Nghiên cứu chế tạo hệ hóa phẩm xử lý nước thải nhiễm dầu trong công nghiệp khai thác dầu khí

Lượng nước thải này cần phải được xử lý đạt tiêu chuẩn môi trường, theo Quy chuẩn kỹ thuật Quốc gia về nước khai thác từ các công trình dầu khí trên biển QCVN 35: 2010/BTNMT thì giá trị

Hà Nội – Năm 2014

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI

-

Họ và tên tác giả luận văn: Vũ Diệu Linh

NGHIÊN CỨU CHẾ TẠO HỆ HÓA PHẨM XỬ LÝ NƯỚC THẢI NHIỄM DẦU TRONG CÔNG NGHIỆP KHAI THÁC DẦU KHÍ

Chuyên ngành : Kỹ thuật hóa học

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

HÓA HỌC

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC :

1 Đào Quốc Tùy

Hà Nội – Năm 2014

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan luận văn: “Nghiên cứu chế tạo hệ hóa phẩm xử lý nước thải

nhiễm dầu trong công nghiệp khai thác Dầu khí” là công trình nghiên cứu của bản

thân Tất cả những thông tin tham khảo dùng trong luận văn lấy từ các công trình nghiên cứu có liên quan đều được nêu rõ nguồn gốc trong danh mục tài liệu tham khảo Các kết quả nghiên cứu đưa ra trong luận văn là hoàn toàn trung thực và chưa được công bố trong bất kỳ công trình khoa học nào khác

Ngày tháng năm 2014

TÁC-GIẢ

Vũ Diệu Linh

Ngày tháng năm 2014

Vũ Diệu Linh

MỤC LỤC

Trang Trang phụ bìa 1

Lời cam đoan 2

Danh mục các bảng 5

Danh mục các hình vẽ đồ thị 6

MỞ ĐẦU 9

Chương 1-TỔNG QUAN 10

1.1.Nước thải nhiễm dầu 10

1.2.Sự hình thành nhũ tương dầu mỏ 11

1.3.Các phương pháp xử lý nước thải nhiễm dầu trên thế giới……… ….15

1.4 Tình hình xử lý nước thải ở Việt Nam ……… 22

1.5.Giới thiệu về Deoiler, tình hình sử dụng và các phương pháp tổng hợp deoiler 28

Chương 2- THỰC NGHIỆM 35

2.1.Chuẩn bị mẫu nước nhiễm dầu 35

2.1.1 Xác định thành phần nước nhiễm dầu 35

2.2.2 Pha mẫu nước nhiễm dầu 36

2.2 Nghiên cứu tổng hợp oligome 38

2.2 1.Nghiên cứu lựa chọn monome 38

2.2.2 Khảo sát các yếu tố ảnh hưởng đến sản phẩm phản ứng trùng ngưng 40

2.2.3 Nghiên cứu đặc tính hoá lý của sản phẩm………41

2.3 Nghiên cứu chế tạo hệ hóa phẩm phá nhũ 41

2.3.1 Lựa chọn dung môi hoa tan 42

2.3.2 Lựa chọn phụ gia keo tụ đa điện ly 43

2.3.3 Phụ gia ổn định pH 43

2.3.4 Ảnh hưởng của nồng độ chất phá nhũ đến khả năng xử lý 44

2.3.5 Đánh giá khả năng phá nhũ của hệ hóa phẩm 44

2.4 Đánh giá khả năng tương tác của hệ hóa phẩm 44

2.4.1 Xác định khả năng phân rã sinh học của hệ hoá phẩm phá nhũ 44

2.4.2 Đánh giá khả năng tương tác của hệ hóa phẩm với Demulsifier

45

Chương 3-KẾT QUẢ VÀ THẢO LUẬN 46

3.1 Xác định thành phần nước nhiễm dầu 46

3.2 Xác định kích thước nhũ tương 47

3.3 Kiểm tra độ bền nhũ tương……… 50

3.4 Đánh giá hiệu quả tách nhũ của sản phẩm thu được………… …….… 51

3.5 Khảo sát các yếu tố ảnh hưởng đến sản phẩm phản ứng trùng ngưng… 52

3.6 Nghiên cứu đặc tính hoá lý của sản phẩm……….………55

3.7 Nghiên cứu chế tạo hệ hóa phẩm phá nhũ……….58

3.7.1 Lựa chọn dung môi hoa tan……….………….58

3.7.2 Lựa chọn phụ gia keo tụ đa điện ly……….………….59

3.7.3 Phụ gia ổn định pH……….……… 61

3.7.4 Ảnh hưởng của nồng độ chất phá nhũ đến khả năng xử lý………62

3.7.5 Đánh giá khả năng phá nhũ của hệ hóa phẩm……… 64

3.8 Đánh giá khả năng tương tác của hệ hóa phẩm……….…… 69

3.8.1 Xác định khả năng phân rã sinh học của hệ hoá phẩm phá nhũ 69

3.8.2 Đánh giá khả năng tương tác của hệ hóa phẩm với Demulsifier 69

3.9 Đề xuất quy trình tổng hợp hệ hóa phẩm phá nhũ trong phòng thí nghiệm ……… …… 72

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ …74

TÀI LIỆU THAM KHẢO 75

Bảng I.1.1 Một số công nghệ loại bỏ dầu mỡ theo kích thước hạt dầu 14

Bảng I.1.2 Bảng so sánh ưu nhược điểm của các phương pháp đang được sử dụng để tách dầu khỏi nước thải nhiễm dầu 20

Bảng I.1.3 Các công nghệ và thiết bị tách được sử dụng để xử lý nước khai thác 23 Bảng 1.1 Thành phần nước nhiễm dầu các giàn CPP, CTP2, CTP3 46

Bảng 1.2 Kết quả đo độ bền nhũ hoá của các mẫu nước thải nhiễm dầu và mẫu chế tạo 50

Bảng 2.1 Tính chất lý học và kết quả đánh giá sơ bộ hiệu quả tách nhũ của sản phẩm phản ứn g trùng ngưng thu được 51

Bảng 2.2 Ảnh hưởng nhiệt độ đến khối lượng phân tử trung bình của sản phẩm 52

Bảng 2.3 Ảnh hưởng của tỷ lệ xúc tác đến sản phẩm phản ứng 53

Bảng 2.4 Thành phần các chất trong hỗn hợp sản phẩm phản ứng 54

Bảng 2.5 Ảnh hưởng của trọng lượng phân tử đến khả năng phá nhũ 55

Bảng 3.1 Ảnh hưởng của dung môi đến hiệu quả phá nhũ của sản phẩm 58

Bảng 3.2 Ảnh hưởng của phụ gia đến khả năng phá nhũ (theo nồng độ) 59

Bảng 3.3 Ảnh hưởng của phụ gia đến khả năng phá nhũ (theo thời gian) 60

Bảng 3.4 Ảnh hưởng của pH đến hiệu quả phá nhũ 62

Bảng 3.5 Ảnh hưởng của nồng độ oligome tới khả năng phá nhũ 63

Bảng 3.6: Hàm lượng dầu sau xử lý bằng hệ hoá phẩm phá nhũ O4 và O6 64

Bảng 3.7 Kết quả thử nghiệm hiệu quả xử lý nước thải nhiễm dầu với 7ppm hệ hoá phẩm phá nhũ – Deoiler O4 và hoá phẩm phá nhũ của Vietsovpetro đang sử dụng 65

Bảng 4.1 Kết quả thử nghiệm đánh giá khả năng tương thích của Deoiler với Demulsifier 69

Bảng 5.1 Đặc tính của sản phẩm Deoiler 72

Hình 1.1 Phân loại trạng thái của dầu trong nước theo kích thước giọt dầu 10

Hình 1.2 Nhũ tương nước/dầu và nhũ tương dầu/nước 13

Hình 1.3 Bể lắng trọng lực API 15

Hình 1.4 Thiết bị tách dạng tấm gợn sóng 16

Hình 1.5.a Thiết bị tuyển nổi hòa tan khí 17

Hình 1.5.b Thiết bị tuyển nổi phát sinh khí 17

Hình 1.6 Các giọt dầu đông tụ trên bề mặt 17

Hình 1.7 Sơ đồ công nghệ của phân xưởng ETP 25

Hình 1.8 Sơ đồ công nghệ xử lý nước thải nhiễm dầu tại giàn CTP2 của Vietsovpetro 27

Hình 1.9 Sơ đồ công nghệ xử lý nước thải nhiễm dầu tại giàn CTP3 của Vietsovpetro 27

Hình 1.10 Cơ chế tác động của Deoiler lên nhũ tương O/W 29

Hình 1.11 Quá trình điều chế Polyvinylamin 32

Hình 1.12 Cấu trúc cơ bản của PEI 32

Hình 1.13 Mô tả quá trình tổng hợp poly-DADMAC 33

Hình 1.14 Quá trình tổng hợp chung của polyamin mạch thẳng (poly-dimethylamin-co-epiclohydrin) 34

Hình 1.15 Công thức cấu tạo của DEA, TEA 35

Hình 2.1 Nhũ tương trong mẫu nước CPP3 47

Hình 2.2 Nhũ tương trong mẫu nước CTP2 47

Hình 2.3 Nhũ tương trong mẫu nước CTP3 47

Hình 2.4 Nhũ tương trong mẫu 400v/p (Có HĐBM) 47

Hình 2.5 Nhũ tương trong mẫu 500v/p (Có HĐBM) 48

Hình 2.6 Nhũ tương trong mẫu 600v/p (Có HĐBM) 48

Hình 2.7 Nhũ tương trong mẫu 700v/p (Có HĐBM) 48

Hình 2.8 Nhũ tương trong mẫu 800v/p (CóHĐBM) 48

Hình 2.9 Nhũ tương trong mẫu 500v/p (không có HĐBM) 48

Hình 2.10 Nhũ tương trong mẫu 600v/p (không có HĐBM) 48

Hình 2.11 Nhũ tương trong mẫu 700v/p (không có HĐBM) 48

Hình 2.12 Nhũ tương trong mẫu 800v/p (Không có HĐBM) 48

Hình 2.13 Độ bền nhũ hóa các mẫu nước thải nhiễm dầu 50

Hình 2.14 Sơ đồ thiết bị phản ứng điều chế các oligome 39

Hình 2.15 Ảnh hưởng của nhiệt độ đến khối lượng MTB của Oligome 52

Hình 2.16 Ảnh hưởng của trọng lượng phân tử đến khả năng phá nhũ 55

Hình 2.17 Phổ IR của oligome O4 56

Hình 2.18 Phổ IR của oligome O6 56

Hình 2.19 Phổ LC-MS của O4 57

Hình 2.20 Phổ LC-MS của O6 57

Hình 2.21 Ảnh hưởng của dung môi đến hiệu quả phá nhũ của sản phẩm 58

Hình 2.22 Ảnh hưởng của phụ gia keo tụ - đa điện ly đến khả năng phá nhũ 60

Hình 2.23 Ảnh hưởng của phụ gia keo tụ đa điện ly đến thời gian tách nhũ 61

Hình 2.24 Ảnh hưởng của pH đến hiệu quả phá nhũ 62

Hình 2.25 Ảnh hưởng của nồng độ chất phá nhũ tới khả năng phá nhũ 63

Hình 2.26a Ảnh bình mẫu trước khi xử lý bằng hệ hoá phẩm phá nhũ O4 66

Hình 2.26b Ảnh bình mẫu sau khi xử lý với 5ppm deoiler O4 67

Hình 2.26c Mẫu nước sau khi xử lý với 10ppm deoiler 67

Hình 2.26d Mẫu nước sau khi được xử lý với 20ppm deoiler 68

Hình 2.27 Tốc độ phân rã sinh học của hệ hóa phẩm Deoiler 69

Hình 2.28a Ảnh hưởng của Demulsifier TPS-86318 đến hiệu quả phá nhũ 70

Hình 2.28b Ảnh hưởng của Demulsifier DMO-609 đến hiệu quả phá nhũ 71

Hình 2.29 Quy trình tổng hợp hệ hoá phẩm Deoiler 72

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan luận văn: “Nghiên cứu tổng hợp chất phá nhũ (deoiler) để

xử lý nước nhiễm dầu trong công nghiệp khai thác Dầu khí” là công trình nghiên

cứu của bản thân Tất cả những thông tin tham khảo dùng trong luận văn lấy từ các công trình nghiên cứu có liên quan đều được nêu rõ nguồn gốc trong danh mục tài liệu tham khảo Các kết quả nghiên cứu đưa ra trong luận văn là hoàn toàn trung thực và chưa được công bố trong bất kỳ công trình khoa học nào khác

Ngày tháng năm 2014

TÁC-GIẢ

Vũ Diệu Linh

LỜI CẢM ƠN

Tôi xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc nhất đến TS.Đào Quốc Tùy đã tận tình chỉ bảo giúp đỡ tôi trong suốt thời gian làm thực nghiệm cũng như hoàn thành luận văn này

Tôi cũng xin chân thành cảm ơn các anh chị cán bộ Phòng thí nghiệm Công nghệ Lọc Hóa dầu và Vật liệu xúc tác hấp phụ - Viện Kỹ thuật Hóa học - Trường Đại học Bách khoa Hà Nội đã tạo điều kiện giúp đỡ và đóng góp nhiều ý kiến bổ ích về mặt khoa học để tôi hoàn thành luận văn này

Ngày tháng năm 2014

Vũ Diệu Linh

MỞ ĐẦU

Quá trình khai thác dầu khí sẽ tách, thải ra môi trường một lượng nước có thể chiếm tới 80% sản lượng khai thác Lượng nước thải này cần phải được xử lý đạt tiêu chuẩn môi trường, theo Quy chuẩn kỹ thuật Quốc gia về nước khai thác từ các công trình dầu khí trên biển (QCVN 35: 2010/BTNMT) thì giá trị tối đa cho phép của hàm lượng dầu trong nước khai thác khi thải xuống biển là 10mg/l đối với công trình cách

bờ nhỏ hơn 3 hải lý, 15mg/l đối với công trình cách bờ từ 3-12 hải lý và 40mg/l dầu trong nước đối với các công trình cách bờ trên 12 hải lý

Hiện nay, một số phương pháp xử lý nước thải nhũ tương dầu nước đã được áp dụng như lắng đọng trọng lực, tuyển nổi và phương pháp hóa học Các phương pháp lắng trọng lực và tuyển nổi đơn giản, rẻ tiền xong cho năng suất thấp và ít hiệu quả, phù hợp với quy trình tách dầu ở dạng tự do, dầu phân tán và sơ bộ nguồn nước nhiễm dầu hàm lượng cao lên đến trên 1000mg/l Nhũ tương dầu/nước chứa trong nước tách

từ quá trình khai thác có chứa một lượng chất tạo nhũ Các chất tạo nhũ này làm giảm sức căng bề mặt và ngăn sự hợp nhất của các giọt dầu Kết quả là nhũ tương dầu/nước trong nước thải nhiễm dầu có kích thước nhỏ hơn và bền Do vây, để tách nhũ trong nước thải nhiễm dầu nói chung và các đối tượng nước tách từ quá trình khai thác được triệt để trong thời gian ngắn, cần phải được xử lý kết hợp của các phương pháp cơ học

và hoá học

Trên thế giới, một số công ty hóa chất đã nghiên cứu và sản xuất ứng dụng các loại chất phá nhũ dạng polyme cation mạnh làm sạch nước đã cải thiện chất lượng phá vỡ nhũ dầu nước như DE-161 của Imperial Oilfiel Chemicals Pvt.Ltd, EC-6024A và EC-6489A của Nalco, CAS-1851 của Tarakchemicals Pvt Ltd và một số các công ty khác Hiện nay, chúng ta vẫn đang sử dụng chủ yếu các hoá phẩm nhập ngoại, giá thành khá cao mà vẫn chưa xử lý được triệt để chất tạo nhũ có trong nước thải nhiễm dầu

Việt Nam hiện chưa có công trình nghiên cứu nào về chất phá nhũ dạng polyme cho các công trình dầu khí Chỉ có một số nghiên cứu sản xuất polyme để xử lý nước thải nhiễm dầu ở khu công nghiệp, hoặc sử dụng các phương pháp vi sinh để xử lý nhưng cũng mới ứng dụng cho nước thải nhiễm dầu trên đất liền, thời gian xử lý khá lâu và chưa thực hiện nghiên cứu nào trên giàn khai thác Vì vậy, việc nghiên cứu tổng hợp chất phá nhũ dạng polyme mang lại hiệu quả tách nhũ và khả năng phân hủy sinh học cao sẽ đáp ứng nhu cầu sử dụng cho ngành công nghiệp Dầu khí trong nước và đảm bảo đầu ra của nước thải khai thác sau khi xử lý đạt quy định của Nhà nước trong Quy chuẩn QCVN 35:2010/BTNMT ban hành ngày 29/12/2010

Chương I: TỔNG QUAN

1.1 NƯỚC THẢI NHIỄM DẦU

Nước thải từ các hoạt động khác nhau của con người (sinh hoạt, công nghiệp, nông nghiệp) không còn được thải trực tiếp ra môi trường mà phải qua xử lý Việc xử lý nước thải nói chung và nước thải nhiễm dầu nói riêng ngày càng được quan tâm do yêu cầu khắt khe của các quy định về chống ô nhiễm môi trường cũng như tiết kiệm năng lượng Để xử lý nước thải, cần thực hiện nhiều công đoạn, bao gồm một chuỗi các quá trình lý học, hóa học và sinh học Các quá trình này nhằm thúc đẩy, cải thiện chất lượng nước thải sau xử lý để có thể sử dụng lại chúng hoặc thải ra môi trường với các ảnh hưởng nhỏ nhất

Trong công nghiệp dầu khí (bao gồm các quá trình tìm kiếm thăm dò, khai thác và chế biến dầu khí) một lượng lớn chất thải nói chung và nước thải nhiễm dầu nói riêng được tạo ra và sẽ gia tăng theo sản lượng dầu thô khai thác

Các nguồn gây ô nhiễm nước chính từ hoạt động thăm dò, khai thác và chế biến dầu khí bao gồm:

- Nước sản xuất (bao gồm nước vỉa, nước bơm ép, nước ngưng, nước từ quá trình

xử lý hóa học)

- Dung dịch khoan, mùn khoan và các hóa chất xử lý giếng

- Nước xử lý, nước rửa và nước dẫn lưu

- Rãnh thoát nước, nước thải sinh hoạt

Hình 1.1: Phân loại trạng thái của dầu trong nước theo kích thước giọt dầu

Dạng tự do: ở dạng này dầu sẽ nổi lên thành các màng dầu Dầu tồn tại dưới dạng các hạt dầu tự do hoặc lẫn với một ít nước, dầu tự do sẽ nổi lên trên bề mặt do trọng lượng riêng của dầu thấp hơn so với trọng lượng riêng của nước

Dạng nhũ tương cơ học (dầu phân tán): có 2 loại tuỳ theo đường kính của giọt dầu: Loại có độ ổn định thấp: kích thước vài chục micromet và loại độ ổn định cao, tương

tự hạt keo: kích thước nhỏ hơn dưới 20 micromet

Dạng nhũ tương hoá học: là dạng tạo thành do các tác nhân hoá học (xà phòng, xút

ăn da, chất tẩy rửa, Natri) hoặc các hợp chất nhựa, asphalten có trong dầu thô làm thay đổi sức căng bề mặt và làm ổn định hóa học dầu phân tán

Dạng hoà tan: phân tử hoà tan như các chất thơm

2 SỰ HÌNH THÀNH NHŨ TƯƠNG DẦU MỎ

2.1 Sự hình thành nhũ [6, 9, 17, 18, 19, 21, 28]

Nhũ tương dầu/nước được tạo ra từ kết quả của sự tiếp xúc giữa pha dầu và pha nước trong các quá trình khác nhau Dầu không tan hoặc là dầu tự do có trong pha nước cao hơn nồng độ hòa tan của pha dầu trong nước là điều kiện để hình thành nhũ tương

Nhũ tương dầu/nước được tạo thành theo hai cách: tạo thành bằng cơ học hay hoá học

Nhũ tương được hình thành cơ học: Dầu trộn lẫn nước được di chuyển cùng với dòng nước thải trong máy bơm nước li tâm, van bướm, máy khuấy, khúc ngoặt dòng chảy…ở tốc độ chảy cao, nhiệt độ nước thải thay đổi, áp suất thay đổi Ngoài ra, dầu

có mặt trong dòng nước thải chứa các chất phân tán thô cũng là nguyên nhân cơ học tạo thành nhũ tương Phần lớn giọt dầu tạo thành từ nguồn gốc cơ học trong vùng phân tán có kích thước dưới 60m

Nhũ tương dầu/nước tạo thành bằng phương pháp hóa học: Do sự tham gia của chất hoạt động bề mặt trên bề mặt giới hạn phân chia pha Nhũ tương dầu/nước được tạo thành do có sự tham gia của các chất hoạt động bề mặt thường có độ ổn định cao hơn, trong đó độ phân tán của các giọt nhũ được giữ ổn định trong khoảng thời gian dài

Sự hình thành nhũ tương dầu/nước trong quá trình cung cấp nước hoặc hơi nước trong các khu mỏ dầu: để tăng năng suất trong quá trình sản xuất, phải tăng tốc độ dòng chảy cùng với sự tham gia của các chất polime, chất hoạt động bề mặt hình thành nên nhũ tương dầu/nước ổn định khá mạnh

Trên thực tế nhũ dầu/nước có độ bền rất lớn Có hai yếu tố cơ bản xác định độ bền của nhũ dầu mỏ, đó là do thế của lớp điện tích trên bề mặt hạt nhũ và sự có mặt của lớp Solvat hấp phụ trên bề mặt giọt nước phân tán Khi hạt nhũ ở trạng thái bền vững nhất thì nó có điện tích thấp nhất Hạt nhũ bền còn do sự kết hợp của các hạt nhũ với các chất có hoạt tính bề mặt tự nhiên có trong dầu mỏ và trong thành phần nước biển 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 [9]:

- 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) 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”

Tùy thuộc vào 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

2.2 Phân loại nhũ dầu mỏ [20, 21]

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 quá trình khai thác dầu mỏ Hàm lượng pha phân tán (nước) trong môi trường phân tán (dầu mỏ) có thể thay đổi từ vết đến

90  95%

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 Nhũ tương dầu nước có nhóm ưa nước quay ra ngoài và nhóm kị nước quay vào trong

Do đó, để xử lý nhũ thuận cần sử dụng hệ chất có tính ưa nước, có tác dụng kết hợp lôi kéo phần ưa nước khỏi bề mặt hạt nhũ tương thuận tạo điều kiện kết cụm dầu lại thành khối lớn để nổi lên

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 thái nhũ tương O/W và W/O

Hình 1.2: Nhũ tương nước/dầu và nhũ tương dầu/nước 2.3 Các yếu tố chính ảnh hưởng đến sự ổn định và phá vỡ của nhũ tương

a Ổn định bằng lực đẩy tĩnh điện

Nhũ tương ổn định do lớp màng ở bề mặt phân chia giữa hai pha tích điện Lớp điện tích của các giọt nhũ có thể được tạo thành từ 3 cách: do quá trình ion hóa, quá trình hấp phụ hoặc do sự tiếp xúc giữa giọt với các ion tự do Khi các chất hấp phụ trên bề mặt các giọt, các nhóm có khả năng hoà tan trong nước bị ion hóa thành lớp điện tích kép bao bọc quanh hạt nhũ, tạo nên một hàng rào ngăn cản không cho các giọt tiếp cận và liên kết với nhau dưới tác dụng của lực hút phân tử Lớp điện tích kép gồm hai phần:

- Phần thứ nhất nằm sát trên bề mặt của giọt nhũ tương

- Phần thứ hai nằm trong dung dịch và có điện tích trái dấu Gần sát bề mặt phân chia thì lớp điện tích có mật độ điện tích lớn và có độ dày bằng một lớp ion đơn lớp cố định tại bề mặt (lớp Helmholtz), càng ra xa thì mật độ điện càng giảm gọi là lớp khuếch tán Gouy Mật độ điện tích của lớp khuếch tán giảm theo qui luật của hàm số

mũ Cả hai lớp điện tích Helmholtz và Gouy tạo thành lớp điện tích kép Stern [14]

b Ổn định bằng lớp vỏ solvat

Ở bề mặt phân chia pha giữa hạt nhũ O/W với pha liên tục là nước có các hợp chất cao phân tử, các chất rắn không hoà tan bám dính ở mặt phân chia pha dầu/nước Các chất cao phân tử này thường là axit naphtennic, axit béo, nhựa thấp phân tử Chúng có tính đa bội của các nhóm kị nước và các nhóm ưa nước, mỗi phân tử gắn với rất nhiều điểm theo chiều dài phân tử của nó Các tính chất này làm cho các hạt nhũ O/W ngày

càng trở nên bền vững và ổn định hơn Asphanten, các tạp chất cơ học, tinh thể muối và các ion kim loại có trong thành phần nước, các tác nhân tạo nhũ thuộc nhóm này là các chất rắn không tan có độ phân tán cao, có khả năng thấm ướt chọn lọc đối với chất lỏng phân cực hoặc chất lỏng không phân cực đã tạo nên nhũ tương

Vì vậy, muốn phá vỡ sự ổn định của nhũ tương cần:

- Tác động cơ học vào pha phân tán hạt nhũ (khuấy trộn): vì các giọt chất lỏng chuyển động gần nhau, do ở mỗi giọt tổng các điện tích âm bằng tổng các điện tích dương, cho nên không có một tương tác điện nào xảy ra cho đến khi lớp ion hai hạt tiếp xúc với nhau Khi tiến gần đến nhau hơn nữa, tương tác sẽ thay đổi đột ngột Do các lớp vỏ ion lồng vào nhau, lực đẩy sẽ xuất hiện giữa các ion nghịch của bề mặt tiếp xúc tạo nên sự sắp xếp lại các ion đó trong không gian

- Bổ sung chất điện ly làm tăng nồng độ ion ngược dấu và nén điện tích kép lại dẫn đến hiện tượng bán kính lớp khuếch tán giảm làm cho giọt nhũ mất ổn định

- Bổ sung chất hoạt động bề mặt vào cho lớp màng solvat bị yếu đi làm giảm sức căng bề mặt hạt nhũ giảm xuống

3 CÁC PHƯƠNG PHÁP XỬ LÝ NƯỚC THẢI NHIỄM DẦU TRÊN THẾ GIỚI [20, 22, 23, 24]

Hiện nay, có nhiều phương pháp xử lý nước thải nhiễm dầu, lựa chọn phương pháp công nghệ nào để sử dụng để loại bỏ dầu mỡ khỏi nước thải nhiễm dầu tùy thuộc vào yêu cầu kỹ thuật của nước sau xử lý Bảng I.1.1 cho biết một số phương pháp điển hình

để xử lý dầu dựa theo kích thước hạt dầu

Bảng I.1.1 Một số công nghệ loại bỏ dầu mỡ dựa theo kích thước hạt dầu

3.1 Bể lắng trọng lực API

Hình 1.3 là bể lắng trọng lực API, loại thiết bị tách dầu nước đơn giản nhất Bể này

có thể tách các giọt dầu có kích thước > 150micromet và nồng độ dầu trong nước sau

xử lý đạt 50-100ppm

Hình 1.3: Bể lắng trọng lực API

- Thiết kế, vận hành đơn giản nhưng hiệu quả không cao và tốn diện tích Sau khi

sử dụng bể API bắt buộc phải xử lý tiếp theo bằng các công trình sinh học hoặc tuyển nổi không khí

- Hỗn hợp nước thải được đưa vào bể, qua ngăn thứ nhất những lớp dầu sẽ được giữ lại, hỗn hợp nước bùn chảy qua khe, tại đây bùn được giữ lại bởi hệ thống đập Sau đó nước tiếp tục chảy qua ngăn thứ 2 để loại tiếp những lớp dầu còn lại Cuối cùng nước sạch qua khe hở của ngăn thứ 2 và được thu ra ngoài

Công nghệ tách bằng trọng lực phụ thuộc nhiều vào thời gian lưu, thiết kế bể, đặc tính dầu, các điều kiện vận hành và ảnh hưởng của hóa chất tuyển nổi hoặc chất làm đông tụ được thêm vào Thiết bị tách bằng trọng lực không hiệu quả đối với nước chứa các hạt dầu nhỏ hoặc nhũ tương dầu Khi kích thước giọt dầu giảm, thời gian lưu buộc phải tăng để có được hiệu quả tách Quá trình tách nhờ trọng lực của các giọt nhỏ cũng đòi hỏi nhiều vốn, chi phí bảo dưỡng và làm sạch cao

3.2 Thiết bị tách dạng tấm gợn sóng

Thiết bị tách dạng tấm gợn sóng (Hình 1.4) là loại phổ biến nhất trong các loại thiết

bị tách dầu bằng trọng lực Thiết bị có lắp những mâm tách song song có nếp gấp cách nhau 20-40mm, đặt nghiêng góc 450 so với dòng vào

Màng dầu Cửa xả

Đường

Vách ngăn

Tấm kiểm tra

Bùn đặc, căn dầu

Hình 1.4: Thiết bị tách dạng tấm gợn sóng

Thiết bị này có khả năng tách những giọt dầu có kích thước > 60micromet và nồng

độ dầu sau khi đã xử lý đạt từ 10-50ppm Dãy mâm theo tiêu chuẩn có kích thước 1mx2m có thể xử lý được 30m3 nước thải/giờ

Hỗn hợp nước dầu được đưa vào hệ thống đi qua bộ mâm tách, tại đây dầu được giữ lại và các váng dầu sẽ được hớt váng, sau khi ra khỏi bộ mâm tách nước đã được làm sạch và chảy ra ngoài, hỗn hợp bùn đặc lắng ở phía dưới thiết bị và được đưa ra ngoài

Các tấm tôn được sắp xếp lại với nhau nhằm tăng cường hiệu suất của quá trình tách trọng lực Các giọt dầu kết hợp lại và tạo thành các giọt lớn hơn do các tấm tôn cung cấp sắp xếp lại khiến cho đoạn đường để các hạt dầu đi lên tới đỉnh thiết bị tăng lên Đây là một công nghệ đơn giản, thiết bị nhỏ gọn, tuy nhiên hiệu quả loại bỏ dầu bị hạn chế do chỉ loại được những hạt dầu có kích thước từ 40 micromet trở lên Việc loại

bỏ các hạt dầu có kích thước nhỏ là tương đối khó với thiết bị đơn giản, chị là dạng tấm gợn sóng

3.3 Thiết bị tuyển nổi

Thiết bị tuyển nổi khí sử dụng không khí/khí khiến cho tốc độ nổi lên của các dầu trở nên nhanh hơn Tỷ trọng của các hạt dầu giảm khi chúng được đính kèm với bọt khí Sự giảm tỷ trọng này làm tăng tốc độ nổi lên bề mặt của các giọt dầu Các mảng dầu nổi lên trên bề mặt được thu gom

Có 2 loại hệ tuyển nổi: tuyển nổi hòa tan khí (Hình 1.5.a) và tuyển nổi phát sinh khí (Hình 1.5.b) Quá trình tuyển nổi hòa tan khí sử dụng một máy nén khí để bơm và hòa tan không khí vào dòng nước sản xuất Hệ tuyển nổi phát sinh khí tạo ra các bong bóng khí nhỏ nhờ hệ thống cơ học, thể lực hoặc tưới Các bong bóng khí bám chặt vào các giọt dầu khi chúng di chuyển lên bề mặt Hiệu quả loại bỏ dầu tăng khi lưu lượng

Cửa xả sau

Mâm tách dầu

Vách ngăn chất thải rắn Buồng hút

Nước

đã

xử lý

lớn hơn hoặc thời gian lưu nhỏ hơn với cùng một tốc độ Hiệu quả loại bỏ dầu bị hạn chế khi kích thước giọt dầu > 25µm Công nghệ đạt được hiệu quả cao nếu có tồn tại các giọt kích thước nhỏ, hoặc có thêm chất keo tụ và chất đông tụ được đưa vào

Hình 1.5.a: Thiết bị tuyển nổi hòa tan khí Hình 1.5.b: Thiết bị tuyển nổi phát sinh khí

Hình 1.6: Các giọt dầu đông tụ trên bề mặt

Hệ thống xử lý nước thải nhiễm dầu dựa trên hệ thống tuyển nổi vi bong bóng đã được phát triển với việc tạo ra các bong bóng có kích thước 5-50µm nhờ thiết bị tạo bong bóng Các bong bóng có kích thước nhỏ hơn thì hiệu quả tách dầu từ nước thải lớn hơn với thể tích bọt thấp hơn

Các thiết bị tuyển nổi này nếu được sử dụng kết hợp với các hóa chất kết bông và keo tụ có thể xử lý hàm lượng dầu xuống dưới 10ppm

3.4 Thiết bị hydrocyclon

Các hydrocyclon tạo ra chuyển động quay của dòng chất lỏng do đó tạo ra lực ly tâm để đẩy nước nặng hơn ra ngoài và dầu nhẹ hơn vào trung tâm của chóp nón Nước tiếp tục đi xuống và ra ngoài Hiệu ứng trọng lực tăng dẫn đến tốc độ tách tăng Hiệu quả tách dầu cao hơn đối với modul nhiều chóp nón

Các thiết bị loại này dễ sử dụng, hiệu quả thậm chí cả khi nước thải nhiễm nồng độ dầu cao Hạn chế khi vận hành thiết bị này là áp suất giảm dọc theo thiết bị lớn, không loại bỏ được các chất rắn, chi phí bảo dưỡng cao, nhạy cảm với tắc nghẽn do các chất rắn gây nên

Đường nước

xả ra sau

xử lý

Đường xả váng dầu

Đường xả dầu bùn dầu

Dòng tái tuần hoàn Phao

3.5 Thiết bị tạo môi trường kết tụ

Thiết bị tạo môi trường kết tụ ưa dầu và kỵ nước ngày càng được sử dụng rộng rãi

để tăng hiệu quả tách dầu nước và cho phép loại bỏ các hạt dầu nhỏ hơn 150µm Thiết

bị này có khả năng loại bỏ dầu đến nồng độ dầu dưới 5ppm trong nước xử lý khi nồng

độ dầu trong nước đầu vào là 1500ppm

Quá trình kết tụ cho phép loại bỏ các giọt dầu nhỏ hơn các phương pháp tách nhờ trọng lực khác Hiệu quả tách dầu phụ thuộc vào hình dạng của dụng cụ tạo môi trường, diện tích bề mặt, tỷ trọng nước và dầu, vận tốc và hướng dòng chảy của chất lỏng Loại thiết bị này cũng thuận lợi cho việc loại bỏ chất rắn lơ lửng và bùn

Bằng cách đặt một vật liệu ưa dầu (thu hút dầu) trong dòng nước thải nhiễm dầu, giọt dầu bị thu hút và tác động lên bề mặt của vật liệu tạo môi trường Các giọt kết hợp lại hoặc tích tụ lại thành các giọt lớn hơn Các giọt tiếp tục phát triển kích thước cho đến khi đủ lớn và đủ độ nổi để tách ra và đi lên bề mặt nơi chúng sẽ được hớt hoặc gạn Chất rắn đi vào thiết bị tạo môi trường kết tụ gặp góc nghiêng 60o là góc tối ưu để thúc đẩy sự tích tụ của các hạt nhỏ và chất rắn Các chất rắn kết khối trượt xuống bề mặt nghiêng của thiết bị tạo môi trường kết tụ và đọng lại trong bể đựng bùn Bể đựng bùn có độ dốc 45o để đảm bảo loại bỏ dễ dàng hoàn toàn lượng bùn tụ lại

Loại thiết bị này có hạn chế là nhạy cảm với chất rắn Công nghệ này đòi hỏi phải vận hành cẩn thận và chi phí vận hành cao do phải thay thế hộp tạo môi trường kết tụ Nếu chọn đúng môi trường, các hạt dầu có kích thước 2 µm hoặc lớn hơn có thể được loại bỏ

3.6 Thiết bị lọc

Hiện nay có nhiều loại bộ lọc thương mại có khả năng tách dầu từ nước Loại phổ biến nhất để loại dầu là cát (Upflow và Downflow), bộ lọc đa môi trường, bộ lọc bằng

vỏ quả óc chó màu đen và bộ trộn Walnut Pecan của Anh

Bộ lọc vỏ quả óc chó thường được sử dụng làm bộ lọc là vì đây là loại vật liệu rất

kỵ nước và ưa dầu, nghĩa là mặc dù nó thực hiện công việc là kéo dầu ra nhưng nó

không kết hợp hoặc giữ dầu Do đó, việc làm sạch hệ thống rất dễ dàng

Bộ lọc đa môi trường ngoài chức năng lọc dầu còn có thể loại bỏ các chất rắn lơ lửng trong nước Do thực tế dầu có xu hướng bọc lấy các hạt tạo môi trường giống như đối với cát do vậy bộ lọc vỏ quả óc chó được sử dụng rộng rãi hơn cả Thông thường, loại bộ lọc này có thể loại bỏ 95% các hạt kích thước 5µm và 90% các hạt kích thước 2µm trong dòng nước thải nhiễm dầu

Tuy nhiên, hầu hết tất cả các bộ lọc (trừ upflow) có một điểm chung là nếu lượng dầu đưa vào lớn thì bộ lọc sẽ bị tắc một cách nhanh chóng, có thể gây ra sự nứt gãy bộ lọc và đòi hỏi công sức lớn để làm sạch Do đó, các dòng thải lớn sẽ đòi hỏi phí xử lý cao

3.7 Thiết bị ly tâm

Các thiết bị ly tâm hoạt động trên nguyên tắc vật lý tương tự như hydrocyclon nhưng khác ở chỗ tiếp tuyến với đầu vào có thể sinh lực ly tâm, các phần chuyển động tạo ra chuyển động quay Các thiết bị này có khả năng loại bỏ được cả các chất rắn lơ lửng Có thể xử lý được các hạt rắn có kích thước cỡ 2µm Nhược điểm của loại thiết

bị này là dòng nguyên liệu đầu vào ít và chi phí bảo dưỡng cao

3.8 Thiết bị hấp phụ

Thông thường loại công nghệ hấp phụ thường dành cho dòng nước thải có nồng độ dầu thấp (<10ppm) và tốc độ dòng thấp Loại công nghệ này có rất nhiều kiểu, phổ biến như hộp lọc, túi lọc, lớp đệm hoặc hộp đựng chất hấp phụ dầu Các chất hấp phụ

có thể là nhựa, polyme hoặc đất sét, là những chất rất có hiệu quả cho việc loại bỏ dầu,

mỡ và các chất hữu cơ khỏi nước thải Xử lý hấp phụ bằng các polyme mao quản lớn (macroporous) sử dụng một cột nhồi có chứa các hạt polyme có kích thước mao quản

từ 0,1 đến 10µm Các hạt polyme được điền đầy dung môi chiết đặc biệt Dung môi này sẽ chiết dầu phân tán và các hợp chất thơm đa vòng từ dòng nước thải nhiễm dầu Dòng nước sau xử lý của công nghệ này có thể có nồng độ dầu và chất rắn lơ lửng (TSS) rất thấp (<2ppm) Tùy thuộc nồng độ dầu và đặc tính của nước thải, lớp chất hấp phụ phải được thay thế thường xuyên để duy trì điều kiện làm việc tốt nhất Chi phí khi sử dụng loại thiết bị này có thể rất cao do việc phải sử dụng nhân công để thay thế và xử lý lớp hấp thụ Ngoài ra chất thải chiết ra sau khi sử dụng công nghệ này rất độc hại cho môi trường Sự phát sinh tại chỗ của chất lỏng chiết ra được thực hiện bằng cách tách định kỳ các hydrocacbon chiết ra với dòng hơi nước áp suất thấp

Theo bảng I.1.2 có thể thấy rằng các phương pháp công nghệ thường được sử dụng

để tách loại dầu khỏi nước thải nhiễm dầu đều có ưu điểm và nhược điểm riêng

Như vậy, để xử lý (phá vỡ) nhũ tương đạt hiệu quả cao cần phải được thực hiện kết hợp bởi cả phương pháp công nghệ và hóa phẩm Do đó, các phương pháp công nghệ như đã nói ở trên phải được sử dụng kết hợp các hệ chất hóa học, còn gọi là chất phá nhũ (deoiler)

3.9 So sánh ưu nhược điểm của các phương pháp xử lý nước thải nhiễm dầu

Bảng I.1.2 Bảng so sánh ưu nhược điểm của các phương pháp đang được sử dụng để tách dầu khỏi nước thải nhiễm dầu Công nghệ

Ứng dụng với loại nước

Không cần năng lượng,

rẻ tiền, hiệu quả để loại bỏ khối dầu và loại các chất rắn lơ lửng, không cần các chi tiết động, công nghệ này mạnh mẽ và có khả năng chống lại những sự

cố tại hiện trường

Không hiệu quả đối với các phần tử dầu nhỏ, đòi hỏi thời gian lưu và bảo dưỡng lớn

Các hạt bùn

lơ lửng ở đáy thiết bị tách

Thu hồi dầu từ nhũ tương hoặc nước

có hàm lượng dầu cao trước khi xả Nước sản xuất từ các vỉa dầu truyền động bằng nước và quá trình bơm ép nước hầu hết đều có thể là nguyên liệu đầu vào Nước có thể chứa lượng dầu và mỡ tới hơn 1000 mg/L

của xy lanh ly tâm

Hiệu quả thải loại các hạt dầu nhỏ và chất rắn lơ lửng, thời gian lưu ít hơn, công suất cao hơn

Đòi hỏi năng lượng quay, phí bảo dưỡng cao

áp suất tiếp tuyến đầu

vào của dòng vào

Các modun nhỏ gọn, hiệu quả và công suất cao hơn nếu các hạt dầu nhỏ hơn

Đòi hỏi năng lượng

để tạo áp, không tách chất rắn, dễ tắc

bảo dưỡng cao hơn

Sinh ra một lượng lớn không khí, thời gian lưu để tách, thể tích bọt

Bọt, mảng dầu

Quá trình

chiết

Thải dầu tự do hoặc

dầu hòa tan nhờ dung

môi hydrocacbon nhẹ

hơn

Không cần năng lượng, dễ vận hành, loại bỏ được dầu hòa tan

loại kết tủa tạo ra

Dễ vận hành, hiệu quả cho việ tiền xử lý các thành phần hòa tan

Cung cấp chất oxi hóa tại chỗ, quá trình tách kết tủa, sản phẩm phụ như

CO2,

Các chất kết tủa rắn ở dạng bùn

Thời gian lưu lớn, ít hiệu quả với nồng

độ đầu vào cao

Chất hấp thụ đã qua sử dụng, chất thải chiết ra

4 TÌNH HÌNH XỬ LÝ NƯỚC THẢI Ở VIỆT NAM

Để khai thác một thể tích dầu thô, trên thực tế phải tiếp nhận và xử lý 3 thể tích nước thải nhiễm dầu (NTND) còn được gọi là nước khai thác Với phép tính đơn giản Việt Nam hiện nay hàng năm khai thác khoảng 21-23 triệu tấn dầu qui đổi, như vậy lượng nước khai thác - NTND mà hàng năm chúng ta phải tiếp thu và xử lý là lớn tới nhường nào? Vì vậy xử lý nước khai thác đã trở thành công việc xử lý NTND lớn nhất trong ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam hiện nay Ngoài ra hiện nay hàng loạt các

dự án thuộc khâu hạ nguồn của công nghiệp dầu khí Việt Nam cũng đang triển khai và

sẽ được đưa vào vận hành Các dự án này cũng đang và sẽ sản sinh ra một lượng lớn NTND cần xử lý Ở phần tiếp theo chúng tôi đề cập tới việc xử lý các loại NTND của một số đơn vị sản xuất của PetroVietnam nhằm xây dựng bức tranh về hiện trạng việc

xử lý NTND từ khâu thăm dò khai thác dầu khí, các dịch vụ kỹ thuật dầu khí và lọc dầu

ở tập đoàn kinh tế lớn nhất Việt Nam

4.1 Xử lý nước khai thác tại mỏ Sư tử đen của liên doanh điều hành Cửu Long JOC [4]

Như chúng ta đã biết, nước khai thác là nguồn NTND lớn nhất cần được xử lý của công nghiệp dầu khí Việt Nam hiện nay Đây là nguồn NTND trong quá trình thăm dò

và khai thác dầu khí Công việc thăm dò và khai thác dầu khí ở Việt Nam hiện nay chủ yếu thực hiện ngoài thềm lục địa nên dầu trong nước thải nhiễm dầu sẽ được xử lý đến nồng độ 40ppm trước khi thải xuống biển theo tiêu chuẩn môi trường của Việt nam và phù hợp với qui định của tổ chức hàng hải quốc tế IMO Hiện tại các công nghệ và thiết bị tham gia vào công việc thăm dò và khai thác dầu khí ở Việt Nam là công nghệ

và thiết bị nhập từ các vùng lãnh thổ khác nhau trên thế giới Công nghệ xử lý và thu hồi dầu từ nước khai thác không phải là một ngoại lệ Vì vậy, công nghệ và thiết bị để

xử lý nước khai thác cho công đoạn thăm dò và khai thác dầu khí ở Việt Nam đều nằm trong chuỗi công nghệ và thiết bị tách dầu được mô tả ở phần I, mục III ở trên Các công nghệ và thiết bị xử lý nước thải nhiễm dầu được dùng ở Việt Nam thay đổi tuỳ thuộc vào từng nhà thầu và vào từng công đoạn sản xuất khác nhau mà họ thực hiện như giai đoạn thăm dò hay giai đoạn khai thác mỏ… Tuy vậy, đều thống nhất một điểm là các công nghệ và thiết bị xử lý thu hồi dầu từ nước vỉa đều có liên quan tới kích thước giọt dầu tồn tại trong nước vỉa như được trình bày ở bảng sau đây [1]

Sau đây sẽ là mô tả kỹ hơn hệ thống xử lý nước khai thác được thực hiện ở mỏ dầu

Sư tử Đen, một trong những mỏ dầu lớn đang khai thác dầu ở bồn trũng Cửu Long nằm ở trên thềm lục địa Nam Việt Nam

Bảng I.1.3 Các công nghệ và thiết bị tách được sử dụng để xử lý nước khai thác

- CPI (Corrugated Plate Interceptor): Tấm ngăn (bằng) đĩa kết tụ

- PPI (Parallel Plate Interceptor): Tấm ngăn bằng đĩa song song

- DAF (Dissolved air flotation): Tuyển nổi bằng không khí hoà tan

- IAF (Induced air flotation): Tuyển nổi bằng phương pháp khử không khí

- UF (Ultrafiltration membres): Các màng ngăn siêu lọc

- TORR System (Total oil Remediation and Recovery System)

4.2 Xử lý nước thải nhiễm dầu tại cảng dịch vụ dầu khí PTSC [4]

Đối với các cơ sở dầu khí trên đất liền phục vụ cho các dịch vụ dầu khí như cảng, tổng kho xăng dầu… Nước thải nhiễm dầu phát sinh từ hai nguồn khác nhau là: nước mưa nhiễm dầu và nước thải từ các phân xưởng, công đoạn sản xuất có phát sinh ô nhiễm dầu cho nguồn nước Quy trình xử lý nước thải nhiễm dầu ở cảng dịch vụ dầu khí PTSC tại thành phố Vũng Tàu là ví dụ điển hình cho việc xử lý nước thải nhiễm dầu của các cơ sở sản xuất trên bờ của PetroVietnam

Nước thải từ phân xưởng đóng mới và sửa chữa tàu thuyền:

Nước thải sinh ra do quá trình đóng mới, sửa chữa tàu thuyền, súc rửa bồn đựng hoá chất và vệ sinh các hầm tàu khi cập bến bị nhiễm bẩn chủ yếu bởi dầu mỡ và các tạp chất

cơ học (cát, sét…) Do đó, mục đích của quá trình xử lý là lắng cặn và tách loại màng dầu

ra khỏi nước thải trước khi xả vào hệ thống xử lý chung của cảng Đặc điểm của các nguồn thải này là có chế độ xả định kỳ và lưu lượng nước thải ở mỗi chu kỳ xả thường không lớn nên có thể kết hợp cùng xử lý từng mẻ một Giải pháp xử lý được xây dựng là một bể chứa có dung tích đủ để chứa toàn bộ lượng nước súc rửa sau mỗi chu kỳ xả (khoảng 15 – 20 m3) Toàn bộ lượng nước súc rửa này được dẫn bằng hệ thống ống dẫn kín và tập trung về bể chứa này Việc tách dầu ra khỏi nước thải trong bể được thực hiện

Kiểu thiết

(Kích thước giọt dầu)

bằng cách dùng các vật liệu hút dầu đặc biệt dạng tấm hoặc dạng chặn lăn chuyền trên bề mặt bể Vật liệu hút dầu đặc biệt này chỉ có khả năng hút dầu và các dung môi hữu cơ hoà tan trong dầu mà hoàn toàn không hút nước và có khả năng phân huỷ sinh học trong điều kiện bình thường sau khi để ngoài không khí một thời gian nhất định Khi lăn chuyển trên

bề mặt bể, các váng dầu và dung môi hữu cơ hoà tan trong dầu sẽ được hấp thụ vào các vật liệu hút dầu Khi đã hút no dầu, có thể vớt tấm vật liệu lên khỏi bể và vắt khô để lấy lại dầu hoặc đem đi đốt cháy Sau khi vắt khô dầu, vật liệu hút dầu có thể sử dụng lại một vài lần và cuối cùng khi không còn khả năng hút dầu được nữa thì chuyển chúng đến các bãi rác để tự phân huỷ sinh học Sau khi thực hiện tách hết dầu ra khỏi nước, phần nước sạch trong bể sẽ được bơm nhúng chìm hút và đưa vào hệ thống xử lý nước chung trong cảng - kết thúc một mẻ xử lý Các mẻ tiếp theo sẽ được tiến hành tương tự Phần cặn lắng tích tụ lâu ngày dưới đáy bể được nạo vét định kỳ và chuyển đến bãi rác để tiếp tục xử lý

4.3 Xử lý nước thải nhiễm dầu tại nhà máy lọc dầu Dung Quất

Nhà máy lọc dầu Dung Quất đi vào sản xuất vào đầu năm 2009 Đây là cơ sở sản sinh ra lượng NTND lớn thứ 2 sau nước khai thác Các sơ đồ công nghệ được trình bày dưới đây sẽ cung cấp cho chúng ta các thông tin liên quan tới công nghệ và các thiết bị được dùng để xử lý và thu hồi dầu từ nước thải nhiễm dầu của các nhà máy lọc hóa dầu khác mà PetroVietnam tham gia đầu tư ở Nghi Sơn - Thanh Hóa và Long Sơn - Bà Rịa Vũng Tàu

Mô tả công nghệ cụm xử lý nước thải nhà máy lọc dầu Dung Quất

a Mô tả sơ đồ công nghệ

b Quá trình phân tách của nước nhiễm dầu bề mặt OWS (PID 001)

c Cụm tuyển nổi dầu bằng không khí hòa tan (PID 011)

a Sơ đồ công nghệ của phân xưởng ETP

Hình 1.7: Sơ đồ công nghệ của phân xưởng ETP

b Quá trình phân tách của nước nhiễm dầu bề mặt OWS (PID 001)

Những thành phần và thiết bị chính dùng để phân tách gồm :

+ Bơm vận chuyển nước mưa P5801A/B

+ Thiết bị gom hớt dầu A5801 Công suất thu gom: 200 l/h

+ Thiết bị hiển thị & truyền tín hiệu mức: LIT-501 điều khiển mức

- Bể phân phân tách TPI: TK-5814, V=87.4m3:

+ Thiết bị phân tách S-5814A/B

+ Thiết bị gom hớt dầu A5805A/B Công suất thu gom: 500 l/h

+ Bơm vận chuyển OWS: P5814A/B

+ Thiết bị hiển thị & truyền tín hiệu mức LIT-506 (điều khiển mức)

- Mục đích:

+ Mục đích của bể chứa nước mưa là để kiểm soát mức nước bề mặt

trong suốt khoảng thời gian trời mưa Phần đầu (giai đoạn đầu của trời mưa) sẽ

Dầu Dầu

Bể sục khí xử lý phenol

Bể chứa dầu thải

Bể chứa

bùn Thiết bị tách

ba pha li tâm TPI

Nước nhiễm dầu

Nước nhiễm dầu từ KVCN

Nhà máy

Bể chứa nước mưa

TPI

Nước nhiễm dầu bề mặt

TB làm mát Nước chua

TB loại nước Phân hủy bùn Sân phơi bùn

Bùn sinh học

Dầu Dầu Dầu Dầu

TB làm mát

được giữ lại cho quá trình xử lý sau, phần thứ hai (giai đoạn sau của trời mưa) sẽ được thải trực tiếp ra biển tránh ngập lụt phân xưởng ETP

+ Mục đích của bể phân phân tách TPI là để phân tách (và 50% rắn lơ lửng TSS) ra khỏi nước từ dòng nước bề mặt OWS

c Cụm tuyển nổi dầu bằng không khí hòa tan DAF (PID 011)

Những thiết bị và thành phần chính của cụm tuyển nổi dầu bằng không khí hòa tan:

+ Các bơm tuần hoàn A-5809-P-03-A/B/C

+ Bơm bùn A-5809-P-01/02

+ Bơm dòng ra A-5825-A/B

+ Thiết bị phân tách TPF A-5809-S-01/02

+ Thiết bị nạo vắt bùn A-5809-SC-01/02

+ Thiết bị hiển thị & truyền tín hiệu mức LIT-651 LIC dùng để điều khiển bơm

- Mục đích: Mục đích của cụm tuyển nổi dầu bằng không khí hòa tan DAF là để phân tách dầu đã bị nhũ hóa và phần lớn hàm lượng TSS còn lại trong dòng thải

4.4 Xử lý nước thải nhiễm dầu tại Vietsovpetro

Trong những năm 2008 – 2009 việc xử lý nước đồng hành gặp rất nhiều phức tạp, lượng nước đồng hành khai thác tại Bạch Hổ tăng cao Năm 2008, lượng nước xử lý,

xả xuống biển ở mức 4000 - 6000 m3/ngđ, đến năm 2009 là 8000 m3/ngđ Thực tế xác định hàm lượng dầu còn lại trong nước đồng hành sau khi xử lý qua các trạm xử lý vẫn còn đến 137 ppm dầu, vượt xa mức cho phép 40 ppm Nguyên nhân cũng là do số lượng giếng khai thác bằng gaslift gia tăng, các hạt dầu ở dạng nhỏ li ti phân tán mạnh trong môi trường nước, lưu lượng lớn Vì vậy, hệ thống xử lý nước hydroxyclon hiện

có trên giàn CTP không đáp ứng được với những thay đổi này Bên cạnh đó sự không

ổn định của lưu lượng nước đầu vào hydroxyclon, lưu lượng hóa phẩm quá nhỏ, điều chỉnh hết sức khó khăn cũng là nguyên nhân góp phần làm việc kém hiệu quả của hệ thống xử lý nước trên các CTP Việc phân bố lại dòng chảy của chất lỏng đến các CTP như đã trình bày ở trên đã cho phép tăng nhiệt độ của chất lỏng, của nước đồng hành

đã cải thiện đáng kể quá trình xử lý và làm sạch nước thải trên các giàn CTP 2, CTP

-3 ở mỏ Bạch Hổ

Hóa chất RBW-517 đã được hãng Baker Petrolite (Hoa Kỳ) cung cấp để thử nghiệm công nghiệp Trong thời gian thử nghiệm công nghiệp, hóa chất RBW-517 đã được sử dụng kết hợp với hóa chất phá nhũ tương MA-195 (Hãng CECA) (đang sử

dụng tại LD Vietsovpetro), hàm lượng dầu trong nước thải sau khi xử lý đã giảm từ mức 100-140 ppm xuống còn từ 10-25 ppm

Những thiết bị chính dùng trong hệ thống xử lý nước đồng hành trên giàn CTP2 và CTP3 của vietsovpetro bao gồm:

+ Thiết bị khử khí độc + Thiết bị phân tách hydrocyclon + Bơm hóa phẩm Deoiler

+ Thiết bị tuyển nổi + Và một số thiết bị phụ trợ

Hình 1.8: Sơ đồ công nghệ xử lý nước thải nhiễm dầu tại giàn CTP2 của

Vietsovpetro

Hình 1.9: Sơ đồ công nghệ xử lý nước thải nhiễm dầu tại giàn CTP3 của

Vietsovpetro

5 GIỚI THIỆU VỀ DEOILER, TÌNH HÌNH SỬ DỤNG VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP TỔNG HỢP DEOILER

Như đã trình bày ở trên, có nhiều công nghệ để xử lý nước thải nhiễm dầu Nhưng

sử dụng riêng lẻ mỗi phương pháp đều có những hạn chế nhất định Do vậy, phương pháp tối ưu để xử lý nước thải nhiễm dầu đạt hiệu quả tốt nhất là kết hợp các phương pháp lại với nhau cho phù hợp với từng đối tượng nước nhiễm dầu riêng và bản chất nhũ tương cần phải xử lý Với yêu cầu xử lý khá triệt để dầu trong nước thải thì sử dụng hoá phẩm phá nhũ (Deoiler) là không thể thiếu trong quy trình xử lý nước thải nhiễm dầu

5.1 Giới thiệu chung về Deoiler

Chất xử lý nhũ tương dầu/nước trong nước thải nhiễm dầu (Deoiler) là các hợp chất hoá học được sử dụng rộng rãi để làm giảm sức căng bề mặt của nhũ, phá vỡ tính

ổn định của nhũ Deoiler có tác dụng liên kết của các hạt nhũ O/W do có đầu ưa nước quay ra ngoài, lôi kéo phần ưa nước cũng hướng ra ngoài của nhũ tương O/W, phá vỡ hạt nhũ

Các tính năng hoạt động một chất phá nhũ yêu cầu phải đạt được là:

- Có khả năng hấp phụ 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 hấp phụ đơn lớp solvat 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 dầu của pha phân tán kết dính với nhau tạo thành từng cụm, mảng dầu nhỏ

- Tính liên kết: Sau khi kết tụ thành từng cụm, lớp màng hấp phụ đơn lớp solvat của các giọt nhũ vẫn tồn tại Lúc này chất phá nhũ phải trung hoà được chất nhũ hoá làm triệt tiêu lực đẩy tĩnh điện giữa các hạt nhũ kết quả là làm tăng kích thước các hạt dầu phân tán, thúc đẩy quá trình keo tụ - lắng

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

5.2 Cơ chế tác động của deoiler

Deoiler được sử dụng như tác nhân để phá vỡ tính ổn định của nhũ và tham gia trợ giúp cho quá trình liên kết của các giọt nhũ O/W Phân tử Deoiler có cấu tạo phần ưu

nước quay ra ngoài, phần ưa nước của phân tử deoiler cho thêm quay ra ngoài sẽ kết hợp, lôi kéo với đầu ưa nước của hạt nhũ tương dầu nước, tăng cường độ linh động của màng hấp phụ đơn bao phủ quanh hạt nhũ

Hình 1.10: Cơ chế tác động của Deoiler lên nhũ tương O/W

Điều này làm cho lớp màng hấp phụ solvat trở nên rất mỏng và dễ bị phá vỡ do quá trình trung hoà điện tích trái dấu nhờ các nhóm chúng mang điện dương làm triệt tiêu lực đẩy tĩnh điện giữa các nhũ, kết quả dẫn đến sự hoá hợp các giọt lại với nhau, hình thái của các chất cao phân tử (kích thước phân tử lớn) có hiệu quả tập trung các hạt dầu lại và nổi lên thành từng cục (mảng) Nhưng nếu cho quá nhiều chất phá nhũ, sẽ xảy ra hiện tượng hạt nhũ sau khi được trung hoà điện tích sẽ hấp phụ thêm chất phá nhũ mang điện Khi đó, ta có hiện tượng đổi dấu điện tích bề mặt, thay vì điện tích âm lúc đầu, hạt nhũ sẽ tích điện dương của chất cho thêm, lực đẩy tĩnh điện sẽ tái xuất hiện và hạt nhũ lại trở nên bền Nhưng sau đó, nếu tăng tiếp nồng độ lên lại xuất hiện trở lại hiện tượng kết cụm do các bông tủa hình thành nhiều sẽ quét theo hạt nhũ kết lại với nhau thành khối [20, 27] Hình 1.10 cho thấy cơ chế tác động của deoiler

5.3 Thành phần của Deoiler [10, 23]

Deoiler có thể là chất hoặc một tổ hợp các hợp chất hóa học tùy thuộc vào mục đích và đối tượng sử dụng Trước đây, chất phá nhũ thường là những đơn chất như polyme có tính hoạt đông bề mặt hay các chất keo tụ - đa điện ly Ngày nay, việc xử lý nước thải nhiễm dầu ngày một khắt khe hơn, đòi hỏi được xử lý triệt để dầu hơn trong thời gian ngắn Đã có các hướng nghiên cứu để kết hợp các chất cùng có hiệu quả xử

lý nhũ tương, đồng thời bổ sung các phụ gia để hỗ trợ quá trình phá nhũ tăng hiệu quả

xử lý nước thải

Thành phần của hệ deoiler bao gồm: Chất hoạt động bề mặt dạng polyme, chất keo

tụ - đa điện ly, chất điều chỉnh và ổn định pH, dung môi

 Polyme hoạt động bề mặt (Chất nền): Các polyme hoạt động bề mặt phải là một chất làm ướt có tác dụng làm giảm sức căng bề mặt của một chất lỏng Phân tử chất hoạt động bề mặt thường phân cực: một đầu ưa nước và đuôi ưa dầu Tuy nhiên tác dụng đẩy hay hút chỉ ở ion nào mang điện tích cùng dấu với điện tích của ion nghịch của lớp điện tích kép Như vậy đối với nhũ tương anion thì cation là polyme có tác dụng lôi kéo, làm mất ổn định nhũ tương Thế điện động của giọt dầu trong mẫu nước thải là âm do vậy tác nhân được chọn để tách nhũ là chất hoạt động bề mặt ion dương Các polyamin sử dụng để phá vỡ nhũ tương dầu nước thường là các polyme alkyloxit, polyalkanolamines, polyalkylamines, alkoxylated polyamines amido [14]

 Chất keo tụ đa điện ly: [23]

Hiện tượng các hạt nhũ và các tạp chất lơ lửng có thể hút nhau tạo thành những tập hợp hạt có kích thước lớn trong thời gian ngắn được gọi là hiện tượng keo tụ Hiện tượng này xảy ra khi thế điện hóa triệt tiêu Hiện tượng keo tụ có tính thuận nghịch

nghĩa là hạt nhũ đã keo tụ lại có thể tích điện trở lại và trở nên bền Các chất keo tụ thường dùng là muối nhôm, sắt hoặc hỗn hợp của chúng Việc lựa chọn chất keo tụ phụ thuộc vào thành phần, tính chất của nước thải và giá thành của chất keo tụ Trước đây, các muối nhôm hay được lựa làm chất keo tụ là PAC (Poly Aluminium Clorua), công thức hóa học là [Al2(OH)nCl6-nxH2O]m Hiện nay, polyme hữu cơ như Carboxyl methyl cellulose (CMC) được sử dụng phổ biến hơn trước CMC là dẫn xuất của cellulose không gây độc hại đến môi trường dễ phân tán trong nước lạnh, nước nóng, muối khoáng

 Dung môi: Khi cho deoiler vào để xử lý nước, deoiler phải phân bố đều và hoàn toàn vào pha nước giúp cho deoiler phân tán đều trong môi trường pha phân tán

và dễ dàng đến được bề mặt nhũ tương Vì vậy, độ tan của deoiler trong dầu và nước

là rất quan trọng trong việc nâng cao hiệu quả của deoiler Một số dung môi có khả năng thay đổi điều kiện hòa tan của các chất nhũ hoá tự nhiên (ví dụ, naphtenic) tập trung tại giao diện dầu/nước Dung môi này hòa tan các hoạt động bề mặt và đi vào pha chủ yếu (pha nước) tạo điều kiện thuận lợi cho sự kết tụ và tách nước Các dung môi hòa tan tốt các amin là: nước, alcohol và các hợp chất vòng thơm

 Phụ gia ổn định pH: pH của môi trường ảnh hưởng rất lớn tới khả năng phá nhũ và hiệu quả của chất keo tụ sử dụng Nhũ tương tự nhiên dầu/nước được hình thành bởi các hợp chất naphtennic có sẵn trong dầu thô Khi có sự hiện diện của các ion Ca2+, Mg2+ sẽ làm thay đổi pH và làm cho lớp hấp phụ solvat ổn định naphtenic tăng làm cho nhũ tương dầu/nước ổn định rất khó phá vỡ do nó tạo các mixen bền vững Ngược lại, khi nhũ tương dầu/nước có các paraffin thì pH sẽ thấp các hạt dầu sẽ bao bọc nước rất bền làm giảm khả năng tách dầu ra khỏi nước Khi ổn định pH ở giá trị thích hợp thì lớp hấp phụ sẽ được trung hòa là triệt tiêu lực đẩy tĩnh điện dầu và nước làm thúc đẩy quá trình co cụm và nổi lên thành từng mảng

Kết luận: Thông qua việc nghiên cứu sự hình thành nhũ cũng như các yếu tố ảnh

hưởng đến độ ổn định của nhũ tương O/W trong nước thải nhiễm dầu, để xử lý nước thải nhiễm dầu đạt để có hiệu quả cộng hợp xử lý tốt nhất, thành phần deoiler bao gồm polyme hoạt động bề mặt, chất keo tụ đa điện ly, và phụ gia điều chỉnh và ổn định pH

5.4 Tình hình sử dụng và phương pháp điều chế các polyme hoạt động bề mặt

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

a Polyvinylamin

Được sản xuất từ quá trình trùng hợp gốc tự do N-vinylformamide, theo phản ứng thủy phân trên hình 1.11

Hình 1.11: Quá trình điều chế Polyvinylamin

Thủy phân axit được sử dụng để chuyển đổi N-vinylformamide thành polyvinylamin cation Quá trình điều chế polyvinylamin có thể từ bột khô, dung dịch nước, nhũ tương và phân tán Phương pháp này thực hiện đơn giản, giá thành không cao nhưng hiệu quả xử lý nhũ tương dầu/nước thấp, không xử lý được nhũ tương có hàm lượng thấp

b Polyethylenemin

Polyethylenemin là một tập hợp các polyamin hòa tan trong nước có phân tử lượng thay đổi và có một mức độ biến tính PEI không biến tính được sản xuất từ quá trình cation polyme hóa mở vòng của Ethylenemin và có độ phân nhánh cao, có chứa amin bậc I, bậc II, bậc III ngay trên trục chính của polyme Khi thêm proton (dưới điều kiện axit), các vật liệu này là cation và tan trong nước Hình thức thêm proton tạo PEI được chỉ ra trên hình 1.12

Hình 1.12: Cấu trúc cơ bản của PEI

Thủy phân axít

Mức độ thêm proton thay đổi tùy theo pH của dung dịch Ở pH là 10,5 có khoảng 1 trong 40 nguyên tử nitơ là proton; ở pH là 7,1 có 10 proton; ở pH là 4,1 là 2 proton PEI hữu ích trong một loạt các ứng dụng yêu cầu điện tích dương bao gồm sản xuất giấy, sản xuất dầu, dệt may, lọc nước (đông tụ/kết tụ), nông nghiệp và khai thác mỏ Mặc dù nguyên liệu ban dầu ethylenemin cực độc, sự không ổn định nhiệt động lực học và năng suất hoạt động hóa học cao của polyme PEI có bản chất không có chất thải monome (<50ppb) Tuy nhiên trong công nghiệp xử lý nước thải nhiễm dầu, PEI

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

Hình 1.13: Mô tả quá trình tổng hợp poly-DADMAC

Trọng lượng phân tử thấp do chuyển đổi thành nhóm allyl và thường từ 10.000 đến 500.000 g/mol Polyme được cung cấp ở dạng dung dịch nhớt với nồng độ 20 đến 50%KL polyme Phản ứng đồng trùng hợp của DADMAC với acrylamin (AMD) cho polyme có phân tử lượng nhỏ do sự chuyển đổi thành nhóm allyl của DADMAC cũng

như sự hợp nhất ít của DADMAC trong chuỗi polyme do sự khác biệt lớn về độ hoạt động của 2 monome Khả năng hướng tới các giọt nước nhanh chóng, có đặc tính thuận lợi cho quá trình xử lý nhũ triệt để, chúng thể hiện một số khuynh hướng xử lý hiệu quả đối với nhũ tương của dầu có độ API (American Petroleum Institute) cao Do trọng lượng phân tử thấp và sự kết hợp thấp với monome cation, copolyme DADMAC/PAM ít được sử dụng trong xử lý nước thải nhiễn dầu, cũng ít tồn tại sản phẩm thương mại vì chi phí sản xuất cao, quá trình tổng hợp rất phức tạp đòi hỏi thiết bị phức tạp

d Polyamin

Phản ứng trùng ngưng mở vòng của alkylamin bậc I hoặc bậc II với một hợp chất epoxit cho phép tổng hợp được nhóm chất kết tụ polyme bậc IV, thường được gọi là polyamin trong công nghiệp xử lý nước Trên quy mô thương mại, quá trình trùng hợp được thực hiện ở nhiệt độ cao (70-100oC) bằng cách thêm epoxit vào một alkylamin Các polyme này có thể được điều chế ở cả dạng copolyme mạch thẳng và mạch nhánh với phân tử lượng từ 10.000 đến 300.000 g/mol Phổ biến là copolyme của dimethylamin (hoặc kém phổ biến hơn là methylamin) và epiclohydrin (Hình 1.14) Polyamin được sử dụng trong nhiều ứng dụng khác nhau và được sử dụng rộng rãi trong xử lý nước Loại vật liệu này được ghi nhận là được sử dụng trong cả đông tụ và kết tụ và sản phẩm thương mại là dung dịch chứa 50%KL polyme sử dụng trong xử lý nước nhiễm dầu Polyamin cũng được biết đến là hữu ích cho sự kiểm soát các vi sinh vật (tảo và vi khuẩn) Chúng có khả năng đặc biệt đối với những loại nhũ hiếm, nhưng lại yếu kém đối với xử lý tổng thể, khó thực hiện quá trình trùng hợp, hiệu suất của quá trình trùng ngưng thấp Vì vậy không sử dụng rộng rãi mà chỉ dùng phối hợp với các chất khác [10]

Hình 1.14: Quá trình tổng hợp chung của polyamin mạch thẳng

(poly-dimethylamin-co-epiclohydrin)

e Polyalcoholamine

Polyalcoholamine là một amin phù hợp để khử nhũ tương dầu có chứa từ 3 đến 9 nguyên tử carbon, và được điều chế bằng phương pháp ngưng tụ các alcanolamine

Nguyên liệu điều chế các polyme này có thể ở cả dạng mạch thẳng và mạch nhánh amin bậc 1, 2 hay 3 Khi lấy các monoethanolamine làm nguyên liệu, chúng có thể bị bay hơi và mất đi trong quá trình phản ứng Các polyme thu được từ Diethanolamine, Triethanolamine tinh khiết hay thương mại có lẫn một chút Monoethanolamine cũng không ảnh hưởng đến sản phẩm hoặc khác nhau rất ít, không đáng kể

Nhiệt độ và thời gian phản ứng quyết định độ nhớt và trọng lượng phân tử mong muốn của sản phẩm thu thu được

Các polyalcoholamine vừa có khả năng phá nhũ, không có ảnh hưởng nếu sử dụng quá liều lượng, an toàn với thiết bị và thân thiện với môi trường Chúng thường được

sử dụng trong hỗn hợp với các chất khác Hơn nữa khả năng hòa tan tốt trong nước là lợi thế về thời gian xử lý cho trên các giàn khai thác

Công thức chung của DEA, TEA

Hình 1.15: Công thức cấu tạo của DEA, TEA

Trong đề tài này, nhóm tác đã lựa chọn alkanolamin là nguyên liệu điều chế các polyankanolamin bằng phương pháp tự trùng ngưng, làm chất nền để điều chế hệ hóa phẩm xử lý nước thải nhiễm dầu

Chương 2 –THỰC NGHIỆM

2.1 CHUẨN BỊ MẪU NƯỚC NHIỄM DẦU

Mẫu nước nhiễm dầu lấy về từ các giàn CPP3, và giàn CTP2, CTP3 tiến hành phân tích hàm lượng dầu và thành phần khoáng trong mẫu nước Việc phân tích và đánh giá thành phần khoáng có mặt trong mẫu nước với mục đích phân tích mức độ ảnh hưởng của khoáng đến độ bền nhũ tương để từ đó tiến hành đánh giá khả năng phá nhũ có trong mẫu nước [23, 25, 26, 27]

2.1.1 XÁC ĐỊNH THÀNH PHẦN NƯỚC NHIỄM DẦU

Mẫu nước lấy từ giàn CPP3, CTP2, CTP3 (02 đợt)

Nhóm tác giả tiến hành phân tích hàm lượng khoáng theo các tiêu chuẩn ASTM

- Hàm lượng Ca2+, Mg2+ (theo tiêu chuẩn ASTM D511);

- Hàm lượng SO42-(phân tích theo tiêu chuẩn ASTM - D516);

- Hàm lượng sắt tổng (phương pháp hấp thụ nguyên tử - Ouick guide

AA-6000 Series);

2.1.2 PHA MẪU NƯỚC NHIỄM DẦU

Trong thực tế, kích thước giọt thể hiện cho trạng thái ổn định của nhũ tương Sự

phân bố rộng giới hạn về độ lớn của đường kính thể hiện sự không ổn định của nhũ

tương Như vậy, sự thay đổi về phân bố kích thước giọt là đường cong theo thời gian

Do đó, để có thể nghiên cứu chế tạo được hệ chất phá nhũ cho tương đồng với các đối

tượng mẫu nước nhiễm dầu lấy từ các giàn về, đảm bảo cho mẫu nước nhiễm dầu

không phải bảo quản cố định hàm lượng dầu có trong mẫu nước thải, sẽ ảnh hưởng

đến hiệu quả thử nghiệm của hoá phẩm điều chế được Nhóm tác giả đã chuẩn bị mẫu

nước nhiễm dầu giả với hàm lượng khoáng tương tự hàm lượng khoáng có trong mẫu

thật và hàm lượng dầu xấp xỉ 500ppm với mong muốn khả năng xử lý cao của hóa

phẩm chế tạo được

Tiến hành tạo mẫu giả trong điều kiện tương tự điều kiện nhũ tương nước trong

dầu thường hình thành nhiều nhất trong quá trình tách nước ra khỏi hỗn hợp dầu khai

thác Quá trình tách nước sơ bộ này diễn ra ở 50oC, kết hợp với khuấy trộn bằng hệ

thống ly tâm Tiến hành khuấy trộn 400v/p, 500v/p, 600v/p, 700v/p để tìm ra được

mẫu nước nhiễm dầu có hình thái và kích thước nhũ tương tương tự nhất với mẫu nhũ

có trong mẫu nước nhiễm dầu lấy từ các giàn CPP3, CTP2, CTP3

2.1.2.1 Pha mẫu nước nhiễm dầu

Hoá chất

 Các muối khoáng: NaCl (168,3g), Na2SO4 (10,4g), NaHCO3 (1,8g),

MgCl2 (19,79g), CaCl2 (55,6g), K2SO4 (58g), FeCl3 (17,4g), FeCl2 (13,6g), nước cất 10l

 Dầu DO (0,5g/l)

 Chất hoạt động bề mặt (0,01g/l)

Dụng cụ: