N.cứu các P.pháp phá nhũ để Nâng cao hiệu quả xử lý nhũ tương nghịch & sơ đồ công nghiệp, xử lý dầu trên trạm rót dầu ở bến Chí Linh

đất liền có chứa đựng một tiềm năng dầu khí hấp dẫn. Hàng loạt các phát hiện thương mại nối tiếp nhau được công bố đã chứng minh điều đó và đã lôi kéo các Công ty nước ngoài đầu tư vào Việt Nam. Công nghiệp dầu khí có thể là một ngành phát triển mạnh trong tương lai. Thực tế đó, đã đặt ra cho đội ngũ những 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. Quá trình xử lý nước tách ra khỏi dầu thô là không thể thiếu được để đảm bảo cho chất lượng dầu thô xuất khẩu và trong tương lai đảm bảo cho chất lượng nguyên liệu cho nhà máy lọc dầu. Để thực hiện nhiệm vụ này người ta tiến hành thu gom dòng sản phẩm và bình chứa kết hợp với xử lý sơ bộ nhằm tách khí áp suất cao và tách bớt phần nước cũng như tạp chất khô chứa trong dòng sản phẩm. Công đoạn này được thực hiện trên các giàn cố định (MSP). Sau đó là công đoạn thu gom trên toàn mỏ để đưa dầu đã xử lý thô từ các giàn về các trạm rót dầu không bến, kết hợp với việc xử lý triệt để, nhằm đạt dầu chất lượng thương phẩm. Nói chung công đoạn cuối cùng này rất phức tạp nhưng nó quyết định đến giá trị tấn dầu. Đồ án tốt nghiệp với 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. Với sự giúp đỡ và hướng dẫn của PGS - PTS. Hoàng Dung cùng toàn thể các cán bộ của phòng thu gom vận chuyển và xử lý dầu khí của viện NCKH - TK dầu khí biển. Bản đồ án đã được hoàn thành kịp thời và đúng quy định. Kết cấu đồ án gồm: Phần I - Tổng quan Mỏ dầu Vietsovpetro. Phần II - Thành phần tính chất dầu thô Mỏ VSP Phần III - Các lý thuyết về nhũ tương. Phần IV - Các phương pháp tách nước nhũ tương W/O và công nghệ xử lý nhũ tương trên trạm rót dầu không bến “Chí Linh”. Phần V - Kết luận. Đồ án liên quan nhiều đến thực tế, bên cạnh đó lại là lần đầu tiên tiếp xúc với việc làm khoa học, nghiên cứu và xử lý tài liệu, hơn nữa trình độ và điều kiện có hạn nên cuốn đồ án này, không tránh khỏi những sai sót.Tác giả rất mong sẽ nhận được nhiều ý kiến quí báu của các thầy cô giáo cũng các độc giả và các bạn đồng nghiệp để đồ án này được hoàn chỉnh hơn. Nhân dịp này tôi xin bày tỏ lòng biết ơn đến các thầy đã trực tiếp hướng dẫn, các thầy cô khoa Dầu khí trường Đại học Mỏ địa chất và các cán bộ Phòng khai thác vận chuyển viện NCKH- TK dầu khí biển xí nghiệp liên doanh VSP đã tận tình giúp đỡ đào tạo mọi điều kiện cho tôi hoàn thành đồ án tốt nghiệp này. Sinh viên: Lê Văn Tuấn. Hà nội 1999. Phần I Tổng quan mỏ dầu Vietsopetro. Chương I Vị trí điạ lý- điều kiện tự nhiên và nhân văn khu vực mỏ. I. Vị trí địa lý khu vực mỏ. Mỏ dầu Bạch Hổ nằm ở lô số 09 thềm lục địa Việt nam của vùng biển Đông, cách đất liền khoảng 110km và cách cảng dầu khí Vietsovpetro khoảng 130 km. Trong khu vực có mỏ Rồng cách mỏ Bạch Hổ 35 km về phía Tây Nam. II. Điều kiện tự nhiên và nhân văn khu vực mỏ. 1. Khí hậu: Toàn bộ khí hậu vùng mỏ là khí hậu nhiệt đới gió mùa và được chia làm hai mùa chính là: mùa mưa và mùa khô. Mùa khô bắt đầu từ tháng 11 đến tháng 3 năm sau, thời gian này chủ yếu có gió mùa Đông Bắc, lượng mưa rất ít cỡ 0,7 mm, độ ẩm trung bình 65%, nhiệt độ không khí ban ngày 24 á 250C, ban đêm 22 á 240C, ngoài ra còn có gió biển thổi theo hướng Tây Bắc - Bắc Tây Bắc, sóng biển cao nhất thời kỳ này là 8 m. Mùa mưa bắt đầu từ tháng 6 á tháng 9, chủ yếu có gió Tây Nam. Nhiệt độ trung bình từ 25 á 300C, nhiệt độ ban ngày và ban đêm lệch nhau lớn. Ngoài ra còn có mùa chuyển tiếp từ tháng 4 á tháng 5 do xảy ra các hiện tượng di chuyển các luồng khí lạnh từ phương Bắc xuống nên độ ẩm không khí tăng lên, lượng mưa không lớn, nhiệt độ trung bình 25 á 300C về thời tiết biển tương đối ôn hoà, thỉnh thoảng có bão. Bão thường gặp từ tháng 6 á tháng 10. Trung bình 10 trận trong một năm. Do có hiện tượng gió mùa nên thời kỳ này sóng biển tương đối cao, khoảng 10m. 2. Giao thông vận tải. Thành phố Vũng Tàu là nơi bố trí trụ sở hành chính của Xí nghiệp liên doanh dầu khí Vietsovpetro (VSP). Đây là nơi trung tâm du lịch lớn được nối với thành phố Hồ Chí Minh bằng quốc lộ 51, dải nhựa, dài 125 km và đường thuỷ dài 80 km. Sân bay Vũng Tàu có thể tiếp nhận loại máy bay AN - 24; AN - 26; trực thăng loại M1 - 8. 3. Dân cư. Thành phố Vũng Tàu có trên 4 vạn dân, trong đó 1/3 là dân bản xứ chủ yếu sống bằng nghề đánh cá và các nghề phụ khác, còn lại là dân Bắc di cư vào. Với nguồn nhân lực này thực sự là một lực lượng hùng hậu đáp ứng một cách đầy đủ cho quá trình xây dựng các công trình dầu khí. Chương II Lịch sử phát triển khu mỏ và tiềm năng của mỏ. I - Lịch sử thăm dò, khai thác. Bồn trũng Cửu Long được các nhà địa chất quan tâm từ trước ngày miền Nam hoàn toàn giải phóng. Tính đến nay việc nghiên cứu bồn trũng Cửu Long nói chung, mỏ Bạch Hổ nói riêng trải qua các giai đoạn sau: 1. Giai đoạn trước 1975. Công cuộc tìm kiếm và thăm dò dầu khí trước ngày Miền Nam giải phóng được tiến hành bởi các Công ty dầu khí Tư Bản. Kết quả cho thấy rằng có khả năng tìm thấy dầu khí trong tầng Kainozoi ở thềm lục địa Nam Việt Nam nói chung và mỏ Bạch Hổ nói riêng. Mỏ dầu khí Bạch Hổ được công ty Mobil của Mỹ phát hiện bằng các tài liệu địa chấn cho đến 1974 thì công ty này và một số công ty tư bản khác tiến hành khoan. Công ty PECTEN khoan giếng hồng 1 X, dừa 1X, dừa 2X và mía 1X, công ty Mobil khoan giếng Bạch Hổ 1X. Trong các giếng khoan trên đã tìm thấy dầu khí ở tầng Mioxen hạ. 2. Giai đoạn 1975- 1980: Sau ngày Miền Nam giải phóng, công cuộc tìm kiếm và thăm dò dầu khí vẫn được tiến hành, thăm dò địa chấn lại và khoan các giếng thăm dò trên mỏ. Trên cơ sở tài liệu cũ trước 1975, kết quả thăm dò các tuyến địa chấn và các giếng khoan trên khu vực mỏ Bạch Hổ nói riêng và thềm lục địa Việt Nam nói chung, Hồ Đắc Hoài và Ngô Trường San đã báo cáo tổng hợp đầu tiên mang tên: “ Cấu trúc địa chất và triển vọng dầu khí thềm lục địa Nam Việt Nam”. 3. Giai đoạn 1980 - nay: Xí nghiệp liên doanh “ Vietsovpetro” được thành lập vào 19/6/1981. Sự kiện này đánh dấu bước phát triển mới rất quan trọng đối với ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam, Nhà nước Việt Nam giao cho xí nghiệp liên doanh “Vietsovpetro” nhiệm vụ “ Nhanh chóng tìm ra dầu mỏ khí đốt, đưa vào khai thác sớm phục vụ cho nền kinh tế quốc dân. Xây dựng cơ sở vật chất kỹ thuật, đào tạo đội ngũ cán bộ quản lý, khoa học kỹ thuật, chuyên môn nghiệp vụ và công nhân lành nghề cho ngành dầu khí xây dựng và phát triển ngành dịch vụ dầu khí tại Việt Nam. Chỉ 2,5 năm xí nghiệp liên doanh “Vietsovpetro” còn phát hiện tại mỏ Bạch Hổ và ngày 26/6/1986 tấn dầu đầu tiên được khai thác tại mỏ này, đó cũng là tấn dầu thô đầu tiên trên thềm lục địa tại Việt Nam. Ngoài mỏ Bạch Hổ xí nghiệp liên doanh “Vietsovpetro” còn phát hiện ra mỏ Rồng và mỏ Đại Hùng. Hai mỏ này hiện nay cũng đưa vào khai thác. Năm 1988, một sự kiện có ý nghĩa đặc biệt đối với mức tăng trưởng mạnh sản lượng khai thác dầu khí của Vietsorpetro đó là lần đầu tiên tại Việt Nam phát hiện tầng dầu có sản lượng cao(xấp xỉ 1000 tấn/ngày /giếng) trong móng granit nứt nẻ. Nhờ vậy, nhịp độ khai thác dầu giai đoạn 91 - 95 tăng từ 8000 lên 19000- 20000 tấn/ngày. Việc tiến hành khai thác dầu tại mỏ Bạch Hổ dựa trên cơ sở bản thiết kế khai thác thử công nghiệp mỏ Bạch Hổ thềm lục địa Việt Nam của viện nghiên cứu dầu khí Xahalin . Theo tài liệu thiết kế này hệ thống khai thác mỏ là hệ thống 7 điểm với khoảng cách giữa các giếng là 600 x 600 m. Đồng thời xét đến việc cần thiết phải xâydựng thêm 2 giàn cố định cho vòm Nam sau đó bản thiết kế này được Hội đồng “Vietsovpetro” đề nghị thay mạng lưới 600 x 600 m thành mạng lưới 400 x 400 m. Còn sơ đồ khai thác vòm Bắc thì sử dụng hệ bàn cờ 3 hàng 650 x 350 m. Khi xác định được trữ lượng dầu công nghiệp của tầng dầu khí biển (thuộc xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro) đã đưa ra báo cáo “Đánh giá khả năng khai thác mỏ Bạch Hổ” và “sơ đồ công nghệ khai thác vùng ưu tiên vòm Bắc mỏ Bạch Hổ” nhằm khai thác mở rộng thử công nghiệp. Trong các tài liệu này, tại các khu vực ưu tiên được phân bố khai thác theo hàng khối và các đối tượng chính. Đối tượng I: Tầng 23 Mioxen hạ Đối tượng II: Tầng VI, VII của Oligoxen hạ. Đối tượng III: Tầng VIII, IX, X của Oligoxen hạ Đối tượng IV: Tầng I, II, III của Oligoxen thượng Vào tháng 5 - 1987 các chuyên gia xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã vạch ra sơ đồ vị trí giếng khoan theo mạng lưới 3 hàng khối theo kích thước 400 x 400 m. Khai thác các đối tượng I, II, III riêng biệt. Thực hiện bơm ép nước ở đối tượng I, còn đối tượng II, III có thể chung hoặc tách rời nhau. Năm 1988 xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro thành lập : “Sơ đồ công nghệ khai thác mỏ Bạch Hổ”. Trong đó mỏ được phân ra 4 đối tượng khai thác: + Đối tượng I: Tầng 23, 24 Mioxen hạ + Đối tượng II: Tầng VI, VII, VIII của Oligoxen hạ + Đối tượng III: Tầng IX, X của Oligoxen hạ + Đối tượng IV: Tầng quay trở lại bao gồm tầng cát của Oligoxen thượng Phân bố giếng là 3 hàng 600 x 600 cho tầng Oligoxen hạ một hàng khối, 400 x 400 m cho tầng Mioxen hạ. Quỹ giếng đề nghị là 347 giếng trong đó có số lượng giàn khoan khai thác, số lượng giàn là 13. Do đó số lượng giàn quá cao làm ảnh hưởng đến hiệu quả kinh tế, kỹ thuật khai thác mỏ, nên sơ đồ công nghệ này không được chấp nhận. Đến ngày 1/10/1991 sau khi tính toán lại trữ lượng các tầng lập ra dự án cho bốn đối tượng và chọn ra dự án phân bố giếng khoan tối ưu I. Bốn đối tượng khai thác là: + Đối tượng I: Các tầng 22, 23, 24 của tầng Mioxen hạ + Đối tượng II: Các tầng I, II, III, IV, V của Oligoxen hạ + Đối tượng III: Các tầng VI, VII, VIII, IX, X của Oligoxen hạ + Đối tượng IV: Tầng móng. Đến nay Vietsovpetro đã khai thác đạt 50 triệu tấn. Dự kiến giai đoạn 1996 á2000 sẽ đạt 49 triệu tấn, kế hoạch năm 1996 á2000 là giai đoạn trực tiếp tục nâng cao sản lượng dầu mỏ Bạch Hổ khai thác mỏ Rồng ở mức độ công nghiệp, hoàn thiện hệ thống thu gom, xử lý và vận chuyển khí đồng hành vào bờ tiến hành bằng bộ 3 công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí và tận thăm dò nhằm bảo đảm gia tăng trữ lượng theo yêu cầu phát triển mỏ của xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro. II. Tiềm năng vùng mỏ: Có thể nói tầng dầu khí ở mỏ Bạch Hổ được sinh thành chủ yếu ở tầng Oligoxen. Vì đá mệ Oligoxen giàu vật chất hữu cơ và đã bước vào giai đoạn tạo dầu.Còn tầng Mioxen hạ thì đá mẹ với hàm lượng vật chất hữu cơ trung bình và chưa bước vào giai đoạn tạo dầu vì thế vai trò cung cấp dầu cho các tầng chứa trong sản phẩm Mioxen hạ không lớn. Riêng ở đá móng theo thuyết hữu cơ thì nó chỉ chứa dầu ở những đứt gẫy lớn và hang hốc của đá, do dầu di chuyển của các tầng sinh Oligoxen và Mioxen theo đứt gẫy kiến tạo xuống chứ nó không sinh ra dầu và khả năng dòng dầu chứa trong móng có trữ lượng dầu rất lớn ( xấp xỉ 1000 tấn /ngày/giếng). Mặt khác trữ lượng dầu chủ yếu tập trung ở tầng còn lại (22,24 Mioxen hạ, tầng I- V Oligoxen thượng) được xác định bằng những giếng khoan riêng biệt. Việc khai thác hết trữ lượng tầng 24 và 22 có thể thực hiện cùng với tầng 23, tầng I- V Oligoxen hạ và móng. Tầng 23 bao gồm bởi cát , bột kết phát triển hầu như trên toàn bộ diện tích, ở một vài khu vực đá chứa bị sét hoá đáng kể, mất tính dị dưỡng, các thân dầu dạng vỉa, vòm có ranh giới dầu - nước nhưng vai trò quan trọng trong việc phân bố độ chứa dầu là đứt gẫy kiến tạo và màng chắn thạch học. Đã phát hiện tất cả sáu thân dầu riêng biệt. Trong đó có 3 vòm Bắc, 2 vòm trung tâm và I ở vòm Nam. Mỏ có 5 tầng sản phẩm (VI-X theo cách đặt tên của mỏ) được phân ra trong trầm tích Oligoxen hạ chúng chứa cùng một thân dầu dạng khối - vỉa. Đá chứa chỉ có phạm vi ở vòm Bắc cũng như sường Đông vòm trung tâm vòm Nam riêng ở vòm trung tâm cũng như cánh Tây của vòm Bắc không có trầm tích Oligoxen hạ. Ngoài ra ở phần nghiêng xoay của vòm Bắc đã phát hiện ra đới cát kết có tính dị dưỡng kém. Những giếng ở đới này cho thấy rõ những dấu hiệu có dầu và cho dòng dầu không lớn. Tuy nhiên cũng không thu được những dòng dầu công nghiệp, sau khi thực hiện những biện pháp để khai thác giếng khoan và gọi dòng. Rõ ràng ở đây cần áp dụng phương pháp mở vỉa bằng thuỷ lực, xử lý vùng cận đáy giếng bằng chất hoà tan ngăn chặn việc xâm nhập đang dịch vào vỉa lúc mở vỉa. Hình 1 - Vị trí của mỏ Bạch Hổ trên Bình Đồ cấu trúc khu vực III. Sơ lược địa chất vùng mỏ. Mỏ Bạch Hổ nằm trong khu vực bồn trũng Cửu Long thuộc thềm Sunda, thềm lớn nhất trong số các bồn ven phía Tây nam Thái Bình Dương. Sự hình thành cấu trúc hiện tại của Sunda gắn liền với ba chu kỳ tạo địa hào Vifơ, bắt đầu từ giai đoạn Kreta muộn. Sự mở rộng phụ bồn Tây Nam trong đó có thềm lục địa Việt Nam xảy ra vào chu kỳ thứ nhất (Paleoxen muộn). Khi đã hình thành phức hệ Vifơ ( Lioxen muộn Olioxen) gắn liền với vùng tạo địa hào Vifơ. Ven biển trong điều kiện hoạt động kiến tạo mạnh hơn. Tốc độ sụt lún đạt tốc độ cực đại vào thời kỳ Olioxen sớm, chu kỳ thứ 2 (Mioxen đệ tứ) đặc trưng bởi sự sụt lún của thềm bỉên và sự thành tạo các bể trầm tích lớn. Nằm xen kẽ với các đối năng có móng nền Kainozoi. Hoạt động mác ma chính trong thời kỳ Kainozo muộn có tác động nhất định đến kiến trúc cấu tạo chung của thềm lục địa Nam Việt Nam. Chỉ riêng phần Tây Bắc của vùng trũng Cửu Long có tổng diện tích các phần phủ Bazan và Andezit đạt tới 1 triệu km3 với độ dày không lớn lắm. Khác với bồn trũng khác trong thềm Sunda trũng Cửu Long (bể trầm tích) bị tách biệt hẳn ra và nằm ở sườn địa khối ổn định (Inđonesia) bán đảo Đông Dương. Trong cấu trúc của bồn trũng có chứa phức hệ trầm tích lục nguyên có nguồn gốc châu thổ và có tuổi từ Lioxen đến hiện đại, bề dày cực đại 7 km. Tổng thể tích bồn trũng này là 150.000 km3. Từ năm 1967, cấu trúc địa chất của bồn trũng Cửu Long được tăng cường nghiên cứu bằng các phương pháp địa vật lý. Sau giải phóng miền Nam vào năm 1979, Liên đoàn địa chất biển Liên Xô (cũ) đã thực hiện 29 nghìn km tuyến bằng phương pháp điểm xạ, phương pháp sâu chung. Mật độ các mạng địa chấn trong phạm vi của Liên doanh dầu khí Vietsovpetro là 1,2 km tuyến trên 1 km. Trên cơ sở thăm dò địa chấn, kết hợp với kết quả khoan sâu trên 6 đới nâng trong phạm vi của bồn trũng Cửu Long đã phân tích được thành phần kiến tạo bậc 2 có phương Đông Bắc. Đó là đới nâng trung tâm bậc 3: Đồng Nai, Tam Đảo. Và có các Munđa (hố sụt) Định An, Trung tâm Nam Cửu Long cũng như đới nghiêng Trà Tân có cấu tạo bồi bậc 2 lại bị chia bởi một loạt các đới nâng bậc 3. Chúng là cấu tạo không đối xứng, bị phân cách bởi các đứt gãy thuận. Cấu tạo mỏ Bạch Hổ thuộc đới nâng Trung tâm. Ngoài cấu tạo này, trong bồn trũng Cửu Long còn phát hiện ra 22 đới nâng khác có triển vọng dầu khí. Chương III Đặc điểm và tính chất tầng chứa dầu I. Đặc điểm chung Mỏ Bạch Hổ gồm nhiều vỉa, trong các tầng chứa dầu phát hiện trong lớp trầm tích Mioxen hạ là 23, 24. Trong Oligoxen trên là Ia, Ib, Ic, II, III, IV, V. Trong phụ thống Oligoxen có các tầng VI, VII, VIII, IX, X. Các vỉa tìm được thuần tuý chứa dầu theo cấu tạo vỉa lồi phức tạp hoá bởi màng chắn kiến tạo và địa tầng. Mặt tiếp xúc dầu - nước ở các vỉa này được quy ước đặt ở độ sâu tuyệt đối thấp nhất chứa dầu ổn định. Mặt tiếp xúc dầu nước ở vòm Bắc có độ sâu là 2813 m á 2860 m, vòm Nam 2824 á 2876 m. Ranh giới dầu nước ở tầng vỉa Oligoxen hạ (V - X) quy ước ở 4348 m. Vỉa dầu ở tầng Mioxen phức tạp hơn về cấu tạo thể hiện sự không đồng nhất và dạng thấu kính của tầng chứa. Đặc trưng của tầng này là áp lực dị thường vỉa cao bằng 1,6 á 1,7 lần áp suất cột thuỷ tĩnh. II. Tính chất cơ lý cuả đất đá. Đất đá ở vùng mỏ Bạch Hổ có tính chất cơ lý thay đổi theo chiều sâu phân bố. Tầng 1: Có độ sâu từ 0 á520 m đất đá có tỷ trọng là:2,65 g/cm3, độ chứa sét là 30%, giới hạn bền là 4 á8 kg/cm3, độ cứng đất đá 5 á 7, còn ở sét là 1 á1,5, tầng này là tầng đất đá mềm và bở rời. Tầng 2: Có độ sâu 520 á1273 m: đất đá có tỷ trọng là 2,03 g/cm3, độ rỗng xốp 30%, tầng đất đá mềm bở rời. Tầng 3: Có độ sâu 1273 á 2627 m: đất đá có độ cứng trung bình tỷ trọng là 2,1 g/cm3, độ rỗng 24 á28%, độ thẩm thấu 150 á180, độ chứa sét 50%, độ chứa Cácbonat 1 á 20%, giới hạn bền là 16 á20 kg/cm3. Tầng 4: 2627 á2980 m, đất đá mềm xen lẫn cát, độ cứng trung bình. - Tỷ trọng đất đá: 2,1 á 2,4 g/cm3 - Độ lỗ rỗng: 12 á 24% - Độ chứa sét: 70% - Giới hạn bền: 15 á 20,5 g/cm3 III. Độ chứa dầu Độ chứa dầu của các collectror ở mỏ Bạch Hổ được xác định từ năm 1975 tại giếng khoan số 01, giếng khoan đã tìm thấy dầu ở độ sâu 3500 m. Theo kết quả phân tích, dầu ở mỏ Bạch Hổ có độ nhớt cao, hàm lượng Parfin 25%, hàm lượng lưu huỳnh nhỏ 0,03 á 0,11%. Dầu ở mỏ Bạch Hổ có tỷ trọng khoảng 0,83 á0,86 g/cm3. Bảng 1 - Kết quả phân tích mẫu đơn vị chứa dầu ở mỏ Bạch Hổ Độ sâu (m) Loại colletor Tỷ trọng % S % Parafin Q (m3/nđ) Yếu tố khí (m3/m3) % CO2 Hệ số nén Điều kiện vỉa Sau khi tách khí 2990á 3020 3060 á3090 3090á 4220 4220 á4270 nguyên sinh nt nt nt 0,73 0,73 0,64 0,64 0,86 0,86 0,83 0,83 0,085 0,085 0.095 0,095 18,4 18,4 18,4 18,4 - 50 470 - 100 100 7150 - 0,12 0,12 0,12 - 17,8 17,8 26,9 26,9 IV - Độ chứa khí Khí ở mỏ Bạch Hổ chứa một khốilượng lớn các chất đồng đẳng của mê tan (CH4). Khả năng toả nhiệt của khí cao (3600á11541 Kcal/m3) (Xem bảng 2) Bảng 2 - Bảng đặc tính của khí ở mỏ Độ sâu (m) % CO2 So với không khí (g/cm3) Yếu tố khí (m3/m3) áp suất giảm khi mở vỉa (đơn vị) áp suất giảm cho phép mở vỉa (at) 2885 á2935 3165 á3215 3405 á3415 3455 á3515 3535 á3565 3565 á3585 3625 á3695 3695 á3715 3715 á3785 0,03á0,04 0,03á0,04 0,03á0,04 0,03á0,04 0,03á0,04 0,03á0,04 0,03á0,04 0,03á0,04 0,03á0,04 0,741 0,668 0,641 0,650 0,654 0,656 0,655 0,650 0,645 140 180 130 130 130 130 160 120 130 37 29 31 28 28 28 28 28 28 100á150 100á150 100á130 100á130 100á130 100á130 100á130 100á130 100á130 V - Độ chứa nước của các collectror Theo tài liệu nghiên cứu mỏ Bạch Hổ và của viện nghiên cứu khoa học và TKDK biểu, thành phần nước khoáng trong vỉa là: - Tầng Mioxen vòm Bắc: 6 g - Tầng Oligoxen hạ thường gặp 2 loại muối: Cacl2 và Hyđrô cacbonat natri có độ khoáng thấp hơn 6,64 g và chỉ nhận được trong khuôn khổ vòm Bắc. Nước ở vòm Nam thuộc loại nước canxiclorua, có độ khoáng hoá tăng theo hướng Tây Nam. Nước thuộc trầm tích Oligoxen dưới nằm trên các tầng sản phẩm chính chứa NaHCO3 có độ khoáng hoá 5g. Theo bảng phân loại nước khoáng thì mỏ Bạch Hổ có độ khoáng hoá trung bình và thấp (xem bảng 3) + Nhiệt độ: Theo tài liệu địa chất mỏ Bạch Hổ được phân bố như sau: - Theo nhiệt độ cao nhất nằm trong vùng trung tâm mỏ Gradien địa nhiệt là 3,70. - Grandien địa nhiệt vòm Bắc: 3,40. Nói chung không có dị thường địa nhiệt. - Grandien địa nhiệt vòm Nam: 2,20 + áp suất vỉa: - Mioxen hạ =1,027 - Oligoxen trên: 1,637 á 1,727. - Oligoxen dưới: 1,137 - Tầng móng: 1,151. Bảng 3 - Độ khoáng hoá của nước vỉa mỏ Bạch Hổ. Độ sâu (m) Tỷ trọng (G/cm3) Cl - SO2 - HCO -(%) Mg2+ (%) Ca2+ (%) Giảm áp khi mở vỉa (at) Giảm áp khi thử vỉa (at) 2788á2826 0,014 923,3 351,8 823,5 80,2 1833,7 37 100 á 150 2877á2891 0,0144 10308,4 318,1 823,5 21,9 2176,2 29 100 á 150 3190á3201 0,0237 18974,7 205,87 164,7 1261,6 452,8 31 100 á 150 3243á3272 1,0231 19843 142,9 0 1261,6 451,2 28 100 á 140 Chương IV Tình hình khai thác ở mỏ xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro và những kinh nghiệp thu gom, vận chuyển và xử lý dầu ngoài khơi trên thế giới. I - Tình hình khai thác dầu khí của VSP. Mỏ Bạch Hổ được đưa vào khai thác công nghiệp vỉa Mioxen dưới năm 1986, Oligoxen dưới năm 1987, và tầng móng năm 1988. Trình đến quý I năm 1997, Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã có hơn 130 giếng, 74% giếng khai thác, 17% giếng bơm ép, 5% giếng quan sát và 4% giếng hủy. Trong 100% giếng khai thác chỉ có 64% giếng khoan tự phun, còn lại 3% giếng khai thác theo chu kỳ, 14% giếng ngừng phun và 19% giếng khai thác bằng cơ học. Tính từ lúc khai thác đến quý ba năm 1997, toàn mỏ khai thác được 50 triệu tấn dầu, 780 tấn nước, 8 tỉ m3 khí đồng hành, đã bơm ép khoảng 24 triệu tấn nước vào vỉa nhằm mục đích duy trì áp suất vỉa. Năm 1997 là năm thứ 2 chúng ta sử dụng khí đồng hành của mỏ Bạch Hổ và Rồng để chạy các tua bin khí phát điện ở Bà Rịa, lượng khí đưa vào bờ xấp xỉ khoảng 4 triệu m3/ngđ. (1000 m3 khí có nhiệt trị xấp xỉ bằng 1000 kg = 1 tấn nhiên liệu lỏng). Vùng mỏ Bạch Hổ tiếp tục có những giếng khoan gặp dầu và khí, khẳng định triển vọng rất tốt đẹp. Ngay từ đầu năm 1997 phải nâng công suất đưa khí đồng hành mỏ Bạch Hổ - Rồng vào bờ khoảng 2 triệu m3/ngđ để phục vụ tổ máy đầu trên của nhà máy nhiệt điện Phú Mỹ II. Giữa năm 1997 dự kiến giàn nén trung tâm tại mỏ Bạch Hổ sẽ được lắp ráp xong và sản lượng khí vào bờ lúc đó sẽ là 4 triệu m3/ngđ. II - Những kinh nghiệm thu gom, vận chuyển và xử lý dầu ngoài khơi trên thế giới. Những năm gần đây việc khai thác thiết kế của mỏ dầu khí ở thềm lục địa và biển sâu trên thế giới đã tăng đáng kể. Khai thác dầu không chỉ từ các giàn cố định (Vịnh Mehico, Đại Tây Dương, Biển Bắc) mà còn từ những đảo nhân tạo (thềm lục địa California). Độ sâu khác nhau của biển, khí hậu, và những tính chất lý hoá của dầu để lại những nét đặc trưng trên các sơ đồ công nghệ thu gom và xử lý sản phẩm của giếng. 1. Mỏ West - Willington (Mỹ). Dầu được khai thác từ 4 đảo nhân tạo, sản phẩm từ các giếng khoan được đưa ra đảo. Tại đây tiến hành tách khí bậc 1 được dẫn đến người tiêu thụ, còn dầu lẫn nước với khí còn sót lại được bơm vào hệ thống ngầm vào bờ. Tại đây dầu sẽ được xử lý tới điều kiện tiêu chuẩn. Các đảo nối với đất liền bằng 5 ống dẫn: 2 ống dẫn dầu, 2 ống dẫn khí và một ống dẫn ngược chất thải. 2. Mỏ Ekarix (Nauy). Mỏ Ekarix của khu vực Nauy thuộc Biển Bắc cách bờ 290 km, độ sâu biển 73 m. Trong giai đoạn đầu của quá trình khai thác mỏ sản phẩm của giếng khoan được tách 2 bậc ở giàn và đo. Dầu chỉ được khai thác trong giai đoạn chất tải lên tầu chứa. Khí được đốt ở hệ thống đốt. Giai đoạn 2 của quá trình xây dựng thêm mỏ được lắp đặt một giàn công nghệ bằng bê tông và thép. Trên giàn có một bể chứa dầu dung tích 159.000 m3. Dầu từ giàn được vận chuyển vào khu căn cứ trên bờ Tesid (Anh) qua đường ống F 330 mm với chiều dài 350 km, còn khí được vận chuyển qua đường ống F 880 mm với chiều dài 418 km tới Emden (CHLB Đức). Dầu cùng với khí còn sót lại được vận chuyển bằng 3 trạm bơm. Khí được vận chuyển bằng hai trạm nén khí. 3. Mỏ Bazil. ở vùng Campos (Riode Janerio) có 9 mỏ khai thác. Độ sâu mức nước biển là 150 m, cách bờ 80 km. Hỗn hợp dầu khí theo đường ống dẫn đến trạm thu gom được lắp đặt trực tiếp trên tầu chứa dầu. Trạm thu gồm hai bình tách xả khí nước (3 pha) và một bình đo, hai máy tách nước bằng điện, một thiết bị làm sạch nước và hai bể chứa dầu thương phẩm. Công suất của trạm thu gom sản phẩm 1400 m3/ngày. Việc vận chuyển sản phẩm vào bờ được thực hiện vào bằng các tàu chở dầu. ở các vùng Segip và Alagoas: sản phẩm của giếng được vận chuyển từ các giàn đến giàn trung tâm theo ống dẫn. Trên giàn trung tâm có lắp đặt thiết bị tách sản phẩm cấp 1 (sơ cấp). Một phần khí đốt cháy ở Phaken, dầu và khí còn lại được chuyền vào bờ ở hai dạng pha dưới áp lực 0,63 mPa. Thiết bị tách cấp 2 và thiết bị khử nhũ tương được đặt trên bờ. Việc ứng dụng hệ thống thu gom và vận chuyển dầu khí theo đường ống dưới áp lực của giếng như đã nêu trên cho phép giảm được việc xây dựng những trạm bơm và máy nén khí trên các giàn ngoài biển. 4. Nhóm mỏ ở vịnh COOK (ALASKA). ở trên các giàn khai thác biển, sản phẩm dầu được tách khí cấp một. Dầu đã tách khí có lẫn nước được bơm vào bờ theo đường ống dẫn. Tiếp theo dầu được xử lý ở trên bờ để đạt tiêu chuẩn thương phẩm. Khí được nén bằng các máy nén khí và vận chuyển về bờ theo các đường ống dẫn. Tóm lại: Dù được khai thác ở đâu sản phẩm dầu khí từ giếng khoan đưa lên mặt đất cũng chứa một lượng nước vỉa dưới dạng vỉa, nhũ tương. Vì vậy giai đoạn xử lý dầu thô để đạt tiêu chuẩn thương phẩm là một giai đoạn kỹ thuật rất cần thiết. Tuỳ theo từng điều kiện của mỏ mà ta có công nghệ và phương pháp xử lý dầu thô hợp lý. * * * Với tình hình khai thác ở VSP và đặc điểm dầu mỏ khai thác lên phải xử lý như vậy sẽ dự báo cho chúng ta biết khối lượng thu gom xử lý nói chung và công tác xử lý nhũ tương nghịch trên mỏ nói riêng để đạt được dầu thương phẩm chất lượng cao. Phần II Thành phần, tính chất và phân loại dầu thô Chương I Thành phần và tính chất chung của dầu mỏ I - Thành phần dầu mỏ. Dầu mỏ của Vietsovpetro nói riêng và dầu mỏ nói chung, ngoài một số tính chất đặc trưng của từng loại dầu hoặc của từng mỏ như hàm lượng của từng thành phần trong dầu, khối lượng riêng, độ nhớt... thì hầu hết chúng đều có những đặc điểm chung. Về cấu tạo: Dầu mỏ là sản phẩm phức tạp nhất của thiên nhiên do hai nguyên tố cấu tạo nên: hydro và cacbon. Về nguồn gốc: 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 kiệnvỉa hoặc điều kiện môi trường mà nhiệt độ trên 300C (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. Qua nghiên cứu cho thấy Thành phần chủ yếu của dầu mỏ là hydro cacbon, chúng chiếm từ 60 á 90% khối lượng của dầu. Trong đó gồm các nhóm: + Nhóm hydro cacbon parafinic (CnH2n + 2) Nhóm này có cấu trúc mạch thẳng và mạch nhánh chiếm từ 50 á 70%. ở điều kiện bình thường Hydro cacbon có cấu tạo mạch từ C1 á C4 ở trạng thái khí, từ C5 á C16 ở trạng thái lỏng, > C17 ở trạng thái rắn (dạng tinh thể). + Nhóm Hydro cacbon Naptennic (CnH2n). Nhóm này có cấu trúc mạch vòng (no và không no), chiếm tỷ lệ 10 á 20% thành phần dầu thô, phổ biến nhất là xydopentan và exclohexan cùng các dẫn xuất alkyl của chúng. ở điều kiện thường hydro cacbon napten (no) có cấu tạo từ C1 á C4 ở trạng thái khí, C5 á C10 ở trạng thái lỏng, > C11 ở trạng thái rắn. + Nhóm Hydro cacbon Anomatic (CnH2n - 6) Nhóm này có mặt trong dầu thô dưới dạng các dẫn xuất của benzen, chiếm từ 1 á 2% thành phần dầu thô. + Các hợp chất có chứa oxy, nitơ, lưu huỳnh. Ngoài các nhóm hydro cacbon kể trên trong dầu thô còn chứa các hợp chất không thuộc loại này mà phần lớn là Asphanten - smol có chứa trong nó hợp chất của O2, N2, S. Trong đó: - Hợp chất với O2 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 N2 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 ³ 2000C, điều này cho biết nhiệt độ thành thạo của mỏ > 2000C. - Hợp chất với S tồn tại dưới dạng S tự do hoặc H2S mùi trứng thối. Hàm lượng S trong dầu thông thường từ 0,1 á 1% nếu S Ê 0,5% được xem là hàm lượng đạt tiêu chuẩn. Hàm lượng S càng cao từ giá trị dầu thô cảng giảm. Ngoài ra dầu thô chứa hàm lượng rất nhỏ các kim loại và chất khác như: Fe, Ca, Mg, Nu, Cr, Ti, Co ... chiếm khoảng 0,15 á 0,19 kg/tấn. II - Các tính chất vật lý của dầu mỏ. 1. Khối lượng riêng (r) r được xác định bởi khối lượng của một đơn vị thể tích r = (1) m: Khối lượng g, kg, T V: Thể tích cm3, dm3, m3, lít. Trong sản xuất người ta hay dùng một đơn vị so sánh về khối lượng riêng (còn gọi là tỷ trọng). Đây là đại lượng không thứ nguyên, nó là tỷ số giữa khối lượng riêng của dầu và khối lượng riêng của nước ở điều kiện nhiệt độ tiêu chuẩn. Với dầu nhiệt độ tiêu chuẩn là 200C, với nước là 40C. Khi đó ký hiệu tỷ trọng của dầu ở điều kiện tiêu chuẩn là r420 và qua thí nghiệm xác định được r của nước ở 40C = 1. Đôi khi người ta cũng sử dụng một đơn vị so sánh nữa của dầu đó là tỷ trọng tương đối. Xác định tỷ trọng tương đối của dầu theo nhiệt độ tiêu chuẩn như sau: r4T = r420 - a (T - 20); (2) r4T - Tỷ trọng tương đối của dầu ở nhiệt độ T. a - Hệ số thay đổi tỷ trọng theo nhiệt độ, khi nhiệt độ thay đổi 10C thì a = 0,0174. Đối với sản phẩm giếng bao giờ cũng chứa một hàm lượng nước nhất định. Khi đó xác định khối lượng riêng phải tính đến sự ảnh hưởng của nước. Công thức tính như sau: rh = r0 (1 - w) + w.rw; (3) rh: Khối lượng riêng của hỗn hợp dầu nước; r0: Khối lượng riêng của dầu; rw: Khối lượng riêng của nước; w: Thành phần % của nước trong hỗn hợp. 2. Độ nhớt tuyệt đối m g. Độ nhớt tuyệt đối là tính chất của chất lỏng, nó đặc trưng cho khả năng cản lại sự chuyển động tương đối giữa các hạt chất lỏng với nhau trong môi trường chất lỏng đó. 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. t 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 Newtơn hay Phi Newtơn. Sau đó dựa vào phát triển đặc tính lưu biến của chất lỏng đã xác định để tính toán độ nhớt. a 1 du/dr 2 3 4 tst tp tst t0 Hình 2 - Mối quan hệ giữa ứng suất trượt và vận tốc trượt của chất lỏng - Khi dầu là chất lỏng Newtơn (Hình 2, đường 1) thì việc xác định độ nhớt động lực học không gặp khó khăn. Thông qua phương trình Newtơn: t = m Rút ra: m = = tg a (4) t: ứng suất trượt, Pa. m: 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 m rất phức tạp, tuỳ theo mô hình đường cong chảy đã xác định được trên đồ thị biểu diễn mối quan hệ t với du/dr mà tính toán cụ thể: + Chất lỏng giả dẻo: (mô hình OST WALD)._. (đường 2, hình 2) Mô hình này có phương pháp lưu biến như sau: t = m* ()n; n < 1 (5) m*: 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 2. Mô hình này có phương trình lưu biến như sau: t = t0 + m** (6) m**: Độ nhớt động lực học của chất lỏng nhớt dẻo. + Chất lỏng nhớt dẻo không tuyến tính (Mô hình HERSCHELL BALKKEY) (đường 4, hình 2). Mô hình này có phương trình lưu biến như sau: t = t0 + m*** ()n; n < 1 (7) m***: Độ nhớt động lực học của chất lỏng nhớt dẻo không tuyến tính. t0: ứng suất trượt động. tst: ứng suất trượt tĩnh, dựa vào tst để tính áp suất khởi động để phá trạng thái tĩnh ban đầu. tp: 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: m = K . eu (T = T0) (8) T, T0 là K, u là các hệ số thực nghiệm rút ra được khi đo độ nhớt của dầu ở các nhiệt độ khác nhau. Theo kết quả thực nghiệm của Viện NIPI với đối tượng nghiên cứu là dầu thô mỏ Bạch Hổ thì các giá trị K, u trong các khoảng nhiệt độ là như sau: T > 600C m = 0,006 . e - 0,01 T 380C < T Ê 610C m = 0,03 . e - 0,04 T 300C < T Ê 380C m = 3,74 . e - 0,88 T T Ê 300C m = 10,2 . e - 0,16 T * Ngoài độ nhớt động lực học, trong sản xuất người ta còn dùng độ nhớt động học và độ nhớt qui ước. - Độ nhớt động học (n): là tỷ số giữa độ nhớt động lực học và khối lượng riêng của dầu ở cùng nhiệt độ. n = (9) 1 dt = 1 cm2/d. - Độ nhớt qui ước “E” (tương đối): Là tỷ số giữa thời gian chảy qua phễu đo độ nhớt của 200 cm3 dầu ở nhiệt độ cần đo và thời gian chảy của 200 cm3 nước cất ở 200C cũng qua phếu đó. 3. Nhiệt độ đông đặc: Nhiệt độ đông đặc của dầu thô là nhiệt độ tại đó dầu thô mất đi tính linh động. Nhiệt độ đông đặc của dầu thô phụ thuộc vào thành phần của nó, trong đó các thành phần như parafin, nhựa Asphanten có ảnh hưởng quyết định tới nhiệt độ đông đặc của dầu. Đây là tính chất có ý nghĩa quan trọng trong công nghệ vận chuyển và xử lý dầu thô. 4. Độ dẫn nhiệt: Độ dẫn nhiệt là khả năng tuyền năng lượng nhiệt trên một đơn vị chiều dài khi nhiệt độ tăng lên 10C. Độ dẫn nhiệt của dầu được đặc trưng bởi hệ số dẫn nhiệt hf0 hf0 = 156,6 [1 - 0,47 . 10 -3 (7 + 2730)] / r20; W/m 0C (10) Xét đến ảnh hưởng của parafin: hfp = (11) hfP: Hệ số dẫn nhiệt của dầu có kể đến ảnh hưởng của parafin. hfPa: Hệ số dẫn nhiệt của parafin, (2,5 w/m 0C) Xét đến ảnh hưởng của nước + parafin. hF = (1 - w) hfP + w hFw; (12) hF: Hệ số dẫn nhiệt của dầu có kể đến ảnh hưởng của nước và parafin. hFw: Hệ số dẫn nhiệt của nước (0,6 w/m 0C). Các công thức trên là các công thức thực nghiệm được kiểm chứng ở viện NIPI. 5. 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: s = (13) 6. Nhiệt dung riêng (C): Nhiệt dung riêng là nhiệt lượng cung cấp cần thiết để làm 1 kg dầu tăng lên 10C. Đơn vị là J/kg 0C. Nhiệt dung riêng của dầu phụ thuộc vào nhiệt độ và hàm lượng parafin tách ra: C0 = 31,56 (1687,5 + 3,39t) / [P20 (1 - P) + P . CP] (14) ở đây: CP: Nhiệt dung riêng parafin (2710 J/kg 0C) C0: Nhiệt dung riêng của dầu ở t0C (J/kg 0C) P20: Khối lượng riêng của dầu ở 200C P: Hàm lượng kết tinh (% đơn vị khối lượng). Qua thực nghiệm Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã xác định được hàm lượng parafin kết tinh theo nhiệt độ như sau: T > 480C P = 0 460C < T Ê 480C P = 3,74 . 1024 e -1,385 T. 430C < T Ê 460C P = 2,79 . 103 . e -0,3275 T. 280C < T Ê 430C P = 2,19 . e-0,17 T. T Ê 280C P = 0,197 . e-0,0312 T. Nếu kể đến ảnh hưởng của nước thì theo công thức C = (1 - w) C0 + w.Cw. (15) Cw: Nhiệt dung riêng của nước. W: Hàm lượng của nước (% theo thể tích). III - ảnh hưởng của quá trình kết tinh parafin và thành phần nhựa Asphanten đến dầu thô. Nghiên cứu ảnh hưởng này để nhằm tìm ra nguyên nhân cơ bản tác động xấu đến quá trình thu gom vận chuyển và xử lý dầu thô: 1. ảnh hưởng của quá trình kết tinh parafin. Sự giảm nhiệt độ trong quá trình vận chuyển, tàng trữ là nguyên nhân chính gây ra hiện tượng kết tinh, lắng đọng parafin dầu thô. Sự kết tinh - lắng đọng parafin làm thay đổi độ nhớt của dầu. Quá trình này xảy ra từ khi bắt đầu xuất hiện sự kết tinh parafin và tăng dần theo thời gian đến khi kết thúc quá trình kết tinh trong dầu (Dầu thô chuyển sang trạng thái đặc sệt). Lúc này trong dầu tồn tại cấu trúc mạng dày đặc của tinh thể parafin và chế tạo được dòng chảy khi cấu trúc này bị phá vỡ. Có thể giải thích quá trình kết tinh như sau: Tại nhiệt độ lớn hơn nhiệt độ kết tinh các phần tử parafin rắn hoà tan phân bố trong dầu như hệ keo với mật độ phân bố đồng đều. Khi nhiệt độ giảm dần thì dầu thô ngày càng bão hoà parafin rắn hoà tan. Tại nhiệt độ kết tinh dầu thô đã hoàn toàn bão hoà parafin rắn hoà tan dầu đến các tinh thể parafin rắn đầu tiên kết tinh ở sát thành ống do nhiệt độ ở đây thấp hơn nhiệt độ vùng tâm ống mà cụ thể là vùng sát thành ống có nồng độ parafin rắn hoà tan thấp hơn vùng tâm ống. Sự chênh lệch nồng độ này là kết quả của sự kết tinh parafin tiếp theo. Qua quan sát thực tế thấy rằng quá trình kết tinh - lắng đọng parafin xảy ra theo ba cơ chế sau: + Cơ chế khuếch đại: Cơ chế xảy ra khi trong hệ có sự chênh lệch về nồng độ parafin rắn hoà tan giữa các vùng. Tốc độ parafin rắn hoà tan khuếch tán từ nơi có nồng độ cao đến nơi có nồng độ thấp được tính theo công thức của Fick: m = - r . D . dc/dr = - r . D . dc/dT . dT/dr (16) m: Tốc độ khối lượng phần tử parafin rắn hoà tan khuếch tán từ nơi có nồng độ cao (tâm ống) đến nơi có nồng độ thấp (thành ống). (Kg/sm2). r: Khối lượng riêng của parafin (Kg/m3). D: Hệ số khuếch tán của phần tử parafin rắn hoà tan. Hệ số này phụ thuộc vào tính chất của chất khuếch tán và môi trường khuếch tán. D = (17) B: Hằng số đối với mỗi loại dầu. m: Độ nhớt động lực học của dầu (Pa.S) dc/dr: Građien nồng độ parafin rắn hoà tan theo nhiệt độ (0C/m). Dấu (-) thể hiện nồng độ parafin rắn hoà tan giảm khi khoảng cách (tính từ tâm) tăng. + Cơ chế phân tán trượt: Trong khi dầu được vận chuyển trong ống, ngoài cơ chế khuếch tán các tinh thể parafin rắn còn có xu hướng chuyển động theo dòng chảy. Lớp chất lỏng gần thành ống chuyển động kéo theo các hạt parafin kết tinh trên thành ống làm chúng trượt trên nhau tạo nên sự phân bố chồng chất, do vậy gọi đây là sự phân tán trượt. Cơ chế này không tạo nên sự kết tinh mà chỉ tạo nên sự lắng đọng các parafin đã được kết tinh ở cơ chế khuếch tán. Do vậy sự hình thành lắng đọng parafin kết tinh theo cơ chế này kém bền vững hơn so với kết tinh parafin theo cơ chế khuếch tán. Cơ chế phân tán trượt phụ thuộc vào tốc độ trượt, hình dáng hạt parafin kết tinh. + Cơ chế trọng lực: Cũng như các vật chất khác, các phần tử parafin rắn hoà tan luôn chịu tác động của trọng lực. Tác động này làm cho chúng chuyển động rơi trong môi trường dầu gây nên sự lắng đọng ở thành ống dưới. Tốc độ lắng đọng parafin của các phần tử parafin rắn hoà tan tỷ lệ nghịch với tốc độ dòng chảy. Do vậy ở đầu các tuyến ống, năng lượng dòng chảy lớn do chưa có tổn thất thuỷ lực, tốc độ lắng đọng parafin thấp nên khối lượng lắng đọng bao giờ cũng nhỏ hơn so với đoạn cuối ống dẫn, vì ở đây năng lượng dòng chảy thấp hơn do tổn thất dọc đường cộng với tổn thấ cục bộ (nếu có). Dẫn đến tốc độ lắng đọng của parafin rắn hoà tan lớn hơn. Trong ba cơ chế thì cơ chế khuếch tán là quan trọng nhất, nó đóng vai trò quyết định trong quá trình kết tinh lắng đọng parafin. Ngoài ra còn phải kể đến yếu tố độ nhám thành trong của ống. Đây là yếu tố có ảnh hưởng lớn tới quá trình kết tinh - lắng đọng parafin, bởi vì chính độ nhám thành ống gây cản trở dòng chảy, làm cho các hạt tinh thể parafin bị lưu lại tạo thành mầm kết tinh thúc đẩy kết tinh xảy ra nhanh hơn. 2. ảnh hưởng của thành phần nhựa Asphanten: Do một số tính chất đặc trưng của các loại nhựa có trong dầu và của Asphanten mà sự có mặt của chúng trong dầu thô sẽ làm thay đổi một số tính chất của dầu. Qua nghiên cứu người ta tìm thấy một số ảnh hưởng cơ bản của nhựa - Asphanten đến tính chất dầu như sau: - Làm cho khối lượng riêng của dầu thô tăng lên: do nhựa và Asphanten có khối lượng cũng lớn hơn dầu. - Làm cho nhiệt độ đông đặc của dầu giảm: nguyên nhân là do nhựa và Asphanten có nhiệt độ đông đặc thấp hơn dầu. - Làm tăng tính năng bám dính của dầu: nguyên nhân do nhựa - Asphanten có các chất phân cực. Trong thành phần của nó có chứa Oxy, Nitơ, lưu huỳnh. Đồng thời nhựa và Asphanten là chất hoạt động bề mặt trong phân tử có thành phần háo nước, chủ yếu là các nhóm amin, do đó dầu chứa nhiều nhựa - Asphanten sẽ có khả năng bám dính cao hơn. Qua thí nghiệm của viện NIPI đối với dầu thô ở hai mỏ: Mỏ Bạch Hổ và Rồng thấy rằng: Dầu thô mỏ Rồng có chứa thành phần nhựa - Asphanten cao hơn mỏ Bạch Hổ thì trong thí nghiệm dầu mỏ Rồng thể hiện có khả năng bám dính tốt hơn. Đây là vấn đề bất lợi cho quá trình khai thác - vận chuyển và xử lý dầu khí. - Làm tăng độ nhớt của dầu: Do nhựa và Asphanten có độ nhớt cao hơn dầu. - Làm tăng khả năng tạo cốc của dầu: Thành phần nhựa - Asphanten là thành phần chính tạo ra cốc trong quá trình chế biến dầu sau này. Thành phần cố này làm ngăn cản sự hoạt tính xúc tác trong quá trình chế biến dầu mỏ. Hạn chế trao đổi nhiệt trong thiết bị gia nhiệt xử lý nhũ tương. - Làm tăng độ bền của nhũ tương nước trong dầu, gây khó khăn cho việc tách nước khỏi dầu. Nguyên nhân là do nhựa và Asphanten là các chất phân cực, chúng không tan trong nước mà chỉ tan trong dầu. Bản thân chúng lại là các chất hoạt động bề mặt và chứa các thành phần háo nước, cho nên xuất hiện các hạt nhũ nước chúng bao quanh hạt nhũ tạo thành lớp màng bền vững. Độ bền của lớp màng tăng theo thời gian do sự lão hoá của nhựa và Asphanten. Bởi vậy xử lý nhũ tương để tách nước phải được tiến hành càng sớm thì càng đạt hiệu quả cao. Chương II 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 hai phương pháp chính để phân loại dầu mỏ như sau: I - Phân loại dầu mỏ theo thành phần hoá 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 3500C 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 3500C thì dầu chứa trên 75%. Khối lượng của họ hydro cacbon nào mang họ hydro cacbon đó). Trong đó mỗi loại họ lại được phân thành từng loại tuỳ theo yêu cầu công nghệ. Ví dụ: dầu thô parafinic được phân thành ba loại chính: + Dầu thô loại A: Hàm lượng parafin chiếm từ 0,2 á 1% đông đặc ở - 200C trong đó lại phân thành A1, A2, A3, A4. + Dầu thô loại B: Hàm lượng parafin chiếm từ 1 á 3% đông đặc ở -100C. + Dầu thô loại C: Hàm lượng parafin chiếm 4 á 14% đông đặc ở nhiệt độ 25 á 400C. 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. Phương pháp phân loại của viện dầu mỏ Nga (Gornưi). Theo phương pháp này phải phân tích hàm lượng của từng họ hydro cacbon trong phân đoạn từ 2500C á 3000C 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 4 - Hàm lượng các họ hydro cacbon trong dầu. Họ dầu mỏ Hàm lượng hydro cacbon trong đoạn 2500C á 3000C Hàm lượng trong dầu thô Parafinic 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 2. Phương pháp phân loại của phân viện dầu mỏ Pháp (IFP) Theo phương pháp này phải đo tỷ trọng tương đối (d1415) ở phân đoạn 2500C á 3500C 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 5 - Hàm lượng các hydro cacbon trước và sau xử lý H2SO4. Họ dầu mỏ Tỷ trọng phân đoạn 2500C á 3000C d1415 Trước xử lý H2SO4 Sau xử lý H2SO4 Họ Parafinic 0,825 á 0,835 0,800 á 0,808 Họ Parafino - Naphtenic 0,839 á 0,851 0,818 á0,828 Họ Naptenic 0,859 á 0,869 0,841 á 0,863 Họ Parafino - Naphteno - Aromatic 0,817 á 0,869 0,813 á 0,841 Họ Naphtenic - Aromatic 0,878 á 0,890 0,844 á 0,866 3. Phương pháp phân loại dầu của viện dầu mỏ Mỹ theo phương pháp này, tiến hành chưng cất dầu thô theo hai phân đoạn: Phân đoạn 1: 1500C á 2750C. Phân đoạn 2: 2750C á 4150C Sau đó do tỷ trọng ở 600F (15,60C) của một phân đoạn so sánh giá trị tỷ trọng đo được với bảng 6 để phân loại: Bảng 6 - Hàm lượng các hydro cacbon sau hai giai đoạn Họ dầu mỏ Tỷ trọng d15,615,6 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 á 0,8579 < 0,8762 Họ trung gian 0,8256 á 0,8579 0,8767 á 0,9334 Họ trung gian Naphtenic 0,8256 á 0,8797 > 0,9340 Họ Naphten - trung gian > 0,8502 0,8767 á 0,9334 Họ Naphtenic > 0,8602 > 0,9340 4. Phương pháp phân loại dầu mỏ của Nelson - Nurphy. Theo phương pháp này, tiến hành tính toán hệ số đặc trưng K sau đó tính toán với bảng 7 để phân loại K = T: Nhiệt độ sôi trung bình của dầu thô, tính theo độ Rankin OR = 1,8 (t0C + 273,15) d: Tỷ trọng dầu thô xác định ở 600F (15,60C) so với nước cùng t0 d15,615,6 Bảng 7 - Giá trị hệ số đặc trưng K trong các hydro cacbon Họ dầu mỏ Giá trị K Họ Parafinic 13 á 12,15 Họ trung gian 12,10 á 11,5 Họ Naphenic 11,45 á 10,5 Họ Aromatic ằ 10 II - Phân loại theo tính chất vật lý. Cơ sở phương pháp này là dựa vào khối lượng riêng của dầu mỏ ở điều kiện bình thường để phân loại Dầu rất nhẹ : 0,75 < r < 0,82 g/cm3. Dầu nhẹ : 0,82 < r < 0,88 g/cm3. Dầu nặng : 0,88 < r < 1,0 g/cm3. Chương III Đặc tính dầu thô của Vietsovpetro I - Đặc tính dầu thô mỏ Bạch Hổ. Theo tài liệu của viện nghiên cứu và thiết kế dầu khí biển (NIPI) thì dầu thô mỏ Bạch Hổ có những đặc điểm sau đây: 1. Dầu thô mỏ Bạch Hổ thuộc loại dầu nhẹ. Khối lượng riêng nằm trong khoảng 0,83 á 0,86 g/cm3. Ta biết rằng dầu nhẹ thì tổng hiệu suất sản phẩm tăng (xăng, dầu hoả, dầu DO) càng lớn. Điều này nói lên giá trị của dầu thô đó càng cao. Dầu thô mỏ Bạch Hổ có tổng hiệu suất sản phẩm trắng từ 50 á 60% khối lượng. 2. Dầu thô mỏ Bạch Hổ thuộc loại dầu thô rất sạch. Chứa rất ít lưu huỳnh, kim loại nặng và hợp chất với nitơ. Hàm lượng lưu huỳnh trong dầu thô mỏ Bạch Hổ chỉ chiếm từ 0,04 á 0,1% khối lượng, thấp hơn rất nhiều cho dầu thô được xếp vào loại ít lưu huỳnh (0,5%) dầu thô ít lưu huỳnh có giá trị cao trên thị trường. Tổng hàm lượng các kim loại nặng trong dầu thô mỏ Bạch Hổ chỉ chiếm khoảng 1,1 Ppm theo khối lượng. Hàm lượng các hợp chất với nitơ trong dầu thô mỏ Bạch Hổ chiếm từ 0,035 á 0,067%. 3. Dầu thô mỏ Bạch Hổ chứa nhiều Hydro cacbon parafin trong các phân đoạn trung bình và cặn. Hàm lượng hydro cacbon parafin trong phân đoạn trung bình (kenozen và diezen) lên đến 30%, còn phần cặn lên đến 50%. Sự có mặt của parafin với hàm lượng cao sẽ làm tăng nhiệt độ đông đặc của dầu, tăng độ nhớt, gây khó khăn cho quá trình vận chuyển, tàng trữ. 4. Dầu thô mỏ Bạch Hổ chứa hàm lượng nước cao hơn nhiều lần so với tiêu chuẩn dầu thương phẩm. Hàm lượng nước trong dầu thô ở vòm Bắc, vòm Trung tâm và vòm Nam của mỏ Bạch Hổ là khác nhau. Vòm Nam hàm lượng nước trong dầu thô không đáng kể, nhưng vòm Trung tâm và vòm Bắc hàm lượng nước trong dầu rất cao và nó tăng dần theo thời gian khai thác. Tính trung bình cho toàn mỏ thì hàm lượng nước vào khoảng 5 á 6% khối lượng, so với tiêu chuẩn cho phép là Ê 0,5% thì hàm lượng này quá cao. Các đặc tính dầu thô mỏ Bạch Hổ được tổng kết trong bảng 8 sau đây. Bảng 8 - Đặc tính dầu thô mỏ Bạch Hổ Tên chỉ tiêu Khoảng biến thiên Giá trị trung bình 1 2 3 Mioxen dưới vòm Bắc Khối lượng riêng, Kg/m3 855,3 á 867,2 861,4 Độ nhớt 500C, MPa.S 6,81 á 12,8 10,14 Nhiệt độ đông đặc, 0C 31 á 33 32 Nhiệt độ bão hoà parafin trong dầu 0C 53,3 á 57,2 55,5 Hàm lượng parafin, % KL 13,9 á 20,5 17,6 Hàm lượng nhựa và Asphanten, % KL 8,64 á 14,1 11,81 Hàm lượng lưu huỳnh, % KL 0,083 á 0,140 0,102 Mioxen dưới vòm Trung tâm Khối lượng riêng, Kg/m3 859,1 á 867,0 863,7 Độ nhớt 500C, MPa.S 8,03 á 11,05 10,35 Nhiệt độ đông đặc, 0C 29,0 á 31,0 30,0 Nhiệt độ bão hoà parafin trong dầu 0C 53,5 á 56,0 55,0 Hàm lượng parafin, % KL 17,2 á 20,0 18,7 Hàm lượng nhựa và Asphanten, % KL 7,8 á 14,3 11,7 Hàm lượng lưu huỳnh, % KL 0,0096 á 0,122 0,107 Oligoxen dưới Khối lượng riêng, Kg/m3 828,9 á 840,6 832,7 Độ nhớt 500C, MPa.S 3,57 á 4,325 4,01 Nhiệt độ đông đặc, 0C 30,0 á 33,0 31,5 Nhiệt độ bão hoà parafin trong dầu 0C 55,0 á 59,0 57,5 Hàm lượng parafin, % KL 18,3 á 20,2 19,4 Hàm lượng nhựa và Asphanten, % KL 3,25 á 7,50 8,68 Hàm lượng lưu huỳnh, % KL 0,038 á 0,045 0,041 Tầng móng Khối lượng riêng, Kg/m3 829,2 á 837,4 833,6 Độ nhớt 500C, MPa.S 3,262 á 4,895 4,092 Nhiệt độ đông đặc, 0C 29,0 á 34,0 33,0 Nhiệt độ bão hoà parafin trong dầu 0C 58,0 á 61,0 59,1 Hàm lượng parafin, % KL 18,2 á 25,12 22,06 Hàm lượng nhựa và Asphanten, % KL 2,52 á 4,30 3,45 Hàm lượng lưu huỳnh, % KL 0,034 á0,045 0,040 II - Đặc tính dầu thô mỏ Rồng. Kết quả phân tích một số mẫu dầu thô mỏ Rồng dùng để nghiên cứu nhũ, cho thấy chúng có đặc điểm chung như sau: - Dầu thô mỏ Rồng đều là loại dầu từ trung bình đến nặng, có nhiệt độ đông đặc cao từ 27 á 330C, hàm lượng parafin rắn có trong dầu thô chiếm từ 10 á23%, nhiệt độ nóng chảy của parafin rắn khoảng 600C. - Hàm lượng lưu huỳnh thấp, nhỏ hơn 0,15%. - Đa số dầu thô mỏ Rồng có hàm lượng tạp chất cơ học thấp nhỏ hơn 0,05%. - Hàm lượng chất nhựa - Asphanten cao vào khoảng 10 á 20%. - Hệ số hấp phụ ánh sáng của nhựa Asphanten cao, chúng có trọng lượng phân tử lớn và cấu trúc phức tạp. Các hợp chất nhựa Asphanten tạo màng ổn định cho hạt nhũ bền vững, gây khó khăn cho việc phá nhũ. Ngoài ra parafin rắn cũng ảnh hưởng lớn đến quá trình tạo nhũ của dầu thô. Cùng với nhựa Asphanten, parafin rắn tích tụ trên bề mặt phân chia pha dầu nước, tạo lớp vỏ bọc bền vững. - Dầu thô mỏ Rồng có tỷ trọng nước và dầu thô giảm, sẽ dẫn tới giảm tốc độ lắng tách nước. Độ nhớt lớn của dầu thô không những làm hạn chế sự va chạm và kết hợp các giọt nước mà còn là trở lực trong quá trình tách lắng nước. Độ nhớt cao còn làm giảm tốc độ hấp phụ chất phụ gia phá nhũ trên bề mặt cách pha. Do đó trong công nghệ phá nhũ cần gia nhiệt để làm giảm độ nhớt xuống dưới 10 cSt. - Dầu thô mỏ Rồng có hàm lượng ion kim loại thấp: tốt cho quá trình phá nhũ. Bảng 9 - Bảng đặc tính lý hoá của dầu thô mỏ Rồng dùng để nghiên cứu nhũ. Tính chất cơ bản của dầu thô Kết quả phân tích Mẫu 1 Mẫu 2 Mẫu 3 Mẫu 4 Mẫu 5 1 2 3 4 5 6 Khối lượng riêng ở 200C, g/ml 0,8640 0,8752 0,8421 0,8418 0,9156 Điểm chảy, 0C + 30 + 33 + 30 + 30 + 27 Độ nhớt động học ở 500C, cSt 14,66 10,46 19,48 8,96 38,9 Độ nhớt động học ở 700C, cSt 7,47 4,92 10,23 4,97 21,6 Hàm lượng nước % KL 0,7 0,9 1,1 Vết 43 Hàm lượng tạp chất cơ học % KL 0,044 0,026 0,014 0,017 1,27 Hàm lượng muối NaCl, mg/Kg 95 126 159 37 23100 Chỉ số axit m KOH/g 0,06 0,047 0,36 0,041 0,17 Hàm lượng Asphanten % KL 3,6 1,02 2,42 2,15 11,78 1 2 3 4 5 6 Chỉ số hấp phụ ánh sáng của Asphanten 11381 16536 16827 15578 21591 Hàm lượng nhựa Silicagen, % KL 12,33 4,97 10,60 16,60 9,52 Hệ số hấp phụ ánh sáng của nhựa 3100 2485 2774 2670 3262 Hàm lượng farafin rắn % TL 23,40 21,98 18,17 22,59 10,29 Nhiệt độ nóng chảy của parafin, 0C 59 58 58 57 62 Hệ số hấp phụ ánh sáng của dầu thô 748 263 736 535 1947 Trọng lượng phân tử 283,17 260,15 294,42 260,46 423,65 Thành phần nguyên tố - Hàm lượng Cacbon % KL 85,25 84,35 85,43 85,15 - - Hàm lượng Hydro % KL 13,31 13,70 13,18 13,66 - - Hàm lượng Lưu huỳnh % KL 0,113 0,073 0,066 0,071 0,12 Hàm lượng Vanadi, PPm - 0,17 - 0,24 0,44 Hàm lượng Niken, PPm - 3,68 - 2,93 8,12 * Tóm lại: Qua nghiên cứu và phân tích thành phần, tính chất dầu thô mỏ Rồng và Bạch Hổ của viện NIPI ta thấp có các vấn đề sau: + Dầu thô ở đây có hàm lượng parafin cao dẫn đến nhiệt độ đông đặc cao nên khó khăn vận chuyển, bền nhũ. + Thành phần các tạp chất trong dầu thô ở đây đều thấp hơn tiêu chuẩn cho phép. Duy nhất có hàm lượng nước là cao hơn tiêu chuẩn cho phép. + Hàm lượng chất keo nhựa Asphanten cũng gây ra độ bền nhũ. + Độ nhớt của dầu ở đây cũng cao gây ra giảm tốc độ lắng tách nước, giảm tốc độ hấp phụ chất phụ gia phá nhũ trên bề mặt cách pha. Từ các tính chất đặc trưng trên, chúng ta biết để tách nước trong dầu nhằm đạt giá trị thương phẩm. Đây là vấn đề rất quan trọng, vì nó quyết định đến giá thành dầu thô vì nước trong dầu sẽ làm mòn thiết bị chế biến dầu, làm tăng chi phí vận chuyển. Để tách nước khởi đầu có nhiều phương pháp nhưng vì khi dùng nhiệt độ ta sẽ giảm được độ nhớt, độ đông đặc của dầu. Ngoài ra còn có những phương pháp phá nhũ như trọng lực, điện... Trong đồ án này tác giả sẽ dựa trên tính chất của dầu thô mỏ Bạch Hổ và Rồng để nghiên cứu các phương pháp phá nhũ (xử lý nước trong dầu) nhằm có dầu thô đạt giá trị thương phẩm. Cụ thể đồ án này sẽ nghiên cứu các vấn đề cơ bản sau: + Lý thuyết về nhũ tương. + Các phương pháp phá nhũ tương + Xử lý nhũ tương W/O UBN “Chí Linh”. + Phương pháp tính toán để chọn thiết bị xử lý nhũ W/O. Phần III Các lý thuyết về nhũ tương Chương I Sự hình thành và ổn định nhũ dầu mỏ I - Giới thiệu chung. Hầu hết dầu mỏ được khai thác trên thế giới đều kèm theo nước dưới dạng nhũ tương và cần xử lý chúng. 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% á trên 90%. Để hạn 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 hàng mua dầu thường đưa ra tiêu chuẩn những giới hạn tiêu chuẩn về hàm lượng nước và tạp chất cơ học (BS & W) chứa trong dầu thương phẩm. Tuỳ theo đặc điểm của từng khu vực mà giới hạn tiêu chuẩn BS & W dao động từ 0,2 á 3% và tất nhiên đi kèm với dao động của BSTW là dao động của giá cả. 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 trong dầu thô thường ở dạng nhũ tương bền vũng nên không thể chuyển dầu tới những kho chứa bình thường được mà phải sử dụng những phương pháp xử lý nhũ để tách chúng ra thành thể tự do. Qua thực tế quan sát 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 hoà tan vào nhau, trong đó một chất bị phân chia thành những hạt nhỏ hình cầu, phân tán 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 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. Hình dáng nhũ tương này được biểu diễn trên hình 2. 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 thức lớn. Nhưng khi sự xung động trong dòng chảy tăng lên sẽ làm chúng 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). 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 là dầu thô (hình 3 - 4). Những nhũ tương siêu nhỏ thường làm tăng tính phức tạp của quá trình phân tách chúng. Cường độ xung động càng lớn thì sự hình thành nhũ tương thể siêu nhỏ càng tăng. II - Sự hình thành nhũ và ổn định nhũ dầu mỏ 1. Sự hình thành nhũ. Phần lớn dầu thô được khai thác dưới dạng nhũ mà chủ yếu là nhũ nước trong dầu (N/D). Loại nhũ này thường rất bền và khó phá. Đa số 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 trong quá trình chuyển động theo thân giếng lên bề mặt. ở độ sâu 2000 m và điều kiện áp suất 20 mPa thì một phần thể tích dầu mỏ có thể hoà tan tới 1000 phần 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 thu gom, do giảm áp liên tục và do bơm vận chuyển cũng làm tăng thêm độ phân tán các giọt nước trong dầu mỏ nhũ 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 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 W/O 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 viện sỹ P.A Rebindo, 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. - 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. Phân loại nhũ dầu mỏ. Theo cách phân loại hệ phân tán dị thể, nhũ dầu mỏ được chia thành 3 loại chính: * Nhóm 1: Nhũ nghịch: nước trong dầu mỏ (W/O) Đây là loại nhũ chính thường gặp trong khai thác dầu mỏ. Hàm lượng pha phân tán (nước) trong môi trường phân tán (dầu mỏ) có thể thay đổi từ vết đế 90 á 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. * Nhóm 2: Nhũ thuận dầu mỏ trong nước (O/W) Nhũ này tạo thành trong quá trình phá nhũ nghịch (quá trình phá nhũ dầu mỏ), trong quá trình tác động nhiệt hơi nước lên vỉa và trong quá trình xử lý nước thải. Như dầu trong nước thuộc loại nhũ loãng. Công nghệ phá nhũ thuận lợi đơn giản hơn so với phá nhũ nghịch. * Nhóm 3: Nhũ hỗn hợp. Nhũ này có thể là nhũ thuận hoặc nhũ nghịch, trong đó pha phân tán cũng là nhũ chứa các hạt nhỏ của môi trường phân tán. Nhũ này có thể xuất hiện khi đồng thời có trong hệ hai chất tạo nhũ có tác động trái ngược nhau. Nhũ này đặc trưng bởi hàm lượng tạp chất cơ học cao và rất khó phá. Nhũ này tích tụ trên ranh giới phân pha trong các thiết bị xử lý dầu thô và nước, và là nguyên nhân làm gián đoạn công nghệ. Trong thực tế người ta làm sạch định kỳ thiết bị, loại bỏ lớp nhũ này tích tụ vào các bể chứa hay bể dầu. Nhũ hỗn hợp được xử lý trong chế độ công nghệ khắt khe hoặc đem đốt. Hình 5 đến hình 8 là các ảnh chụp hiển vi những nhũ tương dạng thông thường và giải thích sự phân loại kích thước của các giọt nước mà ta gặp chúng một cách ngẫu nhiên. 3. 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: a. 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 ._.ách. Nguồn điện cung cấp cho các giàn điện cực là nguồn xoay chiều có hiệu điện thế từ 12.000V - 22.000V. Có thể điều chỉnh hiệu điện thế tuỳ theo hàm lượng nước trong dầu nhiều hay ít và lượng hoá phẩm đã bơm vào dầu. Cơ chế tác động của sự kết hợp Hoá - Nhiệt - Điện đến quá trình phá nhũ như đã trình bày ở phần các phương pháp xử lý nhũ tương W/O. Bảng 34 - Các thông số hoạt dộng của bộ xử lý V-101A/B áp suất thiết kế (at) 6,9 áp suất hoạt động (at) 3,5 Nhiệt độ thiết kế (oC) 75 Nhiệt độ hoạt động (0C) 65 Nhiệt độ dầu vào (0C) 52 Nhiệt độ sau khi xử lý (0C) 65 Mức nước ngăn nung (mm) 700 Mức nước ngăn điện trường (mm) 995 Mức dầu ngăn nung (mm) 2700 - Tác dụng phá nhũ của thiết bị V- 101A/B: Như trên đã nói bộ xử lý dầu V-101A/B thực chất là xử lý nhũ tương W/O bằng phương pháp kết hợp Hoá - Nhiệt - Điện nhằm đạt hiệu quả cao trong công tác tách nước ra khỏi dầu. Tác động của hoá phẩm, nhiệt độ và điện trường đến các hạt nhũ phân tán trong dầu hoàn toàn dựa trên cơ sở các phương pháp phá nhũ tương W/O đã trình bày ở chương trước. Hoá phẩm: Hiện nay mỏ Bạch Hổ đang sử dụng hai loại hoá phẩm phá nhũ W/O là separol của Indonesia, Demulfer của Nhật Bản. Định lượng hoá phẩm như sau: Separol - WF - 1 là 0,015 kg/tấn, separol - FC 014 là 0,030 kg/tấn, Demulfer là 0,015 kg/tấn. Bơm định lượng hoá phẩm được thực hiện trên các MSP nhằm tạo được khoảng cách, thời gian tác động cần thiết và điều kiện xáo trộn giữa hoá phẩm lên lớp vỏ nhũ tương. Nhiệt độ: Dầu thô sau khi qua bộ gia nhiệt bằng hơi nước ở ngăn nung, nhiệt độ dầu đạt tới 650C. Theo các thí nghiệm của viện NIPI thì đối với dầu ở mỏ Bạch Hổ khoảng nhiệt độ từ 65 - 750C là lý tưởng để giảm độ nhớt của dầu và tác dụng của hoá phẩm đạt hiệu quả nhất. Vận tốc đi lên của dầu ở ngăn nung đã được tính toán khi thiết kế phù hợp với tốc độ lắng do trọng lực của các hạt kích thước lớn. Như vậy tại ngăn nung sau khi dầu được tăng nhiệt độ, giảm độ nhớt thì đã có quá trình giảm trọng lực. Quá trình này hoàn toàn tuân theo định luật Stok đã trình bày ở phần trước. Việc tách nước ở ngăn nung do tác động của trọng lực có một ý nghĩa quan trọng cho giai đoạn xử lý bằng điện trường, bởi vì lượng nước được tách ở ngăn nung làm cho hàm lượng nước trong dầu tràn sang ngăn xử lý bằng điện trường giảm xuống đạt mức yêu cầu kỹ thuật là Ê 10%. Điện trường: Để tạo ra một lực điện trường, ở ngăn xử lý bằng điện trường, người ta sử dụng nguồn điện xoay chiều có điện áp thay đổi được từ 12.000V - 22.000V tuỳ theo hàm lượng nước và định lượng hoá phẩm trong dầu. Việc bố trí xen kẽ các giàn điện cực kết hợp với lớp nước rửa có tác dụng như bản cực nhân tạo nên một vùng điện trường kép làm cho các hạt nước bị phân cực liên tục (hiẹn tượng đảo cực liên tục do tác dụng của điện trường xoay chiều ), chính hiện tượng đảo cực liên tục này làm cho giọt nước bị bóp méo loạn xạ, làm suy yếu lớp màng bao xung quanh giọt nhũ nước, đồng thời tạo ra một quán tính thúc đẩy các hạt nước va chạm nhau và hợp lại làm một. Khi kích thước các hạt nước tăng lên do quá trình va chạm hợp lại thì tốc độ lắng do trọng lực lại tăng lên đúng theo định luật Stok. Nguyên lý hoạt động của các thiết bị tự động hoá trên UBN “Chí Linh”: UBN “Chí Linh” làm việc với chế độ tự động hoá cao. Các thiết bị tự động hoá đã được tính toán, thiết kế tự động điều chỉnh nhằm đảm bảo các thông số hoạt động của hai thiết bị chính là bộ trao đổi nhiệt và bộ xử lý Nhiệt - Điện. Nguyên lý làm việc và tác động qua lại của các thiết bị điều kiển như sau: Bộ điều khiển chênh áp DPIC - 013 điều khiển van XCV - 013 và XCV - 024 duy trì sự cân bằng dòng chảy của dầu ướt qua hệ thống trao đổi nhiệt E - 101 A/B. Bộ điều khiển chênh áp DPIC - 103 để duy trì độ chênh áp của dòng dầu ướt ở đầu vào và đầu ra của bộ trao đổi nhiệt luôn ở mức 1,4 at. Nếu độ chênh áp vượt quá 1,4 at thì DPIC - 103 tác động đến van XCV - 103 và XCV - 204 để giảm độ chênh áp xuống đến 1,4 at. XCV -103 và XCV - 204 còn có chức năng duy trì nhiệt độ dòng dầu khô đến bể chứa ở mức lớn hơn 400C thông qua bộ điều khiển nhiệt TIC - 017. Nhiệt độ của dòng dầu khô ở đầu ra của bộ trao đổi nhiệt được TIC - 017. Cảm nhận và phát tín hiệu đến DPIC - 013, DPIC - 013 tác động đến chức năng của XCV - 103 và XCV 204 để duy trì nhiệt độ dầu khô ở đầu ra của bộ trao đổi nhiệt luôn đạt tới mức lớn hơn 400C. Khi lưu lượng và nhiệt độ của dòng dầu khô đạt mức thiết kế thì cả hai van XCV - 103 và XCV - 204 đều mở để cấp nhiệt cho dòng dầu ướt đạt mức 520C thông qua bộ trao đổi nhiệt, nhưng vẫn đảm bảo được nhiệt độ dầu khô ở đầu ra của bộ trao đổi nhiệt đạt mức > 400C (trên giới hạn điểm đông của dầu là 350C). Để đảm bảo tối ưu hoá việc thu hồi nhiệt thì nhiệm vụ cơ bản của thiết bị tự động hoá là phải điều tiết dòng chảy của dầu khô và dầu ướt qua bộ trao đổi nhiệt thật hợp lý bằng cách điều chỉnh độ chênh áp thông qua tín hiệu báo giá trị nhiệt độ của dòng dầu khô XCV- 103 đóng ở áp suất 3 psi và mở áp suất ³ 9 psi. Trong điều kiện mà lưu lượng và nhiệt độ đạt tới giá trị thiết kế thì cả hai van XCV -103 và XCV - 204 sẽ mở và lúc đó nhiệt độ dầu ướt sau khi qua bộ trao đổi nhiệt sẽ đạt mức 520C như thiết kế và nhiệt độ dầu khô sau khi đi qua bộ trao đổi nhiệt không giảm xuống dưới 400C theo đúng yêu cầu kỹ thuật. Dầu ướt đi vào ngăn xử lý nhiệt của bộ xử lý nhiệt - điện sẽ được nung nóng bởi bộ sấy bằng hơi nước nóng theo nguyên tắc hơi nóng đi trong ống và dầu đi ngoài ống. Dòng hơi nóng đi trong ống được điều chỉnh bởi TIC - 050 và TIC - 090. PIC - 054 và PIC -094 duy trì áp suất trong ngăn nung ở mức thích hợp để tốc độ dòng chảy tràn sang ngăn xử lý đạt như thiết kế. Dòng ra của mỗi bộ xử lý được điều chỉnh bởi LIC - 064 và LIC - 104 để duy trì mức trong ngăn nung theo như thiết kế. Nước tách trong hai ngăn của bộ xử lý Nhiệt - Điện cũng được giữ ở mức thiết kế bởi LIC - 063 và LIC - 103, LIC - 066 và LIC - 106. Hình 26 - Sơ đồ công nghệ xử lý dầu trên UBN Chí - Linh Ngoài ra trên đường ra của dòng dầu đã qua xử lý có gắn thiết bị đo hàm lượng nước. Nếu hàm lượng nước > 0,5% thì van HCV - 353 A/B được đóng lại bằng cách sử dụng công tắc HS - 353 trong phòng điều khiển để hướng dòng dầu trở lại bể chứa dầu chưa qua xử lý để tái xử lý. 3. 2 - Sơ đồ công nghệ và nguyên lý hoạt động của UBN Chí Linh Sơ đồ công nghệ xử lý dầu của UBN “Chí Linh “được thể hiện ở hình 29. Nguyên lý làm việc của hệ thống như sau: Dầu từ các MSP đến được đi qua hệ thống phin lọc để loại bỏ các chất cơ học kích thước > 3mm. Sau đó dầu đi qua bộ trao đổi nhiệt E - 101 A/B, thực hiện quá trình trao đổi nhiệt với dầu đã qua bộ V - 101 A/B (nhiệt độ của dòng dầu đã qua xử lý là 650C). Sau khi qua bộ trao đổi nhiệt, nhiệt độ của nó được tăng từ 350C lên 520C và đuợc đưa vào bộ xử lý V- 101 A/B tại đây dầu ướt được nung nóng lên tới 650C và thực hiện quá trình tách khí, nước và các tạp chất cơ học. Khí được đưa xuống các bể hàng, nước được đưa tới bộ phận xử lý nước thải. Dầu đã xử lý sau khi thực hiện quá trình trao đổi nhiệt, nhiệt độ của nó giảm xuống còn 400C đến 450C và được đưa tới bể hàng hoá (nếu chưa đạt tiêu chuẩn sẽ được đưa tới bể chứa để tái xử lý ). Tại bể hàng hoá dầu vẫn được nung nóng để luôn đạt nhiệt độ > 400C để tránh lắng đọng parafin. 3 . 3 - Những điều cần chú ý khi vận hành trạm UBN “Chí Linh”: Trong quá trình vận hành UBN Chí Linh cần chú ý các vấn đề sau: 3.3.1- Tại thời điểm khởi động trạm: Theo như hoạt động bình thường thì dầu ướt từ MSP sang được đưa vào bộ trao đổi nhiệt rồi sang bộ xử lý nhiệt - điện. Nhưng tại thời điểm khởi động ta chưa có dòng dầu nóng (dầu đi ra từ V - 101 A/B) để thực hiện quá trình trao đổi nhiệt. Để giải quyết vấn đề này ta phải đóng tất cả các van vào bộ trao đổi nhiệt (N20, N21) để dòng dầu ướt đi thẳng vào bộ xử lý nhiệt - điện. Nhưng theo thiết kế thì tại ngăn nung của bộ xử lý nhiệt - điện chỉ có thể nâng dần nhiệt độ của dầu từ 520C lên 650C chứ không thể nâng nhiệt dộ dầu từ 350C lên 650C, bởi vậy ta phải cho dòng dầu ướt tuần hoàn nhiều lần qua bộ xử lý để nâng dần nhiệt độ của dầu lên đến 650C mới tiến hành quá trình trao đổi nhiệt. Để dầu tuần hoàn ta không cho dầu nóng qua bộ xử lý nhiệt - điện về bộ trao đảo nhiệt bằng cách đóng van N14 và N15. Sau đó đóng van N353 để dầu thực hiện chu trình tuần hoàn đến khi đạt nhiệt độ yêu cầu thì mở các van đã đóng trước đó để đưa trạm vào hoạt động bình thường. 3. 3. 2- Như đã trình bày trong phần thiết bị trao đổi nhiệt. Sau một thời gian làm việc trên bề mặt các tấm trao đổi nhiệt sẽ hình thành một lớp kết dính làm giảm hệ số truyền nhiệt giữa hai dòng dầu nóng và lạnh. Để khắc phục vấn đề này ta có các giải pháp sau: - Dùng hơi nóng thổi trực tiếp vào đường vào của dầu khô nhằm tăng nhiệt độ tổng thể của bộ trao đổi nhiệt để phá lớp kết dính do nhựa và parafin lắng đọng. - Khi lớp kết dính trở nên bền vững thì phải dừng trạm, tháo gỡ bộ trao đổi nhiệt và tiền hành vệ sinh bằng nguồn hơi nước nóng cung cấp cho bộ gia nhiệt (xem hình 30) Hình 27 - Tháo và rửa các tấm trao đổi nhiệt bằng hơi nước nóng. 3.3.3- Khi dầu từ MSP đưa sang có hàm lượng nước > 20% thì phải hướng dòng chảy về bể công nghệ để tách bớt nước bằng phương pháp lắng đọng do trọng lực kết hợp với hoá phẩm phá nhũ, giảm hàm lượng nước đến mức cho phép mới được đưa vào bộ xử lý nhiệt - điện, tránh gây ra hiện tượng ngắn mạch do hàm lượng nước cao. 3.3.4- Khi phát hiện đã qua xử lý nhưng chưa đạt tiêu chuẩn hoặc có báo cáo từ các MSP rằng lượng hoá phẩm bơm vào dầu giảm hoặc vì lý do nào đó, thì phải đưa dầu về bể công nghệ xử lý hoá phẩm. Tuy nhiên do điều kiện xáo trộn không tốt khoảng cách cũng như thời gian xáo trộn giảm nên hiệu quả của hoá phẩm không cao. Do vậy phải kết hợp điều chỉnh điện áp ở ngăn xử lý diện hợp lý với việc làm chậm dòng chảy của dầu vào bể chứa chưa xử lý để tăng thời gian trộn lẫn. Song song với các biện pháp trên ta có thể trộn lẫn lượng dầu đạt chất lượng tốt với lượng dầu chất lượng kém sao cho vẫn đạt tiêu chuẩn về hàm lượng nước và cặn cơ học cho phép. Trường hợp các quy trình nêu trên không mang lại kết quả thì phải tiến hành xử lý từng phần dầu ướt trong bể bằng cách sử dụng bơm vận chuyển để tuần hoàn dầu từ bể này qua bể khác kết hợp với bơm hoá phẩm vào các thời điểm thích hợp như bơm vào cửa hút của bơm. Tất cả các công việc này nhằm đạt được mức xáo trộn hoá phẩm tốt nhất, sau đó đưa về bể lắng để thực hiện quá trình lắng đọng do trọng lực. CHƯƠNG IV Lựa chọn kiểu thiết bị trao đổi nhiệt và tính toán các thông số xử lý trong bộ xử lý nhiệt - điện. I. Lựa chọn kiểu thiết bị trao đổi nhiệt. 1.1. Giới thiệu: Trong thực tế sản xuất có rất nhiều kiểu trao đổi nhiệt. Về bản chất thì chỉ có 2 kiểu, đó là: Trao đổi trực tiếp và trao đổi gián tiếp (trao đổi nhiệt qua môi trường trung gian). Trao đổi nhiệt trực tiếp thường áp dụng cho các môi trường chất lỏng đồng chất, đồng tính nhưng có nhiệt độ khác nhau. Quá trình trao đổi nhiệt kiểu này thực ra là sự pha trộn hai dòng chất lỏng cùng loại theo một tỷ lệ nào đó để đạt được thông số nhiệt độ cần thiết. Trao đổi nhiệt gián tiếp qua môi trường trung gian được sử dụng rất rộng rãi trong thực tế. Môi trường trung gian thường thường là vật liệu kim loại có độ dẫn nhiệt tốt. Các chất trao đổi nhiệt cho nhau là chất lỏng, có thể là cùng loại và có thể là khác loại. - Căn cứ theo môi trường trung gian ta có các kiểu như sau: + Trao đổi nhiệt bằng một tổ hợp ống (hình 31): thường được sử dụng để làm mát hệ thống dẫn bôi trơn hoặc làm mát Freon của hệ thống máy lạnh công suất lớn hoặc làm mát hệ nước làm mát của các ổ đỡ, bạc đỡ. Riêng trường hợp này thì người ta hay dùng nước ngọt để làm mát trực tiếp cho các ổ đỡ và dùng nước biển để làm nước ngọt (áp dụng nhiều cho các công trình trên biển với mục đích tiết kiệm nước ngọt). Hình 28 - Tổ hợp ống trao đổi nhiệt + Trao đổi nhiệt qua lớp vỏ của thiết bị: Chất lỏng nhiệt độ cao chảy trong lòng một thiết bị kín, nhiệt độ sẽ truyền cho lớp vỏ của thiết bị này. Làm mát vỏ thiết bị bằng phun nước trực tiếp, nước làm mát không tuần hoàn. + Trao đổi nhiệt bằng tổ hợp các tấm kim loại định hình ghép lại như bộ trao đổi nhiệt của UBN “Chí Linh” đã trình bày ở phần trước. - Căn cứ vào các chất trao đổi nhiệt ta có các kiểu sau: + Trao đổi nhiệt của cùng loại chất lỏng như: nước - nước, dầu - dầu... + Trao đổi nhiệt của chất lỏng khác nhau như: nước - dầu, nước - glycoi: Trên UBN “Chí Linh” đang áp dụng phương pháp trao đổi nhiệt bằng tổ hợp các tấm kim loại định hình ghép lại cho chất lỏng cùng loại là dầu với dầu. Việc thiết kế một bộ trao đổi nhiệt kiểu này đòi hỏi phải có rất nhiều kinh nghiệm, bởi vì cũng là để trao đổi nhiệt giữa dầu với dầu qua môi trường trung gian là các tấm kim loại mỏng nhưng các thông số kỹ thuật như: Lưu lượng, nhiệt riêng của dầu khác nhau sẽ dẫn đến thông số thiết kế khác nhau. Chính vì vậy hãng ALFALAVAL là một trong những hãng đi đầu trong lĩnh vực thiết kế các thiết bị trao đổi nhiệt đã thiết kế sẵn một số kiểu đặc trưng hay được sử dụng trong các ngành công nghiệp. Khách hàng có nhu cầu về thiết bị trao đổi nhiệt sẽ dựa vào tài liệu hướng dẫn của hãng, kết hợp với các thông số kỹ thuật theo yêu cầu của đơn vị mình để tính toán lựa chọn một kiểu thiết bị phù hợp. Còn việc thiết kế như thế nào, hệ thống công thức cũng như lý thuyết cơ sở sử dụng cho công việc thiết ra sao, hoàn toàn thuộc về bí mật của hãng và cũng nằm ngoài khả năng nghiên cứu của tác giả. Sau đây dựa trên tài liệu hướng dẫn phương pháp tính toán để lựa chọn thiết bị trao đổi nhiệt của hãng ALFALAVAL [6] tác giả sẽ áp dụng để chọn kiểu trao đổi nhiệt cho UBN “ Chí Linh”. 1.2. Phương pháp tính toán. 1.2.1. Cơ sở lý thuyết Để giải quyết một vấn đề về nhiệt trước hết ta phải biết được các thông số có liên quan và một số cơ sở lý thuyết về nhiệt. Sau đây là 6 thông số quan trọng nhất: (1) Nhiệt lượng trao đổi (P): Chính là lượng nhiệt được cung cấp bởi dòng dầu nóng đã qua bộ xử lý nhiệt - điện và đi vào một mặt của các tấm trao đổi nhiệt. Lượng nhiệt này tương dương với lượng nhiệt thu được mở mặt kia bỏ qua lượng nhiệt mất mát cho khí quyển vì nó không đáng kể. Nhiệt lượng trao đổi nhiệt được tính theo công thức: P = m. Co. dt: (kw hoặc Keal/h) (45) ở đây: m - Lưu lượng dòng dầu, (kg/s). Co - Nhiệt dung riêng của dầu ở nhiệt độ cần tính toán, (J/kg 0C). dt - Chênh lệch nhiệt độ ở mặt đầu nóng vào và ra, (0C). (2). Nhiệt độ dầu vào và ra ở mặt thứ nhất của các tấm trao đổi nhiệt T1,T2. (3). Nhiệt độ dầu vào và ra ở mặt thứ hai của các tấm trao đổi nhiệt T3, T4. (4). Độ giảm áp lớn nhất cho phép ở hai mặt của các tấm trao đổi nhiệt. (5). Nhiệt độ làm việc lớn nhất. (6). áp suất làm việc lớn nhất. Các thông số khác có liên quan đến quá trình tính toán: - Độ chênh lệnh giữa đầu vào của dòng dầu nóng và đầu ra của dòng dầu lạnh (DT1): DT1 = T1 - T4 (46) - Độ chênh nhiệt giữa đầu vào của dòng dầu nóng và đầu ra của dòng dầu lạnh (DT2): DT2 = T2 - T3 (47) - Độ chênh nhiệt giữa đầu vào và đầu ra của dòng dầu nóng (dt): dt = T1 - T2 (48) - Logarit độ chênh nhiệt trung bình LMTD (Logarith mic mean temperature difference): Là mức độ truyền nhiệt có hiệu quả trong bộ trao đổi nhiệt: LMTD = (49) - Độ gia nhiệt 0: là mối quan hệ giữa dt và LMTD 0 = (50) - Độ cản nhiệt cho phép (R1): Được biểu diễn như phần trăm diễn tích trao đổi nhiệt được cộng thêm hoặc như một hệ số cản nhiệt được biểu diễn theo các dơn vị m2 0C/W hoặch m2.h.0C/Kcal. Bộ trao đổi nhiệt gồm các tấm ghép lại có hệ số cản nhiệt cho phép luôn thấp hơn so với trao đổi nhiệt bằng tổ hợp ổng và trao đổi nhiệt qua lớp vỏ. Hệ số này thường là 0.000025m2 0C/W (0.00003 m2h 0C/Kcal) hoặc là bằng 15% nếu tính theo số dư diện tích của bộ trao đổi nhiệt. - Hệ số truyền nhiệt (K): Là đơn vị do sức đề kháng đối với dòng nhiệt. Sức đề kháng này được tạo bởi vật liẹu chế tạo tấm trao đổi nhiệt, hệ số cản nhiệt, tính chất của chất lỏng và kiểu trao đổi nhiệt được áp dụng. Hệ số truyền nhiệt được xác định bằng biểu thức: (51) Đơn vị tính là w/m2 0C hoặc Kcal/h.m20C. ở đây: a2: hệ số truyền nhiệt giữa môi trường ấm và bề mặt trao đổi nhiệt (W/m2 0C). a2: Hệ số truyền nhiệt giữa bề mặt trao đổi với môi trường lạnh (W/m2 0C). d: Độ dày của tấm trao đổi nhiệt (m) Rf: Hệ số cản nhiệt (W/m2 0C). l: Độ dẫn nhiệt của kim loại được dùng để chế tạo tầm trao đổi nhiệt (W/m2 0C). Mỗi thông số trong phương trình trên đều có thể ảnh hưởng tới việc chọn thiết bị trao đổi nhiệt. Việc chọn vật liệu kim loại để chế tạo tầm trao đổi nhiệt không ảnh hưởng nhiều lắm đến khả năng trao đổi nhiệt của nó mà chỉ ảnh hưởng đến độ bền và tính chịu ăn món của chi tiết. Trao đổi nhiệt bằng các tầm kim loại mỏng ghép lại có lợi điểm là mức độ chênh lệch độ giữa 2 mặt của tấm là rất nhỏ vì độ dày của tấm chỉ từ 0,5 l 0,6mm, tiếp diện tiếp xúc loại lớn do vậy hệ số cản nhiệt Rf rất nhở. Đồng thời thiết bị trao đổi nhiệt kiểu tấm rất phù hợp với chất lỏng là dàu nhiều paralin, khả năng trao đổi nhiệt. Công việc này không thể thực hiện được ở các kiểu thiết bị trao đổi nhiệt khác. Theo [6]: Hệ số K của thiết bị trao đổi nhiệt kiểu tấm nghép đạt tới 8000w/m2 0C, trong khi đó kiểu tổ hợp ống chỉ đạt dưới 2500w/m2 0C. 1.2.2. áp dụng vào tính toán để chọn kiểu thiết bị trao đổi nhiệt cho UBN “Chí Linh”. - Lập chương trình nhiệt độ theo yêu cầu kỹ thuật: T1 = 650C T3 = 350C T2 = 400C T4 = 520C - Tính độ chênh nhiệt giữa đầu vào của dòng dầu nóng và đầu ra của dòng đầu lạnh DT1: DT1 = T1 - T4 = 65 - 52 = 130C - Trình độ chênh nhiệt giữa đầu ra của dòng đầu nóng và đầu vào của dòng đầu lạnh DT2: DT2 = T2 - T3 = 40 - 35 = 50C - Tính độ chênh lệch giữa đầu vào và đầu ra của dòng đầu nóng: dt = T1 - T2 = 65 - 40 = 250C - Tính nhiệt lượng trao đổi P theo công thức (45): P = m. Co. dt. + Tính m theo đơn vị kh/s: Ta biết rằng công suất của UBN “Chí linh” là 10.000 l/ngđ. Như vậy mỗi bộ trao đổi nhiệt chỉ chịu ẵ giá trị này là 5000 1/ngđ. Quy đổi đơn vị từ 1/ngđ sang kh/s ta được: m = 57,87 kg/s. + Tính nhiệt dung của đầu ở 350C theo công thức (15): Co = 31,56 (1687.5 + 3.391) lr20 (1 - P1) + P1. CP] Biết rằng: CP = 2710J/kh0C r20 = 860 kg/m3 t = 350C dt = 250C P1 được xác định theo kết quả thực nghiệm của Viện NIPI với khoảng nhiệt độ: 280C < T Ê 430C, khi đó: P1 = Vậy: C0 = Thay giá trị của các thông số vào công thức (34) ta tính được: P = 57.87 x 0.066 x 25 = 95.4855 KJ/s = 343747.8 KJ/h = 82197 Kcal/h (vì 4.182 KJ = 1 kcal). Hay P = 95,6 KW (vì 860 Kcal/h = 1KW). - Tính LMTD: LMTD = Tính q: q = Tính f: f = - Tiến hành chọn kiểu thiết bị trao đổi nhiệt theo biểu đồ hình 32: Các bước tiến hành như sau: Bước 1: Lấy giá trị của LMTD: có thể lấy giá trị này theo tính toán ở trên hoặch có thể kẻ nối giá trị DT1 với DT2 để lấy giá trị của LMTD trên biểu đồ. ở đây ta lấy giá trị LMTD = 8.33. Bước 2: Từ điểm LMTD = 8.33 gióng sang ngang gặp đường dt = 25 tại điểm A. Bước 3: Từ A dòng thẳng xuống gặp 0 = 3 chứng tỏ phần tính toán đã chính xác. Đến đây có 2 cách giải quyết: Cách 1: gọi là cách lựa chọn nhanh. Sử dụng giá trị f đã tìm được để chọn kiểu thiết bị qua bảng 3 bằng cách lấy cận trên của f, sau đó giòng xuống hàng dưới ta sẽ được kiểu thiết bị trao đổi nhiệt cần chọn. kiểu thiết bị này có kích thước nhỏ nhất cho phép vừa đảm bảo yêu cầu kỹ thuật vừa đảm bảo tính kinh tế. ở đây ta có f= 11,5, cận trên của giá trị này trong bảng 3 là fmax = 16, giòng xuống hàng dưới có kiểu thiết bị tương ứng là CB 26 và M3. Thể nhưng trên biển đồ, kiểu CB 26 và kiểu m3 lại không nằm trên đường giòng từ A xuống. Điều này có nghĩa là hai kiểu này không đáp ứng được lưu lượng dầu theo yêu càu 9m> 50 kg/s). Do đó phải giải quyết theo cách thứ hai. Cách 2: Như phần trên đã tính lưu lượng thiết kế của một bộ trao đổi nhiệt là m = 57.87 kg/s. Chọn trên cột lưu lượng lấy giá trị m = 40á 100 giòng sang ngang gặp đường thẳng giòng từ A xuống tại ô có mã số M15. Đây chính là mã số của kiểu thiết bị cần chọn. Các thông số của bộ trao đổi nhiệt có mã số M15. Bảng 35 - Đặc tính kỹ thuật bộ trao đổi nhiệt M15. Lưu lượng cựu đại, m3/h 300 Diện tích bề mặt cực đại, m2 300 áp suất hoạt động cực đại, MPa 25 Nhiệt độ hoạt động cực đại, 0C 140 II - Tính toán các thông số trong bộ xử lý nhiệt điện: [7] á [30] 2.1 - Tính toán tốc độ lắng của các giọt nước pha phân tán khi đã biết đường kính của chúng. Trong trọng trường, một giọt nước đang lắng xuống phải chịu sự tác động của: Trong trọng lực và lực nâng Ac - xi - mét. DF = (52) ở đây: Dp: Hiện số khối lượng riêng của pha phân tán và môi trường phân tán (kg/m3) d: Đường kính của giọt phân tán,(m) - Lực cản của môi trường phân tán: Fe = x0. ; (53) ở đây: x: Hệ số cản thủy lực của môi trường phân tán chống lại sự chuyển động của giọt phân tán. w0: Tốc độ lắng tự do của giọt phân tán, (m/s). rc: Khối lượng riêng của môi trường phân tán, (kg/m3) - Lực của các dòng đối lưu trong môi trường phân tán. Giá định rằng nhiệt độ ở mọi điểm của bộ xử lý là bằng nhay thì không có các dòng đối lưu. Khi tốc độ chuyển động của các giọt phân tán trong môi trường phân tán là không đổi thị: DF = FC ; (54) Từ đây, có tính đến (41), (42), suy ra: x0. Re = ; (55) ở đây: Re0: Tiêu chuẩn Reynol. Ar: Tiêu chuẩn Ac - Xi - Mét. Lắng dọng ở vùng chế độ chảy tường được đặc thụ bởi những giá trị sau đây của hệ số Reynol: 10-4 < Re Ê 2; (56) Tương ứng, hệ só cản thủy lực của môi trường phân tán đối với sự chuyển động của giọt phân tán ở chế độ này là: x 0 = ; (57) Từ (44) có tính đến (46) ta có: Re = ; (58) Sự dụng các giá trị giời hạn của tiêu chuẩn Reynol (45) đến (47) có thể để dàng tính ra các giá trị giới hạn của tiêu chuẩn Ac - xi - mét trong vùng chế độ chảy rầng lắng đọng của các giọt là: 18.10-4 < Ar Ê 36; (59) Trong vùng chế độ lắng đọng chuyển tiếp: 2 < Re Ê 500 ; (60) Còn hệ số phản kháng thủy lực của môi trường phân tán đối với sự lắng đọng của giọt phân tán được xác định theo công thức của ALLENE: x0 = ; (61) Từ (44) có tính ến (50) đối với hệ số Raynol ta có: Re = ; (62) Tương tự như khi kết luận (48), tư (51) có tính đến các giá trị giới hạn Re (49) suy ra rằng: Các giá trị giới hạn tương ứng của tiêu chuẩn Rc - xi - mét trong vùng chế độ lắng đọng chuyển tiếp của các giọt phân tán là: 36 < Ar Ê 83,3.103; (63) Vì rằng hệ số Raynol: Re = ; (64) m - Độ nhớt động lực của môi trường phân tán. Nếu khi biết đường kính của giọt phân tán và tgiá trị Re (53), suy ra: w0 = ; (65) Như vậy trong vùng chế độ chảy tầng, tốc dộ lắng đọng của giọt phân tán bằng: w0 = ; (66) Trong vùng chế độ lắng đọng chuyển tiếp: w = ; (67) Vậy thì, để tính tốc độ lắng tự đo của các giọt phân tán khi biết đường kính của chúng, trước hết người ta tính toán tiêu chuẩn Ac - xi - mét: Ar = ; (68) rB - Khối lượng riêng của nước pha phân tán và nếu giá trị của nó đáp ứng được bất đẳng thức (48) thì tốc độ tính toán theo (54). Còn nếu giá trị của nó đáp ứng bất đẳng thức (52) thì tốc độ lắng được tính theo (56). 2.2. Tính toán thiết bị lắng: Ngoài tác dụng xử lý nhiệt - điện cho hệ nhũ tương, thiết bị xử lý nhiệt - điện còn có tác dụng như một bể lắng ở trạng thái dòng chảy vào ra liên tục. Tính toán công nghệ cho thiết bị lắng kiểu này nghĩa là xác định khả năng cho chất lỏng đi qua (lưu thông chất lỏng0 của thiết bị hoặc xác định kích thước của nó. Nếu tốc độ hợp lưu của các giọt nước pha phân tán với gối nước - tức một lớp nước đệm trong thiệt bị - nhỏ hơn tốc độ tích tự các giót trên mặt phân cách dầu - nước, thì giữa dầu và gối nước sẽ tạo thành một lớp chuyển tiếp, mà độ dày của nó sẽ giảm dần về phía dầu ra khỏi thiết bị. Độ ngậm nước của dầu tại đầu ra của thiết bị được xác định theo hạm lượng các giọt nước nhỏ, mà thời gian lắng của chúng lớn hơn thời gian xê dịch dọc trục của nhũ tương bị phân tán trong thiết bị. Tốc độ chuyển động của nhũ tương dọc theo thiết bị (bể lắng) từ đầu vào đến đầu ra không ngừng giảm xuống từ giá trị ở đầu vào. wBX = ; (69) Đến giá trị ở đầu ra. wBGX = ; (70) ở đây: Q : Lượng chất lỏng (nhũ tương) không ngững được dẫn vào thiết bị đẻ phân tách trong một đơn vị thời gian. SH: Tiết diện ngang được chiếm bởi lớp dẫn (nhũ tương) tại đầu vào thiết bị. Q*H: Lượng nhũ tương còn chứa nước dư liên tục chảy ra khỏi thiết bị trong 1 đơn vị thời gian. Trong khoảng thời gian nhũ trương đi từ đầu vào đến đầu ra của thiết bị, mật độ của pha phân tấn trong hệ nhũ có thay đổi. ở phần trên của thiết bị, nó giảm đi so với mật độ ban đầu. Thành thử độ nhớt của nhũ tương theo chiều cao trong thiết bị là khác nhau, trong đó ở phần trên của thiết bị độ nhớt giảm đi dọc theo trục ngan từ đầu vào đến đầu ra. Theo chiều thẳng dừng ở mỗi mặt cắt của thiết bị, độ nhớt của nhũ tương tăng lên từ cực tiểu ở đường sinh trên cùng của thiết bị đến cức đại ở mặt tiếp giáp với gối nước. Đặc tính phức tạp như vậy của sự thay đổi độ nhớt nhũ tương được xác định bởi động lực học của sự phân pha đo trọng lực. Cho nên, thành phần nằm ngang của tốc độ nhũ tương trong thiết bị là cực đại ở lớp trên cùng và cực tiểu ở lớp dưới cùng của hệ nhũ. Nếu ta coi thời gian lắng của các giọt nước lớn nhất do dòng dẫn cuối đi bằng thời gian chuyển động của nhũ tương dọc theo vùng lắng, ta sẽ có điều kiện tính toán khả năng lưu thông chất lỏng của thiết bị. ; (71) ở đây: R : Bán kính của thiết bị. h : Chiều cao lớp nước đệm trong thiết bị. wOAI : Tốc độ lắng của các giọt nước có đường kính di trong hệ nhũ l : Phần chiều dài của thiết bị tính từ mặt cắt mà ở đó bắt đầu có sự phân cách nhũ tương bởi trọng lực (đầu vào) đến mặt cắt, mà ở đó sự phân tách chấm dứt (đầu ra) Từ (60) suy ra : ; (72) Khả năng lưu thông chất lỏng của thiết bị từ (58) được xác định như : QOK = wBX SH ; Vì tốc độ chuyển động trung bình của nhũ tương trong thiết bị có thể được coi như là tốc độ trung bình cộng của đầu vào và đầu ra, nên. wOP = 0,5 (wBX + wBGX); Từ đó: wOP = 2 wBX + wBG ; Hoặc tính đến (59): wBX = 2 wCP ; Như vậy khả năng lưu thông chất lỏng của thiết bị sẽ là: Q = 2 wCP Q*H - SH ; (73) Từ sự cân bằng vật chất của thiết bị, bỏ qua lượng dầu bị thất thoát theo phần nước tách, có thể suy ra rằng. Q*H = Q ; (74) Cho nên, từ (62) có tính đến (63) sau một vài biến đổi ta có: Q = wCP SH . ; (75) Đặt 961) vào 9640 ta được: Q = w0 ; (76) Vì tốc độ lắng của các giọt nước pha phân tán trong điều kiện dòng chảy khó khăn bằng: Còn tốc độ lắng tự do khi Re < 2 bằng: wm = . g Nếu khả năng lưu thông chất lỏng của thiết bị là: Q = ; (77) Trong đó:(78) F (b,Bmax) - Hàm số độ ngậm nước ở đầu vào và đầu ra của thiết bị: rB rH : Khối lượng riêng của nước và đầu trong thiết bị (kh/m3). l : Độ dài vùng lắng, (m) SH : Tiến diện ngang của thiết bị được choán bởi nhũ tương tại đầu vào của vùng lắng, (m2). R : Bán kính thiết bị (m). h : Độ cao lớn nhất của gối nước trong vùng lắng của thiết bị, (m). mH : Độ nhớt của dầu trong thiết bị, (Pa.S). di : Đường kính lớn nhất của các giọt nước pha phân tán có thiết bị cuốn ra khỏi thiết bị bởi dòng dầu,(m). B,BBGx : Kích thước lớn nhất của giọt nước pha phân tán tại đầu vào vùng lắng, (m). Từ công thức: (79) Suy ra rằng: Trong đó: dB - Đường kính lớn nhất của các giọt nước phân tán bị cuốn ra khỏi thiết bị bởi dòng dầu. Mối liên quan giữa di và đường kính lớn nhất của giọt nước phân tán bị cuốn ra khỏi thiết bị bởi dòng dầu có thể được xác lập theo cách sau: Trước khi dầu ra khỏi thiết bị, tại vùng lắng giọt nước có di cuối cùng sẽ đi vào hệ thống thoát nước, mà giọt đó là lớn nhất so với tất cả các giọt còn lưu lại, do đó độ ngậm nước của lớp nhũ tương với các giọt có đường kính dB, tương tự như với (68), Có thể được trình bày dưới dạng: (80) Như vậy hệ phương trình (68) và (69) có chứa 3 ẩn số: di, dB, và Bi nên có thể giải được. Ta hãy trình bày (66) dưới dạng. Q = ; (81) Trong đó: F (B,BBGX) = . 1 - ; (82) Cấn lưu ý rằng phần nước trong dòng dầu tại đầu ra khỏi thiết bị là hàm của độ cao gối nước, của khẳ năng lưu thông chất lỏng của thiết bị và của các thông số kết cấu của nó. Do vậy, tính toán khả năng lưu thông chất lỏng của thiết bị theo (70) là gần đúng. Kết luận Hiện nay xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã áp dụng biện pháp bơm ép nước để nâng cao hệ số thu hồi dầu của vỉa. Lượng nước nhũ trong dầu mỏ Bạch Hổ khai thác được ngày một tăng lên. Do có sử dụng một số hoá phẩm xử lý vỉa và làm tăng hệ số ra dầu, đã xuất hiện hiện tượng tạo cặn, hàm lượng tạp chất cơ học tăng cao dẫn đến tạo nhũ đa thành phần có độ bền cao, rất khó phá. Trong quá trình khai thác, tính chất dầu mỏ Bạch Hổ cũng thay đổi theo thời gian. Đồng thời lượng dầu thô mỏ Rồng khai thác ngày càng tăng lên, tỷ lệ dầu thô mỏ Rồng trong dầu thô xuất khẩu tăng cao làm cho tính chất dầu hỗn hợp cũng thay đổi. Do đó hệ nhũ Bạch Hổ - Rồng, đặc biệt là hệ nhũ đa thành phần (có lẫn nhiều tạp chất cơ học) cần tiếp tục nghiên cứu để tìm ra giải pháp hoàn thiện cho việc thiết lập chế độ công nghệ tách nhũ W/O trong quá trình xử lý dầu thô để đạt tiêu chuẩn quy ước. Đồ án với đề tài: “Nghiên cứu những phương pháp phá nhũ để nâng cao hiệu quả xử lý nhũ tương nghịch và sơ đồ công nghệ xử lý dầu trên trạm rót dầu không bến Chí Linh” đã được tác giả hoàn thành trong thời gian 4 tháng với sự cố gắng của bản thân kết hợp với sự giúp đỡ tận tình của các thầy giáo trong bộ môn khoan - khai thác Trường Đại học Mỏ Địa chất Hà Nội, đặc biệt là PGS. PTS. Hoàng Dung và các cán bộ phòng vận chuyển của viện NIPI xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro. Đồ án mang ý nghĩa kết hợp lý thuyết được trang bị trên giảng đường với thực tiễn sản xuất ngoài mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng. Đồ án còn đúc kết được nhiều vấn đề xử lý nhũ tương W/O thông qua tài liệu của các nhà chuyên môn về dầu khí. Do thời gian có hạn, kiến thức còn hạn chế nên đồ án không tránh khỏi những thiếu sót nhất định. Rất mong được sự đóng góp ý kiến của các thầy, các đồng nghiệp. Một lần nữa tác giả xin chân thành cám ơn các thầy giáo hướng dẫn, các thầy trong bộ môn khoan - khai thác dầu khí, các cán bộ xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã giúp đỡ và đóng góp ý kiến quý báu. ._.