Đề tài Nghiên cứu các phương pháp phá nhũ để nâng cao hiệu quả xử lý nhũ tương nghịch và sơ đồ công nghiệp, xử lý dầu trên trạm rót dầu ở bến Chí Linh đã tổng hợp một số kết quả nghiên cứu, ứng dụng đang tiến hành trong việc xử lý dầu khí

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. 2. 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. IV - 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 thay đổi 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 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. V - Các chất phá nhũ và cơ chế tác động của nó đến quá trình phá nhũ tương. 1. 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 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. 2. 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 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 khỏi pha liên tục. Hình 9, 10 là mô hình cơ chế tác động của chất phá nhũ. Hình 11 là mô hình cơ chế kết hợp của các giọt pha phân tán. 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. Phần IV Các phương pháp tách nhũ tương W/O của dầu thô và sơ đồ công nghệ xử lý dầu ở trạm rót dầu không bến “Chí Linh” Chương I Các phương pháp tách nhũ tương nước 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. 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: v = (30) Trong đó: + v: vận tốc lắng của giọt nước m/s + g: Gia tốc trọng trường m/s2. + rw: Khối lượng riêng của nước kg/m3. + r0: Khối lượng riêng của dầu thô kg/m3. + m0: 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 m0 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 d0: 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 Stok phải kể đến ảnh hưởng của lực ly tâm: v = (31) Trong đó: + a: Gia tốc hướng tâm: a = w2R; w = 2p.n + w: vận tốc góc. + R: Bán kính ngoài của mâm ly tâm. + n: Số vòng quay của mâm ly tâm. Đổi ra vận tốc dài: V = wR = 2pRn (32) Rút ra: w = Khi đó: a = w2 . R = (33) Thay (32) vào (33) ta có: a = (34) Thay (34) vào (31) ta có: V = (35) 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 12. O ra Lớp phin thô W ra Nhũ vào Hình 12 - Bộ lọc dầu bằng phương pháp lọc cơ học Theo dõi dưới kính hiển vi các nhà thí nghiệm thấy rằng 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. Bằng cách ấy nó 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 < 500C. 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 10 là các hoá phẩm phá nhũ đang được dùng ở mỏ Bạch Hổ. Bảng 10 - Các hoá phẩm phá nhũ ở mỏ Bạch Hổ Tên gọi SEPAROL WF - 1 SEPAROL FC 014 DISSOVAL 5640 DEMULFER E919 SEPAROL 3277 Nhà sản xuất BASF Indonesia BASF Indonesia SENTRUS Singapore TOHO Japan BASF Gerrmany Khối lượng riêng kg/cm3 0,95 ở 240C 0,93 á 0,94 ở 300C 0,92 á 0,94 ở 240C 0,936 ở 200C 0,93 ở 200C Độ nhớt 50m Pa.S ở 200C 100 á 200 m Pa.S ở 200C 10 m Pa.S ở 200C 48 m Pa.S ở 200C 30 m Pa.S Điểm chảy - 500C - 300C - 450C - 500C - 300C 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 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: Q = 16 DT (0,9 q0Y0 + qwYw) (36) Trong đó: + Q: Nhiệt lượng cần cung cấp (w) + DT: Lượng tăng thêm của nhiệt độ (0K) + q0: Lưu lượng dòng dầu. m3/ngđêm + qw: Lưu lượng dòng nước m3/ngđêm + Y0: Tỷ trọng của dầu (không thứ nguyên) + Yw: 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 m3/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 rung 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: Nhóm 1: 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. Nhóm 2: Cho rằng điện trường tác dụng lên dung dịch muối ở trạng thái huyền phù. Nhóm 3: 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. 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 sự va chạm đạt đến một tốc độ thích hợp thì sự kết hợp các giọt nước lại thành một sẽ xảy ra. Lực liên kết giữa các hạt phụ thuộc và garadien điện thế giữa hai bản cực. 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: F = (37) 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 13 - Mô hình tác động của trường điện tĩnh lên các hạt nhũ. Từ trên ta đã nghiên cứu các phương pháp tách nhũ tương W/O của dầu thô. Nhưng từ bảng 11 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 tương nước dầu của dầu thô vùng mỏ liên doanh Vietsovpetro 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 tác giả 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. Chương II Khảo sát phương pháp phá nhũ bằng gia nhiệt và phụ gia phá nhũ. Xét 4 mẫu nhũ: Mẫu 1; Mẫu 2; Mẫu 3; Mẫu 4 I - 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 < 4cdt. 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: 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 á 600C, 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: - 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. 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 1500C 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 á 1500C. Sau khi gia nhiệt dầu nhũ được chuyển tới bể lắng và được để lắng trong khoảng thời gian từ 1 á 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. 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 á10% so với dầu, có dùng chất phụ gia phá nhũ. Nước dư cùng muối hoà tan cần phải để lắng thêm 4 á 6h. Phương pháp nhiệt hoá cho phép tách muối dầu thô đến hàm lượng muối còn lại < 50 mg/l và nước < 0,2%. 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 khôi 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 á 0,7 at. II - 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. 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. 1. Cơ chế tác động của chất phụ gia phá nhũ. Một 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 một 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