Đồ án Nghiên cứu các phương pháp phá nhũ để nâng cao hiệu quả xử lý nhũ tương nghịch và sơ đồ công nghiệp, xử lý dầu trên trạm rót dầu ở bến Chí Linh

Lời nói đầu Ngành công nghiệp dầu khí là một ngành mới hình thành và phát triển ở nước 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 được hơn 7 triệu tấn dầu thô thì năm 1997 đã sản xuất được 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 nước và nước 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 thương mại nối tiếp nhau được công bố đã chứng minh điều đó và đã lôi kéo các Công ty nước ngoài đầu tư vào Việt Nam. Công nghiệp dầu khí có thể là một ngành phát triển mạnh trong tương lai. Thực tế đó, đã đặt ra cho đội ngũ những người 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 nước. Dầu mỏ đang được khai thác ở thêm lục địa phía Nam bao giờ đưa lên khỏi lòng đất cũng chứa một lượng nước vỉa dưới dạng nhũ. Lượng nước này càng tăng lên khi áp dụng các phương pháp thứ cấp, tam cấp, bơm Ðp nước có phụ gia hoá phẩm... để tăng hệ số thu hồi dầu của mỏ. Quá trình xử lý nước tách ra khỏi dầu thô là không thể thiếu được để đảm bảo cho chất lượng dầu thô xuất khẩu và trong tương lai đảm bảo cho chất lượng nguyên liệu cho nhà máy lọc dầu. Để thực hiện nhiệm vụ này người 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 nước cũng như tạp chất khô chứa trong dòng sản phẩm. Công đoạn này được thực hiện trên các giàn cố định (MSP). Sau đó là công đoạn thu gom trên toàn mỏ để đưa 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 lượng thương phẩm. Nói chung công đoạn cuối cùng này rất phức tạp nhưng nó quyết định đến giá trị tấn dầu. Đồ án tốt nghiệp với đề tài: “Nghiên cứu các phương pháp phá nhũ để nâng cao hiệu quả xử lý nhũ tương 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 hướng 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 được 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 tương. Phần IV - Các phương pháp tách nước nhũ tương W/O và công nghệ xử lý nhũ tương trên trạm rót dầu không bến “Chí Linh”. Phần V - Kết luận. Đồ án liên quan nhiều đến thực tế, bên cạnh đó lại là lần đầu tiên tiếp xúc với việc làm khoa học, nghiên cứu và xử lý tài liệu, hơn nữa trình độ và điều kiện có hạn nên cuốn đồ án này, không tránh khỏi những sai sót.Tác giả rất mong sẽ nhận được nhiều ý kiến quí báu của các thầy cô giáo cũng các độc giả và các bạn đồng nghiệp để đồ án này được hoàn chỉnh hơn. Nhân dịp này tôi xin bày tỏ lòng biết ơn đến các thầy đã trực tiếp hướng dẫn, các thầy cô khoa Dầu khí trường 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. Phần I Tổng quan mỏ dầu Vietsopetro. Chương I Vị trí điạ lý- điều kiện tự nhiên và nhân văn khu vực mỏ. I. Vị trí địa lý khu vực mỏ. Mỏ dầu Bạch Hổ nằm ở lô số 09 thềm lục địa Việt nam của vùng biển Đông, cách đất liền khoảng 110km và cách cảng dầu khí Vietsovpetro khoảng 130 km. Trong khu vực có mỏ Rồng cách mỏ Bạch Hổ 35 km về phía Tây Nam. II. Điều kiện tự nhiên và nhân văn khu vực mỏ. 1. Khí hậu: Toàn bộ khí hậu vùng mỏ là khí hậu nhiệt đới gió mùa và được chia làm hai mùa chính là: mùa mưa và mùa khô. Mùa khô bắt đầu từ tháng 11 đến tháng 3 năm sau, thời gian này chủ yếu có gió mùa Đông Bắc, lượng mưa rất Ýt cỡ 0,7 mm, độ Èm trung bình 65%, nhiệt độ không khí ban ngày 24 ¸ 250C, ban đêm 22 ¸ 240C, ngoài ra còn có gió biển thổi theo hướng Tây Bắc - Bắc Tây Bắc, sóng biển cao nhất thời kỳ này là 8 m. Mùa mưa bắt đầu từ tháng 6 ¸ tháng 9, chủ yếu có gió Tây Nam. Nhiệt độ trung 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 tượng di chuyển các luồng khí lạnh từ phương Bắc xuống nên độ Èm không khí tăng lên, lượng mưa không lớn, nhiệt độ trung bình 25 ¸ 300C về thời tiết biển tương đối ôn hoà, thỉnh thoảng có bão. Bão thường gặp từ tháng 6 ¸ tháng 10. Trung bình 10 trận trong một năm. Do có hiện tượng gió mùa nên thời kỳ này sóng biển tương đối cao, khoảng 10m. 2. Giao thông vận tải. Thành phè Vũng Tàu là nơi bố trí trụ sở hành chính của Xí nghiệp liên doanh dầu khí Vietsovpetro (VSP). Đây là nơi trung tâm du lịch lớn được nối với thành phố Hồ Chí Minh bằng quốc lộ 51, dải nhựa, dài 125 km và đường thuỷ dài 80 km. Sân bay Vũng Tàu có thể tiếp nhận loại máy bay AN - 24; AN - 26; trực thăng loại M1 - 8. 3. Dân cư. Thành phè Vũng Tàu có trên 4 vạn dân, trong đó 1/3 là dân bản xứ chủ yếu sống bằng nghề đánh cá và các nghề phụ khác, còn lại là dân Bắc di cư vào. Với nguồn nhân lực này thực sự là một lực lượng hùng hậu đáp ứng một cách đầy đủ cho quá trình xây dựng các công trình dầu khí. Chương II Lịch sử phát triển khu mỏ và tiềm năng của mỏ. I - Lịch sử thăm dò, khai thác. Bồn trũng Cửu Long được các nhà địa chất quan tâm từ trước ngày miền Nam hoàn toàn giải phóng. Tính đến nay việc nghiên cứu bồn trũng Cửu Long nói chung, mỏ Bạch Hổ nói riêng trải qua các giai đoạn sau: 1. Giai đoạn trước 1975. Công cuộc tìm kiếm và thăm dò dầu khí trước ngày Miền Nam giải phóng được tiến hành bởi các Công ty dầu khí Tư Bản. Kết quả cho thấy rằng có khả năng tìm thấy dầu khí trong tầng Kainozoi ở thềm lục địa Nam Việt Nam nói chung và mỏ Bạch Hổ nói riêng. Mỏ dầu khí Bạch Hổ được công ty Mobil của Mỹ phát hiện bằng các tài liệu địa chấn cho đến 1974 thì công ty này và một số công ty tư bản khác tiến hành khoan. Công ty PECTEN khoan giếng hồng 1 X, dừa 1X, dừa 2X và mía 1X, công ty Mobil khoan giếng Bạch Hổ 1X. Trong các giếng khoan trên đã tìm thấy dầu khí ở tầng Mioxen hạ. 2. Giai đoạn 1975- 1980: Sau ngày Miền Nam giải phóng, công cuộc tìm kiếm và thăm dò dầu khí vẫn được tiến hành, thăm dò địa chấn lại và khoan các giếng thăm dò trên mỏ. Trên cơ sở tài liệu cũ trước 1975, kết quả thăm dò các tuyến địa chấn và các giếng khoan trên khu vực mỏ Bạch Hổ nói riêng và thềm lục địa Việt Nam nói chung, Hồ Đắc Hoài và Ngô Trường San đã báo cáo tổng hợp đầu tiên mang tên: “ Cấu trúc địa chất và triển vọng dầu khí thềm lục địa Nam Việt Nam”. 3. Giai đoạn 1980 - nay: Xí nghiệp liên doanh “ Vietsovpetro” được thành lập vào 19/6/1981. Sự kiện này đánh dấu bước phát triển mới rất quan trọng đối với ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam, Nhà nước Việt Nam giao cho xí nghiệp liên doanh “Vietsovpetro” nhiệm vụ “ Nhanh chóng tìm ra dầu mỏ khí đốt, đưa vào khai thác sớm phục vụ cho nền kinh 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 dầu khí xây dựng và phát triển ngành dịch vụ dầu khí tại Việt Nam. Chỉ 2,5 năm xí nghiệp liên doanh “Vietsovpetro” còn phát hiện tại mỏ Bạch Hổ và ngày 26/6/1986 tấn dầu đầu tiên được 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 phát hiện ra mỏ Rồng và mỏ Đại Hùng. Hai mỏ này hiện nay cũng đưa vào khai thác. Năm 1988, một sự kiện có ý nghĩa đặc biệt đối với mức tăng trưởng mạnh sản lượng khai thác dầu khí của Vietsorpetro đó là lần đầu tiên tại Việt Nam phát hiện tầng dầu có sản lượng cao(xấp xỉ 1000 tấn/ngày /giếng) trong mãng 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 dầu khí Xahalin . Theo tài liệu thiết kế này hệ thống khai thác mỏ là hệ thống 7 điểm với khoảng cách giữa các giếng là 600 x 600 m. Đồng thời xét đến việc cần thiết phải xâydựng thêm 2 giàn cố định cho vòm Nam sau đó bản thiết kế này được Hội đồng “Vietsovpetro” đề nghị thay mạng lưới 600 x 600 m thành mạng lưới 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 được trữ lượng dầu công nghiệp của tầng dầu khí biển (thuộc xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro) đã đưa ra báo cáo “Đánh giá khả năng khai thác mỏ Bạch Hổ” và “sơ đồ công nghệ khai thác vùng ưu tiên vòm Bắc mỏ Bạch Hổ” nhằm khai thác mở rộng thử công nghiệp. Trong các tài liệu này, tại các khu vực ưu tiên được phân bố khai thác theo hàng khối và các đối tượng chính. Đối tượng I: Tầng 23 Mioxen hạ Đối tượng II: Tầng VI, VII của Oligoxen hạ. Đối tượng III: Tầng VIII, IX, X của Oligoxen hạ Đối tượng IV: Tầng I, II, III của Oligoxen thượng Vào tháng 5 - 1987 các chuyên gia xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã vạch ra sơ đồ vị trí giếng khoan theo mạng lưới 3 hàng khối theo kích thước 400 x 400 m. Khai thác các đối tượng I, II, III riêng biệt. Thực hiện bơm Ðp nước ở đối tượng I, còn đối tượng II, III có thể chung hoặc tách rời nhau. Năm 1988 xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro thành lập : “Sơ đồ công nghệ khai thác mỏ Bạch Hổ”. Trong đó mỏ được phân ra 4 đối tượng khai thác: + Đối tượng I: Tầng 23, 24 Mioxen hạ + Đối tượng II: Tầng VI, VII, VIII của Oligoxen hạ + Đối tượng III: Tầng IX, X của Oligoxen hạ + Đối tượng IV: Tầng quay trở lại bao gồm tầng cát của Oligoxen thượng 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 lượng giàn khoan khai thác, số lượng giàn là 13. Do đó số lượng giàn quá cao làm ảnh hưởng đến hiệu quả kinh tế, kỹ thuật khai thác mỏ, nên sơ đồ công nghệ này không được chấp nhận. Đến ngày 1/10/1991 sau khi tính toán lại trữ lượng các tầng lập ra dự án cho bốn đối tượng và chọn ra dự án phân bố giếng khoan tối ưu I. Bốn đối tượng khai thác là: + Đối tượng I: Các tầng 22, 23, 24 của tầng Mioxen hạ + Đối tượng II: Các tầng I, II, III, IV, V của Oligoxen hạ + Đối tượng III: Các tầng VI, VII, VIII, IX, X của Oligoxen hạ + Đối tượng 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 nâng cao sản lượng 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 3 công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí và tận thăm dò nhằm bảo đảm gia tăng trữ lượng theo 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 được sinh thành chủ yếu ở tầng Oligoxen. Vì đá mệ Oligoxen giàu vật chất hữu cơ và đã bước vào giai đoạn tạo dầu.Còn tầng Mioxen hạ thì đá mẹ với hàm lượng vật chất hữu cơ trung bình và chưa bước vào giai đoạn tạo dầu vì thế vai trò cung cấp dầu cho các tầng chứa trong sản phẩm Mioxen hạ không lớn. Riêng ở đá móng theo thuyết hữu cơ thì nó chỉ chứa dầu ở những đứt gẫy lớn và hang hốc của đá, do dầu di chuyển của các tầng sinh Oligoxen và Mioxen theo đứt gẫy kiến tạo xuống chứ nó không sinh ra dầu và khả năng dòng dầu chứa trong móng có trữ lượng dầu rất lớn ( xấp xỉ 1000 tấn /ngày/giếng). Mặt khác trữ lượng dầu chủ yếu tập trung ở tầng còn lại (22,24 Mioxen hạ, tầng I- V Oligoxen thượng) được xác định bằng những giếng khoan riêng biệt. Việc khai thác hết trữ lượng 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 như trên toàn bộ diện tích, ở một vài khu vực đá chứa bị sét hoá đáng kể, mất tính dị dưỡng, các thân dầu dạng vỉa, vòm có ranh giới dầu - nước nhưng 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 riêng biệt. 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) được phân ra trong trầm tích Oligoxen hạ chúng chứa cùng một thân dầu dạng khối - vỉa. Đá chứa chỉ có phạm vi ở vòm Bắc cũng như sường Đông vòm trung tâm vòm Nam riêng ở vòm trung tâm cũng như cánh Tây của vòm Bắc không có trầm tích Oligoxen hạ. Ngoài ra ở phần nghiêng xoay của vòm Bắc đã phát hiện ra đới cát kết có tính dị dưỡng kém. Những giếng ở đới này cho thấy rõ những dấu hiệu có dầu và cho dòng dầu không lớn. Tuy nhiên cũng không thu được những dòng dầu công nghiệp, sau khi thực hiện những biện pháp để khai thác giếng khoan và gọi dòng. Rõ ràng ở đây cần áp dụng phương pháp mở vỉa bằng thuỷ lực, xử lý vùng cận đáy giếng bằng chất hoà tan 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 lược 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 Dương. Sự hình thành cấu 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 Nam xảy ra vào chu kỳ thứ nhất (Paleoxen muộn). Khi đã hình thành phức hệ Vifơ ( Lioxen muộn Olioxen) gắn liền với vùng tạo địa hào Vifơ. Ven biển trong điều kiện hoạt động kiến tạo mạnh hơn. Tốc độ sụt lún đạt tốc độ cực đại vào thời kỳ Olioxen sớm, chu kỳ thứ 2 (Mioxen đệ tứ) đặc trưng bởi sự sụt lún của thềm bỉên và sự thành tạo các bể trầm tích lớn. Nằm xen kẽ với các 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 Tây Bắc của vùng trũng Cửu Long có tổng diện tích các phần phủ Bazan và Andezit đạt tới 1 triệu km3 với độ dày không lớn lắm. Khác với bồn trũng khác trong thềm Sunda trũng Cửu Long (bể trầm tích) bị tách biệt hẳn ra và nằm ở sườn địa khối ổn định (Inđonesia) bán đảo Đông Dương. Trong cấu trúc của bồn trũng có chứa phức hệ trầm tích lục nguyên có nguồn gốc châu thổ và có tuổi từ Lioxen đến hiện đại, bề dày 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 được tăng cường nghiên cứu bằng các phương 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 bằng phương pháp điểm xạ, phương 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 nâng trong phạm vi của bồn trũng Cửu Long đã phân tích được thành phần kiến tạo bậc 2 có phương Đông Bắc. Đó là đới nâng trung tâm bậc 3: Đồng Nai, Tam Đảo. Và có các Munđa (hố sụt) Định An, Trung tâm Nam Cửu Long cũng như đới nghiêng Trà Tân có cấu tạo bồi bậc 2 lại bị chia bởi một loạt các đới nâng bậc 3. Chúng là cấu tạo 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. Chương III Đặc điểm và tính chất tầng chứa dầu I. Đặc điểm chung Mỏ Bạch Hổ gồm nhiều vỉa, trong các tầng chứa dầu phát hiện trong lớp trầm tích Mioxen hạ là 23, 24. Trong Oligoxen trên là Ia, Ib, Ic, II, III, IV, V. Trong phụ thống Oligoxen có các tầng VI, VII, VIII, IX, X. Các vỉa tìm được thuần tuý chứa dầu theo cấu tạo vỉa lồi phức tạp hoá bởi màng chắn kiến tạo và địa tầng. Mặt tiếp xúc dầu - nước ở các vỉa này được quy ước đặt ở độ sâu tuyệt đối thấp nhất chứa dầu ổn định. Mặt tiếp xúc dầu nước ở vòm Bắc có độ sâu là 2813 m ¸ 2860 m, vòm Nam 2824 ¸ 2876 m. Ranh giới dầu nước ở tầng vỉa Oligoxen hạ (V - X) quy ước ở 4348 m. Vỉa dầu ở tầng Mioxen phức tạp hơn về cấu tạo thể hiện sự không đồng nhất và dạng thấu kính của tầng chứa. Đặc trưng của tầng này là áp lực dị thường 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, tầng này 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 rỗng xốp 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 chứa Cácbonat 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 được xác định từ năm 1975 tại giếng khoan sè 01, giếng khoan đã tìm thấy dầu ở độ sâu 3500 m. Theo kết quả phân tích, dầu ở mỏ Bạch Hổ có độ nhớt cao, hàm lượng Parfin 25%, hàm lượng lưu huỳnh 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 Độ sâu (m) Loại colletor Tỷ trọng % S % Parafin Q (m3/nđ) Yếu tố khí (m3/m3) % CO2 Hệ số nén Điều kiện vỉa Sau khi tách khí 2990¸ 3020 3060 ¸3090 3090¸ 4220 4220 ¸4270 nguyên sinh nt nt nt 0,73 0,73 0,64 0,64 0,86 0,86 0,83 0,83 0,085 0,085 0.095 0,095 18,4 18,4 18,4 18,4 - 50 470 - 100 100 7150 - 0,12 0,12 0,12 - 17,8 17,8 26,9 26,9 IV - Độ chứa khí Khí ở mỏ Bạch Hổ chứa một khốilượng lớn các chất đồng đẳng của mê tan (CH4). Khả năng toả nhiệt của khí cao (3600¸11541 Kcal/m3) (Xem bảng 2) Bảng 2 - Bảng đặc tính của khí ở mỏ Độ sâu (m) % CO2 So với không khí (g/cm3) Yếu tố khí (m3/m3) Áp suất giảm khi mở vỉa (đơn vị) Áp suất giảm cho phép mở vỉa (at) 2885 ¸2935 3165 ¸3215 3405 ¸3415 3455 ¸3515 3535 ¸3565 3565 ¸3585 3625 ¸3695 3695 ¸3715 3715 ¸3785 0,03¸0,04 0,03¸0,04 0,03¸0,04 0,03¸0,04 0,03¸0,04 0,03¸0,04 0,03¸0,04 0,03¸0,04 0,03¸0,04 0,741 0,668 0,641 0,650 0,654 0,656 0,655 0,650 0,645 140 180 130 130 130 130 160 120 130 37 29 31 28 28 28 28 28 28 100¸150 100¸150 100¸130 100¸130 100¸130 100¸130 100¸130 100¸130 100¸130 V - Độ chứa nước của các collectror Theo tài liệu nghiên cứu mỏ Bạch Hổ và của viện nghiên cứu khoa học và TKDK biểu, thành phần nước khoáng trong vỉa là: - Tầng Mioxen vòm Bắc: 6 g - Tầng Oligoxen hạ thường gặp 2 loại muối: Cacl2 và Hyđrô cacbonat natri có độ khoáng thấp hơn 6,64 g và chỉ nhận được trong khuôn khổ vòm Bắc. Nước ở vòm Nam thuộc loại nước canxiclorua, có độ khoáng hoá tăng theo hướng Tây Nam. Nước thuộc trầm tích Oligoxen dưới nằm trên các tầng sản phẩm chính chứa NaHCO3 có độ khoáng hoá 5g. Theo bảng phân loại nước khoáng thì mỏ Bạch Hổ có độ khoáng hoá trung bình và thấp (xem bảng 3) + Nhiệt độ: Theo tài liệu địa chất mỏ Bạch Hổ được phân bố như 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 thường địa nhiệt. - Grandien địa nhiệt vòm Nam: 2,20 + Áp suất vỉa: - Mioxen hạ =1,027 - Oligoxen trên: 1,637 ¸ 1,727. - Oligoxen dưới: 1,137 - Tầng móng: 1,151. Bảng 3 - Độ khoáng hoá của nước vỉa mỏ Bạch Hổ. Độ sâu (m) Tỷ trọng (G/cm3) Cl - SO2 - HCO -(%) Mg2+ (%) Ca2+ (%) Giảm áp khi mở vỉa (at) Giảm áp khi thử vỉa (at) 2788¸2826 0,014 923,3 351,8 823,5 80,2 1833,7 37 100 ¸ 150 2877¸2891 0,0144 10308,4 318,1 823,5 21,9 2176,2 29 100 ¸ 150 3190¸3201 0,0237 18974,7 205,87 164,7 1261,6 452,8 31 100 ¸ 150 3243¸3272 1,0231 19843 142,9 0 1261,6 451,2 28 100 ¸ 140 Chương 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 được đưa vào khai thác công nghiệp vỉa Mioxen dưới năm 1986, Oligoxen dưới năm 1987, và tầng móng năm 1988. Trình đến quý I năm 1997, Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã có hơn 130 giếng, 74% giếng khai thác, 17% giếng bơm Ðp, 5% giếng quan sát và 4% giếng hủy. Trong 100% giếng khai thác chỉ có 64% giếng khoan tù phun, còn lại 3% giếng khai thác theo chu kỳ, 14% giếng ngừng phun và 19% giếng khai thác bằng cơ học. Tính từ lúc khai thác đến quý ba năm 1997, toàn mỏ khai thác được 50 triệu tấn dầu, 780 tấn nước, 8 tỉ m3 khí đồng hành, đã bơm Ðp khoảng 24 triệu tấn nước vào vỉa nhằm mục đích duy trì áp suất vỉa. Năm 1997 là năm thứ 2 chóng ta sử dụng khí đồng hành của mỏ Bạch Hổ và Rồng để chạy các tua bin khí phát điện ở Bà Rịa, lượng khí đưa vào bờ xấp xỉ khoảng 4 triệu m3/ngđ. (1000 m3 khí có nhiệt trị xấp xỉ bằng 1000 kg = 1 tấn nhiên liệu lỏng). Vùng mỏ Bạch Hổ tiếp tục có những giếng khoan gặp dầu và khí, khẳng định triển vọng rất tốt đẹp. Ngay từ đầu năm 1997 phải nâng công suất đưa 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 được lắp ráp xong và sản lượng 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 và biển sâu trên thế giới đã tăng đáng kể. Khai thác dầu không chỉ từ các giàn cố định (Vịnh Mehico, Đại Tây Dương, 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 của dầu để lại những nét đặc trưng trên các sơ đồ công nghệ thu gom và xử lý sản phẩm của giếng. 1. Má West - Willington (Mỹ). Dầu được khai thác từ 4 đảo nhân tạo, sản phẩm từ các giếng khoan được đưa ra đảo. Tại đây tiến hành tách khí bậc 1 được dẫn đến người tiêu thụ, còn dầu lẫn nước với khí còn sót lại được bơm vào hệ thống ngầm vào bờ. Tại đây dầu sẽ được xử lý tới điều kiện tiêu chuẩn. Các đảo nối với đất liền bằng 5 ống dẫn: 2 ống dẫn dầu, 2 ống dẫn khí và một ống dẫn ngược chất thải. 2. Má Ekarix (Nauy). Má 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 được tách 2 bậc ở giàn và đo. Dầu chỉ được khai thác trong giai đoạn chất tải lên tầu chứa. Khí được đốt ở hệ thống đốt. Giai đoạn 2 của quá trình xây dựng thêm mỏ được lắp đặt một giàn công nghệ bằng bê tông và thép. Trên giàn có một bể chứa dầu dung tích 159.000 m3. Dầu từ giàn được vận chuyển vào khu căn cứ trên bờ Tesid (Anh) qua đường ống F 330 mm với chiều dài 350 km, còn khí được vận chuyển qua đường ống F 880 mm với chiều dài 418 km tới Emden (CHLB Đức). Dầu cùng với khí còn sót lại được vận chuyển bằng 3 trạm bơm. Khí được vận chuyển bằng hai trạm nén khí. 3. Má Bazil. Ở vùng Campos (Riode Janerio) có 9 má khai thác. Độ sâu mức nước biển là 150 m, cách bờ 80 km. Hỗn hợp dầu khí theo đường ống dẫn đến trạm thu gom được lắp đặt trực tiếp trên tầu chứa dầu. Trạm thu gồm hai bình tách xả khí nước (3 pha) và một bình đo, hai máy tách nước bằng điện, một thiết bị làm sạch nước và hai bÓ chứa dầu thương phẩm. Công suất của trạm thu gom sản phẩm 1400 m3/ngày. Việc vận chuyển sản phẩm vào bờ được thực hiện vào bằng các tàu chở dầu. Ở các vùng Segip và Alagoas: sản phẩm của giếng được vận chuyển từ các giàn đến giàn trung tâm theo ống dẫn. Trên giàn trung tâm có lắp đặt thiết bị tách sản phẩm cấp 1 (sơ cấp). Một phần khí đốt cháy ở Phaken, dầu và khí còn lại được chuyền vào bờ ở hai dạng pha dưới áp lực 0,63 mPa. Thiết bị tách cấp 2 và thiết bị khử nhũ tương được đặt trên bờ. Việc ứng dụng hệ thống thu gom và vận chuyển dầu khí theo đường ống dưới áp lực của giếng như đã nêu trên cho phép giảm được việc xây dựng những trạm bơm và máy nén khí trên các giàn ngoài biển. 4. Nhóm mỏ ở vịnh COOK (ALASKA). Ở trên các giàn khai thác biển, sản phẩm dầu được tách khí cấp một. Dầu đã tách khí có lẫn nước được bơm vào bờ theo đường ống dẫn. Tiếp theo dầu được xử lý ở trên bờ để đạt tiêu chuẩn thương phẩm. Khí được nén bằng các máy nén khí và vận chuyển về bờ theo các đường ống dẫn. Tóm lại: Dù được khai thác ở đâu sản phẩm dầu khí từ giếng khoan đưa lên mặt đất cũng chứa một lượng nước vỉa dưới dạng vỉa, nhũ tương. Vì vậy giai đoạn xử lý dầu thô để đạt tiêu chuẩn thương phẩm là một giai đoạn kỹ thuật rất cần thiết. Tuỳ theo từng điều kiện của mỏ mà ta có công nghệ và phương 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 như vậy sẽ dự báo cho chóng ta biết khối lượng thu gom xử lý nói chung và công tác xử lý nhũ tương nghịch trên mỏ nói riêng để đạt được dầu thương phẩm chất lượng cao. Phần II Thành phần, tính chất và phân loại dầu thô Chương 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 tính chất đặc trưng của từng loại dầu hoặc của từng mỏ như hàm lượng của từng thành phần trong dầu, khối lượng riêng, độ nhớt... thì hầu hết chúng đều có những đặc điểm chung. 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 được tìm kiếm thăm dò. Ở điều kiệnvỉa hoặc điều kiện môi trường mà nhiệt độ trên 300C (tuỳ theo thành phần Parafin) thì dầu mỏ tồn tại ở thể lỏng. Các đặc tính vật lý của nó thay đổi trong một giới hạn rất rộng, sự thay đổi này phụ thuộc vào điều kiện môi trường như nhiệt độ, áp suất 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 lượng 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 thường 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 xuất alkyl của chúng. Ở điều kiện thường 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 dưới dạng các dẫn xuất của benzen, chiếm từ 1 ¸ 2% thành phần dầu thô. + Các hợp chất có chứa oxy, nitơ, lưu huỳnh. Ngoài các nhóm hydro cacbon kể trên trong dầu thô còn chứa các hợp chất không thuộc loại này mà phần lớn là Asphanten - smol có chứa trong nó hợp chất của O2, N2, S. Trong đó: - Hợp chất với O2 chiếm hàm lượng khá lớn trong Asphanten có thể tới 80%, tồn tại chủ yếu dưới dạng axit Naften như Asphan và fenol. - Hợp chất với N2 quan trọng nhất là pocfirin. Đây là sản phẩm chuyển hoá từ Hemoglobin sinh vật và từ clorofin thực vật. Điều này chứng tỏ nguồn gốc hữu cơ của dầu mỏ. Pocfirin bị phân huỷ ở nhiệt độ ³ 2000C, điều này cho biết nhiệt độ thành thạo của mỏ > 2000C. - Hợp chất với S tồn tại dưới dạng S tù do hoặc H2S mùi trứng thối. Hàm lượng S trong dầu thông thường từ 0,1 ¸ 1% nếu S £ 0,5% được xem là hàm lượng đạt tiêu chuẩn. Hàm lượng S càng cao từ giá trị dầu thô cảng giảm. Ngoài ra dầu thô chứa hàm lượng rất nhỏ các kim loại và chất khác như: Fe, Ca, Mg, Nu, Cr, Ti, Co ... chiếm khoảng 0,15 ¸ 0,19 kg/tấn. II - Các tính chất vật lý của dầu mỏ. 1. Khối lượng riêng (r) r được xác định bởi khối lượng của một đơn vị thể tích r = (1) m: Khối lượng g, kg, T V: Thể tích cm3, dm3, m3, lít. Trong sản xuất người ta hay dùng một đơn vị so sánh về khối lượng riêng (còn gọi là tỷ trọng). Đây là đại lượng không thứ nguyên, nó là tỷ số giữa khối lượng riêng của dầu và khối lượng riêng của nước ở điều kiện nhiệt độ tiêu chuẩn. Với dầu nhiệt độ tiêu chuẩn là 200C, với nước là 40C. Khi đó ký hiệu tỷ trọng của dầu ở điều kiện tiêu chuẩn là r420 và qua thí nghiệm xác định được r của nước ở 40C = 1. Đôi khi người ta cũng sử dụng một đơn vị so sánh nữa của dầu đó là tỷ trọng tương đối. Xác định tỷ trọng tương đối của dầu theo nhiệt độ tiêu chuẩn như sau: r4T = r420 - a (T - 20); (2) r4T - Tỷ trọng tương đối của dầu ở nhiệt độ T. a - Hệ số thay đổi tỷ trọng theo nhiệt độ, khi nhiệt độ thay đổi 10C thì a = 0,0174. Đối với sản phẩm giếng bao giờ cũng chứa một hàm lượng nước nhất định. Khi đó xác định khối lượng riêng phải tính đến sự ảnh hưởng của nước. Công thức tính như sau: rh = r0 (1 - w) + w.rw; (3) rh: Khối lượng riêng của hỗn hợp dầu nước; r0: Khối lượng riêng của dầu; rw: Khối lượng riêng của nước; w: Thành phần % của nước trong hỗn hợp. 2. Độ nhớt tuyệt đối m g. Độ nhớt tuyệt đối là tính chất của chất lỏng, nó đặc trưng cho khả năng cản lại sự chuyển động tương đối giữa các hạt chất lỏng với nhau trong môi trường chất lỏng đó. Độ nhớt của dầu thô càng cao thì quá trình vận chuyển thu gom càng gặp nhiều khó khăn, nhất là việc tính toán áp suất tái khởi động bơm. t Độ nhớt dầu phụ thuộc vào nhiều yếu tố: Nhiệt độ áp suất, thành phần hoá học. Việc xác định độ nhớt của một loại dầu phải căn cứ vào mô hình đường cong chảy của nó. Nghĩa là phải xác định được loại dầu đó là chất lỏng Newtơn hay Phi Newtơn. Sau đó dựa vào phát triển đặc tính lưu biến của chất lỏng đã xác định để tính toán độ nhớt. a 1 du/dr 2 3 4 tst tp tst t0 Hình 2 - Mối quan hệ giữa ứng suất trượt và vận tốc trượt của chất lỏng - Khi dầu là chất lỏng Newtơn (Hình 2, đường 1) thì việc xác định độ nhớt động lực học không gặp khó khăn. Thông qua phương trình Newtơn: t = m Rót ra: m = = tg a (4) t: Ứng suất trượt, Pa. m: Độ nhớt động lực học của dầu thô; PaS. : Vận tốc trượt, S -1 - Khi chất lỏng dầu là Phi Newton thì việc xác định m rất phức tạp, tuỳ theo mô hình đường cong chảy đã xác định được trên đồ thị biểu diễn mối quan hệ t với du/dr mà tính toán cụ thể: + Chất lỏng giả dẻo: (mô hình OST WALD) (đường 2, hình 2) Mô hình này có phương pháp lưu biến như sau: t = m* ()n; n < 1 (5) m*: Độ nhớt động lực học của chất lỏng giả dẻo: n: Chỉ tiêu mực, nó đặc trưng cho mức độ sai lệch giữa chất lỏng đang khảo sát với chất lỏng Newton. + Chất lỏng nhớt dẻo (mô hình Bingham) đường 3, hình 2. Mô hình này có phương trình lưu biến như sau: t = t0 + m** (6) m**: Độ nhớt động lực học của chất lỏng nhớt dẻo. + Chất lỏng nhớt dẻo không tuyến tính (Mô hình HERSCHELL BALKKEY) (đường 4, hình 2). Mô hình này có phương trình lưu biến như sau: t = t0 + m*** ()n; n < 1 (7) m***: Độ nhớt động lực học của chất lỏng nhớt dẻo không tuyến tính. t0: Ứng suất trượt động. tst: Ứng suất trượt tĩnh, dựa vào tst để tính áp suất khởi động để phá trạng thái tĩnh ban đầu. tp: Ứng suất trượt tương 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 nghiệm người ta đã đưa ra được công thức tổng quá biểu diễn sự phụ thuộc này như sau: m = K . eu (T = T0) (8) T, T0 là K, u là các hệ số thực nghiệm rót ra được khi đo độ nhớt của dầu ở các nhiệt độ khác nhau. Theo kết quả thực nghiệm của Viện NIPI với đối tượng nghiên cứu là dầu thô mỏ Bạch Hổ thì các giá trị K, u trong các khoảng nhiệt độ là như sau: T > 600C m = 0,006 . e - 0,01 T 380C < T £ 610C m = 0,03 . e - 0,04 T 300C < T £ 380C m = 3,74 . e - 0,88 T T £ 300C m = 10,2 . e - 0,16 T * Ngoài độ nhớt động lực học, trong sản xuất người ta còn dùng độ nhớt động học và độ nhớt qui ước. - Độ nhớt động học (n): là tỷ số giữa độ nhớt động lực học và khối lượng riêng của dầu ở cùng nhiệt độ. n = (9) 1 dt = 1 cm2/d. - Độ nhớt qui ước “E” (tương đối): Là tỷ số giữa thời gian chảy qua phễu đo độ nhớt của 200 cm3 dầu ở nhiệt độ cần đo và thời gian chảy của 200 cm3 nước cất ở 200C còng qua phếu đó. 3. Nhiệt độ đông đặc: 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 các thành phần như parafin, nhựa Asphanten có ảnh hưởng quyết định tới nhiệt độ đông đặc của dầu. Đây là tính chất có ý nghĩa quan trọng trong công nghệ vận chuyển và xử lý dầu thô. 4. Độ dẫn nhiệt: Độ dẫn nhiệt là khả năng tuyền năng lượng nhiệt trên một đơn vị chiều dài khi nhiệt độ tăng lên 10C. Độ dẫn nhiệt của dầu được đặc trưng bởi hệ số dẫn nhiệt hf0 hf0 = 156,6 [1 - 0,47 . 10 -3 (7 + 2730)] / r20; W/m 0C (10) Xét đến ảnh hưởng của parafin: hfp = (11) hfP: Hệ số dẫn nhiệt của dầu có kể đến ảnh hưởng của parafin. hfPa: Hệ số dẫn nhiệt của parafin, (2,5 w/m 0C) Xét đến ảnh hưởng của nước + parafin. hF = (1 - w) hfP + w hFw; (12) hF: Hệ số dẫn nhiệt của dầu có kể đến ảnh hưởng của nước và parafin. hFw: Hệ số dẫn nhiệt của nước (0,6 w/m 0C). Các công thức trên là các công thức thực nghiệm được kiểm chứng ở viện NIPI. 5. Sức căng bề mặt Sức căng bề mặt là một đặc tính của chất lỏng, nó chỉ xuất hiện trên bề mặt chung của hai chất lỏng khác nhau về tỷ trọng. Khi hai chất lỏng này được trộn vào nhau mà không hoà tan vào nhau. Có thể giải thích sức căng bề mặt của chất lỏng bằng các lý thuyết cơ chất lỏng như sau: - 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 mặt tiếp 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 nhằm mục đích thu nhỏ diện tích tiếp xúc. Lực căng mặt ngoài tại diện tích tiếp xúc được 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: s = (13) 6. Nhiệt dung riêng (C): Nhiệt dung riêng là nhiệt lượng 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 lượng parafin tách ra: 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 lượng riêng của dầu ở 200C P: Hàm lượng kết tinh (% đơn vị khối lượng). Qua thực nghiệm Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã xác định được hàm lượng parafin kết tinh theo nhiệt độ như sau: T > 480C P = 0 460C < T £ 480C P = 3,74 . 1024 e -1,385 T. 430C < T £ 460C P = 2,79 . 103 . e -0,3275 T. 280C < T £ 430C P = 2,19 . e-0,17 T. T £ 280C P = 0,197 . e-0,0312 T. Nếu kể đến ảnh hưởng của nước thì theo công thức C = (1 - w) C0 + w.Cw. (15) Cw: Nhiệt dung riêng của nước. W: Hàm lượng của nước (% theo thể tích). III - ảnh hưởng của quá trình kết tinh parafin và thành phần nhựa Asphanten đến dầu thô. Nghiên cứu ảnh hưởng 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 hưởng của quá trình kết tinh parafin. Sự giảm nhiệt độ trong quá trình vận chuyển, tàng trữ là nguyên nhân chính gây ra hiện tượng kết tinh, lắng đọng parafin dầu thô. Sự kết tinh - lắng đọng parafin làm thay đổi độ nhớt của dầu. Quá trình này xảy ra từ khi bắt đầu xuất hiện sự kết tinh 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 mạng dày đặc của tinh thể parafin và chế tạo được dòng chảy khi cấu trúc này bị phá vỡ. Có thể giải thích quá trình kết tinh như sau: Tại nhiệt độ lớn hơn nhiệt độ kết tinh các phần tử parafin rắn hoà tan phân bố trong dầu như hệ keo với mật độ phân bố đồng đều. Khi nhiệt độ giảm dần thì dầu thô ngày càng bão hoà parafin rắn hoà tan. Tại nhiệt độ kết tinh dầu thô đã hoàn toàn bão hoà parafin rắn hoà tan dầu đến các tinh thể parafin rắn đầu tiên kết tinh ở sát thành 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 lệch nồng độ này là kết quả của sự kết tinh parafin tiếp theo. Qua quan sát thực tế thấy rằng 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 được tính theo công thức của Fick: m = - r . D . dc/dr = - r . D . dc/dT . dT/dr (16) m: Tốc độ khối lượng phần tử parafin rắn hoà tan khuếch tán từ nơi có nồng độ cao (tâm ống) đến nơi có nồng độ thấp (thành ống). (Kg/sm2). r: Khối lượng riêng của parafin (Kg/m3). D: Hệ số khuếch tán của phần tử parafin rắn hoà tan. Hệ số này phụ thuộc vào tính chất của chất khuếch tán và môi trường khuếch tán. D = (17) B: Hằng số đối với mỗi loại dầu. m: 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 từ tâm) tăng. + Cơ chế phân tán trượt: Trong khi dầu được vận chuyển trong ống, ngoài cơ chế khuếch tán các tinh thể parafin rắn còn có xu hướng chuyển động theo dòng chảy. Lớp chất lỏng gần thành ống chuyển động kéo theo các hạt parafin kết tinh trên thành ống làm chúng trượt trên nhau tạo nên sự phân bố chồng chất, do vậy gọi đây là sự phân tán trượt. Cơ chế này không tạo nên sự kết tinh mà chỉ tạo nên sự lắng đọng các parafin đã được 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 theo cơ chế khuếch tán. Cơ chế phân tán trượt phụ thuộc vào tốc độ trượt, hình dáng hạt parafin kết tinh. + Cơ chế trọng lực: Cũng như 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 rơi trong môi trường dầu gây nên sự lắng đọng ở thành ống dưới. Tốc độ lắng đọng parafin của các phần tử parafin rắn hoà tan tỷ lệ nghịch với tốc độ dòng chảy. Do vậy ở đầu các tuyến ống, năng lượng dòng chảy lớn do chưa có tổn thất thuỷ lực, tốc độ lắng đọng parafin thấp nên khối lượng lắng đọng bao giờ cũng nhỏ hơn so với đoạn cuối ống dẫn, vì ở đây năng lượng dòng chảy thấp hơn do tổn thất dọc đường cộng với tổn thấ 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 trò quyết 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 hưởng lớn tới quá trình kết tinh - lắng đọng parafin, bởi vì chính độ nhám thành ống gây cản trở dòng chảy, làm cho các hạt tinh thể parafin bị lưu lại tạo thành mầm kết tinh thúc đẩy kết tinh xảy ra nhanh hơn. 2. Ảnh hưởng của thành phần nhựa Asphanten: Do một số tính chất đặc trưng của các loại nhựa có trong dầu và của Asphanten mà sự có mặt của chúng trong dầu thô sẽ làm thay đổi một số tính chất của dầu. Qua nghiên cứu người ta tìm thấy một số ảnh hưởng cơ bản của nhựa - Asphanten đến tính chất dầu như sau: - Làm cho khối lượng riêng của dầu thô tăng lên: do nhựa và Asphanten có khối lượng 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, lưu huỳnh. Đồng thời nhựa và Asphanten là chất hoạt động bề mặt trong phân tử có thành phần háo nước, 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 với dầu thô ở hai mỏ: Mỏ Bạch Hổ và Rồng thấy rằng: Dầu thô mỏ Rồng có chứa thành phần nhựa - Asphanten cao hơn mỏ Bạch Hổ thì trong thí nghiệm dầu mỏ Rồng thể hiện 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 cố này 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 tương. - Làm tăng độ bền của nhũ tương nước trong dầu, gây khó khăn cho việc tách nước khỏi dầu. Nguyên nhân là do nhựa và Asphanten là các chất phân cực, chúng không tan trong nước mà chỉ tan trong dầu. Bản thân chúng lại là các chất hoạt động bề mặt và chứa các thành phần háo nước, cho nên xuất hiện các hạt nhũ nước chúng bao quanh hạt nhũ tạo thành lớp màng bền vững. Độ bền của lớp màng tăng theo thời gian do sự lão hoá của nhựa và Asphanten. Bởi vậy xử lý nhũ tương để tách nước phải được tiến hành càng sớm thì càng đạt hiệu quả cao. Chương II Phân loại dầu mỏ Do dầu mỏ có thành phần phức tạp nên việc phân loại dầu mỏ phải tuân theo các chỉ tiêu công nghệ và mục đích sử dụng: Có hai phương pháp chính để phân loại dầu mỏ như sau: I - Phân loại dầu mỏ theo thành phần hoá học Cơ sở phương pháp này là dựa vào nhóm hydro cacbon nào chiếm ưu thế để đặt tên cho dầu. Vì trong thành phần dầu mỏ có các nhóm hydro cacbon cùng tồn tại và lai tạp hoá khác nhau, cho nên phân loại theo phương pháp này người ta chỉ xét đến hàm lượng hydro cacbon trong thành phần dầu thô ở phân đoạn dưới 3500C và theo phương pháp này có thể phân dầu thô thành các họ sau: - Dầu thô họ parafinic. - Dầu thô họ Naphenic. - Dầu thô họ Aromatic. (Nghĩa là ở phân đoạn dưới 3500C thì dầu chứa trên 75%. Khối lượng của họ hydro cacbon nào mang họ hydro cacbon đó). Trong đó mỗi loại họ lại được phân thành từng loại tuỳ theo yêu cầu công nghệ. Ví dụ: dầu thô parafinic được phân thành ba loại chính: + Dầu thô loại A: Hàm lượng parafin chiếm từ 0,2 ¸ 1% đông đặc ở - 200C trong đó lại phân thành A1, A2, A3, A4. + Dầu thô loại B: Hàm lượng parafin chiếm từ 1 ¸ 3% đông đặc ở -100C. + Dầu thô loại C: Hàm lượng parafin chiếm 4 ¸ 14% đông đặc ở nhiệt độ 25 ¸ 400C. Hiện nay ở một số nước có công nghệ khai thác và chế biến dầu mỏ phát triển mạnh như: Nga, Pháp, Mỹ... lại có những phương pháp phân loại dầu mỏ khác nhau. Sau đây là một số phương pháp trên biểu. 1. Phương pháp phân loại của viện dầu mỏ Nga (Gornưi). Theo phương pháp này phải phân tích hàm lượng của từng họ hydro cacbon trong phân đoạn từ 2500C ¸ 3000C kết hợp với việc xác định hàm lượng parafin rắn và hàm lượng Asphanten trong dầu. Sau đó đối chiếu với bảng 4 để phân loại. Bảng 4 - Hàm lượng các họ hydro cacbon trong dầu. Họ dầu mỏ Hàm lượng hydro cacbon trong đoạn 2500C ¸ 3000C Hàm lượng trong dầu thô Parafinic Naphtenic Aromatic Parafin rắn Asphanten Họ Parafinic 46 - 61 23 - 32 12 - 25 1,15 -10 0 - 6 Họ Parafimo - Naphtenic 42 - 45 38 - 39 16 - 20 1 - 6 0 - 6 Họ Naphenic 15 - 26 61 - 76 8 - 13 0 - 6 Họ parafin - Naphtenno - Aromatic 27 - 35 36 - 47 26 - 33 0,5 - 1 0 - 10 Họ Naphteno - Aromatic 6 - 8 57 - 58 20 - 25 0 - 0,5 0 - 20 2. Phương pháp phân loại của phân viện dầu mỏ Pháp (IFP) Theo phương pháp này phải đo tỷ trọng tương đối (d1415) ở phân đoạn 2500C ¸ 3500C của dầu thô trước và sau khi xử lý với axit sunfuric. Sau đó so sánh các giá trị về tỷ trọng đã đo được với bảng 5 để phân loại. Bảng 5 - Hàm lượng các hydro cacbon trước và sau xử lý H2SO4. Họ dầu mỏ Tỷ trọng phân đoạn 2500C ¸ 3000C d1415 Trước xử lý H2SO4 Sau xử lý H2SO4 Họ Parafinic 0,825 ¸ 0,835 0,800 ¸ 0,808 Họ Parafino - Naphtenic 0,839 ¸ 0,851 0,818 ¸0,828 Họ Naptenic 0,859 ¸ 0,869 0,841 ¸ 0,863 Họ Parafino - Naphteno - Aromatic 0,817 ¸ 0,869 0,813 ¸ 0,841 Họ Naphtenic - Aromatic 0,878 ¸ 0,890 0,844 ¸ 0,866 3. Phương pháp phân loại dầu của viện dầu mỏ Mỹ theo phương pháp này, tiến hành chưng cất dầu thô theo hai phân đoạn: Phân đoạn 1: 1500C ¸ 2750C. Phân đoạn 2: 2750C ¸ 4150C Sau đó do tỷ trọng ở 600F (15,60C) của một phân đoạn so sánh giá trị tỷ trọng đo được với bảng 6 để phân loại: Bảng 6 - Hàm lượng các hydro cacbon sau hai giai đoạn Họ dầu mỏ Tỷ trọng d15,615,6 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. Phương pháp phân loại dầu mỏ của Nelson - Nurphy. Theo phương pháp này, tiến hành tính toán hệ số đặc trưng K sau đó tính toán với 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 nước cùng t0 d15,615,6 Bảng 7 - Giá trị hệ số đặc trưng K trong các hydro cacbon Họ dầu mỏ Giá trị K Họ Parafinic 13 ¸ 12,15 Họ trung gian 12,10 ¸ 11,5 Họ Naphenic 11,45 ¸ 10,5 Họ Aromatic » 10 II - Phân loại theo tính chất vật lý. Cơ sở phương pháp này là dựa vào khối lượng riêng của dầu mỏ ở điều kiện bình thường để phân loại Dầu rất nhẹ : 0,75 < r < 0,82 g/cm3. Dầu nhẹ : 0,82 < r < 0,88 g/cm3. Dầu nặng : 0,88 < r < 1,0 g/cm3. Chương 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 lượng riêng nằm trong khoảng 0,83 ¸ 0,86 g/cm3. Ta biết rằng dầu nhẹ thì tổng hiệu suất sản phẩm tăng (xăng, dầu hoả, dầu DO) càng lớn. Điều này nói lên giá trị của dầu thô đó càng cao. Dầu thô mỏ Bạch Hổ có tổng hiệu suất sản phẩm trắng từ 50 ¸ 60% khối lượng. 2. Dầu thô mỏ Bạch Hổ thuộc loại dầu thô rất sạch. Chứa rất Ýt lưu huỳnh, kim loại nặng và hợp chất với nitơ. Hàm lượng lưu huỳnh trong dầu thô mỏ Bạch Hổ chỉ chiếm từ 0,04 ¸ 0,1% khối lượng, thấp hơn rất nhiều cho dầu thô được xếp vào loại Ýt lưu huỳnh (0,5%) dầu thô Ýt lưu huỳnh có giá trị cao trên thị trường. Tổng hàm lượng các kim loại nặng trong dầu thô mỏ Bạch Hổ chỉ chiếm khoảng 1,1 Ppm theo khối lượng. Hàm lượng các hợp chất với nitơ trong dầu thô mỏ Bạch Hổ chiếm từ 0,035 ¸ 0,067%. 3. Dầu thô mỏ Bạch Hổ chứa nhiều Hydro cacbon parafin trong các phân đoạn trung bình và cặn. Hàm lượng hydro cacbon parafin trong phân đoạn trung bình (kenozen và diezen) lên đến 30%, còn phần cặn lên đến 50%. Sự có mặt của parafin với hàm lượng cao sẽ làm tăng nhiệt độ đông đặc của dầu, tăng độ nhớt, gây khó khăn cho quá trình vận chuyển, tàng trữ. 4. Dầu thô mỏ Bạch Hổ chứa hàm lượng nước cao hơn nhiều lần so với tiêu chuẩn dầu thương phẩm. Hàm lượng nước trong dầu thô ở vòm Bắc, vòm Trung tâm và vòm Nam của mỏ Bạch Hổ là khác nhau. Vòm Nam hàm lượng nước trong dầu thô không đáng kể, nhưng vòm Trung tâm và vòm Bắc hàm lượng nước trong dầu rất cao và nó tăng dần theo thời gian khai thác. Tính trung bình cho toàn mỏ thì hàm lượng nước vào khoảng 5 ¸ 6% khối lượng, so với tiêu chuẩn cho phép là £ 0,5% thì hàm lượng này quá cao. Các đặc tính dầu thô mỏ Bạch Hổ được tổng kết trong bảng 8 sau đây. Bảng 8 - Đặc tính dầu thô mỏ Bạch Hổ Tên chỉ tiêu Khoảng biến thiên Giá trị trung bình 1 2 3 Mioxen dưới vòm Bắc Khối lượng riêng, Kg/m3 855,3 ¸ 867,2 861,4 Độ nhít 500C, MPa.S 6,81 ¸ 12,8 10,14 Nhiệt độ đông đặc, 0C 31 ¸ 33 32 Nhiệt độ bão hoà parafin trong dầu 0C 53,3 ¸ 57,2 55,5 Hàm lượng parafin, % KL 13,9 ¸ 20,5 17,6 Hàm lượng nhựa và Asphanten, % KL 8,64 ¸ 14,1 11,81 Hàm lượng lưu huỳnh, % KL 0,083 ¸ 0,140 0,102 Mioxen dưới vòm Trung tâm Khối lượng riêng, Kg/m3 859,1 ¸ 867,0 863,7 Độ nhít 500C, MPa.S 8,03 ¸ 11,05 10,35 Nhiệt độ đông đặc, 0C 29,0 ¸ 31,0 30,0 Nhiệt độ bão hoà parafin trong dầu 0C 53,5 ¸ 56,0 55,0 Hàm lượng parafin, % KL 17,2 ¸ 20,0 18,7 Hàm lượng nhựa và Asphanten, % KL 7,8 ¸ 14,3 11,7 Hàm lượng lưu huỳnh, % KL 0,0096 ¸ 0,122 0,107 Oligoxen dưới Khối lượng riêng, Kg/m3 828,9 ¸ 840,6 832,7 Độ nhít 500C, MPa.S 3,57 ¸ 4,325 4,01 Nhiệt độ đông đặc, 0C 30,0 ¸ 33,0 31,5 Nhiệt độ bão hoà parafin trong dầu 0C 55,0 ¸ 59,0 57,5 Hàm lượng parafin, % KL 18,3 ¸ 20,2 19,4 Hàm lượng nhựa và Asphanten, % KL 3,25 ¸ 7,50 8,68 Hàm lượng lưu huỳnh, % KL 0,038 ¸ 0,045 0,041 Tầng mãng Khối lượng riêng, Kg/m3 829,2 ¸ 837,4 833,6 Độ nhít 500C, MPa.S 3,262 ¸ 4,895 4,092 Nhiệt độ đông đặc, 0C 29,0 ¸ 34,0 33,0 Nhiệt độ bão hoà parafin trong dầu 0C 58,0 ¸ 61,0 59,1 Hàm lượng parafin, % KL 18,2 ¸ 25,12 22,06 Hàm lượng nhựa và Asphanten, % KL 2,52 ¸ 4,30 3,45 Hàm lượng lưu huỳnh, % KL 0,034 ¸0,045 0,040 II - Đặc tính dầu thô mỏ Rồng. Kết quả phân tích một số mẫu dầu thô mỏ Rồng dùng để nghiên cứu nhũ, cho thấy chúng có đặc điểm chung như sau: - Dầu thô mỏ Rồng đều là loại dầu từ trung bình đến nặng, có nhiệt độ đông đặc cao từ 27 ¸ 330C, hàm lượng parafin rắn có trong dầu thô chiếm từ 10 ¸23%, nhiệt độ nóng chảy của parafin rắn khoảng 600C. - Hàm lượng lưu huỳnh thấp, nhỏ hơn 0,15%. - Đa số dầu thô mỏ Rồng có hàm lượng tạp chất cơ học thấp nhỏ hơn 0,05%. - Hàm lượng chất nhựa - Asphanten cao vào khoảng 10 ¸ 20%. - Hệ số hấp phụ ánh sáng của nhựa Asphanten cao, chúng có trọng lượng phân tử lớn và cấu trúc phức tạp. Các hợp chất nhựa Asphanten tạo màng ổn định cho hạt nhũ bền vững, gây khó khăn cho việc phá nhũ. Ngoài ra parafin rắn cũng ảnh hưởng lớn đến quá trình tạo nhũ của dầu thô. Cùng với nhựa Asphanten, parafin rắn tích tụ trên bề mặt phân chia pha dầu nước, tạo lớp vỏ bọc bền vững. - Dầu thô mỏ Rồng có tỷ trọng nước và dầu thô giảm, sẽ dẫn tới giảm tốc độ lắng tách nước. Độ nhớt lớn của dầu thô không những làm hạn chế sự va chạm và kết hợp các giọt nước mà còn là trở lực trong quá trình tách lắng nước. Độ nhớt cao còn làm giảm tốc độ hấp phụ chất phụ gia phá nhũ trên bề mặt cách pha. Do đó trong công nghệ phá nhũ cần gia nhiệt để làm giảm độ nhớt xuống dưới 10 cSt. - Dầu thô mỏ Rồng có hàm lượng 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 1 2 3 4 5 6 Khối lượng riêng ở 200C, g/ml 0,8640 0,8752 0,8421 0,8418 0,9156 Điểm chảy, 0C + 30 + 33 + 30 + 30 + 27 Độ nhớt động học ở 500C, cSt 14,66 10,46 19,48 8,96 38,9 Độ nhớt động học ở 700C, cSt 7,47 4,92 10,23 4,97 21,6 Hàm lượng nước % KL 0,7 0,9 1,1 Vết 43 Hàm lượng tạp chất cơ học % KL 0,044 0,026 0,014 0,017 1,27 Hàm lượng muối NaCl, mg/Kg 95 126 159 37 23100 Chỉ sè axit m KOH/g 0,06 0,047 0,36 0,041 0,17 Hàm lượng Asphanten % KL 3,6 1,02 2,42 2,15 11,78 1 2 3 4 5 6 Chỉ số hấp phụ ánh sáng của Asphanten 11381 16536 16827 15578 21591 Hàm lượng 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 3262 Hàm lượng farafin rắn % TL 23,40 21,98 18,17 22,59 10,29 Nhiệt độ nóng chảy của parafin, 0C 59 58 58 57 62 Hệ số hấp phụ ánh sáng của dầu thô 748 263 736 535 1947 Trọng lượng phân tử 283,17 260,15 294,42 260,46 423,65 Thành phần nguyên tố - Hàm lượng Cacbon % KL 85,25 84,35 85,43 85,15 - - Hàm lượng Hydro % KL 13,31 13,70 13,18 13,66 - - Hàm lượng Lưu huỳnh % KL 0,113 0,073 0,066 0,071 0,12 Hàm lượng Vanadi, PPm - 0,17 - 0,24 0,44 Hàm lượng 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 lượng parafin cao dẫn đến nhiệt độ đông đặc cao nên khó khăn vận chuyển, bền nhũ. + Thành phần các tạp chất trong dầu thô ở đây đều thấp hơn tiêu chuẩn cho phép. Duy nhất có hàm lượng nước là cao hơn tiêu chuẩn cho phép. + Hàm lượng 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 nước, giảm tốc độ hấp phụ chất phụ gia phá nhũ trên bề mặt cách pha. Từ các tính chất đặc trưng trên, chúng ta biết để tách nước trong dầu nhằm đạt giá trị thương phẩm. Đây là vấn đề rất quan trọng, vì nó quyết định đến giá thành dầu thô vì nước trong dầu sẽ làm mòn thiết bị chế biến dầu, làm tăng chi phí vận chuyển. Để tách nước khởi đầu có nhiều phương pháp nhưng vì khi dùng nhiệt độ ta sẽ giảm được độ nhớt, độ đông đặc của dầu. Ngoài ra còn có những phương pháp phá nhũ như trọng lực, điện... Trong đồ án này tác giả sẽ dựa trên tính chất của dầu thô mỏ Bạch Hổ và Rồng để nghiên cứu các phương pháp phá nhũ (xử lý nước trong dầu) nhằm có dầu thô đạt giá trị thương phẩm. Cụ thể đồ án này sẽ nghiên cứu các vấn đề cơ bản sau: + Lý thuyết về nhũ tương. + Các phương pháp phá nhũ tương + Xử lý nhũ tương W/O UBN “Chí Linh”. + Phương pháp tính toán để chọn thiết bị xử lý nhò W/O. Phần III Các lý thuyết về nhũ tương Chương I Sự hình thành và ổn định nhũ dầu mỏ I - Giới thiệu chung. Hầu hết dầu mỏ được khai thác trên thế giới đều kèm theo nước dưới dạng nhũ tương và cần xử lý chóng. Ngay ở nhiều mỏ khi hình thành không có nước nhưng sau thời gian khai thác nước sẽ xâm nhập vào từng điểm của vỉa đạt tới hàm lượng cần phải xử lý. Hàm lượng nước trong dầu ở các nơi khác nhau là khác nhau, nã dao động từ 1% ¸ trên 90%. Để hạn chế cho các công đoạn như: Vận chuyển, xử lý nước, chi phí do ăn mòn thiết bị, chi phí bảo dưỡng và sửa chữa thiết bị... khách hàng mua dầu thường đưa ra tiêu chuẩn những giới hạn tiêu chuẩn về hàm lượng nước và tạp chất cơ học (BS & W) chứa trong dầu thương phẩm. Tuỳ theo đặc điểm của từng khu vực mà giới hạn tiêu chuẩn BS & W dao động từ 0,2 ¸ 3% và tất nhiên đi kèm với dao động của BSTW là dao động của giá cả. Trong tổng hàm lượng BS & W thì nước thường chiếm ưu thế hơn thành phần tạp chất cơ học là cát, bùn sét, cặn gỉ kim loại và các phần kết tủa được phân rã từ các chất rắn khác. Thành phần nước trong dầu thô thường ở dạng nhũ tương bền vũng nên không thể chuyển dầu tới những kho chứa bình thường được mà phải sử dụng những phương 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 chất lỏng kia người ta đi đến định nghĩa như sau: Nhũ tương là một hệ chất lỏng không đồng nhất gồm hai chất lỏng không hoà tan vào nhau, trong đó một chất bị phân chia thành những hạt nhỏ hình cầu, phân tán trong chất lỏng thứ hai. Chất lỏng bị phân tán gọi là pha phân tán, chất lỏng 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 buộc chúng phải co lại để giảm diện tích của bề mặt tiếp xúc với dầu. Đó là nhũ tương nước trong 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. Hình dáng nhũ tương này được biểu diễn trên hình 2. 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 ở giai đoạn đầu hình thành đang còn tồn tại những giọt nước kích thức lớn. Nhưng khi sù xung động trong dòng chảy tăng lên sẽ làm chúng chuyển thành thể siêu nhỏ. Lúc này nếu như dạng nhũ tương nước trong dầu mới được hình thành thì nhũ tương là dạng nước trong dầu trong nước (water in oil in water emulsion). Dạng này có thể tạo nên do một thể tích nhỏ của nhũ tương gốc nước trong dầu bị bao bọc bởi một lớp màng nước. Hạt nhũ có dạng như trên có thể hình thành nên những nhũ tương siêu nhỏ trong pha liên tục là dầu thô (hình 3 - 4). Những nhũ tương siêu nhỏ thường làm tăng tính phức tạp của quá trình phân tách chúng. Cường độ xung động càng lớn thì sự hình thành nhũ tương 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 được khai thác dưới dạng nhũ mà chủ yếu là nhũ nước trong dầu (N/D). Loại nhũ này thường rất bền và khó phá. Đa số các nhà nghiên cứu cho rằng trong điều kiện vỉa hầu như không thể phân tán dầu khí nước, chúng chỉ bắt đầu tạo thành trong quá trình chuyển động theo thân giếng lên bề mặt. Ở độ sâu 2000 m và điều kiện áp suất 20 mPa thì một phần thể tích dầu mỏ có thể hoà tan tới 1000 phần thể tích khí. Khi lên đến bề mặt do giảm áp khí tách ra với năng lượng đủ lớn để phân tán các giọt nước vỉa. Đó chính là nguyên nhân gây ra nhũ nước. Trong hệ thống thu gom, do giảm áp liên tục và do bơm vận chuyển cũng làm tăng thêm độ phân tán các giọt nước trong dầu mỏ nhũ nước trong dầu còn được tạo thành do quá trình rửa dầu bằng nước ngọt để tách muối Clorua bằng phương pháp điện. Nhũ nước trong dầu là một hệ phân tán của hai chất lỏng không tan hoặc Ýt tan vào nhau và là hệ thống ổn định về nhiệt động học, luôn có xu hướng tiến tới cân bằng với cực tiểu bề mặt phân tán các pha. 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 của nhũ dầu mỏ. Yếu tố cơ bản xác định độ bền của nhũ dầu mỏ là do sự có mặt của lớp Slovat hấp thụ trên 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. Theo viện sỹ P.A Rebindo, sự hình thành lớp hấp phụ là do có chất ổn định nhũ trong thành phần dầu như sau: - Chất có hoạt tính bề mặt (axit naptennic , axit béo, nhựa thấp) làm hệ phân tán 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 andehit asspantogennic, nhựa cao) tạo lớp cấu trúc ổn định nhũ cao. - Các chất khoáng và hữu cơ rắn nhờ tính thấm ướt chọn lọc bám dính vào hạt nước tạo lớp vỏ bọc “bền vững”. Tính chất nước vỉa, sự có mặt của các chất phân tán (tạp chất cơ học, tinh thể muối) và hoà tan (ion kim loại) trong nước vỉa cũng hình thành lớp hấp phụ. Như vậy độ bền nhũ phụ thuộc vào bản chất của dầu thô, nước 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 được chia thành 3 loại chính: * Nhóm 1: Nhũ nghịch: nước trong dầu mỏ (W/O) Đây là loại nhũ chính thường gặp trong khai thác dầu mỏ. Hàm lượng pha phân tán (nước) trong môi trường phân tán (dầu mỏ) có thể thay đổi từ vết đế 90 ¸ 95%. Tính chất loại nhũ này ảnh hưởng 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 nước (O/W) Nhũ này tạo thành trong quá trình phá nhũ nghịch (quá trình phá nhũ dầu mỏ), trong quá trình tác động nhiệt hơi nước lên vỉa và trong quá trình xử lý nước thải. Như dầu trong nước 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 là nhũ chứa các hạt nhỏ của môi trường phân tán. Nhũ này có thể xuất hiện khi đồng thời có trong hệ hai chất tạo nhũ có tác động trái ngược nhau. Nhũ này đặc trưng bởi hàm lượng tạp chất cơ học cao và rất khó phá. Nhũ này tích tụ trên ranh giới phân pha trong 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 bể chứa hay bể dầu. Nhũ hỗn hợp được 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 tương dạng thông thường và giải thích sự phân loại kích thước của các giọt nước mà ta gặp chúng một cách ngẫu nhiên. 3. Độ bền nhũ. Đối với nhũ dầu mỏ, chỉ tiêu quan trọng nhất là độ bền - chính là khả năng trong một 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 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 dưới tác dụng của trọng lực. Đối với hệ loãng, khi hàm lượng pha phân tán nhỏ hơn 3%. Độ bền động học của nhũ có thể xác định bằng công thức: Ky = (18) Trong đó: + : tốc độ lắng hoặc nổi của hạt pha phân tán có bán kính r. + rn - rd: hiệu tỷ trọng pha phân tán và môi trường phân tán. + g: độ nhớt của môi trường phân tán. + g: gia tốc trọng trường. Từ đó ta thấy rằng độ bền động học của nhũ dầu mỏ loãng tỷ lệ thuận với độ nhớt của dầu thô, tỷ lệ nghịch với hiệu tỷ trọng của dầu thô và nước phân tán và tỷ lệ nghịch với 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 khác hay 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: T = (19) 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 người ta đánh giá đại lượng này theo công thức: Ay = (20) Trong đó: + W0: Hàm lượng chung của pha phân tán trong nhũ nghiên cứu. + 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 hạt phân tán hay giá trị DP điều kiện ly tâm được điều chỉnh theo công thức Stock: T = (21) Trong đó: + 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 thác là giảm tối đa độ bền tập hợp và động học của hệ nhũ dầu mỏ. Tồn tại một loạt các lý thuyết giải thích độ bền tập hợp của hệ nhũ, có thể chia ra thành: Thuyết nhiệt động học (năng lượng) 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 được độ bền của hệ nhũ của hai chất lỏng sạch không trộn lẫn (sức căng ranh giới lớn hơn 0 rất nhiều) cần có các cấu tử 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 nhựa Asphanten - còn có muối của axit naptennic và kim loại nặng, vì tinh thể parafin, hạt rắn huyền phù khoáng sét với bề mặt bị biến tính bởi các cấu tử phân cực mạnh của dầu, Porfirin và oxit của nó chứa các kim loại nặng. Chương II Tính chất nhũ dầu mỏ và các yếu tố ảnh hưởng đến độ bền nhũ. I - Tính chất của nhũ dầu mỏ 1. Tỷ khối và độ nhớt của nhũ. Tỷ khối: tỷ khối của nhũ được tính theo công thức sau: rnh = (22) Trong đó: + rnh: Tỷ khối của nhũ + rd: Tỷ khối của dầu + rn: Tỷ khối của nước. + W: Hàm lượng nước trong dầu, % thể tích 2. Độ nhớt. Các chất lỏng riêng biệt và dung dịch thường tuân theo định luật chảy nhớt của Newtơn F = h . (23) Trong đó: + F: Ứng suất trượt + : Tốc độ trượt. + h: Hệ số nhớt, ở nhiệt độ đã cho là đại lượng không đổi - const. Nhũ dầu mỏ là hệ phân tán, có độ nhớt dị thường và chuyển động của nó không tuân theo định luật Newtơn. Đối với hệ này độ nhớt không phải là hằng số, mà phụ thuộc vào điều kiện chuyển động, trước hết là vào građien tốc độ trượt. Nguyên nhân của hiện tượng dị thường này của nhũ là sự biến dạng của giọt phân tán. Khi tăng ứng suất trượt vào. Khi tăng lực tác động, giọt chất lỏng nhũ bị kéo dài ra chuyển từ hình cầu sang hình elip dẫn đến làm nó dễ chảy hơn và giảm độ nhớt hiệu dụng của nhũ. Độ dị thường của độ nhớt nhũ càng gia tăng nếu dầu mỏ có tính dị thường, đặc biệt là ở nhiệt độ thấp đối với dầu thô nhiều parafin. Nguyên nhân của dị thường là sự hình thành cấu trúc từ các phân tử của pha phân tán gồm các giọt nước nhũ và tinh thể parafin. 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, gradien tốc độ quyết định độ nhớt dị thường của dầu mỏ. Đối với mỗi loại nhũ dầu mỏ có tồn tại nhiệt độ và gradien 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 hàm lượng nước > 20%. + Độ nhớt của nhũ có thể đo bằng nhiều phương pháp khác nhau. Ngoài ra có thể xác định độ nhớt của nhũ theo các phương pháp bán thực nghiệm, chẳng hạn như phương trình Taylor: h = he . (1 + 2,5 j . ) (24) Trong đó: + h: độ nhớt của nhũ + he: độ nhớt môi trường phân tán. + hi: độ nhớt pha phân tán. + j: Tỷ lệ giọt phân tán so với thể tích chung của nhũ. Hay phương trình Gatchee: h = he . (25) 3. Độ phân tán của nhũ. Độ phân tán đặc trưng cho mức độ phân tán của pha phân tán (nước) trong môi trường phân tán (dầu thô). Đây là đặc trưng cơ bản xác định tính chất của hệ nhũ tương và các hệ phân tán khác. Độ phân tán được đo bằng đường kính hạt phân tán hay D = gọi là độ phân tán. Hoặc biểu thị bằng bề mặt phân pha riêng trên một đơn vị thể tích pha phân tán. Bề mặt riêng của nhũ chứa các hạt hình cầu bán kính r tính theo phương trình: Sr = (26) Bề mặt riêng tỉ lệ nghịch với kích thước hạt tuỳ theo đặc tính của dầu mỏ, nước vỉa, điều kiện hình thành nhũ mà độ phân tán của nhũ thay đổi khác nhau. Kích thước hạt nước dao động trong khoảng 0,2 ¸ 100 mm. Theo độ phân tán nhũ được chia làm 3 loại. + Nhũ có độ phân tán nhỏ: kích thước giọt nhũ từ 0,2 ¸ 20 mm. + Nhũ có độ phân tán trung bình: kích thước giọt nhũ từ 20 ¸ 50 mm. + Nhũ có độ phân tán thô: kích thước giọt nhũ 50 ¸ 100 mm. Tuy nhiên trong thực tế nhũ dầu mỏ chứa cả ba loại trên và được gọi là đa phân tán. Độ phân tán của nhũ được xác định bằng nhiều cách khác nhau như phân tích 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. (lượng chất phá huỷ tiêu hao nhiều). II - Các nhân tố ảnh hưởng đến độ bền nhũ. 1. Nhiệt độ: Nhiệt độ càng tăng thì độ nhớt của dầu thô càng giảm, dẫn tới độ bền của nhũ giảm. Nhiệt độ còn làm giảm hiệu tỷ trọng nước - dầu thô, làm giảm độ bền cơ học của lớp bảo vệ và làm tăng tốc độ tách lắng nước của hệ nhũ. Điều này đặc biệt biểu hiện rõ rệt đối với dầu thô nhiều parafin. Khi giảm nhiệt độ, parafin kết tinh dễ hấp thụ trên bề mặt giọt nước và dẫn tới làm tăng độ bền của nhũ. 2. Hàm lượng nước: Các khảo sát sự biến đổi của nhũ (độ bền) với những hàm lượng nước khác nhau với một số chất phá nhũ cho thấy: độ bền của nhũ đạt cực đại tại vùng có hàm lượng nước khoảng 40% và từ vùng này trở đi tính chất nhớt của nhũ tăng đột ngột nhưng độ bền nhũ lại bị giảm nhẹ. Và cũng tại vùng này (hàm lượng nước 40%) khi tăng độ phân tán nhũ không làm tăng đáng kể lượng chất phá nhũ. 3. Độ khoáng hoá của nước: Nước vỉa là một hệ giả phức tạp, trạng thái cân bằng của nó dễ bị phá huỷ khi thay đổi điều kiện vỉa. Khi áp suất, nhiệt độ giảm, khi trộn lẫn với nước vỉa khác hoặc nước ngọt đều dẫn đến phá vỡ cân bằng ion. Khi tách khí nước vỉa có thể làm thay đổi độ PH của nước. Ví dô: Khi tách nước vỉa chứa H2S, độ PH môi trường tăng lên. Khi tách nước vỉa bão hoà ion Ca2+ do khí CO2 thoát ra dẫn đến kết tủa muối CaCO3: Ca(HCO3)2 à CaCO3¯ + CO2­ + H2O (27) Đối với nước vỉa chứa nhiều Fe2+. Khi tiếp xúc với O2 không khí sẽ tạo ra kết tủa Fe(OH)2¯ và làm thay đổi độ PH của nước: Fe(HCO3)2 à FeCO3¯ + CO2­ + H2O FeCO3 à FeO + CO2­ FeO à Fe(OH)2¯ (28) 4Fe(OH)2 + O2 + 2H2O à 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 thuỷ ngân, muối sắt, PH của hệ giảm. Khi pha trộn nước chứa H2S và nước chứa ion Fe2+ sẽ dẫn đến tạo thành một lượng lớn các phân tử lơ lửng Sunfua sắt FeS: Fe(HCO3)2 + H2S à FeS + CO2­ + H2O (29) Khi tạo nhũ các hạt FeS tạo keo với tạp chất cơ học tích tụ trên ranh giới dầu - nước và làm tăng độ bền của nhũ. 4. Tạp chất cơ học. Trong quá trình tách nước các tạp chất cơ học lắng tủa cùng với giọt nước trên bề mặt phân pha, tạo ra một lớp trung gian đặc khó tách lớp. Đây chính là loại nhũ hỗn hợp có độ bền cao, rất khó phá. III - Các chất ổn định nhũ tự nhiên trong dầu mỏ. 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 hấp thụ trên ranh giới dầu nước tạo màng bảo vệ bền cơ học, ngăn ngừa quá trình kết tụ của các giọt nước dầu thô và được gọi là các chất ổn định tự nhiên nhũ dầu mỏ. Thành phần 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 trò của Asphanten trong việc ổn định nhũ dầu mỏ cho thấy tính chất tạo nhũ của dầu mỏ không 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 khi tách 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. 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 nhũ dầu 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 dàng hơn cho quá trình tạo nhũ. Các chất này có khả năng hấp thụ lên các tạp chất cơ học và các chất nhựa Asphanten và làm peptit hoá một phần chúng. IV - 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 của chúng được đặc trưng bởi lượng chất phá nhũ, nhiệt độ cần thiết để phá chúng và quá trình thay đổi độ bền cũng thay đổi khác nhau. Đối với dầu mỏ nhiều parafin, quá trình lão hoá qua một ngày đêm cần tăng lượng chất phá nhũ gấp 3 lần để phá chúng. Đối với một số loại nhũ: mẫu lấy lên sau hai giờ lão hoá đã cần tăng gấp đôi lượng chất phá nhũ so với mẫu mới. Quá quan sát trực tiếp động học hình thành màng phân pha đối với các chất ổn định nhũ tự nhiên diễn ra với tốc độ như nhau và kết thúc sau 20 giê. Tuy vậy việc giải thích nguyên nhân tăng độ bền của nhũ trong quá trình lão hoá chỉ do động học hấp phụ chậm của các chất ổn định nhũ tự nhiên chưa cho thấy bản chất của hiện tượng vô cùng phức tạp và quan trọng này đối với việc lựa chọn công nghệ phá nhũ. Thuật ngữ lão hoá không chỉ xem là khoảng thời gian tồn tại nhũ từ khi hình thành nhũ đến khi có tác động phá nhũ như nhiệt độ chẳng hạn. Có những điều kiện mà độ bền của nhũ đạt cực đại chỉ vài phút hoặc vài giây theo thời gian. Tốc độ quá trình hình thành và biến đổi thành phần và kích thước hạt keo của các chất ổn định nhũ tự nhiên có trong dầu mỏ cũng như trong nước đặc trưng cho quá trình lão hoá nhũ. V - Các chất phá nhũ và cơ chế tác động của nó đến quá trình phá nhũ tương. 1. Các chất phá nhũ. Chất phá nhũ là các hợp chất hoá học được sử dụng rộng rãi để phá vỡ tính ổn định của nhũ và tham gia trợ giúp cho quá trình liên kết của các giọt nhũ W/O. Những hợp chất đó được gọi chung là các chất phụ gia phá nhũ hoặc chất phụ gia khử nước. Các tính năng hoạt động một chất phá nhũ yêu cầu phải đạt được là: - 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: - Polyglycol ester: Có đặc điểm làm sáng nhũ tương nhanh nhưng khả năng 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 nhanh chóng, có đặc tính thuận lợi cho quá trình khử nhũ triệt để, chúng thể hiện một số khuynh 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 phát sáng. 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 nhũ hiếm, nhưng lại yếu kém đối với xử lý tổng thể. Vì vậy không sử dụng rộng rãi mà chỉ dùng phối hợp với các chất khác. - Alkanol amin condensate: Có khả năng thúc đẩy sự tạo thành các giọt nước trong 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 là vấn đề bức xúc đối với ngành khai thác dầu mỏ. Chất hoá học tối ưu là một chất đáp ứng được mấy yêu cầu sau: - Nước tách ra đạt độ tinh khiết nhất. - Phân tách nhất khỏi dầu nhanh nhất. - Sử dụng nguồn nhiệt thấp nhất. - Nồng độ yêu cầu cho một tấn dầu nhỏ nhất. - Giá thành rẻ nhất. 2. Cơ chế tác động của chất phá nhũ. Sau khi được bơm định lượng vào dòng nhũ tương, chất phá nhũ sẽ hoà trộn đều vào nhũ. Do các đặc tính hoạt động (như đã nói phần trên), chúng di chuyển tới các giọt nước phân tán và bám vào lớp màng bọc quanh các giọt nước này. Tại đây chúng bắt đầu thực hiện chức năng làm suy yếu lớp màng và thay thế chỗ của lớp màng. Tính thấm ướt các tạp chất cơ học và chức năng làm giảm độ nhớt của màng bao bọc, do các phần tử parafin. + Asphanten tạo nên cũng được đồng thời tác dụng để các tạp chất cơ học thì được thấm ướt và khuếch tán vào các giọt nước của pha phân tán, còn các hạt parafin kết tinh 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 hình thành 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 liên tục. Hình 9, 10 là mô hình cơ chế tác động của chất phá nhũ. Hình 11 là mô hình cơ chế kết hợp của các giọt pha phân tán. 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 nhũ của hoá chất vượt quá mức cho phép có thể lại làm tăng tính bền vững của nhũ tương W/O hoặc nhũ O/W chứa trong nước thải. Lượng dư của hoá chất tạo cặn và cũng như trường hợp trên nó có thể tạo nhũ mới. Phần IV Các phương pháp tách nhũ tương W/O của dầu thô và sơ đồ công nghệ xử lý dầu ở trạm rót dầu không bến “Chí Linh” Chương I Các phương pháp tách nhũ tương nước trong dầu. Có rất nhiều phương pháp xử lý nhũ tương của dầu thô nhưng xét riêng từng phương pháp thì chưa có phương pháp nào mang tính hoàn hảo xử lý nhũ tương. Một phương pháp xử lý hoàn hảo nhũ tương của dầu thô (nhũ nước trong dầu) là phương pháp 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 động cần 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 có phương pháp kết hợp mới đáp ứng được. Sau đây là các phương pháp xử lý nhũ tương mang tính đơn lẻ. 1. Phương pháp lắng đọng do trọng lực. Phương pháp này mang tính tự nhiên vì mọi vật chất đều chịu tác dụng của lực trọng 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 thái yên tĩnh. Vận tốc lắng của giọt nước pha phân tán được xác định bằng định luật của Stock: v = (30) Trong đó: + v: vận tốc lắng của giọt nước m/s + g: Gia tốc trọng trường m/s2. + rw: Khối lượng riêng của nước kg/m3. + r0: Khối lượng riêng của dầu thô kg/m3. + m0: 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 m0 hoặc kết hợp cả 2. Muốn đạt được điều đó phải kết hợp với các phương pháp khác. 2. Phương pháp ly tâm. Phương pháp này cũng dựa trên nguyên tắc chênh lệch tỷ trọng giữa các thành phần trong hệ nhũ. Ngoài ra phương pháp này còn đáp ứng được quá trình liên kết của các giọt nước pha phân tán d0: Khi có lực ly tâm tác dụng các thành phần có khối lượng riêng lớn hơn sẽ chịu tác động của lực ly tâm nhiều hơn, do vậy mà bị văng xa tâm quay hơn. Nhưng do có lớp thành chắn nên chúng bị phân tách và sắp xếp thành các lớp từ xa đến gần tâm quay theo khối lượng riêng từ cao đến thấp, cụ thể là tạp chất rắn - nước - dầu. Chính sự phân lớp này làm các giọt nước liên kết thành khối và lắng xuống khi chúng đạt kích thước đủ lớn (đủ trọng lượng để thắng lực ly tâm). Lúc này việc tính vận tốc lắng của giọt nước theo định luật Stok phải kể đến ảnh hưởng của lực ly tâm: v = (31) Trong đó: + a: Gia tốc hướng tâm: a = w2R; w = 2p.n + w: vận tốc góc. + R: Bán kính ngoài của mâm ly tâm. + n: Số vòng quay của mâm ly tâm. Đổi ra vận tốc dài: V = wR = 2pRn (32) Rót ra: w = Khi đó: a = w2 . R = (33) Thay (32) vào (33) ta có: a = (34) Thay (34) vào (31) ta có: V = (35) 3. Phương pháp lọc cơ học. Phương pháp này đơn giản nhưng hiệu quả thấp. Phương pháp được thực hiện nhờ các phin lọc. Các phin lọc phải được chế tạo và sắp xếp sao cho tỷ lệ số lỗ hổng trên 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 xơ sợi của lớp vỏ cây đay, đem Ðp 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 12. O ra Líp phin th« W ra Nhò vµo H×nh 12 - Bé läc dÇu b»ng ph­¬ng ph¸p läc c¬ häc Theo dõi dưới kính hiển vi các nhà thí nghiệm thấy rằng trên bề mặt của phoi bào hoặc lớp sợi xơ có rất nhiều sợi gai sắc nhỏ li ti, chúng mọc lởm chởm. Khi dòng nhũ tương đi qua, bề mặt này gây cản trở và bóp méo các giọt nước của pha phân tán. Bằng cách Êy nó tạo ra điều kiện bám dính cho các giọt nước vào những bộ phận của phoi bào hoặc lớp sợi xơ. Kết quả là những giọt nước nhỏ kết hợp lại thành giọt nước lớn hơn và lắng xuống. Điều cần chú ý là chỉ dùng vỏ bào hoặc sợi sơ làm phin lọc với nhiệt độ < 500C. Trên nhiệt độ này lớp sợi gai sắc li ti bị hư hỏng, chất lượng lọc không đảm bảo. 4. Phương pháp hoá học. Phương pháp này được sử dụng rộng rãi và đạt hiệu quả cao. Bản chất của phương pháp này là lợi dụng các đặc tính hoạt động bề mặt của các hoá phẩm để làm yếu đi các lớp vỏ nhũ, tạo điều kiện cho sự kết hợp các hạt nước diễn ra. Đồng thời thì lợi dụng tính thay thế, tính thấm ướt và một số tính chất khác (như phần các chất phá nhũ đã nói) để khử nhũ. Bảng 10 là các hoá phẩm phá nhũ đang được dùng ở mỏ Bạch Hổ. Bảng 10 - Các hoá phẩm phá nhũ ở mỏ Bạch Hổ Tên gọi SEPAROL WF - 1 SEPAROL FC 014 DISSOVAL 5640 DEMULFER E919 SEPAROL 3277 Nhà sản xuất BASF Indonesia BASF Indonesia SENTRUS Singapore TOHO Japan BASF Gerrmany Khối lượng riêng kg/cm3 0,95 ở 240C 0,93 ¸ 0,94 ở 300C 0,92 ¸ 0,94 ở 240C 0,936 ở 200C 0,93 ở 200C Độ nhít 50m Pa.S ở 200C 100 ¸ 200 m Pa.S ở 200C 10 m Pa.S ở 200C 48 m Pa.S ở 200C 30 m Pa.S Điểm chảy - 500C - 300C - 450C - 500C - 300C Liều lượng kg/T 0,015 0,030 0,040 0,015 0,012 Giá USD/kg 1,896 2,053 1,815 1,980 5. Phương pháp nhiệt. Phương pháp này dựa trên nguyên tắc: dùng nhiệt nung nóng dầu thô để giảm độ nhớt của dầu và giảm độ nhớt của lớp màng bao quanh các hạt của pha phân tán. Đồng thời làm tăng sự chênh lệch tỷ trọng giữa các pha. Thúc đẩy quá trình lắng đọng dưới trọng lực của pha phân tán. Nguồn nhiệt được sử dụng vừa đảm bảo an toàn cho môi trường dầu khí vừa đạt hiệu quả kinh tế, đó là nguồn hơi nóng được cấp bằng hệ thống: nồi hơi - ống dẫn - bộ gia nhiệt - bộ trao đổi nhiệt...Để tránh khỏi thoát nhiệt thì mặt ngoài của các thiết bị nhiệt cần phải được bảo ôn. Nguồn nhiệt cần thiết cho một bình xử lý nhũ tương dầu tho có bọc bảo ôn được xác định bằng công thức sau: Lượng nhiệt thất thoát khoảng 10% so với nguồn cấp: Q = 16 DT (0,9 q0Y0 + qwYw) (36) Trong đó: + Q: Nhiệt lượng cần cung cấp (w) + DT: Lượng tăng thêm của nhiệt độ (0K) + q0: Lưu lượng dòng dầu. m3/ngđêm + qw: Lưu lượng dòng nước m3/ngđêm + Y0: Tỷ trọng của dầu (không thứ nguyên) + Yw: Tỷ trọng của nước (không thứ nguyên). Ở đây cần lưu ý: Lưu lượng dòng chất lỏng vào bình gồm cả dầu thô và nước. Phải xác định được hàm lượng nước trong dầu rồi quy đổi ra đơn vị m3/ngđ cho cả dầu thô và nước. Nhiệt độ xử lý nhũ tương chỉ trong giới hạn cho phép. Nếu cao quá làm giảm chất lượng dầu do các tác động lí - hoá diễn ra khi nhiệt độ cao. 6. Phương pháp tĩnh điện. Bản chất của phương pháp này là dùng năng lượng điện trường tạo ra cho các hạt nước trong pha phân tán những chuyển động thích hợp nhằm kích thích quá trình va chạm giữa chúng, tăng hiệu quả liên kết. Như ta đã biết ở phần ảnh hưởng các xung động tới quá trình xử lý nhũ: Cường độ xung động được điều chỉnh ở mức thích hợp sẽ có tác dụng tốt cho quá trình xử lý nhũ. Nhưng để tạo ra một nguồn xung động điều chỉnh được cho cả hệ nhũ quả là vấn đề khó thực hiện. Trên cơ sở lý thuyết này người ta tiến hành thử nghiệm theo hướng là chỉ tạo ra những rung động cần thiết cho riêng các hạt của pha phân tán bằng tác động của các lực tĩnh điện. Thí nghiệm được tiến hành với các nguồn điện một chiều và xoay chiều. Kết quả cho thấy dòng xoay chiều có tác dụng rất tốt để tạo ra chuyển động của các hạt nước của pha phân tán còn dòng một chiều cho kết quả kém hơn nhiều. Cơ chế tác động của các giọt nước của lực tĩnh điện rất phức tạp, chưa được nghiên cứu đầy đủ: có các giả thiết sau: Nhóm 1: Cho rằng điện trường tác động lên các ion của các muối có trong nước. Dưới tác động của từ trường xảy ra quá trình phân cực (sắp xếp lại) các ion và bóp méo giọt nước. Sự bóp méo này làm suy yếu đi lớp vỏ bọc xung quanh hạt nước. Đồng thời làm tăng khả năng xích lại gần nhau của các giọt nước. Kết quả là tạo thành sự liên kết của các giọt nước. Nhóm 2: Cho rằng điện trường tác dụng lên dung dịch muối ở trạng thái huyền phù. Nhóm 3: Cho rằng điện trường ảnh hưởng đến cấu trúc của hạt nước. Sự ảnh hưởng này một mặt làm thay đổi sự liên kết của các phân tử nước, mặt khác phá vỡ sự sắp xếp các nguyên tử hydro trong các phân tử. Dù cơ cấu thế nào thì lực tĩnh điện của dòng xoay chiều cũng làm cho các giọt nước chuyển động xoay quanh nó một cách nhanh chóng bởi sự thay đổi cực điện tích liên tục của dòng xoay chiều. Chuyển động này làm tăng sự va chạm tự nhiên của các giọt nước pha phân tán. Khi sù va chạm đạt đến một tốc độ thích hợp thì sự kết hợp các giọt nước lại thành một sẽ xảy ra. Lực liên kết giữa các hạt phụ thuộc và garadien điện thế giữa hai bản cực. Tuy nhiên các thông số trên thực nghiệm chỉ ra rằng tại một vài gradien điện thế các giọt nước có thể bị kéo ra xa và tạo ra nhũ tương khó xử lý. Để giải quyết vấn đề này phải trang bị cơ cấu điều chỉnh gradien điện thế ở các bản cực. Lực tương tác của các hạt nước của pha phân tán khi có tác dụng của điện trường được tính theo công thức: F = (37) Trong đó: + K: Hệ số tỷ lệ. e: Cường độ điện trường r: bán kính giọt nước trong pha phân tán. l: Khoảng cách tính từ tâm các giọt nước. + - - - - - + + + + + - + - - - - - + + + + Hình 13 - Mô hình tác động của trường điện tĩnh lên các hạt nhũ. Từ trên ta đã nghiên cứu các phương pháp tách nhũ tương W/O của dầu thô. Nhưng từ bảng 11 ta có kết luận. + Khi các phương pháp này được sử dụng đơn lẻ thì có rất nhiều nhược điểm. Không cho hiệu quả tách nước cao. + Không phù hợp với mọi điều kiện của nhũ tương. + Chất lượng dầu thô không hoàn hảo sau khi xử lý. Chính vì vậy, các chuyên gia xử lý dầu thô đã nghĩ đến cách kết hợp các phương pháp đơn lẻ trên lại với nhau để khắc phục các nhược điểm trên và phù hợp với nhũ tương nước dầu của dầu thô vùng mỏ liên doanh Vietsovpetro trong đó phương pháp phá nhũ nước dầu bằng gia nhiệt cộng phụ gia phá nhũ: là phương pháp đơn giản và đạt hiệu quả kinh tế cao nhất và được sử dụng rộng rãi nhất hiện nay. Như vậy trong đồ án này tác giả sẽ khảo sát phương pháp phá nhũ W/O bằng phụ gia phá nhũ cộng gia nhiệt để rót ra những ưu nhược điểm của phương pháp này để nâng cao hơn hiệu quả phá nhũ W/O. Sau đây là những khảo sát của phương pháp phá nhũ nước trong dầu bằng gia nhiệt cộng phụ gia phá nhũ ở mỏ Vietsovpetro. Chương II Khảo sát phương pháp phá nhũ bằng gia nhiệt và phụ gia phá nhũ. Xét 4 mẫu nhũ: Mẫu 1; Mẫu 2; Mẫu 3; Mẫu 4 I - Phương pháp phá nhũ nước trong dầu bằng nhiệt cộng phụ gia phá nhũ. Hiện nay người ta sử dụng phương pháp này rộng rãi do phương pháp đơn giản, có thể áp dụng cho mọi thiết bị lớn nhỏ, ở bất kỳ địa điểm nào, ngay cả tại giàn khoan ngoài khơi. Đây là quá trình kết hợp giữa gia nhiệt và phụ gia phá nhũ. Khi gia nhiệt quá trình phá nhũ xảy ra nhanh hơn. Tăng nhiệt độ sẽ làm giảm độ bền lớp vỏ bảo vệ giọt nước do tăng độ hoà tan chất tạo nhũ trong dầu làm chảy tinh thể parafin và xerexin bao bọc. Ngoài ra tăng nhiệt độ làm giảm đáng kể độ nhớt của dầu và tăng chênh lệch tỷ trọng dầu nước, tạo điều kiện cho quá trình lắng tách xảy ra nhanh hơn. Một số tác giả cho rằng khi chọn chế độ nhiệt tối ưu cho quá trình phá nhũ phải dựa vào đặc tính nhớt dầu thô nên chọn nhiệt độ phá nhũ ứng với độ nhớt < 4cdt. Kết hợp gia nhiệt với tác động của chất phá nhũ sẽ đạt hiệu quả phá nhũ cao. Chất phá nhũ khi hấp thụ trên bề mặt phân pha sẽ làm peptit hoá và hoà tan lớp bảo vệ giọt nước và pha dầu. Phương pháp gia nhiệt và phụ gia có thể thực hiện ở áp suất khí quyển và áp suất dư: 1. Hệ thống phá nhũ W/O bằng gia nhiệt - phụ gia ở áp suất khí quyển. Phương pháp này được dùng phổ biến trong công nghiệp dầu mỏ. Nhũ dầu mỏ đã tách khí theo các đường ống thu gom đi vào bể tiếp nhận và được bơm tới thiết bị gia nhiệt đến 40 ¸ 600C, rồi chuyển qua bể lắng tách. Trước khi vào thiết bị gia nhiệt chất phá nhũ được bơm trộn cùng với nhũ dầu mỏ. Tại các bể tách lắng, nhũ phân lớp thành dầu và nước trong thời gian từ vài giờ đến vài ngày tuỳ thuộc đặc tính và độ bền của chúng. Việc tách lắng nhũ dầu mỏ trong các bể có thể được thực hiện theo ba quy trình sau: - Ngắt định kỳ các bể chứa riêng biệt để tách lắng theo mức chứa của chúng, thời gian tách lắng tuỳ thuộc vào dung tích, số lượng bể và số lượng dầu nhũ. - Tách lắng bán liên tục nhũ đã xử lý, nhũ được đưa vào phần dưới bể có đệm nước nóng. Dầu mỏ đi qua bể này được gom lại và chuyển sang bể tách lắng triệt để. Nước được định kỳ xả ra hệ thống thải. - Tách lắng liên tục trong nhóm bể với việc tự động xả nước ra hệ thống thải. 2. Hệ thống phá nhũ W/O bằng nhiệt - phụ gia ở điều kiện áp suất dư. Tách nước dầu thô trong bể chứa ở áp suất khí quyển có những nhược điểm sau: - Khi gia nhiệt dầu ở nhiệt độ cao sẽ làm mất mát khí và phân đoạn nhẹ giá trị sẽ làm ô nhiễm bãi bồn chứa và phá vỡ quy tắc an toàn phòng cháy. - Tiến hành quá trình ở nhiệt độ thấp lại làm giảm hiệu quả, tăng thời gian tách nước và làm quá tải bãi bồn chứa, khi tách nước dầu thô trong bể lắng ở áp suất dư sẽ hạn chế được các nhược điểm trên do quá trình được tiến hành ở áp suất tương ứng có thể gia nhiệt đến nhiệt độ tối ưu cần thiết mà tránh mất mát phần nhẹ. Nhũ dầu mỏ được gia nhiệt trong các bể chứa kín, áp suất tới 10 at. Nhiệt độ có thể tăng 1500C làm giảm đột ngột độ nhớt của nhũ và độ bền của nó giảm, thời gian tách lắng của nó nhanh hơn. Dầu từ các giếng được dẫn tới bể chứa. Sau đó được bơm trộn với chất phá nhũ và chuyển đến thiết bị gia nhiệt. Tại đây dầu nhũ được gia nhiệt tới 70 ¸ 1500C. Sau khi gia nhiệt dầu nhũ được chuyển tới bể lắng và được để lắng trong khoảng thời gian từ 1 ¸ 3 tiếng. Nước tách được xả ra từ đáy. Dầu đã tách nước được làm nguội trong thiết bị trao đổi nhiệt với dầu nhũ đi vào rồi dẫn tới bể chứa thành phẩm. 3. Hệ thống tách muối nước bằng nhiệt phụ gia. Đối với một số loại dầu mỏ khi tách nước sâu vẫn còn một lượng muối lớn trong dầu thô. Trong các trường hợp này ngay tại mỏ cùng với việc tách nước còn cần tiến hành tách muối dầu thô ngay trên thiết bị nhiệt hoá. Thiết bị này gồm hai cấp bể lắng. Trước khi chuyển sang cấp thứ hai dầu được rửa muối bằng nước ngọt với lượng 5 ¸10% so với dầu, có dùng chất phụ gia phá nhũ. Nước dư cùng muối hoà tan cần phải để lắng thêm 4 ¸ 6h. Phương pháp nhiệt hoá cho phép tách muối dầu thô đến hàm lượng muối còn lại < 50 mg/l và nước < 0,2%. 4. Lựa chọn sơ đồ và chế độ tách nước hợp lý. Khi chọn sơ đồ và điều kiện tách nước cần tính đến hàm lượng nước và độ ổn định của dầu nhũ, mức độ và phương pháp gia nhiệt, vị trí đưa chất phá nhũ vào, tốc độ khuấy. Mục tiêu chính là tách nước và tạp chất nhanh và hoàn toàn khôi dầu khi tiêu hao nhiệt và hoá phẩm nhỏ nhất. Trong tất cả các sơ đồ hiện đại, điều kiện bắt buộc là thiết bị phải kín hoàn toàn để giảm thiểu tối đa mất mát phần nhẹ khi xử lý dầu. Đối với dầu có hàm lượng nước cao áp dụng sơ đồ bậc là thuận lợi nhất. Chất phá nhũ được đưa vào ống góp. Dầu nhũ từ các mỏ khác nhau được đưa vào bể chứa trung chuyển để tách nước sơ bộ, tại đây phần lớn nước được tách ra. Dầu thô đã tách nước sơ bộ được chuyển đến thiết bị tách nước bằng nhiệt - phụ gia. Như vậy sẽ tiết kiệm nhiệt năng, tăng công suất thiết bị và làm cho vận chuyển dễ dàng hơn do độ nhớt của dầu đã tách nước giảm đi. Việc đưa chất phụ gia phá nhũ vào ống góp có ưu thế lớn do nhũ mới tạo ra dễ phá hơn. Đưa chất phá nhũ trực tiếp vào đáy giếng còn ngăn chặn được sự tạo thành nhũ bền W/O. Mức độ khuấy trộn tối ưu chất phá nhũ với dầu thô được xác định bởi tính chất phá nhũ và dầu thô chất phá nhũ có hoạt độ bề mặt nhỏ cần khuấy trộn mạnh hơn với dầu thô. Chất phá nhũ có hoạt độ bề mặt nhỏ cần khuấy trộn mạnh có thể làm phá vỡ các hạt nước và tăng lượng các hạt phân tán cao. Do đó mỗi trường hợp cụ thể cần xác định điều kiện khuấy trộn tối ưu. Thông thường tại các thiết bị tách nước chất phá nhũ được đưa vào dầu thô trước bơm ly tâm, nó đồng thời làm chức năng khuấy trộn. Tuy nhiên đối với dầu nhớt cao, khuấy trộn trong bơm ở dạng nguội chưa đủ, còn đối với dầu Ýt nhớt lại quá mạnh. Do đó tốt nhất nên có khuấy trộn riêng biệt để điều chỉnh mức độ khuấy trộn của dầu với chất phá nhũ. Thiết bị khuấy trộn điều chỉnh đơn giản nhất là van điều chỉnh, nhờ đó có thể duy trì được trạng thái giảm áp tương ứng trong đường ống dẫn hỗn hợp dầu nóng và chất phá nhũ. Mức độ khuấy chất lỏng phụ thuộc vào đại lượng giảm áp tại van. Giảm áp càng lớn tốc độ dòng càng lớn, khuấy trộn càng mạnh, giảm áp tối ưu được thiết lập thực nghiệm và thường dao động trong khoảng 0,3 ¸ 0,7 at. II - Chất hoạt động bề mặt. Phụ gia phá nhũ. Từ những năm đầu của thế kỷ 20, các nhà nghiên cứu đã tổng hợp và ứng dụng các chất hoạt động bề mặt vào việc phá nhũ dầu mỏ. Cho tới nay tại các nước công nghiệp dầu mỏ phát triển như Nga, Mỹ, Đức, Pháp... các chất phá nhũ được nghiên cứu sâu hơn, một loạt các chất phá nhũ tổng hợp được sử dụng rất có hiệu quả trong công nghệ phá nhũ dầu mỏ. Để tiến hành phá nhũ một cách hiệu quả bằng phương pháp dùng phụ gia phá nhũ, cần phải biết đặc tính loại nhũ hình thành, độ bền của nó và cơ chế tác động vào nhũ của phụ gia mới có thể lựa chọn được loại phụ gia thích hợp. 1. Cơ chế tác động của chất phụ gia phá nhũ. Mét trong những giai đoạn chính của quá trình phá nhũ là kết tụ các giọt nước thành giọt nước lớn hơn. Để kết tụ nhũ cần phá vỡ những lớp vỏ bọc có độ bền cơ cấu trúc trên bề mặt giọt nước từ phía môi trường phân tán (do các chất ổn định tự nhiên của nhũ dầu mỏ tạo nên lớp chắn này, ngăn cản sự giảm chiều dày lớp màng khi các giọt nước kích đến gần nhau và ngăn cản sự kết tụ của chúng). Để phá vỡ lớp vỏ bọc này cần đưa vào hệ các chất có hoạt tính bề mặt lớn hơn so với chất ổn định tự nhiên nhũ dầu mỏ và được gọi là chất phá nhũ. Có mét số lý thuyết giải thích cơ chế tác động khác nhau của chất phá nhũ. Cụ thể là: Một số nhà nghiên cứu cho rằng chất phá nhũ làm thay đổi bề mặt phân pha, làm giảm sức căng ranh giới, đẩy các chất ổn định tự nhiên khỏi bề mặt phân pha và peptit hoá chúng. Một số khác cho rằng chất hoạt động bề mặt đưa vào hệ sẽ làm giảm điện trường tạo điều kiện cho các giọt kết tụ. Theo Degrot, chất phá nhũ có khả năng tạo phức chất với các chất ổn định kỵ nước của nhũ dầu mỏ và kết quả là làm mất khả năng tạo nhũ của chúng. Một số nhà nghiên cứu cho rằng, khi sử dụng chất phá nhũ, có xảy ra hiện tượng đảo pha vì chất phá nhũ là chất hoạt động bề mặt có khả năng tạo nhũ loại ngược lại so với nhũ do các chất nhũ tạo ra. Hiện nay lý thuyết Robinde và trường phái của ông được thừa nhận rộng rãi. Theo thuyết này, khi đưa chất phá nhũ vào hệ W/O diễn ra quá trình sau: - Phân tử chất phá nhũ do có hoạt tính bề mặt lớn hơn so với chất ổn định tự nhiên, đẩy các chất ổn định tự nhiên khỏi bề mặt phân pha dầu nước khi đó chất phá nhũ phải phá sơ bộ chất tạo màng bền vững của các chất ổn định (hoà tan keo). - Đồng thời, phân tử chất phá nhũ hấp phụ lên các hạt chất ổn định và làm thay đổi tính thấm ướt của chúng, tạo điều kiện cho quá trình chuyển các hạt này ra khỏi bề mặt trong pha dầu hoặc pha nước. Lớp màng hấp phụ tạo bởi chất phá nhũ không mang tính cơ cấu trúc và như vậy tạo thuận lợi cho sự kết tụ nhanh các giọt nước khi chúng tương tác nhau. Như vậy quá trình phá nhũ dầu mỏ nước trong dầu phần nhiều mang tính vật lý và phụ thuộc vào các yếu tố sau: - Thành phần cấu tử và tính chất màng bảo vệ của các chất ổn định tự nhiên của nhũ dầu mỏ. - Chủng loại, tính chất hoá keo và hàm lượng chất phá nhũ. - Nhiệt độ, cường độ và thời gian khuấy trộn nhũ với chất phá nhũ. Do vậy về nguyên tắc trong quá trình phá màng bảo vệ nhũ dầu mỏ, tính chất keo của chất phá nhũ có ý nghĩa rất lớn. Các công trình nghiên cứu cho thấy để có được hoạt tính phá nhũ, các hoạt động bề mặt phải có tính chất sau: - Hoạt tính bề mặt cao khi hấp phụ từ pha nước cũng như từ pha dầu mỏ. - Khả năng thấm ướt (và peptit hoá) đối với các hạt keo nhựa Asphanten và các chất cơ học. 2. Các chất phụ gia phá nhũ. Thực tế cho thấy không thể tạo được một chất phá nhũ vạn năng hữu hiệu cho tất cả các loại dầu mỏ. Khả năng phá nhũ phụ thuộc vào bản chất hoá học, thành phần nhóm phân cực và không phân cực chất phá nhũ. Người ta chia chất hoạt động bề mặt thành ba nhóm chính phụ thuộc vào bản chất hoá học của chúng : chất hoạt động anion, cation và không ion. a, Chất hoạt động bề mặt anion. Chất hoạt động bề mặt anion là chất phân ly trong dung dịch nước thành các ion (-), là phần hydro cacbon của phân tử các ion (+) kim loại hay H+. Các axit cacbonxillic và muối của chúng, alkyl sunfat (R-O .SO2ONa), alkyl sulfonat (R-SO3Na) và alkylaril (R-C6H4 -SO3Na) thuộc nhóm này. Contact đen trung hoà (HYK) là một loạt chất phá nhũ anion được sử dụng trước những năm 1960. Đó là muối của các sulfua axit tan trong nước thu được khí sulfo hoá, phân cất kero - gasoil, tách gudron axit, rửa và trung hoà bằng kiềm. Hiện nay HYK được thay thế hoàn toàn bằng các chất phá nhũ không ion. b, Các chất hoạt động bề mặt cation. Các chất hoạt động bề mặt cation trong dung dịch nước phân ly thành gốc tích điện (+) và ion axit tích điện (-). Các muối của các amin bậc 1, 2, 3 và muối amoni bậc 4 thuộc nhóm này. Ví dô: [R-NH3]+Cl- hay R NH2.HCl trong đó R - gốc chứa trung bình - 14 nguyên tử cacbon. Công thức chung của muối amoni bậc 4 là: a RN+ b X- (38) c Trong đó: + a, b, c: nhóm metyl, etyl hay benzil + X: nhóm halogien hay gốc metyl sulfat, etyl sulfat. Ví dụ: Chất hoạt động cation katamin A (P-alkil benzil tri etil amoni clorua). [ R CH2 -N(C2H5)3]+ Cl - Các chất hoạt động cation Ýt được sử dụng làm chất phá nhũ. c, Các hoạt động bề mặt không ion. Các chất hoạt động bề mặt không ion trong dung dịch nước không phân ly thành ion. Các chất hoạt động bề mặt không ion thu được bằng cách kết hợp oxy etilen với các hợp chất hữu cơ có nguyên tử hydro linh động; có nghĩa là chứa các nhóm - OH, - COOH, - SH, - NH2, CONH2, các chất ban đầu để tổng hợp chất hoạt động bề mặt không ion có thể là axit hữu cơ, rượu, phenol, mercaptan amin và amid của axit. Phản ứng oxietilen hoá xảy ra như sau: RH + H2C - CH2 à R CH2CH2OH O R CH2CH2OH + H2C - CH2 à R CH2CH2 - O - CH2CH2 - OH O Kết quả là: RH + n(H2C - CH2) à R (H2C - CH2)n H O O Các hoạt động bề mặt không ion trong dung dịch nước tạo hydrat nhờ liên kết hydro giữa nguyên tử hydro của nước và nguyên tử oxy của etes trong mạch polietilen glicol phân tử hydrat hoá có khả năng tan trong nước và khi đó phân ly thành ion ở mức độ thấp. Khi tăng mạch oxietilen, độ hoà tan của chất hoạt động bề mặt tăng. Để thu được chất có khả năng phá nhũ lớn nhất, cần đạt được tỷ lệ tối ưu nhóm ưa nước (hydrofil) và ưa dầu (liofil) được gọi là cân bằng ưa nước và ưa dầu (HLB). Tác động phá nhũ của chất hoạt động bề mặt còn phụ thuộc vào bản chất hoá học và gốc kỵ nước. Grifin đã đưa ra chỉ sè HLB của chất hoạt động bề mặt không ion theo công thức. HLB = 20 (39) Mh - là trọng lượng mol của phần hydrofil M - là trọng lượng phân tử của chất hoạt động bề mặt. Các chất hoạt động bề mặt có HLB 10 thể hiện tính hydro phil, khi chất hoạt động bề mặt thể hiện tính hydro phil quá mạnh thì giá trị HLB có thể lên đến 20. Các tài liệu cho thấy đối với các lĩnh vực áp dụng chất hoạt động bề mặt khác nhau, HLB có giá trị như sau: Lĩnh vực sử dụng HLB + Chất tạo nhũ loại W/O 3 ¸ 6 + Chất thấm ướt 7 ¸ 9 + Chất tạo loại dầu trong nước 8 ¸ 18 + Chất tẩy rửa 13 ¸15 Ngoài các chất hoạt động bề mặt không ion trên cơ sở các hợp chất hữu cơ được oxietilen hoá như axit béo oxietilen với C > 20, C > 25, ester, rượu béo oxi etilen hoá, alkyl fenol oxi etilen hoá (OP - 20) thì các chất phá nhũ hiệu quả nhất hiện nay là copolime khối oxialkylen - propylen hay butilen (phần kỵ nước) và oxietilen (phần ưa nước). Hiệu quả cao của chất phá nhũ loại này là do phần kỵ nước của chất phá nhũ không hướng sâu vào pha dầu mà lan truyền trên phần lớn bề mặt phân pha. Chính điều này giải thích sự tiêu tốn chất phá nhũ loại này rất Ýt khi phá nhũ dầu mỏ. Các chất phá nhũ đã được tổng hợp là các copolime khối của oxietilen và oxipropylen trên cơ sở axit béo, rượu và phenol 1 lần, 2 lần, etilen amin, etanolamin... các copolime khối có thể có các dạng công thức sau: a - Copolime khối có hai khối: kỵ nước (A), ưa nước (B) A - A - (A)m - A - B -