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

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

Lời nói đầu

Ngành công nghiệp dầu khí là một ngành mới hình thành và phát triển ở nớc ta,song đã chiếm một vị trí quan trọng trong nền kinh tế quốc dân Trong năm 1996,ngành dầu khí Việt Nam đã sản xuất đợc hơn 7 triệu tấn dầu thô thì năm 1997 đã sảnxuất đợc hơn 10 triệu tấn tức là tăng khoảng 14%, ngang tầm với các ngành khác Theokết quả thăm dò, nghiên cứu nhiều năm của các nhà địa chất trong nớc và nớc ngoài đãkhẳng định rằng lòng đất Việt Nam, kể cả thềm lục địa và các vùng trên đất liền cóchứa đựng một tiềm năng dầu khí hấp dẫn Hàng loạt các phát hiện thơng mại nối tiếpnhau đợc công bố đã chứng minh điều đó và đã lôi kéo các Công ty nớc ngoài đầu t vàoViệt Nam Công nghiệp dầu khí có thể là một ngành phát triển mạnh trong tơng lai Thực tếđó, đã đặt ra cho đội ngũ những ngời làm công tác kỹ thuật và các nhà sản xuất hàng loạtcác vấn đề hoàn thiện công nghệ khai thác xử lý và vận chuyển dầu khí, tiến tới khai thácsử dụng hợp lý, có hiệu quả nhất nguồn tài nguyên quý giá của đất nớc.

Dầu mỏ đang đợc khai thác ở thêm lục địa phía Nam bao giờ đa lên khỏi lòngđất cũng chứa một lợng nớc vỉa dới dạng nhũ Lợng nớc này càng tăng lên khi áp dụngcác phơng pháp thứ cấp, tam cấp, bơm ép nớc có phụ gia hoá phẩm để tăng hệ sốthu hồi dầu của mỏ Quá trình xử lý nớc tách ra khỏi dầu thô là không thể thiếu đợcđể đảm bảo cho chất lợng dầu thô xuất khẩu và trong tơng lai đảm bảo cho chất lợngnguyên liệu cho nhà máy lọc dầu.

Để thực hiện nhiệm vụ này ngời ta tiến hành thu gom dòng sản phẩm và bìnhchứa kết hợp với xử lý sơ bộ nhằm tách khí áp suất cao và tách bớt phần nớc cũng nhtạp chất khô chứa trong dòng sản phẩm Công đoạn này đợc thực hiện trên các giàncố định (MSP) Sau đó là công đoạn thu gom trên toàn mỏ để đa dầu đã xử lý thô từcác giàn về các trạm rót dầu không bến, kết hợp với việc xử lý triệt để, nhằm đạt dầuchất lợng thơng phẩm.

Nói chung công đoạn cuối cùng này rất phức tạp nhng nó quyết định đến giá trịtấn dầu Đồ án tốt nghiệp với đề tài: “Nghiên cứu các phơng pháp phá nhũ để nângcao hiệu quả xử lý nhũ tơng nghịch và sơ đồ công nghiệp, xử lý dầu trên trạm rót dầuở bến Chí Linh đã tổng hợp một số kết quả nghiên cứu, ứng dụng đang tiến hành trongviệc xử lý dầu khí Với sự giúp đỡ và hớng dẫn của PGS - PTS Hoàng Dung cùng toànthể các cán bộ của phòng thu gom vận chuyển và xử lý dầu khí của viện NCKH - TK dầukhí biển Bản đồ án đã đợc hoàn thành kịp thời và đúng quy định.

Kết cấu đồ án gồm:

Phần I - Tổng quan Mỏ dầu Vietsovpetro.Phần II - Thành phần tính chất dầu thô Mỏ VSPPhần III - Các lý thuyết về nhũ tơng.

Phần IV - Các phơng pháp tách nớc nhũ tơng W/O và công nghệ xử lý nhũ ơng trên trạm rót dầu không bến “Chí Linh”.

t-Phần V - Kết luận.

Đồ án liên quan nhiều đến thực tế, bên cạnh đó lại là lần đầu tiên tiếp xúc vớiviệc làm khoa học, nghiên cứu và xử lý tài liệu, hơn nữa trình độ và điều kiện có hạnnên cuốn đồ án này, không tránh khỏi những sai sót.Tác giả rất mong sẽ nhận đợc nhiềuý kiến quí báu của các thầy cô giáo cũng các độc giả và các bạn đồng nghiệp để đồán này đợc hoàn chỉnh hơn.

Nhân dịp này tôi xin bày tỏ lòng biết ơn đến các thầy đã trực tiếp hớng dẫn,các thầy cô khoa Dầu khí trờng Đại học Mỏ địa chất và các cán bộ Phòng khai thácvận chuyển viện NCKH- TK dầu khí biển xí nghiệp liên doanh VSP đã tận tình giúp đỡđào tạo mọi điều kiện cho tôi hoàn thành đồ án tốt nghiệp này.

Sinh viên: Lê Văn Tuấn.Hà nội 1999.

PhÇn I

Tæng quan má dÇu Vietsopetro.

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

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

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

t-2 Giao thông vận tải.

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

3 Dân c.

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

1 Giai đoạn trớc 1975.

Công cuộc tìm kiếm và thăm dò dầu khí trớc ngày Miền Nam giải phóng đợctiến hành bởi các Công ty dầu khí T Bản Kết quả cho thấy rằng có khả năng tìmthấy dầu khí trong tầng Kainozoi ở thềm lục địa Nam Việt Nam nói chung và mỏBạch Hổ nói riêng Mỏ dầu khí Bạch Hổ đợc công ty Mobil của Mỹ phát hiện bằngcác tài liệu địa chấn cho đến 1974 thì công ty này và một số công ty t bản khác tiếnhành khoan.

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

2 Giai đoạn 1975- 1980:

Sau ngày Miền Nam giải phóng, công cuộc tìm kiếm và thăm dò dầu khí vẫnđợc tiến hành, thăm dò địa chấn lại và khoan các giếng thăm dò trên mỏ Trên cơ sởtài liệu cũ trớc 1975, kết quả thăm dò các tuyến địa chấn và các giếng khoan trênkhu vực mỏ Bạch Hổ nói riêng và thềm lục địa Việt Nam nói chung, Hồ Đắc Hoàivà Ngô Trờng San đã báo cáo tổng hợp đầu tiên mang tên: “ Cấu trúc địa chất vàtriển vọng dầu khí thềm lục địa Nam Việt Nam”.

3 Giai đoạn 1980 - nay:

Xí nghiệp liên doanh “ Vietsovpetro” đợc thành lập vào 19/6/1981 Sự kiệnnày đánh dấu bớc phát triển mới rất quan trọng đối với ngành công nghiệp dầu khíViệt Nam, Nhà nớc Việt Nam giao cho xí nghiệp liên doanh “Vietsovpetro” nhiệmvụ “ Nhanh chóng tìm ra dầu mỏ khí đốt, đa vào khai thác sớm phục vụ cho nềnkinh tế quốc dân Xây dựng cơ sở vật chất kỹ thuật, đào tạo đội ngũ cán bộ quản lý,khoa học kỹ thuật, chuyên môn nghiệp vụ và công nhân lành nghề cho ngành dầukhí xây dựng và phát triển ngành dịch vụ dầu khí tại Việt Nam Chỉ 2,5 năm xínghiệp liên doanh “Vietsovpetro” còn phát hiện tại mỏ Bạch Hổ và ngày 26/6/1986tấn dầu đầu tiên đợc khai thác tại mỏ này, đó cũng là tấn dầu thô đầu tiên trên thềm lụcđịa tại Việt Nam Ngoài mỏ Bạch Hổ xí nghiệp liên doanh “Vietsovpetro” còn pháthiện ra mỏ Rồng và mỏ Đại Hùng Hai mỏ này hiện nay cũng đa vào khai thác.

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

thác thử công nghiệp mỏ Bạch Hổ thềm lục địa Việt Nam của viện nghiên cứu dầukhí Xahalin Theo tài liệu thiết kế này hệ thống khai thác mỏ là hệ thống 7 điểm vớikhoảng cách giữa các giếng là 600 x 600 m Đồng thời xét đến việc cần thiết phảixâydựng thêm 2 giàn cố định cho vòm Nam sau đó bản thiết kế này đợc Hội đồng“Vietsovpetro” đề nghị thay mạng lới 600 x 600 m thành mạng lới 400 x 400 m.Còn sơ đồ khai thác vòm Bắc thì sử dụng hệ bàn cờ 3 hàng 650 x 350 m.

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

Đối tợng I: Tầng 23 Mioxen hạ

Đối tợng II: Tầng VI, VII của Oligoxen hạ.Đối tợng III: Tầng VIII, IX, X của Oligoxen hạĐối tợng IV: Tầng I, II, III của Oligoxen thợng

Vào tháng 5 - 1987 các chuyên gia xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã vạchra sơ đồ vị trí giếng khoan theo mạng lới 3 hàng khối theo kích thớc 400 x 400 m.Khai thác các đối tợng I, II, III riêng biệt Thực hiện bơm ép nớc ở đối tợng I, cònđối tợng II, III có thể chung hoặc tách rời nhau.

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

+ Đối tợng I: Tầng 23, 24 Mioxen hạ

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

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

Phân bố giếng là 3 hàng 600 x 600 cho tầng Oligoxen hạ một hàng khối, 400x 400 m cho tầng Mioxen hạ Quỹ giếng đề nghị là 347 giếng trong đó có số l ợnggiàn khoan khai thác, số lợng giàn là 13 Do đó số lợng giàn quá cao làm ảnh hởngđến hiệu quả kinh tế, kỹ thuật khai thác mỏ, nên sơ đồ công nghệ này không đợcchấp nhận.

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

+ Đối tợng I: Các tầng 22, 23, 24 của tầng Mioxen hạ+ Đối tợng II: Các tầng I, II, III, IV, V của Oligoxen hạ+ Đối tợng III: Các tầng VI, VII, VIII, IX, X của Oligoxen hạ+ Đối tợng IV: Tầng móng.

Đến nay Vietsovpetro đã khai thác đạt 50 triệu tấn Dự kiến giai đoạn 19962000 sẽ đạt 49 triệu tấn, kế hoạch năm 1996 2000 là giai đoạn trực tiếp tục nângcao sản lợng dầu mỏ Bạch Hổ khai thác mỏ Rồng ở mức độ công nghiệp, hoàn thiệnhệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển khí đồng hành vào bờ tiến hành bằng bộ 3công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí và tận thăm dò nhằm bảo đảm gia tăng trữ l ợngtheo yêu cầu phát triển mỏ của xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro.

II Tiềm năng vùng mỏ:

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

Tầng 23 bao gồm bởi cát , bột kết phát triển hầu nh trên toàn bộ diện tích, ởmột vài khu vực đá chứa bị sét hoá đáng kể, mất tính dị dỡng, các thân dầu dạng vỉa,vòm có ranh giới dầu - nớc nhng vai trò quan trọng trong việc phân bố độ chứa dầulà đứt gẫy kiến tạo và màng chắn thạch học Đã phát hiện tất cả sáu thân dầu riêngbiệt Trong đó có 3 vòm Bắc, 2 vòm trung tâm và I ở vòm Nam.

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

Những giếng ở đới này cho thấy rõ những dấu hiệu có dầu và cho dòng dầukhông lớn Tuy nhiên cũng không thu đợc những dòng dầu công nghiệp, sau khithực hiện những biện pháp để khai thác giếng khoan và gọi dòng Rõ ràng ở đây cầnáp dụng phơng pháp mở vỉa bằng thuỷ lực, xử lý vùng cận đáy giếng bằng chất hoàtan ngăn chặn việc xâm nhập đang dịch vào vỉa lúc mở vỉa.

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

III Sơ lợc địa chất vùng mỏ.

Mỏ Bạch Hổ nằm trong khu vực bồn trũng Cửu Long thuộc thềm Sunda,thềm lớn nhất trong số các bồn ven phía Tây nam Thái Bình Dơng Sự hình thànhcấu trúc hiện tại của Sunda gắn liền với ba chu kỳ tạo địa hào Vifơ, bắt đầu từ giaiđoạn Kreta muộn Sự mở rộng phụ bồn Tây Nam trong đó có thềm lục địa Việt Namxảy ra vào chu kỳ thứ nhất (Paleoxen muộn).

Khi đã hình thành phức hệ Vifơ ( Lioxen muộn Olioxen) gắn liền với vùngtạo địa hào Vifơ Ven biển trong điều kiện hoạt động kiến tạo mạnh hơn Tốc độ sụtlún đạt tốc độ cực đại vào thời kỳ Olioxen sớm, chu kỳ thứ 2 (Mioxen đệ tứ) đặc tr -ng bởi sự sụt lún của thềm bỉên và sự thành tạo các bể trầm tích lớn Nằm xen kẽ vớicác đối năng có móng nền Kainozoi.

Hoạt động mác ma chính trong thời kỳ Kainozo muộn có tác động nhất địnhđến kiến trúc cấu tạo chung của thềm lục địa Nam Việt Nam Chỉ riêng phần TâyBắc của vùng trũng Cửu Long có tổng diện tích các phần phủ Bazan và Andezit đạttới 1 triệu km3 với độ dày không lớn lắm Khác với bồn trũng khác trong thềmSunda trũng Cửu Long (bể trầm tích) bị tách biệt hẳn ra và nằm ở sờn địa khối ổnđịnh (Inđonesia) bán đảo Đông Dơng Trong cấu trúc của bồn trũng có chứa phức hệtrầm tích lục nguyên có nguồn gốc châu thổ và có tuổi từ Lioxen đến hiện đại, bềdày cực đại 7 km Tổng thể tích bồn trũng này là 150.000 km3.

Từ năm 1967, cấu trúc địa chất của bồn trũng Cửu Long đợc tăng cờngnghiên cứu bằng các phơng pháp địa vật lý Sau giải phóng miền Nam vào năm1979, Liên đoàn địa chất biển Liên Xô (cũ) đã thực hiện 29 nghìn km tuyến bằngphơng pháp điểm xạ, phơng pháp sâu chung Mật độ các mạng địa chấn trong phạmvi của Liên doanh dầu khí Vietsovpetro là 1,2 km tuyến trên 1 km.

Trên cơ sở thăm dò địa chấn, kết hợp với kết quả khoan sâu trên 6 đới nângtrong phạm vi của bồn trũng Cửu Long đã phân tích đợc thành phần kiến tạo bậc 2có phơng Đông Bắc Đó là đới nâng trung tâm bậc 3: Đồng Nai, Tam Đảo Và cócác Munđa (hố sụt) Định An, Trung tâm Nam Cửu Long cũng nh đới nghiêng TràTân có cấu tạo bồi bậc 2 lại bị chia bởi một loạt các đới nâng bậc 3 Chúng là cấutạo không đối xứng, bị phân cách bởi các đứt gãy thuận Cấu tạo mỏ Bạch Hổ thuộcđới nâng Trung tâm Ngoài cấu tạo này, trong bồn trũng Cửu Long còn phát hiện ra22 đới nâng khác có triển vọng dầu khí.

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

Các vỉa tìm đợc thuần tuý chứa dầu theo cấu tạo vỉa lồi phức tạp hoá bởimàng chắn kiến tạo và địa tầng Mặt tiếp xúc dầu - nớc ở các vỉa này đợc quy ớc đặtở độ sâu tuyệt đối thấp nhất chứa dầu ổn định Mặt tiếp xúc dầu nớc ở vòm Bắc cóđộ sâu là 2813 m  2860 m, vòm Nam 2824  2876 m Ranh giới dầu nớc ở tầng vỉaOligoxen hạ (V - X) quy ớc ở 4348 m Vỉa dầu ở tầng Mioxen phức tạp hơn về cấu tạothể hiện sự không đồng nhất và dạng thấu kính của tầng chứa Đặc trng của tầng này làáp lực dị thờng vỉa cao bằng 1,6  1,7 lần áp suất cột thuỷ tĩnh.

II Tính chất cơ lý cuả đất đá.

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

Tầng 1: Có độ sâu từ 0 520 m đất đá có tỷ trọng là:2,65 g/cm3, độ chứa sétlà 30%, giới hạn bền là 4 8 kg/cm3, độ cứng đất đá 5  7, còn ở sét là 1 1,5, tầngnày là tầng đất đá mềm và bở rời.

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

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

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

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

- Tỷ trọng đất đá: 2,1  2,4 g/cm3

- Độ lỗ rỗng: 12  24% - Độ chứa sét: 70%

- Giới hạn bền: 15  20,5 g/cm3

III Độ chứa dầu

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

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

(m) Loạicolletor

Parafin (m

3/nđ) Yếu tố khí(m3/m3)

Hệ sốnénĐiều

kiện vỉa

Sau khitách khí2990 3020

3060 30903090 42204220 4270

(đơn vị)

áp suất giảmcho phép mở

vỉa (at)2885 2935

3165 32153405 34153455 35153535 35653565 35853625 36953695 37153715 3785

V - Độ chứa nớc của các collectror

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

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

- Theo nhiệt độ cao nhất nằm trong vùng trung tâm mỏ Gradien địa nhiệt là 3,70.- Grandien địa nhiệt vòm Bắc: 3,40 Nói chung không có dị thờng địa nhiệt.- Grandien địa nhiệt vòm Nam: 2,20

+ áp suất vỉa: - Mioxen hạ =1,027

- Oligoxen trên: 1,637  1,727.- Oligoxen dới: 1,137

Gi¶m ¸p khithö vØa (at)2788282

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

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

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

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

Chơng IV

Tình hình khai thác ở mỏ xí nghiệpliên doanh Vietsovpetro và những kinhnghiệp thu gom, vận chuyển và xử lý dầu

ngoài khơi trên thế giới.

I - Tình hình khai thác dầu khí của VSP.

Mỏ Bạch Hổ đợc đa vào khai thác công nghiệp vỉa Mioxen dới năm 1986,Oligoxen dới năm 1987, và tầng móng năm 1988 Trình đến quý I năm 1997, Xínghiệp liên doanh Vietsovpetro đã có hơn 130 giếng, 74% giếng khai thác, 17%giếng bơm ép, 5% giếng quan sát và 4% giếng hủy Trong 100% giếng khai thác chỉcó 64% giếng khoan tự phun, còn lại 3% giếng khai thác theo chu kỳ, 14% giếng ngừngphun và 19% giếng khai thác bằng cơ học Tính từ lúc khai thác đến quý ba năm 1997,toàn mỏ khai thác đợc 50 triệu tấn dầu, 780 tấn nớc, 8 tỉ m3 khí đồng hành, đã bơm épkhoảng 24 triệu tấn nớc vào vỉa nhằm mục đích duy trì áp suất vỉa.

Năm 1997 là năm thứ 2 chúng ta sử dụng khí đồng hành của mỏ Bạch Hổ vàRồng để chạy các tua bin khí phát điện ở Bà Rịa, lợng khí đa vào bờ xấp xỉ khoảng4 triệu m3/ngđ (1000 m3 khí có nhiệt trị xấp xỉ bằng 1000 kg = 1 tấn nhiên liệulỏng) Vùng mỏ Bạch Hổ tiếp tục có những giếng khoan gặp dầu và khí, khẳng địnhtriển vọng rất tốt đẹp.

Ngay từ đầu năm 1997 phải nâng công suất đa khí đồng hành mỏ Bạch Hổ Rồng vào bờ khoảng 2 triệu m3/ngđ để phục vụ tổ máy đầu trên của nhà máy nhiệtđiện Phú Mỹ II Giữa năm 1997 dự kiến giàn nén trung tâm tại mỏ Bạch Hổ sẽ đợclắp ráp xong và sản lợng khí vào bờ lúc đó sẽ là 4 triệu m3/ngđ.

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

Những năm gần đây việc khai thác thiết kế của mỏ dầu khí ở thềm lục địa vàbiển sâu trên thế giới đã tăng đáng kể Khai thác dầu không chỉ từ các giàn cố định(Vịnh Mehico, Đại Tây Dơng, Biển Bắc) mà còn từ những đảo nhân tạo (thềm lụcđịa California) Độ sâu khác nhau của biển, khí hậu, và những tính chất lý hoá củadầu để lại những nét đặc trng trên các sơ đồ công nghệ thu gom và xử lý sản phẩmcủa giếng.

1 Mỏ West - Willington (Mỹ).

Dầu đợc khai thác từ 4 đảo nhân tạo, sản phẩm từ các giếng khoan đợc đa rađảo Tại đây tiến hành tách khí bậc 1 đợc dẫn đến ngời tiêu thụ, còn dầu lẫn nớc vớikhí còn sót lại đợc bơm vào hệ thống ngầm vào bờ Tại đây dầu sẽ đợc xử lý tới điềukiện tiêu chuẩn Các đảo nối với đất liền bằng 5 ống dẫn: 2 ống dẫn dầu, 2 ống dẫnkhí và một ống dẫn ngợc chất thải.

2 Mỏ Ekarix (Nauy).

Mỏ Ekarix của khu vực Nauy thuộc Biển Bắc cách bờ 290 km, độ sâu biển 73m Trong giai đoạn đầu của quá trình khai thác mỏ sản phẩm của giếng khoan đợctách 2 bậc ở giàn và đo Dầu chỉ đợc khai thác trong giai đoạn chất tải lên tầu chứa.Khí đợc đốt ở hệ thống đốt.

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

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

3 Mỏ Bazil.

ở vùng Campos (Riode Janerio) có 9 mỏ khai thác Độ sâu mức nớc biển là150 m, cách bờ 80 km Hỗn hợp dầu khí theo đờng ống dẫn đến trạm thu gom đợclắp đặt trực tiếp trên tầu chứa dầu Trạm thu gồm hai bình tách xả khí nớc (3 pha) vàmột bình đo, hai máy tách nớc bằng điện, một thiết bị làm sạch nớc và hai bể chứadầu thơng phẩm Công suất của trạm thu gom sản phẩm 1400 m3/ngày Việc vậnchuyển sản phẩm vào bờ đợc thực hiện vào bằng các tàu chở dầu.

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

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

4 Nhóm mỏ ở vịnh COOK (ALASKA).

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

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

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

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

PhÇn II

Thµnh phÇn, tÝnh chÊt vµ ph©n lo¹idÇu th«

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

nguyên tố cấu tạo nên: hydro và cacbon.

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

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

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

+ Nhóm hydro cacbon parafinic (CnH2n + 2)

Nhóm này có cấu trúc mạch thẳng và mạch nhánh chiếm từ 50  70% ởđiều kiện bình thờng Hydro cacbon có cấu tạo mạch từ C1  C4 ở trạng thái khí, từC5  C16 ở trạng thái lỏng, > C17 ở trạng thái rắn (dạng tinh thể).

+ Nhóm Hydro cacbon Naptennic (CnH2n).

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

ở trạng thái khí, C5  C10 ở trạng thái lỏng, > C11 ở trạng thái rắn.+ Nhóm Hydro cacbon Anomatic (CnH2n - 6)

Nhóm này có mặt trong dầu thô dới dạng các dẫn xuất của benzen, chiếm từ1  2% thành phần dầu thô.

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

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

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

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

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

II - Các tính chất vật lý của dầu mỏ.

Đôi khi ngời ta cũng sử dụng một đơn vị so sánh nữa của dầu đó là tỷ trọng ơng đối Xác định tỷ trọng tơng đối của dầu theo nhiệt độ tiêu chuẩn nh sau:

t-4T = 420 -  (T - 20); (2)4T - Tỷ trọng tơng đối của dầu ở nhiệt độ T.

 - Hệ số thay đổi tỷ trọng theo nhiệt độ, khi nhiệt độ thay đổi 10C thì  = 0,0174.Đối với sản phẩm giếng bao giờ cũng chứa một hàm lợng nớc nhất định Khiđó xác định khối lợng riêng phải tính đến sự ảnh hởng của nớc Công thức tính nhsau:

h = 0 (1 - w) + w.) + w) + w w) + w.; (3)h: Khối lợng riêng của hỗn hợp dầu nớc;

0: Khối lợng riêng của dầu;w) + w.: Khối lợng riêng của nớc;

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

2 Độ nhớt tuyệt đối  .

Độ nhớt tuyệt đối là tính chất của chất lỏng, nó đặc trng cho khả năng cản lạisự chuyển động tơng đối giữa các hạt chất lỏng với nhau trong môi trờng chất lỏngđó.

Độ nhớt của dầu thô càng cao thì quá trình vận chuyển thu gom càng gặpnhiều khó khăn, nhất là việc tính toán áp suất tái khởi động bơm.

Độ nhớt dầu phụ thuộc vào nhiều yếu tố: Nhiệt độ áp suất, thành phần hoáhọc Việc xác định độ nhớt của một loại dầu phải căn cứ vào mô hình đờng congchảy của nó Nghĩa là phải xác định đợc loại dầu đó là chất lỏng New) + w.tơn hay PhiNew) + w.tơn Sau đó dựa vào phát triển đặc tính lu biến của chất lỏng đã xác định để tínhtoán độ nhớt.

Khoa Dầu Khí17

0

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

- Khi dầu là chất lỏng New) + w.tơn (Hình 2, đờng 1) thì việc xác định độ nhớtđộng lực học không gặp khó khăn Thông qua phơng trình New) + w.tơn:

 =  Rút ra:  = = tg  (4): ứng suất trợt, Pa.

: Độ nhớt động lực học của dầu thô; PaS.: Vận tốc trợt, S -1

- Khi chất lỏng dầu là Phi New) + w.ton thì việc xác định  rất phức tạp, tuỳ theomô hình đờng cong chảy đã xác định đợc trên đồ thị biểu diễn mối quan hệ  với du/dr mà tính toán cụ thể:

+ Chất lỏng giả dẻo: (mô hình OST WALD) (đờng 2, hình 2) Mô hình này

có phơng pháp lu biến nh sau:

 = * ()n; n < 1 (5)*: Độ nhớt động lực học của chất lỏng giả dẻo:

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

+ Chất lỏng nhớt dẻo (mô hình Bingham) đờng 3, hình 2 Mô hình này có ơng trình lu biến nh sau:

ph- = ph-0 + ** (6)**: Độ nhớt động lực học của chất lỏng nhớt dẻo.

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

 = 0 + *** ()n; n < 1 (7)***: Độ nhớt động lực học của chất lỏng nhớt dẻo không tuyến tính.0: ứng suất trợt động.

st: ứng suất trợt tĩnh, dựa vào st để tính áp suất khởi động để phá trạng tháitĩnh ban đầu.

p: ứng suất trợt tơng ứng với mạng cấu trúc của dầu thô bị phá vỡ hoàn toàn.Do độ nhớt phụ thuộc rất nhiều vào nhiệt độ, qua nghiên cứu và thực nghiệmngời ta đã đa ra đợc công thức tổng quá biểu diễn sự phụ thuộc này nh sau:

 = K eu (T = T0) (8)T, T0 là

K, u là các hệ số thực nghiệm rút ra đợc khi đo độ nhớt của dầu ở các nhiệtđộ khác nhau.

Theo kết quả thực nghiệm của Viện NIPI với đối tợng nghiên cứu là dầu thômỏ Bạch Hổ thì các giá trị K, u trong các khoảng nhiệt độ là nh sau:

T > 600C  = 0,006 e - 0,01 T

380C < T  610C  = 0,03 e - 0,04 T

3 Nhiệt độ đông đặc:

Nhiệt độ đông đặc của dầu thô là nhiệt độ tại đó dầu thô mất đi tính linhđộng Nhiệt độ đông đặc của dầu thô phụ thuộc vào thành phần của nó, trong đó cácthành phần nh parafin, nhựa Asphanten có ảnh hởng quyết định tới nhiệt độ đôngđặc của dầu Đây là tính chất có ý nghĩa quan trọng trong công nghệ vận chuyển vàxử lý dầu thô.

Các công thức trên là các công thức thực nghiệm đợc 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 mặtchung của hai chất lỏng khác nhau về tỷ trọng Khi hai chất lỏng này đợc trộn vàonhau mà không hoà tan vào nhau Có thể giải thích sức căng bề mặt của chất lỏngbằng các lý thuyết cơ chất lỏng nh 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 mặttiếp xúc giữa hai chất lỏng khác nhau sẽ xuất hiện sự chênh lệch về lực Chất lỏngcó lực phân tử mạnh hơn sẽ đẩy chất lỏng kia làm xuất hiện lực căng bề mặt nhằmmục đích thu nhỏ diện tích tiếp xúc Lực căng mặt ngoài tại diện tích tiếp xúc đợc

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

 = (13)

6 Nhiệt dung riêng (C):

Nhiệt dung riêng là nhiệt lợng cung cấp cần thiết để làm 1 kg dầu tăng lên10C Đơn vị là J/kg 0C Nhiệt dung riêng của dầu phụ thuộc vào nhiệt độ và hàm l-ợng 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 lợng riêng của dầu ở 200C

T  280C P = 0,197 e-0,0312 T.Nếu kể đến ảnh hởng của nớc thì theo công thức

C = (1 - w) + w.) C0 + w) + w Cw) + w. (15)Cw) + w.: Nhiệt dung riêng của nớc.

1 ảnh hởng của quá trình kết tinh parafin.

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

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

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

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

độ parafin rắn hoà tan giữa các vùng Tốc độ parafin rắn hoà tan khuếch tán từ nơicó nồng độ cao đến nơi có nồng độ thấp đợc tính theo công thức của Fick:

m = -  D dc/dr = -  D dc/dT dT/dr (16)

m: Tốc độ khối lợng phần tử parafin rắn hoà tan khuếch tán từ nơi có nồng độcao (tâm ống) đến nơi có nồng độ thấp (thành ống) (Kg/sm2).

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

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

B: Hằng số đối với mỗi loại dầu.

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

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

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

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

chế khuếch tán các tinh thể parafin rắn còn có xu hớng chuyển động theo dòngchảy Lớp chất lỏng gần thành ống chuyển động kéo theo các hạt parafin kết tinhtrên thành ống làm chúng trợt trên nhau tạo nên sự phân bố chồng chất, do vậy gọiđây là sự phân tán trợt Cơ chế này không tạo nên sự kết tinh mà chỉ tạo nên sự lắngđọng các parafin đã đợc kết tinh ở cơ chế khuếch tán Do vậy sự hình thành lắngđọng parafin kết tinh theo cơ chế này kém bền vững hơn so với kết tinh parafin theocơ chế khuếch tán Cơ chế phân tán trợt phụ thuộc vào tốc độ trợt, hình dáng hạtparafin kết tinh.

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

tan luôn chịu tác động của trọng lực Tác động này làm cho chúng chuyển động rơitrong môi trờng dầu gây nên sự lắng đọng ở thành ống dới Tốc độ lắng đọng parafincủa các phần tử parafin rắn hoà tan tỷ lệ nghịch với tốc độ dòng chảy Do vậy ở đầucác tuyến ống, năng lợng dòng chảy lớn do cha có tổn thất thuỷ lực, tốc độ lắngđọng parafin thấp nên khối lợng lắng đọng bao giờ cũng nhỏ hơn so với đoạn cuốiống dẫn, vì ở đây năng lợng dòng chảy thấp hơn do tổn thất dọc đờng cộng với tổnthấ cục bộ (nếu có) Dẫn đến tốc độ lắng đọng của parafin rắn hoà tan lớn hơn.

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

Ngoài ra còn phải kể đến yếu tố độ nhám thành trong của ống Đây là yếu tốcó ảnh hởng lớn tới quá trình kết tinh - lắng đọng parafin, bởi vì chính độ nhámthành ống gây cản trở dòng chảy, làm cho các hạt tinh thể parafin bị lu lại tạo thànhmầm kết tinh thúc đẩy kết tinh xảy ra nhanh hơn.

2 ảnh hởng của thành phần nhựa Asphanten:

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

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

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

khối lợng cũng lớn hơn dầu.

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

Asphanten có nhiệt độ đông đặc thấp hơn dầu.

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

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

- Làm tăng độ nhớt của dầu: Do nhựa và Asphanten có độ nhớt cao hơn dầu.- Làm tăng khả năng tạo cốc của dầu: Thành phần nhựa - Asphanten là

thành phần chính tạo ra cốc trong quá trình chế biến dầu sau này Thành phần cốnày làm ngăn cản sự hoạt tính xúc tác trong quá trình chế biến dầu mỏ Hạn chế traođổi nhiệt trong thiết bị gia nhiệt xử lý nhũ tơng.

- Làm tăng độ bền của nhũ tơng nớc trong dầu, gây khó khăn cho việc tách ớc khỏi dầu Nguyên nhân là do nhựa và Asphanten là các chất phân cực, chúngkhông tan trong nớc mà chỉ tan trong dầu Bản thân chúng lại là các chất hoạt độngbề mặt và chứa các thành phần háo nớc, cho nên xuất hiện các hạt nhũ nớc chúngbao quanh hạt nhũ tạo thành lớp màng bền vững Độ bền của lớp màng tăng theothời gian do sự lão hoá của nhựa và Asphanten Bởi vậy xử lý nhũ tơng để tách nớcphải đợc tiến hành càng sớm thì càng đạt hiệu quả cao.

n-Chơng II

Phân loại dầu mỏ

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

I - Phân loại dầu mỏ theo thành phần hoá học

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

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

- Dầu thô họ parafinic.- Dầu thô họ Naphenic.- Dầu thô họ Aromatic.

(Nghĩa là ở phân đoạn dới 3500C thì dầu chứa trên 75% Khối lợng của họhydro cacbon nào mang họ hydro cacbon đó).

Trong đó mỗi loại họ lại đợc phân thành từng loại tuỳ theo yêu cầu côngnghệ Ví dụ: dầu thô parafinic đợc phân thành ba loại chính:

+ Dầu thô loại A: Hàm lợng parafin chiếm từ 0,2  1% đông đặc ở - 200C trong đó lại phân thành A1, A2, A3, A4

+ Dầu thô loại B: Hàm lợng parafin chiếm từ 1  3% đông đặc ở -100C.+ Dầu thô loại C: Hàm lợng parafin chiếm 4  14% đông đặc ở nhiệt độ25  400C

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

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

Theo phơng pháp này phải phân tích hàm lợng của từng họ hydro cacbontrong phân đoạn từ 2500C  3000C kết hợp với việc xác định hàm lợng parafin rắnvà hàm lợng Asphanten trong dầu Sau đó đối chiếu với bảng 4 để phân loại.

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

Hàm lợng hydro cacbon trongđoạn 2500C  3000C

Hàm lợng trong dầu thô

Họ dầu mỏ

ParafinicNaphtenicAromaticParafin rắnAsphanten

Họ Parafinic 46 - 61 23 - 32 12 - 25 1,15 -10 0 - 6Họ Parafimo -

Naphtenic 42 - 45 38 - 39 16 - 20 1 - 6 0 - 6Họ Naphenic 15 - 26 61 - 76 8 - 13 0 - 6Họ parafin -

Naphtenno - Aromatic 27 - 35 36 - 47 26 - 33 0,5 - 1 0 - 10Họ Naphteno -

Aromatic 6 - 8 57 - 58 20 - 25 0 - 0,5 0 - 20

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

Theo phơng pháp này phải đo tỷ trọng tơng đối (d1415) ở phân đoạn 2500C 3500C của dầu thô trớc và sau khi xử lý với axit sunfuric Sau đó so sánh các giá trịvề tỷ trọng đã đo đợc với bảng 5 để phân loại.

Bảng 5 - Hàm lợng các hydro cacbon trớc và sau xử lý H2SO4.

Họ dầu mỏTỷ trọng phân đoạn 250

0C  3000C d1415

Trớc xử lý H2SO4Sau xử lý H2SO4

Họ Parafinic 0,825  0,835 0,800  0,808Họ Parafino - Naphtenic 0,839  0,851 0,818 0,828Họ Naptenic 0,859  0,869 0,841  0,863Họ Parafino - Naphteno - Aromatic 0,817  0,869 0,813  0,841Họ Naphtenic - Aromatic 0,878  0,890 0,844  0,866

3 Phơng pháp phân loại dầu của viện dầu mỏ Mỹ theo phơng phápnày, tiến hành chng cất dầu thô theo hai phân đoạn:

Họ Naphtenic > 0,8602 > 0,9340

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

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

T: Nhiệt độ sôi trung bình của dầu thô, tính theo độ Rankin OR = 1,8 (t0C + 273,15)

d: Tỷ trọng dầu thô xác định ở 600F (15,60C) so với nớc cùng t0 d15,615,6

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

Họ Parafinic 13  12,15Họ trung gian 12,10  11,5Họ Naphenic 11,45  10,5

II - Phân loại theo tính chất vật lý.

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

Dầu rất nhẹ : 0,75 <  < 0,82 g/cm3.Dầu nhẹ : 0,82 <  < 0,88 g/cm3.Dầu nặng : 0,88 <  < 1,0 g/cm3.

1 Dầu thô mỏ Bạch Hổ thuộc loại dầu nhẹ.

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

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

Chứa rất ít lu huỳnh, kim loại nặng và hợp chất với nitơ Hàm lợng lu huỳnhtrong dầu thô mỏ Bạch Hổ chỉ chiếm từ 0,04  0,1% khối lợng, thấp hơn rất nhiềucho dầu thô đợc xếp vào loại ít lu huỳnh (0,5%) dầu thô ít lu huỳnh có giá trị caotrên thị trờng Tổng hàm lợng các kim loại nặng trong dầu thô mỏ Bạch Hổ chỉchiếm khoảng 1,1 Ppm theo khối lợng Hàm lợng các hợp chất với nitơ trong dầu thômỏ Bạch Hổ chiếm từ 0,035  0,067%.

3 Dầu thô mỏ Bạch Hổ chứa nhiều Hydro cacbon parafin trong cácphân đoạn trung bình và cặn.

Hàm lợng hydro cacbon parafin trong phân đoạn trung bình (kenozen vàdiezen) lên đến 30%, còn phần cặn lên đến 50% Sự có mặt của parafin với hàm lợngcao sẽ làm tăng nhiệt độ đông đặc của dầu, tăng độ nhớt, gây khó khăn cho quátrình vận chuyển, tàng trữ.

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

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

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

- Dầu thẬ mõ Rổng cọ tỹ trồng nợc vẾ dầu thẬ giảm, sé dẫn tợi giảm tộc Ẽờl¾ng tÌch nợc ườ nhợt lợn cũa dầu thẬ khẬng nhứng lẾm hỈn chế sỳ va chỈm vẾ kếthùp cÌc giồt nợc mẾ còn lẾ trỡ lỳc trong quÌ trỨnh tÌch l¾ng nợc ườ nhợt cao cònlẾm giảm tộc Ẽờ hấp phừ chất phừ gia phÌ nhú tràn bề mặt cÌch pha Do Ẽọ trongcẬng nghệ phÌ nhú cần gia nhiệt Ẽể lẾm giảm Ẽờ nhợt xuộng dợi 10 cSt.

- Dầu thẬ mõ Rổng cọ hẾm lùng ion kim loỈi thấp: tột cho quÌ trỨnh phÌ nhú.

Bảng 9 - Bảng Ẽặc tÝnh lý hoÌ cũa dầu thẬ mõ Rổng dủng Ẽể nghiàn cựu nhú.

TÝnh chất cÈ bản cũa dầu thẬ Kết quả phẪn tÝch

Mẫu 1 Mẫu 2 Mẫu 3 Mẫu 4 Mẫu 5

Khội lùng riàng ỡ 200C, g/ml 0,8640 0,8752 0,8421 0,8418 0,9156ưiểm chảy, 0C + 30 + 33 + 30 + 30 + 27ườ nhợt Ẽờng hồc ỡ 500C, cSt 14,66 10,46 19,48 8,96 38,9ườ nhợt Ẽờng hồc ỡ 700C, cSt 7,47 4,92 10,23 4,97 21,6HẾm lùng nợc % KL 0,7 0,9 1,1 Vết 43HẾm lùng tỈp chất cÈ hồc % KL 0,044 0,026 0,014 0,017 1,27HẾm lùng muội NaCl, mg/Kg 95 126 159 37 23100Chì sộ axit m KOH/g 0,06 0,047 0,36 0,041 0,17HẾm lùng Asphanten % KL 3,6 1,02 2,42 2,15 11,78

Chì sộ hấp phừ Ình sÌng cũa

Asphanten 11381 16536 16827 15578 21591HẾm lùng nhỳa Silicagen, % KL 12,33 4,97 10,60 16,60 9,52Hệ sộ hấp phừ Ình sÌng cũa nhỳa 3100 2485 2774 2670 3262HẾm lùng farafin r¾n % TL 23,40 21,98 18,17 22,59 10,29Nhiệt Ẽờ nọng chảy cũa parafin, 0C 59 58 58 57 62Hệ sộ hấp phừ Ình sÌng cũa dầu thẬ 748 263 736 535 1947Trồng lùng phẪn tữ 283,17 260,15 294,42 260,46 423,65ThẾnh phần nguyàn tộ

- HẾm lùng Cacbon % KL 85,25 84,35 85,43 85,15 - HẾm lùng Hydro % KL 13,31 13,70 13,18 13,66 HẾm lùng Lu huỷnh % KL 0,113 0,073 0,066 0,071 0,12HẾm lùng Vanadi, PPm - 0,17 - 0,24 0,44HẾm lùng Niken, PPm - 3,68 - 2,93 8,12

-* Tọm lỈi: Qua nghiàn cựu vẾ phẪn tÝch thẾnh phần, tÝnh chất dầu thẬ mõ

Rổng vẾ BỈch Hỗ cũa viện NIPI ta thấp cọ cÌc vấn Ẽề sau:

+ Dầu thẬ ỡ ẼẪy cọ hẾm lùng parafin cao dẫn Ẽến nhiệt Ẽờ ẼẬng Ẽặc cao nànkhọ khẨn vận chuyển, bền nhú.

+ ThẾnh phần cÌc tỈp chất trong dầu thẬ ỡ ẼẪy Ẽều thấp hÈn tiàu chuẩn chophÐp Duy nhất cọ hẾm lùng nợc lẾ cao hÈn tiàu chuẩn cho phÐp.

+ HẾm lùng chất keo nhỳa Asphanten cúng gẪy ra Ẽờ bền nhú.

+ ườ nhợt cũa dầu ỡ ẼẪy cúng cao gẪy ra giảm tộc Ẽờ l¾ng tÌch nợc, giảm tộcẼờ hấp phừ chất phừ gia phÌ nhú tràn bề mặt cÌch pha.

Từ các tính chất đặc trng trên, chúng ta biết để tách nớc trong dầu nhằm đạtgiá trị thơng phẩm Đây là vấn đề rất quan trọng, vì nó quyết định đến giá thành dầuthô vì nớc trong dầu sẽ làm mòn thiết bị chế biến dầu, làm tăng chi phí vận chuyển.Để tách nớc khởi đầu có nhiều phơng pháp nhng vì khi dùng nhiệt độ ta sẽ giảm đợcđộ nhớt, độ đông đặc của dầu Ngoài ra còn có những phơng pháp phá nhũ nh trọnglực, điện Trong đồ án này tác giả sẽ dựa trên tính chất của dầu thô mỏ Bạch Hổ vàRồng để nghiên cứu các phơng pháp phá nhũ (xử lý nớc trong dầu) nhằm có dầu thôđạt giá trị thơng phẩm Cụ thể đồ án này sẽ nghiên cứu các vấn đề cơ bản sau:

+ Lý thuyết về nhũ tơng.

+ Các phơng pháp phá nhũ tơng

+ Xử lý nhũ tơng W/O UBN “Chí Linh”.

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

PhÇn III

C¸c lý thuyÕt vÒ nhò t¬ng

Chơng I

Sự hình thành và ổn định nhũ dầu mỏ

I - Giới thiệu chung.

Hầu hết dầu mỏ đợc khai thác trên thế giới đều kèm theo nớc dới dạng nhũ ơng và cần xử lý chúng.

t-Ngay ở nhiều mỏ khi hình thành không có nớc nhng sau thời gian khai thác nớcsẽ xâm nhập vào từng điểm của vỉa đạt tới hàm lợng cần phải xử lý Hàm lợng nớctrong dầu ở các nơi khác nhau là khác nhau, nó dao động từ 1%  trên 90%.

Để hạn chế cho các công đoạn nh: Vận chuyển, xử lý nớc, chi phí do ăn mònthiết bị, chi phí bảo d ỡng và sửa chữa thiết bị khách hàng mua dầuthờng đa ra tiêu chuẩn những giới hạn tiêu chuẩn về hàm l ợng nớc vàtạp chất cơ học (BS & W) chứa trong dầu th ơng phẩm Tuỳ theo đặcđiểm của từng khu vực mà giới hạn tiêu chuẩn BS & W dao động từ0,2  3% và tất nhiên đi kèm với dao động của BSTW là dao động củagiá cả Trong tổng hàm l ợng BS & W thì n ớc th ờng chiếm u thế hơnthành phần tạp chất cơ học là cát, bùn sét, cặn gỉ kim loại và các phầnkết tủa đ ợc phân rã từ các chất rắn khác Thành phần n ớc trong dầuthô thờng ở dạng nhũ t ơng bền vũng nên không thể chuyển dầu tớinhững kho chứa bình th ờng đợc mà phải sử dụng những ph ơng pháp xửlý nhũ để tách chúng ra thành thể tự do.

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

Trong hầu hết các dạng nhũ tơng của dầu mỏ thì nớc thờng là pha phân tán.Những giọt nớc đợc tạo thành có dạng hình cầu do sức căng bề mặt phân giới buộcchúng phải co lại để giảm diện tích của bề mặt tiếp xúc với dầu Đó là nhũ tơng nớctrong dầu và đợc quy vào dạng nhũ tơng bình thờng (nhũ tơng thuận) Dầu cũng cóthể phân tán vào nớc và đợc quy vào dạng nhũ tơng nghịch Hình dáng nhũ tơng nàyđợc biểu diễn trên hình 2

Nhũ tơng đôi khi cũng chuyển đổi trạng thái để tồn tại dới dạng hỗn hợp.Cũng có thể tồn tại cùng một lúc nhũ tơng nớc trong dầu và dầu trong nớc nh ở giaiđoạn đầu hình thành đang còn tồn tại những giọt nớc kích thức lớn Nhng khi sựxung động trong dòng chảy tăng lên sẽ làm chúng chuyển thành thể siêu nhỏ Lúcnày nếu nh dạng nhũ tơng nớc trong dầu mới đợc hình thành thì nhũ tơng là dạng n-ớc trong dầu trong nớc (w) + w.ater in oil in w) + w.ater emulsion) Dạng này có thể tạo nên domột thể tích nhỏ của nhũ tơng gốc nớc trong dầu bị bao bọc bởi một lớp màng nớc.

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

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

1 Sự hình thành nhũ.

Phần lớn dầu thô đợc khai thác dới dạng nhũ mà chủ yếu là nhũ nớc trongdầu (N/D) Loại nhũ này thờng rất bền và khó phá Đa số các nhà nghiên cứu chorằng trong điều kiện vỉa hầu nh không thể phân tán dầu khí nớc, chúng chỉ bắt đầutạo thành trong quá trình chuyển động theo thân giếng lên bề mặt ở độ sâu 2000 mvà điều kiện áp suất 20 Pa thì một phần thể tích dầu mỏ có thể hoà tan tới 1000phần thể tích khí Khi lên đến bề mặt do giảm áp khí tách ra với năng l ợng đủ lớn đểphân tán các giọt nớc vỉa Đó chính là nguyên nhân gây ra nhũ nớc Trong hệ thốngthu gom, do giảm áp liên tục và do bơm vận chuyển cũng làm tăng thêm độ phân táncác giọt nớc trong dầu mỏ nhũ nớc trong dầu còn đợc tạo thành do quá trình rửa dầubằng nớc ngọt để tách muối Clorua bằng phơng pháp điện Nhũ nớc trong dầu là mộthệ phân tán của hai chất lỏng không tan hoặc ít tan vào nhau và là hệ thống ổn định vềnhiệt động học, luôn có xu hớng tiến tới cân bằng với cực tiểu bề mặt phân tán cácpha Diện tích bề mặt phân cách nhỏ nhất khi xảy ra tách pha.

Trên thực tế nhũ W/O có độ bền cực lớn, đợc đặc trng bởi độ bền của nhũdầu mỏ Yếu tố cơ bản xác định độ bền của nhũ dầu mỏ là do sự có mặt của lớpSlovat hấp thụ trên bề mặt giọt nớc phân tán, lớp hấp phụ này có tính cơ cấu trúc xácđịnh, cản trở sự kết hợp của các hạt nớc và tách nhũ Theo viện sỹ P.A Rebindo, sựhình thành lớp hấp phụ là do có chất ổn định nhũ trong thành phần dầu nh sau:

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

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

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

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

2 Phân loại nhũ dầu mỏ.

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

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

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

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

Nhũ này tạo thành trong quá trình phá nhũ nghịch (quá trình phá nhũ dầumỏ), trong quá trình tác động nhiệt hơi nớc lên vỉa và trong quá trình xử lý nớc thải.Nh dầu trong nớc thuộc loại nhũ loãng Công nghệ phá nhũ thuận lợi đơn giản hơnso với phá nhũ nghịch.

* Nhóm 3: Nhũ hỗn hợp.

Nhũ này có thể là nhũ thuận hoặc nhũ nghịch, trong đó pha phân tán cũng lànhũ chứa các hạt nhỏ của môi trờng phân tán Nhũ này có thể xuất hiện khi đồngthời có trong hệ hai chất tạo nhũ có tác động trái ngợc nhau Nhũ này đặc trng bởihàm lợng tạp chất cơ học cao và rất khó phá Nhũ này tích tụ trên ranh giới phân phatrong các thiết bị xử lý dầu thô và nớc, và là nguyên nhân làm gián đoạn công nghệ.Trong thực tế ngời ta làm sạch định kỳ thiết bị, loại bỏ lớp nhũ này tích tụ vào cácbể chứa hay bể dầu Nhũ hỗn hợp đợc xử lý trong chế độ công nghệ khắt khe hoặcđem đốt Hình 5 đến hình 8 là các ảnh chụp hiển vi những nhũ t ơng dạng thông th-ờng và giải thích sự phân loại kích thớc của các giọt nớc mà ta gặp chúng một cáchngẫu nhiên.

3 Độ bền nhũ.

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

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

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

Ky = (18)Trong đó:

+ : tốc độ lắng hoặc nổi của hạt pha phân tán có bán kính r.+ n - d: hiệu tỷ trọng pha phân tán và môi trờng phân tán.+ : độ nhớt của môi trờng phân tán.

+ g: gia tốc trọng trờng.

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

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

chạm với các hạt khác hay với ranh giới phân chia pha vẫn giữ nguyên đợc kích thớcban đầu của mình Độ bền tập hợp của nhũ đợc đo bằng thời gian tồn tại của chúng,đối với nhũ dầu mỏ có thể dao động từ vài giây đến nhiều năm:

Trong đó:

+ H: chiều cao cột nhũ (cm)

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

Do đa số nhũ dầu mỏ có độ bền tập hợp xác định rất cao nên ngời ta đánh giáđại lợng này theo công thức:

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

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

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

+ nh: Tỷ khối của nhũ+ d: Tỷ khối của dầu+ n: Tỷ khối của nớc.

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

Nhũ dầu mỏ là hệ phân tán, có độ nhớt dị thờng và chuyển động của nókhông tuân theo định luật New) + w.tơn Đối với hệ này độ nhớt không phải là hằng số,mà phụ thuộc vào điều kiện chuyển động, trớc hết là vào građien tốc độ trợt.

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

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

Khi tăng hàm lợng nớc độ nhớt của nhũ tạo thành tăng, đặc biệt là khi hàm ợng nớc > 20%.

l-+ Độ nhớt của nhũ có thể đo bằng nhiều phơng pháp khác nhau Ngoài ra cóthể xác định độ nhớt của nhũ theo các phơng pháp bán thực nghiệm, chẳng hạn nhphơng trình Taylor:

 = e (1 + 2,5  ) (24)

Trong đó:

+ : độ nhớt của nhũ

+ e: độ nhớt môi trờng phân tán.+ i: độ nhớt pha phân tán.

+ : Tỷ lệ giọt phân tán so với thể tích chung của nhũ.Hay phơng trình Gatchee:

3 Độ phân tán của nhũ.

Độ phân tán đặc trng cho mức độ phân tán của pha phân tán (nớc) trong môitrờng phân tán (dầu thô) Đây là đặc trng cơ bản xác định tính chất của hệ nhũ tơngvà các hệ phân tán khác Độ phân tán đợc đo bằng đờng kính hạt phân tán hay D =gọi là độ phân tán Hoặc biểu thị bằng bề mặt phân pha riêng trên một đơn vị thểtích pha phân tán Bề mặt riêng của nhũ chứa các hạt hình cầu bán kính r tính theophơng trình:

Sr = (26)

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

+ Nhũ có độ phân tán nhỏ: kích thớc giọt nhũ từ 0,2  20 m.+ Nhũ có độ phân tán trung bình: kích thớc giọt nhũ từ 20  50 m.+ Nhũ có độ phân tán thô: kích thớc giọt nhũ 50  100 m.

Tuy nhiên trong thực tế nhũ dầu mỏ chứa cả ba loại trên và đợc gọi là đaphân tán.

Độ phân tán của nhũ đợc xác định bằng nhiều cách khác nhau nh phân tích salắng, ly tâm hay kính hiển vi Nhìn chung các khảo sát cho thấy nhũ tơng nớc dầu cóđộ phân tán càng cao nghĩa là có bề mặt riêng càng lớn thì càng khó phá (lợng chấtphá huỷ tiêu hao nhiều).

II - Các nhân tố ảnh hởng đến độ bền nhũ.

1 Nhiệt độ:

Nhiệt độ càng tăng thì độ nhớt của dầu thô càng giảm, dẫn tới độ bền của nhũgiảm Nhiệt độ còn làm giảm hiệu tỷ trọng nớc - dầu thô, làm giảm độ bền cơ họccủa lớp bảo vệ và làm tăng tốc độ tách lắng nớc của hệ nhũ Điều này đặc biệt biểuhiện rõ rệt đối với dầu thô nhiều parafin Khi giảm nhiệt độ, parafin kết tinh dễ hấpthụ trên bề mặt giọt nớc và dẫn tới làm tăng độ bền của nhũ.

2 Hàm lợng nớc:

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

3 Độ khoáng hoá của nớc: