NGHIÊN cứu CHẾ tạo một số hệ NHŨ TƯƠNG SINH NHIỆT để xử lý, NGĂN NGỪA PARAFIN LẮNG ĐỌNG TRONG ĐƯỜNG ỐNG dẫn dầu THÔ ở VIỆT NAM

27 391 0
NGHIÊN cứu CHẾ tạo một số hệ NHŨ TƯƠNG SINH NHIỆT để xử lý, NGĂN NGỪA PARAFIN LẮNG ĐỌNG TRONG ĐƯỜNG ỐNG dẫn dầu THÔ ở VIỆT NAM

Đang tải... (xem toàn văn)

Tài liệu hạn chế xem trước, để xem đầy đủ mời bạn chọn Tải xuống

Thông tin tài liệu

ĐẠI HỌC QUỐC GIA HÀ NỘI TRƯỜNG ĐẠI HỌC KHOA HỌC TỰ NHIÊN _ Nguyễn Thị Thu Hà NGHIÊN CỨU CHẾ TẠO MỘT SỐ HỆ NHŨ TƯƠNG SINH NHIỆT ĐỂ XỬ LÝ, NGĂN NGỪA PARAFIN LẮNG ĐỌNG TRONG ĐƯỜNG ỐNG DẪN DẦU THÔ Ở VIỆT NAM Chuyên ngành: Hóa dầu Mã số : 62440115 (DỰ THẢO)TÓM TẮT LUẬN ÁN TIẾN SĨ HÓA HỌC Hà Nội - 2015 Công trình hoàn thành tại: Trường Đại học Khoa học Tự nhiên – ĐHQGHN Người hướng dẫn khoa học: PGS.TS HOA HỮU THU TS NGUYỄN TẤN HOA Phản biện 1: Phản biện 2: Phản biện 3: Luận án bảo vệ trước Hội đồng cấp Đại học Quốc gia chấm luận án tiến sĩ họp Vào hồi …… ngày … tháng … năm 20 Có thể tìm hiểu luận án tại: - Thư viện Quốc gia Việt Nam - Trung tâm Thông tin - Thư viện, Đại học Quốc gia HN MỞ ĐẦU Tính cấp thiết đề tài Lắng đọng parafin (LĐPA) thách thức lớn an toàn dòng chảy dầu, vận chuyển dầu, tàng trữ dầu, khai thác dầu cần (ống) khai thác, đặc biệt khai thác dầu vùng biển khơi có độ sâu lớn Khi LĐPA xảy phải dừng trình khai thác để xử lý LĐPA Để ngăn ngừa tắc ống dẫn dầu, LĐPA cần loại bỏ định kỳ điều vô tốn Ví dụ, xử lý LĐPA đường ống dẫn dầu thô biển, độ sâu 100m cần tiêu tốn 200.000 USD, độ sâu 400m cần 1.000.000 USD giá thành tăng độ sâu lớn Có nhiều phương pháp xử lý khác bao gồm xử lý học, nhiệt, hóa học Bên cạnh việc xử lý LĐPA, thực tế cần phải ức chế LĐPA nguyên phát biện pháp ngăn ngừa trước tượng LĐPA Có nhiều phương pháp đưa để ngăn ngừa LĐPA: thêm phụ gia hóa học chất hạ điểm đông đặc (PPD), chất kìm hãm kết tinh parafin, chất biến đổi tinh thể parafin hay chất cải thiện dòng lạnh Đây phương pháp thực tế nhất, kinh tế dùng nhiều công nghiệp khai thác, vận chuyển dầu thô để giải vấn đề LĐPA Dầu thô Việt Nam giàu parafin Ở giếng khai thác theo công nghệ khai thác gaslif, tượng LĐPA xảy gấp nhiều lần so với công nghệ khai thác khác Chính thế, luận án này, nghiên cứu chế tạo số hệ nhũ tương sinh nhiệt để xử lý, ngăn ngừa LĐPA ống khai thác dầu thô Việt Nam Thực chất phương pháp nhiệt kết hợp với dung môi, ba phương pháp phổ biến xử lý LĐPA, đồng thời kết hợp với việc sử dụng chất hạ điểm đông đặc (PPD) để nâng cao hiệu loại bỏ ngăn ngừa LĐPA nhằm kéo dài thời gian làm việc ống khai thác điều kiện Việt Nam, tránh ách tắc LĐPA, nâng cao hiệu kinh tế khai thác vận dụng cho vận chuyển dầu thô công nghiệp dầu khí, điều kiện địa hình, nhiệt độ môi trường khác nhau, vượt thách thức tượng LĐPA công nghiệp khai thác, vận chuyển dầu thô Đối tượng phạm vi nghiên cứu 2.1 Đối tượng nghiên cứu - Nghiên cứu, chế tạo hệ nhũ tương sinh nhiệt dự phản ứng sinh nhiệt bản: phản ứng oxi hóa – khử phản ứng axit – bazơ tìm điều kiện tối ưu sử dụng hệ nhũ cho xử lý LĐPA ống khai thác; - Chế tạo hệ chất hạ điểm đông đặc (PPD) kết hợp với hệ chất activator để ức chế trình LĐPA nguyên phát vỉa vùng cận đáy giếng khai thác 2.2 Phạm vi nghiên cứu Các hệ hóa phẩm sau chế tạo áp dụng để xử lý LĐPA ống khai thác ức chế LĐPA mô hình vỉa Những đóng góp luận án Nghiên cứu có hệ thống số hệ nhũ tương sinh nhiệt sở phản ứng hóa học phản ứng oxi hóa – khử, trung hòa axit – bazơ hữu nhằm mục đích xử lý lắng đọng parafin đường ống khai thác giếng khai thác gaslift Việt Nam; Đã tìm điều kiện tạo thành vi nhũ nước dầu W/O hệ dung dịch nước NH4Cl+CH3COOH/Dầu, dung dịch nước NaNO2/Dầu có độ bền vững thỏa mãn yêu cầu công nghệ xử lý LĐPA ống khai thác gaslift: Đã nghiên cứu chế tạo thành công tìm điều kiện tối ưu cho hình thành hệ nhũ tương: chất hữu phân cực (đó axit hữu hay bazơ hữu cơ) để xử lý LĐPA ống khai thác mỏ khai thác gaslift.Cả hai hệ nhũ tương có độ bền nhũ cao, dễ dàng vận chuyển từ nơi chế tạo đến nơi xử lý LĐPA với khả xử lý cao đạt nhiệt độ Tmax lớn Tác dụng loại bỏ LĐPA quy mô phòng thí nghiệm.: với hệ hóa phẩm oxi hóa – khử, khả loại bỏ LĐPA 77% với hệ hóa phẩm axit – bazơ, khả loại bỏ LĐPA >88%; Đưa phương pháp sử dụng chất hạ điểm đông đặc PPD để ức chế lắng đọng parafin, PPD Sepaflux ES-3363 kết hợp với hệ activator có tác dụng không activator nhập ngoại việc ngăn ngừa LĐPA Hệ activator hệ hóa phẩm VCA-12 bao gồm 60% n-butanol 40% iso-butanol Bố cục luận án Toàn nội dung Luận án trình bày 152 trang, gồm phần: Mở đầu (2 trang), Chương Tổng quan lý thuyết ( 50 trang), Chương Thực nghiệm (12 trang), Chương Kết thảo luận (55 trang), Kết luận (2 trang) Trong luận án có 26 bảng biểu, 58 hình vẽ, 139 tài liệu tham khảo Phần lớn kết Luận án công bố báo tạp chí khoa học uy tín nước NỘI DUNG CHÍNH CỦA LUẬN ÁN CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN 1.1 Các vấn đề liên quan đến hệ nhũ tương nước/dầu Tổng quan số lý thuyết về: khái niệm nhũ tương, phân loại nhũ tương, phương pháp chế tạo nhũ tương; nhũ tương nước dầu yếu tố ảnh hưởng đến độ ổn định nhũ tương; tác nhân tạo nhũ phân loại; 1.2 Các vấn đề liên quan đến lắng đọng parafin Tổng quan về: định nghĩa LĐPA; tính chất LĐPA (độ cứng, rắn, nhiệt độ nóng chảy, tỷ trọng, độ hòa tan); yếu tố ảnh hưởng đến LĐPA (nhiệt độ, thành phần dầu thô, áp suất, yếu tố ảnh hưởng khác); chế LĐPA (các chế LĐPA, nghiên cứu chế LĐPA công nghiệp dầu khí); 1.3 LĐPA công nghiệp khai thác dầu khí Xét lắng đọng parafin trình công nghiệp khai thác, vận chuyển, tàng trữ bảo quản dầu thô 1.4 Các phương pháp xử lý LĐPA Bao gồm phương pháp học, vật lý, hóa học hóa – lý 1.5 Tình hình nghiên cứu, ứng dụng công nghệ xử lý ngăn ngừa LĐPA giới Việt Nam CHƯƠNG 2: THỰC NGHIỆM VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU  Các mẫu LĐPA lấy từ giếng dầu khai thác gaslift Xí nghiệp Liên doanh Vietsovpetro;  Xác định lượng nhiệt sinh phản ứng học sinh hệ vi nhũ phương pháp nhiệt lượng kế;  Xác định độ hòa tan LĐPA hệ nhũ tương sinh nhiệt phương pháp khối lượng;  Xác định độ nhớt phương pháp đo độ nhớt động học;  Xác định tính chất, thành phần, hình thái LĐPA phương pháp sắc ký khí nhiệt độ cao; phương pháp đo nhiệt độ đông đặc; phương pháp đo nhiệt độ nóng chảy, phương pháp chụp ảnh hiển vi điện tử quét  Xác định tác dụng ức chế LĐPA PPD phương pháp đo nhiệt độ đông đặc  Xác định môi trường làm việc hệ nhũ sau chế tạo phương pháp đo độ pH  Sơ đồ thiết bị phòng thí nghiệm mô xử lý LĐPA ống khai thác hệ vi nhũ tương sinh nhiệt Hình 2.5: Sơ đồ thử nghiệm xử lý LĐPA theo phương pháp sử dụng vi nhũ tương sinh nhiệt kết hợp với dung môi * Thời gian dòng hóa phẩm đạt đến vị trí 20, 30, 40m đường ống (1) xác định theo công thức: πd2 l 60 t= ρ Cách tiến hành thử nghiệm: LĐPA lấy từ giếng khai thác XNLD VietsovPetro + Chuẩn bị mẫu LĐPA: Làm nóng chảy LĐPA tráng vào ống mẫu Cân xác lượng LĐPA đưa vào ống lượng LĐPA g0 Lắp ống mẫu vào vị trí 20, 30, 40m ống thử nghiệm 50m + Tính toán thời gian bơm với lưu lượng khác nhau, sau bơm hệ hóa phẩm từ thùng (4) vào đường ống lúc nhiệt độ hệ hóa phẩm đạt tới giá trị xác định T0 đầu vào đường ống Trong thời gian chất lỏng chảy đường ống, nhiệt độ tăng dần phản ứng hóa học sinh nhiệt tăng dần theo chiều dài ống Tại vị trí 20, 30 40m nhiệt độ dòng chất lỏng đạt giá trị T1, T2, T3 (đọc đồng hồ 3) Ghi nhiệt độ thời gian đo điểm + Khi toàn lượng hóa phẩm (60 lít) chảy hết qua đường ống, tháo ống mẫu, cân lượng LĐPA lại ống mẫu Ghi lại giá trị để tính hiệu xử lý, H CHƯƠNG 3: KẾT QUẢ VÀ THẢO LUẬN 3.1 Kết xác định tính chất hóa lý mẫu LĐPA số giếng khai thác Việt Nam 3.1.1 Thành phần nhiệt độ nóng chảy parafin mỏ dầu Bạch Hổ Rồng Bảng 3.1: Nhiệt độ nóng chảy số parafin rắn LĐPA mỏ Bạch Hổ TT 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Ankan n-octadecane n-nonadecane n-licosane n-heneicosane n-docosane n-tricosane n-tetracosane n-pentacosane n-hexacosane n-heptacosane n-octacosane n-nonacosane n-triacontane n-hentriacontane n-dotriacontane n-tritriacontane n-tetratriacontane n-pentatriacontane n-hexatriacontane n-heptatriacontane n-octatriacontane n-nonatriacontane n-tetracontane Công thức C18H38 C19H40 C20H42 C21H44 C22H46 C23H48 C24H50 C25H52 C26H54 C27H56 C28H58 C29H60 C30H62 C31H64 C32H66 C33H68 C34H70 C35H72 C36H74 C37H76 C38H78 C39H80 C40H82 Nhiệt độ nóng chảy, oC 28,0 32,0-34,0 36,7 39,0 42,0 47,7 49,0-52,0 53,3 56,4 64,5 66,0 67,9 67,0-72,0 78,0-82,0 81,3 Nhận xét: - Nhiệt độ nóng chảy LĐPA khoảng >60oC, phụ thuộc vào thành phần n-parafin mẫu lắng đọng; - Thành phần LĐPA n-parafin (chiếm khoảng >80%); asphanten nhựa chiếm 3-4%, lại phân đoạn nhẹ khoáng vô cơ, nước 3.1.2 Phân bố LĐPA dọc theo ống (cần) khai thác Nhận xét: parafin bắt đầu kết tinh độ sâu 1.500m, độ sâu 1.000m lượng lớn parafin bắt đầu kết tinh Hình 3.1: Quan hệ Nhiệt độ - Độ sâu giếng 64 Tuy nhiên có chuyển dịch lớn vị trí bắt đầu kết tinh so với vị trí lắng đọng, nên chiều sâu có xác suất cao LĐPA thường không vượt 1.000 ÷ 1.200m Chiều sâu liên quan mật thiết với lượng hóa phẩm cần công tác xử lý loại bỏ lắng đọng 3.1.3 Phân tích hình thái LĐPA (ảnh SEM) Hình 3.2: Ảnh SEM LĐPA mỏ Bạch Hổ Hình 3.2 cho thấy hình thái học lắng đọng parafin hình dạng xác định Các lắng đọng giống hình vẩy với kích thước vẩy khoảng m 3.2 Kết chế tạo hệ nhũ tương hóa phẩm sinh nhiệt dựa phản ứng oxi hóa – khử 3.2.1 Khả sinh nhiệt động học phản ứng NH4Cl NaNO2 3.2.1.1 Ảnh hưởng nồng độ xúc tác H+ Giữ không đổi nồng độ: [NH4Cl]o = [NaNO2]o = 4M; thay đổi nồng độ axit axetic [CH3COOH] tương ứng 0,1M, 0,24M, 0,6M, 0,8M, 1M, 1,2M, 1,4M 1,6M Bảng 3.2: Ảnh hưởng nồng độ axit khác tới tốc độ phản ứng biểu thị Tmax (nhiệt độ đạt điểm cực đại hỗn hợp phản ứng) TT Nồng độ axit axetic, M 0,1 0,24 0,6 0,8 1,2 1,4 1,6 Tmax, oC 54 76 82 87 94 98 97 96 Thời gian đạt Tmax, phút 16 13 5 Ghi Phản ứng chậm kéo dài Phản ứng chậm Phản ứng trung bình Phản ứng nhanh phản ứng nhanh phản ứng nhanh Phản ứng nhanh phản ứng nhanh - Nhận xét: tốc độ biến thiên nhiệt độ tăng nhanh tăng hàm lượng axit tăng, chứng tỏ axit axetic cần thiết cho phản ứng điều hoàn toàn phù hợp với lý thuyết phản ứng - Với nồng độ [NH4OH]o = [NaNO2]o = 4M nồng độ axit axetic 1,2M thích hợp cho phản ứng 3.2.1.2 Ảnh hưởng nồng độ NH4Cl Giữ nồng độ [NaNO2] không đổi khoảng 4M, xúc tác axit acetic giữ nguyên không đổi 1,2M, nồng độ [NH4Cl] thay đổi từ 1,2 đến 4,4M Bảng 3.4: Nhiệt độ Tmax hiệu xử lý parafin sử dụng hệ dung môi kerosen + xylen STT % xylene kerosen 20 40 60 80 100 Tmax, oC 72 74 75 74 74 75 Thời gian đạt % parafin hòa Tmax, phút tan 14 68 14 77 14 79 14 76 14 76 14 74 Ghi Y N Y Y Y Y * Với hỗn hợp dung môi heptan + xylen - Hỗn hợp dung môi 20% Xylene + 80% kerosen cho hiệu hòa tan parafin tương đối tốt lắng đọng trở lại parafin theo thời gian hỗn hợp đảm bảo khả sinh nhiệt, làm sạch, Hình 3.5: Quan hệ % xylen kerosen khả đạt nhiệt độ tối đa Tmax, hòa tan parafin vừa đảm bảo yếu tố giá thành hệ hóa phẩm 3.2.4 Các yếu tố ảnh hưởng đến khả sinh nhiệt khả xử lý LĐPA 3.2.4.1 Ảnh hưởng nồng độ chất HĐBM - Pha dầu: dung môi hỗn hợp 20% xylen + 80% kerosen; - Pha nước: Dung dịch NH4Cl 4M, NaNO2 4M; - Tỷ lệ pha nước/dầu = 1:3; Xúc tác axit axetic: 1,2M (pha dung dịch NH4Cl); - Tỷ lệ chất HĐBM: hỗn hợp 60% ethoxylate + 40% span 80, với nồng độ thay đổi từ - 6%; - Nhiệt độ pha liên tục: 35oC; - Tốc độ khuấy: 2.500 vòng/phút; Thời gian khuấy: phút 11 Bảng 3.5: Thử nghiệm khả sinh nhiệt hiệu xử lý parafin nồng độ chất HĐBM khác STT Nồng độ HĐBM, % 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 Thời gian Độ bền nhũ Độ bền nhũ % parafin Tmax, oC đạt Tmax, NH4Claq, % NaNO2aq, % hòa tan phút 90 84 81 10 14 11 82 74 14 22 19 77 68 18 27 24 68 62 22 30 27 51 58 27 31 28 30 Hình 3.6: Quan hệ nồng độ HĐBM tới độ bền nhũ nhiệt độ tối đa Tmax Hình 3.7: Quan hệ nồng độ HĐBM tới khả hòa tan parafin - Khi tăng nồng độ chất HĐBM độ bền nhũ tương tăng lên khả sinh nhiệt hòa tan parafin giảm xuống; nồng độ chất HĐBM 3% nồng độ tối ưu hệ chứa 25% dung môi 3.2.4.2 Ảnh hưởng hàm lượng pha dầu - Pha dầu: dung môi hỗn hợp 20% xylen + 80% kerosen; - Pha nước: Dung dịch NH4Cl 4M, NaNO2 4M; - Tỷ lệ pha nước/pha dầu: thay đổi; - Xúc tác axit axetic: 1,2M (pha dung dịch NH4Cl); - Tỷ lệ chất HĐBM: hỗn hợp 60% Ethoxylate + 40%span 80, thay đổi phù hợp với nồng độ dung môi; - Nhiệt độ pha liên tục: 35oC; - Tốc độ khuấy: 2500 vòng/phút; - Thời gian khuấy: phút Bảng 3.6: Độ bền nhũ hóa, khả hòa tan parafin nồng độ dung môi khác TT Nồng độ dung môi/ chất HĐBM, % 20 2,4 25 Tmax, o C 83 74 Độ bền Độ bền nhũ % nhũ của NaNO2aq parafin NH4Claq % % hòa tan 28 20 71 19 14 77 12 Ghi 30 35 45 50 3,6 4,5 70 65 59 54 - - 76 72 - Khó tạo nhũ Khó tạo nhũ Phân lớp Phân lớp 3.2.4.3 Ảnh hưởng tốc độ khuấy - Pha dầu: dung môi hỗn hợp 20% xylen + 80% kerosen; - Pha nước: Dung dịch NH4Cl 4M, NaNO2 4M; - Tỷ lệ pha nước/dầu = 1:3; Xúc tác axit axetic: 1,2M (pha dung dịch NH4Cl); - Tỷ lệ chất HĐBM: hỗn hợp 60% Ethoxylate + 40%span 80; 3%; - Nhiệt độ pha liên tục: 35oC; - Tốc độ khuấy: thay đổi từ 1.500 – 4.000 vòng/phút; - Thời gian khuấy: phút Bảng 3.7: Độ bền nhũ hóa, khả hòa tan parafin tốc độ khuấy khác TT Tốc độ khuấy, vòng/phút 1500 2000 2500 3000 3500 4000 Tmax, o C 83 76 74 69 63 58 Thời gian đạt Tmax, phút 10 22 19 23 27 Độ bền nhũ Độ bền nhũ của NaNO2aq, NH4Claq, % % 14 17 12 19 14 22 17 23 18 24 19 % parafin hòa tan 84 82 77 68 51 36 - Nhận xét: từ 1.500 – 2.000 vòng/phút độ bề nhũ tương tăng nhanh, từ 3.500 – 4.000 vòng/phút độ bền nhũ tăng không đáng kể Hình 3.8: Ảnh hưởng tốc độ khuấy đến độ bền nhũ, Tmax khả hòa tan LĐPA Hình 3.9: Ảnh hưởng tốc độ khuấy tới thời gian đạt nhiệt độ tối đa 13 Hình 3.10: Ảnh hưởng tốc độ khuấy tới khả làm parafin 3.2.5 Chế tạo hóa phẩm nhũ tương sinh nhiệt từ phản ứng oxi hóa – khử 3.2.5.1 Chuẩn bị dung dịch muối 3.2.5.2 Tạo hệ nhũ tương Hình 3.11: Sơ đồ nguyên lý chế tạo hệ nhũ tương  Hình ảnh SEM thu từ nhũ tương chế tạo Hình 3.12: Hình ảnh SEM nhũ tương (kerosen+ xylen)/Dd nước NaNO2 nhũ tương (kerosen+ xylen)/Dd nước NH4Cl 3.2.5.3 Ảnh hưởng hình thành nitơ phản ứng oxi hóa – khử Do phản ứng muối có sinh khí N2 xảy tượng: - Hình thành bọt nước/dầu/Nitơ; - Tăng thể tích choán chỗ chất lỏng giảm mát nhiệt môi trường; - Tăng áp suất đường ống: gây hư hỏng đường ống, đặc biệt khớp nối đường ống 14 Để khắc phục số nhược điểm hai hệ vi nhũ tương phản ứng oxi hóa – khử, tiếp tục nghiên cứu chế tạo hai hệ nhũ tương sinh nhiệt từ phản ứng trung hòa 3.3 Kết chế tạo hệ nhũ tương sinh nhiệt từ phản ứng trung hòa 3.3.1 Kết thử nghiệm sử dụng bazơ etanolamin Nhận xét: - Tỷ lệ mol bazơ:axit = 1,2:1,0 đủ để tạo hỗn hợp sản phẩm có môi trường kiềm, pH ~ 9; Thành phần thiết kế cho hỗn hợp phản ứng sau: + Tỷ lệ mol bazơ: axit = 1,2:1; + Hàm lượng axit axetic chiếm 30% khối lượng hỗn hợp hai axit; + Hàm lượng dung môi chiếm 35 % khối lượng khối phản ứng 3.3.2 Kết thử nghiệm sử dụng bazơ etylenamin Nhận xét: Nhiệt độ Tmax khối phản ứng cao, lên tới >100oC (124oC tỷ lệ mol B/A=1,3 118oC tỷ lệ mol B/A=1,2) Đó etylen điamin có tính bazơ mạnh etanol amin, nhiên sản phẩm phản ứng có độ nhớt cao 3.3.3 Kết thử nghiệm sử dụng bazơ n-butylamin Nhận xét: n-butylamin (H2N-CH2-CH2-CH3) cho nhiệt độ Tmax đạt cao đồng ~110oC, độ nhớt thấp từ 8,5-9,5 Đây kết thích hợp để chọn n-butylamin bazơ cho phương pháp 3.3.4 Kết thử nghiệm sử dụng bazơ N,N-đibutylamin Nhận xét: Nhiệt độ Tmax thấp, từ 85-87oC, độ nhớt sản phẩm thấp dễ gây ăn mòn thiết bị, hệ sản phẩm không bền dễ tách lớp 3.3.5 Kết thử nghiệm sử dụng bazơ hỗn hợp hai amin etanolamin (EA) etylendiamin (EDA) Nhận xét: Nhiệt độ Tmax cao, Tmax~110oC, pH cao, độ nhớt cao 15 Bảng 3.8: Nhiệt độ Tmax phản ứng hóa nhiệt sử dụng bazơ n-butylamin Thành phần thiết kế dung dịch phản ứng TT 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Tỷ lệ bazơ/axit (mol/mol) 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 Tỷ lệ Hàm lượng Khối lượng nA.axetic/A.L DM hỗn butylamin AS (%) hợp (%) (g) 20 30 40 50 60 70 20 30 40 50 60 70 20 30 40 50 60 70 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 58,18 43,15 55,03 33,67 25,55 32,44 43,03 45,98 49,05 42,78 40,98 41,23 45,09 43,45 44,35 46,09 47,87 42,86 Thông số thu Khối lượng LAS (g) Khối lượng axit axetic (g) Khối lượng DM kerosen (g) Tđầu (oC) Tmax (oC) 61,55 53,07 48,98 46,23 50,02 53,67 55,55 52,03 50,98 51,33 49,89 50,56 54,09 52,32 55,46 51,07 52,90 52,33 24,33 25,34 22,09 22,57 20,98 19,03 23,22 26,58 20,07 23,98 35,33 26,44 24,66 25,09 23,98 22,68 25,33 22,88 60,03 73,58 68,06 65,98 66,45 64,33 60,07 61,33 64,01 63,58 64,97 62,85 64,33 60,99 62,54 64,39 63,32 64,46 27,0 27,0 27,5 27,0 26,0 26,0 25,0 27,0 25,0 25,0 26,0 26,0 27,0 27,0 27,0 26,0 26,0 27,0 111 114 112 115 115 115 105 108 108 109 110 111 109 109 107 110 112 113 pH Ghi (cảm quan mắt thường) Độ nhớt thấp Độ nhớt thấp 8,5 Độ nhớt thấp 8,5 Độ nhớt thấp 8,5 Độ nhớt thấp 8,5 Độ nhớt thấp Độ nhớt thấp Độ nhớt thấp Độ nhớt thấp 8,5 Độ nhớt thấp 8,5 Độ nhớt thấp 8,5 Độ nhớt thấp 9,5 Độ nhớt thấp Độ nhớt thấp Độ nhớt thấp 8,5 Độ nhớt thấp 8,5 Độ nhớt thấp 8,5 Độ nhớt thấp Như dùng hỗn hợp hai amin EA EDA, hỗn hợp sau phản ứng có độ nhớt cao pH cao nhiệt độ Tmax cao Điều không thích hợp cho sử dụng công nghệ xử lý LĐPA Vì vậy, nghiên cứu tiếp theo, dùng bazơ n-butylamin 16 3.3.6 Kết thử nghiệm với hàm lượng axit axetic khác Nhận xét: với tỷ lệ axit:bazơ = 1:1,2 hàm lượng axit axetic chiếm 50% hỗn hợp axit nhiệt độ khối phản ứng cao 3.3.7 Kết khảo sát ảnh hưởng thành phần dung môi (kerosen + xylen) đến nhiệt độ cao Tmax khối phản ứng khả hòa tan LĐPA Hình 3.13: Sự phụ thuộc nhiệt độ tối đa Tmax phản ứng vào hàm lượng axit axetic ứng với tỷ lệ bazơ:axit khác - Sử dụng bazơ n-butylamin; - Axit hỗn hợp 50% axit axetic 50% LAS; - Tỷ lệ mol bazơ:axit = 1,2 : 1; - Duy trì tổng thể tích toàn khối phản ứng mức 400 ml; - Thành phần dung môi gồm kerosen xylen chiếm 35% tổng khối lượng phản ứng Thay đổi tỷ lệ kerosen xylen để tìm thành phần dung môi thích hợp; - Nhiệt độ ban đầu hỗn hợp phản ứng 26oC Bảng 3.9: Ảnh hưởng thành phần dung môi đến nhiệt độ cao khối phản ứng độ hoà tan LĐPA Thành phần DM 100 90 10 107 109 Thông số thu Khối Khối Tỷ lệ lượng lượng LĐPA LĐPA LĐPA hoà tan, đầu, g cuối, g % 60.03 12.01 80 59.98 7.32 88 80 20 110 60.01 5.40 91 70 60 50 30 40 50 111 111 110 60.05 59.95 59.99 3.00 4.88 5.49 95 92 91 TT % KL kerosen DM % KL Tmax xylene , oC DM 17 Trạng thái sản phẩm phản ứng có hoà tan LĐPA sau 24h, 25oC Đồng Đồng Tạo màng mỏng bề mặt Tạo lớp màng dày Tạo lớp màng dày Tạo lớp màng dày Hình 3.14: Sự phụ thuộc nhiệt độ Tmax khối phản ứng khả hoà tan lắng đọng vào thành phần hỗn hợp dung môi sử dụng Nhận xét: Thành phần dung môi gồm 10% xylen 90% kerosen hoà tan cặn lắng đọng tốt thành phần dung môi xylen; với thành phần dung môi có khả dung nạp parafin cao so với dung môi có hàm lượng xylen từ 20% trở lên (không có tượng tái lắng đọng cặn, tạo màng) Do đó, thành phần dung môi thích hợp lựa chọn cho hoá phẩm xử lý lắng cặn lắng đọng bao gồm: 10% xylen 90% kerosen So sánh ưu nhược điểm hệ nhũ tương sinh nhiệt xử lý LĐPA Bảng 3.10: So sánh ưu, nhược điểm hệ nhũ tương chế tạo từ phản ứng oxi hóa – khử phản ứng axit – bazơ TT Hệ nhũ tương tạo Hệ nhũ tương tạo thành thành từ phản ứng oxi từ phản ứng trung hòa hóa – khử Tiêu chí đánh giá o Nhiệt độ cao đạt T max Khả hòa tan LĐPA, % Độ bền nhũ Độ nhớt pH Chất HĐBM Sản phẩm phụ phản ứng 98 , C 110 77 80, đồng Khá bền Bền Thấp Thấp 88%; Đã nghiên cứu đưa phương pháp sử dụng chất hạ điểm đông đặc PPD để ức chế lắng đọng parafin, PPD Sepaflux ES-3363 Đồng thời đưa hệ activator có tác dụng không activator nhập ngoại việc ngăn ngừa LĐPA Hệ activator hệ hóa phẩm VCA-12 bao gồm 60% n-butanol 40% iso-butanol 24 DANH MỤC CÁC CÔNG TRÌNH ĐÃ CÔNG BỐ CỦA LUẬN ÁN Nguyễn Thị Thu Hà, Nguyễn Tấn Hoa, Nguyễn Khánh Toản, Hoa Hữu Thu (2013) Nghiên cứu xử lý lắng đọng parafin cho số giếng dầu khai thác bơm ép khí (gaslift) – phần I Tạp chí Hóa học Ứng dụng, 6(22), Tr 19-22 Nguyễn Thị Thu Hà, Nguyễn Khánh Toản, Nguyễn Tấn Hoa, Hoa Hữu Thu (2013) Nghiên cứu công nghệ loại bỏ lắng đọng parafin (LĐPA) vi nhũ tương sinh nhiệt giếng khai thác dầu thô bơm ép khí Việt Nam Tạp chí Hóa học, T 51(6ABC), Tr 563-567 Nguyễn Thị Thu Hà, Nguyễn Tấn Hoa, Nguyễn Khánh Toản, Hoa Hữu Thu (2014) Nghiên cứu xử lý lắng đọng parafin cho số giếng dầu khai thác bơm ép khí (gaslift) – phần II Tạp chí Hóa học Ứng dụng, 1(23), Tr 30-34 Nguyễn Thị Thu Hà, Nguyễn Tấn Hoa, Đỗ Quang Thịnh, Hoa Hữu Thu (2014) Vai trò chất hoạt động hệ thống Dung môi – chất giảm nhiệt độ đông đặc – chất hoạt động (DMPPD-Act) dùng để xử lý lắng đọng parafin giếng khai thác Tạp chí Khoa học ĐHQGHN, T 30(5S), Tr 162-169 Nguyễn Thị Thu Hà, Nguyễn Tấn Hoa, Đỗ Quang Thịnh, Hoa Hữu Thu, Trần Thị Như Mai (2014) Nghiên cứu công nghệ loại bỏ lắng đọng paraffin (LĐPA) phương pháp sử dụng chất hạ điểm đông đặc (PPDs) giếng khai thác dầu thô bơm ép khí (gaslift) Việt Nam Tạp chí Khoa học ĐHQGHN, T 30(6S), Tr 61-68 [...]... của chất lỏng và giảm sự mất mát nhiệt ra môi trường; - Tăng áp suất trong đường ống: gây ra hư hỏng đường ống, đặc biệt là khớp nối giữa các đường ống 14 Để khắc phục một số nhược điểm của hai hệ vi nhũ tương trên phản ứng oxi hóa – khử, chúng tôi tiếp tục nghiên cứu chế tạo hai hệ nhũ tương sinh nhiệt từ phản ứng trung hòa 3.3 Kết quả chế tạo các hệ nhũ tương sinh nhiệt từ phản ứng trung hòa 3.3.1... Toản, Hoa Hữu Thu (2013) Nghiên cứu xử lý lắng đọng parafin cho một số giếng dầu được khai thác bằng bơm ép khí (gaslift) – phần I Tạp chí Hóa học và Ứng dụng, 6(22), Tr 19-22 2 Nguyễn Thị Thu Hà, Nguyễn Khánh Toản, Nguyễn Tấn Hoa, Hoa Hữu Thu (2013) Nghiên cứu công nghệ loại bỏ lắng đọng parafin (LĐPA) bằng vi nhũ tương sinh nhiệt ở giếng khai thác dầu thô bằng bơm ép khí ở Việt Nam Tạp chí Hóa học, T... khử, trung hòa giữa các axit – bazơ hữu cơ nhằm mục đích xử lý lắng đọng parafin trong đường ống khai thác ở các giếng khai thác gaslift ở Việt Nam; 2 Đã nghiên cứu tìm được các điều kiện tạo thành vi nhũ nước trong dầu W/O của các hệ dung dịch nước NH4Cl+CH3COOH /Dầu, dung dịch nước NaNO2 /Dầu có độ bền vững thỏa mãn yêu cầu công nghệ xử lý LĐPA ở ống khai thác gaslift: - Nồng độ NH4Cl:4M; - Nồng độ xúc... rằng hoá phẩm activator chế tạo được (VCA-12) có hoạt tính tương đương với hoạt tính của hoá phẩm activator thương mại EC6443A Điều này chứng tỏ rằng hoá phẩm activator chế tạo được hoàn toàn có thể sử dụng cho công nghệ ngăn ngừa lắng đọng paraffin bằng phương pháp hấp phụ PPD lên bề mặt đá vỉa 23 KẾT LUẬN 1 Đã nghiên cứu có hệ thống một số hệ nhũ tương sinh nhiệt trên cơ sở của các phản ứng hóa học... dùng hóa 18 phẩm làm giảm nhiệt độ đông đặc của dầu thô (PPD) kết hợp với một số các hóa phẩm khác (activator) để ngăn ngừa sự lắng đọng của parafin trong khai thác dầu thô 3.4.1 Lựa chọn PPD và dầu thô phù hợp Đối tượng nghiên cứu trong khuôn khổ luận án này là dầu thô của 2 giếng 1002 và 1023 thuộc giàn 10 – Mỏ Bạch Hổ Trên cơ sở 2 loại PPD đang được xí nghiệp khai thác – VSP sử dụng ( VX7484 của Nalco,... 9 Sử dụng hệ chất HĐBM Không phải sử dụng chất HĐBM Các chất hữu cơ dễ bị rửa trôi sau Tạo ra Nitơ, muối NaCl khi xử lý 3.4 Kết quả thử nghiệm ngăn ngừa LĐPA Để ức chế sự lắng đọng của các parafin, chúng tôi đã tiến hành thí nghiệm đối với các hóa phẩm ngăn ngừa sự lắng đọng này Một trong các hóa phẩm sử dụng hiện nay rất phổ biến đó là dùng hóa 18 phẩm làm giảm nhiệt độ đông đặc của dầu thô (PPD)... Hoa Hữu Thu (2014) Nghiên cứu xử lý lắng đọng parafin cho một số giếng dầu được khai thác bằng bơm ép khí (gaslift) – phần II Tạp chí Hóa học và Ứng dụng, 1(23), Tr 30-34 4 Nguyễn Thị Thu Hà, Nguyễn Tấn Hoa, Đỗ Quang Thịnh, Hoa Hữu Thu (2014) Vai trò của chất hoạt động trong hệ thống Dung môi – chất giảm nhiệt độ đông đặc – chất hoạt động (DMPPD-Act) dùng để xử lý lắng đọng parafin ở các giếng khai thác... phần tương đồng với thành phần của dầu thô nên tan hoàn toàn trong dầu thô, khi tan vào dầu thô không làm ảnh hưởng xấu tới chất lượng dầu thô Hơn nữa, hiện tại việc sử dụng và cung cấp dầu Diezen tại các giàn của “Vietsovpetro” rất phổ biến và thường xuyên nên sử dụng dầu Diezen để pha loãng PPD tại giàn rất thuận tiện Sử dụng tỷ lệ pha loãng PPD bằng Diezen là PPD/Diezen = 1/1 3.4.4 Chế tạo hệ hóa... tốt và không có sự lắng đọng trở lại của parafin theo thời gian và hỗn hợp này cũng đảm bảo khả năng sinh nhiệt, làm sạch, Hình 3.5: Quan hệ giữa % xylen trong kerosen và khả năng đạt nhiệt độ tối đa Tmax, hòa tan parafin vừa đảm bảo yếu tố giá thành của hệ hóa phẩm 3.2.4 Các yếu tố ảnh hưởng đến khả năng sinh nhiệt và khả năng xử lý LĐPA 3.2.4.1 Ảnh hưởng của nồng độ chất HĐBM - Pha dầu: dung môi hỗn... cặn lắng đọng tốt hơn thành phần dung môi không có xylen; với thành phần dung môi này cũng có khả năng dung nạp parafin cao hơn so với dung môi có hàm lượng xylen từ 20% trở lên (không có hiện tượng tái lắng đọng cặn, tạo màng) Do đó, thành phần dung môi thích hợp được lựa chọn cho hoá phẩm xử lý lắng cặn lắng đọng bao gồm: 10% xylen và 90% kerosen So sánh ưu nhược điểm của 2 hệ nhũ tương sinh nhiệt trong ... ống 14 Để khắc phục số nhược điểm hai hệ vi nhũ tương phản ứng oxi hóa – khử, tiếp tục nghiên cứu chế tạo hai hệ nhũ tương sinh nhiệt từ phản ứng trung hòa 3.3 Kết chế tạo hệ nhũ tương sinh nhiệt. .. quan đến hệ nhũ tương nước /dầu Tổng quan số lý thuyết về: khái niệm nhũ tương, phân loại nhũ tương, phương pháp chế tạo nhũ tương; nhũ tương nước dầu yếu tố ảnh hưởng đến độ ổn định nhũ tương; ... Nghiên cứu, chế tạo hệ nhũ tương sinh nhiệt dự phản ứng sinh nhiệt bản: phản ứng oxi hóa – khử phản ứng axit – bazơ tìm điều kiện tối ưu sử dụng hệ nhũ cho xử lý LĐPA ống khai thác; - Chế tạo hệ

Ngày đăng: 01/04/2016, 01:39

Từ khóa liên quan

Tài liệu cùng người dùng

  • Đang cập nhật ...

Tài liệu liên quan