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

1 MỤC LỤC DANH MỤC HÌNH VẼ DANH MỤC BẢNG BIỂU LỜI MỞ ĐẦU Ngành cơng nghiệp dầu khí Việt Nam ngày phát triển, sản lượng khai thác dầu thơ khí đồng hành ngày tăng.Dầu thơ khí đồng hành chủ yếu khai thác phần thềm lục địa phía Nam Việt Nam Dầu thô khai thác mỏ Việt Nam 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 cố kỹ thuật xảy đường ống vận chuyển như: cố tắc đường ống lắng đọng parafin, xung động hệ thống vận chuyển hỗn hợp dầu khí, làm giảm cơng suất tách, giảm mức độ an tồn với thiết bị cơng nghệ Với mục đích áp dụng lý thuyết thực tế sản xuất trình thu gom, vận chuyển hỗn hợp dầu khí, đồng ý mơn Thiết bị dầu khí, trường Đại học Mỏ - Địa Chất với giúp đỡ cán Xí nghiệp khai thác trực thuộc XNLD Vietsovpetro Em kết thúc đợt thực tập sản xuất, thực tập tốt nghiệp, thu thập tài liệu hoàn thành đồ án hướng dẫn thầy Hoàng Anh Dũng Đồ án mang tên “Tìm hiểu bình tách C1 giàn CTK-3, mỏ Bạch Hổ” Với mục tiêu tìm hiểu phương pháp tách dầu từ hỗn hợp dầu khí, cấu trúc thiết bị bình tách dầu khí, ngun lý hoạt động, yếu tố ảnh hưởng tới hiệu quả, công suất tách bình tách dầu khí, tính tốn thiết bị bình tách dầu khí, đưa phương pháp tính kích thước bình tách Đồ án tốt nghiệp xây dựng dựa trình học tập, nghiên cứu truờng kết hợp với thực tế sản xuất nhằm giúp cho sinh viên nắm vững kiến thức học Với mức độ tài liệu thời gian nghiên cứu hoàn thành đồ án kiến thức kinh nghiệm hạn chế nên khơng tránh khỏi có thiếu sót Em mong nhận góp ý bổ sung thầy cô bạn Sau cùng, em xin gửi lời cảm ơn sâu sắc tới thầy Hồng Anh Dũng, thầy mơn Thiết bị dầu khí-Khoa dầu khí, bạn lớp, toàn thể cán nhân viên thuộc XNLD Vietsovpetro giúp đỡ, hướng dẫn tạo điều kiện cho em hoàn thành đồ án Sinh viên CHƯƠNG TỔNG QUAN TÌNH HÌNH KHAI THÁC THU GOM VÀ XỬ LÝ DẦU KHÍ TẠI VIỆT NAM 1.1 Tình hình khai thác dầu Xí nghiệp liên doanh dầu khí Vietsovpetro nói chung mỏ Bạch Hổ nói riêng Được thành lập năm 1981, Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro cơng ty tiến hành thăm dò khai thác thềm lục địa phía nam Việt Nam, mở giai đoạn phát triển ngành dầu khí non trẻ Năm 1984 Vietsovpetro phát dầu khí mỏ Bạch Hổ Ngày 26/6/1986 Vietsovpetro khai thác dầu thô đầu tiên,đặt móng cho việc phát triển ngành cơng nghiệp dầu khí Việt Nam Mặc dù non trẻ, với tốc độ phát triển nhanh, XNLD dầu khí đóng vai trò quan trọng nghiệp cơng nghiệp hóa-hiện đại hóa kinh tế đất nước Từ năm 1986, năm khai thác 40 ngàn dầu thô/năm, đến năm 1996 sản lượng 8,8 triệu tấn/năm, tăng gấp 200 lần Bảng 1.1: Lịch sử hình thành phát triển XNLD “Vietsovpetro” ST T Ngày/tháng /năm SỰ KIỆN 19.06.1981 Ký hiệp định liên phủ việc thành lập XNLD “Vietsovpetro” 19.11.1981 31.12.1983 31.03.1984 24.05.1984 21.06.1985 26.06.1986 11.05.1987 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 trưởng Việt Nam định số 136-HĐBT cho phép XNLD hoạt động lãnh thổ Việt Nam Khoan giếng khoan thăm dò dầu BH-5 mỏ Bạch Hổ giàn khoan tự nâng Mirchink Khởi công lắp ráp chân đế số giàn MSP-1 mỏ Bạch Hổ Phát dòng dầu cơng nghiệp mỏ Bạch Hổ, giếng khoan BH5 Phát dòng dầu cơng nghiệp mỏ Rồng giếng khoan R-1 Khai thác dầu thô từ giếng số giàn MSP-1 mỏ Bạch Hổ Phát dòng dầu cơng nghiệp tầng móng mỏ Bạch Hổ giếng khoan thăm dò BH – Phát dòng dầu cơng nghiệp mỏ Đại Hùng giếng ĐH-1 Bắt đầu khai thác dầu từ tầng móng mỏ Bạch Hổ từ giếng số giàn MSP-1 Khai thác dầu thứ triệu từ mỏ Bạch Hổ Khai thác dầu thứ triệu từ mỏ Bạch Hổ Ký hiệp định liên phủ sửa đổi XNLD “Vietsovpetro” Khai thác dầu thứ 10 triệu từ mỏ Bạch Hổ Ký hiệp định liên phủ liên bang Nga thừa kế quyền nghĩa vụ phía Liên Xơ (trước đây),đối với XNLD “ Vietsovpetro” Khai thác dầu thứ 20 triệu từ mỏ Bạch Hổ Bắt đầu khai thác dầu từ mỏ Rồng Bắt đầu đưa khí từ mỏ Bạch Hổ bờ Khai thác dầu thứ 30 triệu từ mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng Khai thác dầu thứ 40 triệu từ mỏ Bạch Hổ Mỏ Rồng Khai thác dầu thứ 50 triệu từ mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng Khai thác dầu thứ 60 triệu từ mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng XNLD “ Vietsovpetro” giao chức điều hành khai thác mỏ Đại Hùng Khai thác dầu thứ 70 triệu từ mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng Ký thỏa thuận Petro Việt Nam Zarubezhneft hợp tác thăm dò khai thác mỏ Đại Hùng Khai thác dầu thứ 90 triệu từ mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng Khai thác dầu thứ 100 triệu Khai thác dầu thứ 100 triệu từ tầng móng mỏ Bạch Hổ Phía Nga thức tuyên bố rút khỏi đề án Đại Hùng Khai thác dầu thứ 150 triệu từ mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng Khai thác dầu thứ 160 triệu từ mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng Khai thác dầu thứ 170 triệu từ mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng 33 25.09.2008 Khai thác dầu thứ 175 triệu từ mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng 34 05.01.2011 Khai thác dầu thứ 190 triệu từ mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng 35 36 37 08.08.2012 Khai thác dầu thứ 200 triệu từ mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng 10.05.2014 Khai thác dầu thứ 210 triệu từ mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng 12.04.2016 Khai thác dầu thứ 220 triệu từ mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng Ngoài mỏ Bạch Hổ, Rồng Đại Hùng khai thác, kết tìm kiếm thăm dò phát thêm Hồng Ngọc, Lục Ngọc, Lan Tây, Lan Đỏ, đưa sản lượng khai thác năm tăng nhanh chóng Nhưng giai đoạn sản lượng dầu khai thác giảm dần 1.2 Dầu mỏ đặc tính dầu thơ mỏ Bạch Hổ 1.2.1 Thành phần chung dầu mỏ Dầu mỏ sản phẩm phức tạp thiên nhiên với thành phần chủ yếu Hydrocacbon, chúng chiếm từ 60-90% khối lượng dầu Các Hydrocacbon tạo thành kết hợp nguyên tố Cacbon Hydro Tuỳ theo cấu trúc phân tử mà ta có Hydrocacbon thể khí, lỏng, rắn Dầu mỏ bao gồm nhóm: - Nhóm Hydrocacbon Parafinic (CnH2n+2): Nhóm có cấu trúc mạch thẳng mạch nhánh chiếm từ 50-70% Ở điều kiện bình thường Hydrocacbon có cấu tạo mạch từ C1-C4 trạng thái khí, từ C4-C6 trạng thái lỏng, lớn C17 trạng thái rắn (dạng tinh thể) - Nhóm Hydrocacbon Naptenic (CnH2n): Nhóm có cấu trúc mạch vòng (no khơng no) chiếm tỷ lệ 10-20% thành phần dầu thô, phổ biến Cyclopentan (C 5H10) Cyclohexan (C6H12) dẫn xuất Alkyl chúng Ở điều kiện thường Hydrocacbon Napten (no) có cấu tạo từ C1-C4 trạng thái khí, từ C5-C10 trạng thái lỏng, từ C11 trở lên trạng thái rắn - Nhóm Hydrocacbon Anomatic (CnH2n-6): Nhóm có mặt dầu thô dạng dẫn xuất Benzen, chúng chiếm từ 1-2% thành phần dầu thô - Các hợp chất có chứa Oxy, Nitơ, lưu huỳnh: ngồi nhóm Hydrocacbon kể dầu thơ chứa hợp chất không thuộc loại mà phần lớn Asphatel-smol có chứa hợp chất O, N, S đó: + Hợp chất với O chiếm hàm lượng riêng lớn Asphatel, tới 80%, chủ yếu tồn dạng axit Naften, nhựa Asphal Phenol + Hợp chất với N 2: quan trọng Pocfirin Đây sản phẩm chuyển hoá từ Hemoglobin sinh vật từ Clorofin thực vật Điều chứng tỏ nguồn gốc hữu dầu mỏ Pocfirin bị phân huỷ nhiệt độ tạo thành dầu mỏ ≥ 200oC + Hợp chất với S: tồn dạng S tự H 2S Hàm lượng dầu thô ≤ thường từ 0,1-1%, S 0,5% xem hàm lượng đạt tiêu chuẩn Hàm lượng S cao giá trị dầu thơ giảm Ngồi dầu thơ chứa hàm lượng nhỏ 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 dầu thô khai thác chủ yếu tập trung tầng sản phẩm Mioxen hạ, Olighen hạ tầng móng kết tinh Chúng thuộc loại dầu nhẹ ÷ vừa phải, khối lượng riêng nằm khoảng giới hạn (0,83 0,85).103 kg/m3 Dầu thô khu vực mỏ Bạch Hổ có khối lượng riêng khoảng 0,8319.10 kg/m3 (38o6 API) Đó thuận lợi cơng tác vận chuyển dầu theo cơng u c2u g π thức tính lưu lượng Q = cm D b cột áp H = ta khơng thấy có ảnh hưởng khối lượng riêng lại ảnh hưởng đáng kể đến công suất ρ ρ thuỷ lực (NTL) máy bơm: NTL = G.H = ( g.Q).H Điều có nghĩa nhỏ, việc cung cấp lượng (điện năng) cho trạm bơm vận chuyển dầu giảm đáng kể - Độ nhớt µ Là khả chất lỏng chống lại lực trượt (lực cắt), biểu diễn dạng lực ma sát (nội ma sát) có chuyển dịch tương đối lớp chất lỏng kề Bởi độ nhớt tính chất đặc trưng cho mức độ di động chất lỏng Độ nhớt chất lỏng thay đổi phạm vi rộng theo µ nhiệt độ, nhiệt độ tăng giảm ngược lại Ngồi áp suất tăng độ nhớt chất lỏng tăng (trừ chất lỏng đặc biệt nước) Khi vận chuyển dầu, phải đưa chúng vào trạng thái chuyển động, muốn phải đặt vào chúng lực định tác động cánh bơm Chuyển động chất lỏng xuất ứng suất ma sát vượt giới hạn đó, gọi ứng suất trượt ban đầu Như rõ ràng độ nhớt chất lỏng ảnh hưởng lớn đến dòng chuyển động Mặc dù cơng thức tính tốn máy bơm µ dùng để vận chuyển chất lỏng (dầu thơ) khơng có mặt trực tiếp đại lượng , yếu tố ảnh hưởng quan trọng gây nên tổn thất dòng µ chảy, lớn tổn thất thuỷ lực dòng chảy lớn, làm tăng tổn thất công suất giảm lưu lượng máy bơm 1.2.3 Thành phần Dầu thô mỏ Bạch Hổ loại dầu thô sạch, chứa lưu huỳnh, kim loại nặng hợp chất với Nitơ Hàm lượng lưu huỳnh dầu thơ mỏ Bạch Hổ chiếm ÷ từ 0,04 0,1% khối lượng, thấp nhiều so với mức quy định cho dầu thơ xếp vào loại lưu huỳnh Dầu thơ lưu huỳnh mức độ ăn mòn thấp ngun nhân ăn mòn dầu dầu có chứa lưu huỳnh nước Tổng hàm lượng kim loại nặng dầu thô mỏ Bạch Hổ chiếm khoảng 1,1 ppm theo khối lượng Hàm lượng hợp chất với N dầu thô mỏ ÷ Bạch Hổ chiếm từ 0,035 0,067% Dầu thơ mỏ Bạch Hổ chứa nhiều Hydrocacbon Parafin phân đoạn trung bình (Kenozen Diezen) lên đến 30%, cặn lên đến 50% Sự có mặt Parafin với hàm lượng cao làm cho dầu tính linh động nhiệt độ thấp nhiệt độ bình thường Điểm đơng đặc dầu mỏ Bạch Hổ 36 oC gây nên nhiều khó khăn công tác vận chuyển Chúng dễ làm tắc nghẽn tuyến đường ống, điểm nút tuyến ống xa trạm tiếp nhận có lưu lượng thơng qua thấp, không liên tục mà bị gián đoạn thời gian dài Đây nhược điểm tính chất lý, hố dầu thơ mỏ Bạch Hổ Việc xử lý, khắc phục chúng đòi hỏi q trình cơng nghệ phức tạp tốn 1.3 Giới thiệu chung hệ thống thu gom xử lý khí dầu 1.3.1 Mục đích nhiệm vụ - Dầu thô hỗn hợp nhiều chất: dầu, khí, nước, Parafin tạp chất - Để lấy dầu thương phẩm vận chuyển ta phải xây dựng hệ thống thiết bị để thu gom xử lý - Nhiệm vụ hệ thống thu gom xử lý là: + Tách dầu khỏi khí nước + Dùng hoá phẩm để gia nhiệt hạ nhiệt độ đông đặc dầu + Phân phối dòng sản phẩm nhờ cụm Manhephon đến 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 xử lý giàn cố định lắp block khai thác sau: 1.3.2.1 Block modul Đây hai block quan trọng Hai block lắp đặt thiết bị miệng giếng hệ thống đường ống thu gom bao gồm đường ống cơng nghệ chính: - Đường gọi dòng: dẫn bình gọi dòng - Đường làm việc chính: dẫn bình tách C1 - Đường làm việc phụ - Đường ống xả: để xả áp suất trường hợp cần thiết - Đường dẫn bình đo Ngồi có đường phụ trợ như: đường dập giếng, đường tuần hoàn thuận, đường tuần hoàn nghịch 1.3.2.2 Block modul Được lắp đặt 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 tàu chứa - Hệ thống đường ống nối từ bình tách đến block 1,2 4,5 1.3.2.3 Block modul Được lắp đặt hệ thống sau: - Hệ thống hoá phẩm cho Gaslift - Trạm phân phối khí cho giếng Gaslift - Hệ thống đo gồm: bình đo hệ thống tuabin đo dầu khí Hệ thống bình gọi dòng Bình sấy áp suất cao sấy khí áp suất thấp 1.3.2.4 Block modul Được lắp đặt hệ thống sau: - Các hệ thống bơm ép thiết bị pha hố phẩm cho cơng nghệ bơm ép nước xử lý vùng cận đáy giếng - Hệ thống tủ điều khiển khí ni - Xưởng khí 1.3.2.5 Block modul Được lắp đặt 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 trì áp suất cho hệ thống tự động giàn 10 Hình 1.1: Giàn cơng nghệ trung tâm số thuộc mỏ Bạch Hổ 1.3.3 Nguyên lý làm việc hệ thống thu gom vận chuyển dầu Sau dòng sản phẩm khỏi miệng giếng, qua hệ thống cụm phân dòng (cụm Manhephon) để phân phối dòng theo đường ống phù hợp với mục đích cơng nghệ sau: 1.3.3.1 Đối với giếng gọi dòng Sản phẩm dầu khí sau khỏi miệng giếng phân phối đường gọi dòng để đưa bình gọi dòng, đây: - Dầu tách đưa bình 100m3 để tách - Khí đưa phakel để đốt - Nước, dung dịch khoan, dung dịch gọi dòng xả xuống biển Khi thấy dầu phun lên người ta khơng đưa sản phẩm vào bình gọi dòng mà chuyển sang bình tách 25m3 100m3 1.3.3.2 Đối với giếng cần đo Khi tiến hành khảo sát giếng,kiểm tra định kỳ đột suất để xác lập thông tin vỉa nhằm xây dựng chế độ khai thác hợp lý, cần phải tiến hành cơng tác đo Quy trình cơng nghệ sau: dầu, khí sau khỏi miệng giếng đưa đường đo dẫn vào bình đo Bình đo có tác dụng tách dầu riêng, khí riêng: - Dầu sau qua hệ thống tuabin đo đưa bình 100m3 để tách tiếp - Khí sau qua thiết bị đo áp suất cao đưa bình 25m để xử lý, áp suất thấp đưa phakel để đốt 1.3.3.3 Đối với giếng khai thác Sản phẩm khỏi miệng giếng, qua đường làm việc vào bình tách 25m3 - Dầu tách chuyển qua bình 100m3 tách tiếp, sau dầu bơm tàu chứa, khí đưa lên bình sấy áp suất thấp - Khí tách chuyển sang bình Condensat (Bình dùng để tách hỗn hợp hơi-lỏng) Trường hợp giếng có áp suất thấp, sản phẩm theo đường xả trực tiếp dẫn bình 100m3 để tách 50 3.5.5 Tính tốn bền cho bình tách Để kiểm tốn bền cho bình tách, ta thiết lập mối tương quan chiều dày đường kính bình tách, dựa vào mối tương quan để làm sở kiểm tốn bền cho bình tách Các thành phần lực tác dụng bình tách phân tích hình 3.4 F1 F Dt F2 F2 F P P N Dc F1 t N L Hình3.4: Các thành phần lực tác dụng bình tách Đường kính bình tách: Dt Đường kính trung bình bình tách: Dc Áp suất bình: P Chiều dày thành bình: t Chiều dài bình: L Lực F tác dụng lên hai đầu bình tách tính theo cơng thức: F = л P Dc2/ Diện tích chịu lực f tính theo đường kính bình: f = л Dt t Ta có: F2 = F/ f = P Dt/ 4t Bình làm việc ổn định lực tác dụng lên thành bình cân với phản lực mối hàn Điều kiện ổn định: 51 P Dc L = N (N phản lực mối hàn) N = P Dc L/2 Mặt khác: F1 = N/ t.L = P.Dc L / t L = Dc P/2t Khi so sánh F1 với F2 ta thấy: F1 >> F2 Vì ta tính tốn độ bền theo F1 Khi kiểm tốn bền cho bình tách dựa vào F thực tế thay ứng suất cho phép kể đến hệ số bền mối hàn Từ ta xác định chiều dày bình tách: t= t= t= (3.24) P.Dc +C 2.ϕ [σ ] (3.25) P.Dt +C 2.ϕ [σ ] − P (3.26) P.Dn +C 2.ϕ [σ ] + P Trong đó: φ – Là hệ số bền mối hàn (0,85 ÷ 1), thơng thường lấy φ = [σ] – Là ứng suất lớn cho phép (giới hạn bền) vật liệu dùng để chế tạo bình C – Là chiều dày dự phòng ăn mòn mơi trường, C = 2,5 ÷ 3,2 Có nhiều tiêu chuẩn để đánh giá chi tiết kỹ thuật thiết bị tách hãng sản xuất đưa Nhưng tiêu chuẩn ASME sử dụng phổ biến xem tiêu chuẩn chung cho nước ASME đưa cơng thức xác định độ dày thành bình cần thiết theo áp suất bên sau: t= P.Ri ϕ [σ ] − 0,6 P hay t= P.R0 ϕ [σ ] − 0,6 P (3.27) Đây công thức xác định chiều dày thành lớn bao quanh tồn bình 52 Trong đó: t – Là chiều dày vỏ bình Ri – Là bán kính bên R0 – Là bán kính ngồi 3.6 Áp dụng tính tốn kích thước bình tách C1 giàn CTK3 mỏ Bạch Hổ công suất 5000 tấn/ ngày đêm 3.6.1 Tính tốn cân pha Theo cơng thức tính tốn cân pha ta có: Zi =1 ∑ i =1 + VG ( K i − 1) n Cho i chạy từ đến 11 ta có giá trị Z i, Ki tương ứng bảng thay số ta được: 0,292 0,093 46,193 8,633 5,423 + + + + + + VG 95,9 + VG 5,775 + VG 15,2 + VG 1,87 + VG 0,104 1,479 2,308 0,87 0,991 1,298 32,417 + + + + + =1 + VG 0,602 + VG 0,7 + VG 0,86 + VG 0,888 + VG 0,95 + VG 0,994 Giải phương trình phương pháp tính gần ta nghiệm là: VG = 0,55 Thay VG vào phương trình (3.13): VG + V L = =>VL = 0,45 Do ta có: h/d = 0,45 Tra bảng 3.5 ta được: F = 0,564 Khi bình tách làm việc 450C, áp suất 15,5 at điều kiện dầu mỏ Bạch Hổ có tính chất sau: Bảng 3.7: Thành phần dầu mỏ Bạch Hổ 45 0C, 15,5 at STT Cấu tử N2 C02 C1 C2 Thành phần Hệ số cân dầu vỉa (%mol) (Ki) 0,292 86,90 0,093 6,77 46,193 16,26 8,636 2,87 Thành phần lỏng (Xi) 0,006 0,002 4,860 4,228 Thành phần (Yi) 0,519 0,149 78,976 12,132 53 10 11 C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C7+ 5,423 1,479 2,308 0,870 0,991 1,298 32,417 0,98 0,40 0,30 0,14 0,11 0,05 0,006 5,757 2,226 3,781 1,671 1,962 2,760 72,727 3.6.2 Tính đường kính bình tách Lấy L/D = 2, từ hình 3.3 ta xác định được: Fhv = 0,25 m/s Khối lượng riêng dầu 45 0C: Khối lượng riêng khí 45 0C: ρl ρg = 815 kg/m3 = 1,202 kg/m3 Tỷ lệ khí hỗn hợp:Γ = 170,5m3/m3 Hệ số khí hồ tan dầu: Kp = 1,0565.10-5 m3/m3Pa (Giá trị ρl ρg 45 0C tra tương đối phần mềm Hysys) Lưu lượng khối lượng qua bình tách là: m = (Γ – Kp P) Qgiờ ρg ρl (3.28) m = (170,5 – 1,0565.10-5.15,5.105) Theo cơng thức (3.10) ta có: d= 0,5  m   0,0188. F F hv   ( ρ l − ρ g ).ρ g 0,25 [ ] 5.10 1,202 = 47365 24 815 (kg/giờ) 5,158 0,886 0,140 0,235 0,221 0,139 0,445 54 0,5 d=  47356  0,188.   0,564.0,25  = 1,95 [ ( 815 − 1,202).1,202] 0,25 (m) 3.6.3 Thể tích bình tách Theo cơng thức (3.21): V= Qn t 24.3600 F ρ l Thay số ta có: V= 5.10 150 = 23,7 24.3600 0,45.815 (m3) 3.6.4 Chiều dài bình L= 4.V 4.23,7 = = 7,94 π d 3,14.1,95 (m) 3.6.5 Chiều dày thành bình Theo cơng thức (3.25): t= P.Dt +C 2.ϕ [σ ] − P Thay số với S = 120 Mpa (thép hợp kim) ta có: t= 1,55.195 + 0,3 = 1,8 2.120.0,85 − 1,55 (cm) Chiều dày bao quanh tồn bình chưa kể đến độ ăn mòn cho phép 1,5 cm Với thông số tính tốn, dựa vào catalog hãng chế tạo Siirtec Nigi Spa ta chọn bình tách có thơng số kỹ thuật sau: Kích thước bình:d × L = 2000 × 7960 mm Thể tích bình tách :25 m3 Tiêu chuẩn thiết kế chế tạo: ASME SECTION VIII DIVISION 55 Áp suất tính tốn: 2,7 Mpa Áp suất làm việc: 1,6 Mpa Nhiệt độ tính tốn: 125 0C Nhiệt độ làm việc:45 0C Loại bình nằm ngang CHƯƠNG CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ SỬ DỤNG BÌNH TÁCH Một thiết bị tách có hiệu quả, xem hồn thiện kỹ thuật khơng để bọt khí giọt dầu theo đường xả, thời gian lưu giữ chất lỏng thấp, tiêu hao kim loại thiết bị phải tạo cân pha Ngoài bề mặt tiếp xúc dầu - khí thơng số quan trọng, giảm thời gian đạt tới trạng thái cân tránh bọt khí theo đường lỏng Việc tách khí có hiệu hỗn hợp phân tán tốt, tạo giọt dầu có kích thước khoảng 1- mm3 giữ lại phận chiết sương Kích thước hàm số tỷ số sức căng bề mặt δ hiệu số mật độ ∆p: δ/∆p Khả tách khí thiết bị phụ thuộc vào yếu tố: - Thiết bị tách:chiều dài, đường kính, thiết kế bố trí bên trong, số bậc tách, áp suất nhiệt độ vận hành, mức chất lỏng điều kiện vật lý thiết bị nói chung chi tiết cấu thành - Tính chất chất lưu: tính chất lý hố,mật độ ρ, độ nhớt μ, hệ số cân K, tỷ lệ khí-lỏng, kích thước giọt dầu vào phận chiết sương, dòng chảy dòng chất lỏng giếng (ổn định hay chảy rối), hàm lượng tạp chất, xu hướng tạo bọt 56 Tính chất hố lý dầu kích thước giọt dầu khó nhận biết cách xác Khi tính tốn khả kích thước thiết bị tách thường vào tài liệu thực nghiệm giả định theo cách so sánh kinh nghiệm Ngoài ra, trình tách số cố thường xảy ảnh hưởng tới trình tách:  Mức chất lỏng cao  Mức chất lỏng thấp  Áp suất bình cao  Áp suất bình thấp 4.1 Các biện pháp mặt kỹ thuật Các biện pháp mặt kỹ thuật nhằm nâng cao hiệu sử dụng bình tách:  Phải tiến hành phân loại dầu nắm rõ tính chất lý, hóa dầu như: độ nhớt, nhiệt độ đông đặc, sức căng bề mặt, độ dẫn nhiệt Từ bố trí thiết bị tách hợp lý để đạt hiệu tách cao  Thực tốt quy trình cơng nghệ thiết bị tách Từ việc tính tốn bình tách (chiều dài, đường kính, bố trí thiết bị bên bình tách) tới điều kiện vật lý nơi lắp đặt, áp suất nhiệt độ vận hành, số bậc tách để đạt hiệu tách cao  Thực tốt công tác bảo dưỡng, sửa chữa bình tách quy trình thiết kế  Thường xuyên kiểm tra trạng thái bình, hoạt động thiết bị kiểm tra đo lường, cấu an toàn phụ tùng bình  Khi áp suất làm việc tăng mức cho phép yêu cầu khác quy định quy trình đảm bảo phải đình hoạt động để kiểm tra có biện pháp điều chỉnh sửa chữa  Thường xuyên chỉnh van an toàn cho phù hợp  Kiểm tra kết cấu kim loại thiết bị bình thiết bị dùng cho công tác sửa chữa bảo dưỡng  Phải định kỳ kiểm tra sửa chữa bảo dưỡng bình, đảm bảo cho hoạt động an toàn Mọi thay đổi kết cấu bình trình sửa chữa phải thỏa thuận văn người chế tạo 57  Các mối hàn dọc khoang liền thân bình với mối hàn đáy bình khơng nằm liền nhau, mà phải lệch đoạn lần chiều dày, không mỏng 100 mm 4.2 Các biện pháp mặt công nghệ Khử nhũ đường vào bình tách Xử lý lắng đọng Parafin Ngăn ngừa, xử lý cặn Sử dụng hoá chất tách bọt nhằm tăng lượng sản phẩm khai thác dầu khí 4.2.1 Khử nhũ đường vào bình tách 4.2.1.1 Giải pháp học Trong thực tế nhũ tương nghịch thường khơng ổn định ổn định trung bình Chúng bị phá hủy qua lớp lọc rắn háo nước chế tạo từ sỏi, dăm, kính vụn, cầu Polyme,… Người ta đưa chất phá nhũ loạt cầu Polyme rắn vào bên đường ống trước hỗn hợp dầu - nước - khí vào bình tách Sự khử nhũ dựa vào tượng hấp thụ ẩm ướt lớp lọc rắn háo nước Sự tương tác phân tử chất lỏng với phân tử rắn mạnh tương tác phân tử lỏng với Vì chất lỏng loang theo bề mặt tẩm ướt chất rắn Tùy theo tính chất chất rắn, lỏng mà tẩm ướt tồn phần, phần không tẩm ướt Chất lỏng bôi trơn vật rắn mạnh tương tác phân tử chúng yếu Nước chất lỏng phân cực, có sức căng bề mặt lớn dầu nên tẩm ướt bề mặt chất rắn tốt dầu Còn dầu chất lỏng khơng phân cực với sức căng bề mặt nhỏ tẩm ướt số chất rắn định Lúc dầu nước nhũ tách khỏi Các giọt dầu kết dính lại với Nhũ tương xử lý Vật liệu dùng để khử nhũ phải thỏa mãn:  Phải có tính tẩm ướt tốt, có khả tạo liên kết vật liệu thấm với giọt nước, phá hủy màng ngăn pha nhũ tạo điều kiện cho dầu kết dính  Có độ bền để khơng bị phá hủy lẫn vào hỗn hợp sử dụng lâu dài 58 4.2.1.2 Giải pháp điện Người ta chiếu điện trường vào bình tách giai đoạn tách lắng phân ly trọng lực Dưới tác dụng điện trường, giọt nước chuyển động pha với điện trường thời điểm chúng trạng thái dao động Chúng bị biến dạng liên tục,hình dáng thay đổi thuận lợi cho việc phá nhũ kết dính giọt 4.2.2 Xử lý lắng đọng Parafin Việc xử lý lắng đọng Parafin góp phần tăng hiệu tách bình tách Cơng việc trước hết phải tổ chức công tác vận chuyển sau xử lý bề dày lắng đọng đạt đến giới hạn 4.2.2.1 Các phương pháp ức chế Parafin  Phương pháp phủ lớp sơn bảo vệ Phương pháp phủ bọc bên bình tách lớp thuỷ tinh lớp nhựa dày 0,8 ÷ 1mm để làm giảm bám dính Parafin Độ nặng Parafin làm cho rơi khỏi bề mặt trước tụ lại lớp dày đến mức có hại Ngày nay, người ta hồn thiện công nghệ sử dụng thép không gỉ với bề mặt phủ cacbon có cấu trúc giống kim cương Cơng nghệ làm giảm độ bám dính tinh thể đến 70- 100% giảm vi sinh vật đến 90%  Phương pháp dùng hoá phẩm ức chế Trong tất phương pháp phương pháp dùng hố phẩm ức chế có ưu điểm Giá thành khơng cao phải bơm lượng nhỏ hoá chất, phương pháp xử lý đơn giản tốn 4.2.2.2 Các phương pháp khử parafin Hiện nay, XNLD Vietsovpetro có sử dụng số phương pháp sau để tiến hành loại bỏ parafin:  Phương pháp khí Sử dụng giải pháp khí để tiến hành loại bỏ parafin việc người ta dùng phương pháp nạo vét khác để di dời cặn parafin bám dính bình chứa, bình tách Phương pháp đòi hỏi lượng lớn nhân cơng có nhược điểm phải dừng hoạt động sản xuất  Phương pháp vi khuẩn Người ta dựa vào ưu sinh sản vi khuẩn, dùng vi khuẩn “ăn” parafin để tiến hành áp dụng phương pháp Khả tẩy rửa parafin phương pháp 59 cho hiệu tốt, giá thành đắt phụ thuộc vào nguồn cung cấp từ nước ngồi khơng thuận tiện Chính mà phương pháp sử dụng XNLD Vietsovpetro bị hạn chế Hiện phương pháp áp dụng nhiều Trung Quốc  Phương pháp hoá phẩm Người ta tiến hành dùng phản ứng hóa phẩm parafin nhằm đẩy parafin trở lại dầu thô Sản phẩm khai thác từ giếng đưa vào bình tách Tại khí đồng hành tách khỏi dầu Dầu khí hòa tan lại áp suất phân ly trộn với dung dịch 10% Bicromat natri (Na 2Cr2O7.2H2O) gọi Crompic với hàm lượng - kg cho dầu Hỗn hợp thu tiếp tục đưa vào buồng làm nóng kiểu lò điện số tới nhiệt độ 80 - 90 oC Sau dẫn sang bình ủ nhiệt số 4, nhiệt độ giữ 70 - 80 oC 30 phút, lúc tác dụng hóa phẩm làm cho độ nhớt sức căng bề mặt dầu giảm Parafin khử Hỗn hợp dầu khí đưa tới bình tách số để tách nốt phần khí sót dầu, khí tách đưa tới bình tách ngưng tụ số để tách bụi dầu bị theo dòng khí Còn dầu thơ máy bơm số bơm đến tàu chứa số Hình 4.1: Sơ đồ xử lý Parafin hóa chất 1- Bình tách bậc 5- Bình tách 2- Buồng trộn hóa phẩm 6-Bình tách ngưng tụ 3- Lò nung 7- Máy bơm 60 4- Bình ủ nhiệt 8- Tàu chứa dầu 4.2.3 Phương pháp ngăn ngừa,xử lý cặn Người ta chiếu vào dòng chất lưu, trạm gia nhiệt từ trường có cường độ thích hợp Từ trường làm chậm lại q trình lắng đọng muối nước vỉa Những hạt cát vừa với số lượng nhỏ loại bỏ lắng đọng bình tách đứng với phễu đáy loại bỏ chúng theo định kỳ Muối loại bỏ cách cho thêm nước vào dầu muối hòa tan nước tách khỏi dầu xả Đối với bình tách ngang người ta tiến hành bơm,phun nước vào chỗ có cặn Phương pháp thường sử dụng muối lắng đọng phần lớn Natri clorua vị trí lắng đọng khơng q khó khăn Khi nước bơm với áp lực mạnh vào thẳng vị trí lắng đọng muối.Giải pháp đơn giản,rẻ tiền hiệu 4.2.4 Xử lý dầu bọt hóa chất Bọt dầu thành phần sản phẩm tách không triệt để dầu khí, thường xuất sản phẩm dầu khí giếng khoan sâu Áp suất vỉa lớn, nhiệt độ vỉa cao, cộng với tốc độ khai thác nhanh gây khối lượng bọt lớn Bọt kết giọt dầu mang theo với khí vào hệ thống xử lý khí Tại chúng làm đầy bình buồng chứa tháp glycol bình nén gây tượng tắc nghẽn Hoá chất tách bọt ngăn chặn tượng cách kết tụ nhanh chóng bọt khí 4.2.4.1 Sự tạo thành bọt Nhiều nghiên cứu tạo thành bọt dầu có liên quan tới độ nhớt bề mặt dầu-khí, cụ thể độ giãn nở độ nhớt biến dạng Nếu giá trị thuộc tính cao, cần khởi động nhiều lần hệ thống xả Các hợp chất hoạt động bề mặt giống chuỗi ngắn cacbon dioxi phenol, có tác dụng ổn định bọt, chúng ảnh hưởng tới đặc tính độ nhớt 4.2.4.2 Cơng nghệ tách bọt Tác nhân tách bọt làm giảm tượng tạo bọt cách thay đổi độ nhớt bề mặt phân cách dầu-khí kết tụ nhanh chóng bọt khí Hóa chất tách bọt hoạt động bề mặt gọi hóa chất bề mặt Loại hóa chất tách bọt hiệu loại hóa chất gốc silicol Bởi chúng thường nằm mặt mà 61 không bị lắng xuống đáy (khác với hóa chất khác) Và không gây hiệu ứng phụ không mong muốn khác, ví dụ nhũ tương Baker Petrolite sử dụng hóa chất gốc silicol, tính toán cách chi tiết cho ứng dụng dầu khí Có vài loại hóa chất silicol sử dụng loại có ảnh hưởng khác Hóa chất sử dụng phổ biến loại mơ hình 4.2, gọi Polydimethylsiloxane Loại hóa chất sử dụng có ưu điểm kinh tế, sản xuất rộng rãi giá thành thấp, phù hợp với ứng dụng lĩnh vực tách bọt Hình 4.2: Cấu trúc phân tử Polydimethylsioxane 4.2.4.3 Hệ thống thiết bị xử lý Người ta bố trí loạt bình tách đầu vào hệ thống.Các bình tách vận hành áp suất cao 1000÷1800 psi Các bình tách áp suất thấp Đầu bình tách đầu vào bình tách Nếu khí có áp suất cao vận chuyển trực tiếp đến nơi bán Còn áp suất thấp cần nén lại để đạt tới áp suất cao trước đem bán Dầu thô thường mang theo dòng khí ngun nhân gây nên tương tắc nghẽn thiết bị xử lý 62 Hình 4.3: Thiết bị xử lý sản phẩm Việc bơm hóa chất định kỳ vào thiết bị xử lý giải pháp hữu hiệu Đồng thời cho phép tăng thể tích lưu trữ dầu khí thiết bị mà khơng cần trang bị thêm trang thiết bị khác thiết bị lưu trữ lớn khác.Như ta giảm giá thành sản phẩm Thực tế, vịnh Mexico người ta sử dụng hóa chất tách bọt phổ biến q trình sử lý sản phẩm khai thác 63 KẾT LUẬN Bình tách dầu khí đề tài quan trọng q trình khai thác dầu khí Đây cơng việc phức tạp, bao gồm nhiều cơng đoạn chứa đựng nguy hiểm tiềm ẩn trình thao tác sửa chữa thiết bị, bình tách thiết bị chịu áp lực, nên chúng gây cháy nổ q trình vận hành sửa chữa ta không tuân thủ ngun tắc an tồn Cùng với việc vận hành phải đảm bảo cho bình tách đạt hiệu cao nhất, tức thời gian lưu giữ chất lỏng bình hợp lý, tránh trường hợp lâu, làm giảm suất tách bình Yêu cầu đặt thời gian lưu giữ chất lỏng bình phải đạt giới hạn cho phép cho đạt hiệu tách cao Để nâng cao hiệu trình sử dụng bình tách việc tuân thủ quy trình bảo dưỡng, sửa chữa quan trọng Nó phải thực theo quy trình kỹ thuật thời gian quy định Thơng qua việc làm đề tài tốt nghiệp "Tìm hiểu bình tách C1 giàn CTK-3, mỏ Bạch Hổ" giúp em có kiến thức quan trọng bình tách Đồ án vấn đề thường gặp bình tách đưa giải pháp phù hợp nhằm nâng cao tuổi thọ bình tách.Với tính chất đặc biệt loại dầu mỏ mỏ Bạch Hổ, để có hiệu tách cao ta phải nghiên cứu tính chất loại dầu mỏ tách, yếu tố ảnh hưởng tới hiệu tách parafin, nhũ tương dầu…Do đồ án phương pháp khắc phục yếu tố cho hiệu tách cao Bên cạnh quy phạm an tồn bình tách, quy định phải tuân theo trình sử dụng bình tách 64 TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] PGS.TS Lê Xn Lân, Giáo trình thu gom-xử lý Dầu-khí-nước, NXB Đại Học Mỏ-Địa Chất (2005) [2] TS Triệu Hùng Trường, TS Hoàng Anh Dũng, Bài giảng Thiết bị thu gom xử lý sản phẩm khai thác Dầu khí,Đại Học Mỏ-Địa Chất (2015) [3] Phùng Đình Thực: ‘‘Xử lý vận chuyển dầu mỏ’’ NXB Đại học Quốc gia TPHCM [4] XN Khai thác dầu khí Vietsopetro: “ Hướng dẫn vận hành bình chịu áp lực C1” [5] P.Roberts.Third Edition-June 1989: ‘‘ Production operation’’ ... Hoàng Anh Dũng Đồ án mang tên Tìm hiểu bình tách C1 giàn CTK- 3, mỏ Bạch Hổ Với mục tiêu tìm hiểu phương pháp tách dầu từ hỗn hợp dầu khí, cấu trúc thiết bị bình tách dầu khí, ngun lý hoạt động,... triệu từ mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng Khai thác dầu thứ 160 triệu từ mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng Khai thác dầu thứ 170 triệu từ mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng 5 33 25.09.2008 Khai thác dầu thứ 175 triệu từ mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng... Bắt đầu đưa khí từ mỏ Bạch Hổ bờ Khai thác dầu thứ 30 triệu từ mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng Khai thác dầu thứ 40 triệu từ mỏ Bạch Hổ Mỏ Rồng Khai thác dầu thứ 50 triệu từ mỏ Bạch Hổ mỏ Rồng Khai thác dầu