Nghiên cứu tìm hiểu lựa chọn hóa phẩm phá nhũ phù hợp để xử lý nhũ dầu mỏ bạch hổ

LỜI CẢM ƠN
Trong quá trình thực hiện đồ án tốt nghiệp này, với lòng biết ơn sâu sắc:
Em xin gửi lời cảm ơn sâu sắc tới thầy Ngô Hà Sơn cùng toàn bộ các thầy cô
trong bộ môn Lọc- Hóa dầu đã tận tình quan tâm, giúp đỡ và hướng dẫn em trong
quá trình thu thập nguồn tài liệu, nghiên cứu, làm thực nghiệm và hoàn thành đồ
án.
Em xin chân thành cảm ơn tới các anh, các chị trong tổng công ty dung dịch
khoan và hóa phẩm dầu khí chi nhánh DMC-RT. Đặc biệt cảm ơn tới anh Phạm
Ngọc Sơn đã giúp em rất nhiều trong quá trình tìm nguyên liệu, dụng cụ cũng như
hướng dẫn em phương pháp tiến hành thực nghiệm để thu được kết quả tốt nhất.
Cuối cùng, em xin được gửi lời cảm ơn đến gia đình, bạn bè và toàn thể người
thân đã động viên, ủng hộ và giúp đỡ em trong thời gian làm thực nghiệm và hoàn
thành đồ án tốt nghiệp của mình.
Trong quá trình nghiên cứu, do có một số khó khăn về dụng cụ và nguồn
nguyên liệu, cùng với kinh nghiệm bản thân còn hạn hẹp Em rất mong nhận được
những ý kiến đóng góp quý báu của thầy cô giúp cho đề tài hoàn hiện hơn.
Một lần nữa, em xin chân thành cảm ơn!
Sinh viên
MỤC LỤC
MỞ ĐẦU 1
Chương 1. Thành phần, tính chất và phân loại dầu thô 2
1.1. Thành phần của dầu mỏ[2] 2
1.2. Các tính chất vật lý của dầu mỏ 4
1.3. Phân loại dầu mỏ 9
Chương 2. Các lý thuyết về nhũ dầu mỏ 13
2.1. Giới thiệu chung 13
2.2. Tính chất của nhũ dầu mỏ 18
2.2.1. Tỷ khối của nhũ 18
2.3. Các nhân tố ảnh hưởng đến độ bền nhũ 20
2.4. Các chất ổn định nhũ tự nhiên trong dầu mỏ 25
2.5. Các phương pháp tách nhũ tương W/O của dầu thô 26

Chương 3. Phụ gia phá nhũ 36
3.1. Cơ chế tác động của chất phụ gia phá nhũ 36
3.2. Các chất phụ gia phá nhũ 38
3.3. Yêu cầu với phụ gia phá nhũ 43
3.4. Một số chất phá nhũ 43
Chương 4. Khảo sát hiệu quả tách nhũ của hóa phẩm khử nhũ
DMC trên dầu thô Bạch Hổ 45
4.1. Một số đặc tính chung nhất của dầu thô mỏ Bạch Hổ 45
4.2. Phương pháp tiến hành 48
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 49
4.4. Thí nghiệm lựa chọn tỉ lệ tối ưu hóa phẩm DMC-10 xử lý nhũ 54
4.5. Nhận xét kết quả 59
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 61
Danh mục các hình trong đồ án
STT Số hình Tên hình Trang
1 Hình 1.1
Mối quan hệ giữa ứng suất trượt và vận tốc trượt của
chất lỏng
6
2 Hình 2.1 Các hình thái học của một số nhũ tương 17
3 Hình 2.2.
Ảnh hưởng của hàm lượng nước tới sự ổn định của
nhũ
22
4 Hình 2.3.
Ảnh hưởng của nồng độ chất hoạt động bề mặt tới tính
ổn định của nhũ
22
5 Hình 2.4

Ảnh hưởng của nồng độ muối trong pha nước tới độ ổn
định của nhũ
23
6 Hình 2.5
Ảnh hưởng của lượng aromatic trong pha dầu tới sự ổn
định của nhũ
24
7 Hình 2.6 Ảnh hưởng của tỉ lệ nhựa/asphatene trong dầu tới độ 25
bền của nhũ
8 Hình 2.7 Bộ lọc dầu bằng phương pháp lọc cơ học 29
9 Hình 2.8 Sơ đồ thiết bị nung nóng - lắng nước 30
10 Hình 2.9 Sơ đồ cụm làm khan bằng điện 32
11 Hình 2.10
Sơ đồ loại nước- muối bằng điện với thiết bị loại nước
nằm ngang
33
12 Hình 2.11 Sơ đồ công nghệ loại muối, nước bằng điện. 34
13 Hình 3.1
Khả năng tách nước ra khỏi hỗn hợp nhũ nước trong
dầu của một số polyglycol
46
14 Hình 3.2
Khả năng tách nước ra khỏi hỗn hợp nhũ nước trong
dầu của một số polyglycol
46
15 Hình.4.1 Bộ Gia nhiệt và ổn định nhiệt 51
16 Hình 4.2
Đồ thị biểu diễn ảnh hưởng các chất khử nhũ khác
nhau tới hiệu quả tách nhũ theo thời gian
53

17 Hình 4.3.
Ảnh các mẫu thử nghiệm khả năng tách nhũ của các
chất khử nhũ khác nhau.
54
18 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. 55
19 Hình 4.5
Ảnh các mẫu thử nghiệm khả năng tách nhũ của các
chất khử nhũ khác nhau.
55
20 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)
59
21 Hình 4.7
Mẫu dầu và nước tách ra sau khi ly tâm
( nồng độ hóa phẩm 10ppm-20ppm-30ppm-40ppm) 59
22
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)
60
23 Hình 4.9
Mẫu dầu và nước tách ra sau khi ly tâm các mẫu không
cho hóa phẩm(blank)-50ppm-75ppm-100ppm)
60

24 Hình 4.10 Mẫu dầu thô mỏ Bạch Hổ sau khi tách nước bằng
Demulsifier DMC-10
61
(Các mẫu 10ppm-30ppm-40ppm-125ppm)
25 Hình 4.11
Mẫu dầu và nước tách ra sau khi ly tâm
Các mẫu 10ppm-30ppm-40ppm-125ppm) 61
Danh mục các bảng biểu trong đồ án
STT Sô bảng Tên bảng Trang
1 Bảng 1.1
Hàm lượng các trong họ hydrocacbon dầu.
10
2 Bảng 1.2
Hàm lượng các hydro cacbon trước và sau xử lý
H
2
SO
4
11
3 Bảng 1.3
Hàm lượng các hydro cacbon sau hai giai đoạn
11
4 Bảng 1.4
Giá trị hệ số đặc trưng K trong các hydro cacbon
12
5 Bảng 3.1.
Các hóa phẩm phá nhũ dùng ở mỏ Bạch Hổ
31
6 Bảng 5.1.
Tính chất cơ bản của một số loại dầu thô mỏ Bạch

hổ
47-48
7 Bảng 5.2
Đặc tính dầu thô mỏ Bạch Hổ
49-50
8 Bảng 5.3:
Hiệu suất tách nước của các chất khử nhũ DMC-A
52-53
9 Bảng 5.4.
Hiệu suất tách nước của các chất khử nhũ DMC-RT
54
10 Bảng 5.5 Các tính chất của hóa phẩm DMC10 56
11 Bảng 5.6
Kết quả theo dõi tốc độ tách nước theo thời gian
58
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
MỞ ĐẦU
Ngành công nghiệp dầu khí ngày càng chiếm một vị trí quan trọng trong nền
kinh tế quốc dân. Theo kết quả thăm dò, nghiên cứu nhiều năm của các nhà địa chất
trong nước và nước ngoài đã khẳng định rằng lòng đất Việt Nam, kể cả thềm lục địa
và các vùng trên đất liền có chứa đựng một tiềm năng dầu khí hấp dẫn. Thực tế đó,
đã đặt ra cho đội ngũ những kĩ sư, chuyên viên và đội ngũ các người làm công tác kỹ
thuật và các nhà sản xuất hàng loạt các vấn đề hoàn thiện công nghệ khai thác xử lý và
vận chuyển dầu khí, tiến tới khai thác sử dụng hợp lý, có hiệu quả nhất nguồn tài
nguyên quý giá của đất nước.
Dầu mỏ đang được khai thác ở thêm lục địa phía Nam bao giờ đưa lên khỏi
lòng đất cũng chứa một lượng nước vỉa dưới dạng nhũ. Lượng nước này càng tăng
lên khi áp dụng các phương pháp thứ cấp, tam cấp, bơm ép nước có phụ gia hoá
phẩm để tăng hệ số thu hồi dầu của mỏ. Để hạn chế cho các công đoạn như: Vận
chuyển, xử lý nước, hạn chế chi phí do ăn mòn thiết bị, chi phí bảo dưỡng và sửa

chữa thiết bị và bảo đảm yêu cầu của dầu thô khi đưa vào các công đoạn tiếp theo
hay xuất khẩu thì nhất thiết phải tách nước khỏi hệ nhũ nước dầu.
Đồ án “ Nghiên cứu tìm hiểu lựa chọn hóa phẩm phá nhũ phù hợp để xử lý
nhũ dầu mỏ Bạch Hổ" với những nội dung sau đây:
- Tổng quan chung về dầu mỏ và phân loại dầu mỏ
- Nghiên cứu về nhũ dầu thô, các yếu tố ảnh hưởng tới độ bền của nhũ, tìm
hiểu các phương pháp để xử lý nhũ dầu thô.
- Tìm hiểu chung về phụ gia phá nhũ.

- Tìm hiểu đánh giá hiệu quả một số hóa phẩm khử nhũ áp dụng cho dầu thô
mỏ Bạch Hổ .
Sinh viên : Nguyễn Ngọc Tâm 1 Lớp Lọc - Hóa dầu B K53
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
Chương 1. Thành phần, tính chất và phân loại dầu thô
1.1. Thành phần của dầu mỏ[2]
Dầu mỏ có bản chất là các hydro cacbon. Dầu mỏ ngày càng được phát hiện
nhiều và được khai thác ở các nơi trên thế giới. Qua phân tích thành phần hóa học
của các loại dầu mỏ khác nhau người ta nhận thấy không có loại dầu mỏ nào trên
thế giới có thành phần giống nhau hoàn toàn cả mà chúng khác nhau và thay đổi
theo phạm vi rất rộng. Để tìm hiểu được thành phần của dầu mỏ, ta cần phải xét tới
nguồn gốc của chúng.
Trên thế giới đang có nhiều giả thiết về sự hình hành và nguồn gốc dầu mỏ.
tuy nhiên có hai luận điểm chính về nguồn gốc dầu mỏ: là nguồn gốc vô cơ và
nguồn gốc hữu cơ.
Nguồn gốc vô cơ: Theo giả thuyết về nguồn gốc vô cơ thì dầu mỏ được hình
thành từ các hợp chất vô cơ, cụ thể là các hợp chất chứa cacbua kim loại như
AL
4
C
3

, CaC
2
. Các chất này bị phâ hủy bới nước tạo ra CH
4
,C
2
H
2
rồi tiếp tục bị
biến đổi dưới tách động của nhiệt độ, áp suất với xúc tác là các khoáng sét có sẵn
trong lòng đất để tạo thành dầu mỏ có thành phần đa dạng như hôm nay.
Nguồn gốc hữu cơ: Theo giả thiết này thì dầu mỏ được hình thành từ các hợp
chất có nguồn gốc hữu cơ, cụ thể là từ xác chết của động thực vật và trải qua một
quá trình biến đổi phức tạp trong một thời gian dài (hàng chục đến hàng trăm triệu
năm) dưới tác động của nhiều yếu tố khác nhau như vi khuẩn, nhiệt độ, áp suất và
xúc tác có sẵn trong lòng đất và đôi khi còn có sự tác động của các bức xạ do sự
phóng xạ ở trong lòng đất dưới thời gian dài hình thành dầu mỏ như ngày hôm nay.
Nguồn gốc của dầu mỏ vẫn đang là vấn đề gây tranh cãi mặc dù nguồn gốc
hữu cơ vẫn đang thắng thế và đang được tìm kiếm thăm dò. Ở điều kiện vỉa hoặc
điều kiện môi trường mà nhiệt độ trên 30
0
C (tuỳ theo thành phần Parafin) thì dầu
mỏ tồn tại ở thể lỏng. Các đặc tính vật lý của nó thay đổi trong một giới hạn rất
rộng, sự thay đổi này phụ thuộc vào điều kiện môi trường như nhiệt độ, áp suất phụ
thuộc vào thành phần hoá học của từng loại dầu.
Thành phần hoá học của dầu mỏ và khí nói chung rất phức tạp. Khi khảo sát
thành phần dầu mỏ và khí của nhiều mỏ dầu trên thế giới, ta thấy không dầu nào
giống hẳn dầu nào, có bao nhiêu mỏ dầu thì có bấy nhiêu loại dầu mỏ. Ngay trong
bản thân một lỗ khoan, dầu mỏ lấy từ các tầng dầu khác nhau, cũng đều khác nhau.
Tuy nhiên có điểm chung là thành phần các hợp chất hydro cacbon chiếm chủ yếu

Sinh viên : Nguyễn Ngọc Tâm 2 Lớp Lọc - Hóa dầu B K53
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
Một cách tổng quát thì thành phần hoá học của dầu mỏ được chia thành hai
thành phần:
- Các hợp chất hydrocacbon (HC), là hợp chất mà trong thành phần của nó chỉ
chứa hai nguyên tố là cacbon và hydro.
- Các hợp chất phi HC, là các hợp chất mà trong thành phần của nó ngoài
cacbon, hydro thì chúng còn chứa thêm các nguyên tố khác như nitơ, lưu huỳnh,
oxy . . .
Các nhóm HC chính trong dầu mỏ gồm có:
+ Nhóm các hợp chất parafin (C
n
H
2n + 2
)
Parafin là loại hydrocacbon rất phổ biến trong các loại hydrocacbon của dầu
mỏ. Dầu mỏ có độ biến chất càng cao, tỷ trọng càng nhẹ càng có nhiều hydrocacbon
loại này. Tuỳ theo cấu trúc mà parafin được chia thành hai loại đó là parafin mạch
thẳng không nhánh (gọi là n-parafin) và parafin có nhánh (gọi là iso-parafin). Ở
điều kiện bình thường parafin có cấu tạo mạch từ C
1
÷ C
4
ở trạng thái khí, từ C
5
÷
C
16
ở trạng thái lỏng, > C
17

ở trạng thái rắn.
+ Các hợp chất naphten (C
n
H
2n
)
Naphten là các hợp chất vòng no, đây là một trong số các hydrocacbon phổ
biến và quan trọng của dầu mỏ. Hàm lượng của chúng trong dầu mỏ có thể thay đổi
từ 30-60% trọng lượng. Chiếm tỷ lệ 10 ÷ 20% thành phần dầu thô, phổ biến nhất là
xyclopentan và xyclohexan cùng các dẫn xuất alkyl của chúng. Ở điều kiện thường
hydro cacbon naphten (no) có cấu tạo từ C
1
÷ C
4
ở trạng thái khí, C
5
÷ C
10
ở trạng
thái lỏng, > C
11
ở trạng thái rắn.
+ Các hydrocacbon thơm hay aromatic (C
n
H
2n - 6
)
Các hydrocacbon thơm là hợp chất hydrocacbon mà trong phân tử của chúng
có chứa ít nhất một nhân thơm. Trong dầu mỏ có chứa cả loại một hoặc nhiều vòng.
Nhóm này có mặt trong dầu thô dưới dạng các dẫn xuất của benzen, chiếm từ 1 ÷

2% thành phần dầu thô.
+ Các hydrocacbon lai hợp
Nếu như các loại hydrocacbon thuần khiết vừa khảo sát trên có không nhiều
trong dầu mỏ ở những phân đoạn có nhiệt độ sôi cao thì hydrocacbon dạng lai hợp
(tức là hợp chất mà trong cấu trúc của nó có chứa nhiều loại hydrocacbon vừa kể
trên) lại phổ biến và chiếm đa số. Cấu trúc hydrocacbon lai hợp này trong dầu mỏ
rất gần với cấu trúc hỗn hợp tương tự trong các vật liệu hữu cơ ban đầu tạo thành
dầu, cho nên dầu càng có độ biến chất thấp thì sẽ càng nhiều hydrocacbon loại này.
Sinh viên : Nguyễn Ngọc Tâm 3 Lớp Lọc - Hóa dầu B K53
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
+ Các hợp chất của lưu huỳnh, nito, oxy:
Ngoài các nhóm hydro cacbon kể trên trong dầu thô còn chứa các hợp chất là
Hydro cacbon của Nito, Oxy và lưu huỳnh.
- Hiện nay có thể kể tới hơn 250 hợp chất của lưu huỳnh trong dầu mỏ. Chúng
tồn tại phần lớn ở dạng mecaptan, sunfua, disunfua, thiophen,…
- Hợp chất với Oxi chiếm hàm lượng khá lớn trong Asphanten có thể tới 80%,
tồn tại chủ yếu dưới dạng axit Naften như Asphan và fenol.
- Hợp chất với Nitơ quan trọng nhất là pocfirin. Đây là sản phẩm chuyển hoá
từ Hemoglobin sinh vật và từ clorofin thực vật. Điều này chứng tỏ nguồn gốc
hữu cơ của dầu mỏ. Pocfirin bị phân huỷ ở nhiệt độ ≥ 200
0
C, điều này cho
biết nhiệt độ thành thạo của mỏ > 200
0
C.
1.2. Các tính chất vật lý của dầu mỏ
1.2.1. Thành phần cất
Như chúng ta đều biết dầu mỏ cũng các sản phẩm của nó là một hỗn hợp của
nhiều các hợp chất hydrocacbon có nhiệt độ sôi thay đổi trong khoảng rộng. Khi
nghiên cứu dầu mỏ thì người ta quan tâm nhiều đến mức độ bay hơi hay tỷ lệ bay

hơi ở một nhiêt độ nào đó.
Thành phần cất là khái niệm dùng để biểu diễn phần trăm của mẫu bay hơi
trong điều kiện tiến hành thí nghiệm theo nhiệt độ hoặc ngược lại nhiệt độ theo
phần trăm thu được khi tiến hành chưng cất mẫu. Thực tế người ta sử dụng những
khái niệm sau.
Nhiệt độ sôi đầu : Là nhiệt độ đọc được trên nhiệt kế vào lúc giọt chất lỏng
ngưng tụ đầu tiên chảy ra từ cuối ống ngưng tụ.
Nhiệt độ sôi cuối : Là nhiệt độ cao nhất đạt được trong qúa trình chưng cất.
Nhiệt độ sôi 10% (t10%), t50%, t90%, t95%, : Là nhiệt độ đọc trên nhiệt kế
tương ứng khi thu được 10%, 50%, 90%, 95% chất lỏng ngưng tụ trong ống thu.
Đường cong biểu diễn mối quan hệ giữa phần cất thu đươc và nhiệt độ được
gọi là đường cong chưng cất. Tuỳ theo thiết bị sử dụng khi tiến hành chưng cất mà
ta có nhiều loại đường cong khác nhau như đường cong chưng cất đơn giản, đường
cong điểm sôi thực …
Sinh viên : Nguyễn Ngọc Tâm 4 Lớp Lọc - Hóa dầu B K53
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
1.2.2. Tỷ trọng
Tỷ trọng của một chất nào đó là tỷ số giữa khối lượng riêng của nó với khối
lượng riêng của chất chuẩn được đo trong những điều kiện xác định (nhiệt độ). Đối
với chất lỏng chất chuẩn được chọn là nước còn các chất khí là không khí. Thông
thường tỷ trọng được ký hiệu d
t2
t1
.
Trong đó t1 là nhiệt độ tiến hành đo khối lượng riêng của mẩu.
t2 là nhiệt độ tiến hành đo khối lượng riêng của nước.
Ngoài ra, người ta còn dùng một khái niệm khác để biểu diễn tỷ trọng đó là độ
API (API: American Petroleum Institute), giá trị của nó được xác định thông qua tỷ
trọng chuẩn theo công thức sau :

Tỷ trọng của dầu mỏ cho biết dầu nặng hay nhẹ, thông qua đó có thể ước
lượng được sơ bộ hiệu suất thu các sản phẩm trắng của loại dầu mỏ đó.
1.2.3. Độ nhớt tuyệt đối
µ

γ
[2]
Độ nhớt là một đại lượng vật lý đặc trưng cho trở lực do ma sát nội tại sinh ra
giữa các phân tử khi chúng có sự chuyển động trượt lên nhau. Vì vậy, độ nhớt có
liên quan đến khả năng thực hiện các quá trình bơm, vận chuyển chất lỏng trong các
hệ đường ống, khả năng thực hiện các quá trình phun, bay hơi của nhiên liệu trong
buồng cháy, đồng thời nó liên quan đến khả năng bôi trơn của các phân đoạn khi sử
dụng làm dầu nhờn.
Với dầu thô, độ nhớt của dầu thô càng cao thì quá trình vận chuyển thu gom
càng gặp nhiều khó khăn, nhất là việc tính toán áp suất tái khởi động bơm.
Độ nhớt dầu phụ thuộc vào nhiều yếu tố: Nhiệt độ áp suất, thành phần hoá
học. Việc xác định độ nhớt của một loại dầu phải căn cứ vào mô hình đường cong
chảy của nó. Nghĩa là phải xác định được loại dầu đó là chất lỏng Newton hay Phi
Newton. Sau đó dựa vào phát triển đặc tính lưu biến của chất lỏng đã xác định để
tính toán độ nhớt.
- Khi dầu là chất lỏng Newton (Hình 1.1, đường 1) thì việc xác định độ nhớt
động lực học không gặp khó khăn. Thông qua phương trình Newton: [11]
τ = µ Rút ra: µ = = tg α (1.1)
τ: Ứng suất trượt, Pa.
Sinh viên : Nguyễn Ngọc Tâm 5 Lớp Lọc - Hóa dầu B K53
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
µ: Độ nhớt động lực học của dầu thô; PaS.
: Vận tốc trượt, S
-1
-

- Khi chất lỏng dầu là Phi Newton thì việc xác định µ rất phức tạp, tuỳ theo mô hình
đường cong chảy đã xác định được trên đồ thị biểu diễn mối quan hệ τ với du/dr mà
tính toán cụ thể:
+ Chất lỏng giả dẻo: (mô hình Ostwald) (đường 2, hình 1.1) Mô hình này có
phương pháp lưu biến như sau: [11]
τ = µ* ()
n
; n < 1 (1.2)
µ*: Độ nhớt động lực học của chất lỏng giả dẻo:
n: Chỉ tiêu mực, nó đặc trưng cho mức độ sai
lệch giữa chất lỏng đang khảo sát với chất lỏng
Newton.
+ Chất lỏng nhớt dẻo (mô hình Bingham) (đường 3, hình 1.1). Mô hình này có
phương trình lưu biến như sau: [11]
τ = τ
0
+ µ** (1.3)
µ**: Độ nhớt động lực học của chất lỏng nhớt dẻo.
+ Chất lỏng nhớt dẻo không tuyến tính (Mô hình Heschell Balkkey) (đường 4, hình
1). Mô hình này có phương trình lưu biến như sau: [11]
τ = τ
0
+ µ*** ()
n
; n < 1 (1.4)
Trong đó:
Sinh viên : Nguyễn Ngọc Tâm 6 Lớp Lọc - Hóa dầu B K53
τ
α
1

du/dr
2
3
4
τ
st
τ
p
τ
st
τ
0
Hình 1.1 Mối quan hệ giữa ứng suất trượt và vận tốc
trượt của chất lỏng
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
µ***: Độ nhớt động lực học của chất lỏng nhớt
dẻo không tuyến tính.
τ
0
: Ứng suất trượt động.
τ
st
: Ứng suất trượt tĩnh, dựa vào τ
st
để tính áp suất
khởi động để phá trạng thái tĩnh ban đầu.
τ
p
: Ứng suất trượt tương ứng với mạng cấu trúc của
dầu thô bị phá vỡ hoàn toàn.

Do độ nhớt phụ thuộc rất nhiều vào nhiệt độ, qua nghiên cứu và thực nghiệm
người ta đã đưa ra được công thức tổng quá biểu diễn sự phụ thuộc này như sau:
µ = K . e
u (T -T
0
)
(1.5)
K, u là các hệ số thực nghiệm rút ra được khi đo độ nhớt của dầu ở các nhiệt
độ khác nhau.
* Ngoài độ nhớt động lực học, trong sản xuất người ta còn dùng độ nhớt động học
và độ nhớt quy ước.
- Độ nhớt động học (ν): là tỷ số giữa độ nhớt động lực học và khối lượng riêng
của dầu ở cùng nhiệt độ.
ν = (1.6)
1 δt = 1 cm
2
/δ.
- Độ nhớt qui ước “E” (tương đối): Là tỷ số giữa thời gian chảy qua phễu đo
độ nhớt của 200 cm
3
dầu ở nhiệt độ cần đo và thời gian chảy của 200 cm
3
nước cất
ở 20
0
C cũng qua phễu đó.
1.2.4. Nhiệt độ đông đặc
Nhiệt độ đông đặc là nhiệt độ mà ở đó các phân đoạn dầu mỏ trong điều kiện
thử nghiệm qui định mất hẳn tính linh động. Như vậy nhiệt độ đông đặc là đại
lượng dùng để đặc trưng cho tính linh động của các phân đoạn dầu mỏ ở nhiệt độ

thấp.
Sự mất tính linh động này có thể vì hạ nhiệt độ thấp, độ nhớt của phân đoạn
dầu mỏ giảm theo và đặc lại dưới dạng các chất thù hình, đồng thời còn có thể do
tạo ra nhiều tinh thể parafin rắn, các tinh thể này hình thành dưới dạng lưới (khung
tinh thể) và những phần còn lại không kết tinh bị chứa trong các khung tinh thể đó,
nên làm cả hệ thống bị đông đặc lại. Hình dạng các tinh thể tách ra phụ thuộc vào
thành phần hóa học của hydrocacbon, còn tốc độ phát triển các tinh thể phụ thuộc
vào độ nhớt của môi trường, vào hàm lượng và độ hòa tan của parafin ở nhiệt độ đó,
Sinh viên : Nguyễn Ngọc Tâm 7 Lớp Lọc - Hóa dầu B K53
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
cũng như tốc độ làm lạnh của nó. Một số chất như nhựa lại dễ bị hấp phụ trên bề
mặt tinh thể parafin nên ngăn cách không cho các tinh thể này phát triển, vì vậy
phân đoạn dầu mỏ được làm sạch các chất này, nhiệt độ đông đặc lại lên cao. Như
vậy, nhiệt độ đông đặc phụ thuộc vào thành phần hóa học của phân đoạn, và chủ
yếu nhất là phụ thuộc vào hàm lượng parafin rắn ở trong đó.
1.2.5. Độ dẫn nhiệt [2]
Độ dẫn nhiệt là khả năng truyền năng lượng nhiệt trên một đơn vị chiều dài
khi nhiệt độ tăng lên 1
0
C.
Độ dẫn nhiệt của dầu được đặc trưng bởi hệ số dẫn nhiệt h
f0
h
f0
= 156,6 [1 - 0,47 . 10
-3
(7 + 273
0
)] / ρ
20

; W/m
0
C (1.7)
Xét đến ảnh hưởng của parafin:
h
fp
= (1.8)
h
fP
: Hệ số dẫn nhiệt của dầu có kể đến ảnh hưởng của parafin.
h
fPa
: Hệ số dẫn nhiệt của parafin, (2,5 w/m.
0
C)
Xét đến ảnh hưởng của nước + parafin.
h
F
= (1 - w) h
fP
+ w h
Fw
; (1.9)
h
F
: Hệ số dẫn nhiệt của dầu có kể đến ảnh hưởng của nước và parafin.
h
Fw
: Hệ số dẫn nhiệt của nước (0,6 w/m
0

C).
Các công thức trên là các công thức thực nghiệm được kiểm chứng ở viện NIPI.
1.2.6. Sức căng bề mặt
Sức căng bề mặt là một đặc tính của chất lỏng, nó chỉ xuất hiện trên bề mặt
chung của hai chất lỏng khác nhau về tỷ trọng. Khi hai chất lỏng này được trộn vào
nhau mà không hoà tan vào nhau. Có thể giải thích sức căng bề mặt của chất lỏng
bằng các lý thuyết cơ chất lỏng như sau:
- Lực phân tử trong nội bộ một chất lỏng luôn đạt trạng thái cân bằng.
- Lực phân tử của các chất lỏng khác nhau là khác nhau. Do vậy tại bề mặt tiếp
xúc giữa hai chất lỏng khác nhau sẽ xuất hiện sự chênh lệch về lực. Chất lỏng có
lực phân tử mạnh hơn sẽ đẩy chất lỏng kia làm xuất hiện lực căng bề mặt nhằm mục
đích thu nhỏ diện tích tiếp xúc. Lực căng mặt ngoài tại diện tích tiếp xúc được biểu
thị bằng tỷ số giữa công cần thiết để làm tăng diện tích bề mặt tên một đơn vị (A) và
diện tích bề mặt tăng thêm (F). Lực căng này gọi là sức căng bề mặt:
σ = (1.10)
Sinh viên : Nguyễn Ngọc Tâm 8 Lớp Lọc - Hóa dầu B K53
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
1.2.7. Nước trong dầu mỏ và các sản phẩm dầu mỏ.
Nước luôn tồn tại trong dầu mỏ nhưng hàm lượng của chúng thì thay đổi rất
nhiều tuỳ thuộc vào giai đoạn khai thác vận chuyển hay chế biến. Khi tiến hành
khai thác, dưới tác dụng của lực cơ học nước trộn lẫn cùng dầu nên hàm lượng của
chúng trong dầu mỏ rất lớn có thể lên đến vài chục phần trăm do đó cần phải tiến
hành quá trình tách loại một phần nước cùng các tạp chất khác ngay tại giàn khoan,
quá trình này chỉ tách loại được phần nước tự do còn nước tồn tại ở dạng nhủ tương
nước trong dầu thì rất kho bị tách loại ở đây. Quá trình tách loại nhũ này được thực
hiện riêng biệt nhắm đảm bảo chất lượng sản phẩm dầu thô cung cấp cho nhà máy
lọc hóa dầu.
Nước trong dầu gây ảnh hưởng nghiêm trọng tới quá trình chế biến, vận
chuyển và tồn trừ dầu cụ thể như : Sự có mặt của nước trong dầu thô sẽ kèm theo sự
ăn mòn thiết bị trong quá trình chế biến bởi trong nước có chứa một số muối

khoáng có khả năng thuỷ phân tạo ra chất ăn mòn (HCl). Ngoài ra sự có mặt của
nước còn kèm theo hiện tượng gỉ các thiết bị chứa dầu thô cũng như các thiết bị
chứa.
1.3. Phân loại dầu mỏ
Do dầu mỏ có thành phần phức tạp nên việc phân loại dầu mỏ phải tuân theo
các chỉ tiêu công nghệ và mục đích sử dụng: Có ba phương pháp chính để phân loại
dầu mỏ như sau:
1.3.1. Phân loại dầu mỏ theo thành phần hóa học
Cơ sở phương pháp này là dựa vào nhóm hydro cacbon nào chiếm ưu thế để
đặt tên cho dầu.Vì trong thành phần dầu mỏ có các nhóm hydro cacbon cùng tồn tại
và lai tạp hoá khác nhau, cho nên phân loại theo phương pháp này người ta chỉ xét
đến hàm lượng hydro cacbon trong thành phần dầu thô ở phân đoạn dưới 350
0
C và
theo phương pháp này có thể phân dầu thô thành các họ sau:
 Dầu thô họ parafinic.
 Dầu thô họ Naphenic.
 Dầu thô họ Aromatic.
(Nghĩa là ở phân đoạn dưới 350
0
C thì dầu chứa trên 75%. Khối lượng của họ hydro
cacbon nào mang họ hydro cacbon đó).
Sinh viên : Nguyễn Ngọc Tâm 9 Lớp Lọc - Hóa dầu B K53
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
Hiện nay ở một số nước có công nghệ khai thác và chế biến dầu mỏ phát triển
mạnh như: Nga, Pháp, Mỹ lại có những phương pháp phân loại dầu mỏ khác
nhau. Sau đây là một số phương pháp trên biểu.
1.3.1.1. Phương pháp phân loại của viện dầu mỏ Nga (Gornưi) [2]
Theo phương pháp này phải phân tích hàm lượng của từng họ hydro cacbon
trong phân đoạn từ 250

0
C ÷ 300
0
C kết hợp với việc xác định hàm lượng parafin rắn
và hàm lượng Asphanten trong dầu. Sau đó đối chiếu với bảng 4 để phân loại.
Bảng 1.1 - Hàm lượng các trong họ hydrocacbon dầu.
Họ dầu mỏ
Hàm lượng hydro cacbon trong
đoạn 250
0
C ÷ 300
0
C
Hàm lượng trong
dầu thô
Parafini
c
Naphtenic Aromatic
Parafin
rắn
Asphanten
Họ Parafinic 46 - 61 23 – 32 12 - 25 1,15 -10 0 – 6
Họ Parafimo -
Naphtenic
42 - 45 38 – 39 16 - 20 1 – 6 0 – 6
Họ Naphenic 15 - 26 61 – 76 8 - 13 0 – 6
Họ parafin -
Naphtenno -
Aromatic
27 - 35 36 – 47 26 - 33 0,5 – 1 0 - 10

Họ Naphteno -
Aromatic
6 - 8 57 – 58 20 - 25 0 - 0,5 0 - 20
1.3.1.2. Phương pháp phân loại của phân viện dầu mỏ Pháp (IFP) [2]
Theo phương pháp này phải đo tỷ trọng tương đối (d
14
15
) ở phân đoạn 250
0
C ÷
350
0
C của dầu thô trước và sau khi xử lý với axit sunfuric. Sau đó so sánh các giá
trị về tỷ trọng đã đo được với bảng 5 để phân loại.
Bảng 1.2 - Hàm lượng các hydro cacbon trước và sau xử lý H
2
SO
4
.
Họ dầu mỏ
Tỷ trọng phân đoạn 250
0
C ÷ 300
0
C d
14
15
Trước xử lý H
2
SO

4
Sau xử lý H
2
SO
4
Họ Parafinic
0,825 ÷ 0,835 0,800 ÷ 0,808
Họ Parafino – Naphtenic
0,839 ÷ 0,851 0,818 ÷0,828
Họ Naptenic
0,859 ÷ 0,869 0,841 ÷ 0,863
Họ Parafino - Naphteno – Aromatic
0,817 ÷ 0,869 0,813 ÷ 0,841
Họ Naphtenic - Aromatic
0,878 ÷ 0,890 0,844 ÷ 0,866
1.3.1.3. Phương pháp phân loại dầu của viện dầu mỏ Mỹ [2]
Theo phương pháp này, tiến hành chưng cất dầu thô theo hai phân đoạn:
Sinh viên : Nguyễn Ngọc Tâm 10 Lớp Lọc - Hóa dầu B K53
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
Phân đoạn 1: 150
0
C ÷ 275
0
C.
Phân đoạn 2: 275
0
C ÷ 415
0
C
Sau đó do tỷ trọng ở 60

0
F (15,6
0
C) của một phân đoạn so sánh giá trị tỷ trọng
đo được với bảng 3 để phân loại:
Bảng 1.3 - Hàm lượng các hydro cacbon sau hai giai đoạn
Họ dầu mỏ Tỷ trọng d
15,6
15,6
Phân đoạn 1 Phân đoạn 2
Họ Parafinic < 0,8251 < 0,8762
Họ Parafino - trung gian < 0,8251 0,8767 - 0,9334
Họ trung gian - Parafinic
0,8256 ÷ 0,8579
< 0,8762
Họ trung gian
0,8256 ÷ 0,8579 0,8767 ÷ 0,9334
Họ trung gian Naphtenic
0,8256 ÷ 0,8797
> 0,9340
Họ Naphten - trung gian > 0,8502
0,8767 ÷ 0,9334
Họ Naphtenic > 0,8602 > 0,9340
1.3.1.4. Phương pháp phân loại dầu mỏ của Nelson – Nurphy [2]
Theo phương pháp này, tiến hành tính toán hệ số đặc trưng K sau đó tính
toán với bảng 4 để phân loại K = (1.11)
T: Nhiệt độ sôi trung bình của dầu thô, tính theo độ Rankin
OR = 1,8 (t
0
C + 273,15) (1.12)

d: Tỷ trọng dầu thô xác định ở 60
0
F (15,6
0
C) so với nước cùng t
0
d
15,6
15,6
Bảng 1.4 - Giá trị hệ số đặc trưng K trong các hydro cacbon
Họ dầu mỏ Giá trị K
Họ Parafinic
13 ÷ 12,15
Họ trung gian
12,10 ÷ 11,5
Họ Naphenic
11,45 ÷ 10,5
Họ Aromatic
≈ 10
1.3.2. Phân loại theo tính chất vật lý [2]
Cách phân loại này dựa theo tỉ trọng có thể chia dầu thô thành ba cấp:
Dầu nhẹ: d
4
15
< 0.830
Dầu trung bình d = 0,830 ÷ 0,884
Dầu nặng d>0.884
Ngoài ra có thế phân chia theo độ API
Sinh viên : Nguyễn Ngọc Tâm 11 Lớp Lọc - Hóa dầu B K53
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất

1.3.3. Phân loại dầu thô theo khu vực xuất phát [11]
Ngành công nghiệp dầu mỏ phân chia dầu thô theo khu vực mà nó xuất phát (ví
dụ "West Texas Intermediate" (WTI) hay "Brent"), thông thường theo tỷ trọng và độ
nhớt tương đối của nó ("nhẹ", "trung bình" hay "nặng"); các nhà hóa dầu còn nói đến
chúng như là "ngọt", nếu nó chứa ít lưu huỳnh, hoặc là "chua", nếu nó chứa một lượng
đáng kể lưu huỳnh và phải mất nhiều công đoạn hơn để có thể sản xuất ra các sản
phẩm theo các tiêu chuẩn hiện hành. Thị trường dầu thô thế giới thường kết hợp giữa
tỷ trọng và hàm lượng lưu huỳnh của dầu để phân loại dầu thô, và tiêu chuẩn hóa
các thông số để đánh giá chất lượng cũng như giá dầu trên thị trường.
Theo cách phân loại này có các loại dầu tiêu biểu sau :
Hỗn hợp Brent, bao gồm 15 loại dầu mỏ từ các mỏ thuộc hệ thống mỏ Brent và
Ninian trong khu vực lòng chảo Đông Shetland trên biển Bắc. Dầu mỏ được đưa
vào bờ thông qua trạm Sullom Voe ở Shetlands. Dầu mỏ sản xuất ở châu Âu, châu
Phi và dầu mỏ khai thác ở phía tây của khu vực Trung Cận Đông được đánh giá
theo giá của dầu này, nó tạo thành một chuẩn đánh giá dầu. Đây là loại dầu nhẹ
(nhưng nặng hơn dầu WTI), nó có độ
o
API=38,3 và chỉ chứa 0,37% hợp chất lưu
huỳnh (là loại dầu ngọt, nhưng kém hơn nếu so sánh với dầu WTI). Loại dầu này rất
tốt để thu được xăng và phân đoạn trung bình. Hai sản phẩm này được tiêu thụ nhiều
ở Tây Bắc Âu.
West Texas Intermediate (WTI) đặc trưng cho dầu mỏ Bắc Mỹ. Đây là loại
dầu có chất lượng cao, hiệu suất thu được các sản phẩm trắng lớn hơn các loại dầu
khác. Nó được coi là dầu thô "nhẹ", có độ
o
API là 39,6
o
đồng thời được coi là dầu
thô "ngọt" vì chỉ chứa khoảng 0,24% lưu huỳnh. Sự kết hợp những đặc điểm này,
cùng với địa điểm tự nhiên của nó, khiến cho loại dầu thô này trở nên lý tưởng đối

với các nhà máy lọc dầu ở Mỹ, nước tiêu thụ xăng lớn nhất thế giới. Phần lớn dầu
thô WTI được lọc tại khu vực Trung Tây của đất nước này, một phần khác được lọc
tại khu vực Bờ Vịnh. Mặc dù sản lượng dầu thô WTI đang suy giảm nhưng loại dầu
thô này vẫn là một chuẩn quan trọng để đánh giá dầu thô châu Mỹ.
Dầu Dubai được sử dụng làm chuẩn cho khu vực châu Á - Thái Bình Dương,
của dầu mỏ Trung Cận Đông.
Dầu Tapis (Malaysia) được sử dụng làm tham chiếu cho dầu nhẹ Viễn Đông.
Dầu Minas (Indonesia) được sử dụng làm tham chiếu cho dầu nặng Viễn
Đông.
Khu vực dầu OPEC bao gồm:
Sinh viên : Nguyễn Ngọc Tâm 12 Lớp Lọc - Hóa dầu B K53
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
- Arab Light Ả Rập Saudi
- Bonny Light Nigeria
- Fateh Dubai
- Isthmus Mexico (không OPEC)
- Minas Indonesia
- Saharan Blend Algérie
- Tia Juana Light Venezuela
Chương 2. Các lý thuyết về nhũ dầu mỏ
2.1. Giới thiệu chung
Phần lớn các mỏ dầu ở Việt Nam đều nằm dưới lòng biển. Vì thế dầu thô sau
khi khai thác cũng bị lẫn một lượng nước lớn, lượng nước này thường tồn tại trong
dầu dưới dạng nhũ rất khó phá.Ngay ở nhiều mỏ khi hình thành không có nước nhưng
sau thời gian khai thác nước sẽ xâm nhập vào từng điểm của vỉa đạt tới hàm lượng cần
phải xử lý. Hàm lượng nước trong dầu ở các nơi khác nhau là khác nhau, nó dao động
từ 1% ÷ trên 90%.
Để đảm bảo giảm thiểu tác động của nước tới quá trình chế biến sau này, giảm
những tác động của nước tới quá trình chế biến, giảm thiểu chi phí bảo dưỡng và
sửa chữa thiết bị Các nhà máy lọc hóa dầu thường đưa ra tiêu chuẩn về lượng

nước và lượng tạp chất cơ học (BS & W) cho phép trong dầu thô. Tuỳ theo đặc
điểm của từng khu vực mà giới hạn tiêu chuẩn BS & W dao động từ 0,2 ÷ 3%. Ở
Việt Nam nhà máy lọc hóa dầu Dung Quất chỉ chấp nhận nhập dầu thô thương
phẩm có tỉ lệ nước và tạp chất cơ học dưới 0.5 %. Trong tổng hàm lượng BS & W
thì nước thường chiếm ưu thế hơn thành phần tạp chất cơ học là cát, bùn sét, cặn gỉ
kim loại và các phần kết tủa được phân rã từ các chất rắn khác. Thành phần nước
này thường tồn tại ở dạng nhũ bền. nên không thể tách ra đơn giản hay chuyển trực
tiếp tới các kho chứa mà cần phải có biện pháp tách ra thành thể tự do. Để làm được
điểu này ta cần phải hiểu tìm hiểu về hệ nhũ dầu mỏ.
2.1.1. Khái niệm về hệ nhũ [11]
Hệ nhũ là một hệ chất lỏng không đồng nhất gồm hai chất lỏng không hoà tan
vào nhau, trong đó một chất bị phân chia thành những hạt nhỏ hình cầu, phân tán
Sinh viên : Nguyễn Ngọc Tâm 13 Lớp Lọc - Hóa dầu B K53
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
trong chất lỏng 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 hệ nhũ dầu thô 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 nước trong dầu và được quy
vào dạng nhũ tương nghịch. Ngoài ra khi lượng nước tăng lên hay dưới tác dụng
của một chất hoạt động bề mặt khác, dầu trờ thanh pha phân tán vào trong môi
trường phân tán là nước, đây là nhũ thuận. Nhũ 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, Ban đầu nước được phân tán thành các giọt nhỏ trong
mô trường dầu. tuy nhiên khi xảy ra những sự xung động trong dòng chảy tăng lên
các giọt dầu sẽ bị chuyển thành thể siêu nhỏ. Lúc này nếu như dạng 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) hay ngược lại sẽ tạo ra dạng nhũ tương dầu trong
nước trong dầu (oil in water in oil emulsion). Dạng nhũ hỗn hợp này rất khó phá.
Tuy nhiên tồn tại khá ít trong tự nhiên.

2.1.2. Sự hình thành và ổn định nhũ dầu mỏ
Dầu thô khai thác lên bề mặt thường tồn tại dưới dạng nhũ nước trong dầu.
đây là dạng rất khó phá.Các nhà nghiên cứu cho rằng ở độ sau 2000m dưới giếng,
trước khi khai thác nước tồn tại trong dầu dưới dạng nhũ khá ít. Tuy nhiên sau khi
khai thác, áp suất cao làm tăng độ phân tán của các giọt nước vỉa, tạo thành nhũ
nghịch nước trong dầu. Lượng nước phân tán này còn được tăng lên trong quá rửa
dầu bằng nước ngọt để tách muối Clorua bằng phương pháp điện. Nhũ nước trong
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 nước trong dầu có độ bền cực lớn, được đặc trưng bởi độ bền
của nhũ dầu mỏ. Yếu tố cơ bản xác định độ bền của nhũ dầu mỏ là do sự có mặt của
lớp 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. Theo P.A
Rebindo[7], 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 (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.
Sinh viên : Nguyễn Ngọc Tâm 14 Lớp Lọc - Hóa dầu B K53
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
- Các chất có hoạt tính bề mặt không cao (Asphanten, axit và andehit
asspantogennic, nhựa cao) 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 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.
2.1.3. Phân loại nhũ dầu mỏ [11]
Theo cách phân loại hệ phân tán dị thể, nhũ dầu mỏ được chia thành 3 loại
chính:

* Nhũ nghịch : nước trong 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 90 ÷
95%. Tính chất loại nhũ này ảnh hưởng lớn đến quá trình công nghệ khai thác, thu
gom dầu đến việc lựa chọn công nghệ và kỹ thuật tách nhũ.
* 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.
Như dầu trong nước thuộc loại nhũ loãng. Công nghệ phá nhũ thuận lợi đơn giản
hơn so với phá nhũ nghịch.
* 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.
2.1.4. Hình thái học của nhũ
Hình thái học của nhũ là hình thái cơ bản bên ngoài của nhũ. Đây là đặc trưng
cơ bản của nhũ và là phương tiện phân biệt giữa các loại nhũ với nhau. Tuy nhiên
Sinh viên : Nguyễn Ngọc Tâm 15 Lớp Lọc - Hóa dầu B K53
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
nhiều khi ranh giới phân biệt giữa chúng không được rõ ràng. Trong trường hợp này
người ta sử dụng các phép đo độ dẫn điện để phân loại chúng.
Ở mỗi điều kiện khác nhau mà nhũ tồn tại ở các dạng hình thái khác nhau.
Hình 2.1 xây dựng nên một số hình thái của các loại nhũ phổ biến. Nhũ 1 là nhũ
thuận dầu trong nước, thường được tạo ra trong quá trình phá nhũ nghịch. Nhũ 2 là
dạng nhũ nghịch thường thấy tại các mỏ dầu. Đây là dạng nhũ bền khó phá. Các

dạng nhũ 3 4 5 6 là các dạng nhũ hỗn hợp ít thấy trong tự nhiên. Các dạng này
thường rất bền, rất khó để xử lý.
Hình 2.1 Các hình thái học của một số nhũ
1.nhũ dầu trong nước( nhũ thuận)
2.nhũ nước trong dầu( nhũ nghịch)
3. nhũ dầu(1 và 2) trong nước ( nhũ hỗn hợp)
4.nhũ nước trong dầu trong nước
5.nhũ dầu trong nước trong dầu
6. nhũ dầu 1 trong nước trong dầu 2
2.1.5. Độ bền nhũ
Đối với nhũ dầu mỏ, chỉ tiêu quan trọng nhất là độ bền - chính là khả năng
trong 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.
Sinh viên : Nguyễn Ngọc Tâm 16 Lớp Lọc - Hóa dầu B K53
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
2.1.5.1. Độ bền động học (sa lắng): là khả năng của hệ thống chống lại sự sa
lắng hay nổi lên của hạt pha phân tán 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:[7]
K
y
= (2.1)
Trong đó:
: tốc độ lắng hoặc nổi của hạt pha phân tán có bán kính r.
ρ
n
- ρ
d
: hiệu tỷ trọng pha phân tán và môi trường phân tán.

γ: độ nhớt của môi trường phân tán.
g: gia tốc trọng trường.
Từ đó ta 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.
2.1.5.2. 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:[7]
T = (2.2)
Trong đó:
+ H: chiều cao cột nhũ (cm)
+ v: Tốc độ dài trung bình tự tách lớp của hệ (cm/s)
Do đa số nhũ dầu mỏ có độ bền tập hợp xác định rất cao nên người ta đánh giá
đại lượng này theo công thức:[7]
A
y
= (2.3)
Trong đó:
+ W
0
: 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 giá trị ∆P điều kiện ly tâm được điều chỉnh theo công thức Stock:
[7]
T = (2.4)
Trong đó:

+ T: Thời gian ly tâm của hệ với tốc độ góc đã cho (w, độ/s)
Sinh viên : Nguyễn Ngọc Tâm 17 Lớp Lọc - Hóa dầu B K53
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
+ 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 thác là giảm tối đa độ bền tập hợp
và động học của hệ nhũ dầu mỏ. Tồn tại một loạt các lý thuyết giải thích độ bền tập
hợp của hệ nhũ, có thể chia ra thành: Thuyết nhiệt động học (năng lượng) và thuyết
cao phân tử gắn liền với sự thành tạo rào cản cơ cấu trúc. Tuy nhiên các thuyết này
đều thống nhất ở điểm: Để có được độ bền của hệ nhũ của hai chất lỏng sạch không
trộn lẫn cần có các cấu tử ổn định thứ ba. Các chất ổn định nhũ, thành phần ổn định
lớp nhũ dầu mỏ rất khác nhau. Chất ổn định chính trong nhũ thường là nhựa
Asphanten ngoài ra còn có muối của axit naptennic và kim loại nặng,
2.1.6. Hiện tượng đảo nhũ
Hiện tượng đảo nhũ: là hiện tượng mà pha phân tán và pha liên tục đột nhiên
đảo ngược cho nhau. Từ nhũ nước trong dầu trở thành nhũ dầu trong nước hoặc
ngược lại. Có thể xảy ra hai kiểu đảo nhũ khác nhau: đảo nhũ chuyển tiếp và đảo
nhũ đột ngột. Nguyên nhân gây ra có thể do các biến đổi bên ngoài như nhiệt độ, độ
mặn hoặc sự biến đổi của chất hoạt động bề mặt, tác nhân nhũ hóa làm cân bằng
HLB (Hydrophile-Lipophile Balance) bị thay đổi.
Đảo nhũ cũng có thể xảy ra khi tăng hàm lượng chất phân tán. Đảo nhũ này
xảy ra sau khi hàm lượng chất phân tán đạt tới giá trị xác định nào đó.
2.2. Tính chất của nhũ dầu mỏ
2.2.1. Tỷ khối của nhũ
Tỷ khối: tỷ khối của nhũ được tính theo công thức sau:
ρ

nh
= (2.5)
Trong đó:
+ ρ
nh
: Tỷ khối của nhũ
+ ρ
d
: Tỷ khối của dầu
+ ρ
n
: Tỷ khối của nước.
+ W: Hàm lượng nước trong dầu, % thể tích
2.2.2. Độ nhớt
Các chất lỏng riêng biệt và dung dịch thường tuân theo định luật chảy nhớt
của Newtơn
Sinh viên : Nguyễn Ngọc Tâm 18 Lớp Lọc - Hóa dầu B K53
Đồ án tốt nghiệp Trường Đại học Mỏ - Địa chất
F = η . (2.6)
Trong đó:
+ F: Ứng suất trượt
+ : Tốc độ trượt.
+ η: Hệ số nhớt, ở nhiệt độ đã cho là đại lượng không đổi.
Nhũ dầu mỏ là hệ phân tán, có độ nhớt dị thường và chuyển động của nó
không tuân theo định luật Newtơn. Đối với hệ này độ nhớt không phải là hằng số,
mà phụ thuộc vào điều kiện chuyển động, trước hết là vào građien tốc độ trượt.
Khi tăng hàm lượng nước độ nhớt của nhũ tạo thành tăng, đặc biệt là khi hàm 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, chẳng hạn

như phương trình Taylor:
η = ηe . (1 + 2,5 ϕ . ) (2.7)
Trong đó:
+ η: độ nhớt của nhũ
+ η
e
: độ nhớt môi trường phân tán.
+ η
i
: độ nhớt pha phân tán.
+ ϕ: Tỷ lệ giọt phân tán so với thể tích chung của nhũ.
Hay phương trình Gatchee:
η = η
e
. (2.8)
2.2.3. Độ phân tán của nhũ
Độ phân tán đặc trưng cho mức độ phân tán của pha phân 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 = 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:[1]
S
r
= (2.9)
Bề mặt riêng tỉ lệ nghịch với kích thước hạt tuỳ 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 ÷ 100 µm. Theo độ phân tán nhũ
được chia làm 3 loại.
Sinh viên : Nguyễn Ngọc Tâm 19 Lớp Lọc - Hóa dầu B K53