Tìm hiểu bình tách dầu khí trong hệ thống xử lý sản phẩm khai thác tại giàn CNTT số 3 mỏ bạch hổ

MỤC LỤC
LỜI MỞ ĐẦU.....................................................................1
CHƯƠNG I : TÌNH HÌNH KHAI THÁC THU GOM XỬ LÝ SẢN
PHẨM KHAI THÁC.............................................................2
1.1. Giới thiệu về ngành dầu khí Việt Nam................................................................2
1.2. Tình hình khai thác Dầu khí tại mỏ bạch hổ.......................................................2
1.3. Sơ đồ trên giàn công nghệ trung tâm số 3...........................................................4
1.3.1. Giới thiệu chung về giàn công nghệ trung tâm số 3
.........................................................................................................
4
1.3.2. Hệ thống công nghệ trên giàn công nghệ trung tâm số 3
.........................................................................................................
4
CHƯƠNG II : THIẾT BỊ TÁCH SẢN PHẨM KHAI THÁC...........14
2.1. Cấu tạo và nguyên lý hoạt động chung, chức năng của bình tách.....................15
2.1.1. Cấu tạo chung
.......................................................................................................
15
2.1.2. Nguyên lý hoạt động chung
.......................................................................................................
20
2.1.3. Chức năng của bình tách
.......................................................................................................
21
2.2. Phân loại bình tách...........................................................................................25
2.2.1. Phân loại theo chức năng


.......................................................................................................
25
2.2.2. Phân loại bình tách theo hình dạng

.......................................................................................................
26
2.2.3. Phân loại theo phạm vi ứng dụng
.......................................................................................................
33
2.2.4. Phân loại theo áp suất làm việc
.......................................................................................................
33
2.2.5. Phân loại theo nguyên lý tách cơ bản
.......................................................................................................
34
2.3. Phạm vi ứng dụng và ưu nhược điểm từng của các loại bình tách....................34
2.3.1. Phạm vi ứng dụng
.......................................................................................................
34
2.3.2. Ưu nhược điểm các loại bình tách
.......................................................................................................
36
CHƯƠNG III : KỸ THUẬT LẮP ĐẶT VẬN HÀNH, SỬA CHỮA,
BẢO DƯỠNG BÌNH TÁCH DẦU KHÍ....................................38
3.1. Quy trình lắp đặt và vận hành bình tách chịu áp lực C2....................................38
3.1.1. Yêu cầu về lắp đặt
.......................................................................................................
40
3.1.2. Quy trình vận hành bình tách chịu áp lực C2
.......................................................................................................
42
3.2. Quy trình sửa chữa và bảo dưỡng bình tách.....................................................45

3.2.1. Quy trình sửa chữa bình tách
.......................................................................................................
45
3.2.2. Quy trình bảo dưỡng bình tách
.......................................................................................................
47
CHƯƠNG IV : CÔNG TÁC AN TOÀN, BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG VÀ
CÁC GIẢI PHÁP KỸ THUẬT NHẰM NÂNG CAO HIỆU QUẢ SỬ
DỤNG BÌNH TÁCH............................................................48
4.1. Công tác an toàn trong khai thác dầu khí khi vận hành bình tách ba pha cho
thiết bị và con người................................................................................................48
4.1.1. Yêu cầu an toàn đối với con người
.......................................................................................................
48
4.1.2. Yêu cầu an toàn trong tình huống sự cố.
.......................................................................................................
49
4.1.3. Yêu cầu an toàn khi kết thúc công việc.
.......................................................................................................
49
4.1.4. An toàn đối với thiết bi.
.......................................................................................................
49
4.2. Quy phạm an toàn, kiểm tra bình tách theo tiêu chuẩn Việt Nam.....................51
4.3. Các biện pháp an toàn trong công tác vận hành bình tách...............................51
4.4. Các biện pháp an toàn trong công tác bảo dưỡng và sửa chữa bình tách.........53
4.5. Công tác bảo vệ môi trường.............................................................................53
4.6. Các công trình dầu khí biển phải có trang bị chống ô nhiễm như sau...............53
4.7. Việc thải các chất thải sản xuất từ các công trình dầu khí biển ở những nơi
thuộc quyền tài phán của nước CHXHCN Việt Nam phải tuân theo các quy định. .54

4.8. Việc thải các chất thải sinh hoạt ở những nơi thuộc quyền tài phán của nước
CHXHCN Việt Nam phải tuân thủ theo các quy định.............................................54
4.9. Các biện pháp nhằm nâng cao hiệu quả sử dụng bình tách...............................55
4.9.1. Các biện pháp về mặt kỹ thuật
.......................................................................................................
55
4.9.2. Các biện pháp về mặt công nghệ
.......................................................................................................
55
KẾT LUẬN.......................................................................62


DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ TRONG ĐỒ ÁN
STT

SỐ HÌNH VẼ

TÊN HÌNH VẼ

TRANG

1

Hình 1.1

Sơ đồ hệ thống xử lý dầu

5

2

Hình 1.2

Hệ thống thu gom khí áp cao

6

3

Hình 1.3

Sơ dồ hệ thống nén khí áp suất thấp

6

4

Hình 1.4

Sơ đồ hệ thống khí nhiên liệu

7

5

Hình 1.5

Sơ đồ hệ thống xử lý nước vỉa

7

6

Hình 1.6

Sơ đồ hệ thống đuốc cao áp

8

7

Hình 1.7

Sơ đồ hệ thống đuốc thấp áp

8

8

Hình 1.8

Sơ đồ hệ thống thu gom condensate

9

9

Hình 1.9

Sơ đồ hệ thống thu gom dầu thải

10

10

Hình 1.10

Sơ đồ hệ thống hóa phẩm

11

11

Hình 1.11

Sơ đồ hệ thống tạo hơi

11

12

Hình 1.12

Sơ đồ hệ thống khí UA, IA và Nitơ

12

13

Hình 1.13

Sơ đồ hệ thống nước cứu hỏa

13

14

Hình 2.1

Sơ đồ bình tách 2 pha trụ đứng

15

15

Hình 2.2

Tách cơ bản kiểu cửa vào hướng tâm

16

16

Hình 2.3

Bình tách 2 pha sử dụng bộ phân tách cơ
bản kiểu ly tâm

17

17

Hình 2.4

Bộ chiết sương kiểu nam chớp

18


18

Hình 2.5

Bộ phận chiết sương dạng cánh

19

19

Hình 2.6

Một số loại đệm đông tụ

20

20

Hình 2.7

Bình tách hình trụ đứng 2 pha

27

21

Hình 2.8

Bình tách hình trụ đứng 3 pha

28

22

Hình 2.9

23

Hình 2.10

Bình tách hình trụ đứng nằm ngang 2 pha

30

24

Hình 2.11

Bình tách hình trụ đứng nằm ngang 3 pha

31

25

Hình 2.12

Bình tách hình cầu 2 pha

32

26

Hình 2.13

Bình tách hình cầu 3 pha

32

27

Hình 3.1

Sơ đồ nguyên lý điều khiển của bình tách C2

39

28

Hình 3.2

Bình tách C2 tại giàn CNTT Số 3

42

29

Hình 4.1

Sơ đồ xử lý parafil bằng hóa chất

57

30

Hình 4.2

Cấu trúc phần tử của polydimethylsioxane

59

31

Hình 4.3

Thời gian tạo bọt

60

32

Hình 4.4

Thiết bị xử lý sản phẩm

Bình tách hình trụ đứng 3 pha sử dụng lực ly
tâm

29

61


DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU TRONG ĐỒ ÁN
STT

SỐ HIỆU
BẢNG

TÊN BẢNG

TRANG

1

Bảng 2.1

So sáng sự thuận lợi và không thuận lợi của
các loại bình tách

36

2

Bảng 3.1

Các thiết bị điều khiển của bình tách C2

40

3

Bảng 3.2

Nguyên nhân và cách khắc phuc sự cố khi
chất lỏng bị cuốn ra ngoài theo dòng khí

45

4

Bảng 3.3

Nguyên nhân và cách khắc phúc sự cố khi
quá tải chất lỏng

46


BẢNG QUY ĐỔI ĐƠN VỊ ĐƯỢC SỬ DỤNG TRONG ĐỒ ÁN

1 inch (in) =25,4 mm
1 foot (ft) =0,305 m
1 at
=760 mmHg
o
1 C
= 33,8 oF = 274,15 oK
1 at
=1,01325 Bar =1,033227453 kg/cm2 =101,325 Kpa


9


1

LỜI MỞ 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,
xử lý, vận chuyển hỗn hợp dầu khí, với sự giúp đỡ của các cán bộ trong 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 PGS.TS
Triệu Hùng Trường.

Với đề tài: ‘Tìm hiểu bình tách Dầu khí trong hệ thống xử lý sản phẩm
khai thác tại giàn CNTT số 3 mỏ Bạch Hổ’
( Với mục tiêu là nghiên cứu các phương pháp tách dầu từ hỗn hợp khí dầu, cấu
trúc thiết bị tách dầu khí, nguyên lý hoạt động, các yếu tố ảnh hưởng tới hiệu quả,
công suất tách của bình tách dầu khí. )

Hà Nội, ngày 25 tháng 5 năm 2017
Sinh viên thực hiện


2

CHƯƠNG I : TÌNH HÌNH KHAI THÁC THU GOM XỬ LÝ SẢN PHẨM
KHAI THÁC
1.1. Giới thiệu về ngành dầu khí Việt Nam
Hơn 30 năm trước, ngày 3/9/1975, Chính Phủ đã ban hành Nghị Định số
170/CP, thành lập tổng cục Dầu Mỏ và Khí Đốt Việt Nam, tiền thân của Tập Đoàn
Dầu Khí Quốc Gia Việt Nam ngày nay. Gần một năm sau ngày thành lập, ngày
27/7/1986, chúng ta có nguồn khí thiên nhiên đầu tiên được khai thác từ giếng
khoan số 51 ở vùng trũng sông Hồng, nguồn tài nguyên vô cùng quý giá của đất
nước. Năm năm sau, vào tháng 6/1981, dòng khí công nghiệp ở mỏ khí Tiền Hải
được khai thác để đưa vào phục vụ sản suất. Mười năm sau ngày thành lập, ngày 26
tháng 6 năm 1986 Xí Nghiệp Liên Doanh Dầu Khí Việt – Xô đã khai thác tấn dầu
đầu tiên từ mỏ Bạch Hổ… Kể từ đó Việt Nam đã trở thành một trong những nước
khai thác và xuất khẩu dầu thô, dánh dấu một bước tiến vững chắc, khẳng định một
tương lai đầy hứa hẹn cho ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam.
Trải qua 35 năm xây dựng và phát triển, ngành dầu khí Việt Nam đã vượt qua
mọi trở ngại khó khăn để vươn lên trở thành ngành kinh tế kĩ thuật hàng đầu, đã
đóng góp to lớn vào công cuộc xây dựng và bảo vệ tổ quốc Việt nam XHCN, đặc
biệt ở những năm cuối của thế kỷ trước, ngành dầu khí đã góp phần tích cực vào

việc đưa đất nước thoát khỏi tình trạng khủng hoảng kinh tế. Ở thập kỷ này – thập
kỷ đầu tiên cua thế kỷ 21, Tập Đoàn Dầu Khí Quốc Gia Việt Nam thực sự đã trở
thành đầu tàu kinh tế, là động lực đẩy nhanh tiến trình “công nghiệp hóa, hiện đại
hóa đất nước”. Trong những năm gần đây, nhờ có nền tảng vững chắc, tốc độ phát
triển của tập đoàn luôn ở mức cao, đóng góp lớn cho nguồn thu ngân sách quốc gia.
Hiện nay với hơn 50 đơn vị thành viên và các công ty liên doanh, lực lượng
lao động hơn 25000 người, doanh thu năm 2008 đạt 280,05 ngàn tỉ đồng, năm 2014
đạt tổng doanh thu 745.500 tỉ đồng nộp ngân sách nhà nước đạt 178.100 tỉ đồng.
Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam hoạt động trong lĩnh vực dầu khí và các lĩnh
vực khác không chỉ ở trong nước mà còn ở nước ngoài
1.2. Tình hình khai thác Dầu khí tại mỏ bạch hổ
Năm 1981, Hiệp định liên chính phủ Việt Nam-Liên Xô đã được ký kết, thành
lập xí nghiệp Liên doanh Vietsovpetro, có nhiệm vụ tìm kiếm, thăm dò và khai thác
dàu khí trên thềm lục địa của Việt Nam. Đến nay đã phát hiện 3 mỏ dầu có giá trị


3
công nghiệp, với chi phí thấp, chỉ có 0.2 USD/thùng đối với mỏ Bạch Hổ và 0.6
USD/thùng với mỏ Rồng. Doanh thu xuất khẩu dầu thô của Vietsovpetro ước đạt
32.5 tỉ USD và chiếm khoảng 60% sản lượng chung của cả nước
Một phát hiện đăc biệt là tìm ra tầng dầu trong đá móng tiền Đệ Tam tại giếng
khoan BH.6 vào ngày 15 tháng 05 năm 1987 và bắt đầu khai thác từ ngày 06 tháng
9 năm 1988. Đây là tầng dầu quan trọng và đọc đáo vì từ tầng dầu này đã góp phần
làm tăng sản lượng khai thác dầu hàng năm ở mỏ Bạch Hổ. Điều quan trọng nữa là
thèm lục dịa Việt Nam trở nên hấp dẫn với các nhà đầu tư vì chưa có tầng dầu nào
như thế trong khu vực. Kiên trì và gian khó để xác lập thân dầu trong đá móng đến
việc xác định công nghệ khai thác là thành tự của Vietsovpetro. Nhờ áp dụng công
nghệ Bơm ép nước mà hệ số thu hồi dầu tăng tới 40,3%. Nhờ vậy mà trong 129
triệu tấn dầu lấy từ mỏ Bạch Hổ có hơn 50% là lấy từ tần móng của mỏ.
Từ năm 1995, khí đồng hành ở mỏ Bạch Hổ đã được đưa vào sử dụng. Năm

đầu tiên cung cấp 202,9 triệu m 3 khí. Tính tới ngày 07 tháng 11 năm 2005 đã cung
cấp 14.730 tỷ m3 khí cho công trình khí-điện-đạm Phú Mỹ, cũng cấp cho các hộ tiêu
thụ 15 tỷ m3, 2 triệu tấn khí hóa lỏng, 8 tiệu tấn condensate. Tổng doanh thu đạt
34.000 tỷ đồng và nộp ngân sách nhà nước 8000 tỷ đồng.
Năm 1992 đạt 10 triệu tấn, 20 triệu tấn vào năm 1993, 50 triệu tấn vào năm
1997, 100 triệu tấn năm 2001 và đến 4/12/2005 đạt tổng sản lượng khai thác 150
triệu tấn dầu thô.
Năm 2008 Vietsovprtro đã khai thác được trên 280 triệu tấn dầu thô và trên 45
tỷ m3 khi. Mang lại nguồn thu ngoại tệ gần 60 tỷ USD, nộp ngân sách nhà nước trên
36 tỉ USD và tạo dựng nguồn vốn chủ sở hữu trên 100 ngàn tỷ đồng.
Từ năm 1993 đến tháng 5/2014, Vietsovpetro đã khai thác được 210 triệu tấn
dầu từ mỏ bạch hổ.
Đầu năm 2015, liên daonh Vietsovpetro dự kiến sẽ sản xuất bình quân 4,69
triệu tấn/năm trong giai đoạn 2015 đến 2019, thấp hơn mức 5,71 triệu tấn/năm trong
năm 2010 -2014.
Năm 2016 về khai thác dầu khí, triển khai các biện pháp đảm bảo khai thác an
toàn với sản lượng 5.040 nghìn tấn dầu thô, thu gom và cung cấp vào bờ trên 1,7
mét khối khí.


4
1.3. Sơ đồ trên giàn công nghệ trung tâm số 3
1.3.1. Giới thiệu chung về giàn công nghệ trung tâm số 3
Giàn công nghệ trung tâm số 3 hoàn thiện và được đưa vào sử dụng từ tháng 2
năm 2004 đây là một trong những thành quả của sự lao động sáng tạo của tập thể
đội ngũ cán bộ công nhân viên Xí nghiệp Liên doanh Vietsovpetro và là niềm tự
hào của nền công nghiệp dầu khí Việt Nam. Giàn công nghệ trung tâm số 3 là một
bộ phận của tổ hợp công nghệ trung tâm 3 (CTK3) được đặt ở phía Nam của mỏ
Bạch Hổ với mục đích nhận dầu từ các giàn nhẹ (BK) và các giàn cố định mỏ Bạch Hổ
về để xử lý dầu, khí, nước. Từ đây dầu thành phẩm được bơm đến các tàu chứa, khí

tách ra được đưa về giàn nén khí trung tâm, nước tách ra được xử lý sạch đảm bảo tiêu
chuẩn an toàn và bảo vệ môi trường sau đó xả xuống biển. Giàn công nghệ trung tâm
3 (CPP3) được thiết kế với công suất thiết kế là 15.000 tấn dầu/ngày đêm, 4.000 m 3
nước/ngày đêm (tối đa có thể xử lý được 12.000 m 3 nước/ngày) và lưu lượng khí
tách là 3 triệu m3/ngày đêm.
Ngoài CPP-3 ra, tổ hợp công nghệ trung tâm 3 còn có
- Giàn bơm ép nước PPD -30.000: được thiết kế với 03 tổ máy với tổng công
suất thiết kế là 30.000 m3/ngày đêm với áp suất đầu ra của nước là 250 bar, hòa
chung vào hệ thống bơm ép nước vào vỉa của mỏ Bạch Hổ.
- Khu nhà ở: Khu nhà ở được đặt ở giữa giàn ép vỉa PPD-30.000 và giàn xử lý
dầu trung tâm CPP-3. Với tổng sức chứa 140 người.
1.3.2. Hệ thống công nghệ trên giàn công nghệ trung tâm số 3
1.3.2.1.Riser block
Trên Riser block gồm các cụm thiết bị công nghệ:
- Cụm 1: Cụm phân dòng hỗn hợp lưu chất các giàn nhẹ -M1, gồm 3 đường
phân dòng 12’’ nối với các ống đứng dầu từ BK-4, BK-5, BK-6, BK-8, BK-9, BK14, BK-CNV và giàn 2.
- Cụm 2: Cụm phân dòng khí –M2, ống 8’’ nhận khí từ BK-9. Hệ thống đường
ống vận chuyển dầu đi tàu chứa VSP-01 và tàu chứa Ba Vì.
- Cụm 3: Pig-Lauch trên đường vận chuyển dầu đến tàu chứa Ba Vì.
- Cụm 4: Cụm thiết bị đo dầu đến giàn CNTT-2, gồm 2 bộ đo trái chiều để đo
dầu bơm sang giàn CTP-2 và ngược lại.
- Cụm 5: Hệ thống phóng (Pig-Laucher) trên đường vận chuyển khí đến giàn
nén khí trung tâm.
- Cụm 6: Bình dầu thải V-15 và máy bơm P-12-A/B. Bình nhận chất lỏng và
hơi nước xả từ PL-1, PL-2, cụm phân dòng M-1 được P-12-A/B bơm về các bình
tách thứ cấp.


5
1.3.2.2. Hệ thống xử lý dầu

- Hỗn hợp dầu - khí - nước của BK-2, 4, 5, 6, 8, 9, 14, CNV và một phần dầu
đã tách khí của các MSP vòm Bắc được đưa về giàn ống đứng (Riser Block) của
CTK-3. Từ đây hỗn hợp dầu khí nước được đưa đến cụm phân dòng M1 và chia vào
3 đường thu gom chính A/B/C rồi đến các phin lọc F-1-A/B/C tương ứng (phin lọc
F-1-D dự phòng khi sửa chữa hoặc sự cố trên các phin F-1-A/B/C). Hỗn hợp dầu từ
F-1-A/B/C được đưa đến bình tách cấp 1 (V-1-A/B/C) tương ứng. Tại đây hỗn hợp
được tách thành 3 pha dầu, khí, nước theo nguyên lý trọng lực. Dầu sau khi tách ra
ở giai đoạn này vẫn chứa một hàm lượng 7-20% nước sẽ được đưa đến hệ thống gia
nhiệt T-1-A/B/C (T-1-D dự phòng cho T-1-A/B/C khi sự cố hoặc sửa chữa) sau đó
sẽ được đưa đến các bình tách cấp 2(V-2-A1/B1/C1), tại đây tách thành 2 pha khí và
chất lỏng. Chất lỏng chảy xuống bình (V-2-A2/B2/C2) và tại đây sẽ tách nước trong
dầu theo nguyên lý trọng lực cùng với tĩnh điện (hàm lượng nước trong dầu sau khi
tách sau khi tách nhỏ hơn 0.5%) sẽ đi qua cụm phân dòng đến V-3-A/B, từ đây dầu
được bơm đi các tàu chứa bằng hệ thống máy bơm cao áp (P-1-A/B/C/D/E) hoặc
thấp áp (P-2-A/B/C/D/E). Trong trường hợp hàm lượng nước trong dầu cao hơn giới
hạn cho phép, dầu sẽ đưa về bình V-3-C, từ đây dầu sẽ được bơm trở lại F-1 hoặc V2-A1/B1/C1 để xử lý lại.
- Giàn CPP-3 được thiết kế xử lý tổng cộng 19.000 t/ng.đ chất lỏng với hàm
lượng nước lớn nhất vào khoảng 60-65 %.

Hình 1.1. Sơ đồ hệ thống xử lý dầu
1.3.2.3. Hệ thống thu gom khí đồng hành
 Hệ thống thu gom khí áp suất cao


6
Khí áp cao được tách ra các bình tách ba pha V-1-A/B/C và khí từ máy nén
khí K-1 đi qua cụm phân dòng và đo lưu lượng khí (Skid-38), một phần dùng làm
khí nhiên liệu trên giàn, phần lớn được vận chuyển về giàn nén khí trung tâm.

Hình 1.2. Sơ đồ hệ thống thu gom khí áp cao

 Hệ thống nén khí áp suất thấp
Khí thấp áp từ bình V-3-A/B/C được làm mát bằng quạt AC-1-A, sau đó vào
bình V-6 để tách condensate và được nén lên tới áp suất khoảng 3,5 bar, tương
đương áp suất khí tách bậc 2, bằng hệ thống máy nén khí K-1A-A/B/C, sau đó được
làm mát bằng các quạt AC-2-A/B/C. Khí này được hòa chung với khí bậc 2 tách ra
từ bìnhV-2-A1/B1/C1 (đã được làm mát bằng quạt AC-1-B) đi vào bình V-8 để tách
thành phần lỏng, rồi đi vào máy nén khí K-1B-A/B/C để nén lên bằng áp suất
V-1-A/B/C, tiếp theo qua quạt làm mát AC-3-A/B/C đi vào bình V-9 tách
condensate, rồi hòa chung với hệ thống khí cao áp ở Skid-38 sang giàn nén khí lớn

Hình 1.3. Sơ đồ hệ thống nén khí áp suất thấp
 Hệ thống khí nhiên liệu
Một phần khí cao áp được trích ra từ cụm đo khí Skid 38 đưa vào bình V-11
sau đó đến bộ gia nhiệt (T-3-A/B), khí từ T-3-A/B cung cấp cho bộ nồi hơi boiler
A/B/C.
Một phần khí cao áp từ Skid-38 đến bình V-22, tới máy nén khí K-2-A/B/C
được nén lên 21,5 bar qua bộ trao đổi nhiệt T-2-A/B/C qua hệ thống làm mát AC-4-


7
A/B/C về bình V-23-A/B/C để tách condensate sau đó đi qua bộ trao đổi nhiệt T-2A/B/C và về bình V-24. Khí từ bình V-24 sẽ cung cấp cho giàn ép vỉa WIP-30.000

.
Hình 1.4. Sơ đồ hệ thống khí nhiên liệu
1.3.2.4. Hệ thống xử lý nước vỉa
Nước vỉa được tách ra từ các bình tách ba pha V-1-A/B/C sẽ được đưa đến các
thiết bị tách nước ly tâm hydrocyclone HC-1-A/B/C tương ứng để tách dầu, nước
tách ra từ bình tách nước sử dụng điện trường cao V-2-A2/B2/C2 sẽ được đưa đến
các thiết bị tách nước ly tâm hydrocyclone HC-2-A/B/C để tách dầu hạt. Nước sau
khi đi qua hệ thống hydrocyclone HC-1-A/B/C/D và HC-2-A/B/C/D được đưa đến

bình V-10-A/B để tách khí trong nước và tách phần váng dầu còn lại, sau đó đưa
xuống KS-1. Trên đường nước từ V-10 A/B đến KS-1 có lắp bộ đo AT-1501 A/B để
kiểm soát hàm lượng dầu trong nước (tại đây nước đã đạt tiêu chuẩn an toàn và bảo
vệ môi trường). Tại KS-1 lượng váng dầu còn lại được tách lần cuối cùng, nước sau
đó được xả xuống biển.

Hình 1.5. Sơ đồ hệ thống xử lý nước vỉa


8
1.3.2.5. Hệ thống đuốc áp suất cao và áp suất thấp
Trong trường hợp giàn nén khí trung tâm không nhận hoặc nhận không hết khí
cao áp tách ra trên giàn, lượng khí cao áp từ các bình tách bậc 1, từ hệ thống nén khí
nhiên liệu và khí tách ra từ V-4 sẽ đi vào bình V-5, tại đây chất lỏng được tách ra
còn khí sẽ đi ra fakel cao áp FT-1 để đốt.
Tất cả khí tách bậc 2, bình chứa V-3A/B (trong trường hợp máy nén khí
K-1A-A/B/C, K-1B-A/B/C không làm việc), V-6, V-8, V-10-A/B và các bình dầu
thải sẽ đi vào bình V-7, tại đây chất lỏng được tách ra, khí sẽ ra đuốc thấp áp FT-2.
Khí mồi đốt fakel: khí cao áp đưa vào FS-1-A/B tại đây khí được làm sạch
phục vụ việc đánh lửa và duy trì ngọn lửa cho đuốc.

Hình 1.6. Sơ đồ hệ thống đuốc cao áp

Hình 1.7. Sơ đồ hệ thống đuốc thấp áp


9
1.3.2.6. Hệ thống thu gom condensate
Lượng dầu tách ra từ hệ thống tách nước ly tâm HC-1 & HC-2 cùng với
condensate tách ra các bình V-4, V-6, V-8, V-9, V-22, V-23, V-24 sẽ được gom về

bình V-14 và được bơm ngược trở lại F-1-A/B/C hoặc V-2 A1/A2, B1/B2, C1/C2
bằng bơm P-7-A/B.

Hình 1.8. Sơ đồ hệ thống thu gom condensate
1.3.2.7. Hệ thống thu gom dầu thải
Toàn bộ đường xả kín các bình tách và các thiết bị công nghệ trên giàn, được
chảy về bình xả kín V-12, sau đó được bơm ngược lại hệ thống các bình tách hoặc
bình V-21 bằng bơm P-6-A/B.
Toàn bộ đường xả hở từ các bình tách và các thiết bị công nghệ trên giàn được
chảy về bình xả hở V-13, sau đó được bơm vòng lại hệ thống các bình tách hoặc
bình V-21 bằng bơm P-8-A/B.
Toàn bộ dầu thải ở Riser Block chảy về bình V-15, sau đó được bơm về bình
V-2 bằng bơm P-12-A/B.
Bình V-21 chứa các chất thải dạng bùn. Dầu ở đây được tách ra và được bơm
trở lại bình xả kín V-12 bằng bơm P-4-A/B, còn chất bẩn được xả vào thùng chứa
chất thải gửi về bờ xử lý.


10

Hình 1.9. Sơ đồ hệ thống thu gom dầu thải
1.3.2.8. Hệ thống hoá phẩm.
Hệ thống bơm hoá phẩm trên giàn có 4 hệ thống chính:
- Hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc (depressant), các thùng chứa hóa phẩm
được bơm bằng P-11-D đến V-19 từ đây bơm đến V-3-A/B bằng bơm
P16-A/B/C/D/E.
- Hóa phẩm phá nhũ tương dầu trong nước (deoiler), các thùng chứa hóa phẩm
bơm bằng P-11-A đến V-16, từ đây bơm đến đường nước tách ra từ V-1-A/B/C & V2-A2/B2/C2 và bình hớt váng V-10-A/B bằng bơm P-13-1-A/B & P-13-2-A/B.
- Hóa phẩm phá nhũ tương nước trong dầu (demulsifier). Các thùng chứa hóa
phẩm bơm bằng P-11-B đến V-17, từ đây bơm đến đường hỗn hợp dầu khí nước

trước phin lọc F-1-A/B/C/D bằng bơm P-14-A/B.
- Hóa phẩm chống ăn mòn các thùng chứa hóa phẩm bơm bằng P-11-C đến V18, từ đây bơm đến đường hỗn hợp dầu khí nước trước phin lọc F-1-A/B/C/D bằng
bơm P-15-A/B.


11

Hình 1.10. Sơ đồ hệ thống hóa phẩm
1.3.2.9. Hệ thống tạo hơi nước.
Gồm có 3 boiler A/B/C trong đó Boiler A đun nóng bằng dầu diezen và khí
nhiên liệu, boiler B/C đun nóng bằng khí nhiên liệu.
Nước biển lấy từ hệ thống cứu hoả đưa vào hệ thống tách muối, sau đó đưa vào
bình chứa FWT (feed water tank) rồi đến các boiler bằng bơm WP-3-A/B, nước
được đun nóng và hoá hơi với áp suất 7 bar, nhiệt độ 1700C dùng để gia nhiệt cho
dầu ở cụm gia nhiệt T-1-A/B/C/D và các bình chứa dầu thải ở các block.

Hình 1.11. Sơ đồ hệ thống tạo hơi
1.3.2.10. Hệ thống tạo khí nuôi.
Hệ thống máy nén và sấy khí cung cấp khí nén cho thiết bị tự động, cụm tạo
nitơ và các mục đích khác.


12
Hệ thống khí nén gồm 3 máy nén trục vít K-3-A/B/C nén không khí lên áp suất
8 bar, qua bộ quạt làm mát AC-5-A/B/C tới bình V–25, qua bộ sấy AR-1-A/B đến
bình V-28 rồi tới các thiết bị sử dụng khí.
1.3.2.11. Hệ thống tạo nitơ
Khí nitơ dùng để duy trì áp suất dầu làm mát ổ bi cho bơm dầu, bình hoá phẩm
V-19, bình V-10 A/B, thổi khí trong các bình, đường ống.
Không khí được nén bởi máy nén trục vít K-4 lên áp suất 10 bar, sau đó được

làm mát bởi AC-6, tới bình chứa V-26, bộ sấy AR-2 rồi vào bộ tách khí nitơ (NSUA/B). Khí nitơ được chứa trong bình V-27 theo đường ống tới các block.

Hình 1.12. Sơ đồ hệ thống khí UA, IA và Nitơ
1.3.2.12. Hệ thống cứu hoả.
Hệ thống cứu hỏa gồm 2 bơm duy trì áp suất P-19-A/B (30m 3/h) và 3 bơm
chính P-22-A/B/C (508m3/h). Khi áp trong hệ thống giảm bơm chính sẽ khởi động.
Hệ thống bọt gồm 2 bơm P-24-A/B bơm bọt trộn nước cứu hỏa dến các súng phun.


13

Hình 1.13. Sơ đồ hệ thống nước cứu hỏa


14

CHƯƠNG II : 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.


15
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. 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.
2.1.1.1. 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.


16
- Theo nguyên tắc hướng tâm:

A-A
Hình 2.2. Tách cơ bản kiểu 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: