đồ án nghiên cứu đề xuất quy trình kiểm tra, sử dụng hóa chất hỗ trợ quá trình khai thác, vận chuyển, xử lý dầu thô ngoài giàn

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÀ RỊA – VŨNG TÀU
KHOA HÓA VÀ CÔNG NGHỆ THỰC PHẨM

BÁO CÁO
ĐỒ ÁN CHUYÊN NGÀNH HÓA DẦU
ĐỀ TÀI:
“Nghiên cứu đề xuất quy trình kiểm tra, sử dụng
hóa chất hỗ trợ quá trình khai thác, vận chuyển,
xử lý dầu thô ngoài giàn”
Trình độ đào tạo: Đại học
Hệ đào tạo: Chính quy
Ngành: Công nghệ hóa học
Chuyên ngành: Lọc hóa dầu
Khoá học: 2011 – 2015
Giảng viên hướng dẫn: Nguyễn Quốc Hải
Vũng Tàu, tháng 12 năm 2014
NHIỆM VỤ ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ
……
Nhóm: 4 Lớp: DH11H2
Họ tên sinh viên: Dương Công Thành MSSV: 1152010215
Trần Văn Thương MSSV: 1152010224
Trần Ngọc Tân MSSV: 1152010204
Trần Ngọc Pha MSSV: 1152010158
I. TÊN ĐỒ ÁN: “Nghiên cứu đề xuất quy trình kiểm tra, sử dụng hóa chất hỗ trợ
quá trình khai thác, vận chuyển, xử lý dầu thô ngoài giàn.”
II. NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:
− Phần I: Tổng quan lý thuyết
• Vai trò và ứng dụng của đối tượng nghiên cứu
• Tình hình nghiên cứu trong và ngoài nước
• Cơ sở hóa lý và phương pháp nghiên cứu
− Phần II: Xây dựng quy trình thực nghiệm

• Phương hướng nghiên cứu cần thực hiện
• Lập danh sách hóa chất và dụng cụ thí nghiệm
• Thiết lập quy trình thực nghiệm, hệ thống sơ đồ thiết bị thí nghiệm
• Các bước tiến hành thí nghiệm, tính toán cân bằng mol cho phản ứng
• Phương pháp hóa lý phân tích kết quả
− Phần III: Kết luận
• Hướng nghiên cứu đã chọn
• Phương pháp nghiên cứu đã thực hiện
• Phương pháp hóa lý phân tích kết quả cần thực hiện
III. NGÀY GIAO NHIỆM VỤ LUẬN ÁN:29/9/2014
IV. NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 8/12/2014
V. HỌ VÀ TÊN NGƯỜI HƯỚNG DẪN: Nguyễn Quốc Hải
Vũng tàu, ngày tháng năm
CÁN BỘ HƯỚNG DẪN
Nguyễn Quốc Hải
LỜI CẢM ƠN

Vũng tàu, ngày tháng năm
Sinh viên thực hiện
ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ HÓA DẦU
Phần Mở Đầu
Phần 1: Chất Phá Nhũ
Chương 1: Tổng Quan
1 Sự hình thành và ổn định nhũ dầu mỏ
1 Giới thiệu chung
Hầu hết dầu mỏ dược khai thác trên thế giới đều kèm theo nước dưới dạng nhũ
tương và cần xử lý.
Ngay ở nhiều mỏ khi hình thành không có nước những sau thời gian khai thác
nước sẽ xâm nhập vào từng điểm của vỉa đạt tới hàm lượng cần xử lý. Hàm lượng
nước trong dầu ở các nơi khác nhau là khác nhau, dao động từ 1% ÷ trên 90%.
Để han chế cho các công đoạn như: Vận chuyển, xử lý nước, chi phí do ăn mòn
thiết bị, chi phí bảo dưỡng và sửa chữa thiết bị…khách hang mua dầu thường đưa ra
tiêu chuẫn những giới hạn tiêu chuẩn về hàm lượng nước và tạp chất cơ học chứa
trong dầu thương phẩm. Tùy theo đặc điểm của từng khu vực mà giới hạn tiêu chuẩn
dao động từ 0,2% ÷ 3% và tất nhiên đi kèm với dao động đó là dao động của giá cả.
Trong tổng hàm lượng nước và tạp chất cơ học thì nước chiếm ưu thế hơn. Thành phần

nước trong dầu thô thường ở dạng nhũ tương bền vững nên không thể chuyển dầu tới
những khi chứa bình thường được mà phải sử dụng những phương pháp xử lý nhũ để
tách chung ra thành thể tự do.
Trên thực tế quá trình phân tán đơn của một chất lỏng trong chất lỏng kia người
ta đi đến định nghĩa như sau: Nhũ tương là một hệ chất lỏng không đồng nhất gồm hai
chất lỏng không hòa tan vào nhau, trong đó một chất bị phân chia thành những hạt nhỏ
hình cầu, phân tán trong chất thứ hai. Chất lỏng bị phân tán gọi là pha phân tán, chất
lỏng thứ hai gọi là pha liên tục hay môi trường phân tán.
Trong hầu hết các dạng nhũ tương của dầu mỏ thì nước thường là pha phân tán.
Những giọt nước được tạo thành có dạng hình cầu do sức căng bề mặt phân giới buộc
chúng phải co lại để giảm diện tích của bề mặt tiếp xúc với dầu. Đó là nhũ tương nước
trong dầu và được quy vào dạng nhũ tương bình thường (nhũ tương thuận). Dầu cũng
có thể phân tán vào nước và được quy vào dạng nhũ tương nghịch.
T r a n g 4 | 36
ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ HÓA DẦU
(a) (b)
Hình 1 Ảnh chụp kính hiển vi nhũ tương dầu trong nước (a), nhũ tương nước trong dầu (b)
Nhũ tương đôi khi cũng chuyển đổi trạng thái để tồn tại dưới dạng hỗn hợp.
Cũng có thể tồn tại cùng một lúc nhũ tương nước trong dầu và dầu trong nước như ở
giai đoạn đầu hình thành đang còn tồn tại những giọt nước kích thước lớn. Nhưng khi
xung động trong dòng chảy tang lên sẽ làm chúng chuyển thành thể siêu nhỏ. Lúc này
nếu như nhũ tương nước trong dầu mới được hình thành thì nhũ tương là dạng nước
trong dầu trong nước (water in oil in water emulsion). Dạng này có thể tạo nên do một
thể tích nhỏ của nhũ tương gốc nước trong dầu bị bao bọc bởi một lớp màng nước. Hạt
nhũ có dạng như trên có thể hình thành nên những nhũ tương siêu nhỏ trong pha liên
tục của dầu thô.
Hình 2: Ảnh chụp nhũ tương dạng nước trong dầu trong nước
Những nhũ tương siêu nhũ thường làm tăng tính phức tạp của quá trình phân tách
chúng. Cường độ xung động càng lớn thì sự hình thành nhũ tương siêu nhỏ càng tăng.
2 Sự hình thành nhũ và ổn định nhũ dầu mỏ.

1.1.1.1. Sự hình thành nhũ
Phần lớn dầu thô được khai thác dưới dạng nhũ mà chủ yếu là nhũ nước trong
dầu (W/O). Loại nhũ này thường rất bền và khó phá. Các nhà nghiên cứu cho rằng
trong điều kiện vỉa hầu như không thể phân tán dầu khí nước, chúng chỉ bắt đầu tạo
thành tỏng quá trình chuyển động theo thân giếng lên bề mặt. Ở độ sâu 2000m và điều
kiện áp suất 20µPa thì một phần thể tích dầu mỏ có thể hòa tan tới 1000 phân thể tích
khí. Khi lên đến bề mặt do giảm áp khí tách ra với năng lượng đủ lớn để phân tán các
giọt nước vỉa. Đó chính là nguyên nhân gây ra nhũ nước. Trong hệ thống thug om, do
T r a n g 5 | 36
ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ HÓA DẦU
giảm áp liên tục và do bơm vận chuyển cũng làm tăng them độ phân tán các giọt nước
trong dầu mỏ nhũ tương nước trong dầu còn được tạo thành do quá trình rửa dầu bằng
nước ngọt để tách muối Clorua bằng phương pháp điện. Nhũ nước tỏng dầu là một hệ
phân tán của hai chất lỏng không tan hoặc ít tan vào nhau và là hệ thống ổn định về
nhiệt động học, luôn có xu hướng tiến tới cân bằng với cực tiểu bề mặt phân tán các
pha. Diện tích bề mặt phân cách nhỏ nhất khi xảy ra tách pha.
Trên thực tế nhũ W/O có độ bền cực lớn, được đặc trưng bởi độ bền nhũ dầu mỏ.
Yếu tố cơ bản xác định độ bền của nhũ dầu mỏ là do sự có mặt của lớn Slovat hấp thụ
trên bề mặt giọt nước phân tán, lớp hấp phụ này có tính cơ cấu trúc xác định, cản trở
sự kết hợp của các hạt nước và tách nhũ. Sự hình thành lớp hấp phụ là do có chất ổn
định nhũ trong thành phần dầu như sau :
- Chất có hoạt tính bề mặt (acid naphtenic, acid béo,…)làm hệ
phân tán mạnh và tạo phân lớp phân tử không cấu trúc trên
bề mặt phân cách pha.
- Các chất có hoạt tính bề mặt không cao (asphaltene acid,…)
tạo lớp cấu trúc ổn định nhũ cao.
- Các chất khoáng và hữu cơ rắn nhờ tính thấm ướt chọn lọc
bám dính vào hạt nước tạo lớp vỏ bọc “bền vững”.
Tính chất nước vỉa, sự có mặt của các chất phân tán (tạp chất cơ học, tinh thể
muối) và hòa 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.
1.1.1.2. Phân loại nhũ dầu mỏ
Theo cách phân loại phân tán dị thể, nhũ dầu mỏ được chia thành 3 loại chính:
 Nhóm 1: Nhũ thuận: nước tỏng dầu mỏ (W/O)
Đây là loại nhũ chính thường gặp trong khai thác dầu mỏ. Hàm lượng pha phân
tán (nước) trong môi trường phân tán (dầu mỏ) có thể thay đổi từ vết đến trên 90%.
Tính chất loại nhũ này ảnh hưởng lớn đến quá trình khai thác và thug om dầu đến việc
lựa chọn công nghệ kỹ thuật tách nhũ.
 Nhóm 2: Nhũ nghịch: dầu mỏ trong nước (O/W)
Nhũ này tạo thành trong quá trình phá nhũ thuận (quá trình phá nhũ dầu mỏ),
trong quá trình tác động nhiệt hơi nước lên vỉa và trong quá trình xử lý nước thải.
Nhưng dầu trong nước thuộc loại loãng. Công nghệ phá nhũ thuận lợi đơn giản hơn so
với phá nhũ thuận.
T r a n g 6 | 36
ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ HÓA DẦU
 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 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.
1.1.1.3. Độ bền nhũ
Đối với nhũ dầu mỏ, chỉ tiêu quan trọng nhất là độ bền – chính là khả năng tỏng
một khoảng nhất định không bị phá vỡ, không bị tách thành hai pha, không trộn lẫn.
Khi đánh giá độ bền nhũ người ta phân thành hai loại: Độ bền động học và độ bền tập
hợp:
a. Độ bền động học (sa lắng):
Là khả năng của hệ thống chống lại sự sa lắng hay nổi lên của hạy pha phân tán
dưới tác dụng của trọng lực. Đối với hệ loãng, khi hàm lượng pha phân tán nhỏ hơn

3%. Độ bền động học của nhũ có thể xác định bằng công thức:
Trong đó:
- : tốc độ lắng hoặc nổi của hạy pha phân tán có bán kính r.
- : hiệu tỷ trọng pha phân tán và môi trường phân tán.
- : độ nhớt của môi trường phân tán.
- g : gia tốc trọng trường.
Từ đó thấy rằng độ bền động học của nhũ dầu mỏ loãng tỷ lệ thuận với độ nhớt
của dầu thô, tỷ lệ nghịch với hiệu tỷ trọng của dầu thô và nước phân tán và tỷ lệ
nghịch với bình phương bán kính giọt nước.
b. Độ bền tập hợp:
Độ bền tập hợp là khả năng của hạt pha phân tán khi va chạm với các hạt khác
hay với ranh giới phân chia pha vẫn giữ nguyên được kích thước ban đầu của mình.
Độ bền tập hợp của nhũ được đo bằng thời gian tồn tại của chúng, đối với nhũ dầu mỏ
có thể dao động từ vài giây đến nhiều năm:
T r a n g 7 | 36
ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ HÓA DẦU
Trong đó:
- H: chiều cao cột nhũ (cm)
- v: tốc độ dài trung bình tự tách lớp của hệ (cm/s)
Do đó số nhũ dầu mỏ có độ bền tập hợp xác định rất cao nên người ta đánh giá
đại lượng này theo công thức:
Trong đó:
- : Hàm lượng chung của pha phân tán trong nhũ nghiên cứu.
- W: Hàm lượng pha phân tán tách ra trong quá trình ly tâm.
Để so sánh độ bền tập hợp của hệ nhũ với độ nhớt của môi trường, kích thước hạt
phân tán hay quá trị điều kiện ly tâm được điều chỉnh theo công thức Stock:
Trong đó:
- T: Thời gian ly tâm của hệ với tốc độ góc đã cho (w, độ/s)
- x
1

, x
2
: Khoảng cách từ tâm quay đến mức trên và mức dưới
của hệ nhũ nghiên cứu trong ống ly tâm.
Bản chất của quá trình xử lý sản phẩm khai tác là giảm tối đa độ bền tập hợp của
hệ nhũ, có thể chia ra tành: Thuyết nhiệt động học (năng lượng) và thuyết cao phân tử
gắn liền với sự tạo thành rào cản cấu trúc. Tuy nhiên các thuyết này đều thống nhất:
Để có được độ bền của hệ nhũ của hai chất lỏng sạch không trộn lẫn (sức căng ranh
giới lớn hơn 0 rất nhiều) cần có các cấu trúc từ ổn định thứ 3. Các chất ổn định nhũ,
thành phần ổn định lớp nhũ dầu mỏ rất khác nhau. Ngoài các chất ổn định chính nhựa
Asphltene còn có muối của acid naphaltene và kim loại nặng, vì tinh thể paraffin, hạt
rắn huyền phù khoáng sét với bề mặt bị biến tính bởi các cấu tử phân cực mạnh của
dầu, Porfirin và oxyt của nó chứa các kim loại nặng.
2 Tính chất nhũ dầu mỏ và các yếu tố ảnh hưởng đến độ bền nhũ
1 Tính chất của nhũ dầu mỏ
1.1.1.4. Tỷ khối và độ nhớt của nhũ
Tỷ khối của nhũ được tính theo công thức sau:
T r a n g 8 | 36
ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ HÓA DẦU
Trong đó:
- : tỷ khối của nhũ
- : tỷ khối của dầu
- : tỷ khối của nước
- W: hàm lượng nước trong dầu, % thể tích
1.1.1.5. Độ nhớt
Các chất lỏng riêng biệt và dung dịch thường tuân theo định chảy nhớt của
Newton
Trong đó:
- F: ứng suất trượt
- : tốc độ trượt

- : hệ nhớt, ở nhiệt độ đã cho là đại lượng không đổi – const.
Nhũ dầu mỏ là hệ phân tán, có độ nhớt dị thường và chuyển động của nó không
tuân theo định tuận Newton. Đối với hệ này độ nhớt không phải là hằng số, mà phụ
thuộc vào điều kiện chuyển động, trước hết là vào gradient tốc độ trượt.
Nguyên nhân của hiện tượng dị thường này của nhũ là sự biến dạng của giọt
phân tán. Khi tăng ứng suất trượt vào. Khi tăng lực tác động, giọt chất lỏng nhũ bị kéo
dài ra chuyển từ hình cầu sang hình elip dẫn đến làm nõ dễ chảy hơn và giảm độ nhớt
hiệu dụng của nhũ.
Độ dị thường của độ nhớt nhũ càng gia tăng nếu dầu mỏ có tính dị thường, đặc
biệt là ở nhiệt độ thấp đối với dầu thô nhiều paraffin. Nguyên nhân của dị thường là sự
hình thành cấu trúc từ các phân tử của pha phân tán gồm các giọt nước nhũ và tinh thể
paraffin. Sự xuất hiện cấu trúc gây ra ứng suất trượt tới hạn mà ở dưới giá trị này là
nhũ hầu như không có tính chảy. Điều kiện nhiệt độ và hàm lượng nước, gradient tốc
độ quyết định độ nhớt dị thường của dầu mỏ. Đối với mỗi loại nhũ dầu mỏ có tồn tại
nhiệt độ và gradient tốc độ tới hạn mà khi vượt giá trị này độ nhớt có giá trị không đổi.
Khi tăng hàm lượng nước độ nhớt của nhũ tạo thành tăng, đặc biệt là khi lượng
nước >20%.
 Độ nhớt của nhũ có thể đo bằng nhiều phương pháp khác nhau. Ngoài ra có thể
xác định độ nhớt của nhũ theo các phương pháp bán thực nghiệm, chăng hạn
như phương trình Taylor:
T r a n g 9 | 36
ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ HÓA DẦU
Trong đó:
- : độ nhớt của nhũ.
- : độ nhớt môi trường phân tán.
- : độ nhớt pha phân tán.
- : tỷ lệ giọt phân tán so với thể tích chung của nhũ.
 Hay phương trình Gatchee:
1.1.1.6. Độ phân tán của nhũ
Độ phân tán đặc trung cho mức độ phân tán của pha phấn tán (nước) trong môi

trường phân tán (dầu thô). Đây là đặc trưng cơ bản xác định tính chất của hệ nhũ
tương và các hệ phân tán khác. Độ phân tán được đo bằng đường kính hạt phân tán
hay D=1/d gọi là độ phân tán. Hoặc biểu thị bằng bề mặt phân pha riêng trên một đơn
vị thể tích pha phân tán. Bề mặt riêng của nhũ chứa các hạt hình cầu bán kính r tính
theo phương trình:
Bề mặt riêng tỉ lệ nghịch với kịch thước hạt tùy theo đặc tính của dầu mỏ, nước
vỉa, điều kiện hình thành nhũ mà độ phân tán của nhũ thay đổi khác nhau. Kích thước
hạt nước dao động trong khoảng 0,2 ÷ 100µm. Theo độ phân tán nhũ được chia làm 3
loại.
- Nhũ có độ phân tán nhỏ: kích thước giọt nhũ từ 0,2 ÷ 20µm.
- Nhũ có độ phân tán trung bình: kích thước giọt nhũ 20 ÷
50µm.
- Nhũ có độ phân tán thô: kích thước giọt nhũ 50 ÷ 100µm.
Tuy nhiên trong thực tế nhũ dầu có chứa cả ba loại trên và được gọi là đa phân
tán.
Độ phân tán của nhũ được xác định bằng nhiều cách khác nhau như phân tuchs
sa lắng, ly tâm hay kính hiển vi. Nhìn chung các khảo sát cho thấy nhũ tương nước dầu
có độ phân tán càng cao nghĩa là có bề mặt riêng càng lớn thì càng khó phá. (lượng
chất phá hủy tiêu hao nhiều).
2 Các nhân tố ảnh hướng đến độ bền nhũ.
1.1.1.7. Nhiệt dộ:
T r a n g 10 | 36
ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ HÓA DẦU
Nhiệt độ càng tăng thì độ nhớt của dầu thô càng giảm, dẫn tới độ bền của nhũ
giảm. Nhiệt độ còn làm giảm hiệu tỷ trọng nước – dầu thô, làm giảm độ bền cơ học
của lớp bảo vệ và làm tăng tốc độ tách lắng nước hệ nhũ. Điều này đặc biệt biểu hiện
rõ rệt đối với dầu thô nhiều paraffin. Khi giảm nhiệt độ, paraffin kết tinh dễ hấp thụ
trên bề mặt giọt nước và dẫn tới làm tăng độ bền của nhũ.
1.1.1.8. Hàm lượng nước:
Các khảo sát sự biến đổi của nhũ (độ bền) với nhũng hàm lượng nước khác nhau

với một số chất phá nhũ cho thấy: độ bền của nhũ đạt cực đại tại vùng có hàm lượng
nước khoảng 40% và từ vùng này trở đi tính chất nhớt của nhũ tăng đột ngột nhưng độ
bền nhũ lại bị giảm nhẹ. Và cũng tại vùng này (hàm lượng nước 40%) khi tăng độ
phân tán nhũ không làm tăng đáng kể lượng chất phá nhũ.
1.1.1.9. Độ khoáng hóa của nước:
Nước vỉa là một hệ giả phức tạp, trạng thái cân bằng của nó dễ bị phân hủy khi
thay đổi điều kiện vỉa. Khi áp suất, nhiệt độ giảm, khi trộn lẫn với nước vỉa khác hoặc
nước ngọt đều dẫn đến phá vỡ cân bằng ion. Khi tách khí nước vỉa có thể làm thay đổi
độ pH của nước.
Ví dụ: Khi tách nước vỉa chứa H
2
S, độ pH môi trường tăng lên. Khi tách nước
vỉa bão hòa ion Ca
2+
do khí CO
2
thoát ra dẫn đến kết tủa mối CaCO
3
:
Ca(HCO
3
)
2
 CaCO
3
↓ + CO
2
↑+ H
2
O

Đối với nước vỉa chứa nhiều Fe
2+
. Khi tiếp xúc với O
2
không khí sẽ tạo ra kết tủa
Fe(OH)
2
↓ và làm thay đổi độ pH của nước:
Fe(HCO
3
)
2
 FeCO
3
↓ + CO
2
↑ + H
2
O
FeCO
3
 FeO + CO
2
↑
FeO  Fe(OH)
2
↓
4Fe(OH)
2
+ O

2
+ 2H
2
O  4Fe(OH)
3
↓
Từ phương trình trên ta thấy khi tách khí CO
2
của nước vỉa có độ pH của hệ tăng,
còn khi tiếp xúc với không khí và thủy ngân, muối sắt, pH của hệ giảm.
Khi pha trộn nước chứa H
2
S và nước chứa ion Fe
2+
sẽ dẫn đến tạo thành một
lượng lớn các phân tử lở lửng Sunfua sắt FeS:
Fe(HCO
3
)
2
+ H
2
S  FeS + CO
2
↑ + H
2
O
T r a n g 11 | 36
ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ HÓA DẦU
Khi tạo nhũ các hạt FeS tạo keo với tạp chất cơ học tích tụ trên ranh giới dầu –

nước và làm tăng độ bền của nhũ.
1.1.1.10. Tạp chất cơ học.
Trong quá trình tách nước các tạp chất cơ học lắng tủa cùng với giọt nước trên bề
mặt phân pha, tạo ra một lớp trung gian đặc khó tách lớp. Đây chính là loại nhũ hỗn
hợp có độ bền cao, rất khó phá.
3 Các chất ổn định nhũ tự nhiên trong dầu mỏ.
1.1.1.11. Thành phần lớp màng mỏng ổn định nhũ dầu mỏ.
Trong quá trình phân tán hỗn hợp dầu khí nước các chất có cấu tạo lưỡng ái hấp
thụ trên ranh giới dầu nước tạo màng bảo vệ bền cơ học, ngăn ngừa quá trình kết tụ
của các giọt nước dầu thô và được gọi là các chất ổn định tự nhiên nhũ dầu mỏ. Thành
phần của màng bảo vệ mặc dù rất đa dạng. Nhưng luôn chứa các chất tạo nhũ đen:
Asphanten, nhựa và parafin nóng chảy cao. Theo các công trình nghiên cứu về vai trò
của Asphanten trong việc ổn định nhũ dầu mỏ cho thấy tính chất tạo nhũ của dầu mỏ
không chỉ phụ thuộc vào hàm lượng Asphanten mà còn phụ thuộc vào trạng thái của
nó trong dầu mỏ. Asphanten ở trạng thái phân tán keo gần với điểm kết tụ, nghĩa là khi
tách khỏi dung dịch có khả năng tạo nhũ lớn nhất.
Ngoài ra các chất cơ học lơ lửng khác nhau cũng làm tăng độ bền nhũ dầu mỏ.
1.1.1.12. Các chất hoạt động bề mặt tự nhiên.
Có trong dầu mỏ và nước vỉa cũng có vai trò quan trọng trong việc ổn định nhũ
dầu mỏ. Các công trình nghiên cứu cho thấy các chất hoạt động bề mặt này là các cấu
tử phân cực của dầu mỏ chứa oxy, axit naptenic, axit béo, hợp chất phenol, este
Những hợp chất này có phân tử lượng thấp hơn phân tử lượng của Asphanten và nhựa
và có tính hoạt động bề mặt lớn hơn trên ranh giới mạnh hơn tạo điều kiện dễ dàng
hơn cho quá trình tạo nhũ. Các chất này có khả năng hấp thụ lên các tạp chất cơ học và
các chất nhựa Asphanten và làm peptit hoá một phần chúng.
4 Quá trình lão hoá nhũ tương.
Độ bền của nhũ tăng liên tục trong quá trình vận chuyển theo ống dẫn, thu gom,
tách khí, phân tán trong bơm van và lưu giữ lâu ngày trong các bể chứa. Độ bền của
chúng được đặc trưng bởi lượng chất phá nhũ, nhiệt độ cần thiết để phá chúng và quá
trình thayđổi độ bền cũng thay đổi khác nhau. Đối với dầu mỏ nhiều parafin, quá trình

lão hoá qua một ngày đêm cần tăng lượng chất phá nhũ gấp 3 lần để phá chúng. Đối
với một số loại nhũ: mẫu lấy lên sau hai giờ lão hoá đã cần tăng gấp đôi lượng chất
T r a n g 12 | 36
ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ HÓA DẦU
phá nhũ so với mẫu mới. Quá quan sát trực tiếp động học hình thành màng phân pha
đối với các chất ổn định nhũ tự nhiên diễn ra với tốc độ như nhau và kết thúc sau 20
giờ.
Tuy vậy việc giải thích nguyên nhân tăng độ bền của nhũ trong quá trình lão hoá
chỉ do động học hấp phụ chậm của các chất ổn định nhũ tự nhiên chưa cho thấy bản
chất của hiện tượng vô cùng phức tạp và quan trọng này đối với việc lựa chọn công
nghệ phá nhũ. Thuật ngữ lão hoá không chỉ xem là khoảng thời gian tồn tại nhũ từ khi
hình thành nhũ đến khi có tác động phá nhũ như nhiệt độ chẳng hạn. Có những điều
kiện mà độ bền của nhũ đạt cực đại chỉ vài phút hoặc vài giây theo thời gian. Tốc độ
quá trình hình thành và biến đổi thành phần và kích thước hạt keo của các chất ổn định
nhũ tự nhiên có trong dầu mỏ cũng như trong nước đặc trưng cho quá trình lão hoá
nhũ.
5 Các chất phá nhũ và cơ chế tác động của nó đến quá trình phá nhũ tương.
1.1.1.13. Các chất phá nhũ.
Chất phá nhũ là các hợp chất hoá học được sử dụng rộng rãi để phá vỡ tính ổn
định của nhũ và tham gia trợ giúp cho quá trình liên kết của các giọt nhũ W/O.
Những hợp chất đó được gọi chung là các chất phụ gia phá nhũ hoặc chất phụ gia
khử nước.
Các tính năng hoạt động một chất phá nhũ yêu cầu phải đạt được là:
- Có khả năng hấp thụ mạnh vào bề mặt phân giới dầu - nước.
Sau khi bám được vào bề mặt này chất phá nhũ sẽ giảm tốc
độ ổn định của lớp màng bao quanh giọt nước bởi khả năng
khử bỏ tác nhân nhũ hoá của nó.
- Tính kết tụ: Chất phá nhũ phải có khả năng làm cho các giọt
nước của pha phân tán kết dính với nhau tạo thành từng
chùm giống như chùm trứng cá.

- Tính liên kết: Sau khi kết tụ từng chùm, lớp màng của các
giọt nhũ vẫn tồn tại. Lúc này chất phá nhũ phải trung hoà
được chất nhũ hoá, xúc tác để làm rách lớp màng thúc đẩy
quá trình liên kết xảy ra, kết quả là làm tăng kích thước các
giọt nước phân tán, làm tăng tốc độ lắng.
- Tính thấm ướt và thế chỗ cho lớp màng: Nhờ đặc tính này
mà các phần tử rắn như: Cát, đất sét, mùn khoan sẽ được
thấm ướt. Nhờ đó mà chúng có thể rời khỏi bề mặt phân giới
để khuếch tán vào giọt nước và bị các giọt nước cuốn theo
T r a n g 13 | 36
ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ HÓA DẦU
trong quá trình lắng. Còn thành phần parafin, Asphanten thì
nhờ tác dụng của chất phá nhũ làm giảm độ nhớt của lớp
màng bao bọc tạo điều kiện cho dầu thấm ướt chúng và hoà
tan chúng vào môi trường phân tán.
Sau đây là một số hoá chất phá nhũ có đặc tính trên:
• Polyglycol ester: Có đặc điểm làm sáng nhũ tương nhanh nhưng khả năng
hướng tới các giọt nước chậm và tạo cặn. Đây là chất có khả năng phá hoại
nhũ khó xử lý.
• Nhựa dẫn xuất có phân tử lượng thấp: Khả năng hướng tới các giọt nước
nhanh chóng, có đặc tính thuận lợi cho quá trình khử nhũ triệt để, chúng
thể hiện một số khuynh hướng xử lý hiệu quả đối với nhũ tương của dầu có
độ API cao.
• Nhựa dẫn xuất có phân tử lượng cao: có khuynh hướng thấm ướt mạnh và
phát sáng. Chúng thường được sử dụng trong hỗn hợp với các chất khác.
• Sulfonates: Biểu thị tính thấm ướt tốt có hiệu quả trong việc xử lý nước.
• Polymerized oils và estes: Chúng có khả năng đặc biệt đối với những loại
nhũ hiếm, nhưng lại yếu kém đối với xử lý tổng thể. Vì vậy không sử dụng
rộng rãi mà chỉ dùng phối hợp với các chất khác.
• Alkanol amin condensate: Có khả năng thúc đẩy sự tạo thành các giọt nước

trong một số nhũ. Chúng thường được trộn lẫn với các chất khác để đạt
hiệu quả trong xử lý.
• Oxyalkylalated phenols: Có tính thấm wowts khá tốt và khả năng khử nhũ
đạt từ khá đến kém. Chúng thường được sử dụng trong hỗn hợp để tăng
hiệu quả khử nhũ.
Việc nghiên cứu để tìm ra những hoá chất khử nhũ tương dầu thô tối ưu vẫn là
vấn đề bức xúc đối với ngành khai thác dầu mỏ. Chất hoá học tối ưu là một chất đáp
ứng được mấy yêu cầu sau:
- Nước tách ra đạt độ tinh khiết nhất.
- Phân tách nhất khỏi dầu nhanh nhất.
- Sử dụng nguồn nhiệt thấp nhất.
- Nồng độ yêu cầu cho một tấn dầu nhỏ nhất.
- Giá thành rẻ nhất.
1.1.1.14. Cơ chế tác động của chất phá nhũ.
Sau khi được bơm định lượng vào dòng nhũ tương, chất phá nhũ sẽ hoà trộn đều
vào nhũ. Do các đặc tính hoạt động (như đã nói phần trên), chúng di chuyển tới các
giọt nước phân tán và bám vào lớp màng bọc quanh các giọt nước này. Tại đây chúng
T r a n g 14 | 36
ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ HÓA DẦU
bắt đầu thực hiện chức năng làm suy yếu lớp màng và thay thế chỗ của lớp màng. Tính
thấm ướt các tạp chất cơ học và chức năng làm giảm độ nhớt của màng bao bọc, do
các phần tử parafin.
Asphanten tạo nên cũng được đồng thời tác dụng để các tạp chất cơ học thì được
thấm ướt và khuếch tán vào các giọt nước của pha phân tán, còn các hạt parafin kết
tinh và Asphanten thì được dầu thấm ướt và hoà tan vào pha liên tục.
Giai đoạn tiếp theo là do tác dụng của các xung động vừa đủ trong quá trình xử
lý tạo nên sự tiếp xúc giữa các hạt phân tán vào tạo nên sự liên kết giữa chúng hình
thành các giọt nước phân tán có kích thước lớn hơn.
Cuối cùng là giai đoạn lắng đọng tĩnh để tách các giọt phân tán ra khái pha liên
tục.

Lượng hoá chất sử dụng để xử lý nhũ tương W/O thường nằm trong khoảng 10 -
60 g/tấn. Nếu sử dụng định lượng hoá chất không đủ thì sẽ làm mất tác dụng phá nhũ
của hoá chất vượt quá mức cho phép có thể lại làm tăng tính bền vững của nhũ tương
W/O hoặc nhũ O/W chứa trong nước thải. Lượng dư của hoá chất tạo cặn và cũng như
trường hợp trên nó có thể tạo nhũ mới.
Chương 2: Nghiên cứu các phương pháp tách nhũ và ứng dụng của
hóa chất phụ gia vào tách nhũ
3 Các phương pháp tách nhũ tương trong dầu
Có rất nhiều phương pháp xử lý nhũ tương của dầu thô nhưng xét riêng từng
phương pháp thì chưa có phương pháp nào mang tính hoàn hảo xử lý nhũ tương. Một
phương pháp xử lý hoàn hảo nhũ tương của dầu thô (nhũ nước trong dầu) là phương
pháp đáp ứng được ba bước cơ bản trong quá trình xử lý sau:
Bước 1: Phá vỡ tính ổn định của lớp màng nhũ bằng cách chống lại hiệu quả tạo
sự ổn định của chất lỏng nhũ hoá.
Bước 2: Thực hiện quá trình liên kết các giọt của pha phân tán bằng cách tạo cho
nhũ những xung động vừa đủ hoặc tạo ra cho các hạt phân tán có những chuyển động
cần thiết để tăng xác xuất va chạm tạo sự liên kết.
Bước 3: Thực hiện quá trình lắng đọng tĩnh
Đến nay chưa có phương pháp nào đơn lẻ đáp ứng được ba bước trên mà chỉ có
phương pháp kết hợp mới đáp ứng được. Sau đây là các phương pháp xử lý nhũ tương
mang tính đơn lẻ.
T r a n g 15 | 36
ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ HÓA DẦU
1 Phương pháp lắng đọng do trọng lực.
Phương pháp này mang tính tự nhiên vì mọi vật chất đều chịu tác dụng của lực
trọng trường, hơn nữa hệ nhũ tương lại có sự chênh lệch về tỷ trọng giữa dầu và nước.
Cho nên các giọt nước của pha phân tán luôn có xu hướng chuyển động xuống dưới
(lắng đọng). Điều kiện để thực hiện phương pháp này là hệ nhũ phải nằm ở trạng thái
yên tĩnh. Vận tốc lắng của giọt nước pha phân tán được xác định bằng định luật của
Stock:

Trong đó:
- v: vận tốc lắng của giọt nước m/s.
- g: Gia tốc trọng trường m/s
2
.
- :Khối lượng riêng của nước kg/m
3
.
- Khối lượng riêng của dầu thô kg/m
3
.
- :Độ nhớt động của dầu thô Pa.S
- d: Đường kính giọt nhũ m.
Định luật chỉ ra rằng muốn tăng v thì hoặc là tăng d hoặc giảm hoặc kết hợp cả 2.
Muốn đạt được điều đó phải kết hợp với các phương pháp khác.
2 Phương pháp ly tâm.
Phương pháp này cũng dựa trên nguyên tắc chênh lệch tỷ trọng giữa các thành
phần trong hệ nhũ. Ngoài ra phương pháp này còn đáp ứng được quá trình liên kết của
các giọt nước pha phân tán d
0
: Khi có lực ly tâm tác dụng các thành phần có khối
lượng riêng lớn hơn sẽ chịu tác động của lực ly tâm nhiều hơn, do vậy mà bị văng xa
tâm quay hơn. Nhưng do có lớp thành chắn nên chúng bị phân tách và sắp xếp thành
các lớp từ xa đến gần tâm quay theo khối lượng riêng từ cao đến thấp, cụ thể là tạp
chất rắn - nước - dầu. Chính sự phân lớp này làm các giọt nước liên kết thành khối và
lắng xuống khi chúng đạt kích thước đủ lớn (đủ trọng lượng để thắng lực ly tâm). Lúc
này việc tính vận tốc lắng của giọt nước theo định luật Stock phải kể đến ảnh hưởng
của lực ly tâm:
Trong đó:
- a: Gia tốc hướng tâm:

- w: vận tốc góc.
- R: Bán kính ngoài của mâm ly tâm.
- n: Số vòng quay của mâm ly tâm.
T r a n g 16 | 36
ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ HÓA DẦU
3 Phương pháp lọc cơ học.
Phương pháp này đơn giản nhưng hiệu quả thấp. Phương pháp được thực hiện
nhờ các phin lọc. Các phin lọc phải được chế tạo và sắp xếp sao cho tỷ lệ số lỗ hổng
trên diện tích bề mặt có thể lọc tách được các giọt nước phân tán trong pha dầu thô.
Thông thường người ta hay dùng các vật liệu tự nhiên như phoi bào gỗ hoặc phần xơ
sợi của lớp vỏ cây đay, đem ép chúng thành bộ phin lọc. Đặc điểm của các vật liệu này
là ưa nước kỵ dầu. Do vậy nước dễ thấm qua và dầu bị ngăn lại như quy trình hình 3.
Hình 3: Bộ lọc dầu bằng phương pháp cơ học
Trên bề mặt của phoi bào hoặc lớp sợi xơ có rất nhiều sợi gai sắc nhỏ li ti, chúng
mọc lởm chởm. Khi dòng nhũ tương đi qua, bề mặt này gây cản trở và bóp méo các
giọt nước của pha phân tán, tạo ra điều kiện bám dính cho các giọt nước vào những bộ
phận của phoi bào hoặc lớp sợi xơ. Kết quả là những giọt nước nhỏ kết hợp lại thành
giọt nước lớn hơn và lắng xuống.
Điều cần chú ý là chỉ dùng vỏ bào hoặc sợi sơ làm phin lọc với nhiệt độ < 50
0
C.
Trên nhiệt độ này lớp sợi gai sắc li ti bị hư hỏng, chất lượng lọc không đảm bảo.
4 Phương pháp hoá học.
Phương pháp này được sử dụng rộng rãi và đạt hiệu quả cao. Bản chất của
phương pháp này là lợi dụng các đặc tính hoạt động bề mặt của các hoá phẩm để làm
yếu đi các lớp vỏ nhũ, tạo điều kiện cho sự kết hợp các hạt nước diễn ra. Đồng thời thì
lợi dụng tính thay thế, tính thấm ướt và một số tính chất khác (như phần các chất phá
nhũ đã nói)để khử nhũ. Bảng 1 là các hoá phẩm phá nhũ đang được dùng ở mỏ Bạch
Hổ.
Tên gọi SEPARO

L
SEPAROL DISSOVA DEMULFE
R
SEPAROL
T r a n g 17 | 36
ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ HÓA DẦU
WF- 1 FC 014 L 5640 E919 3277
Nhà sản
xuất
BASF
Indonesia
BASF
Indonesia
SENTRUS
Singapore
TOHO
Japan
BASF
Gerrmany
Khối lượng
riêng
kg/cm
3
0,95
ở 24
0
C
0,93 ÷ 0,94
ở 30
0

C
0,92 ÷
0,94
ở 24
0
C
0,936
ở 20
0
C
0,93
ở 20
0
C
Độ nhớt 50m Pa.S
ở 20
0
C
100 ÷ 200
mPa.S
ở 20
0
C
10m Pa.S
ở 20
0
C
48m Pa.S
ở 20
0

C
30m Pa.S
Điểm chảy - 50
0
C - 30
0
C - 45
0
C - 50
0
C - 30
0
C
Liều lượng
kg/T
0,015 0,030 0,040 0,015 0,012
Giá
USD/kg
1,896 2,053 1,815 1,980
Bảng 1: Các hóa phẩm phá nhũ ở mỏ Bạch Hổ
5 Phương pháp nhiệt.
Phương pháp này dựa trên nguyên tắc: dùng nhiệt nung nóng dầu thô để giảm độ
nhớt của dầu và giảm độ nhớt của lớp màng bao quanh các hạt của pha phân tán. Đồng
thời làm tăng sự chênh lệch tỷ trọng giữa các pha. Thúc đẩy quá trình lắng đọng dưới
trọng lực của pha phân tán. Nguồn nhiệt được sử dụng vừa đảm bảo an toàn cho môi
trường dầu khí vừa đạt hiệu quả kinh tế, đó là nguồn hơi nóng được cấp bằng hệ
thống: nồi hơi - ống dẫn - bộ gia nhiệt - bộ trao đổi nhiệt Để tránh khỏi thoát nhiệt thì
mặt ngoài của các thiết bị nhiệt cần phải được bảo ôn. Nguồn nhiệt cần thiết cho một
bình xử lý nhũ tương dầu tho có bọc bảo ôn được xác định bằng công thức sau:
Lượng nhiệt thất thoát khoảng 10% so với nguồn cấp:

T r a n g 18 | 36
ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ HÓA DẦU
Trong đó:
- Q: Nhiệt lượng cần cung cấp (w).
- ∆T: Lượng tăng thêm của nhiệt độ (
0
K) .
- : Lưu lượng dòng dầu. m
3
/ngđêm .
- : Lưu lượng dòng nước m
3
/ngđêm .
- : Tỷ trọng của dầu (không thứ nguyên).
- : Tỷ trọng của nước (không thứ nguyên).
Ở đây cần lưu ý:
Lưu lượng dòng chất lỏng vào bình gồm cả dầu thô và nước. Phải xác định được
hàm lượng nước trong dầu rồi quy đổi ra đơn vị m
3
/ngđ cho cả dầu thô và nước.
Nhiệt độ xử lý nhũ tương chỉ trong giới hạn cho phép. Nếu cao quá làm giảm
chất lượng dầu do các tác động lí -hoá diễn ra khi nhiệt độ cao.
6 Phương pháp tĩnh điện.
Bản chất của phương pháp này là dùng năng lượng điện trường tạo ra cho các hạt
nước trong pha phân tán những chuyển động thích hợp nhằm kích thích quá trình va
chạm giữa chúng, tăng hiệu quả liên kết.
Như ta đã biết ở phần ảnh hưởng các xung động tới quá trình xử lý nhũ: Cường
độ xung động được điều chỉnh ở mức thích hợp sẽ có tác dụng tốt cho quá trình xử lý
nhũ. Nhưng để tạo ra một nguồn xung động điều chỉnh được cho cả hệ nhũ quả là vấn
đề khó thực hiện. Trên cơ sở lý thuyết này người ta tiến hành thử nghiệm theo hướng

là chỉ tạo ra những xung động cần thiết cho riêng các hạt của pha phân tán bằng tác
động của các lực tĩnh điện. Thí nghiệm được tiến hành với các nguồn điện một chiều
và xoay chiều. Kết quả cho thấy dòng xoay chiều có tác dụng rất tốt để tạo ra chuyển
động của các hạt nước của pha phân tán còn dòng một chiều cho kết quả kém hơn
nhiều. Cơ chế tác động của các giọt nước của lực tĩnh điện rất phức tạp, chưa được
nghiên cứu đầy đủ có các giả thiết sau:
 Cho rằng điện trường tác động lên các ion của các muối có trong nước. Dưới
tác động của từ trường xảy ra quá trình phân cực (sắp xếp lại) các ion và bóp
méo giọt nước. Sự bóp méo này làm suy yếu đi lớp vỏ bọc xung quanh hạt
nước. Đồng thời làm tăng khả năng xích lại gần nhau của các giọt nước. Kết
quả là tạo thành sự liên kết của các giọt nước.
 Cho rằng điện trường tác dụng lên dung dịch muối ở trạng thái huyền phù.
 Cho rằng điện trường ảnh hưởng đến cấu trúc của hạt nước. Sự ảnh hưởng này
một mặt làm thay đổi sự liên kết của các phân tử nước, mặt khác phá vỡ sự sắp
xếp các nguyên tử hydro trong các phân tử thì sự kết hợp các giọt nước lại
T r a n g 19 | 36
ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ HÓA DẦU
thành một sẽ xảy ra. Lực liên kết giữa các hạt phụ thuộc và garadien điện thế
giữa hai bản cực. Dù cơ cấu thế nào thì lực tĩnh điện của dòng xoay chiều cũng
làm cho các giọt nước chuyển động xoay quanh nó một cách nhanh chóng bởi
sự thay đổi cực điện tích liên tục của dòng xoay chiều. Chuyển động này làm
tăng sự va chạm tự nhiên của các giọt nước pha phân tán. Khi sù va chạm đạt
đến một tốc độ thích hợp.
Tuy nhiên các thông số trên thực nghiệm chỉ ra rằng tại một vài gradien điện thế
các giọt nước có thể bị kéo ra xa và tạo ra nhũ tương khó xử lý. Để giải quyết vấn đề
này phải trang bị cơ cấu điều chỉnh gradien điện thế ở các bản cực. Lực tương tác của
các hạt nước của pha phân tán khi có tác dụng của điện trường được tính theo công
thức:
Trong đó:
- K: Hệ số tỷ lệ.

- e: Cường độ điện trường.
- r: bán kính giọt nước trong pha phân tán.
- l: Khoảng cách tính từ tâm các giọt nước.
Hình 4: Mô hình tác động của điện trường tỉnh lên các hạt nhũ
Từ trên ta đã nghiên cứu các phương pháp tách nhũ tương W/O của dầu thô.
Ta có kết luận.
Khi các phương pháp này được sử dụng đơn lẻ thì có rất nhiều nhược điểm.
Không cho hiệu quả tách nước cao.
Không phù hợp với mọi điều kiện của nhũ tương.
Chất lượng dầu thô không hoàn hảo sau khi xử lý.
Chính vì vậy, các chuyên gia xử lý dầu thô đã nghĩ đến cách kết hợp các phương
pháp đơn lẻ trên lại với nhau để khắc phục các nhược điểm trên và phù hợp với nhũ
T r a n g 20 | 36
ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ HÓA DẦU
tương nước dầu của dầu thô vùng mỏ trong đó phương pháp phá nhũ nước dầu bằng
gia nhiệt cộng phụ gia phá nhũ: là phương pháp đơn giản và đạt hiệu quả kinh tế cao
nhất và được sử dụng rộng rãi nhất hiện nay.
Như vậy trong đồ án này tôi sẽ khảo sát phương pháp phá nhũ W/O bằng phụ gia
phá nhũ cộng gia nhiệt để rút ra những ưu nhược điểm của phương pháp này để nâng
cao hơn hiệu quả phá nhũ W/O. Sau đây là những khảo sát của phương pháp phá nhũ
nước trong dầu bằng gia nhiệt cộng phụ gia phá nhũ ở mỏ Vietsovpetro.
4 Khảo sát phương pháp phá nhũ bằng gia nhiệt và phụ gia phá nhũ.
1 Phương pháp phá nhũ nước trong dầu bằng nhiệt cộng phụ gia phá nhũ.
Hiện nay người ta sử dụng phương pháp này rộng rãi do phương pháp đơn giản,
có thể áp dụng cho mọi thiết bị lớn nhỏ, ở bất kỳ địa điểm nào, ngay cả tại giàn khoan
ngoài khơi.
Đây là quá trình kết hợp giữa gia nhiệt và phụ gia phá nhũ. Khi gia nhiệt quá
trình phá nhũ xảy ra nhanh hơn. Tăng nhiệt độ sẽ làm giảm độ bền lớp vỏ bảo vệ giọt
nước do tăng độ hoà tan chất tạo nhũ trong dầu làm chảy tinh thể parafin và xerexin
bao bọc. Ngoài ra tăng nhiệt độ làm giảm đáng kể độ nhớt của dầu và tăng chênh lệch

tỷ trọng dầu nước, tạo điều kiện cho quá trình lắng tách xảy ra nhanh hơn.
Một số tác giả cho rằng khi chọn chế độ nhiệt tối ưu cho quá trình phá nhũ phải
dựa vào đặc tính nhớt dầu thô nên chọn nhiệt độ phá nhũ ứng với độ nhớt < 4cSt. Kết
hợp gia nhiệt với tác động của chất phá nhũ sẽ đạt hiệu quả phá nhũ cao. Chất phá nhũ
khi hấp thụ trên bề mặt phân pha sẽ làm peptit hoá và hoà tan lớp bảo vệ giọt nước và
pha dầu.
Phương pháp gia nhiệt và phụ gia có thể thực hiện ở áp suất khí quyển và áp suất
dư:
2.1.1.1. Hệ thống phá nhũ W/O bằng gia nhiệt - phụ gia ở áp suất khí quyển.
Phương pháp này được dùng phổ biến trong công nghiệp dầu mỏ. Nhũ dầu mỏ đã
tách khí theo các đường ống thu gom đi vào bể tiếp nhận và được bơm tới thiết bị gia
nhiệt đến 40 ÷ 60 0 C, rồi chuyển qua bể lắng tách. Trước khi vào thiết bị gia nhiệt
chất phá nhũ được bơm trộn cùng với nhũ dầu mỏ. Tại các bể tách lắng, nhũ phân lớp
thành dầu và nước trong thời gian từ vài giờ đến vài ngày tuỳ thuộc đặc tính và độ bền
của chúng. Việc tách lắng nhũ dầu mỏ trong các bể có thể được thực hiện theo ba quy
trình sau:
T r a n g 21 | 36
ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ HÓA DẦU
• Ngắt định kỳ các bể chứa riêng biệt để tách lắng theo mức chứa của chúng,
thời gian tách lắng tuỳ thuộc vào dung tích, số lượng bể và số lượng dầu
nhũ.
• Tách lắng bán liên tục nhũ đã xử lý, nhũ được đưa vào phần dưới bể có
đệm nước nóng. Dầu mỏ đi qua bể này được gom lại và chuyển sang bể
tách lắng triệt để. Nước được định kỳ xả ra hệ thống thải.
• Tách lắng liên tục trong nhóm bể với việc tự động xả nước ra hệ thống
thải.
2.1.1.2. Hệ thống phá nhũ W/O bằng nhiệt-phụ gia ở điều kiện áp suất dư.
Tách nước dầu thô trong bể chứa ở áp suất khí quyển có những nhược điểm sau:
• Khi gia nhiệt dầu ở nhiệt độ cao sẽ làm mất mát khí và phân đoạn nhẹ giá
trị sẽ làm ô nhiễm bãi bồn chứa và phá vỡ quy tắc an toàn phòng cháy.

• Tiến hành quá trình ở nhiệt độ thấp lại làm giảm hiệu quả, tăng thời gian
tách nước và làm quá tải bãi bồn chứa, khi tách nước dầu thô trong bể lắng
ở áp suất dư sẽ hạn chế được các nhược điểm trên do quá trình được tiến
hành ở áp suất tương ứng có thể gia nhiệt đến nhiệt độ tối ưu cần thiết mà
tránh mất mát phần nhẹ.
Nhũ dầu mỏ được gia nhiệt trong các bể chứa kín, áp suất tới 10 at. Nhiệt độ có
thể tăng 150
0
C làm giảm đột ngột độ nhớt của nhũ và độ bền của nó giảm, thời gian
tách lắng của nó nhanh hơn. Dầu từ các giếng được dẫn tới bể chứa. Sau đó được bơm
trộn với chất phá nhũ và chuyển đến thiết bị gia nhiệt. Tại đây dầu nhũ
được gia nhiệt tới 70 ÷ 150
0
C. Sau khi gia nhiệt dầu nhũ được chuyển tới bể lắng
và được để lắng trong khoảng thời gian từ 1 ÷ 3 tiếng. Nước tách được xả ra từ đáy.
Dầu đã tách nước được làm nguội trong thiết bị trao đổi nhiệt với dầu nhũ đi vào rồi
dẫn tới bể chứa thành phẩm.
2.1.1.3. Hệ thống tách muối nước bằng nhiệt phụ gia.
Đối với một số loại dầu mỏ khi tách nước sâu vẫn còn một lượng muối lớn trong
dầu thô. Trong các trường hợp này ngay tại mỏ cùng với việc tách nước còn cần tiến
hành tách muối dầu thô ngay trên thiết bị nhiệt hoá. Thiết bị này gồm hai cấp bể lắng.
Trước khi chuyển sang cấp thứ hai dầu được rửa muối bằng nước ngọt với lượng 5
÷10% so với dầu, có dùng chất phụ gia phá nhũ. Nước dư cùng muối hoà tan cần phải
để lắng thêm 4 ÷ 6h.
Phương pháp nhiệt hoá cho phép tách muối dầu thô đến hàm lượng muối còn lại
< 50 mg/l và nước < 0,2%.
T r a n g 22 | 36
ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ HÓA DẦU
2.1.1.4. Lựa chọn sơ đồ và chế độ tách nước hợp lý.
Khi chọn sơ đồ và điều kiện tách nước cần tính đến hàm lượng nước và độ ổn

định của dầu nhũ, mức độ và phương pháp gia nhiệt, vị trí đưa chất phá nhũ vào, tốc
độ khuấy. Mục tiêu chính là tách nước và tạp chất nhanh và hoàn toàn khỏi dầu khi
tiêu hao nhiệt và hoá phẩm nhỏ nhất. Trong tất cả các sơ đồ hiện đại, điều kiện bắt
buộc là thiết bị phải kín hoàn toàn để giảm thiểu tối đa mất mát phần nhẹ khi xử lý
dầu.
Đối với dầu có hàm lượng nước cao áp dụng sơ đồ bậc là thuận lợi nhất. Chất
phá nhũ được đưa vào ống góp. Dầu nhũ từ các mỏ khác nhau được đưa vào bể chứa
trung chuyển để tách nước sơ bộ, tại đây phần lớn nước được tách ra.
Dầu thô đã tách nước sơ bộ được chuyển đến thiết bị tách nước bằng nhiệt - phụ
gia. Như vậy sẽ tiết kiệm nhiệt năng, tăng công suất thiết bị và làm cho vận chuyển dễ
dàng hơn do độ nhớt của dầu đã tách nước giảm đi. Việc đưa chất phụ gia phá nhũ vào
ống góp có ưu thế lớn do nhũ mới tạo ra dễ phá hơn. Đưa chất phá nhũ trực tiếp vào
đáy giếng còn ngăn chặn được sự tạo thành nhũ bền W/O. Mức độ khuấy trộn tối ưu
chất phá nhũ với dầu thô được xác định bởi tính chất phá nhũ và dầu thô chất phá nhũ
có hoạt độ bề mặt nhỏ cần khuấy trộn mạnh hơn với dầu thô. Chất phá nhũ có hoạt độ
bề mặt nhỏ cần khuấy trộn mạnh có thể làm phá vỡ các hạt nước và tăng lượng các hạt
phân tán cao. Do đó mỗi trường hợp cụ thể cần xác định điều kiện khuấy trộn tối ưu.
Thông thường tại các thiết bị tách nước chất phá nhũ được đưa vào dầu thô trước bơm
ly tâm, nó đồng thời làm chức năng khuấy trộn. Tuy nhiên đối với dầu nhớt cao, khuấy
trộn trong bơm ở dạng nguội chưa đủ, còn đối với dầu ít nhớt lại quá mạnh. Do đó tốt
nhất nên có khuấy trộn riêng biệt để điều chỉnh mức độ khuấy trộn của dầu với chất
phá nhũ. Thiết bị khuấy trộn điều chỉnh đơn giản nhất là van điều chỉnh, nhờ đó có thể
duy trì được trạng thái giảm áp tương ứng trong đường ống dẫn hỗn hợp dầu nóng và
chất phá nhũ. Mức độ khuấy chất lỏng phụ thuộc vào đại lượng giảm áp tại van. Giảm
áp càng lớn tốc độ dòng càng lớn, khuấy trộn càng mạnh, giảm áp tối ưu được thiết lập
thực nghiệm và thường dao động trong khoảng 0,3 ÷ 0,7 at.
2 Chất hoạt động bề mặt. Phụ gia phá nhũ.
Từ những năm đầu của thế kỷ 20, các nhà nghiên cứu đã tổng hợp và ứng dụng
các chất hoạt động bề mặt vào việc phá nhũ dầu mỏ. Cho tới nay tại các nước công
nghiệp dầu mỏ phát triển như Nga, Mỹ, Đức, Pháp các chất phá nhũ được nghiên

cứu sâu hơn, một loạt các chất phá nhũ tổng hợp được sử dụng rất có hiệu quả trong
công nghệ phá nhũ dầu mỏ.
T r a n g 23 | 36
ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ HÓA DẦU
Để tiến hành phá nhũ một cách hiệu quả bằng phương pháp dùng phụ gia phá
nhũ, cần phải biết đặc tính loại nhũ hình thành, độ bền của nó và cơ chế tác động vào
nhũ của phụ gia mới có thể lựa chọn được loại phụ gia thích hợp.
2.1.1.5. Cơ chế tác động của chất phụ gia phá nhũ.
Mét trong những giai đoạn chính của quá trình phá nhũ là kết tụ các giọt nước
thành giọt nước lớn hơn. Để kết tụ nhũ cần phá vỡ những lớp vỏ bọc có độ bền cơ cấu
trúc trên bề mặt giọt nước từ phía môi trường phân tán (do các chất ổn định tự nhiên
của nhũ dầu mỏ tạo nên lớp chắn này, ngăn cản sự giảm chiều dày lớp màng khi các
giọt nước kích đến gần nhau và ngăn cản sự kết tụ của chúng). Để phá vỡ lớp vỏ bọc
này cần đưa vào hệ các chất có hoạt tính bề mặt lớn hơn so với chất ổn định tự nhiên
nhũ dầu mỏ và được gọi là chất phá nhũ.
Có mét số lý thuyết giải thích cơ chế tác động khác nhau của chất phá nhũ. Cụ
thể là:
Một số nhà nghiên cứu cho rằng chất phá nhũ làm thay đổi bề mặt phân pha, làm
giảm sức căng ranh giới, đẩy các chất ổn định tự nhiên khỏi bề mặt phân pha và peptit
hoá chúng. Một số khác cho rằng chất hoạt động bề mặt đưa vào hệ sẽ làm giảm điện
trường tạo điều kiện cho các giọt kết tụ. Theo Degrot, chất phá nhũ có khả năng tạo
phức chất với các chất ổn định kỵ nước của nhũ dầu mỏ và kết quả là làm mất khả
năng tạo nhũ của chúng.
Một số nhà nghiên cứu cho rằng, khi sử dụng chất phá nhũ, có xảy ra hiện tượng
đảo pha vì chất phá nhũ là chất hoạt động bề mặt có khả năng tạo nhũ loại ngược lại so
với nhũ do các chất nhũ tạo ra.
Hiện nay lý thuyết Robinde và trường phái của ông được thừa nhận rộng rãi.
Theo thuyết này, khi đưa chất phá nhũ vào hệ W/O diễn ra quá trình sau:
• Phân tử chất phá nhũ do có hoạt tính bề mặt lớn hơn so với chất ổn định tự
nhiên, đẩy các chất ổn định tự nhiên khỏi bề mặt phân pha dầu nước khi đó

chất phá nhũ phải phá sơ bộ chất tạo màng bền vững của các chất ổn định
(hoà tan keo).
• Đồng thời, phân tử chất phá nhũ hấp phụ lên các hạt chất ổn định và làm
thay đổi tính thấm ướt của chúng, tạo điều kiện cho quá trình chuyển các
hạt này ra khỏi bề mặt trong pha dầu hoặc pha nước. Lớp màng hấp phụ
tạo bởi chất phá nhũ không mang tính cơ cấu trúc và như vậy tạo thuận lợi
cho sự kết tụ nhanh các giọt nước khi chúng tương tác nhau. Như vậy quá
T r a n g 24 | 36
ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ HÓA DẦU
trình phá nhũ dầu mỏ nước trong dầu phần nhiều mang tính vật lý và phụ
thuộc vào các yếu tố sau:
- Thành phần cấu tử và tính chất màng bảo vệ của các chất ổn
định tự nhiên của nhũ dầu mỏ.
- Chủng loại, tính chất hoá keo và hàm lượng chất phá nhũ.
- Nhiệt độ, cường độ và thời gian khuấy trộn nhũ với chất phá
nhũ.
Do vậy về nguyên tắc trong quá trình phá màng bảo vệ nhũ dầu mỏ, tính chất keo
của chất phá nhũ có ý nghĩa rất lớn.
Các công trình nghiên cứu cho thấy để có được hoạt tính phá nhũ, các hoạt động
bề mặt phải có tính chất sau:
- Hoạt tính bề mặt cao khi hấp phụ từ pha nước cũng như từ
pha dầu mỏ.
- Khả năng thấm ướt (và peptit hoá) đối với các hạt keo nhựa
Asphanten và các chất cơ học.
2.1.1.6. Các chất phụ gia phá nhũ.
Thực tế cho thấy không thể tạo được một chất phá nhũ vạn năng hữu hiệu cho tất
cả các loại dầu mỏ. Khả năng phá nhũ phụ thuộc vào bản chất hoá học, thành phần
nhóm phân cực và không phân cực chất phá nhũ. Người ta chia chất hoạt động bề mặt
thành ba nhóm chính phụ thuộc vào bản chất hoá học của chúng : chất hoạt động
anion, cation và không ion.

a. Chất hoạt động bề mặt anion.
Chất hoạt động bề mặt anion là chất phân ly trong dung dịch nước thành các ion
(-), là phần hydro cacbon của phân tử các ion (+) kim loại hay H
+
. Các axit
cacbonxillic và muối của chúng, alkyl sunfat (R-O.SO
2
ONa), alkyl sulfonat (R-
SO
3
Na) và alkylaril (R-C
6
H
4
-SO
3
Na) thuộc nhóm này. Contact đen trung hoà (HYK)
là một loạt chất phá nhũ anion được sử dụng trước những năm 1960. Đó là muối của
các sulfua axit tan trong nước thu được khí sulfo hoá, phân cất kero - gasoil, tách
gudron axit, rửa và trung hoà bằng kiềm. Hiện nay HYK được thay thế hoàn toàn bằng
các chất phá nhũ không ion.
b. Các chất hoạt động bề mặt cation.
T r a n g 25 | 36