng giàn là 13 Do đó số lợng giàn quá cao làm ảnh hởng

đến hiệu quả kinh tế, kỹ thuật khai thác mỏ, nên sơ đồ công nghệ này không đợcchấp nhận

Đến ngày 1/10/1991 sau khi tính toán lại trữ lợng các tầng lập ra dự án chobốn đối tợng và chọn ra dự án phân bố giếng khoan tối u I Bốn đối tợng khai tháclà:

+ Đối tợng I: Các tầng 22, 23, 24 của tầng Mioxen hạ

+ Đối tợng II: Các tầng I, II, III, IV, V của Oligoxen hạ

+ Đối tợng III: Các tầng VI, VII, VIII, IX, X của Oligoxen hạ

+ Đối tợng IV: Tầng móng

Đến nay Vietsovpetro đã khai thác đạt 50 triệu tấn Dự kiến giai đoạn 1996

2000 sẽ đạt 49 triệu tấn, kế hoạch năm 1996 2000 là giai đoạn trực tiếp tục nângcao sản lợng dầu mỏ Bạch Hổ khai thác mỏ Rồng ở mức độ công nghiệp, hoàn thiện

hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển khí đồng hành vào bờ tiến hành bằng bộ 3công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí và tận thăm dò nhằm bảo đảm gia tăng trữ l ợngtheo yêu cầu phát triển mỏ của xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro

II Tiềm năng vùng mỏ:

Có thể nói tầng dầu khí ở mỏ Bạch Hổ đợc sinh thành chủ yếu ở tầngOligoxen Vì đá mệ Oligoxen giàu vật chất hữu cơ và đã bớc vào giai đoạn tạodầu.Còn tầng Mioxen hạ thì đá mẹ với hàm lợng vật chất hữu cơ trung bình và chabớc vào giai đoạn tạo dầu vì thế vai trò cung cấp dầu cho các tầng chứa trong sảnphẩm Mioxen hạ không lớn Riêng ở đá móng theo thuyết hữu cơ thì nó chỉ chứadầu ở những đứt gẫy lớn và hang hốc của đá, do dầu di chuyển của các tầng sinhOligoxen và Mioxen theo đứt gẫy kiến tạo xuống chứ nó không sinh ra dầu và khảnăng dòng dầu chứa trong móng có trữ lợng dầu rất lớn ( xấp xỉ 1000 tấn/ngày/giếng) Mặt khác trữ lợng dầu chủ yếu tập trung ở tầng còn lại (22,24 Mioxenhạ, tầng I- V Oligoxen thợng) đợc xác định bằng những giếng khoan riêng biệt.Việc khai thác hết trữ lợng tầng 24 và 22 có thể thực hiện cùng với tầng 23, tầng I-

V Oligoxen hạ và móng

Tầng 23 bao gồm bởi cát , bột kết phát triển hầu nh trên toàn bộ diện tích, ởmột vài khu vực đá chứa bị sét hoá đáng kể, mất tính dị dỡng, các thân dầu dạng vỉa,vòm có ranh giới dầu - nớc nhng vai trò quan trọng trong việc phân bố độ chứa dầu

là đứt gẫy kiến tạo và màng chắn thạch học Đã phát hiện tất cả sáu thân dầu riêngbiệt Trong đó có 3 vòm Bắc, 2 vòm trung tâm và I ở vòm Nam

Mỏ có 5 tầng sản phẩm (VI-X theo cách đặt tên của mỏ) đợc phân ra trongtrầm tích Oligoxen hạ chúng chứa cùng một thân dầu dạng khối - vỉa Đá chứa chỉ cóphạm vi ở vòm Bắc cũng nh sờng Đông vòm trung tâm vòm Nam riêng ở vòm trungtâm cũng nh cánh Tây của vòm Bắc không có trầm tích Oligoxen hạ Ngoài ra ở phầnnghiêng xoay của vòm Bắc đã phát hiện ra đới cát kết có tính dị dỡng kém

Những giếng ở đới này cho thấy rõ những dấu hiệu có dầu và cho dòng dầukhông lớn Tuy nhiên cũng không thu đợc những dòng dầu công nghiệp, sau khithực hiện những biện pháp để khai thác giếng khoan và gọi dòng Rõ ràng ở đây cần

áp dụng phơng pháp mở vỉa bằng thuỷ lực, xử lý vùng cận đáy giếng bằng chất hoàtan ngăn chặn việc xâm nhập đang dịch vào vỉa lúc mở vỉa

Hình 1 - Vị trí của mỏ Bạch Hổ trên Bình Đồ cấu trúc khu vực

III Sơ lợc địa chất vùng mỏ.

Mỏ Bạch Hổ nằm trong khu vực bồn trũng Cửu Long thuộc thềm Sunda,thềm lớn nhất trong số các bồn ven phía Tây nam Thái Bình Dơng Sự hình thànhcấu trúc hiện tại của Sunda gắn liền với ba chu kỳ tạo địa hào Vifơ, bắt đầu từ giai

đoạn Kreta muộn Sự mở rộng phụ bồn Tây Nam trong đó có thềm lục địa Việt Namxảy ra vào chu kỳ thứ nhất (Paleoxen muộn)

Khi đã hình thành phức hệ Vifơ ( Lioxen muộn Olioxen) gắn liền với vùngtạo địa hào Vifơ Ven biển trong điều kiện hoạt động kiến tạo mạnh hơn Tốc độ sụtlún đạt tốc độ cực đại vào thời kỳ Olioxen sớm, chu kỳ thứ 2 (Mioxen đệ tứ) đặc tr -

ng bởi sự sụt lún của thềm bỉên và sự thành tạo các bể trầm tích lớn Nằm xen kẽ vớicác đối năng có móng nền Kainozoi

Hoạt động mác ma chính trong thời kỳ Kainozo muộn có tác động nhất định

đến kiến trúc cấu tạo chung của thềm lục địa Nam Việt Nam Chỉ riêng phần TâyBắc của vùng trũng Cửu Long có tổng diện tích các phần phủ Bazan và Andezit đạttới 1 triệu km3 với độ dày không lớn lắm Khác với bồn trũng khác trong thềmSunda trũng Cửu Long (bể trầm tích) bị tách biệt hẳn ra và nằm ở sờn địa khối ổn

định (Inđonesia) bán đảo Đông Dơng Trong cấu trúc của bồn trũng có chứa phức hệtrầm tích lục nguyên có nguồn gốc châu thổ và có tuổi từ Lioxen đến hiện đại, bềdày cực đại 7 km Tổng thể tích bồn trũng này là 150.000 km3

Từ năm 1967, cấu trúc địa chất của bồn trũng Cửu Long đợc tăng cờngnghiên cứu bằng các phơng pháp địa vật lý Sau giải phóng miền Nam vào năm

1979, Liên đoàn địa chất biển Liên Xô (cũ) đã thực hiện 29 nghìn km tuyến bằngphơng pháp điểm xạ, phơng pháp sâu chung Mật độ các mạng địa chấn trong phạm

vi của Liên doanh dầu khí Vietsovpetro là 1,2 km tuyến trên 1 km

Trên cơ sở thăm dò địa chấn, kết hợp với kết quả khoan sâu trên 6 đới nângtrong phạm vi của bồn trũng Cửu Long đã phân tích đợc thành phần kiến tạo bậc 2

có phơng Đông Bắc Đó là đới nâng trung tâm bậc 3: Đồng Nai, Tam Đảo Và cócác Munđa (hố sụt) Định An, Trung tâm Nam Cửu Long cũng nh đới nghiêng TràTân có cấu tạo bồi bậc 2 lại bị chia bởi một loạt các đới nâng bậc 3 Chúng là cấutạo không đối xứng, bị phân cách bởi các đứt gãy thuận Cấu tạo mỏ Bạch Hổ thuộc

đới nâng Trung tâm Ngoài cấu tạo này, trong bồn trũng Cửu Long còn phát hiện ra

22 đới nâng khác có triển vọng dầu khí

Trong phụ thống Oligoxen có các tầng VI, VII, VIII, IX, X.

Các vỉa tìm đợc thuần tuý chứa dầu theo cấu tạo vỉa lồi phức tạp hoá bởimàng chắn kiến tạo và địa tầng Mặt tiếp xúc dầu - nớc ở các vỉa này đợc quy ớc đặt

ở độ sâu tuyệt đối thấp nhất chứa dầu ổn định Mặt tiếp xúc dầu nớc ở vòm Bắc có

độ sâu là 2813 m  2860 m, vòm Nam 2824  2876 m Ranh giới dầu nớc ở tầng vỉaOligoxen hạ (V - X) quy ớc ở 4348 m Vỉa dầu ở tầng Mioxen phức tạp hơn về cấu tạothể hiện sự không đồng nhất và dạng thấu kính của tầng chứa Đặc trng của tầng này là

áp lực dị thờng vỉa cao bằng 1,6  1,7 lần áp suất cột thuỷ tĩnh

II Tính chất cơ lý cuả đất đá.

Đất đá ở vùng mỏ Bạch Hổ có tính chất cơ lý thay đổi theo chiều sâu phân bố

Tầng 1: Có độ sâu từ 0 520 m đất đá có tỷ trọng là:2,65 g/cm3, độ chứa sét

là 30%, giới hạn bền là 4 8 kg/cm3, độ cứng đất đá 5  7, còn ở sét là 1 1,5, tầngnày là tầng đất đá mềm và bở rời

Tầng 2: Có độ sâu 520 1273 m: đất đá có tỷ trọng là 2,03 g/cm3, độ rỗngxốp 30%, tầng đất đá mềm bở rời

Tầng 3: Có độ sâu 1273  2627 m: đất đá có độ cứng trung bình tỷ trọng là

2,1 g/cm3, độ rỗng 24 28%, độ thẩm thấu 150 180, độ chứa sét 50%, độ chứaCácbonat 1  20%, giới hạn bền là 16 20 kg/cm3

Tầng 4: 2627 2980 m, đất đá mềm xen lẫn cát, độ cứng trung bình.

- Tỷ trọng đất đá: 2,1  2,4 g/cm3

- Độ lỗ rỗng: 12  24%

- Độ chứa sét: 70%

- Giới hạn bền: 15  20,5 g/cm3

III Độ chứa dầu

Độ chứa dầu của các collectror ở mỏ Bạch Hổ đợc xác định từ năm 1975 tạigiếng khoan số 01, giếng khoan đã tìm thấy dầu ở độ sâu 3500 m Theo kết quảphân tích, dầu ở mỏ Bạch Hổ có độ nhớt cao, hàm lợng Parfin 25%, hàm lợng luhuỳnh nhỏ 0,03  0,11% Dầu ở mỏ Bạch Hổ có tỷ trọng khoảng 0,83 0,86 g/cm3

Bảng 1 - Kết quả phân tích mẫu đơn vị chứa dầu ở mỏ Bạch Hổ

(m) Loại

colletor

%Parafin (m

3/nđ) Yếu tố khí

(m3/m3)

Hệ sốnén

Điềukiện vỉa

Sau khitách khí2990 3020

3060 3090

3090 4220

4220 4270

nguyênsinhntntnt

0,730,730,640,64

0,860,860,830,83

0,0850,0850.0950,095

18,418,418,418,4

50470-

-1001007150-

0,120,120,12-

17,817,826,926,9

áp suất giảmkhi mở vỉa(đơn vị)

áp suất giảmcho phép mởvỉa (at)

0,7410,6680,6410,6500,6540,6560,6550,6500,645

140180130130130130160120130

372931282828282828

100150100150100130100130100130100130100130100130100130

V - Độ chứa nớc của các collectror

Theo tài liệu nghiên cứu mỏ Bạch Hổ và của viện nghiên cứu khoa học vàTKDK biểu, thành phần nớc khoáng trong vỉa là:

- Tầng Mioxen vòm Bắc: 6 g

- Tầng Oligoxen hạ thờng gặp 2 loại muối: Cacl2 và Hyđrô cacbonat natri có

độ khoáng thấp hơn 6,64 g và chỉ nhận đợc trong khuôn khổ vòm Bắc

Nớc ở vòm Nam thuộc loại nớc canxiclorua, có độ khoáng hoá tăng theo ớng Tây Nam Nớc thuộc trầm tích Oligoxen dới nằm trên các tầng sản phẩm chínhchứa NaHCO3 có độ khoáng hoá 5g Theo bảng phân loại nớc khoáng thì mỏ Bạch

h-Hổ có độ khoáng hoá trung bình và thấp (xem bảng 3)

+ Nhiệt độ: Theo tài liệu địa chất mỏ Bạch Hổ đợc phân bố nh sau:

- Theo nhiệt độ cao nhất nằm trong vùng trung tâm mỏ Gradien địa nhiệt là 3,70

- Grandien địa nhiệt vòm Bắc: 3,40 Nói chung không có dị thờng địa nhiệt

- Grandien địa nhiệt vòm Nam: 2,20+ áp suất vỉa:

- Mioxen hạ =1,027

- Oligoxen trên: 1,637  1,727

- Oligoxen dới: 1,137

Gi¶m ¸p khithö vØa (at)

2788282

6 0,014 923,3 351,8 823,5 80,2 1833,7 37 100  1502877289

1 0,0144 10308,4 318,1 823,5 21,9 2176,2 29 100  1503190320

1 0,0237 18974,7 205,87 164,7 1261,6 452,8 31 100  1503243327

2 1,0231 19843 142,9 0 1261,6 451,2 28 100  140

Chơng IV Tình hình khai thác ở mỏ xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro và những kinh nghiệp thu gom, vận chuyển và xử lý dầu

ngoài khơi trên thế giới.

I - Tình hình khai thác dầu khí của VSP.

Mỏ Bạch Hổ đợc đa vào khai thác công nghiệp vỉa Mioxen dới năm 1986,Oligoxen dới năm 1987, và tầng móng năm 1988 Trình đến quý I năm 1997, Xínghiệp liên doanh Vietsovpetro đã có hơn 130 giếng, 74% giếng khai thác, 17%giếng bơm ép, 5% giếng quan sát và 4% giếng hủy Trong 100% giếng khai thác chỉ

có 64% giếng khoan tự phun, còn lại 3% giếng khai thác theo chu kỳ, 14% giếng ngừngphun và 19% giếng khai thác bằng cơ học Tính từ lúc khai thác đến quý ba năm 1997,toàn mỏ khai thác đợc 50 triệu tấn dầu, 780 tấn nớc, 8 tỉ m3 khí đồng hành, đã bơm épkhoảng 24 triệu tấn nớc vào vỉa nhằm mục đích duy trì áp suất vỉa

Năm 1997 là năm thứ 2 chúng ta sử dụng khí đồng hành của mỏ Bạch Hổ vàRồng để chạy các tua bin khí phát điện ở Bà Rịa, lợng khí đa vào bờ xấp xỉ khoảng

4 triệu m3/ngđ (1000 m3 khí có nhiệt trị xấp xỉ bằng 1000 kg = 1 tấn nhiên liệulỏng) Vùng mỏ Bạch Hổ tiếp tục có những giếng khoan gặp dầu và khí, khẳng địnhtriển vọng rất tốt đẹp

Ngay từ đầu năm 1997 phải nâng công suất đa khí đồng hành mỏ Bạch Hổ Rồng vào bờ khoảng 2 triệu m3/ngđ để phục vụ tổ máy đầu trên của nhà máy nhiệt

-điện Phú Mỹ II Giữa năm 1997 dự kiến giàn nén trung tâm tại mỏ Bạch Hổ sẽ đợclắp ráp xong và sản lợng khí vào bờ lúc đó sẽ là 4 triệu m3/ngđ

II - Những kinh nghiệm thu gom, vận chuyển và xử lý dầu ngoài khơi trên thế giới.

Những năm gần đây việc khai thác thiết kế của mỏ dầu khí ở thềm lục địa vàbiển sâu trên thế giới đã tăng đáng kể Khai thác dầu không chỉ từ các giàn cố định(Vịnh Mehico, Đại Tây Dơng, Biển Bắc) mà còn từ những đảo nhân tạo (thềm lục

địa California) Độ sâu khác nhau của biển, khí hậu, và những tính chất lý hoá củadầu để lại những nét đặc trng trên các sơ đồ công nghệ thu gom và xử lý sản phẩmcủa giếng

1 Mỏ West - Willington (Mỹ).

Dầu đợc khai thác từ 4 đảo nhân tạo, sản phẩm từ các giếng khoan đợc đa ra

đảo Tại đây tiến hành tách khí bậc 1 đợc dẫn đến ngời tiêu thụ, còn dầu lẫn nớc vớikhí còn sót lại đợc bơm vào hệ thống ngầm vào bờ Tại đây dầu sẽ đợc xử lý tới điềukiện tiêu chuẩn Các đảo nối với đất liền bằng 5 ống dẫn: 2 ống dẫn dầu, 2 ống dẫnkhí và một ống dẫn ngợc chất thải

2 Mỏ Ekarix (Nauy).

Mỏ Ekarix của khu vực Nauy thuộc Biển Bắc cách bờ 290 km, độ sâu biển 73

m Trong giai đoạn đầu của quá trình khai thác mỏ sản phẩm của giếng khoan đợctách 2 bậc ở giàn và đo Dầu chỉ đợc khai thác trong giai đoạn chất tải lên tầu chứa.Khí đợc đốt ở hệ thống đốt

Giai đoạn 2 của quá trình xây dựng thêm mỏ đợc lắp đặt một giàn công nghệbằng bê tông và thép Trên giàn có một bể chứa dầu dung tích 159.000 m3 Dầu từgiàn đợc vận chuyển vào khu căn cứ trên bờ Tesid (Anh) qua đờng ống  330 mmvới chiều dài 350 km, còn khí đợc vận chuyển qua đờng ống  880 mm với chiềudài 418 km tới Emden (CHLB Đức)

Dầu cùng với khí còn sót lại đợc vận chuyển bằng 3 trạm bơm Khí đợc vậnchuyển bằng hai trạm nén khí

3 Mỏ Bazil.

ở vùng Campos (Riode Janerio) có 9 mỏ khai thác Độ sâu mức nớc biển là

150 m, cách bờ 80 km Hỗn hợp dầu khí theo đờng ống dẫn đến trạm thu gom đợclắp đặt trực tiếp trên tầu chứa dầu Trạm thu gồm hai bình tách xả khí nớc (3 pha) vàmột bình đo, hai máy tách nớc bằng điện, một thiết bị làm sạch nớc và hai bể chứadầu thơng phẩm Công suất của trạm thu gom sản phẩm 1400 m3/ngày Việc vậnchuyển sản phẩm vào bờ đợc thực hiện vào bằng các tàu chở dầu

ở các vùng Segip và Alagoas: sản phẩm của giếng đợc vận chuyển từ cácgiàn đến giàn trung tâm theo ống dẫn Trên giàn trung tâm có lắp đặt thiết bị táchsản phẩm cấp 1 (sơ cấp) Một phần khí đốt cháy ở Phaken, dầu và khí còn lại đ ợcchuyền vào bờ ở hai dạng pha dới áp lực 0,63 Pa Thiết bị tách cấp 2 và thiết bị khửnhũ tơng đợc đặt trên bờ

Việc ứng dụng hệ thống thu gom và vận chuyển dầu khí theo đờng ống dới áplực của giếng nh đã nêu trên cho phép giảm đợc việc xây dựng những trạm bơm vàmáy nén khí trên các giàn ngoài biển

4 Nhóm mỏ ở vịnh COOK (ALASKA).

ở trên các giàn khai thác biển, sản phẩm dầu đợc tách khí cấp một Dầu đãtách khí có lẫn nớc đợc bơm vào bờ theo đờng ống dẫn Tiếp theo dầu đợc xử lý ởtrên bờ để đạt tiêu chuẩn thơng phẩm Khí đợc nén bằng các máy nén khí và vậnchuyển về bờ theo các đờng ống dẫn

Tóm lại: Dù đợc khai thác ở đâu sản phẩm dầu khí từ giếng khoan đa lên mặt

đất cũng chứa một lợng nớc vỉa dới dạng vỉa, nhũ tơng Vì vậy giai đoạn xử lý dầuthô để đạt tiêu chuẩn thơng phẩm là một giai đoạn kỹ thuật rất cần thiết Tuỳ theotừng điều kiện của mỏ mà ta có công nghệ và phơng pháp xử lý dầu thô hợp lý

*

Với tình hình khai thác ở VSP và đặc điểm dầu mỏ khai thác lên phải xử lý nhvậy sẽ dự báo cho chúng ta biết khối lợng thu gom xử lý nói chung và công tác xử lýnhũ tơng nghịch trên mỏ nói riêng để đạt đợc dầu thơng phẩm chất lợng cao

PhÇn II Thµnh phÇn, tÝnh chÊt vµ ph©n lo¹i

dÇu th«

Chơng I Thành phần và tính chất chung của

dầu mỏ

I - Thành phần dầu mỏ.

Dầu mỏ của Vietsovpetro nói riêng và dầu mỏ nói chung, ngoài một số tínhchất đặc trng của từng loại dầu hoặc của từng mỏ nh hàm lợng của từng thành phầntrong dầu, khối lợng riêng, độ nhớt thì hầu hết chúng đều có những đặc điểmchung

Về cấu tạo: Dầu mỏ là sản phẩm phức tạp nhất của thiên nhiên do hai

nguyên tố cấu tạo nên: hydro và cacbon

Về nguồn gốc: Nguồn gốc của dầu mỏ vẫn đang là vấn đề gây tranh cãi mặc

dù nguồn gốc hữu cơ vẫn đang thắng thế và đang đợc tìm kiếm thăm dò ở điềukiệnvỉa hoặc điều kiện môi trờng mà nhiệt độ trên 300C (tuỳ theo thành phầnParafin) thì dầu mỏ tồn tại ở thể lỏng Các đặc tính vật lý của nó thay đổi trong mộtgiới hạn rất rộng, sự thay đổi này phụ thuộc vào điều kiện môi trờng nh nhiệt độ, ápsuất phụ thuộc vào thành phần hoá học của từng loại dầu

Qua nghiên cứu cho thấy Thành phần chủ yếu của dầu mỏ là hydro cacbon,chúng chiếm từ 60  90% khối lợng của dầu Trong đó gồm các nhóm:

+ Nhóm hydro cacbon parafinic (CnH2n + 2)

Nhóm này có cấu trúc mạch thẳng và mạch nhánh chiếm từ 50  70% ở

điều kiện bình thờng Hydro cacbon có cấu tạo mạch từ C1  C4 ở trạng thái khí, từ

C5  C16 ở trạng thái lỏng, > C17 ở trạng thái rắn (dạng tinh thể)

+ Nhóm Hydro cacbon Naptennic (CnH2n)

Nhóm này có cấu trúc mạch vòng (no và không no), chiếm tỷ lệ 10  20%thành phần dầu thô, phổ biến nhất là xydopentan và exclohexan cùng các dẫn xuấtalkyl của chúng ở điều kiện thờng hydro cacbon napten (no) có cấu tạo từ C1  C4

ở trạng thái khí, C5  C10 ở trạng thái lỏng, > C11 ở trạng thái rắn

+ Nhóm Hydro cacbon Anomatic (CnH2n - 6)

Nhóm này có mặt trong dầu thô dới dạng các dẫn xuất của benzen, chiếm từ

1  2% thành phần dầu thô

+ Các hợp chất có chứa oxy, nitơ, lu huỳnh

Ngoài các nhóm hydro cacbon kể trên trong dầu thô còn chứa các hợp chấtkhông thuộc loại này mà phần lớn là Asphanten - smol có chứa trong nó hợp chấtcủa O2, N2, S Trong đó:

- Hợp chất với O2 chiếm hàm lợng khá lớn trong Asphanten có thể tới 80%,tồn tại chủ yếu dới dạng axit Naften nh Asphan và fenol

- Hợp chất với N2 quan trọng nhất là pocfirin Đây là sản phẩm chuyển hoá từHemoglobin sinh vật và từ clorofin thực vật Điều này chứng tỏ nguồn gốc hữu cơcủa dầu mỏ Pocfirin bị phân huỷ ở nhiệt độ  2000C, điều này cho biết nhiệt độthành thạo của mỏ > 2000C

- Hợp chất với S tồn tại dới dạng S tự do hoặc H2S mùi trứng thối Hàm lợng Strong dầu thông thờng từ 0,1  1% nếu S  0,5% đợc xem là hàm lợng đạt tiêuchuẩn Hàm lợng S càng cao từ giá trị dầu thô cảng giảm Ngoài ra dầu thô chứahàm lợng rất nhỏ các kim loại và chất khác nh: Fe, Ca, Mg, Nu, Cr, Ti, Co chiếmkhoảng 0,15  0,19 kg/tấn.

II - Các tính chất vật lý của dầu mỏ.

Đôi khi ngời ta cũng sử dụng một đơn vị so sánh nữa của dầu đó là tỷ trọng

t-ơng đối Xác định tỷ trọng tt-ơng đối của dầu theo nhiệt độ tiêu chuẩn nh sau:

4T = 420 -  (T - 20); (2)

4T - Tỷ trọng tơng đối của dầu ở nhiệt độ T

 - Hệ số thay đổi tỷ trọng theo nhiệt độ, khi nhiệt độ thay đổi 10C thì  = 0,0174

Đối với sản phẩm giếng bao giờ cũng chứa một hàm lợng nớc nhất định Khi

đó xác định khối lợng riêng phải tính đến sự ảnh hởng của nớc Công thức tính nhsau:

h = 0 (1 - w) + w.) + w) + w w) + w.; (3)

h: Khối lợng riêng của hỗn hợp dầu nớc;

0: Khối lợng riêng của dầu;

w) + w.: Khối lợng riêng của nớc;

w) + w.: Thành phần % của nớc trong hỗn hợp

2 Độ nhớt tuyệt đối  .

Độ nhớt tuyệt đối là tính chất của chất lỏng, nó đặc trng cho khả năng cản lại

sự chuyển động tơng đối giữa các hạt chất lỏng với nhau trong môi trờng chất lỏng

Khoa Dầu Khí17



1 2 3 4

st

p

st

0

Hình 2 - Mối quan hệ giữa ứng suất trợt và vận tốc trợt của chất lỏng

- Khi dầu là chất lỏng New) + w.tơn (Hình 2, đờng 1) thì việc xác định độ nhớt

*: Độ nhớt động lực học của chất lỏng giả dẻo:

n: Chỉ tiêu mực, nó đặc trng cho mức độ sai lệch giữa chất lỏng đang khảo sátvới chất lỏng New) + w.ton

+ Chất lỏng nhớt dẻo (mô hình Bingham) đờng 3, hình 2 Mô hình này có

ph-ơng trình lu biến nh sau:

 = 0 + ** (6)

**: Độ nhớt động lực học của chất lỏng nhớt dẻo

+ Chất lỏng nhớt dẻo không tuyến tính (Mô hình HERSCHELL BALKKEY)(đờng 4, hình 2) Mô hình này có phơng trình lu biến nh sau:

p: ứng suất trợt tơng ứng với mạng cấu trúc của dầu thô bị phá vỡ hoàn toàn

Do độ nhớt phụ thuộc rất nhiều vào nhiệt độ, qua nghiên cứu và thực nghiệmngời ta đã đa ra đợc công thức tổng quá biểu diễn sự phụ thuộc này nh sau:

 = K eu (T = T0) (8)

T, T0 là

K, u là các hệ số thực nghiệm rút ra đợc khi đo độ nhớt của dầu ở các nhiệt

độ khác nhau

Theo kết quả thực nghiệm của Viện NIPI với đối tợng nghiên cứu là dầu thô

mỏ Bạch Hổ thì các giá trị K, u trong các khoảng nhiệt độ là nh sau:

T > 600C  = 0,006 e - 0,01 T

380C < T  610C  = 0,03 e - 0,04 T

Nhiệt độ đông đặc của dầu thô là nhiệt độ tại đó dầu thô mất đi tính linh

động Nhiệt độ đông đặc của dầu thô phụ thuộc vào thành phần của nó, trong đó cácthành phần nh parafin, nhựa Asphanten có ảnh hởng quyết định tới nhiệt độ đông

đặc của dầu Đây là tính chất có ý nghĩa quan trọng trong công nghệ vận chuyển và

hfp = (11)

hfP: Hệ số dẫn nhiệt của dầu có kể đến ảnh hởng của parafin

hfPa: Hệ số dẫn nhiệt của parafin, (2,5 w) + w./m 0C)

- Lực phân tử trong nội bộ một chất lỏng luôn đạt trạng thái cân bằng

- Lực phân tử của các chất lỏng khác nhau là khác nhau Do vậy tại bề mặttiếp xúc giữa hai chất lỏng khác nhau sẽ xuất hiện sự chênh lệch về lực Chất lỏng

có lực phân tử mạnh hơn sẽ đẩy chất lỏng kia làm xuất hiện lực căng bề mặt nhằmmục đích thu nhỏ diện tích tiếp xúc Lực căng mặt ngoài tại diện tích tiếp xúc đợc

biểu thị bằng tỷ số giữa công cần thiết để làm tăng diện tích bề mặt tên một đơn vị(A) và diện tích bề mặt tăng thêm (F) Lực căng này gọi là sức căng bề mặt:

 = (13)

6 Nhiệt dung riêng (C):

Nhiệt dung riêng là nhiệt lợng cung cấp cần thiết để làm 1 kg dầu tăng lên

10C Đơn vị là J/kg 0C Nhiệt dung riêng của dầu phụ thuộc vào nhiệt độ và hàm ợng parafin tách ra:

l-C0 = 31,56 (1687,5 + 3,39t) / [P20 (1 - P) + P CP] (14)

ở đây:

CP: Nhiệt dung riêng parafin (2710 J/kg 0C)

C0: Nhiệt dung riêng của dầu ở t0C (J/kg 0C)

P20: Khối lợng riêng của dầu ở 200C

C = (1 - w) + w.) C0 + w) + w Cw) + w. (15)

Cw) + w.: Nhiệt dung riêng của nớc

W: Hàm lợng của nớc (% theo thể tích)

III - ảnh hởng của quá trình kết tinh parafin và

thành phần nhựa Asphanten đến dầu thô.

Nghiên cứu ảnh hởng này để nhằm tìm ra nguyên nhân cơ bản tác động xấu

đến quá trình thu gom vận chuyển và xử lý dầu thô:

1 ảnh hởng của quá trình kết tinh parafin.

Sự giảm nhiệt độ trong quá trình vận chuyển, tàng trữ là nguyên nhân chínhgây ra hiện tợng kết tinh, lắng đọng parafin dầu thô Sự kết tinh - lắng đọng parafinlàm thay đổi độ nhớt của dầu Quá trình này xảy ra từ khi bắt đầu xuất hiện sự kếttinh parafin và tăng dần theo thời gian đến khi kết thúc quá trình kết tinh trong dầu(Dầu thô chuyển sang trạng thái đặc sệt) Lúc này trong dầu tồn tại cấu trúc mạngdày đặc của tinh thể parafin và chế tạo đợc dòng chảy khi cấu trúc này bị phá vỡ Cóthể giải thích quá trình kết tinh nh sau:

Tại nhiệt độ lớn hơn nhiệt độ kết tinh các phần tử parafin rắn hoà tan phân bốtrong dầu nh hệ keo với mật độ phân bố đồng đều Khi nhiệt độ giảm dần thì dầu thôngày càng bão hoà parafin rắn hoà tan Tại nhiệt độ kết tinh dầu thô đã hoàn toànbão hoà parafin rắn hoà tan dầu đến các tinh thể parafin rắn đầu tiên kết tinh ở sátthành ống do nhiệt độ ở đây thấp hơn nhiệt độ vùng tâm ống mà cụ thể là vùng sát

thành ống có nồng độ parafin rắn hoà tan thấp hơn vùng tâm ống Sự chênh lệchnồng độ này là kết quả của sự kết tinh parafin tiếp theo Qua quan sát thực tế thấyrằng quá trình kết tinh - lắng đọng parafin xảy ra theo ba cơ chế sau:

+ Cơ chế khuếch đại: Cơ chế xảy ra khi trong hệ có sự chênh lệch về nồng

độ parafin rắn hoà tan giữa các vùng Tốc độ parafin rắn hoà tan khuếch tán từ nơi

có nồng độ cao đến nơi có nồng độ thấp đợc tính theo công thức của Fick:

m = -  D dc/dr = -  D dc/dT dT/dr (16)m: Tốc độ khối lợng phần tử parafin rắn hoà tan khuếch tán từ nơi có nồng độcao (tâm ống) đến nơi có nồng độ thấp (thành ống) (Kg/sm2)

: Khối lợng riêng của parafin (Kg/m3)

D: Hệ số khuếch tán của phần tử parafin rắn hoà tan Hệ số này phụ thuộcvào tính chất của chất khuếch tán và môi trờng khuếch tán

B: Hằng số đối với mỗi loại dầu

: Độ nhớt động lực học của dầu (Pa.S)

dc/dr: Građien nồng độ parafin rắn hoà tan theo nhiệt độ (0C/m)

Dấu (-) thể hiện nồng độ parafin rắn hoà tan giảm khi khoảng cách (tính từtâm) tăng

+ Cơ chế phân tán trợt: Trong khi dầu đợc vận chuyển trong ống, ngoài cơ

chế khuếch tán các tinh thể parafin rắn còn có xu hớng chuyển động theo dòngchảy Lớp chất lỏng gần thành ống chuyển động kéo theo các hạt parafin kết tinhtrên thành ống làm chúng trợt trên nhau tạo nên sự phân bố chồng chất, do vậy gọi

đây là sự phân tán trợt Cơ chế này không tạo nên sự kết tinh mà chỉ tạo nên sự lắng

đọng các parafin đã đợc kết tinh ở cơ chế khuếch tán Do vậy sự hình thành lắng

đọng parafin kết tinh theo cơ chế này kém bền vững hơn so với kết tinh parafin theocơ chế khuếch tán Cơ chế phân tán trợt phụ thuộc vào tốc độ trợt, hình dáng hạtparafin kết tinh

+ Cơ chế trọng lực: Cũng nh các vật chất khác, các phần tử parafin rắn hoà

tan luôn chịu tác động của trọng lực Tác động này làm cho chúng chuyển động rơitrong môi trờng dầu gây nên sự lắng đọng ở thành ống dới Tốc độ lắng đọng parafincủa các phần tử parafin rắn hoà tan tỷ lệ nghịch với tốc độ dòng chảy Do vậy ở đầucác tuyến ống, năng lợng dòng chảy lớn do cha có tổn thất thuỷ lực, tốc độ lắng

đọng parafin thấp nên khối lợng lắng đọng bao giờ cũng nhỏ hơn so với đoạn cuốiống dẫn, vì ở đây năng lợng dòng chảy thấp hơn do tổn thất dọc đờng cộng với tổnthấ cục bộ (nếu có) Dẫn đến tốc độ lắng đọng của parafin rắn hoà tan lớn hơn

Trong ba cơ chế thì cơ chế khuếch tán là quan trọng nhất, nó đóng vai tròquyết định trong quá trình kết tinh lắng đọng parafin

Ngoài ra còn phải kể đến yếu tố độ nhám thành trong của ống Đây là yếu tố

có ảnh hởng lớn tới quá trình kết tinh - lắng đọng parafin, bởi vì chính độ nhámthành ống gây cản trở dòng chảy, làm cho các hạt tinh thể parafin bị lu lại tạo thànhmầm kết tinh thúc đẩy kết tinh xảy ra nhanh hơn

2 ảnh hởng của thành phần nhựa Asphanten:

Do một số tính chất đặc trng của các loại nhựa có trong dầu và củaAsphanten mà sự có mặt của chúng trong dầu thô sẽ làm thay đổi một số tính chất

của dầu Qua nghiên cứu ngời ta tìm thấy một số ảnh hởng cơ bản của nhựa Asphanten đến tính chất dầu nh sau:

Làm cho khối lợng riêng của dầu thô tăng lên: do nhựa và Asphanten có

khối lợng cũng lớn hơn dầu

- Làm cho nhiệt độ đông đặc của dầu giảm: nguyên nhân là do nhựa và

Asphanten có nhiệt độ đông đặc thấp hơn dầu

Làm tăng tính năng bám dính của dầu: nguyên nhân do nhựa

-Asphanten có các chất phân cực Trong thành phần của nó có chứa Oxy, Nitơ, luhuỳnh Đồng thời nhựa và Asphanten là chất hoạt động bề mặt trong phân tử cóthành phần háo nớc, chủ yếu là các nhóm amin, do đó dầu chứa nhiều nhựa -Asphanten sẽ có khả năng bám dính cao hơn Qua thí nghiệm của viện NIPI đối vớidầu thô ở hai mỏ: Mỏ Bạch Hổ và Rồng thấy rằng: Dầu thô mỏ Rồng có chứa thànhphần nhựa - Asphanten cao hơn mỏ Bạch Hổ thì trong thí nghiệm dầu mỏ Rồng thểhiện có khả năng bám dính tốt hơn Đây là vấn đề bất lợi cho quá trình khai thác -vận chuyển và xử lý dầu khí

- Làm tăng độ nhớt của dầu: Do nhựa và Asphanten có độ nhớt cao hơn dầu.

- Làm tăng khả năng tạo cốc của dầu: Thành phần nhựa - Asphanten là

thành phần chính tạo ra cốc trong quá trình chế biến dầu sau này Thành phần cốnày làm ngăn cản sự hoạt tính xúc tác trong quá trình chế biến dầu mỏ Hạn chế trao

đổi nhiệt trong thiết bị gia nhiệt xử lý nhũ tơng

- Làm tăng độ bền của nhũ tơng nớc trong dầu, gây khó khăn cho việc tách

n-ớc khỏi dầu Nguyên nhân là do nhựa và Asphanten là các chất phân cực, chúngkhông tan trong nớc mà chỉ tan trong dầu Bản thân chúng lại là các chất hoạt động

bề mặt và chứa các thành phần háo nớc, cho nên xuất hiện các hạt nhũ nớc chúngbao quanh hạt nhũ tạo thành lớp màng bền vững Độ bền của lớp màng tăng theothời gian do sự lão hoá của nhựa và Asphanten Bởi vậy xử lý nhũ tơng để tách nớcphải đợc tiến hành càng sớm thì càng đạt hiệu quả cao

Chơng II Phân loại dầu mỏ

Do dầu mỏ có thành phần phức tạp nên việc phân loại dầu mỏ phải tuân theocác chỉ tiêu công nghệ và mục đích sử dụng: Có hai phơng pháp chính để phân loạidầu mỏ nh sau:

I - Phân loại dầu mỏ theo thành phần hoá học

Cơ sở phơng pháp này là dựa vào nhóm hydro cacbon nào chiếm u thế để đặttên cho dầu

Vì trong thành phần dầu mỏ có các nhóm hydro cacbon cùng tồn tại và lai tạphoá khác nhau, cho nên phân loại theo phơng pháp này ngời ta chỉ xét đến hàm lợnghydro cacbon trong thành phần dầu thô ở phân đoạn dới 3500C và theo phơng phápnày có thể phân dầu thô thành các họ sau:

+ Dầu thô loại B: Hàm lợng parafin chiếm từ 1  3% đông đặc ở -100C

+ Dầu thô loại C: Hàm lợng parafin chiếm 4  14% đông đặc ở nhiệt độ

25  400C

Hiện nay ở một số nớc có công nghệ khai thác và chế biến dầu mỏ phát triểnmạnh nh: Nga, Pháp, Mỹ lại có những phơng pháp phân loại dầu mỏ khác nhau.Sau đây là một số phơng pháp trên biểu

1 Phơng pháp phân loại của viện dầu mỏ Nga (Gorni).

Theo phơng pháp này phải phân tích hàm lợng của từng họ hydro cacbontrong phân đoạn từ 2500C  3000C kết hợp với việc xác định hàm lợng parafin rắn

và hàm lợng Asphanten trong dầu Sau đó đối chiếu với bảng 4 để phân loại

Bảng 4 - Hàm lợng các họ hydro cacbon trong dầu.

Hàm lợng hydro cacbon trong

đoạn 250 0 C  300 0 C

Hàm lợng trong dầu thô

2 Phơng pháp phân loại của phân viện dầu mỏ Pháp (IFP)

Theo phơng pháp này phải đo tỷ trọng tơng đối (d1415) ở phân đoạn 2500C 

3500C của dầu thô trớc và sau khi xử lý với axit sunfuric Sau đó so sánh các giá trị

về tỷ trọng đã đo đợc với bảng 5 để phân loại

Bảng 5 - Hàm lợng các hydro cacbon trớc và sau xử lý H 2 SO 4.

Sau đó do tỷ trọng ở 600F (15,60C) của một phân đoạn so sánh giá trị tỷ trọng

đo đợc với bảng 6 để phân loại:

Bảng 6 - Hàm lợng các hydro cacbon sau hai giai đoạn

Họ dầu mỏ Tỷ trọng d 15,6 15,6

Phân đoạn 1 Phân đoạn 2

Họ Parafinic < 0,8251 < 0,8762

Họ Parafino - trung gian < 0,8251 0,8767 - 0,9334

Họ trung gian - Parafinic 0,8256  0,8579 < 0,8762

Họ trung gian 0,8256  0,8579 0,8767  0,9334

Họ trung gian Naphtenic 0,8256  0,8797 > 0,9340

Họ Naphten - trung gian > 0,8502 0,8767  0,9334

Họ Naphtenic > 0,8602 > 0,9340

4 Phơng pháp phân loại dầu mỏ của Nelson - Nurphy.

Theo phơng pháp này, tiến hành tính toán hệ số đặc trng K sau đó tính toánvới bảng 7 để phân loại K =

T: Nhiệt độ sôi trung bình của dầu thô, tính theo độ Rankin

OR = 1,8 (t0C + 273,15)d: Tỷ trọng dầu thô xác định ở 600F (15,60C) so với nớc cùng t0 d15,615,6

Bảng 7 - Giá trị hệ số đặc trng K trong các hydro cacbon

II - Phân loại theo tính chất vật lý.

Cơ sở phơng pháp này là dựa vào khối lợng riêng của dầu mỏ ở điều kiệnbình thờng để phân loại

Dầu rất nhẹ : 0,75 <  < 0,82 g/cm3

Dầu nhẹ : 0,82 <  < 0,88 g/cm3

Dầu nặng : 0,88 <  < 1,0 g/cm3

Chơng III

Đặc tính dầu thô của Vietsovpetro

I - Đặc tính dầu thô mỏ Bạch Hổ.

Theo tài liệu của viện nghiên cứu và thiết kế dầu khí biển (NIPI) thì dầu thô

mỏ Bạch Hổ có những đặc điểm sau đây:

1 Dầu thô mỏ Bạch Hổ thuộc loại dầu nhẹ.

Khối lợng riêng nằm trong khoảng 0,83  0,86 g/cm3 Ta biết rằng dầu nhẹthì tổng hiệu suất sản phẩm tăng (xăng, dầu hoả, dầu DO) càng lớn Điều này nóilên giá trị của dầu thô đó càng cao Dầu thô mỏ Bạch Hổ có tổng hiệu suất sản phẩmtrắng từ 50  60% khối lợng

2 Dầu thô mỏ Bạch Hổ thuộc loại dầu thô rất sạch.

Chứa rất ít lu huỳnh, kim loại nặng và hợp chất với nitơ Hàm lợng lu huỳnhtrong dầu thô mỏ Bạch Hổ chỉ chiếm từ 0,04  0,1% khối lợng, thấp hơn rất nhiềucho dầu thô đợc xếp vào loại ít lu huỳnh (0,5%) dầu thô ít lu huỳnh có giá trị caotrên thị trờng Tổng hàm lợng các kim loại nặng trong dầu thô mỏ Bạch Hổ chỉchiếm khoảng 1,1 Ppm theo khối lợng Hàm lợng các hợp chất với nitơ trong dầu thô

4 Dầu thô mỏ Bạch Hổ chứa hàm lợng nớc cao hơn nhiều lần so với tiêu chuẩn dầu thơng phẩm.

Hàm lợng nớc trong dầu thô ở vòm Bắc, vòm Trung tâm và vòm Nam của mỏBạch Hổ là khác nhau Vòm Nam hàm lợng nớc trong dầu thô không đáng kể, nhngvòm Trung tâm và vòm Bắc hàm lợng nớc trong dầu rất cao và nó tăng dần theo thờigian khai thác Tính trung bình cho toàn mỏ thì hàm lợng nớc vào khoảng 5  6%khối lợng, so với tiêu chuẩn cho phép là  0,5% thì hàm lợng này quá cao

Các đặc tính dầu thô mỏ Bạch Hổ đợc tổng kết trong bảng 8 sau đây

- Dầu thô mỏ Rồng đều là loại dầu từ trung bình đến nặng, có nhiệt độ đông

đặc cao từ 27  330C, hàm lợng parafin rắn có trong dầu thô chiếm từ 10 23%,nhiệt độ nóng chảy của parafin rắn khoảng 600C

- Hàm lợng lu huỳnh thấp, nhỏ hơn 0,15%

- Đa số dầu thô mỏ Rồng có hàm lợng tạp chất cơ học thấp nhỏ hơn 0,05%

- Hàm lợng chất nhựa - Asphanten cao vào khoảng 10  20%

- Hệ số hấp phụ ánh sáng của nhựa Asphanten cao, chúng có trọng lợng phân

tử lớn và cấu trúc phức tạp Các hợp chất nhựa Asphanten tạo màng ổn định cho hạtnhũ bền vững, gây khó khăn cho việc phá nhũ Ngoài ra parafin rắn cũng ảnh hởnglớn đến quá trình tạo nhũ của dầu thô Cùng với nhựa Asphanten, parafin rắn tích tụtrên bề mặt phân chia pha dầu nớc, tạo lớp vỏ bọc bền vững

- Dầu thô mỏ Rồng có tỷ trọng nớc và dầu thô giảm, sẽ dẫn tới giảm tốc độlắng tách nớc Độ nhớt lớn của dầu thô không những làm hạn chế sự va chạm và kếthợp các giọt nớc mà còn là trở lực trong quá trình tách lắng nớc Độ nhớt cao cònlàm giảm tốc độ hấp phụ chất phụ gia phá nhũ trên bề mặt cách pha Do đó trongcông nghệ phá nhũ cần gia nhiệt để làm giảm độ nhớt xuống dới 10 cSt.

- Dầu thô mỏ Rồng có hàm lợng ion kim loại thấp: tốt cho quá trình phá nhũ

Bảng 9 - Bảng đặc tính lý hoá của dầu thô mỏ Rồng dùng để nghiên cứu nhũ.

Tính chất cơ bản của dầu thô Kết quả phân tích

Mẫu 1 Mẫu 2 Mẫu 3 Mẫu 4 Mẫu 5

Chỉ số hấp phụ ánh sáng của

Asphanten 11381 16536 16827 15578 21591Hàm lợng nhựa Silicagen, % KL 12,33 4,97 10,60 16,60 9,52

Hệ số hấp phụ ánh sáng của nhựa 3100 2485 2774 2670 3262Hàm lợng farafin rắn % TL 23,40 21,98 18,17 22,59 10,29Nhiệt độ nóng chảy của parafin, 0C 59 58 58 57 62

Hệ số hấp phụ ánh sáng của dầu thô 748 263 736 535 1947Trọng lợng phân tử 283,17 260,15 294,42 260,46 423,65

Thành phần nguyên tố

- Hàm lợng Cacbon % KL 85,25 84,35 85,43 85,15

Hàm lợng Hydro % KL 13,31 13,70 13,18 13,66

Hàm lợng Lu huỳnh % KL 0,113 0,073 0,066 0,071 0,12Hàm lợng Vanadi, PPm - 0,17 - 0,24 0,44Hàm lợng Niken, PPm - 3,68 - 2,93 8,12

* Tóm lại: Qua nghiên cứu và phân tích thành phần, tính chất dầu thô mỏ

Rồng và Bạch Hổ của viện NIPI ta thấp có các vấn đề sau:

+ Dầu thô ở đây có hàm lợng parafin cao dẫn đến nhiệt độ đông đặc cao nênkhó khăn vận chuyển, bền nhũ

+ Thành phần các tạp chất trong dầu thô ở đây đều thấp hơn tiêu chuẩn chophép Duy nhất có hàm lợng nớc là cao hơn tiêu chuẩn cho phép

+ Hàm lợng chất keo nhựa Asphanten cũng gây ra độ bền nhũ

+ Độ nhớt của dầu ở đây cũng cao gây ra giảm tốc độ lắng tách nớc, giảm tốc

độ hấp phụ chất phụ gia phá nhũ trên bề mặt cách pha

Từ các tính chất đặc trng trên, chúng ta biết để tách nớc trong dầu nhằm đạtgiá trị thơng phẩm Đây là vấn đề rất quan trọng, vì nó quyết định đến giá thành dầuthô vì nớc trong dầu sẽ làm mòn thiết bị chế biến dầu, làm tăng chi phí vận chuyển.

Để tách nớc khởi đầu có nhiều phơng pháp nhng vì khi dùng nhiệt độ ta sẽ giảm đợc

độ nhớt, độ đông đặc của dầu Ngoài ra còn có những phơng pháp phá nhũ nh trọnglực, điện Trong đồ án này tác giả sẽ dựa trên tính chất của dầu thô mỏ Bạch Hổ vàRồng để nghiên cứu các phơng pháp phá nhũ (xử lý nớc trong dầu) nhằm có dầu thô

đạt giá trị thơng phẩm Cụ thể đồ án này sẽ nghiên cứu các vấn đề cơ bản sau:

+ Lý thuyết về nhũ tơng

+ Các phơng pháp phá nhũ tơng

+ Xử lý nhũ tơng W/O UBN “Chí Linh”

+ Phơng pháp tính toán để chọn thiết bị xử lý nhũ W/O

PhÇn III C¸c lý thuyÕt vÒ nhò t¬ng

Chơng I

Sự hình thành và ổn định nhũ dầu mỏ

I - Giới thiệu chung.

Hầu hết dầu mỏ đợc khai thác trên thế giới đều kèm theo nớc dới dạng nhũ

t-ơng và cần xử lý chúng

Ngay ở nhiều mỏ khi hình thành không có nớc nhng sau thời gian khai thác nớc

sẽ xâm nhập vào từng điểm của vỉa đạt tới hàm lợng cần phải xử lý Hàm lợng nớctrong dầu ở các nơi khác nhau là khác nhau, nó dao động từ 1%  trên 90%

Để hạn chế cho các công đoạn nh: Vận chuyển, xử lý nớc, chi phí do ăn mònthiết bị, chi phí bảo d ỡng và sửa chữa thiết bị khách hàng mua dầuthờng đa ra tiêu chuẩn những giới hạn tiêu chuẩn về hàm l ợng nớc vàtạp chất cơ học (BS & W) chứa trong dầu th ơng phẩm Tuỳ theo đặc

điểm của từng khu vực mà giới hạn tiêu chuẩn BS & W dao động từ0,2  3% và tất nhiên đi kèm với dao động của BSTW là dao động củagiá cả Trong tổng hàm l ợng BS & W thì n ớc th ờng chiếm u thế hơnthành phần tạp chất cơ học là cát, bùn sét, cặn gỉ kim loại và các phầnkết tủa đ ợc phân rã từ các chất rắn khác Thành phần n ớc trong dầuthô thờng ở dạng nhũ t ơng bền vũng nên không thể chuyển dầu tớinhững kho chứa bình th ờng đợc mà phải sử dụng những ph ơng pháp xử

lý nhũ để tách chúng ra thành thể tự do

Qua thực tế quan sát quá trình phân tán đơn của một chất lỏng trong chấtlỏng kia ngời ta đi đến định nghĩa nh sau: Nhũ tơng là một hệ chất lỏng không đồngnhất gồm hai chất lỏng không hoà tan vào nhau, trong đó một chất bị phân chiathành những hạt nhỏ hình cầu, phân tán trong chất lỏng thứ hai Chất lỏng bị phântán gọi là pha phân tán, chất lỏng thứ hai gọi là pha liên tục hay môi trờng phân tán

Trong hầu hết các dạng nhũ tơng của dầu mỏ thì nớc thờng là pha phân tán.Những giọt nớc đợc tạo thành có dạng hình cầu do sức căng bề mặt phân giới buộcchúng phải co lại để giảm diện tích của bề mặt tiếp xúc với dầu Đó là nhũ tơng nớctrong dầu và đợc quy vào dạng nhũ tơng bình thờng (nhũ tơng thuận) Dầu cũng cóthể phân tán vào nớc và đợc quy vào dạng nhũ tơng nghịch Hình dáng nhũ tơng này

ớc trong dầu trong nớc (w) + w.ater in oil in w) + w.ater emulsion) Dạng này có thể tạo nên domột thể tích nhỏ của nhũ tơng gốc nớc trong dầu bị bao bọc bởi một lớp màng nớc

Hạt nhũ có dạng nh trên có thể hình thành nên những nhũ tơng siêu nhỏ trong phaliên tục là dầu thô (hình 3 - 4) Những nhũ tơng siêu nhỏ thờng làm tăng tính phứctạp của quá trình phân tách chúng Cờng độ xung động càng lớn thì sự hình thànhnhũ tơng thể siêu nhỏ càng tăng.

II - Sự hình thành nhũ và ổn định nhũ dầu mỏ

1 Sự hình thành nhũ.

Phần lớn dầu thô đợc khai thác dới dạng nhũ mà chủ yếu là nhũ nớc trongdầu (N/D) Loại nhũ này thờng rất bền và khó phá Đa số các nhà nghiên cứu chorằng trong điều kiện vỉa hầu nh không thể phân tán dầu khí nớc, chúng chỉ bắt đầutạo thành trong quá trình chuyển động theo thân giếng lên bề mặt ở độ sâu 2000 m

và điều kiện áp suất 20 Pa thì một phần thể tích dầu mỏ có thể hoà tan tới 1000phần thể tích khí Khi lên đến bề mặt do giảm áp khí tách ra với năng l ợng đủ lớn đểphân tán các giọt nớc vỉa Đó chính là nguyên nhân gây ra nhũ nớc Trong hệ thốngthu gom, do giảm áp liên tục và do bơm vận chuyển cũng làm tăng thêm độ phân táncác giọt nớc trong dầu mỏ nhũ nớc trong dầu còn đợc tạo thành do quá trình rửa dầubằng nớc ngọt để tách muối Clorua bằng phơng pháp điện Nhũ nớc trong dầu là một

hệ phân tán của hai chất lỏng không tan hoặc ít tan vào nhau và là hệ thống ổn định vềnhiệt động học, luôn có xu hớng tiến tới cân bằng với cực tiểu bề mặt phân tán cácpha Diện tích bề mặt phân cách nhỏ nhất khi xảy ra tách pha

Trên thực tế nhũ W/O có độ bền cực lớn, đợc đặc trng bởi độ bền của nhũdầu mỏ Yếu tố cơ bản xác định độ bền của nhũ dầu mỏ là do sự có mặt của lớpSlovat hấp thụ trên bề mặt giọt nớc phân tán, lớp hấp phụ này có tính cơ cấu trúc xác

định, cản trở sự kết hợp của các hạt nớc và tách nhũ Theo viện sỹ P.A Rebindo, sựhình thành lớp hấp phụ là do có chất ổn định nhũ trong thành phần dầu nh sau:

- Chất có hoạt tính bề mặt (axit naptennic , axit béo, nhựa thấp) làm hệ phântán mạnh và tạo lớp phân tử không cấu trúc trên bề mặt phân cách pha

- Các chất có hoạt tính bề mặt không cao (Asphanten, axit và andehitasspantogennic, nhựa cao) tạo lớp cấu trúc ổn định nhũ cao

- Các chất khoáng và hữu cơ rắn nhờ tính thấm ớt chọn lọc bám dính vào hạtnớc tạo lớp vỏ bọc “bền vững”

Tính chất nớc vỉa, sự có mặt của các chất phân tán (tạp chất cơ học, tinh thểmuối) và hoà tan (ion kim loại) trong nớc vỉa cũng hình thành lớp hấp phụ Nh vậy độbền nhũ phụ thuộc vào bản chất của dầu thô, nớc tạo nhũ và nhiều yếu tố khác

2 Phân loại nhũ dầu mỏ.

Theo cách phân loại hệ phân tán dị thể, nhũ dầu mỏ đợc chia thành 3 loạichính:

* Nhóm 1: Nhũ nghịch: nớc trong dầu mỏ (W/O)

Đây là loại nhũ chính thờng gặp trong khai thác dầu mỏ Hàm lợng pha phântán (nớc) trong môi trờng phân tán (dầu mỏ) có thể thay đổi từ vết đế 90  95%.Tính chất loại nhũ này ảnh hởng lớn đến quá trình công nghệ khai thác, thu gom dầu

đến việc lựa chọn công nghệ và kỹ thuật tách nhũ

* Nhóm 2: Nhũ thuận dầu mỏ trong nớc (O/W)

Nhũ này tạo thành trong quá trình phá nhũ nghịch (quá trình phá nhũ dầumỏ), trong quá trình tác động nhiệt hơi nớc lên vỉa và trong quá trình xử lý nớc thải.

Nh dầu trong nớc thuộc loại nhũ loãng Công nghệ phá nhũ thuận lợi đơn giản hơn

so với phá nhũ nghịch

* Nhóm 3: Nhũ hỗn hợp.

Nhũ này có thể là nhũ thuận hoặc nhũ nghịch, trong đó pha phân tán cũng lànhũ chứa các hạt nhỏ của môi trờng phân tán Nhũ này có thể xuất hiện khi đồngthời có trong hệ hai chất tạo nhũ có tác động trái ngợc nhau Nhũ này đặc trng bởihàm lợng tạp chất cơ học cao và rất khó phá Nhũ này tích tụ trên ranh giới phân phatrong các thiết bị xử lý dầu thô và nớc, và là nguyên nhân làm gián đoạn công nghệ.Trong thực tế ngời ta làm sạch định kỳ thiết bị, loại bỏ lớp nhũ này tích tụ vào các

bể chứa hay bể dầu Nhũ hỗn hợp đợc xử lý trong chế độ công nghệ khắt khe hoặc

đem đốt Hình 5 đến hình 8 là các ảnh chụp hiển vi những nhũ t ơng dạng thông ờng và giải thích sự phân loại kích thớc của các giọt nớc mà ta gặp chúng một cáchngẫu nhiên

th-3 Độ bền nhũ.

Đối với nhũ dầu mỏ, chỉ tiêu quan trọng nhất là độ bền - chính là khả năngtrong một khoảng nhất định không bị phá vỡ, không bị tách thành hai pha, khôngtrộn lẫn Khi đánh giá độ bền nhũ ngời ta phân thành hai loại: Độ bền động học và

độ bền tập hợp:

a Độ bền động học (sa lắng): là khả năng của hệ thống chống lại sự sa lắng

hay nổi lên của hạt pha phân tán dới tác dụng của trọng lực Đối với hệ loãng, khihàm lợng pha phân tán nhỏ hơn 3% Độ bền động học của nhũ có thể xác định bằngcông thức:

Ky = (18)Trong đó:

+ : tốc độ lắng hoặc nổi của hạt pha phân tán có bán kính r

+ n - d: hiệu tỷ trọng pha phân tán và môi trờng phân tán

+ : độ nhớt của môi trờng phân tán

+ g: gia tốc trọng trờng

Từ đó ta thấy rằng độ bền động học của nhũ dầu mỏ loãng tỷ lệ thuận với độnhớt của dầu thô, tỷ lệ nghịch với hiệu tỷ trọng của dầu thô và nớc phân tán và tỷ lệnghịch với bình phơng bán kính giọt nớc

b Độ bền tập hợp: Độ bền tập hợp là khả năng của hạt pha phân tán khi va

chạm với các hạt khác hay với ranh giới phân chia pha vẫn giữ nguyên đợc kích thớcban đầu của mình Độ bền tập hợp của nhũ đợc đo bằng thời gian tồn tại của chúng,

đối với nhũ dầu mỏ có thể dao động từ vài giây đến nhiều năm:

Trong đó:

+ H: chiều cao cột nhũ (cm)

+ v: Tốc độ dài trung bình tự tách lớp của hệ (cm/s)

Do đa số nhũ dầu mỏ có độ bền tập hợp xác định rất cao nên ngời ta đánh giá

đại lợng này theo công thức:

Trong đó:

+ W0: Hàm lợng chung của pha phân tán trong nhũ nghiên cứu

+ W: Hàm lợng pha phân tán tách ra trong quá trình ly tâm

Để so sánh độ bền tập hợp của hệ nhũ với độ nhớt của môi trờng, kích thớchạt phân tán hay giá trị P điều kiện ly tâm đợc điều chỉnh theo công thức Stock:

Trong đó:

+ T: Thời gian ly tâm của hệ với tốc độ góc đã cho (w) + w., độ/s)

+ x1, x2: khoảng cách từ tâm quay đến mức trên và mức dới của hệ nhũnghiên cứu trong ống ly tâm Bản chất của quá trình xử lý sản phẩm khai thác là

giảm tối đa độ bền tập hợp và động học của hệ nhũ dầu mỏ Tồn tại một loạt các lýthuyết giải thích độ bền tập hợp của hệ nhũ, có thể chia ra thành: Thuyết nhiệt độnghọc (năng lợng) và thuyết cao phân tử gắn liền với sự thành tạo rào cản cơ cấu trúc.Tuy nhiên các thuyết này đều thống nhất ở điểm: Để có đợc độ bền của hệ nhũ củahai chất lỏng sạch không trộn lẫn (sức căng ranh giới lớn hơn 0 rất nhiều) cần có cáccấu tử ổn định thứ 3 Các chất ổn định nhũ, thành phần ổn định lớp nhũ dầu mỏ rấtkhác nhau Ngoài các chất ổn định chính nhựa Asphanten - còn có muối của axitnaptennic và kim loại nặng, vì tinh thể parafin, hạt rắn huyền phù khoáng sét với bềmặt bị biến tính bởi các cấu tử phân cực mạnh của dầu, Porfirin và oxit của nó chứacác kim loại nặng.

Chơng II Tính chất nhũ dầu mỏ và các yếu tố

+ : Hệ số nhớt, ở nhiệt độ đã cho là đại lợng không đổi - const

Nhũ dầu mỏ là hệ phân tán, có độ nhớt dị thờng và chuyển động của nókhông tuân theo định luật New) + w.tơn Đối với hệ này độ nhớt không phải là hằng số,

mà phụ thuộc vào điều kiện chuyển động, trớc hết là vào građien tốc độ trợt

Nguyên nhân của hiện tợng dị thờng này của nhũ là sự biến dạng của giọtphân tán Khi tăng ứng suất trợt vào Khi tăng lực tác động, giọt chất lỏng nhũ bịkéo dài ra chuyển từ hình cầu sang hình elip dẫn đến làm nó dễ chảy hơn và giảm độnhớt hiệu dụng của nhũ

Độ dị thờng của độ nhớt nhũ càng gia tăng nếu dầu mỏ có tính dị thờng, đặcbiệt là ở nhiệt độ thấp đối với dầu thô nhiều parafin Nguyên nhân của dị thờng là sựhình thành cấu trúc từ các phân tử của pha phân tán gồm các giọt nớc nhũ và tinh thểparafin Sự xuất hiện cấu trúc gây ra ứng suất trợt tới hạn mà ở dới giá trị này là nhũhầu nh không có tính chảy Điều kiện nhiệt độ và hàm lợng nớc, gradien tốc độquyết định độ nhớt dị thờng của dầu mỏ Đối với mỗi loại nhũ dầu mỏ có tồn tạinhiệt độ và gradien tốc độ tới hạn mà khi vợt giá trị này độ nhớt có giá trị không

 = e (1 + 2,5  ) (24)

Sr = (26)

Bề mặt riêng tỉ lệ nghịch với kích thớc hạt tuỳ theo đặc tính của dầu mỏ, nớcvỉa, điều kiện hình thành nhũ mà độ phân tán của nhũ thay đổi khác nhau Kích thớchạt nớc dao động trong khoảng 0,2  100 m Theo độ phân tán nhũ đợc chia làm 3loại

2 Hàm lợng nớc:

Các khảo sát sự biến đổi của nhũ (độ bền) với những hàm lợng nớc khác nhauvới một số chất phá nhũ cho thấy: độ bền của nhũ đạt cực đại tại vùng có hàm lợngnớc khoảng 40% và từ vùng này trở đi tính chất nhớt của nhũ tăng đột ngột nhng độbền nhũ lại bị giảm nhẹ Và cũng tại vùng này (hàm lợng nớc 40%) khi tăng độphân tán nhũ không làm tăng đáng kể lợng chất phá nhũ

3 Độ khoáng hoá của nớc: