Tìm hiểu về bình tách c1 trên giàn CTK 3, mỏ bạch hổ

1

MỤC LỤC

DANH MỤC HÌNH VẼ

DANH MỤC BẢNG BIỂU


2

LỜI MỞ ĐẦU
Ngành công nghiệp dầu khí ở 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, vận chuyển dầu
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 về quá trình thu gom,
vận chuyển hỗn hợp dầu khí, được sự đồng ý của bộ môn Thiết bị dầu khí, trường
Đại học Mỏ - Địa Chất và với sự giúp đỡ của các cán bộ trong Xí nghiệp khai thác
trực thuộc XNLD Vietsovpetro. Em đã kết thúc đợt thực tập sản xuất, thực tập tốt


3
nghiệp, thu thập tài liệu và hoàn thành đồ án này dưới sự hướng dẫn của thầy Hoàng
Anh Dũng.
Đồ án mang tên “Tìm hiểu về bình tách C1 trên giàn CTK-3, mỏ Bạch Hổ”.

Với mục tiêu tìm hiểu các phương pháp tách dầu từ hỗn hợp dầu khí, cấu trúc thiết
bị bình tách dầu khí, nguyên lý hoạt động, các yếu tố ảnh hưởng tới hiệu quả, công
suất tách của bình tách dầu khí, tính toán thiết bị bình tách dầu khí, đưa ra phương
pháp tính kích thước bình tách.
Đồ án tốt nghiệp 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 và các bạn.
Sau cùng, em xin gửi lời cảm ơn sâu sắc tới thầy Hoàng Anh Dũng, các thầy
cô trong bộ môn Thiết bị dầu khí-Khoa dầu khí, các bạn cùng lớp, cùng toàn thể cán
bộ nhân viên thuộc XNLD Vietsovpetro đã giúp đỡ, hướng dẫn tạo điều kiện cho
em hoàn thành đồ án này.
Sinh viên
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN TÌNH HÌNH KHAI THÁC THU GOM VÀ XỬ LÝ DẦU KHÍ
TẠI VIỆT NAM
1.1. Tình hình khai thác dầu ở Xí nghiệp liên doanh dầu khí Vietsovpetro nói
chung và mỏ Bạch Hổ nói riêng.
Được thành lập năm 1981, Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro là công ty đầu
tiên tiến hành thăm dò và khai thác trên thềm lục địa phía nam Việt Nam, mở ra giai
đoạn về phát triển ngành dầu khí còn non trẻ. Năm 1984 Vietsovpetro phát hiện dầu
khí ở mỏ Bạch Hổ. Ngày 26/6/1986 Vietsovpetro đã khai thác tấn dầu thô đầu
tiên,đặt nền móng cho việc phát triển ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam.
Mặc dù còn non trẻ, nhưng với tốc độ phát triển nhanh, XNLD dầu khí đã
đóng vai trò quan trọng trong sự nghiệp công nghiệp hóa-hiện đại hóa nền kinh tế đất
nước. Từ năm 1986, năm đầu tiên khai thác được 40 ngàn tấn dầu thô/năm, đến năm
1996 sản lượng là 8,8 triệu tấn/năm, tăng gấp 200 lần.
Bảng 1.1: Lịch sử hình thành và phát triển XNLD “Vietsovpetro”
ST

T

Ngày/tháng
/năm

SỰ KIỆN


4
1

19.06.1981 Ký hiệp định liên chính phủ về việc thành lập XNLD “Vietsovpetro”

2

19.11.1981

3

31.12.1983

4

31.03.1984

5

24.05.1984

6

21.06.1985

7

26.06.1986

8

11.05.1987

9

18.07.1988

10

06.09.1988

11
12
13
14

29.12.1988
05.12.1990
16.07.1991
02.03.1992

15

02.07.1993

16
17
18
19
20
21
22

12.11.1993
11.12.1994
16.04.1995
23.04.1995
08.09.1996
12.10.1997
16.09.1998

23

12.02.1999

24

26.07.1999

25

12.08.1999

26
27
28
29
30
31
32

22.02.2001
21.11.2001
02.12.2002
13.05.2003
04.12.2005
08.12.2006
31.01.2008

Hội đồng bộ trưởng Việt Nam ra quyết định số 136-HĐBT cho phép
XNLD hoạt động trên lãnh thổ Việt Nam.
Khoan giếng khoan thăm dò dầu BH-5 mỏ Bạch Hổ bằng giàn khoan
tự nâng Mirchink
Khởi công lắp ráp chân đế số 1 giàn MSP-1 mỏ Bạch Hổ.
Phát hiện dòng dầu công nghiệp ở mỏ Bạch Hổ, tại giếng khoan BH5.
Phát hiện dòng dầu công nghiệp ở mỏ Rồng tại giếng khoan R-1.
Khai thác tấn dầu thô đầu tiên từ giếng số 1 giàn MSP-1 mỏ Bạch
Hổ.
Phát hiện dòng dầu công nghiệp ở tầng móng mỏ Bạch Hổ tại giếng
khoan thăm dò BH – 6.
Phát hiện dòng dầu công nghiệp ở mỏ Đại Hùng tại giếng ĐH-1.
Bắt đầu khai thác dầu từ tầng móng mỏ Bạch Hổ từ giếng số 1 giàn

MSP-1
Khai thác tấn dầu thứ 1 triệu từ mỏ Bạch Hổ.
Khai thác tấn dầu thứ 5 triệu từ mỏ Bạch Hổ.
Ký hiệp định liên chính phủ sửa đổi về XNLD “Vietsovpetro”.
Khai thác tấn dầu thứ 10 triệu từ mỏ Bạch Hổ.
Ký hiệp định liên chính phủ về liên bang Nga thừa kế quyền và nghĩa
vụ phía Liên Xô (trước đây),đối với XNLD “ Vietsovpetro”.
Khai thác tấn dầu thứ 20 triệu từ mỏ Bạch Hổ.
Bắt đầu khai thác dầu từ mỏ Rồng.
Bắt đầu đưa khí từ mỏ Bạch Hổ về bờ.
Khai thác tấn dầu thứ 30 triệu từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng.
Khai thác tấn dầu thứ 40 triệu từ mỏ Bạch Hổ và Mỏ Rồng.
Khai thác tấn dầu thứ 50 triệu từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng.
Khai thác tấn dầu thứ 60 triệu từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng.
XNLD “ Vietsovpetro” được giao chức năng điều hành khai thác mỏ
Đại Hùng.
Khai thác tấn dầu thứ 70 triệu từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng.
Ký thỏa thuận giữa Petro Việt Nam và Zarubezhneft về hợp tác thăm
dò và khai thác mỏ Đại Hùng.
Khai thác tấn dầu thứ 90 triệu từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng.
Khai thác tấn dầu thứ 100 triệu.
Khai thác tấn dầu thứ 100 triệu từ tầng móng mỏ Bạch Hổ.
Phía Nga chính thức tuyên bố rút khỏi đề án Đại Hùng.
Khai thác tấn dầu thứ 150 triệu từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng.
Khai thác tấn dầu thứ 160 triệu từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng.
Khai thác tấn dầu thứ 170 triệu từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng.


5
33

25.09.2008 Khai thác tấn dầu thứ 175 triệu từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng.

34

05.01.2011 Khai thác tấn dầu thứ 190 triệu từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng.

35
36
37

08.08.2012 Khai thác tấn dầu thứ 200 triệu từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng.
10.05.2014 Khai thác tấn dầu thứ 210 triệu từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng.
12.04.2016 Khai thác tấn dầu thứ 220 triệu từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng.

Ngoài các mỏ Bạch Hổ, Rồng và Đại Hùng đang được khai thác, kết quả tìm
kiếm thăm dò phát hiện thêm Hồng Ngọc, Lục Ngọc, Lan Tây, Lan Đỏ,... sẽ đưa sản
lượng khai thác trong những năm tiếp theo tăng nhanh chóng. Nhưng trong giai
đoạn hiện nay thì sản lượng dầu khai thác đã giảm dần.
1.2. Dầu mỏ và đặc tính dầu thô của mỏ Bạch Hổ
1.2.1. Thành phần chung của dầu mỏ
Dầu mỏ là sản phẩm phức tạp của thiên nhiên với thành phần chủ yếu là
Hydrocacbon, chúng chiếm từ 60-90% khối lượng của dầu. Các Hydrocacbon này
được tạo thành do sự kết hợp của các nguyên tố Cacbon và Hydro. Tuỳ theo các cấu
trúc phân tử mà ta có các Hydrocacbon ở thể khí, lỏng, rắn.
Dầu mỏ bao gồm các nhóm:
- Nhóm Hydrocacbon Parafinic (CnH2n+2):
Nhóm này có cấu trúc mạch thẳng và mạch nhánh chiếm từ 50-70%. Ở điều
kiện bình thường Hydrocacbon có cấu tạo mạch từ C1-C4 ở trạng thái khí, từ C4-C6 ở
trạng thái lỏng, lớn hơn C17 ở trạng thái rắn (dạng tinh thể).

- Nhóm Hydrocacbon Naptenic (CnH2n):
Nhóm này có cấu trúc mạch vòng (no và không no) chiếm tỷ lệ 10-20%
thành phần dầu thô, phổ biến nhất là Cyclopentan (C 5H10) và Cyclohexan (C6H12)
cùng các dẫn xuất Alkyl của chúng. Ở điều kiện thường Hydrocacbon Napten (no)
có cấu tạo từ C1-C4 ở trạng thái khí, từ C5-C10 ở trạng thái lỏng, từ C11 trở lên ở trạng
thái rắn.
- Nhóm Hydrocacbon Anomatic (CnH2n-6):
Nhóm này có mặt trong dầu thô dưới dạng các dẫn xuất của Benzen, chúng
chiếm từ 1-2% thành phần dầu thô.
- Các hợp chất có chứa Oxy, Nitơ, lưu huỳnh: ngoài các nhóm Hydrocacbon
kể


6
trên trong dầu thô còn chứa các hợp chất không thuộc loại này mà phần lớn là
Asphatel-smol có chứa trong nó hợp chất của O, N, S trong đó:
+ Hợp chất với O chiếm hàm lượng riêng khá lớn trong Asphatel, có thể tới
80%, chủ yếu tồn tại dưới dạng axit Naften, nhựa Asphal và Phenol.
+ Hợp chất với N 2: quan trọng nhất là Pocfirin. Đây là sản phẩm chuyển
hoá từ Hemoglobin sinh vật và từ Clorofin thực vật. Điều này chứng tỏ nguồn gốc
hữu cơ của dầu mỏ. Pocfirin bị phân huỷ ở nhiệt độ tạo thành dầu mỏ

≥

200oC.

+ Hợp chất với S: tồn tại dưới dạng S tự do H 2S. Hàm lượng dầu thô
≤

thường từ 0,1-1%, nếu S 0,5% được xem là hàm lượng đạt tiêu chuẩn. Hàm lượng

S càng cao giá trị dầu thô càng giảm.
Ngoài ra trong dầu thô còn chứa hàm lượng rất nhỏ các kim loại hợp chất
khác như: Fe, Mg, Ca, Ni, Cr, Ti, Co, Zn... chiếm khoảng 0,15-0,19 kg/tấn.
1.2.2. Đặc tính dầu thô mỏ Bạch Hổ
- Khối lượng riêng

ρ

Hiện nay dầu thô của chúng ta khai thác được chủ yếu tập trung ở các tầng
sản phẩm Mioxen hạ, Olighen hạ và tầng móng kết tinh. Chúng thuộc loại dầu nhẹ
÷
vừa phải, khối lượng riêng nằm trong khoảng giới hạn (0,83 0,85).103 kg/m3. Dầu
thô ở khu vực mỏ Bạch Hổ có khối lượng riêng khoảng 0,8319.10 3 kg/m3 (38o6
API). Đó là một thuận lợi đối với công tác vận chuyển dầu vì mặc dù theo công
u 2 .c2u
g

π
thức tính lưu lượng Q = cm. . D. b và cột áp H =
ta không thấy có sự ảnh
hưởng nào của khối lượng riêng nhưng nó lại ảnh hưởng đáng kể đến công suất
ρ

ρ

thuỷ lực (NTL) của máy bơm: NTL = G.H = ( .g.Q).H. Điều đó có nghĩa là nếu
nhỏ, việc cung cấp năng lượng (điện năng) cho các trạm bơm vận chuyển dầu giảm
đáng kể.
- Độ nhớt

µ

Là khả năng của chất lỏng có thể chống lại được lực trượt (lực cắt), nó được
biểu diễn dưới dạng lực ma sát trong (nội ma sát) khi có sự chuyển dịch tương đối
của các lớp chất lỏng kề nhau. Bởi vậy độ nhớt là tính chất đặc trưng cho mức độ di
động của chất lỏng. Độ nhớt của chất lỏng thay đổi trong một phạm vi rộng theo


7
µ

nhiệt độ, khi nhiệt độ tăng thì giảm và ngược lại. Ngoài ra khi áp suất tăng thì độ
nhớt của chất lỏng cũng tăng (trừ chất lỏng đặc biệt như nước). Khi vận chuyển dầu,
chúng ta phải đưa chúng vào trạng thái chuyển động, muốn vậy phải đặt vào chúng
một lực nhất định bằng sự tác động của các cánh bơm. Chuyển động của chất lỏng
chỉ xuất hiện khi ứng suất ma sát vượt quá một giới hạn nào đó, gọi là ứng suất
trượt ban đầu. Như vậy rõ ràng độ nhớt của chất lỏng ảnh hưởng rất lớn đến dòng
chuyển động của nó. Mặc dù trong các công thức tính toán cơ bản của các máy bơm
µ

dùng để vận chuyển chất lỏng (dầu thô) không có mặt trực tiếp của đại lượng ,
nhưng chính nó là yếu tố ảnh hưởng quan trọng nhất gây nên tổn thất của dòng
µ

chảy,
càng lớn thì tổn thất thuỷ lực của dòng chảy càng lớn, làm tăng tổn thất
công suất và giảm lưu lượng của các máy bơm.
1.2.3. Thành phần
Dầu thô mỏ Bạch Hổ là loại dầu thô rất sạch, chứa rất ít lưu huỳnh, kim loại
nặng và hợp chất với Nitơ. Hàm lượng lưu huỳnh trong dầu thô mỏ Bạch Hổ chiếm

÷
từ 0,04 0,1% khối lượng, thấp hơn nhiều so với mức quy định cho dầu thô được
xếp vào loại ít lưu huỳnh. Dầu thô ít lưu huỳnh thì mức độ ăn mòn cũng thấp bởi vì
nguyên nhân ăn mòn của dầu là do dầu có chứa lưu huỳnh và nước.
Tổng hàm lượng các kim loại nặng trong dầu thô mỏ Bạch Hổ chỉ chiếm
khoảng 1,1 ppm theo khối lượng. Hàm lượng các hợp chất với N 2 trong dầu thô mỏ
÷
Bạch Hổ chiếm từ 0,035 0,067%.
Dầu thô mỏ Bạch Hổ chứa nhiều Hydrocacbon Parafin trong các phân đoạn
trung bình (Kenozen và Diezen) lên đến 30%, còn trong cặn lên đến 50%. Sự có
mặt của Parafin với hàm lượng cao làm cho dầu mất tính linh động ở nhiệt độ thấp
và ngay cả ở nhiệt độ bình thường. Điểm đông đặc của dầu mỏ Bạch Hổ là 36 oC đã
gây nên rất nhiều khó khăn trong công tác vận chuyển. Chúng rất dễ làm tắc nghẽn
các tuyến đường ống, nhất là ở tại các điểm nút hoặc tại các tuyến ống ở xa trạm
tiếp nhận và có lưu lượng thông qua thấp, hoặc không liên tục mà bị gián đoạn
trong một thời gian dài. Đây chính là nhược điểm căn bản trong tính chất lý, hoá
của dầu thô mỏ Bạch Hổ. Việc xử lý, khắc phục chúng đòi hỏi cả một quá trình
công nghệ phức tạp và tốn kém.


8
1.3. Giới thiệu chung về hệ thống thu gom xử lý khí và dầu.
1.3.1. Mục đích và nhiệm vụ
- Dầu thô là hỗn hợp của nhiều chất: dầu, khí, nước, Parafin và tạp chất.
- Để lấy dầu thương phẩm và vận chuyển được ta phải xây dựng các hệ thống
thiết bị để thu gom xử lý.
- 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...
1.3.2. Sơ đồ công nghệ hệ thống thu gom vận chuyển dầu khí
Hệ thống thu gom và xử lý trên giàn cố định cơ bản được lắp trên 6 block
khai thác sau:
1.3.2.1. Block modul 1 và 2
Đây là hai block quan trọng nhất. Hai block này được lắp đặt thiết bị miệng
giếng và các hệ thống đường ống thu gom bao gồm 5 đường ống công nghệ chính:
- Đường gọi dòng: dẫn về bình gọi dòng.
- Đường làm việc chính: dẫn về bình tách C1
- Đường làm việc phụ
- Đường ống xả: để xả áp suất trong trường hợp cần thiết.
- Đường dẫn về bình đo
Ngoài ra còn có các đường phụ trợ như: đường dập giếng, đường tuần hoàn
thuận, đường tuần hoàn nghịch.
1.3.2.2. Block modul 3
Được lắp đặt các hệ thống sau:
- Bình tách áp suất cao (Bình C1).
- Bình tách áp suất thấp (Bình C2).
- Hệ thống máy bơm để bơm dầu từ bình C2 ra tàu chứa.
- Hệ thống đường ống nối từ các bình tách đến các block 1,2 và 4,5.
1.3.2.3. Block modul 4
Được lắp đặt các hệ thống sau:
- Hệ thống hoá phẩm cho Gaslift
- Trạm phân phối khí cho các giếng Gaslift


9
-

Hệ thống đo gồm: bình đo và hệ thống tuabin đo dầu và khí

Hệ thống bình gọi dòng
Bình sấy áp suất cao và sấy khí áp suất thấp

1.3.2.4. Block modul 5
Được lắp đặt các hệ thống sau:
- Các hệ thống bơm ép và thiết bị pha hoá phẩm cho công nghệ bơm ép nước
và xử lý vùng cận đáy giếng
- Hệ thống tủ điều khiển bằng khí nuôi
- Xưởng cơ khí
1.3.2.5. Block modul 6
Được lắp đặt các hệ thống sau:
- Các thiết bị phụ trợ
- Các máy bơm phục vụ cho công nghệ bơm ép nước
- Hệ thống máy nén khí để duy trì áp suất cho các hệ thống tự động trên giàn.


10
Hình 1.1: Giàn công nghệ trung tâm số 2 thuộc mỏ Bạch Hổ
1.3.3. Nguyên lý làm việc của hệ thống thu gom vận chuyển dầu
Sau khi dòng sản phẩm ra khỏi miệng giếng, nó đi qua hệ thống cụm phân
dòng (cụm Manhephon) để phân phối dòng theo các đường ống phù hợp với từng
mục đích công nghệ sau:
1.3.3.1. Đối với giếng gọi dòng
Sản phẩm dầu khí sau khi ra khỏi miệng giếng được phân phối về đường gọi
dòng để đưa về bình gọi dòng, tại đây:
- Dầu được tách ra và đưa về bình 100m3 để tách
- Khí đưa ra phakel để đốt
- Nước, dung dịch khoan, dung dịch gọi dòng được xả xuống biển
Khi thấy dầu phun lên thì người ta không đưa sản phẩm vào bình gọi dòng mà
chuyển sang bình tách 25m3 hoặc 100m3.

1.3.3.2. Đối với giếng cần đo
Khi tiến hành khảo sát giếng,kiểm tra định kỳ hoặc đột suất để xác lập các
thông tin của vỉa nhằm xây dựng chế độ khai thác hợp lý, cần phải tiến hành công
tác đo.
Quy trình công nghệ như sau: dầu, khí sau khi ra khỏi miệng giếng được đưa
về đường đo dẫn vào bình đo. Bình đo có tác dụng tách dầu riêng, khí riêng:
- Dầu sau khi qua hệ thống tuabin đo được đưa về bình 100m3 để tách tiếp
- Khí sau khi qua thiết bị đo nếu áp suất cao thì đưa về bình 25m 3 để xử lý, áp
suất thấp thì đưa ra phakel để đốt
1.3.3.3. Đối với giếng khai thác
Sản phẩm đi ra khỏi miệng giếng, qua đường làm việc chính vào bình tách 25m3
- Dầu tách được chuyển qua bình 100m3 tách tiếp, sau đó dầu được bơm ra tàu
chứa, còn khí được đưa lên bình sấy áp suất thấp
- Khí tách được chuyển sang bình Condensat (Bình được dùng để tách hỗn
hợp hơi-lỏng)
Trường hợp giếng có áp suất thấp, sản phẩm theo đường xả trực tiếp dẫn về bình
100m3 để tách.


11

CHƯƠNG 2
CÁC LOẠI BÌNH TÁCH TRÊN GIÀN KHAI THÁC DẦU MỎ BẠCH HỔ
2.1. Chức năng cơ bản của bình tách dầu khí
2.1.1. Tách dầu khỏi khí
Do có sự khác nhau về trọng lượng mà chất lỏng và chất khí có thể tự tách
trong bình tách dầu khí. Mặc dù vậy, đôi lúc cần sử dụng các thiết bị như bộ chiết
sương để tách chất lỏng dạng sương khỏi khí trước khi chúng thoát ra khỏi bình
tách. Hơn nữa, việc sử dụng các phương tiện để tách khí không hoà tan ra khỏi dầu
là rất cần thiết trước khi dầu tách ra khỏi bình tách.

2.1.2. Tách khí khỏi dầu
Các tính chất hoá học,vật lý,điều kiện về nhiệt độ, áp suất của dầu quyết định
lượng khí mà nó chứa đựng trong lưu chất. Tỷ lệ mà tại đó khí giải phóng ra khỏi
một lượng dầu đã cho là một hàm số với biến số là nhiệt độ và áp suất. Thể tích khí
tách được ra khỏi dầu thô trong bình tách phụ thuộc vào :
- Tính chất hoá lý của dầu thô
- Áp suất làm việc
- Nhiệt độ làm việc
- Tốc độ chảy qua bình
- Kích cỡ và hình dáng bình
Tốc độ chảy trong bình và chiều sâu mực chất lỏng trong bình quyết định
thời gian lưu giữ của dầu. Thời gian lưu giữ từ 1-3 phút nhìn chung tương ứng để
đạt được hiệu quả tách cao trừ khi tách dầu có chứa bọt khí. Khi tách dầu sủi bọt,
thời gian lưu giữ có thể tăng đến 5-20 phút tuỳ thuộc vào sự ổn định của bọt và thiết
kế của bình. Trong quá trình tách dầu khí, việc tách khí không hoà tan ra khỏi dầu là
rất cần thiết.


12
2.1.3. Tách nước khỏi dầu
Việc loại bỏ nước ra khỏi dung dịch dầu mỏ có tác dụng: tránh được sự mài
mòn cho hệ thống thu gom xử lý và sự tạo thành nhũ tương (làm khó khăn cho việc
tách dầu và nước).
Nước có thể được tách từ dầu ở bình tách 3 pha trong trường hợp sử dụng
phương pháp hoá học và tách trọng lực. Nếu bình tách không đủ rộng để tách một
lượng nước tương ứng nó có thể được tách trong bình tách nước tự do bằng trọng
lực được lắp đặt ở trước hoặc sau bình tách. Nếu nước bị nhũ tương hoá thì cần phải
sử dụng thiết bị xử lý nhũ tương để làm rời các hạt nhũ tương ra khỏi nước.
2.2. Các phương pháp tách dầu và khí trong bình tách
2.2.1. Các phương pháp tách khí ra khỏi hỗn hợp dầu-khí trong bình tách

Để đảm bảo chất lượng dầu thô và thu được khí tự nhiên,ta phải tách khí
không hoà tan ra khỏi dầu trong quá trình xử lý. Các cơ chế để tách khí ra khỏi dầu
trong bình tách là: lắng đọng, khuấy, làm lệch, nung nóng, hoá học…
2.2.1.1. Sự lắng đọng
Khí chứa trong dầu thô là khí không hoà tan và thường được tự tách khỏi dầu
khi dầu có đủ thời gian để lắng xuống. Khi tăng thời gian lưu giữ chất lỏng đòi hỏi
phải tăng kích thước của bình hay độ sâu của mực chất lỏng trong bình. Sự tăng độ
sâu của mực chất lỏng trong bình có thể sẽ không làm tăng sự tách của khí không
hoà tan khỏi dầu bởi vì ‘‘sự chồng chất’’ của dầu sẽ ngăn cản khí nổi lên trên bề mặt
của chất lỏng. Việc tách tối đa khí ra khỏi dầu đạt được khi phần chứa dầu trong
bình tách là mỏng.
2.2.1.2. Sự khuấy trộn
Phương pháp này rất cần thiết trong việc thu hồi khí không hoà tan bị giữ lại
trong dầu do sức căng bề mặt và độ nhớt của dầu. Khi có hoạt động khuấy trong
bình thì thời gian để các bọt khí trong dầu tách ra ngắn hơn nhiều so với không có
hoạt động khuấy. Tuy vậy các hoạt động khuấy này cũng được điều chỉnh ở một
mức thích hợp để không xảy ra phản tác dụng.
2.2.1.3. Sự đổi hướng
Một thiết bị tách ở cửa vào bao gồm nhiều đĩa kim loại được lắp dùng để tách
dòng chất lưu đi vào làm nhiều hướng. Khi dòng dầu đi qua thiết bị này, nó sẽ tán
xạ hoặc tạo thành những lớp mỏng để khí tách ra khỏi dầu nhanh hơn.Thiết bị này
cũng khử sự va đập của chất lỏng ở tốc độ cao vào thành đối diện của bình tách.
Trong hình 2.1 có vẽ hình vẽ của bộ làm lệch hướng dòng chảy được lắp trong bình


13
tách làm cho dầu khi chảy từ cửa vào đến khoang dầu luôn ở dạng lớp mỏng. Khi
chảy qua thiết bị này, dầu sẽ được dàn mỏng ra, bị va đập nên làm tăng hiệu quả
làm tan các bọt khí. Chúng rất có hiệu quả trong việc xử lý dầu có bọt. Bộ làm lệch
có đục lỗ được dùng để tách khí không hoà tan trong dầu. Khi dòng dầu chảy

qua,chúng gây nên sự khuấy động nhẹ làm cho khí thoát ra khỏi dầu.

Khí ra

Bộ chiết sương

A
Thiết bị tách cửa vào
Đầu vào chất lỏng

A

Đĩa làm lệch

Thiết bị dẫn hướng

Mặt cắt A-A

Đầu ra


14
Hình 2.1: Sơ đồ bình tách đứng đặc biệt để tách dầu thô chứa nhiều bọt
2.2.1.4. Giải pháp nhiệt (Nung nóng)
Nhiệt độ đóng vai trò làm giảm sức căng bề mặt trên các bọt khí và làm giảm
độ nhớt của dầu, vì vậy nó hỗ trợ cho việc thoát khí ra khỏi dầu dễ dàng hơn.
Phương pháp hiệu quả nhất để làm nóng dầu thô là cho hỗn hợp dầu đi qua nước
nóng. Khi đó, dầu sẽ được phân tán thành từng pha làm tăng khả năng tiếp xúc của
dầu với nước nóng rồi chảy qua nước đi lên kết hợp với việc tạo rung động làm cho
các bọt khí sẽ keo tụ và tách khỏi dầu. Phương pháp này hiệu quả nhất đối với các

loại dầu bọt. Trên thực tế bình nước nóng không được lắp trong một số bình tách
nhưng nhiệt lượng có thể cung cấp cho dầu bằng những bộ nung nóng bằng lửa ,bộ
trao đổi nhiệt.…một cách gián tiếp hay trực tiếp.
2.2.1.5. Hoá chất
Bản chất của giải pháp này là sử dụng một số hóa chất để thêm vào nhằm làm
giảm sức căng bề mặt và xu hướng tạo bọt của dầu,tạo điều kiện để khí tách ra khỏi
dầu được dễ dàng hơn.
2.3. Các phương pháp tách dầu ra khỏi hỗn hợp dầu-khí trong bình tách
Những hạt chất lỏng còn sót lại trong khí được tách lần cuối bằng một bộ
thiết bị được gọi là bộ chiết sương hay màng ngăn.
Việc tách những hạt chất lỏng còn lại trong dòng khí có thể được tách nhờ
vào sự khác nhau về tỷ trọng của chất lỏng và khí khi mà tốc độ dòng khí chậm vừa
phải. Người ta có thể tính toán và giới hạn vận tốc của khí trong bình tách để đạt
được sự tách một cách hoàn toàn khi không có bộ chiết sương. Tuy nhiên, theo quy
ước thì các bộ chiết sương được lắp trong bình tách để hỗ trợ thêm công việc tách
và làm giảm đến mức thấp nhất lượng chất lỏng khi bị khí mang theo.
Các phương pháp để tách dầu ra khỏi khí trong bình tách là:
- Tách trọng lực
- Cơ chế va đập
- Thay đổi hướng và tốc độ dòng chảy
- Dùng lực ly tâm
- Sự đông kết
- Lọc bằng phin lọc.
2.3.1. Tách trọng lực
Nguyên lý tách là dựa vào sự chênh lệch về tỷ trọng bởi vì khí nhẹ hơn dầu.
Ở điều kiện áp suất và nhiệt độ tiêu chuẩn thì dầu nặng hơn khí tự nhiên 400-1600
lần. Tuy nhiên khi áp suất và nhiệt độ khí tăng lên thì sự chênh lệch đó giảm rất
nhanh.Ví dụ như ở áp suất làm việc 53 at thì dầu chỉ nặng gấp 6-10 lần so với khí.

15
Vì vậy áp suất có ảnh hưởng tới kích thước của bình tách, kích thước và kiểu của bộ
chiết sương để tách hoàn toàn chất lỏng và khí.
Trên lý thuyết các hạt chất lỏng có tỷ trọng từ 6-10 lần tỷ trọng khí có thể
nhanh chóng lắng xuống và tách khỏi khí. Tuy nhiên điều này không xảy ra bởi vì
những hạt chất lỏng quá nhỏ đến mức chúng có khuynh hướng trôi nổi trong khí và
không thoát ra khỏi khí khi khí ở trong bình.
Trong hầu hết các bình tách có kích thước trung bình, những hạt dầu có
µm

đường kính từ 100
trở lên sẽ được tách cơ bản nhờ cơ chế phân ly trọng lực, còn
các hạt có kích thước nhỏ hơn thì phải sử dụng đến bộ chiết sương.
2.3.2. Cơ chế va đập
Khi dòng khí có chứa hỗn hợp lỏng va đập vào tấm chắn của bộ phận
tách,chiết. Khi đó,chất lỏng sẽ được giữ lại trên bề mặt các tấm chắn. Khi đủ
lớn,chúng sẽ chập lại với nhau thành các giọt và lắng xuống nhờ trọng lực. Khi hàm
lượng chất lỏng cao hoặc kích thước các hạt chất lỏng bé,lúc này để tách có hiệu
quả cần phải tạo ra nhiều va đập nhờ vào sự bố trí nhiều tấm chắn kế tiếp nhau theo
từng góc nghiêng nhất định.
2.3.3. Thay đổi hướng và tốc độ dòng chảy
Cơ chế này dựa trên nguyên lý lực quán tính của chất lỏng lớn hơn chất khí.
Khi dòng khí mang theo các hạt lỏng gặp các chướng ngại vật sẽ thay đổi hướng
chuyển động một cách đột ngột. Do có quán tính lớn,các hạt chất lỏng vẫn tiếp tục
đi theo hướng cũ,va vào bề mặt vật cản và dính vào đó, chập lại thành những giọt
lớn và lắng xuống nhờ trọng lực. Đối với chất khí,do có quán tính bé hơn nên sự
thay đổi hướng là dễ dàng, bỏ lại các hạt chất lỏng để bay theo hướng mới. Ngoài
ra, việc thay đổi tốc độ dòng khí đột ngột cũng có thể tách được pha lỏng ra khỏi
pha khí khi ta giảm tốc độ do lực quán tính. Ngược lại khi tăng tốc độ thì pha khí
vượt lên trước,bỏ lại pha lỏng.

2.3.4. Dùng lực ly tâm
Khi dòng khí có mang theo chất lỏng chuyển động theo quỹ đạo vòng tròn
với vận tốc đủ lớn, lực ly tâm sẽ làm chất lỏng bắn vào thành bình. Tại đây, chất
lỏng ngưng tụ thành những hạt chất lỏng có kích thước đủ lớn rồi cuối cùng chảy
xuống khoang chất lỏng phía dưới bình. Phương pháp dùng lực ly tâm là một trong
những phương pháp hiệu quả nhất trong việc tách pha lỏng ra khỏi pha khí. Hiệu
quả của phương pháp này tăng khi tốc độ quay của dòng khí tăng. Vì vậy với cùng


16
tốc độ dòng chảy vào bình cho trước, bình tách ly tâm chỉ cần kích thước nhỏ hơn là
đủ.

Hình 2.2: Bình tách 2 pha sử dụng phương pháp lực ly tâm
Hình 2.2 minh họa một bình tách 2 pha nằm ngang sử dụng lực ly tâm để
tách sương chất lỏng ra khỏi khí. Thiết bị gây va đập cửa vào là một cái phễu với
những cánh quạt hình xoắn ốc hướng ra ngoài truyền một chuyển động xoáy cho
chất lưu khi chúng đi vào bình. Những hạt chất lỏng bị bắn vào thành bình và rơi
xuống khoang chứa chất lỏng. Khí chảy vào thiết bị thứ cấp gồm những cánh quạt
÷

hình xoắn ốc hướng vào trong để tăng tốc đến 0,7 2,7 m/s ở đầu ra của thiết bị thứ
cấp. Dầu được tách từ thiết bị ly tâm sơ cấp chảy từ khoang trên xuống khoang dưới
qua đường dẫn bên dưới ở bên phải. Khoang dưới của bình tách được chia thành hai


17
ngăn,chất lỏng được lấy ra từ hai ngăn bằng hai bộ điều khiển mức chất lỏng và hai
van thu hồi dầu.
Bình tách và bình lọc dùng lực ly tâm để thu hồi sương dầu từ khí có thể xử

lý một lượng khí lớn.
2.3.5. Sự đông kết
Những tấm đệm đông kết được dùng như những phương tiện có hiệu quả
trong việc tách và thu hồi sương dầu từ một dòng khí tự nhiên. Một trong những
công dụng đặc biệt nhất của nó là tách sương chất lỏng từ khí trong hệ thống vận
chuyển và phân phối khí nơi mà lượng chất lỏng trong khí là nhỏ. Những tấm đệm
đông kết thường được làm ở dạng vòng, dạng lưới bằng những vật liệu khác nhau.
Chúng sử dụng sự kết hợp giữa va đập,thay đổi hướng, thay đổi vận tốc để loại bỏ
sương chất lỏng từ khí.
2.3.6. Lọc bằng phin lọc
Dùng phin lọc để thấm rất có hiệu quả trong việc tách dầu ra khỏi khí. Vật
liệu có tính thấm lọc sương chất lỏng từ khí có thể sử dụng nguyên lý của sự va đập,
thay đổi hướng dòng chảy. Khi đó khí sẽ dễ dàng đi qua còn các hạt chất lỏng sẽ bị
giữ lại.
Để thực hiện quá trình tách dầu ra khỏi khí ta phải sử dụng kết hợp nhiều phương
pháp khác nhau để thu được dòng sản phẩm có chất lượng tốt với hàm lượng pha
lỏng còn lẫn trong khí ở hàm lượng cho phép.


18
2.4. Phân loại bình tách - Phạm vi sử dụng - Ưu nhược điểm từng loại
2.4.1. Cấu tạo chung của bình tách

Hình 2.3: Bình tách pha hình trụ đứng
1. Van điều khiển bằng áp suất
2. Đường ra của pha khí
3. Thiết bị tách đầu vào
4. Cửa (người chui vào để vệ sinh bình )
5. Tấm lệch dòng

6. Van điều khiển mức chất lỏng
7. Đường dầu ra
8. Đường xả cặn(xả nước)
9. Hệ thống Rơ le phao
10. Ống thu dầu ngưng tụ


19
+ Bộ phận tách cơ bản(A): Đây là bộ phận được lắp trực tiếp ở cửa vào của bình,
đảm bảo nhiệm vụ tách khí ra khỏi dầu, tức là giải phóng các bọt khí tự do. Hiệu
quả làm việc của nó phụ thuộc vào cấu trúc đường vào có thể là hướng tâm,có thể
tạo dòng chảy rối cho hỗn hợp dầu khí.
+ Bộ phận tách thứ cấp (B): Đây là bộ phận lắng trọng lực có nhiệm vụ tách bổ
sung các bọt khí còn sót lại ở phần(A). Để tăng hiệu quả của quá trình tách khí ra
khỏi dầu, ta cần hướng các lớp mỏng chất lưu theo các tấm lệch dòng (đặt
nghiêng),đồng thời phải kéo dài đường chuyển động bằng cách tăng số lượng các
tấm lệch dòng.
+ Phần lưu giữ chất lỏng (C): Đây là phần thấp nhất của thiết bị dùng để gom dầu
và xả dầu ra khỏi bình tách. Sản phẩm ở đây có thể là một pha hoặc hỗn hợp dầu khí
phụ thuộc vào hiệu quả của phần (A) và (B), độ nhớt và thời gian lưu trữ.
+ Bộ chiết sương (D): Được lắp ở phần cao nhất của bình, có nhiệm vụ lưu giữ các
giọt dầu nhỏ bị cuốn theo dòng khí đi lên,sau đó dầu được đưa trở lại phần lưu giữ
chất lỏng nhờ ống thu hồi dầu 10,còn khí được xả ra theo đường số 2.
2.4.2. Phân loại bình tách
Trong thực tế do yêu cầu công nghệ mà bình tách được phân ra làm nhiều
loại, ta có thể phân loại như sau:
2.4.2.1. Phân loại theo chức năng làm việc
-Bình vừa tách vừa đo
-Bình chỉ tách
2.4.2.2. Phân loại theo số pha được tách

- Bình tách 2 pha: Tách riêng pha khí và pha lỏng
- Bình tách 3 pha: Tách dầu,khí,nước ra riêng biệt
2.4.2.3. 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:
1. Loại 1: bình tách đứng
2. Loại 2: bình tách hình trụ nằm ngang
3. Loại 3: bình tách hình cầu.
Trong đó số pha được tách tương ứng với số dòng được tách ra. Ta có loại
bình tách 2pha, bình tách 3 pha.


20
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.
Ta đi vào từng loại:
- Loại 1. Thiết bị tách hình trụ đứng
+ Hình (2.4): Minh hoạ hình ảnh đơn giản của một thiết bị tách trụ đứng 2
pha hoạt động dầu khí.
+ Hình (2.5): Minh hoạ đơn giản của cấu tạo thiết bị tách trụ đứng 3 pha hoạt
động: dầu-khí-nước.
+ Hình (2.6): Minh hoạ hình ảnh đơn giản cấu tạo bình tách 3 pha sử dụng
lực ly tâm.
2
3

4

1

5

1- Cửa vào nguyên liệu
2- Van điều khiển bằng áp suất
6

3- Cửa thoát khí
4-Đệm triết

5- Bộ phận tách khí t

7
9
10
8

11

6 -Các tấm lệch dòng
7 -Miệng phao
8 -Phao
9 -Thiết bị điều khiển mực chất lỏng
10 -Van vận hành ngăn dầu
11- Đường ra của dầu

Hình 2.4: Bình tách hình trụ đứng 2 pha hoạt động dầu khí


21

2

khí

3
gas
4
1
1-Cửa vào nguyên liệu
5
6
7
Dầu
8

oil

water

3-Đệm chiết
4-Bộ phận tách khí trên cửa vào
5-Đĩa kim loại làm lệch hướng dòng
6-Thiết bị điều khiển mực chất lỏng
7-Van vận hành ngăn dầu

9

10

2-Van điều khiển bằng áp suất

11
Nước

8- Phao không trọng lượng
9-Thiết bị điều khiển mực chất lỏng
10-Phao trọng lượng
11-Van vận hành ngăn nước

Hình 2.5: Bình tách hình trụ đứng 3 pha hoạt động dầu-khí-nước


22

Hình 2.6: Bình tách hình trụ đứng 3 pha sử dụng lực ly tâm
- Loại 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
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:


23

Hình 2.7: Bình tách hình trụ nằm ngang 2 pha dầu-khí

Hình 2.8: Bình tách hình trụ nằm ngang 3 pha dầu-khí-nước

24
- Loại 3. Thiết bị tách hình cầu
+ Hình (2.9): Minh hoạ cấu tạo đơn giản thiết bị tách hình cầu 3 pha dầu-khínước.

Hình 2.9: Bình tách 3 pha hình cầu
1- Cửa vào tách khí thành phần
2- Màng chiết kiểu đệm ngưng tụ
3- Bộ phận dẫn điều khiển mực dầu lưu trong bình
4- Bộ phận dẫn điều khiển mực nước lưu trong bình
5- Phao không trọng lượng
6- Phao trọng lượng
2.4.2.4. Phân loại theo áp suất làm việc
- Bình tách chân không
- Bình thấp áp (áp suất làm việc từ 0.7-15 at)
- Bình trung áp (áp suất làm việc từ 16-45 at)
- Bình cao áp (áp suất làm việc từ 46-100 at)
Ngoài ra còn có một số bình tách đặc biệt có áp suất làm việc >300at.


25
2.4.2.5. Phân loại theo cấp tách
- Bình tách cấp 1
- Bình tách cấp 2
- Bình tách cấp 3
2.4.2.6. Phân loại theo nguyên tắc tách cơ bản
- Theo cơ chế trọng lực
- Theo cơ chế ly tâm
- Theo cơ chế quán tính
2.4.3. Phạm vi áp 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 hình 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.
2.4.3.1. Thiết bị tách hình trụ đứng
Trong công nghiệp dầu khí hiện nay,thiết bị bình tách hình trụ đứng thường
được sử dụng trong những trường hợp sau:
1. Chất lỏng trong giếng có tỷ lệ lỏng/khí cao
2. Dầu thô có chứa lượng cát, cặn và các mảnh vụn rắn
3. Sự lắp đặt bị giới hạn về chiều ngang nhưng không giới hạn về chiều cao
4. 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...
5. Đầu vào của các thiết bị sản xuất khác không làm việc phù hợp với sự có
mặt của chất lỏng ở trong khí đầu vào
6. Sử dụng tại những điểm mà việc áp dụng thiết bị tách trụ đứng mang lại
hiệu quả kinh tế cao hơn.
2.4.3.2. Thiết bị tách hình trụ nằm ngang
Phạm vi áp dụng của nó trong các trường hợp cụ thể:
1. Tách lỏng-lỏng trong bình tách 3 pha trong sự sắp đặt để hiệu quả hơn trong
việc tách dầu-nước
2. 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 làm cho sự tách khí từ lỏng hiệu quả hơn
3. 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
4. Được lắp đặt tại những giếng khai thác với lưu lượng ổn định