Đồ án Tìm hiểu cấu tạo nguyên lý hoạt động của bình tách dầu khí ở mỏ Bạch Hổ. Tính toán cho bình tách dầu khí C1 tại giàn khai thác MSP3 mỏ Bạch Hổ

LỜI NÓI ĐẦU Ngành dầu khí Việt Nam ngày càng phát triển, sản lượng khai thác dầu thô và khí đồng hành ngày càng tăng. Dầu thô và khí đồng hành chủ yếu được khai thác tại phần thềm lục địa phía Nam Việt Nam. Dầu thô được khai thác trên các mỏ ở Việt Nam là dầu có hàm lượng parafin tương đối cao, độ nhớt ,nhiệt độ đông đặc cao nên việc khai thác, vận chuyển hỗn hợp dầu khí gặp nhiều khó khăn, đòi hỏi phải xử lý nhiều sự cố kỹ thuật xảy ra trên đường ống vận chuyển như: sự cố tắc đường ống do lắng đọng parafin, xung động trong hệ thống vận chuyển hỗn hợp dầu khí, làm giảm công suất tách, giảm mức độ an toàn với thiết bị công nghệ. Với mục đích áp dụng lý thuyết và thực tế sản xuất trong quá trình thu gom, vận chuyển hỗn hợp dầu khí, với sự giúp đỡ của các cán bộ trong công ty Dầu Khí Sông Hồng và Xí nghiệp Liên doanh Vietsovpetro. Em đã kết thúc đợt thực tập sản xuất, thực tập tốt nghiệp, thu thập tài liệu và hoàn thành đồ án dưới sự hướng dẫn trực tiếp của thầy THS. Lê Đức Vinh Đồ án mang tên ‘‘Tìm hiểu cấu tạo nguyên lý hoạt động của bình tách dầu khí ở mỏ Bạch Hổ. Chuyên đề: Tính toán cho bình tách dầu khí C1 tại giàn khai thác MSP3 mỏ Bạch Hổ.” Đồ án tốt nghiệp là công trình nghiên cứu khoa học được xây dựng dựa trên quá trình học tập, nghiên cứu tại truờng kết hợp với thực tế sản xuất nhằm giúp cho sinh viên nắm vững kiến thức đã học. Với mức độ tài liệu và thời gian nghiên cứu hoàn thành đồ án cũng như kiến thức và kinh nghiệm còn hạn chế nên sẽ không tránh khỏi có những thiếu sót. Em rất mong nhận được sự góp ý bổ sung của các thầy cô, các nhà chuyên môn và các bạn đồng nghiệp. Em xin chân thành cảm ơn các thầy cô giáo Bộ môn Thiết bị dầu khí và Công trình- Khoa dầu khí, các bạn cùng lớp và đặc biệt là thầy THS. Lê Đức Vinh đã giúp đỡ, hướng dẫn tạo điều kiện cho em hoàn thành đồ án này. Sinh viên thực hiện Hà Thanh Nam CHƯƠNG 1 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ ĐỊA CHẤT MỎ BẠCH HỔ VÀ THIẾT BỊ TÁCH 1.1. Đặc điểm địa lý vùng mỏ Bạch Hổ 1.1.1. Vị trí địa lý Mỏ Bạch Hổ nằm ở lô số 9 cuả bể Cửu Long thuộc thềm lục địa Nam Việt Nam , toạ độ: 90o30’ - 90o50’. Diện tích khoảng 10.000 Km2 cách đất liền 120 Km theo đờng chim bay, cách cảng dịch vụ của xí nghiệp liên doanh Vietsov Petro khoảng 120 Km. Phía Tây Nam của mỏ Bạch Hổ khoảng 35 Km là mỏ Rồng, xa hơn nữa là mỏ Đại Hùng. Toàn bộ cở sở dịch vụ trên bờ nằm trong phạm vi thành phố Vũng Tàu bao gồm: Xí Nghiệp Khoan - Sửa Giếng, Xí Nghiệp Khai Thác, Xí Nghiệp Dịch Vụ Kỹ Thuật, Viện NCKH và TK,v.v... 1.1.2. Đặc điểm khí hậu Khí hậu của mỏ là khí hậu cận nhiệt đới gió mùa, nằm trong khu vực khối không khí có chế độ tuần hoàn ổn định, mùa Đông gió Đông Nam kéo dài từ tháng 11 đến tháng 3 năm sau, gió mạnh thờng xuyên. Tháng 6 đến tháng 9 hàng năm gió nhẹ không liên tục. Tháng 4, 5 đến tháng 10 gió không ổn định và thay đổi liên tục. Bão thờng xuyên xảy ra vào tháng 7, 8, 9, 10 ảnh hởng lớn đến công trình biển, tháng 12 và tháng 1 hầu nh không có bão. Trung bình hàng năm mỏ Bạch Hổ có khoảng 8 cơn bão thổi qua, hớng chuyển động chính của bão là hớng Tây-Tây Bắc, tốc độ di chuyển trung bình là 28 Km/h và cao nhất là 45 Km/h. Trong tháng 11, sang có chiều cao nhỏ hơn 1 mét là 13,38%, tháng 12 là 0.8%. Trong tháng 3, loại sóng thấp hơn 1 mét tăng lên đến 44,83%. Tần số xuất hiện của sang cao hơn 5 mét là 4,08% và xuất hiện chủ yếu vào tháng 1 và tháng 11. Nhiệt độ không khí của vùng mỏ hàng năm là 26oC, cao nhất là 33,5oC và thấp nhất là 21,5oC. Nhiệt độ nước ở vùng thềm lục địa thay đổi trong năm từ 24,9oC -29,6oC. Độ mặn nớc biển khoảng 34-35 g/l. 1.1.3. Đặc điểm địa lý tự nhiên Hình 1.1 Sơ đồ vị trí mỏ Bạch Hổ trong bồn trũng Cửu Long Địa hình thềm lục địa phía Nam Việt Nam kéo dài dọc bờ biển từ Phan Thiết đến Hà Tiên, bao gồm một phần của Biển Đông và một phần của Vịnh Thái Lan. Phía Đông Bắc và phía Đông đảo Phú Quý thềm lục địa đặc trng bởi độ dốc lớn và chiều rộng hẹp. Còn ở Phía Tây thì chiều rộng của thềm lục địa trên đờng đẳng sâu nớc 20m đạt hơn 100 Km. Đặc biệt còn có đới nâng Côn Sơn với chiều dài hơn 100 Km. Đổ ra thềm lục địa Việt Nam có nhiều con sông lớn, lớn nhất là sông Cửu Long với lưu lượng 38.000 m3/s cho lợng phù sa 0,25 Kg/m3. Bờ biển Việt Nam phát triển theo hớng Đông Bắc-Tây Nam, hình dạng đáy biển phức tạp. Khu vực bể Cửu Long, đáy biển đặc trng cho vùng trung tâm thềm lục địa Nam Việt Nam , ngăn cách ở phía Tây Nam là vùng chuyển tiếp và vùng thềm ngoài. Đối với các vùng cửa sông giáp biển, địa hình bồn trũng rất đa dạng bao gồm các rạch, sông ngầm, bãi cát ngầm. Phần trung tâm của bể Cửu Long, độ sâu đáy biển thay đổi từ 40-60 m. ở đây còn các đảo san hô ngầm nằm phía Đông Nam có chiều dài 13 Km, rộng 8 Km, nhô cao cách đáy biển 25m. Phần lớn  những ám tiêu san hô thể hiện địa hình đáy biển tập trung ở phần Đông Nam , cấu tạo mỏ Bạch Hổ và Rồng. Theo kết quả quan sát nhiều năm mức độ địa chấn không vợt quá 6o Ricte. Nghiên cứu về dòng chảy ở đây cho thấy dới tác dụng của gió mùa vùng biển Đông tạo nên dòng đối lu. Ngoài ra còn có các dòng chảy khác nh dòng triều và dòng trôi dạt đợc tạo ra do sự chênh lệch về khối lợng riêng của nớc, chế độ gió địa phơng, thuỷ triều, địa hình đáy biển và cấu tạo bờ. Bên cạnh sự nghiên cứu về sóng còn cho thấy chế độ sóng ở khu vực mang tính chất gió mùa. Về mùa Đông, sóng có u thế hớng Đông Bắc-Tây Nam, chiều cao trung bình khoảng 2,5m. Chế độ gió mùa hè kéo dài từ tháng 5 đến tháng 10 với hướng sóng chủ yếu là Tây Nam-Đông Bắc, chiều cao khoảng 0.6 - 2m. 1.2.  Đặc điểm địa chất mỏ Bạch Hổ 1.2.1. Đặc điểm kiến tạo Nói chung đối với mỏ Bạch Hổ là một mỏ có nếp lồi lớn kéo dài đỉnh của nó về hớng Đông Bắc và bị chia cắt chủ yếu bởi đứt gãy có biên độ dọc, chiều dài đứt gãy giảm dần về phía trên của mặt cắt, thờng xaỷ ra ở tầng Mioxen và Oligoxen. Cấu tạo này không đối xứng nhất là ở phần vòm. Tại đây phần cánh Tây của góc nghiêng tăng dần theo chiều sâu từ 8-6o còn cánh Đông tăng dần từ 6-10o. Độ nghiêng của đất đá 125 m/km. Dần về phía cuối Đông Bắc của nếp uốn, cấu tạo thể hiện rõ rệt ở trầm tích Mioxen hạ và Oligoxen. Cấu tạo địa chất ở mỏ Bạch Hổ rất phức tạp. Nó thể hiện ở chỗ có nhiều đứt gãy, trong đó đứt gãy lớn nhất ở cánh Tây của nếp uốn có biên độ là 1200m theo tầng nóc. Nếp thuận kéo dài 32 km và có hàng loạt nếp nối thuận khác đợc đánh số từ 1-6. Nếp thuận số 1: Nó thuộc về cánh Tây và có tính đồng sinh. Biên độ ở phần Oligoxen hạ từ 700-900m và giảm về phía Bắc. Trong trầm tích Oligoxen hạ chứa nhiều đứt gãy nhỏ khoảng 60m và nghiêng về phía Đông khoảng 60-70o. Nếp thuận số 2: Đờng phơng của nếp thuận chuyển sang nhánh Đông mạnh. Biên độ 40-50m, mặt đứt gãy khoảng 60-70o. Nếp thuận số 3: Chia cắt phía Đông ở phần vòm, cấu tạo kéo dài ở trầm tích Oligoxen và biên độ là 100m. Nếp thuận số 4: Nằm về phía cánh Đông của cấu tạo. Phía cánh Đông nó bị ngăn cách bởi đới nâng trung tâm có dạng khối. Nếp có tính đồng sinh, biên độ 500-600m, ở tầng móng khoảng 60m. Nếp uốn không chỉ tắt dần trên lát cắt mà bắt đầu từ Nam đến Bắc. Nếp uốn số 5,6: Trùng với phương vĩ tuyến, nó là ranh giới giữa phía Nam và phía Bắc của khối nội địa. Biên độ nếp thuận là khoảng 300-400m. 1.2.2. Đặc điểm địa tầng          Mỏ Bạch Hổ là loại đá vỉa, các đá trầm tích là các đá lục nguyên chứa 13 tầng sản phẩm cho dòng dầu công nghiệp. Móng phát hiện thân dầu dạng khối cho sản lợng cao, nó chiếm phần lớn sản lượng của mỏ. Dựa vào cấu trúc địa chất, tính chất dầu, nhiệt độ và áp suất của vỉa chia làm 4 phức hệ. 1.2.2.1. Trầm tích          Từ trên xuống đới phức hệ dầu gồm tầng 23 và tầng 24 thuộc điểm Bạch Hổ Mioxen hạ. Trầm tích phức hệ này phân bố khắp mỏ và trên vùng lân cận, chúng được liên kết chắc chắn trong tất cả các lát cắt của giếng khoan. Các thân dầu thuộc dạng vòm, vỉa tầng này ở dới tầng kia đợc chia cắt bởi đứt gãy phá huỷ, có ranh giới dầu và nước.          Phức hệ dầu thứ hai gồm các tầng sản phẩm I,II,III,IV, V của điệp Trà Tân thuộc Oligoxen thợng . Trầm tích của các tầng này đợc phân biệt bởi sự thay đổi mạnh của các tớng đá. Đá chứa phát triển chủ yếu ở rìa phía Bắc. Ranh giới tiếp xúc dầu nước được phát hiện. Đặc trưng của phức hệ này là áp suất vỉa cao, hệ số dị thờng là 1,6.          Phức hệ dầu thứ 3 gồm các tầng sản phẩm VI, VII, VIII, IX, X của điệp Trà Cú thuộc Oligoxen hạ. Các tầng sản phẩm này là kết quả phát triển trên toàn bộ diện tích của vòm Bắc tạo thành thân dầu thống nhất dạng vòm vỉa khối. Các lớp sét giã các tầng có chiều dày nhỏ lẫn cát, có khả năng bị nứt nẻ và không thể làm màn chắn tin cậy được.          Phần sét giữa tầng IX và X là ổn định nhất, áp suất vỉa khác đôi chút so với áp suất thuỷ tĩnh. Hệ số dị thường không vợt qua 1,2. Ranh giới tiếp xúc dầu nước được phát hiện và tính chất của dầu ở các tầng cũng khác nhau. 1.2.2.2. Đá móng          Phức hệ chứa dầu thứ t là đá nứt nẻ trong móng bao gồm Granit và Granodioit, khả năng dị dưỡng của đá được hình thành do có độ nứt nẻ và hang hốc thông nhau bằng các khe nứt và sự giãn tách. Thân dầu dạng khối và ranh giới tiếp xúc dầu cha đợc phát hiện.          Trong các công trình nghiên cứu cho thấy rằng đá chứa trong  khoảng địa tầng từ phần trên của Oligoxen hạ (tầng sản phẩm thứ IV) đến mặt móng chứa một loại dầu.          Theo các mặt đứt gãy kiến tạo với đá móng, các đứt gãy không là vật chắn mà ngợc lại chúng làm tăng độ hang hốc của đá Granit.          Theo mạng lưới các khe nứt kiến tạo trong đá chặt sít.          Theo các cửa sổ trầm tích là vùng không có sét, làm vách ngăn giữa các vỉa đá chứa. 1.2.3.Các đặc điểm của tầng chứa 1.2.3.1.Chiều dày          Đối với đá trầm tích, độ rỗng giữa các hạt lớn hơn 14% và đối với Mioxen hạ, độ thấm tuyệt đối là 2,5 mD thì mới đợc xếp vào chiều dày hiệu dụng. Đối với các Oligoxen hạ, độ rỗng là 9,5%, độ thấm tuyệt đối là 1 mD. Khi phân chia chiều dày chứa dầu, sử dụng giá trị của dầu là 40%.          Việc phân chia chiều dày hiệu dụng trong đá móng rất phức tạp do sự có mặt của vết nứt có thể tích rất nhỏ nhng lại cho phép dầu chảy qua. Đầu tiên giá trị tới hạn của độ rỗng đợc lấy gần bằng 0,6. Chiều dày tầng 23 vòm Bắc thay đổi từ 11,6-57,6 m, trung bình là 30,4 m, với hệ số biến đổi là 0,33. Chiều dày hiệu dụng trung bình của đá chứa là 13,6 m, khi đó chiều dày hiệu dụng chứa dầu từ 0-22,4 m, trung bình là 11,3 m với hệ số biến đổi là 0,03.          Đá chứa của tầng bị phân chia ra thành 2-5 vỉa bởi lớp cát và sét mỏng. Hệ số phân lớp trung bình là 3,6, với hệ số biến đổi là 0,28. Hệ số cát ( phần chứa trong chiều dày chung của tầng là 0,45) với hệ số biến đổi là 0,24.          Tầng 23 vòm Trung Tâm có chiều dày là 40,8m với hệ số biến đổi là 0,26, chiều dày hiệu dụng trung bình là 14 m, với hệ số biến đổi là 0,41. Còn chiều dày hiệu dụng trung bình chứa dầu chỉ có 8,4 m hay nhỏ hơn vòm Bắc 25,6%. So với vòm Bắc thì tầng 23 ở đây kém đồng nhất hơn. Hệ số phân lớp là 5,5, hệ số cát là 0,34 với hệ số biến đổi là 0,58.          Trầm tích Oligoxen hạ nói chung chỉ phát triển trên phạm vi vòm Bắc, bị vát mỏng ở cánh Tây của vòm trên và vòm Trung Tâm. Tại đới đá chứa dầu trên vòm Bắc, chiều dày thay đổi tù 35-268,2 m, trung bình là 149 m, với hệ số biến đổi là 0,41. Chiều dày hiệu dụng từ 1-146,4 m. Mức phân lớp trung bình của tầng rất cao và một số vỉa giếng khoan đợc xác định 18-20 vỉa cát. Hệ số trung bình là 0,39, hệ số biến đổi là 0,29. Các đứt gãy làm tăng mức độ không liên tục của vỉa.         Áp suất trong mỏ Bạch Hổ đợc xác định như sau:             - Mioxen dới: 1,027.             - Oligoxen trên: 1,637-1,727.             - Oligoxen dới: 1,137.             - Tầng móng: 1,151.          Các thông số thuỷ động học trong quá trình khai thác vỉa dầu có thể sử dụng các hệ số nén của đá sau:             - Đá móng: 1,08x10-4 MPa-1.             - Oligoxen: 1,20x10-7 MPa-1.             - Đối với Mioxen: 2,11x10-4 MPa-1.          Nhiệt độ:             - Móng: 141,7oC (ở độ sâu 3650 m).             - Oligoxen: 139,2oC (ở độ sâu 3650 m).             - Mioxen: 111,7oC (ở độ sâu 2821m). 1.2.3.2. Độ chứa dầu           Dầu chủ yếu tập trung trong tầng 23 thuộc Mioxen dưới và tầng VI, VII, VIII, IX, X thuộc oligoxen hạ và trong tầng móng. Độ chứa dầu trong tất cả các tầng còn lại thì trữ lợng nhỏ hơn. Việc khai thác các trữ lợng 22, 23, 24 có thể khai thác cùng một lúc. Còn tầng I, II, III, IV, V thuộc Oligoxen trên đợc xác định bằng các giếng khoan riêng biệt.             Móng chứa thân dầu lớn nhất và cho sản lợng cao nhất trên toàn mỏ. Đá móng là đá Granit và Granodioit có tính dị dưỡng được tạo thành từ quá trình địa chất  phong hoá những khoáng vật không bền, ăn mòn hoá học, nứt nẻ kiến tạo, đứt gãy chuyển dịch , cùng với việc tạo thành các đới phá huỷ kiến tạo dọc theo các mặt trượt , nứt và co đặc của đá khi đông đặc Magma. Kết quả tạo thành đá chứa dạng hang hốc, còn các kênh dẫn là các khe nứt., chúng không tạo thành màng chắn mà lại tăng khả năng thuỷ dẫn của đá.Đặc trưng của đá chứa đảm bảo lưu lượng cao phát triển trên vòm Trung Tâm, dọc theo sờn Tây của vòm Bắc. Nhưng vòm Bắc lại đặc trưng bởi tính dị dưỡng kémvà tương ứng là độ sâu sản phẩm thấp. Trong phạm vi vòm Bắc ở phía trên của vòm Trung Tâm có phát hiện đá rắn chắc, đới này hầu như không chứa dầu và không tham gia vào thể tích hiệu dụng của thân dầu. Thân dầu thuộc dạng khối, tất cả đá dị dưỡng từ mặt móng cho tới ranh giới của thân dầu phát hiện được chiều sâu ranh giới của thân dầu, mặc dù chiều sâu thân dầu lên tới 1000m. Bản chất của ranh giới cũng được xác định rõ có phải là ranh giới dầu nước hay không hay do đá chứa dầu chuyển thành đá không chứa dầu. Thân dầu với viền dày liên tục bao trùm vòm Trung Tâm cũng như vòm Bắc. Dầu trong Móng lún chìm của vòm Nam cha đợc phát hiện. Ranh giới của thân dầu cấp 2 chạy qua độ sâu tuyệt đối 4121m theo số liệu của giếng khoan Oligoxen dới ( giếng 12 ) điều này gắn liền với giả thuyết thân dầu thống nhất của Oligoxen và tầng Móng. Đối với thân dầu này còn thấy được sự đồng nhất ở tính chất hoá lý của dầu và áp suất vỉa. Móng đã cho dòng dầu không lẫn nước tới độ sâu tuyệt đối 4046m. Cấu trúc các tầng có thể thống nhất một cách trực quan trên các cấu tạo nóc và trên các mặt địa chấn ngang dọc. 1.2.3.3. Tính dị dưỡng           Các tầng sản phẩm của mỏ Bạch Hổ được đánh giá theo nghiên cứu mẫu lõi trong phòng thí nghiệm, dựa vào kết quả của địa vật lý giếng khoan và nghiên cứu thuỷ động học.             Nghiên cứu mẫu lõi để xác định độ thấm độ rỗng, độ bão hoà trong nước. Xử lý các số liệu nghiên cứu thuỷ động lực để xác định các thông số.             Cát kết chứa sản phẩm ở vòm bắc thuộc tầng 23 có độ rỗng từ 14-24,7% ( theo phòng thí nghiệm) và từ 15-28 %( theo tài liệu địa vật lý) Độ rỗng và độ bão hoà ờ vòm trung tâm tầng 23 trùng với những giá trị ở vòm Bắc ( độ rỗng 19% và độ bão hoà dầu 57% ) So sánh trầm tích Mioxen và trầm tích Oligoxen hạ thì độ rỗng của Oligoxen hạ thấp hơn nhng độ bão hoà dầu cao hơn. Khả năng chứa của đá Móng là do nứt nẻ hang hốc của đá. Hầu hết mẫu lõi đặc trưng cho phần khung rắn chắc có độ rỗng khoảng vài phần trăm. Phương pháp đo địa vật lý nghiên cứu những khoảng lớn hơn rất nhiều, trong đó có các đới nứt nẻ không nghiên cứu bằng mẫu lõi. Theo tài liệu xác định đợc có những khoảng độ rỗng rất cao tới 18.5% còn độ rỗng trung bình cho chiều dày hiệu dụng là 4,3% khi tích trữ lợng. Độ rỗng đợc biện luận cho chiều dày chung của Móng với giá trị sau vòm Bắc từ 2,5-15%, vòm Trung Tâm 2,3-3,8%. Không thể xác định trực tiếp độ bão hoà dầu của đá Móng mà nó đợc đánh giá bằng các phương pháp gián tiếp theo quan hệ với bề mặt riêng giữa chúng và đợc lấy bằng 85%. 1.2.3.4. Tính không đồng nhất             Mỏ Bạch Hổ là mỏ có dạng đá vỉa, đặc trưng bằng mức độ khác nhau về tính không đồng nhất của các đối tợng khai thác. Các thân dầu Mioxen hạ:             Đồng nhất hơn cả là tầng 23 của vòm Bắc, tính không đồng nhất của Mioxen cao nhất trong số các vỉa của mỏ.             Tầng mioxen đợc phân làm nhiều lớp mỏng, hệ số phân lớp trung bình ở vòm Bắc là 3,6 , ở vòm Trung Tâm là 5,5. Hệ số cát của vòm Bắc là 0,45 và của vòm Trung Tâm là 0,34.             Tài liệu nghiên cứu mẫu lõi và tài liệu đo đạc vật lý ở tầng Mioxen cho thấy lát cắt các tập không đồng nhất. Các thân dầu Oligoxen hạ:             Theo tài liệu địa vật lý và các tài liệu mẫu lõi trong giếng khoan thuộc tầng Oligoxen hạ cho thấy mặt cắt các tầng sản phẩm không đồng nhất được xen kẽ bởi các lớp cát kết, bột kết chứa sản phẩm và sét mỏng không chứa sản phẩm.             So sánh đặc tính của các đối tợng khai thác cho thấy rằng trong các đối tượng có đá chứa độ rỗng như Oligoxen hạ thường không đồng nhất hơn cả. Hệ số phân lớp và hệ số cát của tầng Oligoxen hạ lần lượt là 10,8 và 19,8. Nhìn chung khi đánh giá mức độ không đồng nhất của các tầng sản phẩm, ta thấy rằng trầm tích sản phẩm của Oligoxen hạ là kém đồng nhất hơn cả. Mức độ phân lớp lớn nhất tới 20 vỉa, hệ số phân lớp trung bình là 19,8%. 1.2.4. Tính chất của các chất lưu trong vỉa sản phẩm 1.2.4.1. Tính chất của dầu trong điều kiện vỉa             Dầu ở hầu hết các vỉa trong mỏ Bạch Hổ chưa bão hoà khí, hệ số ép ( tỷ số giữa áp suất vỉa và áp suất bão hoà) là: -          1,43 cho Mioxen hạ ở vòm Bắc. -          1,8 cho Mioxen hạ ở vòm Trung Tâm. -          3,54 cho Oligoxen thợng. -          1,94 cho Oligoxen hạ. -          1,67 cho đá Móng.             Theo các giá trị của các thông số cơ bản các loại dầu vỉa ở mỏ Bạch Hổ có thể chia làm 3 nhóm theo chiều từ nhóm 1 đến nhóm gia tăng các thông số: -          Tỷ số khí dầu GOR. -          Hệ số thể tích B. -          áp suất bão hoà Ps. -          Tỷ trọng dầu . -          Độ nhớt của dầu . Trong nhóm 1 sự khác biệt giữa dầu Mioxen đới vòm Trung Tâm và Oligoxen trên được nhận biết chỉ bởi lượng khí hoà tan. Khi tách từ dầu Oligoxen trên và hàm lượng nước dị thường (4,28 -14,81 mol) còn khí tách dầu từ Mioxen dới vòm Trung Tâm chứa trong thành phần Propan, Butan, Pentan và lớn hơn. trong nhóm 3 dầu Oligoxen so với đá Móng có độ khí thấp hơn, có giá trị hệ số thể tích thấp hơn, tỷ trọng thì lớn hơn, độ nhớt lớn hơn. Theo các giá trị áp suất bão hoà và tỷ trọng khí hoà tan, dầu trong nhóm 3 tơng tự nh dầu Oligoxen dới. Trên cơ sở các mô hình thực nghiệm có thể khẳng định rằng : đối với dầu đá Móng, sự thay đổi nhiệt độ ít gây ảnh huởng tới áp suất bão hoà đợc xác định bằng tỷ suất khí dầu. Qua phân tích các số liệu bằng tách vi phân ta thấy dầu được chia làm 2 nhóm:        Dầu đá móng và dầu Oligoxen dưới.        Dầu Oligoxen thợng và Mioxen. Về thành phần cấu tử dầu vỉa, vì lý do hạn chế các số liệu chưng cất chân không nên sử dụng dầu tách có tỷ trọng 833,6 kg/m3 và phân tử lợng 251,15 g/mol cho Oligoxen dới , tỷ trọng 865 kg/m3 và 300g/mol cho Oligoxen thợng và Mioxen dới. 1.2.4.2.Đặc tính lý hoá của dầu tách khí             Các số liệu về khoảng biến thiên và các giá trị trung bình của các thông số dầu tách khí sau quá trình tách vi phân cho thân dầu thuộc loại đá nặng, nhiều parafin, ít lu huỳnh, ít nhựa cho đến nhiều nhựa, tỷ lệ thu hồi sản phẩm sáng màu thuộc loại trung bình. Nhiệt độ đông đặc của các loại dầu 29 -340C. 1.2.4.3. Thành phần và tính chất của khí hoà tan trong dầu             Thành phần khí hoà tan trong dầu thuộc loại béo và rất béo, trong thành phần của chúng chứa hàm lượng C+2 lớn hơn 22.7-39% mol.Theo chiều từ Mioxen đến đá Móng độ béo của khí giảm. Các giá trị trung bình của C+2 lớn hơn các tầng Oligoxen trên và dới, Mioxen vòm Bắc rất gần nhau(27,84-31,55%), còn ở Mioxen hạ và vòm Trung Tâm giá trị này là 39%. Khí thuộc loại không chứa lưu huỳnh (S) và chứa hàm lượng Carbondioxit thấp (0,09-0,61). Hàm lượng N2 (1-2,8%)với giá trị dị thường 9.85% ở Oligoxen trên. 1.2.4.4. Các tính chất của nước vỉa             Trong các trầm tích của tầng Mioxen dưới thường gặp 2 loại là nước CaCl2 và NaHCO3. Đặc điểm nớc loại NaHCO3 có độ khoáng hoá thấp chỉ nhận biết trong vòm Bắc, nước vòm Nam thuộc loại CaCl2 có độ khoáng hoá cao hơn, thành phần khí hoà tan trong nước khác với thành phần khí hoà tan trong dầu ở chỗ có hàm lượng khí cao hơn. Lượng cấu tử cao hơn Carbon trong khí hoà tan trong nước là 1,54-3%, trong đó Nitơ chiếm 1,29 - 2,8%. 1.3. Tổng quan về thiết bị tách Thiết bị tách là một thuật ngữ dùng để chỉ một bình áp suất sử dụng để tách chất lưu thành các pha khí và lỏng. Các thiết bị truyền thống thường gọi là bình tách hoặc bẫy, lắp đặt tại vị trí sản suất hoặc ở các giàn ngay gần miệng giếng, cụm phân dòng, trạm chứa để tách chất lỏng giếng thành khí và lỏng. Do bố trí gần đầu giếng nên được thiết kế với tốc độ dòng tức thời cao nhất. Các thiết bị chỉ dùng để tách nước hoặc chất lỏng (dầu + nước) ra khỏi khí, thường có tên gọi là bình nốc ao hoặc bẫy. Nếu thiết bị tách nước lắp đặt gần miệng giếng thì khí và dầu lỏng thoát ra đồng thời còn nước tự do thoát ra ở phần đáy bình. Còn ở các bình tách lỏng cho phép tách tất cả chất lỏng ra khỏi khí thì dầu và nước thoát ra ở đáy bình, còn khí thoát ra ở phần đỉnh bình. Thiết bị tách truyền thống làm việc ở áp suất thấp, thường gọi là buồng Flat. Chất lưu vào từ các bình tách cao áp, còn chất lưu đi ra được truyền tới các bể chứa, cho nên thường đóng vai trò bình tách cấp hai hoặc cấp ba, có vai trò tách khí nhanh. Các bình tách bậc một làm việc ở các trạm tách nhiệt độ thấp hoặc tách lạnh, thường gọi là bình giãn nở, được trang bị thêm nguồn nhiệt để nung chảy hydrat. Cũng có thể bơm chất lỏng phòng ngừa hydrat hoá vào chất lỏng giếng trước khi giãn nở. Các bình lọc khí cũng tương tự như bình tách dùng cho các giếng có chất lưu chứa ít chất lỏng hơn so với chất lưu của giếng khí và giếng dầu, thường dùng trên các tuyến ống phân phối, thu gom, được chế tạo theo kiểu lọc thô và lọc ướt. Loại lọc thô có trang bị bộ chiết sương, phổ biến là kiểu keo tụ và các chi tiết phía trong tương tự như bình tách dầu khí. Loại lọc ướt dòng hơi đi qua một đệm lỏng, có thể là dầu để rửa sạch bụi bẩn và tạp chất, sau đó qua bộ chiết sương để tách lỏng. Bình lọc thường lắp ở dòng đi lên từ thiết bị xử lý khí bất kỳ hoặc thiết bị dòng ra. BẢNG 1.1 THỐNG KÊ BÌNH CHỊU ÁP LỰC MSP-3. STT Tên bình Số đăng kiểm cũ. Số nhà máy. Số đăng kiểm. Năm sản xuất. Dung tích. (m3) Áp suất thử (at) Áp suất L/v max. vị trí Thử hoạt động. Kiểm tra. Thử thuỷ lực. 1. HГС С22 34005 0656С903 1982 12,5 22 22 БМ3 8/06 8/08 8/08 2. C-2 C23 34090 0655C903 1982 100 6 6 БМ3 8/06 8/08 8/08 3. V100 677 1293 1661 1996 1,58 173 137 БМ4 5/06 5/08 5/08 4. C-3 C26 8124 0698 1983 4 33 33 БМ4 4/06 4/08 4/08 5. УПГ 495 83190 0649 1994 0,5 50 36 БМ4 5/06 5/08 5/08 6. УПГ 439 29 0653C903 1994 0,35 25 25 БМ4 8/06 8/08 8/08 7. C-4 C25 54479 0666 1982 5,9 10 10 БМ4 12/05 12/07 12/10 8. Bình chứa khí 461 0992 1994 2 12 12 БМ6 12/05 12/07 12/10 9. Gup 100 41686 0660 2003 0,1 100 100 БМ6 5/06 5/08 5/08 10. Gup 100 41688 0659 2003 0,1 100 100 БМ6 5/06 5/08 5/08 11. Gas 75 68476 0652 2000 3 11,5 10 БМ7 5/06 5/08 5/08 12. Bình 3.2 49 76414 0650C903 1982 3,2 8 8 БМ7 8/06 8/08 8/08 13. Bình khí 35 484 0664 1983 0,129 125 100 БМ6 5/06 5/07 5/07 14. Bình khí 36 4202 0654 1983 0,129 125 100 БМ6 5/06 5/07 5/07 15. Bình khí 37 4209 0645 1983 0,13 125 100 БМ6 5/06 5/07 5/07 16. Bình khí 38 4305 0646 1983 0,13 125 100 БМ6 5/06 5/07 5/07 17. Bình khí 39 4308 0647 1983 0,13 125 100 БМ6 5/06 5/07 5/07 18. Bình khí 40 4310 0648 1983 0,13 125 100 БМ6 5/06 5/07 5/07 19. Bình khí 41 4312 0657 1983 0,13 125 100 БМ6 5/06 5/07 5/07 20. Bình khí 42 4316 0658 1983 0,13 125 100 БМ6 5/06 5/07 5/07 21. Bình khí 29 3024 0668C903 1982 0,32 37,5 25 БМ7 8/06 8/08 8/08 22. Bình khí 30 3041 0669C903 1982 0,32 37,5 25 БМ7 8/06 8/08 8/08 23. Bình khí 31 3040 0644C903 1982 0,32 37,5 25 БМ7 8/06 8/08 8/08 24. Bình khí 32 3025 0667C903 1982 0,32 37,5 25 БМ7 8/06 8/08 8/08 1.3.1 Sơ đồ công nghệ thu gom và vận chuyển dầu tại MSP3 Hình 1.2. Sơ đồ hệ thống thu gom, vận chuyển dầu trên MSP 3 CHƯƠNG 2 THIẾT BỊ TÁCH SẢN PHẨM KHAI THÁC Thiết bị tách dầu khí là một thuật ngữ dùng để chỉ một bình áp suất sử dụng để tách chất lưu thu được từ các giếng dầu khí thành các pha khí và lỏng. Các thiết bị truyền thống thường gọi là bình tách hoặc bẫy, lắp đặt tại vị trí sản suất hoặc ở các giàn ngay gần miệng giếng, cụm phân dòng, trạm chứa để tách chất lỏng giếng thành khí và lỏng. Do bố trí gần đầu giếng nên được thiết kế với tốc độ dòng tức thời cao nhất. Các thiết bị chỉ dùng để tách nước hoặc chất lỏng (dầu + nước) ra khỏi khí, thường có tên gọi là bình nốc ao (knock out) hoặc bẫy. Nếu thiết bị tách nước lắp đặt gần miệng giếng thì khí và dầu lỏng thoát ra đồng thời còn nước tự do thoát ra ở phần đáy bình. Còn ở các bình tách lỏng (cho phép tách tất cả chất lỏng ra khỏi khí) thì dầu và nước thoát ra ở phần dưới của bình, còn khí thoát ra ở phần trên đỉnh của bình. Như vậy thuật ngữ nốc ao ám chỉ nhiệm vụ tách nhanh chất lỏng ra khỏi khí. Thiết bị tách truyền thống làm việc ở áp suất thấp, thường gọi là buồng Flat. Chất lưu vào là từ các bình tách cao áp, còn chất lưu đi ra được chuyển tới các bể chứa, cho nên chúng thường đóng vai trò bình tách cấp hai hoặc cấp ba, có nhiệm vụ tách khí nhanh. Các bình tách bậc một làm việc ở các trạm tách nhiệt độ thấp hoặc tách lạnh, thường gọi là bình giãn nở, được trang bị thêm nguồn nhiệt để nung chảy hydrat. Cũng có thể bơm chất lỏng phòng ngừa hydrat hoá vào chất lỏng giếng trước khi giãn nở. Các bình lọc khí cũng tương tự như bình tách, dùng cho các giếng có chất lưu chứa ít chất lỏng hơn so với chất lưu của giếng khí và giếng dầu, thường dùng trên các tuyến ống phân phối, thu gom, được chế tạo theo kiểu lọc khô và lọc ướt. Loại lọc khô có trang bị bộ chiết sương, phổ biến là kiểu keo tụ và các chi tiết phía trong tương tự như bình tách dầu khí. Đối với loại lọc ướt thì dòng hơi đi qua một đệm lỏng (có thể là dầu) để rửa sạch bụi bẩn và tạp chất, sau đó qua bộ chiết sương để tách lỏng. Bình lọc thường lắp ở dòng đi lên từ thiết bị xử lý khí bất kỳ hoặc thiết bị bảo vệ dòng ra. 2.1. Cấu tạo và nguyên lý hoạt động chung, chức năng của bình tách 2.1.1. Cấu tạo chung Các thiết bị tách truyền thống, thông dụng có sơ đồ nguyên lí như hình 2.1 Hình 2.1 Hình 2.2. Sơ đồ bình tách 2 pha trụ đứng 1- Đường vào của hỗn hợp. 5- Bộ phận chiết sương. 2- Tấm lệch dòng. 6- Đường xả khí. 3- Thiết bị điều khiển mức. 7- Van an toàn. 4- Đường xả chất lỏng. Ở trong bình tách có các bộ phận chính bảo đảm tách sơ cấp (hoặc tách cơ bản), lắng dầu, lưu giữ dầu và triết sương. Bộ phận tách cơ bản A: được lắp đặt trực tiếp ở cửa vào đảm bảo nhiệm vụ tách dầu ra khỏi khí, tức là giải phóng được các bọt khí tự do. Hiệu quả làm việc phụ thuộc vào cấu trúc đường vào: hướng tâm, tiếp tuyến của vòi phun tức bộ phận phân tán để tạo dòng rối cho hỗn hợp dầu khí. Có 2 cách bố trí bộ phận tách cơ bản: hướng tâm và ly tâm. - Theo nguyên tắc hướng tâm: A-A Hình 2.3. Tách cơ bản kiểu cửa vào hướng tâm 1 - Thành bình. 2 - Đoạn ống đục lỗ. 3 - Tấm chặn. 4 - Vòi phun. 5 - Đường vào của hỗn hợp. 6 - Lỗ thoát chất lỏng. Bố trí bộ phận tách cơ bản theo nguyên tắc này tạo được các va đập, thay đổi hướng và tốc độ chuyển động. Hỗn hợp phải được phân tán, tạo rối qua các vòi phun và đập vào các tấm chặn để thực hiện quá trình tách cơ bản. Hỗn hợp sản phẩm khai thác theo đường số 5 vào ống phân tán, qua các vòi phun số 4 được tăng tốc và đạp vào các tấm chặn số 3 làm đổi chiều chuyển động và giảm tốc độ thoát qua khe hở giữa các tấm chặn. Khí bay lên phần cao. Còn chất lỏng phần lớn bám vào các tấm chặn, kết dính và đi xuống bộ phận tách thứ cấp theo các lỗ thoát số 6. - Theo nguyên tắc ly tâm: Hình 2.4. Bình tách 2 pha sử dụng bộ phận tách cơ bản kiểu ly tâm Phương án phổ biến là bố trí cửa vào theo hướng tiếp tuyến với thành bình. Thường được thiết kế bởi 2 bình hình trụ đồng tâm. Dòng sản phẩm hỗn hợp sẽ đi vào khoảng không gian giữa 2 bình theo hướng tiếp tuyến với thành bình. Dầu có xu hướng bám dính vào thành bình. + Đối với bình trụ đứng: bộ phận tách cơ bản là 2 bình hình trụ đồng tâm có đường kính không thay đổi. Bình trong có rãnh kiểu nan chớp. Khi dòng hỗn hợp sản phẩm khai thác đi vào theo hướng tiếp tuyến với thành bình và chuyển động theo quỹ đạo xoáy, do khí có lực ly tâm nhỏ hơn sẽ đi vào bình hình trụ bên trong qua các màng chớp và thoát lên trên. Còn dầu có lực ly tâm lớn hơn sẽ văng ra và bám vào thành trong của bình hình trụ bên ngoài, kết dính lại và lắng xuống dưới đến bộ phận tách thứ cấp. + Đối với bình trụ ngang: sử dụng 2 bình hình trụ đồng tâm, bình hình tru bên trong có đường kính thay đổi. Dòng hỗn hợp sẽ đi vào theo hướng rãnh xoắn ốc để tạo lực ly tâm để dễ dàng phân ly dầu – khí. + Ngoài ra còn tách sơ bộ bằng đầu xoáy lốc thuỷ lực. Bộ phận tách thứ cấp B: là phần lắng trọng lực, thực hiện tách bổ sung các bọt khí còn sót lại ở phần A. Để tăng hiệu quả tách các bọt khí ra khỏi dầu, cần hướng các lớp mỏng chất lưu theo các mặt phẳng nghiêng (tấm lệch dòng), phía trên có bố trí các ngưỡng chặn nhỏ, đồng thời phải kéo dài đường chuyển động bằng cách tăng số lượng các tấm lệch dòng. Bộ phận lưu giữ chất lỏng C: là phần thấp nhất của thiết bị dùng để gom dầu và xả dầu ra khỏi bình tách. Dầu ở đây có thể là một pha hoặc hỗn hợp dầu – khí tuỳ thuộc vào hiệu quả làm việc của phần A và phần B, vào độ nhớt và thời gian lưu giữ. Trường hợp hỗn hợp thì phần này có nhiệm vụ lắng để tách khí, hơi ra khỏi dầu. Ở thiết bị 3 pha, nó còn có chức năng tách nước. Bộ phận chiết sương D: là bộ phận được lắp ráp ở phần cao nhất của thiết bị nhằm giữ lại các giọt dầu nhỏ bị cuốn theo dòng khí. Dầu thu giữ ở đây thì theo đường tháo khô chảy trực tiếp xuống phần lưu giữ chất lỏng. - Bộ phận chiết sương kiểu đồng tâm: Gồm 3 hình trụ đồng tâm, có lỗ thoát khí ở phía trên cao nhất và thấp nhất của trụ để hướng dòng khí đi lên xuống với trị số tốc độ khác nhau ở mỗi hình trụ trước khi ra đầu xả. Các giọt dầu bám vào thành ống sẽ chảy xuống phần lắng. + Ưu điểm: chế tạo đơn giản, giá thành thấp và quá trình tách nhanh. + Nhược điểm: tách các bụi dầu ra khỏi dòng khí không triệt để. Bộ phận chiết sương kiểu nan chớp: Hình 2.5 Hình 2.6. Bộ chiết sương kiểu nan chớp Bao gồm các tấm uốn lượn sóng và các tấm đục lỗ sau khi qua bộ phận tách cơ bản ở đầu vào, khí bay lên đi vào chi tiếtgồm các tấm lượn sóng song song không đục lỗ, khí sẽ chuyển động theo khe hở giữa các tấm, chiều chuyển động được thay đổi liên tục, dầu sẽ bám dính vào các tấm này, sau đó va đập vào các tấm chắn thẳng đứng có đục lỗ, hướng các giọt dầu chảy xuống phần thu và theo đường ống chảy xuống phần thấp nhất của thiết bị. Hiệu quả sẽ được tăng lên khi trên các tấm lượn sóng có các gờ và các cánh phụ. + Ưu điểm: chế tạo đơn giản, giá thành thấp, quá trình tách nhanh và khả năng tách bụi dầu là tốt hơn so với bộ chiết sương dạng đồng tâm. - Bộ chiết sương dạng cánh: Hình 2.7. Bộ phận chiết sương dạng cánh Bộ chiết sương dạng cánh được cấu tạo từ các tấm thép góc lắp song song. Đỉnh của các tấm này được bố trí hướng lên phía trên, các khe hở được bố trí sao cho dòng khí qua đó chịu va đập, thay đổi hướng, tốc độ chuyển động để tách pha lỏng ra khỏi pha khí. Bộ chiết sương dạng cánh có cấu tạo đơn giản, nhưng hiệu quả tách cao và giá thành hợp lý. Bộ lọc sương: Bộ lọc sương được sử dụng để tách sương từ khí thiên nhiên và được dùng nhiều trong hệ thống vận chuyển và phân phối khí có hàm lượng chất lỏng trong khí thấp. Bộ lọc sương có cấu tạo gồm các đệm keo tụ được chế tạo từ kim loại hoặc các vật liệu chế tạo khay dạng đệm trong các thấp xử lý dầu. Các tấm đệm này tạo ra một tập hợp: cơ chế va đập, thay đổi hướng và tốc độ chuyển động và kết dính để tách lỏng ra khỏi khí. Đệm có mặt tiếp xúc lớn để gom và keo tụ sương chất lỏng. Bộ lọc kiểu này ngoài tác dụng lọc khí còn được sử dụng trong bình tách dầu – khí. Tuy vậy, nếu sử dụng trong bình tách thì có hạn chế ở chỗ đệm keo tụ có thể chế tạo từ vật liệu giòn, dễ hỏng khi vận chuyển và lắp ráp nếu như nó được lắp sẵn từ cơ sở chế tạo rồi vận chuyển đến công trường. Các loại lưới thép có thể bị lấp bịt bởi paraffin và các tạp chất, giảm thời hạn sử dụng. Ngoài ra sự giảm áp lớn qua đệm gây nguy cơ tạo rãnh xung quanh. Vì vậy bộ lọc kiểu keo tụ chỉ nên dùng cho hệ thống thu gom, vận chuyển và phân phối khí. Hình 2.8. Đệm đông tụ. Hình 2.9. Một số loại đệm đông tụ Phía ngoài bình có các cửa vào và cửa ra. Cửa vào bao gồm đường chảy của hỗn hợp và cửa vào cho người khi cần vệ sinh, sửa chữa, bảo dưỡng. Đường ra của khí lắp đặt ở phần cao, có van tự động điều khiển bằng áp suất. Phần thấp nhất có đường ra của nước hoặc của cặn. Đường ra của dầu điều khiển bằng mực chất lỏng thiết kế trong bình. 2.1.2. Nguyên lý hoạt động chung Bình tách hoạt động theo 4 giai đoạn cơ bản sau: Giai đoạn 1: Là giai đoạn đầu của quá trình tách về cơ bản là sử dụng một bộ phận gạt đầu vào, cỏc giọt chất lỏng lớn nhất va chạm lên bộ phận gạt này và rơi xuống bằng trọng lực Giai đoạn 2: Là sự tách bằng trọng lực các giọt nhỏ hơn dạng hơi bằng cách chảy thông qua khu vực tách Giai đoạn 3: Là sự tách sương, tại đây các giọt nhỏ nhất được đông tụ thành các giọt lớn hơn, nó sẽ được tách bằng trọng lực Giai đoạn 4: Là sự phân lớp, các chất lỏng nhẹ nổi lên trong pha nặng hay sự sa lắng của các giọt lỏng nặng trong pha nhẹ và tuân theo định luật Stock. 2.1.3. Chức năng của bình tách Bình tách cú chức năng cơ bản, chức năng phụ và chức năng đặc biệt. * Chức năng cơ bản bao gồm: tách dầu khỏi khí, tách khí khỏi dầu và tách nước khỏi dầu. Việc tách khí có thể được bắt đầu khi chất lỏng đi từ vỉa vào giếng, khi di chuyển trong ống nâng và ống xả. Vì vậy những trường hợp trước khi vào bình tách, dầu khí đã được tách hoàn toàn, lúc đo bình tách chỉ còn tạo không gian cho khí và dầu di theo đường riêng. Sự chênh lệch mật độ lỏng - khí nói chung bảo đảm cho quá trính tách dầu, tuy nhiên vẫn cần đến các phương tiện cơ khí chẳng hạn như bộ chiết sương và các phương tiện khác trước khi xả dầu, khí ra khỏi bình. Tốc độ giải phóng khí ra khỏi dầu là một hàm số biến thiên theo áp suất và nhiệt độ. Thể tích khí tách ra khỏi dầu phụ thuộc vào tính chất vật lý và hoá học của dầu thô, áp suất và nhiệt độ vận hành, tốc độ lưu thông, hình dáng kích thước của bình tách và nhiều yếu tố khác. Tốc độ lưu thông qua bình và chiều sâu lớp chất lỏng ở phần thấp quyết định thời gian lưu giữ hoặc thời gian lắng. Thời gian này thường từ 1- 3 phút là thoả mãn trừ trường hợp dầu bọt, còn phải tăng lên từ 5 - 20 phút tùy theo độ ổn định của bọt và kết cấu của bình, chung nhất là từ 2 - 4 phút, loại 2 pha từ 20 giây đến 2 phút, loại 3 pha từ 2 đến 10 phút, khoảng thời gian có thể gặp là từ 20 giây đến 2 giờ. Hệ thống khai thác và xử lý đòi hỏi phải tách hoàn toàn khí hoà tan, bao gồm rung lắc, nhiệt, keo tụ, lắng. Nếu dầu có độ nhớt cao hoặc sức săng bề mặt lớn thì phải sử dụng các vật liệu lọc. Nước trong chất lưu giếng cần được tách trước khi đi qua các bộ phận giảm áp như van, để ngăn ngừa sự ăn mòn, tạo thành hydrat hoặc tạo thành nhũ tương bền gây khó khăn cho việc xử lý. Việc tách nước thực hiện trong các thiết bị 3 pha bằng cơ chế trọng lực kết hợp với hoá chất. Nếu thiết bị có kích thước không đủ lớn để tách theo yêu cầu thì chúng sẽ được tách trong các bình tách nhanh lắp ở đường vào hoặc ra của thiết bị tách có vai trò tách sơ bộ hoặc bổ sung. Nếu nước bị nhũ hoá thì cần có hoá chất để khử nhũ. * Chức năng phụ của bình tách bao gồm: duy trì áp suất tối ưu và mức chất lỏng trong bình tách. Để thực hiện tốt chức năng cơ bản, áp suất trong bình tách cần được duy trì ở giá trị sao cho chất lỏng và chất khí thoát theo đường riêng biệt tương ứng vào hệ thống gom và xử lý. Việc duy trì được thực hiện bởi các van khí cho riêng mỗi bình hoặc một van chính kiểm soát áp suất cho một số bình. Giá trị tối ưu của áp suất là giá trị bảo đảm hiệu quả kinh tế cao nhất khi bán dầu và khí thương phẩm. Để duy trì được áp suất, cần giữ một đệm chất lỏng ở phần thấp của bình tách, nó có tác dụng ngăn khí thoát theo chất lỏng, mức chất lỏng thường được khống chế bởi van điều khiển bằng rơle phao. * Các chức năng đặc biệt của thiết bị tách bao gồm: tách dầu bọt, ngăn ngừa lắng đọng parafin, ngăn ngừa sự han gỉ và tách các tạp chất. Trong một số loại dầu thô các bọt khí tách ra được bọc bởi một màng dầu mỏng, tạo thành bọt phân tán trong chất lỏng. Một số loại khác lại có độ nhớt và sức căng bề mặt cao, khí tách ra cũng bị giữ lại trong dầu tương tự như bọt. Bọt có độ ổn định khác nhau tuỳ theo thành phần và hàm lượng tác nhân tạo bọt có trong dầu. Dầu tạo bọt thường có tỷ trọng thấp hơn 40 độ API, độ nhớt lớn hơn 53 cp và nhiệt độ làm việc thấp hơn 160 độ F. Sự tạo bọt làm giảm khả năng tách của thiết bị, các dụng cụ đo làm việc không chính xác, tổn hao thế năng của dầu - khí một cách vô ích và đòi hỏi các tiết bị đặc biệt cản phá hoặc ngăn ngừa sự tạo bọt theo phương pháp rung lắc, lắng, nhiệt và hoá học. Các thiết bị tách dầu nhiều parafin có thể gặp trở ngại do parafin lắng đọng làm giảm hiệu quả và có thể phải ngừng hoạt động do bình hẹp dần hoặc bộ chiết sương có đường dẫn chất lỏng bị lấp. Giải pháp hiệu quả có thể dùng hơi nóng hoặc dung môi để làm tan parafin. Tuy nhiên tốt nhất là dùng giải pháp ngăn ngừa bằng nhiệt và hoá chất, phía trong thiết bị sơn phủ một lớp chất dẻo. Tuỳ thuộc vào điều kiện địa chất của tầng chứa, chất lưu có thể mang theo các tạp chất cơ học như cát, bùn, muối kết tủa với hàm lượng đáng kể. Việc tách chúng trước khi chảy vào đường ống là một việc làm rất cần thiết. Các hạt tạp chất với số lượng nhỏ được tách theo nguyên tắc lắng trong các bình trụ đứng với đáy hình côn và xả cặn định kỳ. Muối kết tủa được hoà tan bởi nước và xả theo đường xả nước. 2.2. Phân loại bình tách 2.2.1. Phân loại theo chức năng Tuỳ theo từng chức năng của bình tách mà ta có thể phân loại như sau: Bình tách dầu và khí ( oil and gas separator). Bình tách 3 pha dầu, khí và nước. Bình tách dạng bẫy (trap). Bình tách từng giai đoạn (stage separator). Bình tách nước (water knockout), kiểu khô hay ướt. Bình lọc khí (Gas filter). Bình làm sạch khí (Gas scrubber) kiểu khô hay ướt. Bình tách và lọc (Filter/separator). Bình tách 2 pha, 3 pha, tách theo giai đoạn gọi chung là bình tách dầu và khí. Những bình tách này sử dụng trên giàn cố định gần đầu giếng, cụm phân dũng hoặc bình chứa để tách chất lưu được tạo ra từ dầu và khí trong giếng, thành dầu và khí hoặc chất lỏng và khí. Chúng phải có khả năng kiểm soát slugs hoặc heads (sluggs hay heads là hiện tượng chất lưu từ vỉa đi lên với lưu lượng không liên tục mà thay đổi). Do hiện tượng này của lưu chất từ giếng mà lưu lượng qua hệ thống có thể tăng lên rất cao hoặc có thể giảm xuống rất thấp. Vì vậy, bình tách thường phải có kích thước đủ để kiểm soát tốc độ dòng chảy tức thời lớn nhất. + Tách lỏng (liquid separator) dùng để tách chất lỏng, dẫn dầu lẫn nước khỏi khí. nước và dầu lỏng thoát ra theo đường đáy bình, còn khí đi theo đường trên đỉnh + Bình gión nở (Expansion vessel) thường là bình tách giai đoạn một trong tách nhiệt độ thấp hay tách lạnh. Bình tách này có thể được lắp thiết bị gia nhiệt (heating oil ) có tác dụng làm chảy hydrat (như glycol) vào chất lưu vỉa từ giếng lên trước khi nối vào trong bình tách này + Bình tách làm sạch khí (gas scrubber) : có thể hoạt động tương tự như bình tách dầu và khí. Bình tách dầu và khí thường dùng trong thu gom khí và đường ống phân phối, những chỗ không yêu cầu phải kiểm soát sluggs hoặc heads của chất lỏng. Bình làm sạch khí kiểu khô dùng thiết bị tách sương và thiết bị bên trong còn lại tương tự như bình tách dầu và khí. Bình làm sạch khí kiểu ướt hướng dòng khí qua bồn chứa dầu hoặc các chất lỏng khác để rửa sạch bụi và các tạp chất khác còn lại khỏi khí. Khí được đưa qua một thiết bị tách sương để tách các chất lỏng khỏi nó. Một thiết bị lọc có thể coi như một thiết bị đặt trước một tổ hợp thiết bị tách khí để bảo vệ nó khỏi chất lỏng hay nước. + Thiết bị lọc (gas filter) được coi như một bình làm sạch khí kiểu khô đặc biệt nếu đơn vị được dùng ban đầu để tách bụi khỏi dòng khí. Thiết bị lọc trung bình được dùng trong bồn chứa để tách bụi, cặn đường ống (line scale), rỉ (rust) và các vật liệu khác khỏi khí. + Flash chamber thường là bình tách dầu và khí hoạt động ở áp suất thấp với chất lỏng từ bình tách có áp suất cao hơn được xả vào nó. Đây thường là bình tách giai đoạn 2 hoặc 3 với chất lỏng được thải vào bình chứa từ Flash chamber. 2.2.2. Phân loại bình tách theo hình dạng Ngoài sự phân loại theo chức năng thì dựa vào hình dạng bên ngoài của bình tách người ta có thể phân chia bình tách thành các loại sau: Loại 1: bình tách đứng. Loại 2: bình tách hình trụ nằm ngang. Loại 3: bình tách hình cầu. + Trong đó tuỳ theo số pha được tách tương ứng với số dòng được tách ra khỏi tháp mà ta có loại bình tách 2 pha (lỏng – khí), bình tách 3 pha (dầu –khí- nước). + Ngoài ra, một số bình tách dùng để tách rắn-cặn ra khỏi chất lỏng bằng những kết cấu đặc biệt có tác dụng lắng đọng các vật liệu rắn. Chúng không được coi là pha lỏng khác trong phân loại bình. 2.2.2.1. Thiết bị bình tách trụ đứng Các thiết bị bình tách trụ đứng có đường kính từ 10 in đến 10 ft, chiều cao có thể đạt từ 4- 25 ft . Gồm cỏc loại sau: - Thiết bị tách trụ đứng 2 pha hoạt động dầu khí. - Thiết bị tách trụ đứng 3 pha hoạt động: dầu – khí – nứơc. - Bình tách 3 pha sử dụng lực ly tâm. Dòng nguyên liệu vào đi theo một ống màng côn. Có các ống màng dẫn dòng tạo dòng chảy xoáy tròn, nước nặng nhất bị phân bố sát thành ống dẫn (do lực ly tâm). Dầu nhẹ hơn phân bố ở mặt ngoài, khí ít chịu ảnh hưởng của lực ly tâm, tách khỏi dầu và đi lên. Dầu, nước bị kéo xuống dưới theo máng dẫn. Nước nặng hơn chìm xuống dưới, dầu nổi lên trên. Hình 2.10. Bình tách trụ đứng 2 pha. Hình 2.11. Bình tách hình trụ đứng 2 pha 1- Cửa vào của hỗn hợp. 4- Đường xả khí. 2- Bộ phận tạo va đập. 5- Đường xả chất lỏng. 3- Bộ phận chiết sương. Hình 2.12. Bình tách trụ đứng 3 pha Hình 2.13. Bình tách hình trụ đứng 3 pha 1- Đường vào của hỗn hợp. 5- Đường gom các giọt chất lỏng. 2- Bộ phận tạo va đập. 6- Đường xả nước. 3- Bộ phận chiết sương. 7- Đường xả dầu. 4- Đường xả khí. Hình 2.14 Bình tách hình trụ đứng 3 pha sử dụng lực ly tâm 1-Cửa vào nguyên liệu 4-Bề mặt tiếp xúc dầu-khí 2-Bộ phận do chuyển động xoáy tròn 5-Bề mặt tiếp xúc dầu nước 3-Vòng hình nón. 2.2.2.2. Thiết bị bình tách trụ ngang - Hiện nay các thiết bị tách trụ ngang được sản xuất với hai dạng: +Bình tách một ống trụ đơn. +Bình tách gồm hai ống trụ. Loại kép gồm hai bình bố trí chồng lên nhau, cái này phía trên cái kia. Loại đơn phổ biến hơn vị có diện tích lớn cho dòng khí, mặt tiếp xúc dầu khí rộng và thời gian lưu trữ dài nhờ có thể tích dầu lớn và thay rửa dễ dàng. Đường kính thay đổi từ 10 in đến 16 ft, chiều dài từ 4- 70 ft. Cả hai loại này đều có thể áp dụng tách 2 pha hoặc 3 pha. - Các thiết bị tách hình trụ nằm ngang được minh hoạ ở các bình tách sau: + Bình tách trụ ngang 2 pha hoạt động (dầu – khí). + Bình tách trụ ngang một ống, 3 pha hoạt động (dầu – khí – nước). Hình 2.15. Bình tách hình trụ nằm ngang 2 pha 1- Đường vào của hỗn hợp. 2- Bộ phận tạo va đập. 3- Bộ phận chiết sương. 4- Đường xả khí. 5- Đường xả chất lỏng. Hình 2.16. Bình tách 3 pha hình trụ ngang. Hình 2.17. Bình tách hình trụ nằm ngang 3 pha 1- Đường vào của hỗn hợp. 4- Đường xả khí. 2- Bộ phận tạo va đập. 5- Đường xả nước. 3- Bộ phận chiết sương. 6- Đường xả dầu. 2.2.2.3 Thiết bị tách hình cầu. Thiết bị tách hình cầu thường có đường kính từ 24- 72 in, gồm 2 loại sau: +Bình tách hình cầu 2 pha hoạt động (dầu – khí). + Bình tách hình cầu 3 pha hoạt động (dầu – khí – nước). Hình 2.18. Bình tách hình cầu 2 pha 1- Bộ phận ly tâm - kiểu thiết bị thay đổi hướng cửa vào. 2- Màng chiết. 3- Phao đo mức chất lỏng. 4- Thiết bị điều khiển mức chất lỏng trong bình. 5- Van xả dầu tự động Hình 2.19. Bình tách hình cầu 3 pha 1- Thiết bị đầu vào. 2- Bộ phận chiết sương. 3- Phao báo mức dầu trong bình. 4- Phao báo mức nước trong bình. 5- Thiết bị điều khiển mức nước trong bình. 6- Thiết bị điều khiển mức dầu trong bình. 7- Phao xả dầu tự động. 8- Phao xả nước tự động. 2.2.3. Phân loại theo phạm vi ứng dụng - Bình tách thử giếng: dùng để tách và đo chất lỏng, có trang bị các loại đồng hồ để đo tiềm năng dầu, khí, nước, thử định kỳ các giếng khai thác hoặc thử các giếng ở biên mỏ. Thiết bị có 2 kiểu: tĩnh tại và di động, có thể 2 pha hoặc 3 pha, trụ đứng hay nằm ngang hoặc hình cầu. - Bình tách đo: có nhiệm vụ tách dầu, khí , nước và đo các chất lưu có thể thực hiện trong cùng một bình, các kiểu thiết kế đảm bảo đo chính xác các loại dầu khác nhau, có thể 2 hoặc 3 pha. Ở loại 2 pha, sau khi tách chất lỏng được đo ở phần thấp nhất của bình. Trong thiết bị tách 3 pha có thể chỉ đo dầu hoặc cả dầu lẫn nước. Việc đo lường được thực hiện theo giải pháp: tích luỹ, cách ly và xả vào buồng đo ở phần thấp nhất. Với dầu nhiều bọt hoặc độ nhớt cao, thường không đo thể tích mà đo trọng lượng thong qua bộ khống chế cột áp thuỷ tĩnh của chất lỏng. - Bình tách khai thác: là một kiểu bình đặc biệt, chất lỏng giếng có áp suất cao chảy vào bình qua van giảm áp sao cho nhiệt độ bình tách giảm đáng kể thấp hơn nhiệt độ chất lỏng giếng.Sự giảm thực hiện theo hiệu ứng Joule- Thomson khi giãn nở chất lỏng qua van giảm áp nhờ đó xảy ra sự ngưng tụ. Chất lỏng thu hồi lúc đó cần phải được ổn định để ngăn bay hơi thái quá trong bể chứa. 2.2.4. Phân loại theo áp suất làm việc Các bình tách làm việc với áp suất từ giá trị chân không khá cao cho tới 300 at và phổ biến là trong giới hạn 1,5 – 100 at. - Loại thấp áp: áp suất làm việc của binh là 0,7- 15 at. - Loại trung áp: áp suất làm việc của binh là 16- 45 at. - Loại cao áp: áp suất làm việc của binh là 45- 100 at. 2.2.5. Phân loại theo nguyên lý tách cơ bản - Nguyên lý trọng lực: dựa vào sự chênh lệch mật độ của các thành phần chất lưu. Các bình tách loại này ở của vào không thiết kế các bộ phận tạo va đập, lệch dòng hoặc đệm chắn. Còn ở cửa ra của khí có lắp đặt bộ phận chiết sương. - Nguyên lý va đập hoặc keo tụ: gồm tất cả các tiết bị ở của vào có bố trí các tấm chắn va đập, đệm chắn để thực hiện tách sơ cấp. - Nguyên lý tách ly tâm: có thể dung cho tách sơ cấp và cả thứ cấp, lực ly tâm được tạo ra theo nhiều phương án: + Dòng chảy vào theo hướng tiếp tuyến với thành bình. + Phía trong bình có cấu tạo hình xoắn, phần trên và dưới được mở rộng hoặc mở rộng từng phần. Lực ly tâm tạo ra các dòng xoáy với tốc độ cao đủ để tách chất lỏng. Tốc độ cần thiết để tách ly tâm thay đổi từ 3- 20 m/sec và giá trị phổ biến từ 6- 8 m/sec. Đa số thiết bị ly tâm có hình trụ đứng. Tuy nhiên các thiết bị hình trụ ngang cũng có thể lắp bộ phận tạo ly tâm ở đầu vào để tách sơ cấp và ở đầu ra của khí để tách lỏng. 2.3. Phạm vi ứng dụng và ưu nhược điểm từng của các loại bình tách 2.3.1. Phạm vi ứng dụng Trong công nghiệp dầu khí, bình tách được chế tạo theo 3 hình dạng cơ bản là: bình tách trụ đứng, bình tách trụ ngang, và bình tách cầu. Mỗi loại thiết bị có những tiện lợi nhất định trong quá trình sử dụng. Vì vậy, việc lựa chọn trong mỗi ứng dụng thường dựa trên hiệu quả thu được trong quá trình lắp đặt và duy trì giá trị. Bảng số (2.1) chỉ ra sự so sánh những ưu nhược điểm của các loại thiết bị tách dầu khí. Bảng số (2.1) không phải là một bảng hướng dẫn thuần tuý nhưng nó đủ tiêu chuẩn liên quan tới sự so sánh, như những đặc điểm thay đổi hay những đặc điểm đặc trưng của sự khác nhau giữa các thiết bị tách dựa trên những phạm vi hình dạng, kích thước, áp suất làm việc. Từ bảng so sánh có thể chắc chắn rằng những thiết bị tách dầu và khí hình trụ nằm ngang là thiết bị có nhiều ưu điểm trong sử dụng, vận hành, duy trì làm việc, bảo dưỡng và sửa chữa thay thế, vì vậy nó được áp dụng nhiều nhất. Bảng tổng kết chỉ cho ta thấy khái quát chung của việc sử dụng thiết bị tách hình trụ ngang, hình trụ đứng, thiết bị hình cầu. 2.3.1.1. Thiết bị tách hình trụ đứng Trong công nghiệp dầu khí hiên nay, thiết bị bình tách hình trụ đứng thường được sử dụng trong những trường hợp sau: Chất lỏng giếng có tỷ lệ lỏng/khí cao. Dầu thô có chứa lượng cát, cặn và các mảnh vụn rắn. Sự lắp đặt bị giới hạn về chiều ngang nhưng không giới hạn về chiều cao của thiết bị. Được lắp đặt ở những nơi mà thể tích chất lỏng có thể thay đổi nhiều và đột ngột như; các giếng tự phun, các giếng gaslift gián đoạn. Hạ nugget của các thiết bị sản xuất khác cho phép hoặc tạo ra sự đông tụ chất lỏng. Đầu vào của các thiết bị sản xuất khác sẽ không làm việc phù hợp với sự có mặt của chất lỏng ở trong khí đầu vào. Sử dụng tại những điểm mà việc áp dụng thiết bị tách trụ đứng mang lại hiệu quả kinh tế cao hơn. 2.3.1.2. Thiết bị tách hình trụ nằm ngang Phạm vi áp dụng của nó trong các trường hợp cụ thể: Tách lỏng-lỏng trong bình tách 3 pha trong sự sắp đặt để hiệu quả hơn trong việc tách dầu – nước. Tách bọt dầu thô nơi mà diện tích tiếp xúc pha: lỏng – khí lớn hơn và cho phép tạo ra phần vỡ bọt nhanh hơn và sự tách khí từ lỏng hiệu quả hơn. Thiết bị tách hình trụ ngang được lắp đặt tại những vị trí giới hạn về chiều cao, vì bóng của nó có thể che lấp vùng phụ cận. Được lắp đặt tại những giếng khai thác ổn định lưu lượng với một GOR cao . Việc lắp đặt tại những nơi mà những thiết bị điều khiển hay những điều kiện đòi hỏi sự thiết kế các ‘‘đập ngăn nước’’ bên trong và ‘‘ngăn chứa’’ dầu để loại trừ việc sử dụng bộ điều khiển ranh giới chất lỏng dầu- nước. Dùng nơi có nhiều thiết bị nhỏ có thể xếp chồng nhau (đặt cạnh nhau) mục đích tiết kiệm không gian. Dùng cho những thiết bị cơ động, (hoặc trượt hoặc kéo) được yêu cầu cho việc kiểm tra hay sản xuất. Thượng nguồn của những thiết bị sản xuất sẽ không hoạt động hài hoà nhiều như có chất lỏng trong khí ở đầu vào . Hạ nguồn của những thiết bị sản xuất mà cho phép hoặc tháo ra chất lỏng ngưng tụ hay đông tụ. Dùng cho những truờng hợp giá trị kinh tế của thiết bị tách trụ đứng đem lại thấp hơn. 2.3.1.3. Thiết bị tách hình cầu Phạm vi ứng dụng trong các trường hợp sau: Những chất lỏng giếng với lưu lượng dầu khí cao, ổn định và không có hiện tượng trào dầu hay va đập của dòng dầu. Được lắp đặt ở những vị trí mà bị giới hạn về chiều cao. Hạ nguồn của những thiết bị xử lý như là thiết bị xử lý nước bằng glycol và các thiết bị làm ngọt khí (qua quá trình khử lưu huỳnh) để làm sạch và tăng giá xử lý chất lỏng như là Amin và Glycol. Được lắp đặt tại những địa điểm yêu cầu thiết bị tách phải nhỏ và dễ dàng di chuyển tới nơi lắp đặt. Lắp đặt tại những nơi mà hiệu quả để lại từ thiết bị tách hình cầu là cao hơn. Yêu cầu làm sạch nhiên liệu và xử lý khí cho mỏ hoặc nhà máy sử dụng. 2.3.2. Ưu nhược điểm các loại bình tách Bảng 2.1. So sánh sự thuận lợi và không thuận lợi của các loại bình tách. Số TT Các vấn đề so sánh. Thiết bị tách hình trụ ngang Thiết bị tách hình trụ đứng Thiết bị tách hình cầu. 1 Hiệu quả của sự tách 1 2 3 2 Sự ổn định của chất lưu được tách 1 2 3 3 Khả năng thích ứng với sự thay đổi điều kiện 1 2 3 4 Tính chất cơ động của sự hoạt động 2 1 3 5 Dung tích 1 2 3 6 Giá thành của một đơn vị dung tích. 1 2 3 7 Vật liệu ngoài 3 1 2 8 Khả năng xử lý bọt dầu thô 1 2 3 9 Khả năng thích ứng để sử dụng di động 1 3 2 10 Khoảng không gian yêu cầu cho lắp đặt. Mặt phẳng đứng Mặt nằm ngang. 1 3 3 1 2 2 11 Tiện lợi cho việc lắp đặt 2 3 1 12 Tiện lợi cho việc kiểm tra bảo dưỡng thiết bị 1 3 2 Ghi chú: Độ tiện lợi sắp xếp theo kí hiệu như sau: 1: tiện lợi nhất. 3: kém tiện lợi. 2: tiện lợi trung bình. CHƯƠNG 3. TÍNH TOÁN CHO BÌNH TÁCH VÀ ĐÁNH GIÁ BÌNH C1 THIẾT KẾ VỚI BÌNH C1 ĐANG SỬ DỤNG TRÊN MSP3 3.1. Tính toán cho bình tách 3.1.1. Tính toán công suất và kích thước bình tách 3.1.1.1. Công suất bình tách Công suất bình tách phụ thuộc vào các yếu tố: Kích thước của bình tách. Hình dáng và các thiết bị bên trong bình tách. Số giai đoạn tách. Nhiệt độ và áp suất trong bình. Tính chất lý, hoá của dầu. Tỷ số dầu/ khí trong chất lưu. Kích thước và phân bố các phần tử chất lỏng trong khí ở cửa vào của bình. Mức chất lỏng được duy trì trong bình tách. Hàm lượng tạp chất có trong dầu. Khuynh hướng tạo bọt của dầu. Trong các yếu tố trên thì 2 yếu tố: tính chất lý, hoá của dầu và kích thước, phân bố các phần tử chất lỏng trong khí ở cửa vào của bình tách là rất cần thiết cho việc xác định chính xác kích thước của bình tách để cho hiệu suất cao nhất nhưng cũng rất khó xác định đầy đủ và chính xác. Trong bình tách đứng, những phần tử chất lỏng tách khỏi khí, rơi xuống sẽ gặp sự cản trở của khí bay lên. Trong bình tách ngang các phần tử lỏng bay ngang qua bình như quỹ đạo của viên đạn bắn từ lòng súng. Qua đó cho thấy bình tách ngang sẽ tách được một lượng chất lỏng lớn hơn so với bình tách đứng với cùng một kích thước. Điều này đúng khi mức chất lỏng trong bình tách phải duy trì ở một mức thích hợp để tránh hiện tượng khí mang theo dầu khi mức chất lỏng trong bình quá cao. Vận tốc khí lớn nhất trong bình tách cho phép sự tách sương khỏi khí, được tính theo công thức Stock: (3.1) Trong đó: vg: là vận tốc khí lớn nhất cho phép. F∞: là hệ số kể đến hình dáng và điều kiện làm việc của bình tách. Với bình tách đứng F∞ = 0,05 - 0,167. Với bình tách ngang F∞ = 0,2 - 0,7. ρl: là khối lượng riêng của dầu, kg/m3. ρg: là khối lượng riêng của khí, kg/m3. Giá trị của F∞ trong công thức (3.1) là một biến độc lập thực nghiệm. Các yếu tố ảnh hưởng đến giá trị của F∞: Tỷ số chiều dài trên đường kính L/D. Kiểu dáng các chi tiết bên trong. Độ sâu mức chất lỏng. Khuynh hướng tạo bọt của dầu. Sự chuyển động ổn định của dòng khí. Tỷ lệ pha khí trên pha lỏng. Sự hiện diện của các chất liệu khác. Trong đó yếu tố L/D ảnh hưởng tới F∞ nhiều nhất. Việc sử dụng ống nắn dòng, tấm chắn làm lệch dòng và các thiết bị đặc biệt ở cửa vào sẽ làm tăng giá trị của F∞ và công suất của bình tách. Vận tốc khí lớn nhất cho phép vg của công thức (3.1) là vận tốc khí lớn nhất có thể chảy trong bình tách và vẫn đạt được chất lượng tách như mong muốn. Giá trị của F∞ tỷ lệ thuận với tỷ số L/D của bình. Trong bình tách đứng, cửa vào được đặt ở khoảng 1/3 chiều dài bình tính từ mồi hàn trên đỉnh xuống, khí chảy từ đầu vào qua bình tới đường xả khí phía trên bình. Dầu chảy từ cửa vào xuống đáy bình. Vì vậy không phải thể tích dầu hay khí có thể xác định được chính xác kích thước của bình theo yêu cầu. Với bình tách ngang, nếu thể tích khí xác định được kích thước của bình thì tỷ số L/D lấy từ 2 - 6. Công thức tính công suất của bình tách được tính như sau : (3.2) Trong đó : vg : là vận tốc khí lớn nhất cho phép, m/s. ρg : là khối lượng riêng của khí, kg/m3. Qn: là công suất của bình, kg.giờ/m2. 3.1.1.2. Tính đường kính của bình tách Khối lượng lưu lượng : (3.3) Trong đó: m: là lưu lượng khối lượng, kg/giờ. Kp : là hệ số khí hòa tan trong dầu, (Kp= 1,0565.10-5 m3/m3.Pa). P : là áp suất làm việc của bình tách, at. ρl, ρg : lần lượt là khối lượng riêng của dầu và khí, kg/m3. Γ : là tỷ lệ khí trong hỗn hợp, (Γ = 170,5). Đường kình của bình tách được tính theo công thức : (3.4) Trong đó : d : là đường kính của bình tách,mm. F : là hệ số trong bình tách, được tính theo bảng dưới đây. Bảng 3.1. Hệ số F của bình tách. h/d F h/d F 0,00 1,000 0,30 0,748 0,05 0,981 0,35 0,688 0,10 0,948 0,40 0,626 0,15 0,906 0,45 0,564 0,20 0,858 0,50 0,500 0,25 0,804 0,55 0,436 3.1.2. Tính toán thể tích và chiều dài bình tách 3.1.2.1. Thể tích bình tách Công thức tính thể tích của bình tách : (3.5) Trong đó : Qn : là công suất của bình tách, tấn/ngày. t : là thời gian lưu giữ chất lỏng trong bình, giây. 3.1.2.2. Chiều dài bình tách Công thức tính chiều dài bình tách : (3.6) 3.1.2.3. Thời gian lưu giữ chất lỏng trong bình tách Thời gian lưu giữ chất lỏng trong bình là thời gian giới hạn cho khí thoát ra khỏi pha lỏng. Thông số này không có trong công thức tính kích thước của bình tách. Xác định thời gian lưu giữ chất lỏng là cách gián tiếp để xác định thể tích của bình tách cần thiết để kiểm soát được dòng chảy có lưu lượng cho trước. Thể tích bình tách bằng lưu lượng của bình nhân với thời gian lưu giữ chất lỏng. Với bình tách cho trước, thể tích lỏng cần thiết ảnh hưởng nhiều hơn đến kích thước của bình so với lưu lượng khí. Điều này đúng cho các bình tách lớn với tỷ số dầu - khí thấp. Ta có công thức tính thời gian lưu giữ chất lỏng ( thời gian lắng): (3.7) Trong đó: Vl: là phần thể tích chất lỏng đòi hỏi của bình tách, m3. t: là thời gian lưu giữ thiết kế, phút. Ql: là lưu lượng chất lỏng qua bình, m3/ngày. Thời gian lưu giữ bị ảnh hưởng bởi thành phần bọt, sự hiện diện của các chất rắn và nhũ tương. Thời gian lưu giữ chất lỏng là thông số rất quan trọng trong bình tách, ở đó các phản ứng hoá học có thể xảy ra. Thời gian lắng được thể hiện trong các bảng dưới đây: Bảng 3.2. Thời gian lắng. Dầu - khí tự nhiên 1 - 3 phút Dầu nghèo 10 - 15 phút Xử lý phân đoạn 8 - 15 phút Trong bình làm lạnh 4 - 7 phút Tiêu chuẩn API 12J dùng cho bình tách dầu và khí: Bảng 3.3. Thời gian lắng tương đương với tỷ trọng tương đối của dầu. Tỷ trọng tương đối của dầu Phút < 0,85 1 0,85 - 0,93 1 – 2 0,93 - 1 2 – 4 3.1.3. Tính toán chiều dày của bình tách 3.1.3.1. Chiều dày thành bình (3.8) Trong đó: r1: là chiều dày của bình tách, cm. P : là áp suất làm việc của bình,Psi. d : là đường kính của bình tách, cm. E: là hệ số giảm bền do ảnh hưởng của mối hàn (E = 0,85 - 1). S: là giới hạn bền của vật liệu chế tạo bình, (S = 120 Mpa). C: là chiều dày dự phòng ăn mòn thành bình, (C = 0,3 cm). 3.1.3.2. Chiều dày đáy bình tách (3.9) Trong đó: r2: là chiều dày đáy bình tách, cm. Cσ: là chiều dày dự phòng ăn mòn đáy bình, (C = 0,42 cm). 3.1.4. Tính toán bền cho bình tách Hình 3.1. Phân bố áp lực. Lực F tác dụng lên 2 đầu bình tách được tính theo công thức: (3.10) Trong đó: F: là lực tác dụng lên 2 đầu bình tách, KN. d: là đường kính của bình tách, m P: là áp suất làm việc của bình tách, at. Diện tích chịu lực f tính theo đường kính trong của bình: (3.11) Ứng suất cho phép của bình: (3.12) Trong đó: r: là chiều dày của bình tách, mm. Bình làm việc ổn định khi lực tác dụng lên thành bình cân bằng với phản lực tại mối hàn. Điều kiện ổn định: Þ (3.13) Trong đó: L: là chiều dài của bình tách, mm. N: là phản lực tại mối hàn, KN. Ứng suất tại mối hàn: (3.14) 3.1.5. Tính toán khối lượng, diện tích và tải trọng sàn lắp đặt 3.1.5.1. Tính toán khối lương và diện tích sàn lắp đặt Dựa vào đồ thì thể hiện sự tương quan giữa chiều dài, chiều dày và đường kính mà ta xác định được khối lượng sàn lắp đặt là Wv. Xung quanh bình tách có hệ thống đường ống dẫn, trong đó bao gồm các đường ống dẫn chính với đường kính khoảng 4 inch và các đường ống phụ thêm vào. Vì thế không gian lắp đặt bình tách cần tính toán cho hợp lý cho cả hệ thống này. Ngoài ra, yêu cầu về hệ thống lắp đặt này bao gồm cả máy bơm, hệ thống điều khiển áp suất, mức chất lỏng trong bình… 3.1.5.2. Tính toán tải trọng tác dụng lên mặt sàn lắp đặt Bình tách được lắp đặt trên một sàn chịu tải. Sàn này phải chịu được tải trọng của bình tách trong quá trình làm việc cũng như khi thử thuỷ lực. Vì thế cần phải xác định tải trọng tối đa mà sàn có thể chịu được. Theo ASME tải trọng tối đa có thể coi như là khối lượng nước trong bình Ww cộng với khối lượng của bình tách: (kg) (3.15) 3.2 Áp dụng tính cho bình công nghệ C1 tại giàn MSP3 mỏ Bạch Hổ * Tính toán cân bằng pha Bảng 3.4. Các thành phần dầu mỏ trong mỏ Bạch Hổ. STT Cấu tử Thành phần dầu vỉa % mol Hệ số cân bằng (Ki) Thành phần lỏng (Xi) Thành phần hơi (Yi) 1 N2 0,292 86,90 0,006 0,519 2 CO2 0,093 6,77 0,002 0,149 3 C1 46,193 16,26 4,860 78,976 4 C2 8,636 2,87 4,228 12,312 5 C3 5,423 0,98 5,757 5,158 6 IC4 1,479 0,40 2,226 0,886 7 NC4 2,308 0,30 3,871 1,140 8 IC5 0,870 0,14 1,671 0,235 9 NC5 0,991 0,11 1,692 0,221 10 C6 1,298 0,05 2,760 0,139 11 C7 32,417 0,006 72,727 0,445 Để có được giá trị này ta phải đi tìm giá trị l/d bằng cách tính cân bằng pha trong bình tách. Để tính cân bằng pha ta phải làm tuần tự như sau: Với một lượng sản phẩm dầu - khí biết trước, khi ở áp suất và nhiệt độ bình tách thì chúng được tách thành 2 pha: lỏng - hơi và giữa 2 pha này có sự cân bằng. Chúng ta cần tính được thể tích của từng pha là hàm lượng mol tồn tại ở trạng thái lỏng và khí của mỗi cấu tử. Muốn vậy trước hết phải biết hàm lượng mol của từng cấu tử trong hỗn hợp ban đầu. - Gọi thành phần thể tích pha lỏng, hơi lần lượt là Vl, Vg. - Xét một Kmol hỗn hợp sản phẩm, ta có hệ phương trình sau: Vl+Vg = 1 (3.22) Zi = Xi.Vl+ Yi.Vg Trong đó: Xi, Yi, Zi: lần lượt là hàm lượng mol của các cấu tử ở trạng thái lỏng, pha khí và trong hỗn hợp. Zi = Xi.(1-Vg)+ Ki.Xi.Vg Þ Từ 2 hệ thức của Xi ta có: (3.23) Với điều kiện nhiệt độ và áp suất làm việc của bình tách ta sẽ xác định được giá trị của Ki và từ đó sẽ xác định được giá trị của Vg. Với công thức đã có ở trên: . Ta cho giá trị của i chạy từ 1-11 khi đó sẽ có giá trị tương ứng của Zi và Ki như trên bảng và thay số vào ta có: Vg = 0,55. (tính gần đúng). Vl = 0,45. Do vậy ta có h/d = 0,45. Tra bảng (3.1) ta có : F = 0,564. * Tính đường kính bình tách Hệ số thực nghiệm F¥ = 0,25 (m/s) Khối lượng riêng của dầu ở 200C: Khối lượng riêng của khí (đktc): Tỷ lệ khí trong hỗn hợp: Hệ số khí hoà tan trong dầu: KP= 1,0565.10-5 (m3/m3 Pa) Lưu lượng khối lượng trong 1h là : . (3.24) Þ Chọn công suất max để chế tạo bình c1 cho phù hợp với dung lượng giàn MSP3 mỏ Bạch Hổ là Q = 500 tấn Đường kính bình tách là : Theo công thức (3.4) ta có : * Thể tích tối ưu của bình tách Theo (3.5) ta có: Do dầu và tách khí tự nhiên. Chọn t= 2 phút =120s. * Chiều dài của bình: Theo catalog của bình tách của Schlumberger ( xem phụ lục ) ta có kích thước bình tách như sau: . - Chiều dài của bình: L = 5,18 m (17,00 ft). - Chiều rộng của bình: b = 2,52 m (8,25 ft). Þ Đường kính của bình: d = 2,52 m ( 8,25 ft). Þ Thể tích của bình tách: - Kích thước đường vào (Inlet) : 3-in Fig 1502. - Kích thước đường khí ra (Gas Outlet) : 2-in Fif 1502 - Kích thước đường xả dầu (Oil Outlet) : 2-in Fig 1502. - Kích thước đường xả nước (Water Outlet) : 3-in Fig 602. - Kích thước đường xả cặn (Sand-Jet Line) : 3-in Fih 602. - Áp suất làm việc của bình: 13,789 Kpa (2,000 psi). - Nhiệt độ làm việc của bình: 0oC đến 100oC (32oF đến 212oF). Chiều dày bình tách. Chiều dày thành bình, áp dụng công thức (3.8) ta có: Chiều dày đáy bình, áp dụng công thức (3.9) ta có: Từ đây ta chọn chiều dày chung cho bình tách khi tính toán là: r = 2,54 (cm) = 1 (in). Lực tác dụng lên 2 đầu bình tách, áp dụng công thức (3.10) ta có : Diện tích chịu lực, áp dụng công thức (3.11) ta có : Ứng suất cho phép, áp dụng công thức (3.12) ta có: Phản lực tại mối hàn, áp dụng công thức (3.13) ta có; Ứng suất tại mối hàn, áp dụng công thức (3.14) ta có: Ta thấy σbt << σmh. Như vậy khi tính toán bền cho bình tách ta tính theo σmh. Từ ứng suất ta chọn vật liệu để chế tạo bình tách là thép hợp kim Khối lượng và diện tích sàn lắp đặt. Ta có sự tương quan giữa chiều dày, chiều dài và đường kính của bình tách: Hình 3.2. Sự tương quan giữa chiều dày, chiều dài và đường kính. Dựa vào sự tương quan giữa chiều dày, chiều dài và đường kính của bình tách ta có : Khối lượng bình tách : Wv = 15422 (kg) = 34000 (lb). Diện tích sàn lắp đặt : S = 430 (ft2) = 40 (m2). Vậy ta lắp đặt bình tách trên diện tích là 40 (m2). Tải trọng mà sàn phải chịu là , áp dụng công thức (3.15) ta có : Như vậy trọng lượng mà sàn phải chịu là Sàn chịu tải trọng phân bố là : (tấn/m2) 3.3 So sánh giữa bình c1 mới thiết kế và bình c1 trên giàn MSP3 đang sử dụng 3.3.1 Các thông số cơ bản của bình C1 trên giàn MSP 3 Bình tách C1 có cấu tạo gồm các thiết bị sau: Bảng 3.5. Các thiết bị cấu tạo nên bình tách Kí hiệu Các thành phần thiết bị. Số lượng Kích thước (đường kính) Dy,mm Áp suất đặt.(Mpa) Áp suất đặt.(Kg/cm2) A Đường vào hỗn hợp dầu khí 1 400 2,5 25 G Đường ra khí 1 300 2,5 25 D Đường ra dầu 1 350 2,5 25 E Van an toàn 1 200 2,5 25 X Đường xả 1 150 2,5 25 I1,2 Đo mức 2 50 4,0 40 U Bộ phận báo mức 2 50 4,0 40 L Dùng để thổi hơi nóng làm sạch bình 1 50 2,5 25 M1,2 Bộ phận chỉ mức 2 20 2,5 25 H Bộ phận đo áp suất 1 25/M20´1,5 6,3 63 N Bộ phận đo nhiệt độ 1 50/M27´2 2,5 25 P1,2 Đo chênh lệch áp suất 2 25/M20´1,5 6,3 63 C Nắp quan sát 1 450 2,5 25 T Báo nhiệt độ 1 25/M20´1,5 2,5 25 T1 Bộ phận để làm sạch bình Ngoài ra bình tách còn có các thiết bị sau: Vỏ: làm bằng thép 20 có ứng suất là: [s]=1600 (KG/cm2) Hệ số nén khí: Æ=1. Móc đỡ chịu tải Bệ đỡ Tấm chắn 1600m Vách ngăn Tấm chặn dạng lưới Tấm chặn dạng lưới OC-1600 Cửa chắn ống xoáy Thang bậc 1 Mặt bích Thành bình hình trụ Bình c1: Là loại bình tách cao áp 2 pha thường sử dụng phương pháp trọng lực Các thông số bình: * Loại chất lưu: dầu thô, khí, nước * Pha: 2 pha * Áp suất thiết kế: 27.5 bar * Nhiệt độ thiết kế: 1100C * Thể tích: 25 m3 * Đường kính trong: 2000 mm * Khoảng cách giữa hai đầu bình: 7000 mm * Dòng chất lưu vào: - Khí: 40088 kg/h - Dầu: 210786 kg/h - Nước: 50596 kg/h. Diện tích lắp đặt: 60m2. Điều kiện vận hành: * Áp suất làm việc cho phép của bình là :22kg/cm2. * Nhiệt độ: 1000C. Hệ thống an toàn: * Có 3 mức bảo vệ bình trong trường hợp áp suất cao và áp suất thấp: - Mức 1: mức áp suất cao và thấp PSH/L chỉ báo động trên SCADA - Mức 2: áp suất rất cao và rất thấp PSHH/LL sẽ báo động và đóng van SDV-300/400 - Mức 3: hai van an toàn hoạt động mở về C-4. * Bảo vệ bình trong trường hợp mức cao và thấp: - Mức cao và thấp LSH/L chỉ báo động ở SCADA - Mức rất cao và rất thấp LSHH/LL sẽ báo động và đóng van SDV-200. 3.4 Đánh giá Sau khi tính toán xong cho bình C1 rồi so sánh với bình C1 đã được sử dụng trên giàn MSP3 ta thấy được cả hai bình đều làm bằng thép hợp kim và có ưu nhược điểm râ rệt sau: 3.4.1 Ưu điểm Diện tích lắp đặt : với bình mới thiết kế chỉ cần diện tích lắp đặt là 40 m2. Còn bình đang sử dụng cần tới diện tích là 60 m2 để lắp đặt.Như vậy ta sẽ tiết kiệm được diện tích được biết là rất eo hẹp ở giàn khoan. Áp suất: Bình chịu được áp suất kém hơn so với bình đang sử dụng trên MSP3. Nhưng thực tế bình tách này sản suất để phục vụ cho giàn từ khi lưu lượng khai thác dầu gấp hàng trăm lần lưu lượng bây giờ. Bình chịu được áp suất nhỏ đồng thời chi phí cho sản suất bình được giảm đi rất nhiều. Chiều dày bình lớn hơn thì độ bền của bình cũng tốt hơn do làm cùng loại thép hợp kim. 3.4.2 Nhược điểm Chiều dày bình lớn hơn so với chiều dày bình đang sử dụng thì cũng có nghĩa chi phi sẽ lớn hơn cho thép hợp kim làm bình tách. Khi bình chỉ chịu được áp suất với lưu lượng dầu ít thì khi lưu lượng dầu nhiều sẽ xãy ra các sự cố sau: Lúc đó sẽ không tách sơ bộ lần 1 ở bình C1 mà dầu sẽ trực tiếp được bơm thẳng vào bình C2. Hoặc phải đẩy toàn bộ dầu từ bình C1 sang bình C2.(mở van bybass đường dầu của bình C1) Vậy ta đã phải bỏ qua một công đoạn tách dầu. Áp suất tăng cao bình C1 sẽ phải ngừng làm việc hoặc phải dựa vào bình đo để đóng giếng. Dừng bình C1 kết hợp với dừng giàn thì phải đóng các giếng khai thác Van kiểm tra áp suất sẽ xả áp suất trong bình về giá trị không CHƯƠNG 4 QUY TRÌNH LẮP ĐẶT, VẬN HÀNH, BẢO DƯỠNG, SỬA CHỮA VÀ CÔNG TÁC AN TOÀN VỚI BÌNH TÁCH 4.1 Yêu cầu về lắp đặt bình tách · Khi tiến hành lắp đặt các thiết bị cần phải tuân theo quy định tiêu chuẩn: CHP-3I-78 ‘‘ Các định mức và quy định xây dựng, các quy định về sản xuất và tiến trình công việc, trang thiết bị công nghệ, các quy định chung, và các yêu cầu hiện hành’’. · Lắp đặt thiết bị phải thực hiện theo đúng sơ đồ hướng dẫn đính kèm thiết bị. · Nghiêm cấm lắp ráp các thiết bị ở ngoài bản vẽ kỹ thuật và các thiết bị khác ở ngoài vỏ thiết bị. · Các thiết bị đặt tại vị trí xây lắp ở dạng chưa hoàn chỉnh thì phải hoàn thiện trước khi lắp đặt phù hợp với tiêu chuẩn GOCT 26-29I-79. · Khả năng hàn tại vị trí lắp ráp các thiết bị nhiệt của các linh kiện nào đó mà chưa được xem xét khi thiết kế thì phải thống nhất với nhà chế tạo. · Các thiết bị có thể được lắp đặt trên các cấu trúc kim loại cũng như trên nền bê tông. · Các thiết bị nằm ngang không điểm tựa dạng yên ngựa được đặt trên các nền bê tông. · Kiểm tra vị trí thiết kế trên nền các thiết bị thẳng đứng tiến hành phù hợp với ‘‘ Quy phạm về xây lắp các dụng cụ và thiết bị dạng nghiêng và dạng tháp’’ BCH 351-751 PMCC-CCCP. Việc đưa ra khỏi vị trí thẳng đứng của các thiết bị dạng cột cần phẩi chấp nhận phù hợp với tiêu chuẩn BCH 351-751 PMCC-CCCP. · Các thiết bị thẳng đứng sau khi lắp đặt phải được kẹp chặt trên các bulông cơ bản. Trước khi bắt chặt ốc vít vào bulông không được tiến hành công việc vì có thể làm xê dịch vị trí của thiết bị. · Thiết bị nằm ngang phải được đặt với độ nghiêng 0,002-0,003 về phía côn dẫn lưu (với các thiết bị trao đổi nhiệt thì về phía buồng phân phối). · Việc kiểm tra độ nghiêng phải tuân theo phần dưới vỏ thiết bị. · Khi lắp đặt thiết bị nằm ngang trên cấu trúc kim loại phải đảm bảo khả năng chuyển dịch tự do khi có giãn nở nhiệt. · Trước khi đổ bê tông phần phía ren của các ốc vít điều khiển phải được bôi dầu. · Sau khi kiểm tra thiết bị trên nền móng và đổ bê tông, các ốc vít điều chỉnh cũng như các bulông dùng để kẹp chặt với điểm tựa trong thời gian đặt thiết bị trên nền móng phải được đặt xa. Các lỗ ren phải được bôi kín mỡ chống rỉ. · Sau khi đặt thiết bị trên nền móng, các ốc vít của bulông điểm tựa cố định được hàn chặt với các tấm đệm. · Việc bố trí thiết bị trên mặt bằng lắp ráp phải đảm bảo các khe hở cần thiết giữa các thiết bị. · Chống sét các thiết bị phải thực hiện phù hợp với các chỉ dẫn về thiết kế và xây lắp hệ thống chống sét công trình. Dưới đây là hình hình ảnh thực tế của bình c1 và c2 đã được lắp đặt Hình 4.1. Hình ảnh thực tế bình chịu áp lực. 4.2 Quy trình vận hành bình tách C1 4.2.1 Miêu tả hệ thống bình tách c1 Bình chịu áp lực C1 có nhiệm vụ trực tiếp nhận sản phẩm( dầu, khí, nước, …) từ các giếng khai thác qua đường thu gom tại BM 1,2, qua van SDV-502 và tách dầu và khí cấp I trong hệ thống công nghệ khai thác. Bình tách C1 được lắp tại BM 3. Dầu sau khi tách cấp I tại C1 sẻ được đẩy tiếp sang bình C2 để tách cấp II. Lượng khí đồng hành sau khi tách cấp I tại bình C1 sẻ được đưa vào hệ thống thu gom chung và đưa sang các Giàn nén. Áp suất làm việc cho phép của bình Plv= 22kgf/cm2. Các thiết bị bảo vệ và điều khiển cụm bình C1trên MSP3 TT Tagname Nhiệm vụ Tác động điều khiển Set piont 1 TT-501 Giám sát thông số nhiệt độ bình C1 về hệ thống SCADA 0-1000c/ 4-20mA 2 PT-501 Giám sát thông số áp suất bình C1 về hệ thống SCADA Điều khiển van PSV-501 0-25bar/ 4-20mA 3 PSHH-501 Bảo vệ áp suất cao trong bình Đóng đường dầu vào bình Báo động khẩn cấp 21bar↑ 4 PSLL-501 Bảo vệ áp suất thấp trong bình Đóng đường dầu vào bình Báo động khẩn cấp 5bar↓ 5 LSHH-501 Bảo vệ mức bình cao Đóng đường dầu vào bình Báo động khẩn cấp 1100mm 6 LSLL-501 Cảnh báo mức bình thấp Đóng đường dầu vào bình Báo động khẩn cấp 500mm 7 LT-501 Giám sát thông số mức bình C1 về hệ thống SCADA Điều khiển van LCV-501 0-100%/ 4-20mA 8 PCV-501 Điều chỉnh lưu lượng khí ra khỏi bình C1 Điều khiển van MIM PCV-501 4-20mA/ 0-100% 9 LCV-501 Điều chỉnh lưu lượng dầu vào bình C2 Điều khiển van MIM LCV-501 4-20mA/ 0-100% 10 LXY-501 Điều khiển dừng khẩn cấp van LCV-501 Đóng khẩn cấp van MIM LCV-501 On/off Ngoài ra bình C1 còn được lắp 2 van an toàn được đặt ở áp suất P = 20kgf/cm2. khi áp suất trong bình vượt quá giá trị này, van sẻ xả sản phẩm ra đốt ở Fakel. 4.2.3. Vận hành ở chế độ bình thường a. Công tác chuẩn bị + Thông báo cho người trực tại phòng điều khiển và các bộ phận liên quan rằng thiết bị sắp hoạt động: áp suất tăng, nhiệt độ tăng, mực chất lỏng tăng… + Kiểm tra khí nguồn nuôi, nguồn điện đã sẵn sàng + Kiểm tra các hệ thống đang hoạt động bao gồm: - ESD - Hệ thống báo cháy và báo khí - Hệ thống điều khiển - Hệ thống bảo vệ - Các thiết bị chỉ báo và điều khiển tự động các thông số làm việc tự động của bình (mực chất lỏng, áp suất…) thiết bị chỉ báo nhiệt độ, đo lưu lượng - Kiểm tra việc xả hết nước trong bình - Kiểm tra các mặt bịt phải được tháo hết (trong trường hợp sửa chữa/kiểm định bình) - Kiểm tra tình trạng các van xả đã đóng kín - Kiểm tra để xác định trạng thái của các van đầu vào, đầu ra, tình trạng kết nối thiết bị với hệ thống công nghệ. - Bình tách C2 và các máy bơm dầu sẵn sàng làm việc. Các chuẩn bị đă thực hiện cần ghi vào phần ‘‘Phiếu chuẩn bị đưa thiết bị vào vận hành’’ b. Đưa bình vào hoạt động theo trình tự như sau + Chuyển về chế độ tay các hệ thống bảo vệ tự động + Đóng các van sau đây: Nº 3, Nº7 trên đường bybass của đường khí và đường dầu + Mở các van sau đây: - Van: Nº 4, Nº5 thông đường dầu sang bình C2 - Van: Nº1, Nº2 đưa khí vào hệ thống thu gom hoặc đốt ở phakel - Van: Nº SDV-502: đưa hỗn hợp dầu khí từ các giếng qua cụm phân dòng xuống đường ống thu gom tại Block 1,2 vào bình C1, đưa bình C1 vào làm việc. + Sau khi các thiết bị đã làm việc ổn định thì chuyển các hệ thống bảo vệ về chế độ tự động và tất cả những công việc đã thực hiện khởi động bình C1 ghi vào sổ trực công nghệ c. Kiểm tra trong quá trình vận hành Trong quá trình làm việc, thợ vận hành thiết bi phải tiến hành kiểm tra thường xuyên các thông số làm việc của bình C1 như: mực chất lỏng trong bình, áp suất làm việc phải nằm trong giới hạn cho phép của nhà sản xuất và phù hợp với quy trình công nghệ trên giàn. Đảm bảo cho thiết bị này luôn ở trạng thái kỹ thuật tốt, vận hành an toàn, nâng cao độ tin cậy và kéo dài tuổi thọ hoạt động. Hàng ngày thợ khai thác phải kiểm tra định kỳ 4 giờ/lần và ghi các thông số làm việc của bình vào sổ theo dâi công nghệ khai thác. Đốc công khai thác phải ghi các thông số làm việc của bình trong báo cáo hàng ngày gửi về XN khai thác. Định kỳ 3 tháng/lần phải tiến hành hiệu chỉnh áp suất làm việc của van an toàn theo lịch đã được duyệt. Tiến hành các Việc khám nghiệm định kỳ phải theo đúng thời gian quy định như đã ghi trong mục 4.1.1 Hình 4.2. Sơ đồ nguyên lý của bình C-1 Bình C1 phải dừng làm việc trong các trình tự sau đây: + Thông báo cho người trực tại phòng điều khiển và các bộ phận liên quan biết việc thiết bị sắp ngừng hoạt động: áp suất giảm, nhiệt độ giảm, mực chất lỏng giảm… + Nếu chỉ dừng riêng bình C1 mà không dừng giàn thì chuyển về bình đo (dựa theo công suất bình đo mà đóng bớt giếng nếu cần thiết) + Nếu dừng bình C1 kết hợp dừng giàn thì phải đóng toàn bộ các giếng khai thác + Đẩy toàn bộ dầu từ bình C1 sang bình C2.(mở van bybass đường dầu của bình C1) + Rửa bình bằng nước biển từ hệ thống cứu hoả qua hệ thống đường công nghệ + Xả áp suất trong bình về giá trị không + Đóng các van đầu vào và đầu ra của bình. 4.2.4. Kiểm soát sự cố và các tình huống khẩn cấp · Dừng bình khi có sự cố · Trạng thái làm việc không bình thường, các dạng sự cố, nguyên nhân và cách khắc phục + Mực chất lỏng cao: Các nguyên nhân có thể xảy ra như hư cột mức, van điều chỉnh mực chất lỏng hoạt động không ổn định. Tín hiệu từ LT-501 (Transmitter) để điều khiển van mức LCV-501 là không chính xác, cần so sánh tín hiệu mức từ Transmitter với cột mức hiển thị tại chỗ LG (level Gauge) và hiệu chỉnh lại, trong trường hợp các tín hiệu mức không sử dụng các Transmitter mà sử dụng thiết bị đo mức sử dụng khí nén điều khiển van mức và thiết bị báo tín hiệu sự cố thì cần so sánh và hiệu chỉnh lại các thiết bị YPb này. Chú ý kiểm tra tình trạng làm việc của hệ thống thiết bị sấy và bảo ôn các cột mức. Nếu hệ thống này không làm việc tốt có thể dẫn tới hiện tượng dầu bị đông trong cột mức và tín hiệu từ LT-501 là tín hiệu giả. Van điều chỉnh mức LCV-501 đóng sự cố trong các tín hiệu: LSLL-501 của bình C1, ESD, LSHH-521, LSLL-521, PSHH-521, PSLL-521 của bình C2, Fire & Gas detection tác động làm cho bộ điều khiển LY-501 đưa ra tín hiệu đóng van điều chỉnh mức, cần phải kiểm tra các tín hiệu trên rồi giải trừ chúng hoặc kiểm tra tại chỗ xem van có bị kẹt thì cần sửa chữa, trong trường hợp van điều chỉnh mức không có các tín hiệu trên mà sử dụng bộ điều khiển PB-10 ở phòng điều khiển BM -8 thì cần hiệu chỉnh lại bộ PB-10. Trong trường hợp mực chất lỏng trong bình C1 quá cao vượt quá giới hạn cho phép thì phải lập tức mở van bybass để hạ nhanh mực chất lỏng từ bình C1 sang bình C2 để tránh trường hợp dầu trào ra. + Mực chất lỏng thấp: các nguyên nhân có thể xảy ra bao gồm: van điều chỉnh mức LCV-501 hoạt động không ổn định, van SDV-502 đóng sự cố, mất khí nguồn nuôi cho SDV-502 - Van điều chỉnh mức LCV-501 mở do tác động của LT-501, kiểm tra tín hiệu Transmitter nếu có sai lệch thì hiệu chỉnh lại hoặc kiểm tra tại chỗ xem van có bị kẹt hoặc tín hiệu điều khiển LY-501 bị sai lệch thì hiệu chỉnh lại. Chú ý kiểm tra tình trạng làm việc của hệ thống thiết bị sấy và bảo ôn các cột mức. Nếu hệ thống này hoạt động không tốt có thể dẫn tới hiện tượng dầu bị đông trong cột mức và tín hiệu từ LT-501 là không chính xác - Van SDV-502 đóng do tín hiệu shutdown ESD, PSD từ hệ thống điều khiển SCADA tác động vào van Solenoid XY-502 làm ngắt khí nguồn nuôi cho van SDV-502, cần kiểm tra tín hiệu từ LSHH-501 và giải trừ tín hiệu này - Mất khí nguồn nuôi cho van SDV-502 có thể làm cho các van đóng lại, cần kiểm tra nguồn nuôi từ các bộ Regulator trên cụm Manifold phân phối khí nguồn nuôi - Mất khí nguồn nuôi làm cho van điều khiển mức LCV-501 mở tối đa và van điều khiển áp suất PCV-501 đóng hoàn toàn khiến cho dầu từ bình C1 đẩy nhanh sang bình C2. Trong trường hợp này phải xử lý nhanh bằng cách mở bybass đường khí và đóng van trên đường hồi của dầu từ đường bơm về bình C2 - Khi mực chất lỏng tại bình C1 quá thấp vượt quá giới hạn cho phép, dẫn tới hiện tượng khí từ bình C1 đi sang bình C2 sẽ gây sự cố cho bình C2 và máy bơm dầu, cần phải lập tức đóng van Nº3 để nâng mực chất lỏng từ bình C1 lên và chuyển tạm thời sang chế độ tay để điều chỉnh mực chất lỏng trong bình C1 qua hệ thống và bybass trên đường dầu từ C1 sang C2 trong thời gian xử lý. + Áp suất bình cao: các nguyên nhân có thể xảy ra bao gồm : Van điều chỉnh áp suất PCV-501 làm việc không ổn định, mất khí nguồn nuôi cho van PCV-501 - Van điều chỉnh áp suất PCV-501 đóng lại do tín hiệu từ Transmitter PT-501 không chính xác, làm cho bộ biến đổi tín hiệu I/P PY-501 đưa ra tín hiệu đóng van, cần phải kiểm tra đưa ra hiệu chỉnh lại Transmitter hoặc kiểm tra tại chỗ xem van có bị kẹt thì cần sửa chữa - Mất khí nguồn nuôi cho van PCV-501 sẽ làm cho van đóng lại, cần kiểm tra khí nguồn nuôi từ các bộ Regulator trên cụm Manifold phân phối khí nguồn nuôi tại BM-3 - Trong trường hợp áp suất trong bình cao vượt quá giới hạn cho phép, thì phải lập tức mở van bybass trên đường khí để giảm áp suất trong bình xuống trong thời gian xử lý. · Đưa bình trở lại làm việc sau sự cố: Sau khi xử lý xong sự cố thì đưa bình trở lại làm việc với trình tự như sau: - Tiến hành giải trừ các van, các SDV, các van điều khiển từ hệ thống SCADA - Tiến hành khởi động thiết bị theo như đã nói ở trên. 4.2.5. Điểm đặt của thiết bị Bảng 4.1. Điểm đặt của các thiết bị trong quá trình vận hành bình tách Tên thiết bị Điểm đặt Chi tiết (1) (2) (3) PT-501 0-25Bar Transmitter áp suất bình C1 PSLL-501 5Bar Chuyển mạch áp suất thấp bình C1 PSHH-501 21Bar Chuyển mạch áp suất cao bình C1 LT-501 345mm Transmitter mức chất lỏng bình C1 LSLL-501 720mm Chuyển mạch mức thấp bình C1 LSHH-501 0-1000C Chuyển mạch mức cao bình C1 TT-501 4-20mA Transmitter nhiệt độ bình C1 (1) (2) (3) SDV-502 Van đóng sự cố bình C1 PI-501 0-40Bar Chỉ thị áp suất tại chỗ bình C1 TI-501 0-1000C Chỉ thị nhiệt độ tại chỗ bình C1 LG-501 600mm Chỉ thị mức tại chỗ bình C1 LCV-501 0-100% Van điều khiển mức bình C1 LY-501 4-20mA Điều khiển khí nuôi để đóng mở van điều khiển mức LCV-501 PCV-501 0-100% Van điều khiển áp suất bình C1 PY-501 0-40mA Điều khiển khí nuôi để đóng mở van điều khiển áp suất PCV-501 PSV-501 25Bar Van an toàn bình C1 4.3. Chế độ bảo dưỡng bình tách C1 Các yêu cầu đặt ra cần phải thực hiện đầy đủ và nghiêm túc, các bình tách sau một thời gian làm việc nhất định do nhiễm bẩn gây ra cho các bộ phận hiện tượng bị tắc các van, các ống dẫn hay do parafin lắng đọng hoặc các vật liệu khác có thể làm cho các thiết bị ngừng làm việc gây ngưng trệ sản xuất. Vì vậy phải định kỳ dọn rửa và làm sạch các bình tách. Bình tách C1 được thiết kế một số cách làm sạch chính những lỗ nạo cặn. Những bình lớn có thể được thiết kế vài cách để thuận tiện cho việc làm sạch. Với các bình nhỏ có thể được nắm những tay nắm và các dụng cụ rửa để dễ dàng làm sạch và sửa định kỳ. + Thường xuyên xem xét và kiểm tra bên ngoài (các mối hàn) tại các điểm nối. + Làm sạch các mối hàn + Bề mặt các phần không sơn được phủ bằng vật liệu theo + Trước khi phủ sơn cần được phun cát + Lớp sơn lót 0,3k theo GOCT và sơn hai lớp sau khi đã thử và nghiệm thu. Diện tích F=0,2m2. 4.4 Quy phạm an toàn, kiểm tra bình tách theo tiêu chuẩn Việt Nam Việc vận hành các thiết bị phải tuân theo các yêu cầu trong quy trình lắp đặt thiết bị và an toàn sử dụng các bình cao áp đã được cơ quan giám sát kỹ thuật Liên Xô (cũ) phê duyệt. Việc vận hành các thiết bị không được vượt quá các thông số đã ghi trong các hướng dẫn sử dụng thiết bị, nếu sử dụng khác đi thì phải được sự phê duyệt của bộ phận nghiên cứu và thiết kế kỹ thuật. Thiết bị phải đầy đủ các bộ phận an toàn như đã ghi trong tài liệu và có hướng dẫn đính kèm. Thiết bị phải ngừng làm việc trong các trường hợp sau: Áp suất vượt quá mức cho phép. Van an toàn bị hư hỏng. Áp kế bị hư hỏng và không thể xác định được. Các bulông có mặt bích bị hư hỏng và không đủ số lượng yêu cầu. Các đồng hồ chỉ báo, thiết bị điều chỉnh bị hỏng hoặc hoạt động không ổn định. Không được sửa chữa thiết bị dưới áp suất cao. Việc xả khí từ thiết bị ra ngoài chỉ được thực hiện qua đường xả ra đuốc, nghiêm cấm việc xả ra khe hở của mặt bích. Để kiểm tra độ ăn mòn của thiết bị cần tiến hành đo độ dày ít nhất 2 năm một lần bằng biện pháp kiểm tra không phá huỷ. 4.5. Các biện pháp an toàn trong công tác vận hành bình tách Công tác an toàn đối với bình tách chịu áp lực đòi hỏi người vận hành phải từ 18 tuổi trở lên, đủ sức khoẻ, được huấn luyện và sát hạch kỹ thuật chuyên môn và phải tuân theo các quy phạm sau: Thường xuyên kiểm tra tình trạng của bình, sự hoạt động của các thiết bị kiểm tra đo lường, các cơ cấu an toàn và các phụ tùng của bình. Vận hành bình một cách an toàn, theo đúng quy trình của đơn vị: kịp thời và bình tĩnh xử lý theo đúng quy trình của đơn vị khi có sự cố xảy ra, đồng thời báo ngay cho người phụ trách những biểu hiện không an toàn của bình tách. Không được vận hành bình vượt quá các thông số đã được quy định, nghiêm cấm chèn, hãm hoặc dùng bất cứ biện pháp nào để thêm tải trọng của van an toàn trong khi bình đang hoạt động. Phải ngay lập tức đình chỉ hoạt động của bình trong các trường hợp sau: Khi áp suất làm việc tăng quá mức cho phép mặc dù các yêu cầu khác trong quy định quy trình vận hành đều đảm bảo. Khi cơ cấu an toàn không đảm bảo. Khi phát hiện thấy vết nứt, chỗ phùng, xì hơi hoặc chảy nước ở các mối hàn, các miếng đệm bị xé. Khi xảy ra cháy trực tiếp đe dọa đến bình có áp suất. Khi áp kế bị hỏng, không có khả năng xác định áp suất trong bình bằng một dụng cụ nào khác. Các bình thuộc phạm vi tiêu chuẩn phải có các trang bị đo, kiểm tra và an toàn. Trên mỗi bình phải có ít nhất một áp kế phù hợp với môi chất chứa trong bình. Mặt áp kế phải kẻ vạch đỏ ở số chỉ áp kế làm việc của bình. Thang chia độ của áp kế phải chọn để số chỉ của áp suất làm việc nằm trong khoảng 1/3 - 2/3 thang đo. Áp kế phải đặt thẳng đứng hoặc nghiêng về phía trước 30o và phải bảo vệ khỏi bị ảnh hưởng của nhiệt độ. Đường kính áp kế phải không dưới 160 mm khi khoảng cách quan sát từ 2 - 5 m. Áp kế của bình phải được kiểm định và niêm phong mỗi năm một lần sau mỗi lần sửa chữa tại các cơ sở được phép kiểm định. Không được sử dụng áp kế không kẹp chì và dấu hiệu của đơn vị kiểm định không ghi râ ngày kiểm tra lần cuối, quá hạn kiểm định, kim không trở về chốt tựa khi ngắt hơi hoặc khi không có chốt tựa thì kim lệch quá 0 của thang đo một trị số quá nửa sai số cho phép của áp kế đó. Những hư hỏng khác có thể ảnh hưởng đến sự làm việc chính xác của áp kế. Trên các bình tách phải lắp van an toàn, van phải được lắp đặt ở phần trên cùng của bình tách và sao cho tiện cho việc quan sát và kiểm tra. Áp suất trong bình không được vượt quá áp suất làm việc cho phép. Kết cấu van an toàn kiểu lò xo phải đảm bảo: tránh xiết căng lò xo, bảo vệ lò xo không bị đốt nóng và chịu tác dụng trực tiếp của môi chất. Thường xuyên kiểm tra tình trạng kỹ thuật của van, thử van theo định kỳ, theo quy định của đơn vị. Người thợ vận hành bình phải nắm râ được: Nguyên lý làm việc của các thiết bị. Các thiết bị đo lường như áp kế. Hướng dẫn về an toàn khi sử dụng bình tách có áp suất. Có biện pháp phòng ngừa sự cố và khắc phục những hư hỏng có thể phát sinh. 4.6 Các biện pháp an toàn trong công tác bảo dưỡng và sửa chữa bình tách. Trang bị đầy đủ các dụng cụ lao động cá nhân như: quần áo, mũ, gang tay, giầy và các dụng cụ để sửa chữa, bảo dưỡng bình tách. Kiểm tra kết cấu kim loại các thiết bị của bình tách cũng như các thiết bị dùng cho các công tác sửa chữa và bảo dưỡng bình tách. Một số bộ phận cần được che chắn, bảo vệ. Khi bình tách đang làm việc thì tuyệt đối không được sửa chữa hay bảo dưỡng nhằm tránh những tai nạn không đáng có. Phải khắc phục sự dò rỉ dù là rất nhỏ. Các chi tiết liên quan được kiểm tra định kỳ. Các thiết bị đo chỉ thị luôn trong trạng thái hoàn hảo. Việc căn chỉnh van an toàn phải được thực hiện thường xuyên. Các chất dầu, mỡ thải ra phải được thu gom gọn gang. Rẻ lau sau khi sử dụng phải cho vào bao và cho vào thùng chứa chất độc hại. Khi kết thúc công việc sửa chữa bình tách và các thiết bị thì cần được vệ sinh công nghiệp, lau chùi dầu - mỡ, thu gọn dụng cụ và báo trực tiếp với lãnh đạo. 4.7. Các sự cố thường gặp đối với bình tách- biện pháp khắc phục 4.7.1. Các sự cố thường gặp đối với bình tách – biện pháp khắc phục Trong quá trình làm việc của bình tách thường xảy ra 3 sự cố chính: Chất lỏng bị cuốn ra ngoài theo khí. Mực chất lỏng không ổn định. Quá tải lỏng. 4.7.1.1. Trường hợp chất lỏng bị cuốn ra ngoài theo khí Bảng 4.2: Nguyên nhân và cách khắc phục với trường hợp bị cuốn ra ngoài theo khí Nguyên nhân Biện pháp khắc phục Lưu lượng khí vào dư nhiều. Kiêm tra lại lưu lượng khí, chỉnh lại theo thiết kế. Mực lỏng lên vùng khí chưa tách. Kiểm tra mực chất lỏng, chỉnh lại thấp hơn thiết kế. Các thiết bị tách bên trong bị kẹt do bụi và nước. Kiểm tra lại nhiệt độ và áp suất tính theo lượng nước được tạo ra. Sóng mạnh ở vùng chất lỏng. Do áp suất nhỏ hơn 0,1 Bar. Kiểm tra lại hay cài thêm màng chắn ngang. Áp suất hoạt động lớn hơn áp suất thiết kế. Kiểm tra áp suất hoạt động, tăng lưu lượng khí. Tỷ trọng chất lỏng (OAPI) cao hơn thiết kế. Giảm lưu lượng khí theo tỷ trọng. 4.7.1.2. Trường hợp chất lỏng không ổn định Phao bị bao phủ hoàn toàn bởi chất lỏng, để xử lí ta phải thổi ra đường ống chia độ để lấy mức đo chính xác. Nếu thùng đo ở ngoài thì cần thổi chìm phao xuống xem phao có bị kẹt không. Khi ống đo mức chất lỏng và phao kiểm tra xong thì xem phao có bị chìm không, thường xuyên rút chất lỏng ra để phao ngập 1/2, nhập mực chất lỏng cho các bộ điều khiển. Mực chất lỏng thấp dưới phao: Kiểm tra xem phao có bị kẹt không, đóng van tháo lỏng để van chìm 1/2. Van điều khiển chất lỏng không làm việc, cần tiến hành các biện pháp sau: + Kiểm tra lại sự hoạt động của van xem đóng mở có đúng không. + Vặn van đóng mở hoàn toàn xem có trở lực không. + Kiểm tra lưu lượng lỏng để xác định trở lực trong đường ống. Phao bị lắc do song: Lắp giá bảo vệ phao luôn cân bằng để phao làm việc ổn định. Bộ điều khiển mức chất lỏng không tương ứng: Bị thay đổi mực chất lỏng có thể do bộ điều khiển hỏng, phao thủng hoặc chất lỏng ở dưới phao. Ta phải đóng mở van để chất lỏng dao động bằng chiều dài của phao, nếu bộ điều khiển không tương ứng sẽ làm rơi phao. 4.7.1.3. Trường hợp quá tải chất lỏng Bảng 4.3. Nguyên nhân và cách khắc phục đối với trường hợp quá tải chất lỏng. Nguyên nhân Cách khắc phục. Lưu lượng các dòng cao. Chỉnh lại đúng thiết kế. Nhiệt độ thấp hơn thiết kế. Tăng nhiệt độ tách. Bộ ngưng tụ, bộ lọc bị tắc. Kiểm tra áp suất rơi (sụt áp) hoặc phục hồi sửa chữa, tẩy rửa bộ ngưng tụ hoặc thay thế. KẾT LUẬN Lắp đặt, vận hành, sửa chữa và bảo dưỡng bình tách là một đề tài quan trọng trong quá trình khai thác dầu khí. Đây là một công việc phức tạp, nó bao gồm nhiều công đoạn và chứa đựng những nguy hiểm tiềm ẩn trong quá trình thao tác sửa chữa thiết bị, bởi vì bình tách là một thiết bị chịu áp lực, nên chúng có thể gây ra cháy nổ trong quá trình vận hành và sửa chữa nếu ta không tuân thủ các nguyên tắc về an toàn. Cùng với nó thì việc vận hành cũng phải đảm bảo sao cho bình tách đạt hiệu quả cao nhất, tức là thời gian lưu giữ chất lỏng trong bình là hợp lý, tránh trường hợp quá lâu, làm giảm năng suất tách của bình. Yêu cầu đặt ra là thời gian lưu giữ chất lỏng trong bình phải đạt giới hạn cho phép sao cho đạt hiệu quả tách cao nhất Để nâng cao hiệu quả trong quá trình sử dụng bình tách thì việc tuân thủ quy trình bảo dưỡng, sửa chữa cũng rất quan trọng. Nó phải được thực hiện đúng theo quy trình kỹ thuật và đúng thời gian quy định. Thông qua việc làm đề tài tốt nghiệp về ‘‘Tìm hiểu cấu tạo nguyên lý hoạt động của bình tách dầu khí ở mỏ Bạch Hổ. Chuyên đề: Tính toán cho bình tách dầu khí C1 tại giàn khai thác MSP3 mỏ Bạch Hổ.”đã giúp em có được nhưng kiến thức quan trọng về bình tách. Đồ án chỉ ra những nguyên nhân hỏng hóc thường gặp đối với bình tách và đưa ra những giải pháp phù hợp nhằm nâng cao tuổi thọ của bình tách. Việc tính toán các thông số cho bình tách nhằm đạt hiệu quả tách là vô cùng quan trọng. Trong đồ án đã chỉ râ phương pháp tính toán các thông số của bình tách nói chung và đặc biệt là tính toán cụ thể cho bình C1. Với tính chất đặc biệt của loại dầu mỏ tại mỏ Bạch Hổ, để có được hiệu quả tách cao nhất ta phải nghiên cứu tính chất của loại dầu mỏ được tách, cũng như là các yếu tố ảnh hưởng tới hiệu quả tách như là parafin, nhũ tương dầu…Do vậy đồ án cũng chỉ ra các phương pháp khắc phục các yếu tố đó sao cho hiệu quả tách là cao nhất. Bên cạnh đó chỉ ra các quy phạm an toàn đối với bình tách, các quy định phải tuân theo trong quá trình sử dụng bình tách. Như vậy, sau quá trình thực tập, làm đồ án, được sự hướng dẫn của thầyTHS. Lê Đức Vinh em đã hoàn thành bản đồ án này. Một lần nữa em xin chân thành cảm ơn sự giúp đỡ của các thầy trong Khoa Dầu Khí, bộ môn Thiết bị dầu khí cùng các bạn trong lớp đã giúp đỡ tôi hoàn thành bản đồ án này. Hà Nội 5/2011 SVTH : Hà Thanh Nam MỤC LỤC