Bước 1:
Mẫu dầu thô được rót vào các ống đong 100ml sau đó được gia nhiệt trong bộ ổn nhiệt tùy theo nhiệt độ khảo sát. Nhiệt độ của hệ dầu nghiên cứu được quan sát bằng một nhiệt kế.
Bước 2:
Hóa chất demulsifier được sử dụng ở nồng độ 10% trong dung môi xylen.
Sau khi dầu thô đạt nhiệt độ khảo sát tiến hành bơm hóa chất demulsifier vào các ống đong bằng một micropipet (hàm lượng demul tùy thuộc vào ý định khảo sát).
Bước 4:
- Tiến hành khuấy đều mẫu dầu đã có chất
demul trong 1 phút (sử dụng đồng hồ bấm giây) trong thiết bị ổn nhiệt.
Bước 5:
- Lấy mẫu ra để tĩnh ở nhiệt độ phòng và
ghi kết quả hàm lượng nước tách theo thời gian. Bước 6:
- So sánh lượng nước tách ra của các mẫu tại 50ppm demulsifier. Chọn chất demul cho giá trị tối ưu
Bước 7:
- Tiến hành thử nghiệm với chất demul lựa chọn. kiểm tra chất lượng sau quá trình khử nhũ.
Hình.4.1.Bộ Gia nhiệt và ổn định nhiệt
4.3. Kết quả khảo sát hiệu quả của các tác nhân phá nhũ với dầu thô mỏ Bạch Hổ trên 15 loại hóa phẩm phá nhũ của DMC.
Tiến hành thực nghiệm với 15 loại chất khử nhũ khác nhau.
Phương pháp xác định hàm lượng nước trong dầu thô mỏ Bạch Hổ được thực hiện dựa theo tiêu chuẩn Việt Nam 2692:2007 (TCVN2692:2007) (phương pháp chưng cất). Các thí nghiệm được tiến hành lặp lại trong 3 lần sau đó lấy kết quả trung bình. Hàm lượng nước trong dầu thô mỏ Bạch Hổ được xác định là 73,02%.đây là cơ sở để tính toán hiệu quả của các hóa phẩm khử nhũ.
Các chất khử nhũ được sử dụng ở điều kiện sau: + Nhiệt độ khảo sát: 630C
+ Hàm lượng chất khử nhũ: 50ppm
Nhiệt độ khảo sát được chọn ở 630C vì đây là nhiệt độ phù hợp cho việc tách nhũ đạt hiệu quả cao mà không ảnh hưởng tới chất lượng sản phẩm dầu thô (không làm bay hơi phân đoạn nhẹ).
4.3.1. Kết quả thử nghiệm hệ hóa phẩm khử nhũ DMC-A.
Hệ hóa phẩm DMC-A gồm 10 hóa phẩm khác nhau được tổng công ty dung dịch khoan và hóa phẩm dầu khí DMC nhập từ các công ty lớn của nước ngoài chuyên cung cấp hóa phẩm cho ngành công nghiệp dầu khí.
Hệ hóa phẩm này có những ưu điểm sau :
Thích hợp với hầu hết các loại dầu mỏ.
Chất lượng cao.
Hiệu quả có thể nhận thấy rõ ở nồng độ thấp (từ 30 đến 100 ppm).
Có thể sử dụng với hầu hết các loại dầu thô.
Bề mặt phân chia dầu nước rõ ràng.
Thời gian tách nhanh.
Nước tách ra sạch, ít bám bẩn.
Không độc hại với người sử dụng.
Không ảnh hưởng tới chất lượng dầu thô thương phẩm.
Không độc hại cho người sử dụng và môi trường.
Kết quả khảo sát hiệu quả khử nhũ của các mẫu DMC-A với dầu thô bạch hổ được trình bày trong bảng 5.3
Tất cả các mẫu đều được thực hiện ngay sau khi đo hàm lượng nước để tránh sai khác do nhiệt độ môi trường ảnh hưởng tới độ bền của nhũ. Tỉ lệ % là phần trăm lượng nước tách ra/ lượng nước đo được theo phương pháp chưng cất
Bảng 4.3: Hiệu suất tách nước của các chất khử nhũ DMC-A
Thời gian
Hàm lượng và hiệu suất tách nước
DMC01 DMC02 DMC03 DMC04 DMC05 (ml) (%) (ml) (%) (ml) (%) (ml) (%) (ml) (%) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 36 49.31 20 27.39 39 53.42 30 41.09 22 30.13 5 41 56.16 24 32.87 44 60.27 60 82.19 25 34.24 10 45 61.64 35 46.57 45 61.64 63 86.30 27 36.98 15 46 62.32 35 47.94 46 63.01 67 91.78 28 38.35 30 46 63.01 37 50.68 47 64.38 67 91.78 29 39.72 60 46 63.01 37 50.68 47 64.38 67 91.78 29 39.72 Thời gian (phút)
Hàm lượng và hiệu suất tách nước
DMC06 DMC07 DMC08 DMC09 DMC10
(ml) (%) (ml) (%) (ml) (%) (ml) (%) (ml) (%)
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
1 50 68.49 20 27.39 10 13.69 5 6.84 38 52.05
10 70 95.89 47 64.38 40 54.79 50 68.49 73 100
15 71 97.26 50 67.12 56 76.71 60 82.19 73 100
30 72 98.63 56 76.71 59 80.82 63 86.30 73 100
60 72 98.63 56 76.71 59 80.82 63 86.30 73 100
Từ kết quả thu được ta vẽ đồ thị biểu diễn ảnh hưởng các chất khử nhũ khác nhau tới hiệu quả tách nhũ theo thời gian như sau
Hình 4.2 Đồ thị biểu diễn ảnh hưởng các chất khử nhũ khác nhau tới hiệu quả tách nhũ theo thời gian
Hình 4.3. Ảnh các mẫu thử nghiệm khả năng tách nhũ của các chất khử nhũ khác nhau.
Căn cứ vào hiệu quả tách nhũ của các mẫu DMC-A có thể thấy rằng, với dầu thô mỏ Bạch Hổ mẫu DMC10 cho kết quả tốt nhất, tiếp đến là DMC 8. Các chất demul còn lại hiệu quả không cao, lượng nước tách không hoàn toàn và có hiện tượng dầu vẫn còn bám vào thành ống.
4.3.2. Kết quả thử nghiệm trên khử nhũ DMC-RT
Đây là hệ chất khử nhũ đang được nghiên cứu tổng hợp tại chi nhánh DMC- RT. Đây là những hóa phẩm tổng hợp pha chế có đầy đủ các ưu điểm của hệ hóa phẩm DMC-A.
Bảng 4.4. Hiệu suất tách nước của các chất khử nhũ DMC-RT
Thời gian
Hàm lượng và hiệu suất tách nước
DMC-RT1 DMC-RT2 DMC-RT3 DMC-RT4 DMC-RT5 (ml) (%) (ml) (%) (ml) (%) (ml) (%) (ml) (%) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 22 30.13 15 20.54 12 16.43 15 20.54 7 9.58 5 53 72.60 55 75.34 17 23.28 46 63.01 35 47.94 10 61 83.56 63 86.30 25 34.24 55 75.34 51 69.86 15 64 87.67 65 89.04 33 45.20 56 76.71 53 72.60 30 68 93.15 67 91.78 36 49.31 57 78.08 55 75.34 60 68 93.15 67 91.78 37 50.68 57 78.08 61 83.56
Hình 4.4.Đồ thị biều diễn sự ảnh hưởng của các chất khử nhũ khác nhau đến hiệu quả tách nhũ theo thời gian.
Hình 4.5. Ảnh các mẫu thử nghiệm khả năng tách nhũ của các chất khử nhũ khác nhau.
Căn cứ vào tốc độ và hiệu quả tách nhũ của các mẫu DMC-RT với dầu thô mỏ Bạch Hổ, nhận thấy rằng, khả năng tương thích của mẫu DMC-RT là không cao, hiệu quả tách nhũ kém, các mẫu dầu có hiện tượng bám bình nhiều.
Các mẫu thử nghiệm hóa phẩm khử nhũ DMC-RT đều cho hiệu quả tốt. Mẫu DMC-RT1, DMC-RT2 và DMC-RT5 đều cho hiệu quả tách nhũ cao. Nhưng hiệu quả về chất lượng nước tách ra khỏi nhũ tốt nhất là mẫu DMC-RT4. Tuy là hóa phẩm tổng hợp pha chế. Nhưng các mẫu DMC-RT cho hiệu quả không cao như các mẫu DMC-A. Ở đây do sự khác biệt giữa các loại dầu thô khảo sát. Với mỗi loại dầu thô khác nhau sẽ có một loại hóa phẩm khác nhau có hiệu quả tốt nhất. Chính vì thế ta phải khảo sát với tất cả các loại hóa phẩm để tìm được hóa phẩm thích hợp để xử lý nhũ.
Lựa chọn chất khử nhũ
Căn cứ vào hiệu quả tách nước từ dầu thô của mỏ Bạch Hổ, mẫu DMC10 được lựa chọn sử dụng để tiến hành xử lý dầu thô mỏ Bạch Hổ.
Hóa phẩm khử nhũ DMC 10 có những tính chất sau:
Bảng 4.5. Các tính chất của hóa phẩm DMC10
1. Tính độc hại
Đây là đánh giá dựa trên thông tin có sẵn trên sản phẩm. Đánh giá được xét tại điểu kiện bảo quản và sử dụng bình thường.
Tiếp xúc với mắt Không gây kích ứng mắt
Tiếp xúc với da Không gây kích ứng da
Hít phải Không gây độc tính
Nuốt phải Độc tính thấp
2. Thành phần/ thông tin về thành phần
Tên hóa học %
Nhựa Ethoxylated >95%
Dung môi Aromatic <5%
3. Tính chất lý hóa
Màu Màu vàng đậm hoặc nâu
Dạng Lỏng
Mùi Nhẹ
pH 6-8
Điểm chớp cháy (°C) >100
Tan trong nước Không hòa tan
4.4. Thí nghiệm lựa chọn tỉ lệ tối ưu hóa phẩm DMC-10 xử lý nhũ 4.4.1. Phương pháp tiến hành
Trên cơ sở hóa phẩm đã được khảo sát và lựa chọn từ trước, căn cứ vào tốc độ và hiệu quả tách nước để từ đó xác định được hàm lượng tối ưu của từng loại hóa phẩm Demulsifier đối với dầu thô mỏ Bạch Hổ.
Quy trình thí nghiệm
Quy trình thử nghiệm theo tiêu chuẩn I-VC-03 ngày 25/9/2009 của Vietsovpetro:
- Lấy 100ml mẫu nhũ vào ống pirex 100ml. gia nhiệt và giữ ổn định nhiệt ở 65 độ C
- Thêm phụ gia phá nhũ ở các nồng độ khảo sát(10 ppm, 20ppm, 30ppm, 40ppm, 50ppm, 75ppm, 100ppm và 125 ppm.
- Lắc đêù mẫu trong 2 phút (100-200) lần. Tiếp tục giữ ổn định nhiệt ở 65 độ C và quan sát lượng nước tách ra theo thời gian.
- Theo dõi trong 2 giờ hoặc tới khi lượng nước thu được không tăng - Lấy 10ml dầu cách bề mặt phân cách dầu nước khoảng 1.5cm. cho
thêm 1-2 giọt phụ gia phá nhũ F46. Tiến hành ly tâm với tốc độ 2000rpm trong 10 phút. Đo tỉ lệ nước còn lại trong dầu.
Mẫu dầu: Mẫu dầu mỏ Bạch Hổ do Chi nhánh DMC - RT cung cấp.
Mẫu Demusifier: DMC-10 do DMC cung cấp.
Dụng cụ và thiết bị
- Bể ổn nhiệt dùng nước;
- Máy ly tâm Robinson Centrifuge, Ống ly tâm của Mỹ theo tiêu chuẩn ASTM;
- Ống đong, micropipet 10 ÷ 100 µL, cốc thủy tinh và các dụng cụ cần thiết trong PTN.
4.4.2. Kết quả thử nghiệm
Sau khi tiến hành thử nghiệm hóa phẩm Demulsifier DMC-10 trên dầu thô mỏ Bạch Hổ ở dải nồng độ 10ppm đến 125ppm cho thấy hóa phẩm Demulsifier cho kết quả tốt.
Kết quả thử nghiệm của mẫu DMC – 10 với dầu thô mỏ Bạch Hổ
Kết quả thử nghiệm được ra trong bảng 5.6
Bảng 4.6. Kết quả theo dõi tốc độ tách nước theo thời gian
Hàm lượng chất khử nhũ (ppm)
Lượng nước tách (ml) sau thời gian tương ứng (phút)
Hàm lượng nước còn lại sau ly tâm 5 phút 10 phút 15 phút 20 phút 30 phút 45 phút Blank 0 0 0 0 0 0 52 10 6,5 26 29 30,5 33 36 3,5 20 27,5 33 36,5 38 39,5 39,5 0,3 30 29 35 38 39 40 40 0,3 40 29 36 39 39,5 40 40 0,4 50 45 46 46 46 x x 1,0 75 45 45 46 46 x x 2,0
100 45 46 46 46 x x 1,4
125 22 24 24,5 25 25,5 25,5 1,4
Dưới đây là hình ảnh các mẫu thì nghiệm
Hình 4.6. Mẫu dầu thô mỏ Bạch Hổ sau khi tách nước bằng Demulsifier DMC-10 ( nồng độ hóa phẩm 10ppm-20ppm-30ppm-40ppm)
Hình 4.7. Mẫu dầu và nước tách ra sau khi ly tâm ( nồng độ hóa phẩm 10ppm-20ppm-30ppm-40ppm)
Hình 4.8. Mẫu dầu thô mỏ bạch hổ sau khi tách nước bằng Demulsifier DMC-10 (các mẫu không cho hóa phẩm(blank)-50ppm-75ppm-100ppm)
Sinh viên : Nguyễn Ngọc Tâm 57 Lớp Lọc - Hóa dầu B K53
Blank
Hình 4.9. Mẫu dầu và nước tách ra sau khi ly tâm (các mẫu không cho hóa phẩm(blank)-50ppm-75ppm-100ppm)
Hình 4.10. Mẫu dầu thô mỏ Bạch Hổ sau khi tách nước bằng Demulsifier DMC-10 (Các mẫu 10ppm-30ppm-40ppm-125ppm)
Blank
Blank 50ppm50ppm 75ppm75ppm 100ppm100ppm
10ppm
Hình 4.11 Mẫu dầu và nước tách ra sau khi ly tâm (Các mẫu 10ppm-30ppm-40ppm-125ppm)
Căn cứ vào kết quả thử nghiệm cho ở bảng IV.3.1 ta thấy rằng: với Demulsifier DMC -10 cho kết tốt nhất ở hàm lượng từ 20 ppm đến 40 ppm. Tốc độ tách nước nhanh, sạch và hầu như rất ít bám dính, lượng nước tách gần như hoàn toàn sau thời gian 30 phút. Hàm lượng nước còn lại sau ly tâm nhỏ hơn 0,5%, đạt tiêu chuẩn I-VC-03 của Vietsovpetro.
4.5. Nhận xét kết quả
- Từ những kết quả thu được, ta nhận thấy rằng hóa phẩm Demulsifiers DMC-
10 sử dụng cho dầu thô mỏ Bạch Hổ cho kết quả rất tốt với nồng độ từ 20 đến 40 ppm. Lượng nước tách ra nhanh (sau 30 phút) hàm lượng nước còn lại ít, nước tách ra sạch, bề mặt hân chia dầu nước rõ ràng. Demulsifiers DMC-10 có thể hoàn toàn sử dụng để tách nước dầu thô mỏ Bạch Hổ.
- Mẫu dầu thử nghiệm ban đầu được đo hàm lượng nước bằng phương pháp
chưng cất. Tuy nhiên mẫu dầu sau khi tách nhũ bằng phụ gia phá nhũ DMC 10 không thể tiến hành bằng phương pháp chưng cất để đo do lượng dầu thu được quá ít, không thể thực hiện chưng cất nhiều lần để thu được kết quả chính xác. Hơn nữa, khi tách dầu từ hệ nhũ- nước tách ra với hàm lượng lớn. sẽ ảnh hưởng tới kết quả thí
nghiệm (có thể tạo lại thành nhũ hoặc không chính xác có thể hút nhầm một phần nước đã tách ra vào mẫu đo). Với phương pháp ly tâm kết hợp phụ gia phá nhũ F46 ta chỉ cần tách 10ml/1 mẫu dầu, vị trí hút dầu cách bề mặt phân cách 2-3 cm giảm thiểu sai số do thao tác tiến hành.
- Trong phần 5.3 lượng nhũ tách ra đạt tới giá trị đo ~ 73% ở mẫu DMC 10.
Tuy nhiên phần 5.4 phần nước thu được chỉ chiếm 40-46% do khoảng hai lần thử nghiệm cách nhau, cùng với thời tiết nóng làm một phần nhũ trong mẫu đã tách ra dưới dạng nước. Trong phần 5.4 mẫu thử nghiệm chỉ chứa ~45 % nước. Tuy nhiên kết quả mà ta quan tâm là lượng nước và cặn cơ học (BS&W) trong các mẫu dầu sau khi tách nước, vì đây là yêu cầu của các nhà máy lọc dầu yêu cầu với dầu thô. Phương pháp thử nghiệm hàm lượng nước còn lại được lựa chọn là phương phá ly tâm theo ASTM D4007 với sự tham gia của một lượng nhỏ hóa phẩm phá nhũ F46 (1 đến 2 giọt) không gây hiện tượng đảo nhũ. Mẫu thử nghiệm 20 ppm, 30 ppm và 40 ppm đều thu được hàm lượng BS&W dưới 0.5% (hình 5.7) đáp ứng yêu cầu nhập dầu thô của nhà máy lọc dầu Dung Quất. Tuy nhiên tại mẫu 40ppm lượng nước thu được nhanh nhất. Đồng thời nước tách ra sạch hơn, ít có cặn dầu bám trên bề mặt bình chứa (hình 5.6). Ở 50ppm lương BS&W thu được tăng lên do hiện tượng đảo nhũ (phần 2.1.6).
- F46 được dùng trong thí nghiệm là một phụ gia phá nhũ không gây hiện tượng đảo nhũ. Tuy nhiên khi khi áp dụng vào trong công nghiệp thì không có tính kinh tế vì F46 chỉ gây hiệu quả phá nhũ khi đạt nồng độ cao( >1000ppm). Trong thực tế F46 được sử dụng trong phòng thí nghiệm để kiểm tra hiệu quả của hóa phẩm phá nhũ bằng phương pháp ly tâm.
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
Tuy hiện nay có rất nhiều phương pháp để xử lỹ nhũ dầu thô trước khi đưa vào các nhà máy lọc hóa dầu. Tuy nhiên phương pháp sử dụng hóa phẩm khử nhũ demulsifiers là phương pháp đang chứng tỏ được những ưu điểm tốt nhất. Với ưu điểm đơn giản, không yêu cầu vốn đầu tư về thiết bị. linh hoạt áp dụng với nhiều loại dầu khác nhau, tỉ lệ tách nhũ cao, thời gian tách nhũ nhanh… khiến cho phương pháp phá nhũ bằng phụ gia hóa phẩm đang được áp dụng phổ biến tại các mỏ dầu ở Việt Nam.
Hiện nay tổng công ty dung dịch khoan và hóa phầm dầu khí, chi nhánh DMC- RT đang thực hiện nhiều đề án về việc phối trộn các sản phẩm hóa phẩm khử nhũ demulsifiers nhắm nâng cao hiệu quả xử lý nhũ tốt hơn và đã thu được nhiều thành công bước đầu. Trong tương lai gần có thể tạo ra hóa phẩm khử nhũ có thể áp dụng linh hoạt cho nhiều loại dầu khác nhau, đạt hiệu quả cao hơn và tiết kiệm chi phí.
Một vấn đề nữa cũng được các kỹ sư đặt ra là việc trong quá trình khai thác tỉ lệ dầu- nước trong nhũ dầu thô có sự thay đổi, do lượng dầu bị khai thác, làm tăng tỉ lệ nước trong nhũ. Trong một phạm vi nhất định, hóa phẩm khử nhũ vẫn có thể cho hiệu quả tốt. Tuy nhiên khi lượng nước quá cao cần tiến hành kiểm tra hiệu quả hóa phẩm nhằm đảm bảo chất lượng dầu thô cung cấp cho nhà máy lọc hóa dầu.
Đồ án với đề tài: “ Nghiên cứu tìm hiểu lựa chọn hóa phẩm phá nhũ để xử lý nhũ dầu thô mỏ Bạch Hổ” được hoàn thành trong 4 tháng với sự giúp đỡ nhiệt tình