Quá trình Tăng cường thu hồi dầu dẫn đến sự hình thành nhũ tương nước trong dầu (w/o). Chất khử nhũ tương phân tách các nhũ tương này, do đó cho phép tách nước và khử muối của dầu thô. Tách nước là cần thiết để tiết kiệm năng lượng cần thiết cho quá trình xử lý dầu thô, tránh các vấn đề ăn mòn trong quá trình chuẩn bị cho nhà máy lọc dầu và giảm sự thay đổi áp suất khi vận chuyển dầu qua đường ống.
Các phép đo lưu biến bề mặt sử dụng phương pháp thả giọt quay để lựa chọn chất khử nhũ tương phù hợp sử dụng trong thực tế. Phương pháp này dự đoán độ ổn định cơ học về mặt cấu trúc và do đó dự đoán sự phân hủy của nhũ tương w/o khi sử dụng chất khử nhũ tương. Chất khử nhũ tương được tối ưu hóa đã được thử nghiệm trong thực tế tại các mỏ khoan dầu thô và dẫn đến độ mặn của dầu thấp hơn và áp suất bơm giảm.
Giới thiệu
Quá trình sản xuất dầu dẫn đến sự hình thành nhũ tương nước trong dầu (w/o). Về cơ bản, chúng có hai nhược điểm chính trong quá trình thu hồi dầu tiếp theo.
1) (w/o) Nhũ tương có độ nhớt cao hơn dầu và việc vận chuyển chúng (ví dụ từ nơi sản xuất đến nhà máy lọc dầu) đòi hỏi công suất bơm cao làm tăng yêu cầu năng lượng và ảnh hưởng xấu đến tuổi thọ của bơm.
2) Pha phân tán của nhũ tương (w/o) là nước muối chứa clorua gây ra vấn đề ăn mòn trong quá trình chuẩn bị cho nhà máy lọc dầu.
Asphalten có trong dầu thô đóng góp đáng kể vào việc ổn định các nhũ tương như vậy.
Asphalten ổn định mà không có nhũ tương vì chúng tạo thành một lưới phân tử “cứng” tại ranh giới pha dầu-nước. Các màng bề mặt sẽ có đặc tính đàn hồi nhớt và có mô đun lưu trữ cao (= mô đun đàn hồi). Do đó, nghiên cứu này tập trung vào tác động của asphaltenes lên độ ổn định của màng.
Chất khử nhũ tương được sử dụng để tránh các vấn đề xảy ra do sự hình thành nhũ tương (w/o) trong quá trình sản xuất dầu thô. Chúng phân tách nhũ tương và giúp tách nước và khử muối khỏi dầu thô.
Việc lựa chọn hệ thống khử nhũ tương phù hợp phải được điều chỉnh để phù hợp với thành phần dầu thô thay đổi trên toàn cầu và với việc khoan trên bờ hay ngoài khơi. Do đó, cần phải tối ưu hóa toàn diện hệ thống khử nhũ tương, tùy thuộc vào giá dầu, điều này thường khiến việc sử dụng chất khử nhũ tương trở nên không kinh tế.
Để đạt được sự phù hợp riêng lẻ, chất khử nhũ tương ban đầu được phân tích trong phòng thí nghiệm bằng cách sử dụng số lượng mẫu nhỏ. Nếu điều này đạt yêu cầu, chỉ cần kiểm tra kết quả một lần dựa trên các cuộc điều tra mở rộng hơn trong môi trường thực tế, tức là tại mỏ dầu. Tối ưu hóa độc quyền chất phá nhũ tương trong bể chứa sẽ tốn nhiều thời gian và chi phí hơn đáng kể. Trong trường hợp này, lưu biến bề mặt là một phương pháp phù hợp để phát hiện và tối ưu hóa các hệ thống khử nhũ tương trong các thí nghiệm mô hình.
Dưới đây giải thích phương pháp luận về lưu biến bề mặt và cho thấy cách đạt được kết quả tối ưu trong các mỏ dầu thô thực tế từ thí nghiệm mô hình. Chất khử nhũ tương (OU-1 + CAPB) – được tối ưu hóa trong thí nghiệm mô hình, so sánh với chất phá nhũ tương công nghiệp đã được thiết lập (Pralt-11A). Ở đây, chất khử nhũ tương được tối ưu hóa dẫn đến việc tách nước và khử muối được cải thiện và giảm áp suất bơm so với Pralt-11A.
Thử nghiệm
Đo lưu biến bề mặt bằng phương pháp thả giọt quay
Đo sức căng bề mặt trong khi giọt dao động đồng thời tạo thành cơ sở để xác định các đặc tính lưu biến giãn nở của bề mặt. Ở đây, thể tích của giọt treo được thay đổi theo chu kỳ và sức căng bề mặt kết quả được tính toán như một hàm của thời gian dựa trên cấu hình giọt được phát hiện quang học. Đặc điểm của sức căng bề mặt để đáp ứng với dao động giọt ở mức độ lớn nhạy với chất phá nhũ tương tại ranh giới chất lỏng. Vì lý do này, việc nghiên cứu giọt thả quay cho phép đưa ra phán đoán về độ dày và độ bền của lớp bề mặt. Nguyên lý đo lường được thể hiện trong Hình 1.
Thiết bị và mẫu
Các tính chất lưu biến của bề mặt khác nhau đã được nghiên cứu bằng Máy đo góc thấm ướt – DSA30 kết hợp mô -đun lưu biến bề mặt bổ sung (Mô-đun giọt dao động, ODM). Các dung dịch toluen với nồng độ asphalten khác nhau được chiết xuất từ dầu thô đã được sử dụng làm pha dầu mô hình. Các giọt của pha dầu mô hình đã được hình thành trong pha nước số lượng lớn. Nhiều chất phá nhũ tương khác nhau cũng đã được thêm vào pha nước ở giai đoạn sau. Các chất phá nhũ tương đã được nghiên cứu được đưa ra trong Bảng 1. Một dao động hình sin với chu kỳ 5 giây đã được sử dụng cho dao động giọt. Trong quá trình dao động, sự thay đổi diện tích bề mặt giọt là ΔAmax / A0 = 10 – 15%
| Viết tắt | Tên dung dịch |
| OAPB | Oleyl amido propyl betaine |
| CAPB | Cocamidopropyl betaine |
| AB | Betain ankyl |
| OAPDAO | Oleyl amido propyl dodecyl dimethylamine oxide |
| OAPTAC | Oleyl amido propyl trimethyl amoni clorua |
| CTAC | Cetyltrimethylammonium clorua |
| OU-1 | Oligourethane |
Bảng 1: Viết tắt các chất được sử dụng và tên đầy đủ của chúng.
Kết quả
Tính chất lưu biến của lớp màng bề mặt
Tất cả các thí nghiệm và kết quả được trình bày dưới đây đều được thực hiện, thu được và công bố như một phần của luận án tiến sĩ của Mingazov (Đại học Kỹ thuật Nghiên cứu Quốc gia Kazan, Nga)
Trong bước đầu tiên, các điều kiện để hình thành màng hấp phụ ổn định tại bề mặt giữa asphaltene hòa tan trong toluene và nước đã được nghiên cứu với sự trợ giúp của các phép đo lưu biến bề mặt. Khi thực hiện như vậy, hai thông số được quan tâm: nồng độ asphaltene trong dung dịch và thời gian hình thành các màng hấp phụ nói trên.
Sự thay đổi về sức căng bề mặt theo thời gian của dung dịch asphaltene-toluene và nước đối với các nồng độ asphaltene khác nhau đã được nghiên cứu bằng phương pháp thả dây treo (Hình 2).
Mô đun lưu trữ của màng bề mặt đối với nồng độ asphaltene có giá trị tối đa theo cách tương tự như CMC [4). Vì những thay đổi về lưu biến bề mặt do thêm chất khử nhũ tương có thể được chứng minh là nhạy nhất ở nồng độ này, nên các nghiên cứu sâu hơn về dung dịch asphaltene đã được thực hiện với nồng độ tương ứng với CMC.
Hình 4 cho thấy sự thay đổi của mô đun lưu trữ theo thời gian đối với các chất khử nhũ tương khác nhau được nghiên cứu.
Lớp hấp phụ gồm asphaltene hình thành trong vòng 20 phút (tăng ban đầu trong mô đun lưu trữ). Trong quá trình nghiên cứu tiếp theo (lên đến 100 phút), cấu trúc của lớp hấp phụ asphaltene diễn ra cho đến khi mô đun lưu trữ ổn định. Sau 100 phút, các chất khử nhũ tương khác nhau được thêm vào pha nước và sự thay đổi của mô đun lưu trữ theo thời gian đã được nghiên cứu. Hình 4A cho thấy đặc tính của chất khử nhũ tương ion và Hình 4B cho thấy đặc tính của hệ thống hỗn hợp dựa trên oligourethane.
Việc đưa chất hoạt động bề mặt ion vào hệ thống mô hình dẫn đến sự gia tăng mô đun lưu trữ (Hình 4A). Ở đây, OAPB dẫn đến sự gia tăng lớn nhất được đo lường. Do đó, chất hoạt động bề mặt ion không phù hợp làm chất phá nhũ tương cho hệ thống đang được nghiên cứu. Ngược lại, các hệ thống hỗn hợp dựa trên oligourethane gây ra sự giảm mô đun lưu trữ (Hình 4B) và rất phù hợp làm chất khử nhũ tương. Hệ thống hỗn hợp OU‑1 + CAPB cho thấy giá trị thấp nhất đối với mô đun lưu trữ. Điều này tương quan với độ bền cơ học cấu trúc thấp nhất và dẫn đến sự phân hủy của nhũ tương (w/o) .
Do đó, hệ thống OU-1 + CAPB đại diện cho chất phá nhũ tương tối ưu trong loạt các thử nghiệm sơ bộ.
So sánh hai chất khử nhũ tương trong thử nghiệm thực tế
Hỗn hợp oligourethane và chất khử nhũ tương ion (OU-1 + CAPB) được tối ưu hóa do các thí nghiệm sơ bộ do đó dẫn đến giảm độ bền cơ học cấu trúc của nhũ tương. Hệ thống khử nhũ tương được tối ưu hóa này sau đó đã được thử nghiệm trong một thử nghiệm thực tế
Hệ thống OU-1 + CAPB đã được sử dụng thành công trực tiếp trong các bể chứa dầu thô. Áp suất bơm để vận chuyển dầu đã được hạ xuống và các biến thể áp suất đã giảm so với chất khử nhũ tương tiêu chuẩn được sử dụng trong công nghiệp (Pralt-11A) (Hình 5).
Hơn nữa, sản phẩm dầu thô thu được có hàm lượng nước và muối thấp hơn (Hình 6). Theo cách này, có thể tối ưu hóa toàn bộ quá trình sản xuất dầu thô liên quan đến việc sử dụng chất phá nhũ tương từ một thí nghiệm mô hình đơn giản.
Tóm tắt
Tác động của các hệ thống khử nhũ tương khác nhau lên độ bền cơ học của cấu trúc bề mặt asphaltene/toluene-nước đã được nghiên cứu bằng phương pháp thả giọt quay. Mô đun lưu trữ xác định được từ các thí nghiệm lưu biến bề mặt này cho phép rút ra kết luận liên quan đến tính ổn định của nhũ tương (w/o) và được sử dụng ở đây để xác định hệ thống khử nhũ tương tối ưu. Hệ thống hỗn hợp OU-1 + CAPB, dẫn đến giảm mô đun lưu trữ lớn nhất, đã được chọn để thử nghiệm các tác động lên áp suất bơm và hàm lượng nước và muối trong thực tế. Hệ thống phá khử tương được chọn dẫn đến áp suất bơm thấp hơn và hàm lượng nước và muối trong dầu thô giảm so với hệ thống khử nhũ tương tham chiếu trước đây đã được sử dụng trong các mỏ khoan dầu thô này. Do đó, dữ liệu được trình bày ở đây cho thấy bằng ví dụ về cách phân tích lưu biến bề mặt đơn giản và tiết kiệm chi phí phù hợp để tối ưu hóa các quy trình tại mỏ trong ngành công nghiệp dầu thô.
Nguồn:
Minh Khang là nhà phân phối và nhập khẩu trực tiếp dòng sản phẩm Máy đo sức căng bề măt hãng Kruss.
EN