Luận án Xử lý tách dầu ở thể nhũ tương trong nước thải nhiễm dầu bằng phương pháp vi sóng điện từ và tuyển nổi áp lực (daf) kết hợp hệ hóa phẩm phá nhũ chuyên dụng

thế là các methyl este của acid 9-octadecenoic (57,43%), acid hexadecanoic (26,80%) và acid octadecanoic (11,49%). Sản phẩm methyl este này vừa là nguyên liệu đầu vào cho nghiên cứu chế tạo acid alkyl hydroxamic phục vụ cho việc chế tạo hệ HP phá nhũ, vừa tham gia như một thành phần của hệ HP này. b. Điều kiện tối ưu cho phản ứng chế tạo acid alkyl hydroxamic (phản ứng amid hóa), sản phẩm làm nguyên liệu phối trộn hệ HP như sau: tỷ lệ mol methyl este:hydroxylamin 1:2; nhiệt độ phản ứng là 140°C; thời gian phản ứng 30phút; hiệu suất phản ứng 81%. c. Tỷ lệ tối ưu acid alkyl hydroxamic:methyl este để pha trộn thành hệ HP từ mỡ cá ba sa là 1:10; ở tỷ lệ này, hệ HP cho hiệu quả tách dầu từ nhũ tương đạt cao nhất. d. So sánh hệ HP tổng hợp từ mỡ cá ba sa và các hệ HP thương mại nhập ngoại từ hãng BASF cho thấy, hiệu quả tách dầu từ nhũ tương của hệ HP từ mỡ cá ba sa đạt mức trung bình. e. Khi kết hợp hệ HP tổng hợp từ mỡ cá ba sa với hệ HP Alcomer 7125 với tỷ lệ 1:4, hiệu quả xử lý đã tăng lên và đạt mức 56,5%. 3.4 KHẢO SÁT CÁC ĐIỀU KIỆN ẢNH HƯỞNG ĐẾN HIỆU SUẤT XỬ LÝ TÁCH DẦU BẰNG PHƯƠNG PHÁP TUYỂN NỔI ÁP LỰC KẾT HỢP HỆ HÓA PHẨM CHẾ TẠO TỪ MỠ CÁ BA SA 3.4.1 Khảo sát ảnh hưởng của hàm lượng hệ hóa phẩm Mục đích của việc thêm hệ HP tổng hợp từ mỡ cá ba sa vào nhũ tương để tách dầu ra khỏi nước thải bằng phương pháp tuyển nổi là để làm cho bề mặt hạt dầu (dầu/chất rắn lơ lửng) cần nổi trở thành “kỵ nước” và cải tạo bề mặt các hạt không cần làm nổi trở thành “háo nước” [22]. Kết quả khảo sát ảnh hưởng của hàm lượng hệ HP đến hiệu suất tách dầu của phương pháp tuyển nổi được trình bày ở bảng 3.22. Bảng 3.22 Ảnh hưởng hàm lượng hệ hóa phẩm đến hiệu suất tách dầu bằng phương pháp tuyển nổi Mẫu Hàm lượng dầu trong nhũ (mg/L) pH Hàm lượng hệ hóa phẩm (mgL/) Thời gian tách (phút) Hàm lượng dầu còn lại (mg/L) Hiệu suất tách dầu (%) 1 150,00 7,0 10,00 40,0 3,72 97,5 2 150,00 7,0 15,00 40,0 2,28 98,0 3 150,00 7,0 20,00 40,0 2,28 98,0 4 150,00 7,0 30,00 40,0 2,28 98,0 Từ kết quả ở bảng 3.22 ta có đồ thị hình 3.24 biểu diễn ảnh hưởng hàm lượng hệ HP đến hiệu suất tách dầu bằng phương pháp tuyển nổi. 89 Hình 3.24 Ảnh hưởng hàm lượng hệ hóa phẩm đến hiệu suất tách dầu bằng phương pháp tuyển nổi Kết quả ở hình 3.24 cho thấy, khi sử dụng tới 15mg/L hệ HP thì lượng dầu còn lại trong nước thải là thấp nhất (mẫu số 2). Tiếp tục tăng nồng độ hệ HP từ mỡ cá ba sa lên đến 20 và 30mg/L hiệu suất xử lý không tăng thêm mà vẫn đứng yên ở mức 98,0% (mẫu 3 và 4). Điều này có thể hiểu như sau: Hệ HP từ mỡ cá ba sa có các phần tử có thể làm thay đổi đặc tính của lớp màng bề mặt phân giới như bề mặt giữa chất lỏng/không khí hay bề mặt giữa chất lỏng/chất lỏng, bằng cách làm suy yếu lớp màng bề mặt hay làm giảm sức căng lớp màng bề mặt phân giới [18, 37, 39]. Vì vậy, khi có sự hiện diện của hệ HP sẽ xuất hiện tác động của việc hấp phụ đơn lớp của các cấu tử trong hệ HP từ mỡ cá ba sa lên bề mặt của hạt nhũ. Do đó, khi ở nồng độ thấp vừa đủ (ở thí nghiệm khảo sát là 15mg/L) các hạt của hệ HP hấp phụ đều hết lên các hạt dầu, trung hòa điện tích trái dấu bởi các nhóm mang điện dương của chúng, làm triệt tiêu lực đẩy tĩnh điện giữa các hạt dầu, thúc đẩy quá trình keo tụ-nổi lên của pha dầu. Mặt khác, phần ưa nước của phân tử hệ HP từ mỡ cá ba sa cho vào nhũ tương dầu/nước khi quay ra ngoài sẽ kéo phần ưa nước của hạt dầu ra khỏi bề mặt hạt dầu. Như vậy dầu sẽ thu cụm lại và nổi lên thành từng khối (mảng), nhất là khi có sự lôi kéo của các bọt khí tạo điều kiện cho quá trình tuyển nổi đạt hiệu suất tách dầu cao nhất. Nhưng nếu hàm lượng hệ HP từ mỡ cá ba sa cao quá, sẽ xảy ra hiện tượng hạt dầu sau khi được trung hòa điện tích sẽ hấp phụ thêm chất phá nhũ mang điện. Khi đó, xuất hiện hiện tượng đổi dấu điện tích bề mặt, thay vì điện tích âm lúc đầu, hạt dầu sẽ tích điện dương của chất hỗ trợ phá nhũ cho thêm, lực đẩy tĩnh điện sẽ tái xuất hiện và hạt dầu lại trở nên bền, điều này sẽ làm cho hiệu suất tách không cải thiện mà có thể bị suy giảm khi lượng hệ HP lớn hơn 30mg/L [39, 53, 76]. Cơ chế phá nhũ được thể hiện ở hình 3.25. 90 Hình 3.25 Cơ chế phá nhũ của hệ hóa phẩm 3.4.2 Khảo sát ảnh hưởng pH Kết quả khảo sát ảnh hưởng của pH đến hiệu suất tách dầu bằng phương pháp tuyển nổi được trình bày ở bảng 3.23. Bảng 3.23 Ảnh hưởng của pH nhũ tương đến hiệu suất tách dầu bằng phương pháp tuyển nổi Mẫu Hàm lượng dầu trong nhũ (mg/L) pH Hàm lượng chất phá nhũ (mg/L) Thời gian tách (phút) Hàm lượng dầu đã tách (mg/L) Hiệu suất tách dầu (%) 1 150,00 6,5 15,00 40,0 2,30 98,5 2 150,00 7,0 15,00 40,0 2,32 98,0 3 150,00 7,5 15,00 40,0 5,22 96,5 4 150,00 8,0 15,00 40,0 5,92 96,0 Từ kết quả ở bảng 3.23 ta có đồ thị hình 3.26 biểu diễn ảnh hưởng của pH nhũ tương đến hiệu suất tách dầu bằng phương pháp tuyển nổi. 91 Hình 3.26 Ảnh hưởng của pH nhũ tương đến hiệu suất tách dầu bằng phương pháp tuyển nổi Kết quả ở hình 3.26 cho thấy, tại giá trị pH=6,5, hiệu suất tách dầu đạt cao nhất (thu hồi được 98,5% lượng dầu), tại pH=7 hiệu suất tách dầu đạt 98%. Khi pH tiếp tục tăng lên, hiệu suất tách dầu giảm dần. Có thể vận dụng một phần các lý giải áp dụng ở mục: “3.2.1.4” ở trên để giải thích kết quả này và cũng chọn pH=7 tối ưu cho quá trình. pH là một yếu tố quan trọng trong việc kiểm soát quá trình tuyển nổi vì các thay đổi nhẹ của pH có thể biến đổi các thuộc tính của các khoáng chất và các chất phản ứng cũng như sự tương tác giữa chúng với nhau [63, 87, 102]. Nói chung, tuyển nổi có thể được thực hiện trong khoảng pH từ 6,5 lên đến 7,0. Hiệu quả tuyển nổi suy giảm khi pH cao hơn 7,0. Điều này có thể là do, khi pH cao sẽ tạo ra một điện tích bề mặt lớn cho các hạt dầu trong nhũ tương, làm cho các hạt dầu phân tán mạnh, cản trở việc chúng gắn vào với nhau và gắn với các bọt khí. Ngoài ra, pH cũng ảnh hưởng đến khả năng hòa tan của các acid béo và các hóa chất khác [88, 102]. Ở đây, pH của pha nước trong nhũ tương có ảnh hưởng đến sự ion hóa của các chất tạo ra những lớp màng tiếp giáp, làm thay đổi cơ bản những đặc tính vật lý của các lớp màng và cũng có thể tạo ra khả năng hòa tan một số hợp chất hữu cơ phân cực vào pha nước. Nhũ tương dầu thô trong NTND ổn định khi lớp màng tiếp giáp trên bề mặt của những hạt dầu được phân tán, điều này đã ngăn chặn sự tập hợp lại của các hạt dầu. Các chất HĐBM phổ biến ở dầu thô như asphalten, nhựa, các acid hữu cơ tan trong dầu, chất rắn và sáp là những vật liệu cấu thành lớp màng tiếp giáp của hạt dầu. Bởi một số trong các chất này có chứa các nhóm có khả năng ion hoá, pH của pha nước sẽ ảnh hưởng đến sự ion hóa của các chất trong những lớp màng tiếp giáp, làm thay đổi cơ bản những đặc tính vật lý của các lớp màng và cũng có khả năng hòa tan một số hợp chất hữu cơ phân cực vào pha nước [79, 82]. Kết quả thực nghiệm cho thấy, trong phương pháp tuyển nổi, hiệu quả phá nhũ đạt hiệu suất cao nhất khi pH của nhũ tương ở giá trị pH=6,5 là phù hợp với lý luận trên. Như vậy, để tuyển nổi đạt hiệu suất tách dầu cao thì phải tạo ra một môi trường thích hợp cả về khác biệt tỷ trọng giữa các pha lẫn độ pH của nước thải. 92 3.4.3 Khảo sát ảnh hưởng của thời gian tách Kết quả khảo sát ảnh hưởng của thời gian tách đến hiệu suất tách dầu bằng phương pháp tuyển nổi được trình bày ở bảng 3.24. Bảng 3.24 Ảnh hưởng của thời gian tách đến hiệu suất tách dầu bằng phương pháp tuyển nổi Mẫu Hàm lượng dầu trong nhũ (mg/L) pH Hàm lượng chất hỗ trợ phá nhũ (mg/L) Thời gian tách (phút) Hàm lượng dầu đã tách (mg/L) Hiệu suất tách dầu (%) 1 150,00 7,0 15,00 30,0 7,44 95,0 2 150,00 7,0 15,00 40,0 2,30 98,0 3 150,00 7,0 15,00 50,0 2,28 98,2 4 150,00 7,0 15,00 60,0 2,27 98,2 Từ kết quả ở bảng 3.24 ta có đồ thị hình 3.27 biểu diễn ảnh hưởng của thời gian tách đến hiệu quả tách dầu bằng phương pháp tuyển nổi. Các kết quả trình bày ở hình 3.27 cho thấy, thời gian tách dầu trong nhũ tương dầu/nước bằng phương pháp tuyển nổi nên kéo dài trong 50phút. Hiệu suất tách dầu đạt cao nhất (98,2%) ở thời điểm phút thứ 50 rồi sau đó không đổi. Hình 3.27 Ảnh hưởng của thời gian tách đến hiệu suất tách dầu bằng phương pháp tuyển nổi Trong công nghệ tuyển nổi thì thời gian là một trong các yếu tố chính quyết định tính nổi của hạt dầu [45, 63]. Thời gian tuyển nổi liên quan tới việc tiếp xúc và va chạm giữa các hạt bong bóng khí. Thời gian kéo dài cũng làm tăng va chạm giữa các bong bóng khí với các hạt dầu, làm các hạt dầu biến dạng, tạo sự mất bền vững của các hạt dầu, dẫn tới dầu tách nhanh hơn. Kết quả khảo sát cho thấy, hiệu suất tách dầu bằng phương pháp tuyển nổi đạt cao nhất (98,2%) ở phút thứ 50, sau 50phút, hàm lượng dầu còn lại trong 93 nước NTND quá nhỏ, dưới giới hạn tách của phương pháp. Vì vậy, 50phút được coi là thời gian tách tối ưu cho thực nghiệm tuyển nổi mà chúng tôi thực hiện. 3.4.4 Khảo sát ảnh hưởng hàm lượng dầu Kết quả khảo sát tương quan giữa hiệu suất tách dầu bằng phương pháp tuyển nổi và hàm lượng dầu trong nhũ tương được trình bày ở bảng 3.25. Bảng 3.25 Ảnh hưởng của hàm lượng dầu trong nhũ tương đến hiệu suất tách dầu bằng phương pháp tuyển nổi Mẫu Hàm lượng dầu trong nhũ (mg/L) Hàm lượng chất phá nhũ (mg/l) Thể tích mẫu (mL) pH Thời gian (phút) Hiệu suất tách dầu (mg/L) Hiệu suất tách dầu (%) 1 20,00 15,00 200,0 7 50,0 0,42 98,0 2 30,00 15,00 200,0 7 50,0 0,61 98,0 3 40,00 15,00 200,0 7 50,0 0,80 98,0 4 50,00 15,00 200,0 7 50,0 1,01 98,0 5 60,00 15,00 200,0 7 50,0 1,24 98,0 6 70,00 15,00 200,0 7 50,0 1,45 98,0 7 80,00 15,00 200,0 7 50,0 1,57 98,0 8 90,00 15,00 200,0 7 50,0 1,84 98,0 9 100,00 15,00 200,0 7 50,0 2,01 98,0 10 110,00 15,00 200,0 7 50,0 2,25 98,0 11 120,00 15,00 200,0 7 50,0 2,43 98,0 12 130,00 15,00 200,0 7 50,0 2,61 98,0 13 140,00 15,00 200,0 7 50,0 2,79 98,0 14 150,00 15,00 200,0 7 50,0 3,05 98,0 15 160,00 15,00 200,0 7 50,0 3,95 97,5 16 170,00 15,00 200,0 7 50,0 4,20 97,5 17 180,00 15,00 200,0 7 50,0 4,45 97,5 18 190,00 15,00 200,0 7 50,0 4,71 97,5 19 200,00 15,00 200,0 7 50,0 5,97 97,0 94 Mẫu Hàm lượng dầu trong nhũ (mg/L) Hàm lượng chất phá nhũ (mg/l) Thể tích mẫu (mL) pH Thời gian (phút) Hiệu suất tách dầu (mg/L) Hiệu suất tách dầu (%) 20 210,00 15,00 200,0 7 50,0 6,23 97,0 21 220,00 15,00 200,0 7 50,0 6,58 97,0 22 230,00 15,00 200,0 7 50,0 6,88 97,0 23 240,00 15,00 200,0 7 50,0 7,15 97,0 24 250,00 15,00 200,0 7 50,0 7,44 97,0 25 260,00 15,00 200,0 7 50,0 7,77 97,0 26 270,00 15,00 200,0 7 50,0 8,06 97,0 27 280,00 15,00 200,0 7 50,0 11,18 96,0 28 290,00 15,00 200,0 7 50,0 11,62 96,0 29 300,00 15,00 200,0 7 50,0 12,01 96,0 30 310,00 15,00 200,0 7 50,0 12,36 96,0 31 320,00 15,00 200,0 7 50,0 12,75 96,0 32 330,00 15,00 200,0 7 50,0 13,17 96,0 33 340,00 15,00 200,0 7 50,0 17,03 95,0 34 350,00 15,00 200,0 7 50,0 17,52 95,0 35 360,00 15,00 200,0 7 50,0 17,98 95,0 36 370,00 15,00 200,0 7 50,0 18,47 95,0 37 380,00 15,00 200,0 7 50,0 19,00 95,0 38 390,00 15,00 200,0 7 50,0 19,48 95,0 39 400,00 15,00 200,0 7 50,0 19,95 95,0 40 410,00 15,00 200,0 7 50,0 20.38 95,0 41 420,00 15,00 200,0 7 50,0 42,00 90,0 42 430,00 15,00 200,0 7 50,0 43,03 90,0 43 440,00 15,00 200,0 7 50,0 44,03 90,0 95 Mẫu Hàm lượng dầu trong nhũ (mg/L) Hàm lượng chất phá nhũ (mg/l) Thể tích mẫu (mL) pH Thời gian (phút) Hiệu suất tách dầu (mg/L) Hiệu suất tách dầu (%) 44 450,00 15,00 200,0 7 50,0 67,47 85,0 45 460,00 15,00 200,0 7 50,0 69,01 85,0 46 470,00 15,00 200,0 7 50,0 70,50 85,0 Từ kết quả ở bảng 3.25 ta có đồ thị hình 3.28 biểu diễn ảnh hưởng của hàm lượng dầu trong nhũ tương đến hiệu suất tách dầu bằng phương pháp tuyển nổi. Hình 3.28 Ảnh hưởng của hàm lượng dầu trong nhũ tương đến hiệu suất tách dầu bằng phương pháp tuyển nổi Từ kết quả khảo sát được trình bày ở hình 3.28, có thể nhận thấy: - Phương pháp tuyển nổi có thêm hệ HP từ mỡ cá ba sa là phương pháp tách và thu hồi dầu trong NTND đạt ≥90,0% ở vùng nồng độ dầu từ 20-440mg/L. - Với hàm lượng dầu trong NTND từ 20-150mg/L, thiết bị tuyển nổi cho hiệu suất tách dầu cao nhất: 98,0%. - Với hàm lượng dầu trong NTND từ 340-410mg/L, thiết bị tuyển nổi cho hiệu suất tách dầu: 95,0%. - Riêng ở vùng nồng độ 450-470mg/L, thiết bị tuyển nổi cho hiệu suất tách dầu chỉ đạt: 85,0%. Kết quả này là cơ sở để so sánh hiệu suất tách dầu giữa phương pháp tuyển nổi và phương pháp vi sóng điện từ. Tóm tắt kết quả mục 3.4: - Hiệu suất tách dầu đạt hiệu suất cao nhất (thu hồi được 98,5% lượng dầu) bằng phương pháp tuyển nổi khi pH ở giá trị là 6,5; khi pH tăng lên, hiệu quả phá nhũ giảm dần. 96 - Với hàm lượng dầu trong NTND là 150mg/L, nồng độ hệ HP chế tạo từ mỡ cá ba sa là 15mg/L, cho hiệu quả xử lý tách dầu cao nhất. - Thời gian tách dầu trong NTND bằng phương pháp tuyển nổi đạt hiệu suất cao nhất (98,2 %) ở phút thứ 50, sau đó hiệu suất tách dầu không đổi. - Phương pháp tuyển nổi có thêm hệ HP từ mỡ cá ba sa cho hiệu suất tách dầu trong NTND lên tới ≥90,0% ở các vùng hàm lượng dầu từ 20-440mg/L. 3.5 SO SÁNH HIỆU SUẤT TÁCH DẦU GIỮA PHƯƠNG PHÁP VI SÓNG ĐIỆN TỪ VÀ PHƯƠNG PHÁP TUYỂN NỔI 3.5.1 Hiệu suất tách dầu của phương pháp tách vi sóng điện từ và phương pháp tuyển nổi áp lực Kết quả so sánh hiệu quả tách dầu trong NTND giữa phương pháp tách vi sóng điện từ và phương pháp tuyển nổi, được trình bày ở bảng 3.26. Bảng 3.26 So sánh hiệu suất tách dầu của 2 phương pháp tách vi sóng điện từ và tuyển nổi Mẫu Hàm lượng dầu trong nhũ (mg/L) Hàm lượng dầu còn lại (mg/L) Hiệu suất tách dầu (%) Vi sóng Tuyển nổi Vi sóng Tuyển nổi 1 20,00 1,10 0,42 94,0 98,0 2 30,00 1,25 0,61 95,0 98,0 3 40,00 1,44 0,80 96,0 98,0 4 50,00 1,56 1,01 96,0 98,0 5 60,00 1,58 1,24 97,0 98,0 6 70,00 1,59 1,45 98,0 98,0 7 80,00 1,63 1,57 98,0 98,0 8 90,00 1,60 1,84 98,0 98,0 9 100,00 1,69 2,01 98,0 98,0 10 110,00 1,79 2,25 98,5 98,0 11 120,00 1,82 2,43 98,5 98,0 12 130,00 1,98 2,61 98,5 98,0 13 140,00 2,09 2,79 98,5 98,0 14 150,00 2,23 3,05 98,5 98,0 15 160,00 2,37 3,95 98,5 97,5 97 Mẫu Hàm lượng dầu trong nhũ (mg/L) Hàm lượng dầu còn lại (mg/L) Hiệu suất tách dầu (%) Vi sóng Tuyển nổi Vi sóng Tuyển nổi 16 170,00 2,55 4,20 98,5 97,5 17 180,00 2,72 4,45 98,5 97,5 18 190,00 2,86 4,71 98,5 97,5 19 200,00 2,99 5,97 98,5 97,0 20 210,00 3,11 6,23 98,5 97,0 21 220,00 3,27 6,58 98,5 97,0 22 230,00 3,45 6,88 98,5 97,0 23 240,00 3,58 7,15 98,5 97,0 24 250,00 3,72 7,44 98,5 97,0 25 260,00 3,86 7,77 98,5 97,0 26 270,00 4,05 8,06 98,5 97,0 27 280,00 4,15 11,18 98,5 96,0 28 290,00 5,74 11,62 98,0 96,0 29 300,00 5,95 12,01 98,0 96,0 30 310,00 6,15 12,36 98,0 96,0 31 320,00 6,38 12,75 98,0 96,0 32 330,00 9,87 13,17 97,0 96,0 33 340,00 10,18 17,03 97,0 95,0 34 350,00 10,51 17,52 97,0 95,0 35 360,00 14,46 17,98 96,0 95,0 36 370,00 14,91 18,47 96,0 95,0 37 380,00 15,30 19,00 96,0 95,0 38 390,00 15,69 19,48 96,0 95,0 39 400,00 16,11 19,95 96,0 95,0 98 Mẫu Hàm lượng dầu trong nhũ (mg/L) Hàm lượng dầu còn lại (mg/L) Hiệu suất tách dầu (%) Vi sóng Tuyển nổi Vi sóng Tuyển nổi 40 410,00 16,41 20.38 96,0 95,0 41 420,00 21,08 42,00 95,0 90,0 42 430,00 21,55 43,03 95,0 90,0 43 440,00 22,13 44,03 95,0 90,0 44 450,00 22,52 67,47 95,0 85,0 45 460,00 23,24 69,01 95,0 85,0 46 470,00 23,47 70,50 95,0 85,0 Từ bảng 3.26 ta có đồ thị hình 3.29 so sánh hiệu suất tách dầu của 2 phương pháp vi sóng điện từ và tuyển nổi. Hình 3.29 So sánh hiệu suất tách dầu của 2 phương pháp vi sóng điện từ và tuyển nổi Từ các kết quả được trình bày ở hình 3.29 có thể đưa ra các nhận xét như sau: Hiệu suất tách dầu của cả 2 phương pháp vi sóng điện từ và tuyển nổi đều rất hiệu quả cho vùng nồng độ dầu trong NTND từ 20-470mg/L. Chỉ có sự khác biệt rất nhỏ về hiệu suất tách dầu của 2 phương pháp ở vùng nồng độ ban đầu và vùng nồng độ cuối. Ở vùng hàm lượng dầu 20-60mg/L thì hiệu suất tách bằng phương pháp tuyển nổi cao hơn một ít so với phương pháp vi sóng. Điều này có thể là do có sự tác động trực tiếp của hệ HP trong khoảng nồng độ thấp của hệ nhũ tương ở phương pháp tuyển nổi [87]. Còn ở vùng nồng độ cuối, 420-470mg/L, hiệu suất tách của phương pháp vi sóng trội hơn so phương pháp tuyển nổi là do ảnh hưởng của thời thời gian đến hiệu suất tách dầu của phương pháp vi sóng điện từ lớn hơn so với trong phương pháp 99 tuyển nổi [17, 27]. Còn ở vùng nồng độ 70-410mg/L thì hiệu suất của hai phương pháp tương đương nhau. Điều này cũng phù hợp với các thông tin thu được ở phần tổng quan tại chương 1 rằng, phương pháp tuyển nổi cho hiệu suất tách không được tốt khi hàm lượng nhũ tương dầu/nước >500mg/L. Vì vậy, có thể xem hiệu suất tách dầu trong phương pháp tách vi sóng tương tự như phương pháp tuyển nổi truyền thống. Việc so sánh hai phương pháp này sẽ hoàn thiện hơn nếu xét thêm đến các khía cạnh: Giá thành xử lý, mức độ phức tạp khi vận hành thiết bị cũng như yêu cầu bảo dưỡng thiết bị,mà phương pháp xếp hạng 5 bậc [24, 36, 43, 74] cho công nghệ vi sóng điện từ và công nghệ tuyển nổi được chúng tôi thực hiện trong phần tiếp theo. 3.5.2 So sánh lựa chọn công nghệ vi sóng điện từ và công nghệ tuyển nổi theo phương pháp xếp hạng 5 bậc Sau khi đã có kết quả thực nghiệm hai phương pháp tách vi sóng điện từ và phương pháp tuyển nổi, các tiêu chí: “Lựa chọn các công nghệ xử lý tách dầu theo phương pháp xếp hạng 5 bậc” được đề cập ở chương 1 được vận dụng để phân loại tổng thể và xếp hạng cho hệ thống xử lý NTND của công nghệ vi sóng điện từ và công nghệ tuyển nổi [43, 55, 91]. Cùng với kết quả thực nghiệm, đây là tiêu chí quan trọng cùng với kết quả thực nghiệm để so sánh hiệu suất xử lý tách dầu giữa hai phương pháp, giúp đánh giá chính xác hơn hiệu suất tách dầu giữa hai công nghệ. 3.5.2.1 So sánh ưu nhược điểm của hai công nghệ vi sóng điện từ và công nghệ tuyển nổi Từ đồ thị hình 3.29, cho ta kết quả so sánh ưu nhược điểm của công nghệ vi sóng điện từ và công nghệ tuyển nổi trên bảng 3.27. Bảng 3.27 So sánh ưu nhược điểm của công nghệ vi sóng điện từ và công nghệ tuyển nổi So sánh Vi sóng điện từ Tuyển nổi Ưu điểm - Trong vùng nồng độ dầu 20-470mg/L thì hiệu suất tách tốt, đạt 94,0-98,5% - Không có quán tính nhiệt - Thời gian tách (trích ly) nhanh, sản phẩm tách chất lượng cao - Có tác dụng đặc biệt với các phân tử phân cực - Vận hành thiết bị đơn giản, tự động, ít nhân công - Sinh lợi nhiều, rút ngắn thời gian hoàn vốn - Không để lại hiện tượng ô nhiễm thứ cấp - Dễ dàng lắp đặt gần với nguồn phát sinh nhũ tương nên việc xử lý sẽ nhanh chóng. - Trong vùng nồng độ dầu 20- 150mg/L hiệu suất tách cao, đạt 98% - Hoạt động liên tục - Phạm vi ứng dụng rộng rãi - Chi phí đầu tư và vận hành không lớn, thiết bị đơn giản - Vận tốc nổi lớn hơn vận tốc lắng, có thể thu hồi cặn, tạp chất - Tuyển nổi kèm theo sự thổi khí, làm giảm nồng độ chất HĐBM và các chất dễ bị oxy hóa. 100 So sánh Vi sóng điện từ Tuyển nổi Nhược điểm - Nhiệt độ sôi của các dung môi đạt được rất nhanh, dễ gây nổ. - Trọng lượng của các hạt thường không được lớn, thường khoảng 0,2 đến 1,5mm - Phụ thuộc vào số lượng bọt khí nên đòi hỏi kích thước bọt khí ổn định - Cần thêm hệ HP. 3.5.2.2 Xếp hạng cho hệ thống xử lý nước thải nhiễm dầu của công nghệ vi sóng điện từ và công nghệ tuyển nổi Dựa vào các tiêu chí đề ra trong “Lựa chọn các công nghệ xử lý tách dầu theo phương pháp xếp hạng 5 bậc” chúng tôi đã lập ra bảng xếp hạng 5 bậc cho công nghệ vi sóng điện từ và công nghệ tuyển nổi dưới đây: Bảng 3.28 Xếp hạng 5 bậc cho công nghệ vi sóng điện từ và công nghệ tuyển nổi Số bước Chỉ tiêu Vi sóng điện từ Tuyển nổi Bước 1 % loại bỏ chất bẩn (dầu) >95; Xếp hạng: 5 >95; Xếp hạng: 5 Bước 2 Mức độ tiêu thụ nguồn lực Tương đối thấp; Xếp hạng: 4 Trung bình; Xếp hạng: 3 Bước 3 Có yêu cầu xử lý phụ trước hoặc sau khi xử lý chính Mức một: điều chỉnh pH, làm mềm nước, thêm hóa chất, loại bỏ chất rắn lơ lửng, loại dầu, lọc cátXếp hạng: 4 Mức một: điều chỉnh PH, làm mềm nước, thêm hóa chất, loại bỏ chất rắn lơ lửng, loại dầu, lọc cátXếp hạng: 4 Bước 4 Độ ổn định của công nghệ xử lý Chu kỳ tự động bơm đơn giản và rất ít cần phải điều chỉnh. Xếp hạng: 3 Chu kỳ tự động bơm đơn giản và rất ít cần phải điều chỉnh. Xếp hạng: 3 Bước 5 Khả năng di chuyển của các công nghệ xử lý Có khả năng di chuyển hoàn toàn. Xếp hạng: 3 Có khả năng di chuyển một phần. Xếp hạng: 1.5 Bước 6 Mức độ nhiễm bẩn của nước thải Trung bình: amoniac, các ion cứng, BTEX, các khí hòa tan, những hạt dầu nhỏ, các ion kim loại TDS: 5.000-10.000mg/L TOC, TPH: > 30-100mg/L Xếp hạng: 4 Trung bình: amoniac, các ion cứng, BTEX, các khí hòa tan, những hạt dầu nhỏ, các ion kim loại TDS: 5.000-10.000mg/L TOC, TPH: >30-100mg/L Xếp hạng: 4 101 Bước cuối cùng Tính toán phân cấp tổng thể dựa trên các tiêu chí đã phân cấp Sau khi đánh giá các bậc của từng bước của 6 bước, công thức cuối cùng được mô tả sau đây dùng để tính toán phân cấp tổng thể. Thứ hạng cao nhất có thể là 7 đối với các công nghệ xử lý với bậc cao được khẳng định là có hiệu suất tốt, có tính kinh tế và tính linh hoạt cao và thứ hạng thấp nhất có thể là 1 trên thang điểm 7. Công thức phân cấp tổng thể là: [(bước 1 + bước 2 + bước 3 + bước 4 + bước 5)] bước 6 (3.3) Dựa vào kết quả trong bảng xếp hạng các bước (bảng 3.28) chúng tôi tính toán cụ thể cho sự phân cấp tổng thể cho công nghệ vi sóng điện từ và tuyển nổi như trong bảng 3.29. Bảng 3.29 Phân cấp tổng thể cho công nghệ vi sóng điện từ và tuyển nổi Chỉ tiêu Công nghệ vi sóng điện từ Công nghệ tuyển nổi kết hợp chất phá nhũ Bước 1: Hiệu suất thu hồi (chất nhiễm bẩn) 5 5 Bước 2: Mức tiêu hao nguồn lực 4 3 Bước 3: Yêu cầu tiền xử lý 4 4 Bước 4: Độ ổn định của hệ thống xử lý 3 3 Bước 5: Khả năng di chuyển của thiết bị xử lý 3 1.5 Bước 6: Mức độ nhiễm bẩn của dòng thải 4 4 Xếp hạng tổng thể 4,750 4,125 Kết quả này cho thấy, hiệu suất tách dầu của cả 2 công nghệ vi sóng điện từ và tuyển nổi đều tốt cho vùng hàm lượng dầu trong NTND từ 20-470mg/L. Chỉ có sự khác biệt rất nhỏ về hiệu suất tách của hai công nghệ tách dầu này ở vùng nồng độ ban đầu và vùng nồng độ cuối. Ở vùng hàm lượng dầu từ 20-60mg/L thì hiệu suất tách của công nghệ tuyển nổi cao hơn không đáng kể so với công nghệ vi sóng, còn ở vùng nồng độ cuối từ 420-470mg/L thì hiệu suất tách của công nghệ vi sóng trội hơn tuyển nổi. Cả hai công nghệ vi sóng điện từ và tuyển nổi đều là những công nghệ hữu hiệu và quan trọng cho việc xử lý NTND nói riêng và nước thải nói chung, trong đó công nghệ vi sóng điện từ hiệu quả hơn công nghệ tuyển nổi ở mức tiêu hao nguồn lực và khả năng di chuyển của thiết bị xử lý. 102 KẾT LUẬN 1. Đã chế tạo được mẫu nhũ tương dầu/nước từ dầu thô Bạch Hổ và nước biển; hàm lượng dầu trong nhũ từ 20-470mg/L (mỗi mẫu cách đều 10mg/L); nhũ tương có độ bền và kích thước hạt tương tự các mẫu nhũ tương tồn tại trong NTND tự nhiên, đảm bảo các yêu cầu kỹ thuật cho các thí nghiệm của luận án. 2. Nghiên cứu xử lý tách dầu bằng phương pháp vi sóng điện từ: Khảo sát các thông số ảnh hưởng đến hiệu quả tách dầu tìm được điều kiện tối ưu với mẫu nhũ có hàm lượng dầu 150mg/L là: Thời gian tách là 40giây; Công suất thiết bị tách vi sóng là 1,5KW; Nhiệt độ tách dầu là ở 55oC; pH mẫu là 7. Với điều kiện này hiệu quả tách dầu đạt 98,5%; Đánh giá hiệu quả tách dầu ở điều kiện tối ưu với các mẫu có hàm lượng dầu từ 20-470mg/L cho hiệu quả tách từ 94-98,5%. Từ đó xác định được vùng hàm lượng dầu tối ưu của phương pháp vi sóng điện từ 110-280mg/L cho hiệu quả tách 98,5%. 3. Đã nghiên cứu tổng hợp hệ hóa phẩm hỗ trợ phá nhũ thân thiện môi trường từ mỡ cá ba sa với các nội dung: Điều chế được hệ vật liệu xúc tác dị thể MgO-ZrO2/γ- Al2O3; Điều chế methyl este qua phản ứng este chéo hóa mỡ cá ba sa với methanol sử dụng xúc tác dị thể MgO-ZrO2/γ-Al2O3, chất lượng các methyl este đảm bảo để chế tạo acid alkyl hydroxamic và làm nguyên liệu cho hệ HP; Acid alkyl hydroxamic được điều chế từ methyl este với hydroxylamin; Đã thiết lập được công thức phối trộn hệ hóa phẩm hai thành phần là acid alkyl hydroxamic/methyl este với tỷ lệ (khối lượng) 1:10 cho hiệu quả tách dầu cao nhất và hệ HP này cho hiệu quả tách dầu trong NTND ở mức trung bình khi so sánh với các hệ HP nhập ngoại của hãng BASF; Đã nghiên cứu kết hợp hệ hóa phẩm cho hiệu quả tách dầu tốt nhất với hệ hóa phẩm của hãng BASF (Alcomer 7125) và tìm được tỷ lệ (khối lượng) tối ưu là 4:1 thì độ giảm độ đục cao nhất (56,5%), tăng gần 40% so với khi chỉ dùng Alcomer 7125. 4. Nghiên cứu xử lý tách dầu bằng phương pháp tuyển nổi; Khảo sát các thông số ảnh hưởng đến hiệu quả tách dầu tìm được điều kiện tối ưu với mẫu nhũ có hàm lượng dầu 150mg/L là: Hàm lượng hệ hóa phẩm từ mỡ cá ba sa 15mg/L; pH mẫu là 7; Thời gian tách: 50phút. Với điều kiện này hiệu quả tách dầu đạt hơn 98%. Đánh giá hiệu quả tách dầu ở điều kiện tối ưu với các mẫu có hàm lượng dầu từ 20-470mg/L cho hiệu quả tách từ 85-98%. Từ đó xác định được vùng hàm lượng dầu tối ưu của phương pháp tuyển nổi 20-150mg/L cho hiệu quả tách 98%. 5. Đã so sánh hiệu suất tách dầu giữa hai công nghệ vi sóng điện từ và tuyển nổi: Hiệu suất tách dầu của cả hai công nghệ đều rất hiệu quả ở vùng hàm lượng dầu trong NTND từ 20 đến 470mg/L; ở vùng nồng độ nhỏ 20-60mg/L, công nghệ tuyển nổi đạt hiệu suất tách 98%, trong khi đó công nghệ vi sóng đạt 94-97%; vùng từ 420 đến 470mg/L, công nghệ vi sóng đạt hiệu suất tách 95%, trong khi đó công nghệ tuyển nổi chỉ đạt 85-90%. Cả hai công nghệ vi sóng điện từ và tuyển nổi đều là những công nghệ hữu hiệu và quan trọng cho việc xử lý NTND nói riêng và nước thải nói chung. Công nghệ vi sóng điện từ hiệu quả hơn công nghệ tuyển nổi ở mức tiêu hao nguồn lực và khả năng di chuyển của thiết bị xử lý. 103 CÁC ĐÓNG GÓP MỚI CỦA LUẬN ÁN 1. Đã nghiên cứu, khảo sát và tìm ra các điều kiện tối ưu để xử lý tách dầu ở dạng nhũ tương trong NTND có nguồn gốc dầu thô Bạch Hổ bằng công nghệ vi sóng điện từ và tuyển nổi. 2. Đã chế tạo hệ hóa phẩm sinh học thân thiện môi trường từ mỡ cá ba sa Việt Nam trên hệ xúc tác MgO-ZrO2/γ-Al2O3, phù hợp với tính chất paraffinic của dầu thô Bạch Hổ và đã đánh giá tìm được tỷ lệ tối ưu cho hiệu quả tách dầu của hệ HP này. Đã nghiên cứu kết hợp hệ hóa phẩm chế tạo từ mỡ cá ba sa với hệ hóa phẩm Alcomer 7125 của hãng BASF và tìm ra được tỷ lệ cho hiệu quả tách dầu cao nhất. Kết quả ban đầu mở ra triển vọng thay thế từng phần các hệ HP đang nhập ngoại của ngành dầu khí Việt Nam và mở ra hướng nghiên cứu mới nhằm nâng cao hiệu quả xử lý tách dầu của các hệ HP trong ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam. 3. Đề xuất ứng dụng phương pháp “So sánh lựa chọn các công nghệ xử lý tách dầu theo phương pháp xếp hạng 5 bậc” đã giúp so sánh ưu nhược điểm giữa hai công nghệ vi sóng điện từ và tuyển nổi của luận án chuẩn xác, mở ra triển vọng ứng dụng phương pháp này cho các đơn vị sản xuất trong và ngoài ngành dầu khí. TÀI LIỆU THAM KHẢO I. TÀI LIỆU TIẾNG VIỆT [1] Bùi Thị Bửu Huê, Hà Thanh Mỹ Phương (2010) Tổng hợp Alkanolamit và Alkanediamit từ Oleic Axit. Tạp chí Hóa Học, Viện Khoa học và Công nghệ Việt Nam, 4B, tr. 75 [2] Đào Thị Hải Hà, Hoàng Linh, Lương Văn Tuyên (2013) Tổng hợp phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc cho dầu thô nhiều paraffin mỏ Bạch Hổ trong khai thác và vận chuyển trên nền ester của polytriethanolamine. Tạp chí Dầu khí 5/2013 [3] Lê Thị Thanh Hương (2011) Nghiên cứu tổng hợp biodiesel bằng phản ứng ancol phân mỡ cá ở đồng bằng sông Cửu Long trên xúc tác axit và bazơ. Trường đại học Bách khoa thành phố Hồ Chí Minh [4] Lưu văn Bôi (2008) Nghiên cứu, chế tạo phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc của dầu thô Việt Nam giàu paraffin. Mã số đề tài: ĐTĐL 2003/05.2008 [5] Lưu Thị Kiều Oanh, Trần Thanh Thảo và Bùi Thị Bửu Huê (2010) Biến đổi cấu trúc mỡ cá tra, cá basa ứng dụng trong tổng hợp mỡ bôi trơn sinh học. Tạp chí Khoa học, Trường Đại học Cần Thơ, 15a, tr. 28-37 [6] Ngô Thị Ngọc Hân, Bùi Thị Bửu Huê (2010) Tổng hợp mỡ bôi trơn sinh học từ mỡ cá tra, cá basa và dầu ăn đã qua sử dụng. Tạp chí Khoa Học, Trường Đại Học Cần Thơ, 13.2010, tr. 20-28 [7] Nguyễn Hồng Quân, Nguyễn Thị Vân Anh và cộng sự (2012) Nghiên cứu tổng hợp chất phá nhũ (hệ hóa phẩm phá nhũ tương dầu/nước) để xử lý nước nhiễm dầu trong công nghiệp khai thác Dầu khí. Báo cáo tổng kết đề tài cấp ngành Dầu khí Việt Nam, 10.2012 [8] Nguyễn Việt Anh, Nguyễn Mạnh Hùng, Vũ Thị Minh Thanh (2013) Kết quả nghiên cứu công nghệ mới xử lý nước cấp-Tuyển nổi áp lực. Tập chí Khoa học và Công nghệ, Xây dựng, 15/3.2013 [9] Nguyễn Văn Ngọ (2008) Nghiên cứu chế tạo phụ gia giảm nhiệt độ đông đặc, cải thiện tính lưu biến áp dụng cho xử lý dầu thô mỏ Rồng. Báo cáo tổng kết đề tài Cấp Bộ Công Thương [10] Nguyễn Việt Anh, Phạm Văn Ánh, Mai Văn Tiệm, Nguyễn Hữu Tuyên, Nguyễn Mạnh Hùng và nhóm nghiên cứu (2008) Nghiên cứu phát triển công nghệ tuyển nổi áp lực để xử lý nước và bùn cặn trong xử lý nước cấp đô thị với nguồn nước mặt ở Hà Nội. Báo cáo tổng kết đề tài Nghiên cứu khoa học và Công nghệ, cấp thành phố Hà Nội [11] Nguyễn Võ Duy, Nguyễn Trương Việt Thư, Lê Thị Kiều Loan, Bùi Thị Bửu Huê (2010) Tổng hợp chất hoạt động bề mặt cation từ mỡ cá Basa. Tạp chí Khoa Học, Trường Đại Học Cần Thơ, 16a [12] Phạm Thị Thanh Nga và Bùi Thị Bửu Huê (2011) Tổng hợp chất hoạt động bề mặt anion sodium amidopropoxyacetate từ mỡ cá basa. Tạp chí Khoa học, Trường đại học Cần Thơ, 2011.20b, tr. 267-271 [13] Trần Thị Như Mai, Ngô Minh Đức và cộng sự (2013) Nghiên cứu chế tạo hệ xúc tác lưỡng chức axit-bazơ K, Mg, Zn, La/ γ-Al2O3-SO42- mao quản trung bình làm xúc tác cho phản ứng este chéo hóa triglyxerit bằng ancol”. Tạp chí Hóa học, 6, tr. 51 [14] Viện Hóa học Công nghiệp Việt Nam (2012) Hoàn thiện công nghệ sản xuất dầu diesel sinh học gốc (B100) từ nguồn dầu mỡ động thực vật Việt Nam bằng xúc tác dị thể trên hệ dây truyền Pilot công suất 200 tấn/năm. Dự án sản xuất thử nghiệm, Bộ Khoa học Công nghệ [15] Vũ An và các các tác giả (2014) Nghiên cứu công nghệ xử lý các chất thải trong các hoạt động thăm dò, khai thác dầu khí và thu dọn mỏ. Báo cáo tổng kết đề tài cấp Bộ Công Thương 6/2014. II. TÀI LIỆU TIẾNG ANH [16] A.A. Hafiz, H M El-Din, A M Badawi (2005) Chemical destabilization of oil- in-water emulsion by novel polymerized diethanolamines. Journal of Colloid and Interface Science 284 (2005), pp. 167-175 [17] Abdurahman, H. N. and Rosli, M. (2006) A comparative study on emulsion demulsification by microwave radiation and conventional heating. Journal of Applied Science 6 (10), pp. 2307-2311 [18] Adel Sh. Hamadi, Luma H. Mahmood 2002 Demulsifiers for Simulated Basrah Crude Oil. Eng. and Tech J., Vol 28 [19] Adewumi, M.A., J.E. Erb, and R.W. Watson (1992) Initial Design Considerations for a Cost Effective Treatment of Stripper Oil Well Produced Water. In Produced Water, J.P. Ray and F.R. Engelhart (eds.), Plenum Press, New York [20] Ali, M.F., Alqam, M.H. (2000) The role of asphaltenes, resins and other solids in the stabilization of Water-in-Oil Emulsions and its effects on oil production in Saudi oil fields. Fuel,79:1309-1316.DOI:10.1016/S0016 2361(99)00268-9 [21] ALL, (2003) Handbook on Coal Bed Methane Produced Water: Management and Beneficial Use Alternatives. prepared by ALL Consulting for the Ground Water Protection Research Foundation, U.S. Department of Energy, and U.S. Bureau of Land Management, July.2003 [22] Al-Shamrani, A.A., James, A., Xiao,H. (2002) Separation of oil from water by dissolved air flotation, 209(1), pp.15-26 [23] Anisa, A.N.I., Nour, A.H. (2009) Emulsion Separation Rate Enhancement via Microwave Heating Tech., National Conference on Postgraduate Research (NCON-PGR), UMP Conference Hall, Malaysia [24] Anne Rhodes (1994) New process effectively recover oil from refinery waste streams. Oil & Gas Journal [25] API. (2000) Overview of Exploration and Production Waste Volumes and Waste Management Practices in the United States. Prepared by ICF Consulting for the American Petroleum Institute, Washington, DC, May [26] Appleton, R.I.Colder. (2003) Microwave Technology for energy - Efficient Processing of wastewater [27] Arnaud, J. (2004) Methods and apparatus for oil demulsification and separation of oil and suspended solids from produced water. US Patent 2004/0031472 A1 [28] A.S.C. Chen, T.T. Flynn, R.G. Cook, A.L. (1991) Casaday, Removal of oil, grease and suspended solids from produced water using ceramic crossflow microfiltration. SPE Production Engineering, 5-1991 [29] Bancquart, S., Vanhove, C., Pouilloux, Y., Barrault, J. (2001) Glycerol transesterification with methyl stearate over solid basic catalysts: I. Relationship between activity and basicity. Applied Catalysis A: General, Vol.218, pp. 1-11. [30] Bancroft, W.D. (1912) Theory of emulsification IV. Journal of Physical Chemistry 16 (9), pp. 739-758. [31] Becher, P. ed. (1998) 082471878x-Encyclopedia of Emulsion Technology, Vol. 3 Basic Theory, Measurement and Applications. New York: Dekker [32] Brendehaug, J., S. Johnsen, K.H. Bryne, A.L. Gjose, and T.H. Eide, (1992) Toxicity Testing and Chemical Characterization of Produced Water - A Preliminary Study. In Produced Water, J.P. Ray and F.R. Englehart (eds.), Plenum Press, New York [33] Caetano, C.S., Fonseca, I.M., Ramos, A.M., Vital, J., Castanheiro, J.E. (2008) Esterification of free fatty acids with methanol using heteropolyacids immobilized on silica. Catalysis Communications, Vol.9, pp. 1996-1999 [34] Calla, O.P.N., Bohra, D. and Mishra (2007) Effect of microwave radiation on the electrical parameters of soil. Indian Journal of Radio and Spaces Physic. Vol.36, June 2007, pp. 229-233 [35] Capps, R.W., Metelli, G.N., Bradford, M.L. (1993) Reduce oil and grease content in wastewater. Hydrocarbon Processing (June), pp. 102-110 [36] Caudle, D.D., (2000) Treating Produced Water - Back to Basics. Presented at the 10th Produced Water Seminar, Houston, TX, Jan, pp. 19-21 [37] Charles C. Ross, P.E; G.E Valentine Jr; Brandon M. Smith P.E; J. Patrick Pierce, E.I.T. (2012) Recent Advances and Applications of Dissolved Air Flotation for Industrial Pretreatment Environmental Treatment Systems. Inc.1500 Wilson Way Suite 100 Smyrna, Georgia 30082 [38] Charles, G. E., Mason, S. G., (1960) The mechanism of partial coalescence of liquid drops at liquid/liquid interfaces. Journal of Colloid Science 15 (2), pp.105-122 [39] Chen, G. and Towner, J.W. (2001) Study of Dynamic Interfacial Tension for Demulsification of Crude Oil Emulsions. Presented at the SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas, 13-16 February 2001 SPE- 65012-MS [40] Clark, C.E., and J.A. Veil. (2009) Produced Water Volumes and Management Practices in the United States. A.N. Laboratory [41] Cottrell, F. G., Speed, J. B., (1911) Separating and collecting particles of one liquid suspended in another liquid. US Patent 987,115 [42] Coulon, C., Faure, L., Salmon, M., Wattelet, V. and Bessoule, J.-J. (2012) N- Acylethanolamines and related compounds: Aspects of metabolism and functions. Plant Science, 184, pp. 129-140 [43] D L Robinson (2010) Water Treatment In Oil And Gas Production - Does It Matter?, Filtration+Separation, (January/February (2010), pp.14-18. [44] D. Su, J. Wang, K. Liu, and D. Zhou (2007) Kinetic Performance of Oil-field Produced Water Treatment by Biological Aerated Filter. Chinese Journal of Chemical Engineering 15, pp. 591-594 [45] Edzwald, J. K. & Wingler, B. J. (I990) Chemical and physical aspects of dissolved air flotation for the removal of algae. Wat.Supply Res. Technol. - Aqua 39, pp. 24-35 [46] EPA, (2002) Exemption of Oil and Gas Exploration and Production Wastes from Federal Hazardous Waste Regulations, U.S. Environmental Protection Agency, Oct [47] F. E. Ciarapica. G.Giacchetta (2012) The Treatment of "Produced Water" in Offshore Rig: Comparison Betwee Traditional Installations and Innovative Systems. Department of Energy, Faculty of Engineering, University of Ancona via Brecce Bianche, 60131, Ancona, Italy [48] Fang, C. S., Lai, P. M. C. (1995) Microwave heating and separation of water- in-oil emulsion. J. Microw. Power Electromagn. Energy, 30 (1), pp. 46-57 [49] Favret, U.B., and K.A. Doucet, (1999) Total System Design for the Treatment of Produced Water & Open Drains on Offshore Production Facilities, presented at the 9th Produced Water Seminar, Houston, TX, Jan, pp. 21-22 [50] Fillo, J.P., S.M. Koraido, et al. (1992) Sources, characteristics, and management of produced waters from natural gas production and storage operations. Produced Water. J.P. Ray and F R. Engelhardt. New York, Plenum Press [51] Finlayson, G. M. (1997) In-Filter DAF in Australia: The Rous Count Council application. Dissolved Air Flotation. Chartered Institution of Water and Environmental Management, London, Conference Proceedings. [52] Fossil Water Corporation, (2007) Scopping study: Produced Water Beneficial Re-Use-High TDS Water [53] Franklin, B. C., Wilson, D. & Fawcett, N. S. J. (1997) Ten years experience of dissolved air flotation in Yorkshire Water. Dissolved Air Flotation. Chartered Institution of Water and Environmental Management, London, Conference Proceedings [54] Frost T.K., S. Johnsen, and T.I. Utvik (1998) Environmental Effects of Produced Water Discharges to the Marine Environment, OLF, Norway [55] Funston R., Ganesh R., and Leong Lawrence Y.C. (2002) Evaluation of Technical and Economic Feasibility of Treating Oilfield Produced Water to Create a “New” Water Resource. Paper presented at the 2002 Ground Water Protection Council (GWPC) meeting [56] Greenwood, P., (2003) Produced Water Management from An Offshore Operator’s Perspective. Presented at the Produced Water Workshop, Aberdeen, Scotland, March pp. 26-27 [57] Gu, Chiang (1999) A novel flotation column for oily water cleanup, Separation and Purification Technology, 16, pp. 193-203 [58] Hakan Kolancilar (2004) Preparation of laurel oil alkanolamide from laurel oil, Journal of the American Oil Chemists' Society, Volume 81, Number 6, pp. 597-598 [59] Hayder A. Abdulbari, N. H. Abdurahman, Y. M. Rosli1, Wafaa K. Mahmood and H. N.Azhari, H.N (2011) Demulsification of petroleum emulsions using microwave separation method. International Journal of the Physical Sciences Vol. 6(23), pp. 5376-5382 [60] Hayter S., Tanner S., Urbatsch E., and Zuboy J. (2004) Saving Energy, Water, and Money with Efficient Water Treatment Technologies, DOE/EE-0294, A New Technology Demonstration Publication, Federal Energy Management Program, (June 2004) [61] Hayward Gordon Ltd. Oil & Gas Industry - Produced Water Chemical Treatment 101. PRODUCED_WATER_CHEMICAL_TREATMENT_101.pdf [62] Hilvati, Wuryaningsih, M. Nasir, Tasrif, T. Bauna (2004) The Determination Of Optimum Condition For The Synthesis Of Alkyl Monoethanolamide From Palm Kernel Oil”, Indonesian Journal Of Chemistry, Vol.4, Issue.2, pp.88-93. [63] Huijbregsen, C. M., Appan, A. & Bhat, G. (2005) Dissolved air flotation/filtration pre-treatment in seawater desalination.International Desalination Association - World Congress on Desalination and Water Reuse, SP05-083, Singapore [64] J. Daniel Arthur, P.E.Bruce G. Langhus, Ph.D., C.P.G. Chirag Patel (2005) Techinical summary of oil & gas produced water treament technologies .1718 South Cheyenne Ave., Tulsa, OK 74119. March 2005 [65] John A Veil; Markus G. Puder(2007) A white paper describing produced water from production of crude oil. Natural Gas and Coal bed Methane - Agrone National laboratory [66] Jemaat, Z., Yunus, R.M., Ripin, A., Hamza, H.A., Che Man, R., Jusoh. M. (2004) Microwave assisted demulsification of water-in-crude oil emulsions. The 4th Annual Seminar of National Science Fellowship [ED08] [67] John A. Veil Markus G. Puder Debora Elcock Robert J. Redweik, Jr. (2004) White Paper Describing Produced Water from Production of Crude Oil, Natural Gas, and Coal Bed Methane. Prepared for U.S. Department for Ernegy Technology Laboratory Under Contract W-31-109-Eng-38, Jannuary 2004 [68] Jones, D. A., Lelyveld, T. P., Mavrofidis, S. D., Kingman, S. W., Miles, N. J., (2002) microwave heating applications in env. engr. - a review. Res. Cons. Recyc.34, pp. 75-90 [69] Kelland, M. (2011) Tuning the Thermoresponsive Properties of Hyperbranched Poly(ester amide)s Based on Diisopropanolamine and Cyclic Dicarboxylic Anhydrides. Journal of Applied Polymer Science, 121 (4), pp. 2282-2290 [70] Kenneth J. Lissant, (1988) "Emulsification and De-emulsification, A Historical Overview", Colloids and surfaces, Vol. 29, P. 15. [71] Kim, S.-C., Chapman, K.D. and Blancaflor, E.B. (2010) Fatty acid amide lipid mediators in plants. Plant Sci.,178, pp. 411-419. [72] Knudsen B.L., Hjelsvold M., Frost T.K., Svarstad M.B.E., Grini P.G., Willumsen C.F., and Torvik H. Meeting the Zero-Discharge Challenge for Produced Water,” paper SPE 86671 presented at the 2004 SPE International Conference on Health, Safety, and Environment in Oil and Gas Exploration and Production, Calgary [73] Kokal, S. and Al-Juraid, J. (1999) Quantification of Various Factors Affecting Emulsion Stability: Watercut, Temperature, Shear, Asphaltene Content, Demulsifier Dosage and Mixing Different Crudes. Presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, 3-6 October 1999 SPE- 56641-MS [74] Lang K., (4th Quarter 2000) Managing Produced Water. Hart Energy Publications Excerpts in Petroleum Technology Transfer Council Network News [75] Langevin, D., Poteau, S., Hénaut, I. and Argillier, J.F. (2004) Crude oil emulsion properties and their application to heavy oil transportation. Oil & Gas Science and Technology. Rev. IFP, Vol. 59, No. 5, pp. 511-521 [76] Lau Onn Sein (2011) Removal of total suspended solids and grease using flotation unit. Faculty of Engineering and Science Universiti Tunku Abdul Rahman [77] Lidstrőm, P., Tierney, J., Wathey, B. and Westman, J. 2001. Microwave assisted organic synthesis: a review. Tetrahedron 57: 9225- 9283, May 2011 [78] Miranda, R.; Blanco, A.; de la Fuente, E.; Negro, C. (2008) Separation of contaminants from deinking process water by dissolved air flotation: effect of flocculant charge density. Sep. Sci. Technol. 43, 3732. [79] Miranda, R.; Blanco, A.; Negro, C. (2008) Accumulation of dissolved and colloidal material in papermaking - application to simulation. Chem. Eng. J. doi:10.1016/j.cej.2008.09.014 [80] Miranda, R.; Negro, C.; Blanco, A. (2008) Internal treatment of process waters in paper production by dissolved air flotation with new developed chemicals. Part 1: Laboratory tests. Ind. Eng. Chem. Res [81] Mohammed, R.A., Bailey, A.I., Luckham, P.F. et al. (1994) The effect of demulsifiers on the interfacial rheology and emulsion stability of water-in- crude oil emulsions. Colloids Surf., 91 (3 November), pp. 129-139 [82] Monte, M. C.; Blanco, A.; Negro, C.; Tijero, J. (2004) Development of a methodology to predict sticky deposits due to the destabilisation of dissolved and colloidal material in papermaking - application to different systems. Chem. Eng. J.105, 21 [83] Myers J.E., Jackson L.M., Bernier R.F., and Miles D.A. (2001) An Evaluation of the Department of Energy Naval Petroleum Reserve No. 3 Produced Water Bio- Treatment Facility, paper SPE 66522 presented at the 2001 SPE/EPA/DOE Exploration and Production Environmental Conference, San Antonio, Texas [84] Nadezda V. Zelentsova, Sergei V. Zelentsov, Yuri D. Semchikov (2012) On the mechanism of microwave initialated reactions Nizhny Novgorod State University, Chem. Dep., Nizhny Novgorod State University, Gagarin Ave., 23, Nizhny Novgorod, 603950, Russia, October 2012 [85] Neas, M.J. Collins, Microwave Heating-Theoretical concepts and equipment design. American Chemical Society, Washington, DC, pp. pp. 7-32 [86] Nemirosvkaya, G.B., Emel yanova A.S., and Ashmyan, K.D. (2005) Methods of Analysis of High-Wax Crude Oils. Resins, Asphaltenes, Paraffin Waxes. Chemistry and Technology of Fuels and Oils. 41:(3), pp. 236-240 [87] Nickols, A. D. & Crossley, i. (1997) State of the art of dissolved air flotation in the United States of America. Dissolved Air Flotation. Chartered Institution of Water and Environmental Management, London, Conference Proceedings [88] Nickols, D., Moerschell, G. C. & Broder, M. V. (1995) The first DAF water treatment plant in the United States. Wat. Sci. Technol 31(3-4), pp. 239-246 [89] Nor Ilia Anisa, Binti Aris. (2011) Demulsification of water in oil (w/o) emulsion by microway heating technology. Faculty of Chemical and Natural Resource Engineering. University Malaysia Pahang, February 2011 [90] NWANKWOR Emeka Henry (2013) Effects of microwave irradiation on the characteristics of water - oil emulsions. Dalhousie University Halifax, Nova Scotia August [91] Patel, C. (2004) Management of produced water in oil and gas operations, M. S. dissertation. Texas A and M University, College Station, Texas [92] PFC ROUNDUP. (2012) Produced Water Treatment: Yesterday, Today, and Tomorrow. Howard Duhon - A member of the Editorial Board of Oil and Gas Facilities. Oil and Gas Facilities, February 2012 [93] Pillarisetti, S., Alexander, C.W. and Khanna, I. (2009) Pain and beyond: fatty acid amides an fatty acid amide hydrolase inhibitors in cardiovascular and metabolic diseases. Drug Discovery Today, 14, pp. 1098-1111 [94] Ponton, G. (1997) Experience of DAF plants in West of Scotland Water. Dissolved Air Flotation. Chartered Institution of Watern and Environmental Management, London, Conference Proceedings [95] Rajaković, V. and Skala, D. (2006) Separation of water-in-oil emulsions by freeze/thaw method and microwave radiation. Separation and Purification Technology 49, pp. 192-196 [96] Rao, K.S., Chandra, G. and Rao, P.V.N. ( 1988) Study on penetration depth and its dependence on frequency, soil moisture, texture and temperature in the context of microwave remote sensing. Journal of the Indian Society of Remote Sensing, Vo.16, No.2, 1988 [97] Reynolds Rodney R. (2003) Produced Water and Associated Issues. a manual for independent operator, Petroleum Technology Transfer Council [98] Reza Mastouri Islamic Azad University (2010) A time to review the produced water treatment technologies - A time to look forward for new management. Arak Branch Civil Engineering Faculty, Daneshgah Street Arak, Iran [99] RPSEA Project 07122-12-November (2009) An integrated framework for treatment and management of produced water. Technical assessment of produced water treatment technologies 1 St Edition [100] Rosen, M. J. (2004) Surfactant and interfacial phenomena. New Jersey: John Wiley & Sons, Inc., Hoboken [101] Saarimaa, V.; Sundberg, A.; Holmbom, B. H.; Blanco, A.; Negro, C.; Fuente, E. (2006) Purification of peroxide-bleached TMP water by dissolved air flotation. Tappi J. 2006, 5, 15 [102] Saarimaa, V.; Sundberg, A.; Holmbom, B.; Blanco, A.; Fuente, E.; Negro, C. (2006) Monitoring of dissolved air flotation by focused beam reflectance measurement. Ind. Eng. Chem. Res. 45, 7256 [103] Schramm, L. L. Petroleum Emulsion. In.: Schramm, L.L. (1992) Emulsions Fundamentals and Applications in the Petroleum Industry. American Chemical Society, Washington DC. Pp. pp. 1-45 [104] Schubert, H. and Armbroster, H. (1992) Principles of Formation and Stability of Emulsions. Intl. Chem. Eng. 32 (1), 14. [105] Steve King (1999) Small Quantity Generator Oily Wasterwater Management Study. Final Report 11/2009 [106] US EPA (2000) Wastewater Technology Fact Sheet - Trickling Filters, 832-F- 00-014, September 2000 [107] Veil J.A., Puder M.G., Elcock D., and Redweik R. Jr. J.: (2004) A White Paper Describing Produced Water from Production of Crude Oil, Natural Gas, and Coal Bed Methane, US DOE W-31-109-Eng-38, January 2004 [108] Z. Khatib (1998) Handling, treatment and disposal of produced water in the offshore oil industry. SPE Annual Technical Conference, New Orleans, September 1998, pp. 27-30 DANH MỤC CÁC CÔNG TRÌNH CÔNG BỐ CỦA LUẬN ÁN [1] (2013) Phương pháp lựa chọn công nghệ xử lý nước khai thác trong công nghiệp dầu khí. Tạp chí Dầu khí, số 2-2013, Tr. 52-60 [2] (2014) Ứng dụng các polyelectrolyte làm chất phá nhũ để xử lý nhũ tương dầu/nước trong ngành công nghiệp dầu khí. Tạp chí Dầu khí, số 2-2014, Tr. 53- 58 [3] (2014) Tổng hợp chất hoạt động bề mặt ankylhydroxamic acid từ metyl este nhận được từ mỡ cá basa để chế tạo chất phá nhũ (deoiler). Tạp chí Xúc tác và Hấp phụ, T.3, No.3-2014, Tr. 115-120 [4] (2014) Tổng hợp, đặc trưng và đánh giá tính chất của hệ xúc tác MgO -ZrO2 /γ- Al2O3 trong phản ứng este hóa chéo mỡ cá ba sa. Tạp chí Hóa học, T.52 (5A), Tr.259-264 [5] (2014) Nghiên cứu xác định tỷ lệ tối ưu của amit/metyl este từ mỡ cá basa và đánh giá hiệu quả tách dầu từ nhũ tương dầu/nước của hệ hóa phẩm tổng hợp. Tạp chí Hóa học, T.52 (6A), Tr. 42-470