Nghiên cứu bình tách c1 3 giàn công nghệ trung tâm số 02 mỏ bạch hổ

1
LỜI NÓI ĐẦU
Mỏ dầu khí Bạch Hổ là một trong những mỏ có trữ lượng dầu khí lớn của Việt
Nam,được Xí nghiệp khai thác trực thuộc Liên doanh Viêt-Nga (Vietsovpetro) đưa
vào khai thác dầu từ năm 1986cho đến nay. Trải qua hơn 25 năm khai thác, mỏ
Bạch Hổđã đóng góp một phần sản lượng dầu khí đáng kểtrong tổng sản lượng dầu
khí khai thác của xí nghiệp. Xong hiện nay,việc các giếng ngập nước trên Mỏ Bạch
Hổ đã làm cho hàm lượng nước trong sản phẩm dầu thu gom để xử lý thành dầu
thương phẩm gặp rất nhiều khó khăn. Mặt khác việc xử lý nước đồng hành cùng với
sản phẩm dầu tách ra xả ra biển phải tuân thủ công ước bảo vệ môi trường (Công
ước Marpol) là một điều bắt buộc. Với cam kết trên công ước là hàm lượng dầu
trong nước xả biển dưới 40PPm (40 phần triệu) là một điều cũng không dễ dàng.
Để làm được 2 điều : Tuân thủ cam kết của công ước và đảm bảo tách dầu thô
thành dầu thương mại thì vấn đề đặt ra là phải kiểm tra,vận hành tối ưu hệ thống xử
lí sản phẩm khai thác trên giàn,cụ thể là hệ thống các bình tách. Đó chính là lý do để
em chọn đề tài:
Đề tài: “Nghiên cứu bình tách C1-3 giàn công nghệ trung tâm số 02 mỏ
Bạch Hổ.”
Chuyên đề: (Kiểm toán thiết kế bình tách C1-3)
Với mục tiêu nghiên cứu phương pháp tách dầu từ hỗn hợp dầu khí, cấu trúc
thiết bị bình tách,nguyên lý hoạt động, các yếu tố ảnh hưởng tới hiệu quả, công suất
tách của bình tách,kiểm toán thiết kế và đưa ra được lưu lượng tách phù hợp để bình
tách dầu đạt hiệu quả cao.
Em xin chân thành cảm ơn các thầy, cô ở Bộ môn Thiết bị dầu khí & Công
trình-Khoa Dầu khí, đặc biệt là ThS.Nguyễn Thanh Tuấn. Thầy đã hướng dẫn,
giúp đỡ tạo điều kiện cho em hoàn thành đồ án này. Với mức độ tài liệu, thời gian
nghiên cứu hoàn thành đồ án cũng như kiến thức và kinh nghiệm còn hạn chế nên
sẽ không tránh khỏi những thiếu sót. Em rất mong nhận được sự góp ý bổ sung của
các thầy cô và các bạn để sau này khi tiếp xúc với môi trường công việc có thể giải
quyết các vấn đề được tốt hơn .
Em xin chân thành cảm ơn!

Hà Nội, ngày 22 tháng 5 năm 2017.
Sinh viên thực hiện :
Bùi Việt Cường


2

CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG THU GOM XỬ LÍ TRÊN GIÀN CÔNG
NGHỆ TRUNG TÂM SỐ 2 (CTP2)

1.1.Tổng quan giàn công nghệ trung tâm số 2 CTP2
Giàn công nghệ trung tâm số 2 là giàn có sản lượng lớn nhất mỏ Bạch Hổ.
Qua quá trình thăm dò, xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã phát hiện ra nhiều
giếng có trữ lượng lớn tại giàn nhẹ BK-2 và các vùng lân cận. Do đó, yêu cầu cấp
bách đề ra là phải xây dựng giàn trung tâm để xử lý dầu từ BK-2 và các giàn nhẹ
BK ở các vùng lân cận để giảm bớt chi phí sản xuất, nâng cao hiệu quả kinh tế của
quá trình khai thác dầu tại mỏ Bạch Hổ.

Hình 1.1. Giàn công nghệ trung tâm số 2 mỏ Bạch Hổ
Giàn công nghệ trung tâm CTP-2 được đặt ở phía Nam mỏ Bạch Hổ. Giàn nằm
cách bờ hơn 100km và là một trong 40 công trình biển của liên doanh Vietsovpetro
quản lý và vận hành đã được khai thác trong hơn 20 năm qua. Giàn CTP-2 hiện
đang phụ trách các giàn BK từ BK-1 đến BK-10, khai thác hai mỏ dầu chủ lực là
mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng nằm tại lô 09-1 với tổng sản lượng 18.900 tấn/ngày đêm,
hiện nay giàn quản lý 72 giếng khoan mỗi giếng có độ sâu hơn 5000 m. Dầu và


3
khíđồng hành khai thác được từ các giếng dầu này sẽ được thu gom về bồn xử lý

củagiàn trung tâm bằng hệ thống đường ống đặt dưới đáy biển.
Giàn công nghệ trung tâm số 2 được xây dựng từ năm 1990 với kết cấu ban
đầu là giàn cố định. Đây là một khối sắt thép đồ sộ, gồm 4 công trình nổi trên biển
là:
- Giàn công nghệ trung tâm CTP-2.
- Giàn bơm ép nước PPD 40.000m3.
- Giàn nén khí trung tâm CCP.
- Khu nhà ở cán bộ, công nhân viên.
Ngoài ra, giàn còn có một số hạng mục như cầu nối và các đường ống công
nghệ, cơ cấu đuốc với các đường ống tựa trên các Block chân đế phục vụ cho quá
trình khai thác cũng như vận chuyển dầu khí của giàn.
1.2 Tổng quát về quy trình công nghệ xử lý dầu khí trên giàn công nghệ trung
tâm số 2
a.Về cơ bản bao gồm 6 giai đoạn (stage) xử lý

-

Giai đoạn khai thác.
Giai đoạn tách cao áp.
Giai đoạn tách nước.
Giai đoạn tách thấp áp.
Hệ thống xử lý khí.
- Giai đoạn xử lý nước.
b.Chức năng cơ bản của giàn:

-

Nhận và xử lý dầu từ các đầu giếng ở BK-2.
Nhận và xử lý dầu từ các giàn nhẹ (BK).
Nhận và xử lý dầu từ các giàn cố định.(MSP)

c.Nhiệm vụ của hệ thống thu gom và xử lý là:

- Tách dầu ra khỏi khí và nước.
- Dùng hoá phẩm để gia nhiệt hoặc hạ nhiệt độ đông đặc của dầu.
- Phân phối dòng sản phẩm nhờ cụm Manhephon đến các thiết bị đo, kiểm tra,
xử lý theo sơ đồ công nghệ.
Hỗn hợp dầu khí từ các giàn nhẹ BK-1 đến BK-10 được vận chuyển theo
đườngống thu gom về giàn công nghệ trung tâm số 2. Tại đây hỗn hợp dầu khí được
táchthành các pha riêng biệt. Dầu và khí ở các giàn cố định MSP sau khi được xử lý


4
tại giàn thì được vận chuyển theo đường ống riêng tới giàn công nghệ trung tâm số
2để tiếp tục xử lý.
MSP6
MSP7

FSO-2
MSP3

MSP5
MSP4

FSO-3 (CHI LANG)

RC-1
MSP8

RP-2

MSP10

RP-1

MSP9
MSP11

BK7
MSP1

FSO-1

BK3

BK1
BK10

CTP2

BK2

BK6

FSO-4

BK5

CTP3
BK4
BK9

BT7

BK8

Hình 1.2 Sơ đồ thu gom, vận chuyển dầu khí trên mỏ Bạch Hổ
FSO: Kho nổi chứa suất dầu
CTP: Giàn công nghệ trung tâm
BK: Giàn nhẹ trên mỏ Bạch Hổ

MSP: Giàn cố định trên mỏ Bạch Hổ
RC: Giàn nhẹ trên mỏ Rồng
RP: Giàn cố định trên mỏ Rồng


5
Sau khi xử lý xong, sản phẩm dầu sẽ được bơm xuống các tàu chứa Ba Vì và
Việt Xô -02 để xuất bán hoặc đưa về nhà máy lọc dầu Dung Quất. Khí đồng hành
được đưa sang giàn nén khí và được đưa vào bờ cung cấp cho các nhà máy điện
Dinh Cố Bà Rịa và Phú Mỹ, một phần được giữ lại bơm ép xuống để duy trì áp suất
vỉa và khai thác gaslift. Quá trình này được trung tâm điều khiển của giàn kiểm soát
chặt chẽ, bất kì một sự cố nào về giếng khoan hay hệ thống ống dẫn đều phải được
khắc phục nhanh chóng, đảm bảo dòng dầu không bị gián đoạn.
Dầu thô xử lý trên giàn CTP-2 được lấy từ :
- Các giếng dầu tại BK-2 nối trực tiếp với giàn CTP-2.
- 6 đường từ các BK-1, BK-3, BK-4, BK-5, BK-6, BT-7 khác được nối với
giàn CTP-2 qua hệ thống đường ống ngầm đặt dưới biển.
Dầu từ các giếng ở các BK qua các đường ống dẫn đến cụm phân dòng M-1,
M-1 mở rộng và M-2 cụm này được thiết kế để thu gom dầu từ các giếng và phân
phối chúng.
Cụm phân dòng M-1, M-1 mở rộng và M-2 bao gồm :

- 15 ngõ vào từ 7 giếng tại chỗ.
- 4 ngõ vào từ các giàn BK.
- 1 đường đo.
- 1 đường công nghệ.
- 3 đường gom.
- 1 đường xả.
- 1 đường thoát của các PSV.
- 1 đường dập giếng.
Dầu từ các cụm phân phối M-1, M-1 mở rộng và M-2 được đưa tới chu trình
tách đầu tiên tại các bình C1-1, C1-2, C1-3 để tách khí ra khỏi dầu thông qua các
đường gom. Bình C1-1,C1-2, là các bình tách 2 pha. Dầu từ cụm phân dòng M-1,
M-1 mở rộng và M-2 được đưa tới chu trình tách đầu tiên tại các bình tách C11,C1-2, C1-3 để tách khí ra khỏi dầu thông qua các đường gom. Bình C1-1 và C1-2
là cấc bình tách 2 pha, bình C1-3 là bình tách 3 pha gồm cả tách nước.
Dầu sau khi được tách ở quá trình tách đầu tiên được chuyển theo 1 trong 2
hướng sau:
- Các bình tách nước EG nếu hàm lượng nước có trong dầu vượt quá 5%.
- Chuyển tới các bình chứa nếu hàm lượng nước có trong dầu nhỏ hơn 5%.
Mỗi cụm bình tách nước EG gồm 2 phần :
- Bình nhỏ phía trên là nơi để tách khí ra khỏi chất lỏng.
- Bình to đặt phái dưới có công dụng tách nước ra khỏi dầu.
Cụm xử lý nước :


6
Nước được tách từ các bình EG được chuyển tới cụm tách nước gồm các bình
D-1, F-1để tách phần dầu còn lại trong nước trước khi nước này được thải xuống
biển.
Dầu sau khi được dẫn tới các bình chứa lại được tách để loại bỏ hết khí một
lần nữa, sau đó dầu thô sẽ được dẫn đến các bình chứa trên các FPSO bằng các bơm
sau:

- Bơm H2-1 đến H2-4 được nối với bình C2-2.
- Bơm H5-1 đến H5-5 được nối với bình C2-2 và C2-4.
Thông thường, dầu sau khi đã tách nước từ EG-1 được chuyển tới C2-1 , dầu
từ EG-2 được chuyển tới bình C2-2, dầu từ bình EG-3 và hoặc EG-4 được chuyển
tới C2-3. Dầu từ EG-1và EG-2 có thể chuyển tới bình C2-3 trong trường hợp cần
thiết.
Dòng khí ra ở quy trình tách áp đầu tiên (từ bình C1-1, C1-2, C1-3) được
chuyển tới bộ phận xử lý khí GTU- phần áp suất cao bao gồm các bộ phận:
- Bình làm sạch khí C-3.
- Bình lọc khí nhiên liệu C6-1 và C6-2.
- Bình phân ly khí C-4 .
- Hệ thống đốt phakel áp suất cao FT-1.
Dòng khí được tách lại chu trình tách nước và từ các bình chứa cũng được
chuyển tới bộ phận xử lý khí GTU- phần áp suất thấp bao gồm các bộ phận :
- Bình phân ly khí C-5.
- Hệ thống đốt phakel áp suất thấp FT-2.
Condensate được tách ra từ các bình C1-4, C1-5, C-3, C-4, C-5, C6-1 và C6-2
được chuyển tới bình E-3 và được bơm ngược trở lại tới chu trình tách nước nhờ
các bơm H3-1và H3-2.
Khí áp suất cao và khí từ các BK đưa về sẽ được đưa về bình C1-4 và C1-5, để
tách condensate có trong khí và sau đó khí này được đưa sang giàn nén khí đưa về
bờ.
1.3. Hệ thống công nghệ trên BK2
BK2 thuộc giàn công nghệ trung tâm số 2 quản lý và vận hành. BK2 kết nối
với giàn công nghệ trung tâm số 2 bằng cầu dẫn và hệ thống đường ống công nghệ,
trên BK2 có 18 ống đứng để vận chuyển dầu khí từ các giàn khai thác và các BK về
giàn 2 và đi qua giàn công nghệ trung tâm số 3 CTK3 hệ thống ống đứng gồm có:
- Ống đứng R1 Φ325 nhận khí từ BK5 về BK2;
- Ống đứng R2 Φ325 nhận hỗn hợp dầu khí từ BK5 về BK2;

7
- Ống đứng R3 Φ426 đưa dầu sang giàn CNTT số 3 CTR3 và tàu chứa dầu
ESO số 3.
- Ống đứng R4 Φ325 nhận hỗn hợp dầu và khí từ BK4 về BK2;
- Ống đứng R5 Φ325 nhận hỗn hợp dầu và khí từ BK6 về BK2.
- Ống đứng R6 Φ325 nhận khí từ BK4 về BK2.
- Ống đứng R7 Φ426 vận chuyển khí thấp áp từ mỏ Rồng về BK2
- Ống đứng R8 Φ325 vận chuyển hỗn hợp dầu khí từ BK6 về BK2.
- Ống đứng R9 Φ219 vận chuyển dầu khí từ MSP về BK2 và ngược lại.
- Ống đứng R10 Φ 325 đường bơm dầu số 1 đi tàu chứa dầu Ba Vì.
- Ống đứng R11 Φ426 đường bơm dầu số 2 đi từ tàu chứa dầu Ba Vì.
- Ống đứng R12 Φ325 đường vận chuyển dầu khí từ MSP1 về BK2 và ngược
lại.
- Ống đứng R13 Φ325 đường vận chuyển dầu khí từ BK3 về BK2.
- Ống đứng R14 Φ325 đường vận chuyển khí từ BK3 về BK2.
- Ống đứng R15 Φ325 đường vận chuyển dầu khí từ MSP9 qua BK3 về BK2.
- Ống đứng R16 Φ219 đường vận chuyển dầu khí từ BK1/10 về BK2.
- Ống đứng R17 Φ219 đường vận chuyển khí từ BK1/10 về BK2
- Ống đứng R18 Φ 325 đường vận chuyển khí từ MSP9 về BK2.
Hiện nay các ống đứng vận chuyển dầu và khí từ các giàn và BK về BK2 kết
hợp với 15 giếng khai thác tại BK2, đường khí thì đưa vào cụm phân dòng khí
Gasmaniphôn, đường dầu được đưa vào cụm phân dòng maniphôn (gồm M1 và
M2) sau đó đưa sang giàn công nghệ số 3 hay giàn CNTT số 2 CTP2 để xử lý tùy
theo yêu cầu trên maniphon có những đường chính sau:
- Đường gom 1 đưa dầu sang CTK3 hay về Block 1 vào bình tách C1-1
- Đường gom 2 đưa dầu sang CTK3 hay về Block 2 vào bình tách C1-2
- Đường gom 3 đưa dầu sang CTK3 hay về Block 3 vào bình tách C1-3.
- Đường đo đưa dầu vào bình đo C 3a

- Đường xả van an toàn của maniphon về bình E1
- Đường xả về bình E1.


8
1.4. Hệ thống công nghệ trên giàn CTP2
1.4.1. Bình đo C3a:
Bình đo dầu khí C3a đặt tại BK2, chức năng của bình là để đo xác định lưu lượng
chất lỏng và khí của giếng qua đó xác định tỷ lệ dầu khí.
- Bình đo là bình tách 2 pha: pha lỏng và pha khí theo nguyên tắc trọng lực,
chất lỏng được tách ra ở phần dưới được đưa lên SK2 tại Block 6 còn khí được đưa
lên bình xử lý khí C3.
- Bình đo nhận dầu từ mamiphon (M1, M2) xuống đường đo qua van SDV
200 vào bình đo.
1.4.2. Bình tách cao áp C1-1
- Bình tách cao áp C1-1 nhận dầu từ đường gom 1 qua van SDV 300 M1 hay
SDV 300M2 hoặc nhận dầu từ BK1/10 qua van SDV 150/160 và van tay 151/161
về Block 1 hoặc sang giàn công nghệ trung tâm số 3.
- Bình tách cao áp C1-1 là bình tách 2 pha pha lỏng và pha khí công suất thiết
kế 5000 tấn/ ngày đêm, tại đây dầu được đưa sang SK2 tại Block 6 và vào bình tách
tĩnh điện EG-1 hoặc các EG khác theo yêu cầu công nghệ; khí tách ra được đưa lên
bình xử lý khí C3.
1.4.3. Bình tách cao áp C1-2
- Bình tách cao áp C1-2 nhận dầu từ đường gom 2 qua van SDV 400 M1 hay
van SDV 400 M2 hoặc nhận dầu từ BK1/10 qua van SDV 150/160 vay tay 152/162
về Block 2 vào bình C1-2, hay có thể đưa sang giàn công nghệ trung tâm số 3
CTK3.
- Bình tách cao áp C1-2 là bình tách 2 pha - pha lỏng và pha khí công suất
thiết kế tách 5000 tấn/ ngày đêm. Tại đây dầu sau khi tách khí được đưa sang SK2
BL6 vào bình tách tĩnh điện EG-2 hoặc các EG khác theo yêu cầu công nghệ, khí

tách ra được đưa lên bình xử lý C3.
1.4.4. Bình tách cao áp C1-3
- Bình tách cao áp C1-3 nhận dầu từ đường gom 3 qua van SDV 500 M1 hay
SDV 500 M2 hoặc nhận dầu từ BK 1/10 qua van SDV 150/160 van tay 153/163 về
Block 3 vào bình C1-3, hay có thể đưa sang giàn công nghệ trung tâm số 3 CTK3.
- Bình tách cao áp C1-3 là bình tách 3 pha dầu + nước + khí, công suất thiết
kế tách 10.000 tấn/ngày đêm, lượng nước tối đa có thể tách được lên tới 80% khối
lượng, trong trường hợp này phần trăm nước trong dầu đầu ra lên tới 25% khối
lượng. Tại đây nước được tách ra nằm dưới trong khoang tách nước và được đưa


9
lên hệ thống xử lý nước D1 tại Block 10, dầu được tách ra khỏi nước tràn qua
ngăn chứa dầu và đưa sang SK2 Block 6 vào EG-3, EG-4 hay có thể EG khác theo
yêu cầu công nghệ, khí được tách ra được đưa lên bình xử lý khí C3.
1.4.5Hệ thống bình tách nước bằng tĩnh điện EG1÷4
- Bình tách nước tĩnh điện EG1 nhận dầu từ bình C1-1 tại SK2 hoặc có thể
bình tách cao áp khác, bình tách tĩnh điện EG-1 là bình tách 3 pha dầu - nước - khí.
Bình có hai thân, thân trên tách khí, thân dưới tách nước, trên mỗi bình còn có gắn
một biến thế một pha dùng để cấp điện cho các tấm bản cực của thân dưới, mỗi biến
thế có một bảng điều khiển và cầu dao điện cách xa biến thế để đảm bảo an toàn.
- Dầu được đưa về bình chứa dầu C2-1, nước được đưa lên bình xử lý nước
D1, khí được đưa lên bình xử lý khí C5 hoặc có thể đưa về bình chứa dầu C2-1 để
xử lý.
- Bình tách nước bằng tĩnh điện EG-2, EG3/4 các thông số và chức năng cũng
như EG-1 và chỉ có đường dầu vào tương ứng với các EG như sau: EG2 nhận dầu
từ C1-2 qua SK2 vào EG-2, EG-3/4 nhận dầu từ bình tách C1-3 qua SK2 vào EG
3/4.
1.4.6. Bình chứa dầu áp suất thấp C2-1
- Bình chứa dầu C2-1 nhận dầu từ EG-1 hay có thể từ các EG khác. Tại đây

dầu tách lại khí lần cuối trước khi được bơm đi tàu qua hệ thống bơm Sulzer: H1.1,
H1.2, H1.4 đặt tại Block 1.
- Bình chứa dầu áp suất thấp C2-1 nhận dầu từ EG-1 hay có thể từ các EG2/3/4 tùy theo yêu cầu công nghệ, bình C2-1 thể tích chứa 100m 3. Tại đây dầu sẽ
được tách lại khí một lần nữa để loại bỏ bớt khí sau đó dầu đi vào hệ thống máy
bơm Suzer H1-1, H1-2, H1-4 để bơm đi tàu chứa dầu, khí được tách ra được đưa
lên bình xử lý khí thấp áp C5.
1.4.7. Bình chứa dầu áp suất thấp C2-2.
- Bình chứa dầu áp suất thấp C2-2 nhận dầu từ EG-2 hay có thể từ các EG
khác theo yêu cầu công nghệ, bình C2-2 có thể tích chứa 100m 3 tại đây dầu sẽ được
tách lại khí một lần nữa, sau đó dầu đi vào hệ thống máy bơm Sunzer H2-1, H2-2,
H2-4 để bơm dầu đi tàu chứa dầu, khí được tách ra đưa lên bình xử lý khí thấp áp
C5.
1.4.8. Bình chứa dầu áp suất thấp C2-3
- Bình chứa dầu C2-3 nhận dầu từ EG-3/4 hay có thể từ các EG khác nhau
theo yêu cầu công nghệ. Bình C2-3 có thể tích 207m 3 tại đây dầu sẽ được tách lại


10
khí một lần nữa sau đó dầu được đưa vào hệ thống máy bơm H5-1, H5-2, H5-3, H54, H5-5 để bơm đi tàu chứa dầu, khí được tách ra đưa lên bình xử lý khí áp suất thấp
C5.
1.4.9. Bình chứa dầu áp suất thấp C2-4
- Hiện nay bình chứa dầu C2-4 chứa dầu không thương phẩm còn lẫn nhiều
nước được bơm từ các bình E7 và E8 của hệ thống tách nước bơm vào sau đó dùng
bơm H14-1, H14-2 bơm lại SK2 đầu vào các EG để xử lý tiếp, bình C2-4 có thể tích
chứa 207m3 và có thể làm việc song song với bình C2-3 bằng đường ống nối tại đây
của hai bình và các van chặn, bình C2-3 và C2-4 còn có đường khí cũng được nối
chung với nhau và có van chặn để bình C2-4 có thể làm việc độc lập.
- Khí từ C2-4 được đưa về bình xử lý khí áp suất thấp C5.
1.5. Hệ thống xử lý khí
1.5.1. Hệ thống xử lý khí cao áp C1-4, C1-5

Hai bình C1-4 và C1-5 hoạt động song song nhận khí từ gas-manifon BK2,
mục đích của bình C1-4, C1-5 làm nhiệm vụ lắng đọng Condensatee trong khí trước
khi đưa khí sang giàn nén khí trung tâm hoặc ra đuốc cao áp FT1.
- Chất lỏng của bình C1-4, C1-5 được đưa xuống SK2 nay có thể đưa vào E3
theo yêu cầu công nghệ.
1.5.2. Bình thu hồi chất lỏng làm sạch khí C3.
- Bình C3 nhận khí từ các bình tách cao áp (C1-1, C1-2, C1-3) bình đo C3a,
sau khi khí được đưa vào bình C3, phần chất lỏng trong khí bị lọc lại được đưa
xuống bình chứa condensate E3 hay có thể đưa vào bình C2-4, hoặc xuống SK2,
phần khí được đưa sang giàn nén khí trung tâm hoặc sang bình phân li khí C4 sau
đó ra đuốc lớn cao áp FT1.
1.5.3. Bình phân li khí C4
- Bình C4 có chức năng lọc lại phần chất lỏng có trong khí trước khi ra đuốc
cao áp, đặc biệt là khi các van an toàn khí của các bình tách cao áp xả, lượng chất
lỏng thu được sẽ tăng lên.
1.5.4. Hệ thống xử lý khí thấp áp C5
- Bình C5 nhận khí từ các bình tách tĩnh điện EG-1, 2, 3, 4 và các bình chứa
dầu C2-1, C2-2, C2-3, C2-4. Bình có chức năng giữ lại phần chất lỏng có trong khí
trước khi ra pha ken đuốc thấp áp FT2, đặc biệt là khi nổ van an toàn của các bình
thấp áp lượng chất lỏng thu được tăng lên.


11
1.5.5. Bình thu gom Condensate E3
Bình thu gom chất lỏng Condensate E3 nhận chất lỏng từ các bình C3, C4, C5,
các máy nén ga và đường bơm Condensate đen từ giàn nén khí và giàn bơm ép
nước PPD sang; chất lỏng trong bình E3 được bơm bằng 2 máy bơm H3-1/2, chất
lỏng có thể bơm vào SK để xử lý hoặc có thể mở thẳng bơm đi tàu.
1.6. Hệ thống xử lý nước
Nhiệm vụ: tách dầu ra khỏi nước từ các bình EG nếu lượng dầu còn trong

nước nằm trong giới hạn cho phép để thải nước xuống biển đảm bảo không gây ô
nhiễm môi trường.
1.6.1. Bình tách thứ cấp 3 pha D1
- Bình D1 là bình tách 3 pha, nước - dầu - khí. D1 xử lý nước nhận từ C1-3,
EG-1, 2, 3, 4 trong bình D1 có vách ngăn dầu nước (vách ngăn có thể điều chỉnh
chiều cao được) trung bình chiều cao của tấm chắn là 2510 mm nhưng có thể điều
chỉnh lên 2550mm bằng cách lắp thêm các thanh chắn, dầu vớt được từ D-1 đưa
xuống E8, còn nước được đưa qua CV1, 2 xử lý tiếp. Khí được đưa về C5, nếu áp
suất khí thấp sẽ được bù bằng áp suất của đường khí nitơ (N2).
1.6.2. Bình vớt váng dầu và tách chất rắn CV1, CV2
- Bình CV1, CV2 nhận nước từ D1, bình CV1, CV2 làm việc song song, bình
có dạng hình nêm (bên trong bình có đặt nhiều tấm phẳng xếp nghiêng dùng để tách
váng dầu và chất rắn theo phương pháp trọng lực. Trên bình có gắn máng để vớt
váng dầu, váng dầu được đưa về E8, nước sau khi xử lý được đưa sang bình F1 để
xử lý tiếp trước khi xả xuống biển. Chất rắn lắng lại trong bình CV1, CV2 được xả
xuống E9.
1.6.3. Bình vớt váng dầu F1
Bình F1 nhận nước từ CV1 và CV2 đi vào F1, để tách nốt dầu còn lại trong
nước bằng phương pháp tuyển nổi hỗn hợp trong bình được khuấy lên nhờ bơm
H10, 1/2 và hệ thống Ejector, nước vừa xử lý trộn với nitơ bọt được sinh do váng
dầu sẽ bám vào bọt và được thiết bị vớt váng gom lại đưa về E7.
1.6.4. Bình chứa dầu nước E7
- Bình E7 nhận dầu nước từ F1 chảy xuống nhờ tác dụng của trọng lực, bình
E7 có hai máy bơm H7-1 và H7-2 chạy tự động khi mức cao để bơm lại dầu nước
thu được từ F1 vào CV1 và CV2 để tách lại.


12
1.6.5. Bình chứa dầu nước E8
- Bình chứa dầu nước E8 nhận hỗn hợp từ D1 và thiết bị vớt từ CV1 và CV2

chảy xuống, bình E8 có 2 máy bơm H8-1 và H8-2 tự động chạy khi mức cao để bơm
hỗn hợp dầu nước thu được từ D1 và CV1, CV2 vào SK2 để xử lý tiếp.
1.6.6. Hệ thống xử lý dầu thải V101 và V201
Tất cả các chất thải có lẫn dầu từ tất cả các Block trên giàn CNTT số 2 và giàn
bơm ép nước PPD 40.000 và giàn nén khí đều được đưa về 2 bình V101 và V201 để
chứa chất thải được bơm ngược lại vào hệ thống công nghệ để xử lý nhờ bơm H6.1
và H6.2
1.6.7. Bình chứa chất thải rắn E9
- Bình chứa chất thải rắn E9 nằm tại gần Block 5, chất thải rắn lắng đọng trong
bình CV1 và CV2 được xả xuống E9 bằng tay, tại đây chất cặn thải rắn được lắng
tiếp, nước được bơm vào đầu vào CV1 và CV2, chất cặn được bơm xuống tàu bằng
bơm xoắn 415-1 và 415-2.
1.7. Một số hệ thống khác
1.7.1. Hệ thống đuốc cao áp và thấp áp
Theo thiết kế hệ thống đuốc cao áp FT1 đốt được 5 triệu m3/ngày đêm gồm:
- 3 triệu 3m3 của C1-4 và C1-5 do giàn nén khí không lấy khí.
- 2m3 khí của C3 do giàn nén khí không lấy khí.
- Theo thiết kế hệ thống đuốc thấp áp FT2 đốt được 1 triệu m3 khí ngày đêm.
1.7.2. Hệ thống bơm hóa phẩm
- Giàn công nghệ trung tâm số 2 hiện nay có 3 hệ thống bơm hóa phẩm chính
còn sử dụng.
- Cụm bơm hóa phẩm H13A dùng để bơm hóa phẩm PX0,919 phá nhũ, nâng
cao khả năng tách H2O, hiện đang bơm vào các đường gom tại BK2.
- Cụm bơm hóa phẩm H13B dùng để hóa phẩm RBW 517 bơm vào đầu vào
bình F1 để vớt váng dầu trước khi xả H2O vỉa xuống biển.
- Cụm bơm hóa phẩm HF4 dùng để bơm hóa phẩm saphaplix chống đông khi
bơm dầu đi tầng chứa xa.
1.7.3. Hệ thống khí nuôi
Hiện nay tại giàn công nghệ trung tâm số 2 có 5 máy nén khí phục vụ cho các
thiết bị xử lý khí và chống ăn mòn.

-Hai máy đặt tại BK2 công suất 174m3/h
-3 máy đạt tại Block 7B công suất 678m3/h.


13
1.7.4. Hệ thống tạo nitơ
Hiện nay giàn CNTT số 2 có 2 đường cung cấp ni tơ là đường cung cấp từ
giàn nén khí trung tâm và từ máy tách khí đặt tại giàn hai, khí ni tơ dùng để duy trì
áp suất cho các bình của hệ thống tách nước, và áp suất dầu làm mát ổ bi của các
máy bơm dầu, thổi và làm sạch khí trong các đường ống công nghệ bình tách …
1.7.5. Hệ thống cứu hỏa,an toàn
Hiện nay trên giàn CNTT số 2 có 3 hệ thống cứu hỏa chính:
- Hệ thống cứu hỏa bằng nước : nguồn nước được cung cấp bởi 6 bơm chính là:
FP1, FP2, FP3, FP4, FP5, FP6 trong đó FP2 được nối với máy Diezen riêng đặt tại
Block 4 nhằm trường hợp các bơm khác không khởi động được do sự cố.
- Ngoài ra còn có hệ thống chữa cháy bằng bọt, có 2 bể 5m 3 đặt tại Block 17
và 3m3 đặt tại BK2.
- Hệ thống cứu hỏa bằng CO2 được lắp cho các phòng kín như BL8, BK2,
phòng tiệm, phòng kín phòng hóa nghiệm…
-Bình chứa dầu xả van an toàn E1
Bình E1 có thể tích 50m3 là bình chứa dùng để chứa chất lỏng từ các đường xả
của van an toàn của các giếng khai thác trên maniphon M1 và M2, đường xả van an
toàn của các đường dầu từ BK và các đường dầu từ bình tách cao áp sang bình thấp
áp dùng để xả dầu từ các đường làm việc của giếng khi thay côn và xả các đường
gom 1, gom 2, gom 3, cả khi thay thế sửa chữa.
1.7.6 Hệ thống Risers
Nhiệm vụ: Thu gom dầu thô từ các máy bơm H-1,H-2,H-5 và vận chuyển nó
tới tàu FSO-1, MSP-1, PSO-2, CTK-3, từ BK-1/10 về giàn công nghệ trung tâm 2.
Hoạt động :
Qua R1 dầu thô được vận chuyển trực tiếp từ đường gom 1 đến MSP-1 trong

trường hợp giàn 2 không vận hành.
Qua R2 dầu thô được vận chuyển từ C2-1 và C2-2 (bơm H-1 và H-2) đến tàu
chứa Việt Xô-01(FSO-1) và tàu chứa Ba Vì (FSO-2) .
Qua R2 dầu thô có thể vận chuyển từ giàn MSP-1 đến test C-3a.
Qua R4 dầu thô được chuyển từC2-1 và C2-2 (bơm H-1 và H-2) đến tàu chứa
Việt Xô-01.
Qua R4 dầu thô được chuyển từ C2-3 và C2-4 (bơm H-5) đến tàu chứa Ba Vì.
Qua R5 dầu thô được chuyển từ C2-3 và C2-4 (bơm H-5) đến tàu chứa Việt
Xô- 01.


14
R1,R2 được gọi là Risers áp suất cao trong khi R4 và R5 là các Risers áp suất
thấp vì khoảng cách từ giàn trung tâm số 2 đến tàu chứa Việt Xô-01 khoảng 12 km.


15

(Bảng 1.1. Thông số bình tách trên giàn công nghệ trung tâm CTP-2) In A3


16

CHƯƠNG 2
PHƯƠNG PHÁP TÁCH PHA LỎNG-KHÍ VÀ CÁC THIẾT BỊ TÁCH
2.1. Mục đích tách pha lỏng khí
Dầu thô sau khi khai thác lên được tách pha lỏng – khí nhằm mục đích:
- Thu hồi khí làm nguyên liệu cho công nghiệp hoá hoặc dùng làm nhiên liệu.
- Giảm xáo trộn của dòng khí - dầu, giảm sức căng kháng thuỷ lực trên các
ống dẫn và hạn chế sự tạo thành nhũ tương.

- Giải phóng các bọt khí đã tách trên đường ống.
- Giảm các va đập áp suất khi tạo trên ống thu gom hỗn hợp dầu - khí dẫn tới
các trạm bơm hoặc trạm xử lý.
- Tách nước khỏi dầu khi khai thác các nhũ tương không ổn định.
2.2. Cơ chế tách pha lỏng khí
Chúng ta có thể đánh giá quá trình tách pha bằng thực nghiệm hoặc lý thuyết.
Nghiên cứu thí nghiệm về tách khí của các mẫu dầu tiến hành bởi các bơm cao áp
theo hai phương pháp: tiếp xúc một lần và vi sai hoặc nhiều lần. Mẫu nghiên cứu có
thể là mẫu ngầm lấy trực tiếp ở đáy giếng hoặc mẫu tái tạo trên mặt đất. Dù mẫu
nào cũng phải bảo đảm tỷ lệ dầu - khí đúng như tỷ lệ trong điều kiện mỏ. Mẫu được
cho vào bình cao áp với nhiệt độ không đổi. Sự thay đổi áp suất thực hiện bằng bơm
piston thuỷ ngân, sự thay đổi thể tích sẽ được đo trực tiếp.
Với thí nghiệm tách tiếp xúc, áp suất trong bơm đầu tiên được nâng cao hơn
điểm bọt, rồi giảm đột ngột từng nấc một, sau đó ghi nhận giá trị thể tích tương ứng.
Khi giảm tới điểm bọt, khí sẽ tách ra, độ nén của hệ thống sẽ tăng cho nên một thay
đổi nhỏ áp suất sẽ dẫn đến sự thay đổi lớn về thể tích trong bình. Vì vậy thí nghiệm
về tiếp xúc có thể dùng để xác định điểm bọt khi áp suất thấp hơn điểm bọt. Tại mỗi
nấc áp suất ta không thể phân biệt thể tích khí và dầu mà chỉ có thể ghi thể tích tổng
(hình 2.1).
Với thí nghiệm tách vi sai thường bắt đầu bởi áp suất điểm bọt vì nếu trên giá
trị này thì lại giống với trường hợp tách tiếp xúc. Khác với tách tiếp xúc, sau mỗi
lần giảm áp thì khí được giải phỏng khỏi bình bằng cách giữ áp suất bơm không
đổi. Thể tích khí được giãn nở tới điều kiện chuẩn, so sánh với điều kiện bình cao
áp ta được hệ số giãn nở E và yếu tố Z. Thể tích dầu được đo trực tiếp sau khi giải
phóng khí (hình 2.2).


17

Hình 2.1: Tách tiếp xúc

Hình 2.2 Tách vi sai
P- áp suất ban đầu của mẫu
Ps- áp suất bọt ứng với nhiệt độ thí nghiệm

Sự khác nhau cơ bản giữa hai kiểu tách ( hình 2.1 và hình 2.2 ) cho thấy rằng
trong thí nghiệm tiếp xúc, khi giảm áp từ đầu đến giá trị cuối cùng thì khí không
được tách mà luôn tiếp xúc cân bằng với dầu nên thành phần Hydrocacbon không
thay đổi. Ngược lại ở thí nghiệm vi sai sau mỗi nấc giảm áp, khí được giải phóng
nên thành phần Hydrocacbon trong bình thay đổi và liên tục giàu thêm các thành
phần nặng, còn trọng lượng trung bình phân tử khí tăng lên. Nếu điều kiện thí
nghiệm đều là đẳng nhiệt, đều giảm áp từng nấc. Với tổng như nhau thì thể tích chất
lỏng thu được ở nấc áp suất cuối cùng sẽ khác nhau tùy theo tính chất của dầu. Với
dầu có khí hòa tan chủ yếu là Metan và Etan thì thể tích dầu cuối cùng trong hai thí
nghiệm thực tế là như nhau. Ngược lại, nếu dầu có hàm lượng các cấu tử trung gian
như Propan, Pentan cao thì thể tích dầu cuối cùng sẽ khác nhau. Nói chung, tách vi
sai cho nhiều dầu hơn là tách tiếp xúc. Nguyên nhân có thể là khi tách một bậc, dầu
tiếp xúc với một thể tích khí lớn, các cấu tử trung gian dễ thoát và nhập vào khối
khí này. Còn khi tách vi sai, thể tích khí luôn bé hơn nên các thành phần này khó


18
xâm nhập vào đó. Tóm lại, sư sai lệch về thể tích giữa hai phương pháp là có, song
không phải bao giờ cũng xảy ra và ta có thể đo bằng thí nghiệm.
Trong điều kiện mỏ, sự tách khí cũng xảy ra khi P < P s; đầu tiên khí được giải
phóng, phân bố đều trong mỏ và bất động cho tới khi đạt tới một tỷ lệ tiêu chuẩn
nào đó cỡ 12%. Khi vượt tỷ lệ này, khí bắt đầu chuyển động nhanh hơn dầu. Một
khi khí được giải phóng, khí không còn tiếp xúc cân bằng với dầu nên quá trình
được mô tả bởi thí nghiệm vi sai là phù hợp nhất.
Sự thay đổi thể tích dầu khai thác xảy ra qua các khâu từ mỏ tới bể chứa khó

mô tả hơn, song về tổng thể, người ta xem như là tách tiếp xúc không đẳng nhiệt.
Sự giãn nở trong quá trình khai thác trước hết cần xem xét điều gì xảy ra khi dầu di
chuyển từ mỏ tới thiết bị tách trên mặt đất. Việc giải phóng khí trong bất kỳ bình
tách nào cũng được xem là tách tiếp xúc ( Foratine ), khí tồn tại cân bằng với dầu.
Khi sử dụng kỹ thuật tách từng bậc, dầu rời bình tách thứ nhất lại được tiếp tục tách
ở bình tách thứ hai lại được tách tiếp xúc ở bình tách thứ ba…Sự cách ly vật lý giữa
các bậc tách tương ứng với tách vi sai. Nói khác đi là kỹ thuật tách nhiều bậc chính
là chế độ tách vi sai ở chế độ không đẳng nhiệt. Trong thực tế, tách nhiều bậc được
dùng phổ biến vì tách vi sai nói chung cho thể tích dầu nhiều hơn tách tiếp xúc.
2.3. Cơ chế hình thành nhũ tương
2.3.1 Điều kiện hình thành nhũ tương nghịch.
Để hình thành nhũ tương nói chung và nhũ tương nghịch nói riêng phải hội đủ
các điều kiện sau:
- Phải có 2 chất lỏng không thể hòa tan được vào nhau.
- Phải có tác động của sự xáo trộn hoặc xung động tự nhiên do dòng chảy tạo
ra với cường độ đủ lớn để làm phân tán một chất lỏng vào chất lỏng kia.
- Phải có tác động của các chất nhũ hóa nhằm ổn định trạng thái của nhũ
tương vừa hình thành.
- Điều kiện riêng đối với nhũ tương nghịch là hàm lượng nước phải nhỏ hơn
50% tính theo thể tích.
Để đi đến các kết luận trên, các nhà nghiên cứu đã tiến hành một số thí nghiệm
kết hợp với quan sát thực tế như sau: Lấy dầu thô và nước là hai chất lỏng không
hòa tan được vào nhau với các tỷ lệ khác nhau, rót chúng vào bình chứa một cách
nhẹ nhàng không có sự khuấy trộn, dầu và nước sẽ nhanh chóng tách khỏi nhau.
Vẫn dùng mẫu đó nhưng tăng dần cường độ khuấy trộn, đến khi cường độ
khuấy trộn đạt đến một giá trị nào đó thì thể tích nước (hoặc dầu) sẽ bị phá vỡ thành


19
các hạt riêng rẽ phân tán vào môi trường dầu (hoặc nước) còn lại. Nếu ngừng xáo

trộn thì dầu và nước sẽ nhanh chóng phân tách thành 2 lớp. Có chăng thì chỉ một ít
nhũ tương được tạo thành và tồn tại ở vùng cận trên và cận dưới của bề mặt phân
cách dầu - nước.
Để nghiên cứu tác động của sự xáo trộn đến quá trình hình thành nhũ tương
nghịch người ta đã tiến hành quan sát các mẫu dầu thô được lấy từ một số điểm có
chủ ý của các giếng có hàm lượng nước nhỏ hơn 50% và nhận thấy:
- Mẫu dầu lấy ở vùng đáy giếng chưa thấy xuất hiện nhũ tương.
- Mẫu dầu lấy ở miệng giếng có nhũ tương xuất hiện nhưng hàm lượng pha
phân tán thấp và chúng dễ dàng tách thành 2 pha khi để ở trạng thái tĩnh.
- Mẫu dầu lấy sau hệ thống bơm chuyển và hệ thống thu gom có các van chặn,
van tiết lưu, đường kính ống thay đổi, nhũ tương được hình thành với mật độ pha
phân tán tăng lên rất nhiều lần. Khi để ở trạng thái yên tĩnh chúng cũng phân tách
thành 2 pha nhưng không hoàn toàn, mà vẫn còn một số hạt nước có kích thước nhỏ
phân tán trong dầu. Điều này chứng tỏ sự xáo trộn gây ra bởi:
- Dòng chất lỏng chảy qua ống nâng, thiết bị lòng giếng, miệng giếng, các
đoạn ống cong.
- Sự thay đổi tốc độ dòng chảy ở đầu vào và đầu ra của máy bơm.
- Sự xáo trộn trong khoang bơm.
- Sự thay đổi tốc độ dòng chảy khi qua van tiết lưu, qua các đoạn ống dẫn có
đường kính thay đổi.
Là các nguyên nhân tạo nên sự phân tán nước trong dầu. Cường độ xáo trộn
càng lớn thì kích thước hạt phân tán càng nhỏ, đồng thời mật độ pha phân tán càng
tăng.
Kết quả nghiên cứu cho thấy: Kích thước các hạt nước phân tán trong dầu là
rất khác nhau, chúng dao động từ 1 đến 1000µm. Nhũ tương có các hạt nước càng
nhỏ thì càng bền và việc tách chúng ra khỏi pha liên tục càng khó khăn hơn. Hình
2.3 đến hình 2.6 là ảnh chụp những mẫu nhũ tương ta thường gặp với độ phân tán
và kích thước hạt khác nhau.

20

Hình 2.3
Mẫu nhũ tương chứa 30% nước, độ
phân tán trung bình, đường kính giọt
từ 1-60 µm .

Hình 2.4
Mẫu nhũ tương chứa 30% nước, độ
phân tán trung bình, đường kính giọt từ
1-250 µm .

Hình 2.5
Mẫu nhũ tương chứa 30% nước, độ phân
tán trung bình, đường kính giọt từ 1-60 µm.

Hình 2.6
Mẫu nhũ tương chứa < 10 % độ phân
tán cao, kích thước đường kính giọt
1 ÷ 20 µm

Đa dạng dmax = 60 µm, dtb = 40 µm,
dmin = 1 µm.


21
2.3.2 Các hoạt chất tạo nhũ tương tự nhiên.
Khi khai thác, trong dầu hoặc trong nước vỉa có chứa các tạp chất hòa tan thích
hợp cho việc thành tạo và ổn định hệ thống nhũ ta gọi là chất tạo nhũ hay tác nhân
nhũ hóa.

Chẳng hạn trong dầu có chứa asfanten, naften, hắc ín, parafin. Trong nước có
chứa các loại muối và axít, có ảnh hưởng đến việc thành tạo và ổn định nhũ.
Ngoài ra trong dầu có thể có các thành phần khác như: axít naften, axít béo,
ête, lưu huỳnh, ni tơ. Phân tử của các hợp chất này có độ phân cực lớn, có khả năng
hấp phụ lên mặt phân cách dầu nước
Dầu thô có khuynh hướng tạo nhũ tương rất khác nhau. Một số loại dầu có thể
tạo nên nhũ tương nghịch có độ ổn định đạt tới mức rất khó xử lý. Trong khi đó có
loại dầu thô lại tạo thành nhũ tương phân tán tự do rất dễ bị phân tách, đặc biệt có
loại không có khả năng tạo nhũ tương. Sự có mặt, hàm lượng và tính chất của các
chất tạo nhũ sẽ quyết định có tạo thành nhũ hay không và độ ổn định của nhũ tương
đạt mức độ nào. Nếu dầu thô và nước không chứa các chất tạo nhũ thì chúng chỉ có
thể tạo nên sự phân tán trong nhau khi có xáo trộn mạnh. Khi ngừng xáo trộn hoặc
cường độ xáo trộn không đủ lớn, các hạt nước phân tán dễ dàng chập dính lại do
không có sự cản trở của lớp vỏ nhũ bền vững và lắng xuống do chênh lệch trọng
lượng.
Các chất tạo nhũ là hỗn hợp các hoạt chất bề mặt, chúng tập chung ở lớp phân
cách dầu-nước với hàm lượng cao hơn so với trong thể tích giọt, làm giảm sức căng
bề mặt của giọt, kết hợp với cường độ xáo trộn do dòng chảy tạo ra hoặc do khuấy
trộn cơ học, tạo nên hiện tượng đập vỡ các hạt nước phân tán, hình thành các giọt
nước có kích thước nhỏ hơn dẫn đến độ ổn định của nhũ tương tăng. Hiện tượng
làm giảm sức căng trên bề mặt tiếp xúc là do lực hút của các phân tử hoạt chất hòa
tan với phân tử dung dịch (các giọt nước hoặc giọt dầu) bé hơn lực hút tương hỗ của
các phân tử dung dịch. Do đó, các phân tử hòa tan của chất hoạt tính bị đẩy khỏi thể
tích dung dịch lên mặt phân cách, tạo ra hiện tượng hấp phụ, làm giảm năng lượng
tự do bề mặt, giảm sức căng bề mặt.
Đa số các hoạt chất tạo nhũ ở dạng hợp chất, phân tử của một số hoạt chất
trong số này có tính lưỡng cực, tức cấu tạo phân tử gồm hai phần là nhóm phân cực
và gốc hydrocarbon không phân cực. Nhóm phân cực có mô men lưỡng cực lớn
tương tự như nước, còn gốc hydrocarbon ưa dầu lại tương tự như chất lỏng
hydrocarbon. Tác dụng tạo nhũ của chúng càng cao nếu như hai phần của phân tử

22
càng cân bằng đối với hai pha của nhũ, nghĩa là các phân tử của một chất tạo nhũ
mạnh phải có hai lực với cả hai pha phân cực và không phân cực. Khi đó các phân
tử của hoạt chất tạo nhũ không thể ưu tiên hòa tan vào một pha nào, mà nó chiếm vị
trí trung gian trên mặt phân cách. Nếu phần phân cực trong hoạt chất tạo nhũ chiếm
ưu thế, nó sẽ dễ dàng hòa tan trong nước, tạo thành lớp vỏ bọc phía ngoài các giọt
dầu đối với nhũ tương thuận dầu trong nước, chủ yếu làm tăng độ bền của nhũ
thuận. Ngược lại, nếu phần không phân cực trong hoạt chất tạo nhũ chiếm ưu thế,
nó sẽ dễ tan trong dầu và chủ yếu làm tăng độ bền của nhũ nghịch
Có rất nhiều lý thuyết nói về các hợp chất được coi là các chất tạo nhũ tự
nhiên có trong dầu thô. Trong đó phải kể đến thành phần hạt parafin kết tinh, các
axít naften và vật chất asfanten, một số tạp chất cơ học và hóa học khác.
2.4 Các phương pháp tách dầu khí.
2.4.1 Các phương pháp tách dầu ra khỏi khí.
Các phương pháp dùng để tách dầu ra khỏi khí trong bình tách bao gồm:
Trọng lực, va đập, thay đổi hướng và tốc độ chuyển động dòng hỗn hợp, dùng lực ly
tâm, cơ chế keo tụ và thấm.
2.4.1.1 Tách trọng lực
Nguyên lý tách dựa vào sự chênh lệch về tỷ trọng. Khí nhẹ hơn dầu, ở điều
kiện chuẩn các giọt dầu nặng hơn khí tự nhiên từ 400 đến 1600 lần. Khi áp suất và
nhiệt độ tăng thì sự chênh lệch đó sẽ giảm nhanh. Nếu kích thước các giọt đủ lớn thì
chúng sẽ dễ dàng lắng đọng và tách ra. Tuy nhiên điều đó ít xảy ra vì kích thước các
hạt lỏng thường bé làm cho chúng có xu hướng nổi trong khí và không thể tách ra
khỏi dòng khí trong thời gian ngắn, đặc biệt nếu tốc độ dòng khí cao. Khi ta giới
hạn tốc độ dòng khí thì ta có thể thu được kết quả tách thỏa mãn nhờ cơ chế phân ly
trọng lực.
Các hạt chất lỏng có kích thước từ 100 µm trở lên được tách cơ bản trong các
thiết bị tách trung bình, còn các hạt có kích thước nhỏ hơn cần nhờ đến bộ chiết

sương.
2.4.1.2 Tách va đập
Dòng khí có chứa hỗn hợp lỏng đập vào một tấm chắn, chất lỏng sẽ dính lên
bề mặt tấm chắn và chập lại với nhau thành các giọt lớn và lắng xuống nhờ trọng
lực. Khi hàm lượng chất lỏng cao hoặc kích thước các hạt bé, để tăng hiệu quả tách
người ta cần tạo ra nhiều va đập nhờ sự bố trí các mặt chặn kế tiếp nhau.


23
2.4.1.3 Thay đổi hướng và chiều chuyển động
Cơ chế này dựa trên nguyên tắc lực quán tính của chất lỏng lớn hơn chất khí.
Khi dòng khí có mang theo chất lỏng gặp các chướng ngại vật sẽ thay đổi hướng
chuyển động một cách đột ngột. Do có quán tính lớn, chất lỏng vẫn tiếp tục đi theo
hướng cũ, va vào bề mặt vật cản và dính vào đó, chập lại và dính vào với nhau tạo
thành những giọt lớn và lắng xuống dưới nhờ trọng lực. Còn chất khí do có quán
tính bé hơn, chấp nhận sự thay đổi hướng một cách dễ dàng và bỏ lại các hạt chất
lỏng để bay theo hướng mới.
Vai trò của quán tính cũng được vận dụng để tách lỏng - khí bằng phương
pháp thay đổi tốc độ dòng khí đột ngột. Khi giảm tốc độ dòng khí đột ngột, do quán
tính chất lỏng lớn sẽ vượt lên trước và tách ra khỏi chất khí. Ngược lại khi tăng tốc
một cách đột ngột thì chất khí sẽ vượt lên trước nhờ quán tính bé hơn.
2.4.1.4 Sử dụng lực ly tâm
Khi dòng hơi chứa lỏng buộc phải chuyển động theo quỹ đạo vòng với tốc độ
đủ lớn, lực ly tâm sẽ đẩy chất lỏng ra xa hơn, bám vào thành bình, chập dính với
nhau thành các giọt lớn và lắng xuống dưới nhờ trọng lực. Còn chất khí do có lực ly
tâm bé nên sẽ ở phần giữa bình và thoát ra ngoài theo đường thoát khí. Đây là một
trong các phương pháp hiệu quả nhất để tách lỏng ra khỏi khí. Hiệu quả sẽ tăng
cùng với sự tăng tốc dòng khí, nên ta có thể giảm được kích thước của thiết bị.
2.4.1.5 Đông tụ (keo tụ)
Các đệm đông tụ là một phương pháp có hiệu quả để tách lỏng ra khỏi khí tự

nhiên. Một trong các ứng dụng phổ biến nhất là tách dầu trong hệ thống vận chuyển
và phân phối khí. Vì lúc đó tỷ lệ lỏng trong khí nói chung là thấp. Để tách lỏng
trong đệm đông tụ sử dụng tập hợp các cơ chế: va đập, thay đổi hướng, thay đổi tốc
độ dòng và keo tụ. Hiệu quả phụ thuộc vào diện tích có thể tập hợp và chập dính các
hạt chất lỏng.
Khi dùng đệm cho các thiết bị tách, người ta thường lưu ý hai điều: các đệm
nếu được chế tạo từ vật liệu giòn rất dễ hỏng khi vận chuyển và lắp đặt, các đệm
kiểu lưới thép đan có thể bị tắc bít do lắng đọng Parafin và các vật liệu khác.
2.4.1.6 Phương pháp thấm
Trong một số trường hợp, vật liệu xốp có tác dụng loại bỏ hoặc tách dầu ra
khỏi dòng khí. Khí qua vật liệu xốp sẽ chịu va đập, thay đổi hướng và tốc độ chuyển
động. Khi đó khí dễ dàng đi qua, còn các hạt chất lỏng được giữ lại.


24
2.4.2 Các phương pháp tách khí ra khỏi dầu
Các phương pháp tách khí ra khỏi dầu bao gồm: cơ học, nhiệt và hóa học.
2.4.2.1 Các giải pháp cơ học
Phổ biến là dao động, va đập, lắng và lực ly tâm.
- Các rung động điều hòa có kiểm soát tác động lên dầu sẽ làm giảm sức căng
bề mặt và độ nhớt của dầu giúp cho việc tách khí được diễn ra dễ dàng hơn, các bọt
khí sẽ kết dính lại với nhau và thoát ra khỏi dầu.
- Trên đường đầu vào bình tách, thường lắp chi tiết tách khí cơ bản, có tác
dụng đưa dòng chất lỏng vào bình với độ rối tối thiểu, phân tán dầu cho khí dễ dàng
thoát ra. Các chi tiết này còn loại trừ các va đập cao tốc của chất lỏng với thành
bình. Các tấm chắn còn được bố trí trên đường lắng của dầu, sẽ trải chúng thành
những lớp mỏng trên đường chảy xuống phần lắng. Các giọt dầu sẽ lăn và dàn trải
làm tăng hiệu quả tách bọt khí và thường được dùng để tách dầu bọt.
- Các tấm chắn có đục lỗ và đệm chắn thường dùng để tách khí không hòa tan,
nếu kết hợp với rung động nhẹ sẽ tăng thêm hiệu quả tách bọt.

- Nếu để lắng một thời gian đủ lớn, khí tự do sẽ được tách ra khỏi dầu, việc
kéo dài thời gian lưu trữ sẽ kéo theo sự gia tăng đường kính hoặc chiều sâu lớp chất
lỏng trong bình tách. Tuy nhiên việc tăng chiều sâu lớp chất lỏng sẽ ít đem lại hiệu
quả, vì dầu sẽ ngăn cản sự thoát của khí tự do. Kết quả tối ưu chỉ thu được khi lớp
dầu lắng là mỏng, tức là cần có tỷ lệ bề mặt tiếp xúc và thể tích dầu cao.
- Dưới tác dụng của lực ly tâm, dầu nặng hơn nên được giữ lại ở thành bình
cònkhí chiếm vị trí phía trong của dòng xoáy lốc.
2.4.2.2 Các giải pháp nhiệt
Nhiệt đóng vai trò làm giảm sức căng bề mặt trên các bọt khí và giảm độ nhớt
của dầu, giảm khả năng lưu trữ khí bằng thủy lực. Phương pháp hiệu quả nhất để
làm nóng dầu thô là cho chúng đi qua nước nóng. Đây là phương pháp hiệu quả
nhất với các loại dầu bọt, tuy vậy không dùng cho các bình tách mà chỉ áp dụng cho
các bể chứa công nghệ. Nhiệt được cung cấp trực tiếp bởi nồi hơi và qua các bộ
phận trao đổi nhiệt.
2.4.2.3 Các giải pháp hóa học
Tác dụng chính của hóa chất là giảm sức căng bề mặt, làm giảm xu hướng tạo
bọt của dầu và do đó tăng khả năng tách khí.


25
2.4.3 Các phương pháp khử nhũ tương
2.4.3.1. Nguyên lý kết lắng.
Hiệu quả của quá trình kết lắng hoàn toàn phụ thuộc vào hiệu ứng thủy động
lực tạo ra bởi lực trọng trường, tốc độ chuyển động của dòng nhũ và chênh lệch mật
độ giữa các pha trong hệ nhũ. Hình 2.7 mô tả nguyên lý kết lắng của một bồn khử
nhũ kiểu kín.

5

4

4

10
7

6

9
8
2

A

o o o

B
11
o o o o
3

1

10

2
o o o o o

12

Hình 2.7.Mô hình cấu tạo bồn khử nhũ kiểu kín.
1. Đường vào của nhũ tương

2/10/11. Các ống đục lô

3/12. Cửa xả nước
5. Đường khí ra
7. Lưới lọc khí
9. Mức nhũ tương

4. Đường dầu ra
6. Lưới phá nhũ
8. Mức nước đệm

1

Bồn khử nhũ được thiết kế rất đa dạng. Theo hình dạng bên ngoài có loại trụ
đứng và trụ nằm, trong đó lại có kiểu kín và kiểu hở. Theo sự trang bị bên trong có
loại một ngăn và loại hai ngăn, trong đó lại có loại được trang bị bộ gia nhiệt, bộ
xung điện và có loại không, điều này phụ thuộc vào đặc tính của dầu thô ở từng mỏ.
Hiện nay mô hình bồn khử nhũ như hình 2.7 được sử dụng khá phổ biến nhờ
những ưu điểm của nó như:
- Khoảng cách giữa đầu vào và đầu ra đủ lớn để điều chỉnh chế độ dòng chảy
phù hợp với tốc độ lắng (như phân tích ở mục 2.4.3.1).
- Nhũ tương được lọc qua đệm nước hai lần, tăng hiệu quả khử nhũ.
- Có thể lắp đặt một hoặc nhiều tấm lưới phá nhũ dọc theo trục bồn để tăng
hiệu quả khử nhũ, đặc biệt đối với nhũ tương có độ ổn định cao.
Nhũ tương đã được phá hủy bằng các chất khử nhũ nhưng chưa phân tách theo
đường 1 vào các ống có đục lỗ 2 nhằm phân bố đều theo tiết diện của ngăn A. Nhũ
tương được nâng lên qua lớp nước đệm 8 nhờ chênh lệch về khối lượng riêng. Lớp