đồ án nghiên cứu đề xuất quy trình kiểm tra, sử dụng hóa chất hỗ trợ quá trình khai thác, vận chuyển, xử lý dầu thô ngoài giàn

II. NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:  Phần I: Tổng quan lý thuyết • Vai trò và ứng dụng của đối tượng nghiên cứu • Tình hình nghiên cứu trong và ngoài nước • Cơ sở hóa lý và phương pháp nghiên cứu  Phần II: Xây dựng quy trình thực nghiệm • Phương hướng nghiên cứu cần thực hiện • Lập danh sách hóa chất và dụng cụ thí nghiệm • Thiết lập quy trình thực nghiệm, hệ thống sơ đồ thiết bị thí nghiệm • Các bước tiến hành thí nghiệm, tính toán cân bằng mol cho phản ứng • Phương pháp hóa lý phân tích kết quả  Phần III: Kết luận • Hướng nghiên cứu đã chọn • Phương pháp nghiên cứu đã thực hiện • Phương pháp hóa lý phân tích kết quả cần thực hiện

xử lý dầu thô ngoài giàn”

Trình độ đào tạo: Đại học

Hệ đào tạo: Chính quy

I. TÊN ĐỒ ÁN: “Nghiên cứu đề xuất quy trình kiểm tra, sử dụng hóa chất hỗ trợ

quá trình khai thác, vận chuyển, xử lý dầu thô ngoài giàn.”

 Phần I: Tổng quan lý thuyết

 Vai trò và ứng dụng của đối tượng nghiên cứu

 Tình hình nghiên cứu trong và ngoài nước

 Cơ sở hóa lý và phương pháp nghiên cứu

 Phần II: Xây dựng quy trình thực nghiệm

 Phương hướng nghiên cứu cần thực hiện

 Lập danh sách hóa chất và dụng cụ thí nghiệm

 Thiết lập quy trình thực nghiệm, hệ thống sơ đồ thiết bị thí nghiệm

 Các bước tiến hành thí nghiệm, tính toán cân bằng mol cho phản ứng

 Phương pháp hóa lý phân tích kết quả

 Phần III: Kết luận

 Phương pháp hóa lý phân tích kết quả cần thực hiện

Vũng tàu, ngày tháng năm

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN

Nguyễn Quốc Hải

Vũng tàu, ngày tháng năm Sinh viên thực hiện Phần Mở Đầu 7

Phần 1: Chất Phá Nhũ 7

Chương 1: Tổng Quan 7

1.1 Sự hình thành và ổn định nhũ dầu mỏ 7

1.1.1 Giới thiệu chung 7

1.1.2 Sự hình thành nhũ và ổn định nhũ dầu mỏ 8

1.1.2.3 Độ bền nhũ 10

1.2 Tính chất nhũ dầu mỏ và các yếu tố ảnh hưởng đến độ bền nhũ 11

1.2.1 Tính chất của nhũ dầu mỏ 11

1.2.1.1 Tỷ khối và độ nhớt của nhũ 11

1.2.1.2 Độ nhớt 12

1.2.1.3 Độ phân tán của nhũ 13

1.2.2 Các nhân tố ảnh hướng đến độ bền nhũ 14

1.2.2.1 Nhiệt dộ: 14

1.2.2.2 Hàm lượng nước: 14

1.2.2.3 Độ khoáng hóa của nước: 14

1.2.2.4 Tạp chất cơ học 15

1.2.3 Các chất ổn định nhũ tự nhiên trong dầu mỏ 15

1.2.3.1 Thành phần lớp màng mỏng ổn định nhũ dầu mỏ 15

1.2.3.2 Các chất hoạt động bề mặt tự nhiên 15

1.2.4 Quá trình lão hoá nhũ tương 16

1.2.5 Các chất phá nhũ và cơ chế tác động của nó đến quá trình phá nhũ tương 16

1.2.5.1 Các chất phá nhũ 16

1.2.5.2 Cơ chế tác động của chất phá nhũ 18

Chương 2: Nghiên cứu các phương pháp tách nhũ và ứng dụng của hóa chất phụ gia vào tách nhũ 18

2.1 Các phương pháp tách nhũ tương trong dầu 18

2.1.1 Phương pháp lắng đọng do trọng lực 19

2.1.2 Phương pháp ly tâm 19

2.1.3 Phương pháp lọc cơ học 20

2.1.4 Phương pháp hoá học 20

2.1.5 Phương pháp nhiệt 21

2.2.1 Phương pháp phá nhũ nước trong dầu bằng nhiệt cộng phụ gia phá nhũ 24

2.2.1.1 Hệ thống phá nhũ W/O bằng gia nhiệt - phụ gia ở áp suất khí quyển 25

2.2.1.2 Hệ thống phá nhũ W/O bằng nhiệt-phụ gia ở điều kiện áp suất dư 25

2.2.1.3 Hệ thống tách muối nước bằng nhiệt phụ gia 25

2.2.1.4 Lựa chọn sơ đồ và chế độ tách nước hợp lý 26

2.2.2 Chất hoạt động bề mặt Phụ gia phá nhũ 27

2.2.2.1 Cơ chế tác động của chất phụ gia phá nhũ 27

2.2.2.2 Các chất phụ gia phá nhũ 28

2.2.2.3 Tính chất cơ bản của một số phụ gia phá nhũ 32

2.3 Khảo sát quá trình phá nhũ bằng phương pháp gia nhiệt và phụ gia hoá phẩm 33

Chương 3: Xử lý nhũ tương dầu/nước trong công nghiệp dầu khí 33

3.1 Xử lý nhũ tương dầu/nước (O/W) 34

3.1.1 Nhũ tương dầu/nước 34

3.1.2 Khử nhũ tương dầu/nước 34

3.2 Ứng dụng chất phá nhũ để xử lý nhũ tương dầu/nước trong công nghiệp dầu khí 34

3.2.1 Sử dụng các polyelectrolyte làm chất phá nhũ để xử lý nhũ tương dầu/nước 34

3.2.1.1 Polyelectrolyte truyền thống (mạch thẳng) 36

3.2.1.2 Polyelectrolyte mới 37

3.2.2 Kết luận 39

Phần Mở Đầu Phần 1: Chất Phá Nhũ Chương 1: Tổng Quan

1.1 Sự hình thành và ổn định nhũ dầu mỏ

1.1.1 Giới thiệu chung

Hầu hết dầu mỏ dược khai thác trên thế giới đều kèm theo nước dưới dạng nhũtương và cần xử lý

Ngay ở nhiều mỏ khi hình thành không có nước những sau thời gian khai thácnước sẽ xâm nhập vào từng điểm của vỉa đạt tới hàm lượng cần xử lý Hàm lượngnước trong dầu ở các nơi khác nhau là khác nhau, dao động từ 1% ÷ trên 90%

Để han chế cho các công đoạn như: Vận chuyển, xử lý nước, chi phí do ăn mònthiết bị, chi phí bảo dưỡng và sửa chữa thiết bị…khách hang mua dầu thường đưa ratiêu chuẫn những giới hạn tiêu chuẩn về hàm lượng nước và tạp chất cơ học chứatrong dầu thương phẩm Tùy theo đặc điểm của từng khu vực mà giới hạn tiêu chuẩndao động từ 0,2% ÷ 3% và tất nhiên đi kèm với dao động đó là dao động của giá cả.Trong tổng hàm lượng nước và tạp chất cơ học thì nước chiếm ưu thế hơn Thành phầnnước trong dầu thô thường ở dạng nhũ tương bền vững nên không thể chuyển dầu tớinhững khi chứa bình thường được mà phải sử dụng những phương pháp xử lý nhũ đểtách chung ra thành thể tự do

Trên thực tế quá trình phân tán đơn của một chất lỏng trong chất lỏng kia người

ta đi đến định nghĩa như sau: Nhũ tương là một hệ chất lỏng không đồng nhất gồm haichất lỏng không hòa tan vào nhau, trong đó một chất bị phân chia thành những hạt nhỏhình cầu, phân tán trong chất thứ hai Chất lỏng bị phân tán gọi là pha phân tán, chấtlỏng thứ hai gọi là pha liên tục hay môi trường phân tán

Trong hầu hết các dạng nhũ tương của dầu mỏ thì nước thường là pha phân tán.Những giọt nước được 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 tương nướctrong dầu và được quy vào dạng nhũ tương bình thường (nhũ tương thuận) Dầu cũng

có thể phân tán vào nước và được quy vào dạng nhũ tương nghịch

(a) (b)

Hình 1 Ảnh chụp kính hiển vi nhũ tương dầu trong nước (a), nhũ tương nước trong dầu (b)

Nhũ tương đôi khi cũng chuyển đổi trạng thái để tồn tại dưới dạng hỗn hợp.Cũng có thể tồn tại cùng một lúc nhũ tương nước trong dầu và dầu trong nước như ởgiai đoạn đầu hình thành đang còn tồn tại những giọt nước kích thước lớn Nhưng khixung động trong dòng chảy tang lên sẽ làm chúng chuyển thành thể siêu nhỏ Lúc nàynếu như nhũ tương nước trong dầu mới được hình thành thì nhũ tương là dạng nướctrong dầu trong nước (water in oil in water emulsion) Dạng này có thể tạo nên do mộtthể tích nhỏ của nhũ tương gốc nước trong dầu bị bao bọc bởi một lớp màng nước Hạtnhũ có dạng như trên có thể hình thành nên những nhũ tương siêu nhỏ trong pha liêntục của dầu thô

Hình 2: Ảnh chụp nhũ tương dạng nước trong dầu trong nước

Những nhũ tương siêu nhũ thường làm tăng tính phức tạp của quá trình phân táchchúng Cường độ xung động càng lớn thì sự hình thành nhũ tương siêu nhỏ càng tăng

1.1.2 Sự hình thành nhũ và ổn định nhũ dầu mỏ.

1.1.2.1 Sự hình thành nhũ

Phần lớn dầu thô được khai thác dưới dạng nhũ mà chủ yếu là nhũ nước trongdầu (W/O) Loại nhũ này thường rất bền và khó phá Các nhà nghiên cứu cho rằngtrong điều kiện vỉa hầu như không thể phân tán dầu khí nước, chúng chỉ bắt đầu tạothành tỏng quá trình chuyển động theo thân giếng lên bề mặt Ở độ sâu 2000m và điềukiện áp suất 20µPa thì một phần thể tích dầu mỏ có thể hòa tan tới 1000 phân thể tíchkhí Khi lên đến bề mặt do giảm áp khí tách ra với năng lượng đủ lớn để phân tán cácgiọt nước vỉa Đó chính là nguyên nhân gây ra nhũ nước Trong hệ thống thug om, do

giảm áp liên tục và do bơm vận chuyển cũng làm tăng them độ phân tán các giọt nướctrong dầu mỏ nhũ tương nước trong dầu còn được tạo thành do quá trình rửa dầu bằngnước ngọt để tách muối Clorua bằng phương pháp điện Nhũ nước tỏng dầu là một hệphân tán của hai chất lỏng không tan hoặc ít tan vào nhau và là hệ thống ổn định vềnhiệt động học, luôn có xu hướng 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, được đặc trưng bởi độ bền nhũ dầu mỏ.Yếu tố cơ bản xác định độ bền của nhũ dầu mỏ là do sự có mặt của lớn Slovat hấp thụtrên bề mặt giọt nước phân tán, lớp hấp phụ này có tính cơ cấu trúc xác định, cản trở

sự kết hợp của các hạt nước và tách nhũ Sự hình thành lớp hấp phụ là do có chất ổnđịnh nhũ trong thành phần dầu như sau :

- Chất có hoạt tính bề mặt (acid naphtenic, acid béo,…)làm hệphân tán mạnh và tạo phân lớp phân tử không cấu trúc trên

độ bền nhũ phụ thuộc vào bản chất của dầu thô, nước tạo nhũ và nhiều yếu tố khác

1.1.2.2 Phân loại nhũ dầu mỏ

Theo cách phân loại phân tán dị thể, nhũ dầu mỏ được chia thành 3 loại chính:

Đây là loại nhũ chính thường gặp trong khai thác dầu mỏ Hàm lượng pha phântán (nước) trong môi trường phân tán (dầu mỏ) có thể thay đổi từ vết đến trên 90%.Tính chất loại nhũ này ảnh hưởng lớn đến quá trình khai thác và thug om dầu đến việclựa chọn công nghệ kỹ thuật tách nhũ

Nhũ này tạo thành trong quá trình phá nhũ thuận (quá trình phá nhũ dầu mỏ),trong quá trình tác động nhiệt hơi nước lên vỉa và trong quá trình xử lý nước thải.Nhưng dầu trong nước thuộc loại loãng Công nghệ phá nhũ thuận lợi đơn giản hơn sovới phá nhũ thuận

 Nhóm 3: Nhũ hỗn hợp.

Nhũ này có thể là nhũ thuận hoặc nhũ nghịch, trong đó pha phân tán cũng là nhũchứa các hạt nhỏ của môi trường phân tán Nhũ này tích tụ trên ranh giới phân phatrong các thiết bị xử lý dầu thô và nước, và là nguyên nhân làm gián đoạn công nghệ.Trong thực tế người ta làm sạch định kỳ thiết bị, loại bỏ lớp nhũ này tích tụ vào các bểchứa hay bể dầu Nhũ hỗn hợp được xử lý trong chế độ công nghệ khắt khe hoặc đemđốt

1.1.2.3 Độ bền nhũ

Đối với nhũ dầu mỏ, chỉ tiêu quan trọng nhất là độ bền – chính là khả năng tỏngmột khoảng nhất định không bị phá vỡ, không bị tách thành hai pha, không trộn lẫn.Khi đánh giá độ bền nhũ người ta phân thành hai loại: Độ bền động học và độ bền tậphợp:

a Độ bền động học (sa lắng):

Là khả năng của hệ thống chống lại sự sa lắng hay nổi lên của hạy pha phân tándưới tác dụng của trọng lực Đối với hệ loãng, khi hàm lượng pha phân tán nhỏ hơn3% Độ bền động học của nhũ có thể xác định bằng công thức:

- v´ : tốc độ lắng hoặc nổi của hạy pha phân tán có bán kính r

- ρw-ρo : hiệu tỷ trọng pha phân tán và môi trường phân tán

- γ : độ nhớt của môi trường phân tán

- g : gia tốc trọng trường

Từ đó thấy rằng độ bền động học của nhũ dầu mỏ loãng tỷ lệ thuận với độ nhớtcủa dầu thô, tỷ lệ nghịch với hiệu tỷ trọng của dầu thô và nước phân tán và tỷ lệ nghịchvới bình phương bán kính giọt nước

b Độ bền tập hợp:

Độ bền tập hợp là khả năng của hạt pha phân tán khi va chạm với các hạt kháchay với ranh giới phân chia pha vẫn giữ nguyên được kích thước ban đầu của mình

Độ bền tập hợp của nhũ được đo bằng thời gian tồn tại của chúng, đối với nhũ dầu mỏ

có thể dao động từ vài giây đến nhiều năm:

v (Giây )

Trong đó:

- H: chiều cao cột nhũ (cm)

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

Do đó số nhũ dầu mỏ có độ bền tập hợp xác định rất cao nên người ta đánh giáđại lượng này theo công thức:

- W: Hàm lượng 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 trường, kích thước hạtphân tán hay quá trị điều kiện ly tâm được điều chỉnh theo công thức Stock:

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

- x1, x2: Khoảng cách từ tâm quay đến mức trên và mức dưới của hệ nhũ nghiên cứu trong ống ly tâm

Bản chất của quá trình xử lý sản phẩm khai tác là giảm tối đa độ bền tập hợp của

hệ nhũ, có thể chia ra tành: Thuyết nhiệt động học (năng lượng) và thuyết cao phân tửgắn liền với sự tạo thành rào cản cấu trúc Tuy nhiên các thuyết này đều thống nhất:

Để có được độ bền của hệ nhũ của hai chất lỏng sạch không trộn lẫn (sức căng ranhgiới lớn hơn 0 rất nhiều) cần có các cấu trúc từ ổn định thứ 3 Các chất ổn định nhũ,thành phần ổn định lớp nhũ dầu mỏ rất khác nhau Ngoài các chất ổn định chính nhựaAsphltene còn có muối của acid naphaltene và kim loại nặng, vì tinh thể paraffin, hạtrắn huyền phù khoáng sét với bề mặt bị biến tính bởi các cấu tử phân cực mạnh củadầu, Porfirin và oxyt của nó chứa các kim loại nặng

1.2 Tính chất nhũ dầu mỏ và các yếu tố ảnh hưởng đến độ bền nhũ

- ρo: tỷ khối của dầu

- ρw: tỷ khối của nước

- W: hàm lượng nước trong dầu, % thể tích

Nguyên nhân của hiện tượng dị thường này của nhũ là sự biến dạng của giọtphân tán Khi tăng ứng suất trượt vào Khi tăng lực tác động, giọt chất lỏng nhũ bị kéodài ra chuyển từ hình cầu sang hình elip dẫn đến làm nõ dễ chảy hơn và giảm độ nhớthiệu dụng của nhũ

Độ dị thường của độ nhớt nhũ càng gia tăng nếu dầu mỏ có tính dị thường, đặcbiệt là ở nhiệt độ thấp đối với dầu thô nhiều paraffin Nguyên nhân của dị thường là sựhình thành cấu trúc từ các phân tử của pha phân tán gồm các giọt nước nhũ và tinh thểparaffin Sự xuất hiện cấu trúc gây ra ứng suất trượt tới hạn mà ở dưới giá trị này là

nhũ hầu như không có tính chảy Điều kiện nhiệt độ và hàm lượng nước, gradient tốc

độ quyết định độ nhớt dị thường của dầu mỏ Đối với mỗi loại nhũ dầu mỏ có tồn tạinhiệt độ và gradient tốc độ tới hạn mà khi vượt giá trị này độ nhớt có giá trị không đổi.Khi tăng hàm lượng nước độ nhớt của nhũ tạo thành tăng, đặc biệt là khi lượngnước >20%

 Độ nhớt của nhũ có thể đo bằng nhiều phương pháp khác nhau Ngoài ra có thểxác định độ nhớt của nhũ theo các phương pháp bán thực nghiệm, chăng hạn nhưphương trình Taylor:

- Φ: tỷ lệ giọt phân tán so với thể tích chung của nhũ

vị thể tích pha phân tán Bề mặt riêng của nhũ chứa các hạt hình cầu bán kính r tínhtheo phương trình:

Sr=S

V =

4π r24/3π r3=3

- Nhũ có độ phân tán nhỏ: kích thước giọt nhũ từ 0,2 ÷ 20µm.

- Nhũ có độ phân tán trung bình: kích thước giọt nhũ 20 ÷ 50µm

- Nhũ có độ phân tán thô: kích thước giọt nhũ 50 ÷ 100µm.Tuy nhiên trong thực tế nhũ dầu có chứa cả ba loại trên và được gọi là đa phântán

Độ phân tán của nhũ được xác định bằng nhiều cách khác nhau như phân tuchs

sa lắng, ly tâm hay kính hiển vi Nhìn chung các khảo sát cho thấy nhũ tương nước dầu

có độ phân tán càng cao nghĩa là có bề mặt riêng càng lớn thì càng khó phá (lượngchất phá hủy tiêu hao nhiều)

1.2.2 Các nhân tố ảnh hướng đến độ bền nhũ.

1.2.2.1 Nhiệt dộ:

Nhiệt độ càng tăng thì độ nhớt của dầu thô càng giảm, dẫn tới độ bền của nhũgiảm Nhiệt độ còn làm giảm hiệu tỷ trọng nước – dầu thô, làm giảm độ bền cơ họccủa lớp bảo vệ và làm tăng tốc độ tách lắng nước hệ nhũ Điều này đặc biệt biểu hiện

rõ rệt đối với dầu thô nhiều paraffin Khi giảm nhiệt độ, paraffin kết tinh dễ hấp thụtrên bề mặt giọt nước và dẫn tới làm tăng độ bền của nhũ

1.2.2.2 Hàm lượng nước:

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

1.2.2.3 Độ khoáng hóa của nước:

Nước vỉa là một hệ giả phức tạp, trạng thái cân bằng của nó dễ bị phân hủy khithay đổi điều kiện vỉa Khi áp suất, nhiệt độ giảm, khi trộn lẫn với nước vỉa khác hoặcnước ngọt đều dẫn đến phá vỡ cân bằng ion Khi tách khí nước vỉa có thể làm thay đổi

độ pH của nước

Ví dụ: Khi tách nước vỉa chứa H2S, độ pH môi trường tăng lên Khi tách nướcvỉa bão hòa ion Ca2+ do khí CO2 thoát ra dẫn đến kết tủa mối CaCO3:

Ca(HCO3)2  CaCO3 ↓ + CO2↑+ H2O

Đối với nước vỉa chứa nhiều Fe2+ Khi tiếp xúc với O2 không khí sẽ tạo ra kết tủaFe(OH)2↓ và làm thay đổi độ pH của nước:

Fe(HCO3)2  FeCO3↓ + CO2↑ + H2O

FeCO3  FeO + CO2↑FeO  Fe(OH)2↓4Fe(OH)2 + O2 + 2H2O  4Fe(OH)3↓

Từ phương trình trên ta thấy khi tách khí CO2 của nước vỉa có độ pH của hệ tăng,còn khi tiếp xúc với không khí và thủy ngân, muối sắt, pH của hệ giảm

Khi pha trộn nước chứa H2S và nước chứa ion Fe2+ sẽ dẫn đến tạo thành mộtlượng lớn các phân tử lở lửng Sunfua sắt FeS:

1.2.3 Các chất ổn định nhũ tự nhiên trong dầu mỏ.

1.2.3.1 Thành phần lớp màng mỏng ổn định nhũ dầu mỏ.

Trong quá trình phân tán hỗn hợp dầu khí nước các chất có cấu tạo lưỡng ái hấpthụ trên ranh giới dầu nước tạo màng bảo vệ bền cơ học, ngăn ngừa quá trình kết tụcủa các giọt nước dầu thô và được gọi là các chất ổn định tự nhiên nhũ dầu mỏ Thànhphần của màng bảo vệ mặc dù rất đa dạng Nhưng luôn chứa các chất tạo nhũ đen:Asphanten, nhựa và parafin nóng chảy cao Theo các công trình nghiên cứu về vai tròcủa Asphanten trong việc ổn định nhũ dầu mỏ cho thấy tính chất tạo nhũ của dầu mỏkhông chỉ phụ thuộc vào hàm lượng Asphanten mà còn phụ thuộc vào trạng thái của

nó trong dầu mỏ Asphanten ở trạng thái phân tán keo gần với điểm kết tụ, nghĩa là khitách khỏi dung dịch có khả năng tạo nhũ lớn nhất

Ngoài ra các chất cơ học lơ lửng khác nhau cũng làm tăng độ bền nhũ dầu mỏ

1.2.3.2 Các chất hoạt động bề mặt tự nhiên.

Có trong dầu mỏ và nước vỉa cũng có vai trò quan trọng trong việc ổn định nhũdầu mỏ Các công trình nghiên cứu cho thấy các chất hoạt động bề mặt này là các cấu

tử phân cực của dầu mỏ chứa oxy, axit naptenic, axit béo, hợp chất phenol, este Những hợp chất này có phân tử lượng thấp hơn phân tử lượng của Asphanten và nhựa

và có tính hoạt động bề mặt lớn hơn trên ranh giới mạnh hơn tạo điều kiện dễ dànghơn cho quá trình tạo nhũ Các chất này có khả năng hấp thụ lên các tạp chất cơ học vàcác chất nhựa Asphanten và làm peptit hoá một phần chúng

1.2.4 Quá trình lão hoá nhũ tương.

Độ bền của nhũ tăng liên tục trong quá trình vận chuyển theo ống dẫn, thu gom,tách khí, phân tán trong bơm van và lưu giữ lâu ngày trong các bể chứa Độ bền củachúng được đặc trưng bởi lượng chất phá nhũ, nhiệt độ cần thiết để phá chúng và quátrình thayđổi độ bền cũng thay đổi khác nhau Đối với dầu mỏ nhiều parafin, quá trìnhlão hoá qua một ngày đêm cần tăng lượng chất phá nhũ gấp 3 lần để phá chúng Đốivới một số loại nhũ: mẫu lấy lên sau hai giờ lão hoá đã cần tăng gấp đôi lượng chấtphá nhũ so với mẫu mới Quá quan sát trực tiếp động học hình thành màng phân phađối với các chất ổn định nhũ tự nhiên diễn ra với tốc độ như nhau và kết thúc sau 20giờ

Tuy vậy việc giải thích nguyên nhân tăng độ bền của nhũ trong quá trình lão hoáchỉ do động học hấp phụ chậm của các chất ổn định nhũ tự nhiên chưa cho thấy bảnchất của hiện tượng vô cùng phức tạp và quan trọng này đối với việc lựa chọn côngnghệ phá nhũ Thuật ngữ lão hoá không chỉ xem là khoảng thời gian tồn tại nhũ từ khihình thành nhũ đến khi có tác động phá nhũ như nhiệt độ chẳng hạn Có những điềukiện mà độ bền của nhũ đạt cực đại chỉ vài phút hoặc vài giây theo thời gian Tốc độquá trình hình thành và biến đổi thành phần và kích thước hạt keo của các chất ổn địnhnhũ tự nhiên có trong dầu mỏ cũng như trong nước đặc trưng cho quá trình lão hoánhũ

1.2.5 Các chất phá nhũ và cơ chế tác động của nó đến quá trình phá nhũ tương.

- Có khả năng hấp thụ mạnh vào bề mặt phân giới dầu - nước.Sau khi bám được vào bề mặt này chất phá nhũ sẽ giảm tốc

độ ổn định của lớp màng bao quanh giọt nước bởi khả năng khử bỏ tác nhân nhũ hoá của nó

- Tính kết tụ: Chất phá nhũ phải có khả năng làm cho các giọt nước của pha phân tán kết dính với nhau tạo thành từng chùm giống như chùm trứng cá

- Tính liên kết: Sau khi kết tụ từng chùm, lớp màng của các giọt nhũ vẫn tồn tại Lúc này chất phá nhũ phải trung hoà được chất nhũ hoá, xúc tác để làm rách lớp màng thúc đẩy quá trình liên kết xảy ra, kết quả là làm tăng kích thước các giọt nước phân tán, làm tăng tốc độ lắng

- Tính thấm ướt và thế chỗ cho lớp màng: Nhờ đặc tính này

mà các phần tử rắn như: Cát, đất sét, mùn khoan sẽ được thấm ướt Nhờ đó mà chúng có thể rời khỏi bề mặt phân giới

để khuếch tán vào giọt nước và bị các giọt nước cuốn theo trong quá trình lắng Còn thành phần parafin, Asphanten thì nhờ tác dụng của chất phá nhũ làm giảm độ nhớt của lớp màng bao bọc tạo điều kiện cho dầu thấm ướt chúng và hoà tan chúng vào môi trường phân tán

Sau đây là một số hoá chất phá nhũ có đặc tính trên:

hướng tới các giọt nước chậm và tạo cặn Đây là chất có khả năng phá hoại nhũ khó xử

lý

 Nhựa dẫn xuất có phân tử lượng thấp: Khả năng hướng tới các giọt nước nhanhchóng, có đặc tính thuận lợi cho quá trình khử nhũ triệt để, chúng thể hiện một sốkhuynh hướng xử lý hiệu quả đối với nhũ tương của dầu có độ API cao

 Nhựa dẫn xuất có phân tử lượng cao: có khuynh hướng thấm ướt mạnh và phátsáng Chúng thường được sử dụng trong hỗn hợp với các chất khác

 Sulfonates: Biểu thị tính thấm ướt tốt có hiệu quả trong việc xử lý nước

 Polymerized oils và estes: Chúng có khả năng đặc biệt đối với những loại nhũhiếm, nhưng lại yếu kém đối với xử lý tổng thể Vì vậy không sử dụng rộng rãi mà chỉdùng phối hợp với các chất khác

 Alkanol amin condensate: Có khả năng thúc đẩy sự tạo thành các giọt nướctrong một số nhũ Chúng thường được trộn lẫn với các chất khác để đạt hiệu quả trong

xử lý

 Oxyalkylalated phenols: Có tính thấm wowts khá tốt và khả năng khử nhũ đạt

từ khá đến kém Chúng thường được sử dụng trong hỗn hợp để tăng hiệu quả khử nhũ.Việc nghiên cứu để tìm ra những hoá chất khử nhũ tương dầu thô tối ưu vẫn làvấn đề bức xúc đối với ngành khai thác dầu mỏ Chất hoá học tối ưu là một chất đápứng được mấy yêu cầu sau:

- Nước tách ra đạt độ tinh khiết nhất

- Phân tách nhất khỏi dầu nhanh nhất

Asphanten tạo nên cũng được đồng thời tác dụng để các tạp chất cơ học thì đượcthấm ướt và khuếch tán vào các giọt nước của pha phân tán, còn các hạt parafin kếttinh và Asphanten thì được dầu thấm ướt và hoà tan vào pha liên tục

Giai đoạn tiếp theo là do tác dụng của các xung động vừa đủ trong quá trình xử

lý tạo nên sự tiếp xúc giữa các hạt phân tán vào tạo nên sự liên kết giữa chúng hìnhthành các giọt nước phân tán có kích thước lớn hơn

Cuối cùng là giai đoạn lắng đọng tĩnh để tách các giọt phân tán ra khái pha liêntục

Lượng hoá chất sử dụng để xử lý nhũ tương W/O thường nằm trong khoảng 10

-60 g/tấn Nếu sử dụng định lượng hoá chất không đủ thì sẽ làm mất tác dụng phá nhũcủa hoá chất vượt quá mức cho phép có thể lại làm tăng tính bền vững của nhũ tươngW/O hoặc nhũ O/W chứa trong nước thải Lượng dư của hoá chất tạo cặn và cũng nhưtrường hợp trên nó có thể tạo nhũ mới

Chương 2: Nghiên cứu các phương pháp tách nhũ và ứng dụng của

hóa chất phụ gia vào tách nhũ

2.1 Các phương pháp tách nhũ tương trong dầu

Có rất nhiều phương pháp xử lý nhũ tương của dầu thô nhưng xét riêng từngphương pháp thì chưa có phương pháp nào mang tính hoàn hảo xử lý nhũ tương Mộtphương pháp xử lý hoàn hảo nhũ tương của dầu thô (nhũ nước trong dầu) là phươngpháp đáp ứng được ba bước cơ bản trong quá trình xử lý sau:

Bước 1: Phá vỡ tính ổn định của lớp màng nhũ bằng cách chống lại hiệu quả tạo

sự ổn định của chất lỏng nhũ hoá

Bước 2: Thực hiện quá trình liên kết các giọt của pha phân tán bằng cách tạo cho

nhũ những xung động vừa đủ hoặc tạo ra cho các hạt phân tán có những chuyển độngcần thiết để tăng xác xuất va chạm tạo sự liên kết

Bước 3: Thực hiện quá trình lắng đọng tĩnh

Đến nay chưa có phương pháp nào đơn lẻ đáp ứng được ba bước trên mà chỉ cóphương pháp kết hợp mới đáp ứng được Sau đây là các phương pháp xử lý nhũ tươngmang tính đơn lẻ

2.1.1 Phương pháp lắng đọng do trọng lực.

Phương pháp này mang tính tự nhiên vì mọi vật chất đều chịu tác dụng của lựctrọng trường, hơn nữa hệ nhũ tương lại có sự chênh lệch về tỷ trọng giữa dầu và nước.Cho nên các giọt nước của pha phân tán luôn có xu hướng chuyển động xuống dưới(lắng đọng) Điều kiện để thực hiện phương pháp này là hệ nhũ phải nằm ở trạng tháiyên tĩnh Vận tốc lắng của giọt nước pha phân tán được xác định bằng định luật củaStock:

- ρw:Khối lượng riêng của nước kg/m3

- ρoKhối lượng riêng của dầu thô kg/m3

- μo:Độ nhớt động của dầu thô Pa.S

- d: Đường kính giọt nhũ m

Định luật chỉ ra rằng muốn tăng v thì hoặc là tăng d hoặc giảm μohoặc kết hợp cả

2 Muốn đạt được điều đó phải kết hợp với các phương pháp khác

2.1.2 Phương pháp ly tâm.

Phương pháp này cũng dựa trên nguyên tắc chênh lệch tỷ trọng giữa các thànhphần trong hệ nhũ Ngoài ra phương pháp này còn đáp ứng được quá trình liên kết củacác giọt nước pha phân tán d0: Khi có lực ly tâm tác dụng các thành phần có khốilượng riêng lớn hơn sẽ chịu tác động của lực ly tâm nhiều hơn, do vậy mà bị văng xatâm quay hơn Nhưng do có lớp thành chắn nên chúng bị phân tách và sắp xếp thànhcác lớp từ xa đến gần tâm quay theo khối lượng riêng từ cao đến thấp, cụ thể là tạpchất rắn - nước - dầu Chính sự phân lớp này làm các giọt nước liên kết thành khối vàlắng xuống khi chúng đạt kích thước đủ lớn (đủ trọng lượng để thắng lực ly tâm) Lúcnày việc tính vận tốc lắng của giọt nước theo định luật Stock phải kể đến ảnh hưởngcủa lực ly tâm:

- R: Bán kính ngoài của mâm ly tâm

- n: Số vòng quay của mâm ly tâm

2.1.3 Phương pháp lọc cơ học.

Phương pháp này đơn giản nhưng hiệu quả thấp Phương pháp được thực hiệnnhờ các phin lọc Các phin lọc phải được chế tạo và sắp xếp sao cho tỷ lệ số lỗ hổngtrên diện tích bề mặt có thể lọc tách được các giọt nước phân tán trong pha dầu thô.Thông thường người ta hay dùng các vật liệu tự nhiên như phoi bào gỗ hoặc phần xơsợi của lớp vỏ cây đay, đem ép chúng thành bộ phin lọc Đặc điểm của các vật liệu này

là ưa nước kỵ dầu Do vậy nước dễ thấm qua và dầu bị ngăn lại như quy trình hình 3