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

Dầu thô được khai tháctrên 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 dầugặp n

MỤC LỤC

MỤC LỤC 1

DANH MỤC HÌNH VẼ 4

DANH MỤC BẢNG BIỂU 5

LỜI MỞ ĐẦU 6

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN TÌNH HÌNH KHAI THÁC THU GOM VÀ XỬ LÝ DẦU KHÍ TẠI VIỆT NAM 7

1.1 Tình hình khai thác dầu ở Xí nghiệp liên doanh dầu khí Vietsovpetro nói chung và mỏ Bạch Hổ nói riêng 7

1.2 Dầu mỏ và đặc tính dầu thô của mỏ Bạch Hổ 9

1.2.1 Thành phần chung của dầu mỏ 9

1.2.2 Đặc tính dầu thô mỏ Bạch Hổ 10

1.2.3 Thành phần 11

1.3 Giới thiệu chung về hệ thống thu gom xử lý khí và dầu 11

1.3.1 Mục đích và nhiệm vụ 11

1.3.2 Sơ đồ công nghệ hệ thống thu gom vận chuyển dầu khí 12

1.3.3 Nguyên lý làm việc của hệ thống thu gom vận chuyển dầu 13

CHƯƠNG 2: CÁC LOẠI BÌNH TÁCH TRÊN GIÀN KHAI THÁC DẦU MỎ BẠCH HỔ 15

2.1 Chức năng cơ bản của bình tách dầu khí 15

2.1.1 Tách dầu khỏi khí 15

2.1.2 Tách khí khỏi dầu 15

2.1.3 Tách nước khỏi dầu 15

2.2 Các phương pháp tách dầu và khí trong bình tách 16

2.2.1 Các phương pháp tách khí ra khỏi hỗn hợp dầu-khí trong bình tách 16

2.3 Các phương pháp tách dầu ra khỏi hỗn hợp dầu-khí trong bình tách 18

2.3.1 Tách trọng lực 18

2.3.2 Cơ chế va đập 19

2.3.3 Thay đổi hướng và tốc độ dòng chảy 19

2.3.4 Dùng lực ly tâm 19

2.3.5 Sự đông kết 21

2.3.6 Lọc bằng phin lọc 21

2.4 Phân loại bình tách - Phạm vi sử dụng - Ưu nhược điểm từng loại 22

2.4.1 Cấu tạo chung của bình tách 22

2.4.2 Phân loại bình tách 23

2.4.3 Phạm vi áp dụng 29

2.4.4 So sánh ưu,nhược điểm 30

CHƯƠNG 3: CẤU TẠO VÀ NGUYÊN LÝ LÀM VIỆC CỦA BÌNH TÁCH C1 32 3.1 Nguyên lý làm việc 32

3.2 Các thiết bị bên trong bình tách 33

3.2.1 Bộ điều khiển 33

3.2.2 Các loại van 33

3.2.3 Bộ điều khiển mức chất lỏng 34

3.2.4 Thiết bị điều khiển nhiệt độ 34

3.2.5 Các van an toàn 34

3.2.6 Thiết bị điều khiển áp suất 34

3.2.7 Van tháo chất lỏng 34

3.2.8 Những đầu mối an toàn hay các đĩa ngắt 34

3.2.9 Màng chiết tách 35

3.3 Quy trình lắp đặt và vận hành bình tách chịu áp lực C1 36

3.3.1 Miêu tả hệ thống 37

3.3.2 Vận hành bình ở chế độ bình thường 39

3.4 Kiểm soát sự cố và các tình huống khẩn cấp 41

3.4.1 Dừng bình khi có sự cố 41

3.4.2 Trạng thái làm việc không bình thường,các dạng sự cố,nguyên nhân và cách khắc phục 41

3.4.3 Đưa bình làm việc lại sau sự cố 43

3.5 Tính toán các thông số cơ bản cho bình tách 43

3.5.1 Tính toán lượng dung dịch tách 43

3.5.2 Tính toán công suất bình tách 45

3.5.3 Tính kích thước bình tách 50

3.5.4 Thời gian lưu giữ chất lỏng trong bình tách 52

3.5.5 Tính toán bền cho bình tách 54

3.6 Áp dụng tính toán kích thước bình tách C1 trên giàn CTK3 mỏ Bạch Hổ công suất 5000 tấn/ ngày đêm 56

3.6.1 Tính toán cân bằng pha 56

3.6.2 Tính đường kính bình tách 57

3.6.3 Thể tích của bình tách 57

3.6.4 Chiều dài của bình 58

3.6.5 Chiều dày thành bình 58

CHƯƠNG 4: CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ SỬ DỤNG BÌNH TÁCH 59

4.1 Các biện pháp về mặt kỹ thuật 59

4.2 Các biện pháp về mặt công nghệ 60

4.2.1 Khử nhũ trên đường vào của bình tách 60

4.2.2 Xử lý lắng đọng Parafin 61

4.2.3 Phương pháp ngăn ngừa,xử lý cặn 63

4.2.4 Xử lý dầu bọt bằng hóa chất 63

KẾT LUẬN 66

DANH MỤC HÌNH VẼ

Hình 1.1: Giàn công nghệ trung tâm số 2 thuộc mỏ Bạch Hổ 13

Hình 2.1: Sơ đồ bình tách đứng đặc biệt để tách dầu thô chứa nhiều bọt 17

Hình 2.2: Bình tách 2 pha sử dụng phương pháp lực ly tâm 20

Hình 2.3: Bình tách pha hình trụ đứng 22

Hình 2.4: Bình tách hình trụ đứng 2 pha hoạt động dầu khí 24

Hình 2.5: Bình tách hình trụ đứng 3 pha hoạt động dầu-khí-nước 25

Hình 2.6: Bình tách hình trụ đứng 3 pha sử dụng lực ly tâm 26

Hình 2.7: Bình tách hình trụ nằm ngang 2 pha dầu-khí 26

Hình 2.8: Bình tách hình trụ nằm ngang 3 pha dầu-khí-nước 27

Hình 2.9: Bình tách 3 pha hình cầu 28

Hình 3.1: Cấu tạo bình tách C1 32

Hình 3.2: Sơ đồ thể hiện mối liên quan của bình C1 tới hệ thống công nghệ trên giàn 36

Hình 3.3: Quan hệ giữa tỷ số L/D và hệ số hình dáng làm việc của thiết bị tách Fhv 48

Hình 3.4: Các thành phần lực tác dụng trong bình tách 54

Hình 4.1: Sơ đồ xử lý Parafin bằng hóa chất 63

Hình 4.2: Cấu trúc phân tử của Polydimethylsioxane 64

Hình 4.3: Thiết bị xử lý sản phẩm 65

DANH MỤC BẢNG BIỂ

Bảng 1.1: Lịch sử hình thành và phát triển XNLD “Vietsovpetro” 7

Bảng 2.1: So sánh sự thuận lợi và không thuận lợi của các loại bình tách 31

Bảng 3.1: Điểm đặt của thiết bị 37

Bảng 3.2: Thành phần nước, khí không hoà tan trong dầu thô sau khi tách 44

Bảng 3.3: Tỷ lệ dầu có chứa trong nước đã tách 44

Bảng 3.4: Lượng dầu có trong khí đã tách 45

Bảng 3.5: Bảng hệ số F đối với bình tách 50

Bảng 3.6: Thời gian lắng tiêu biểu 53

Bảng 3.7: Thành phần dầu mỏ Bạch Hổ ở 45 0C, 15,5 at 56

LỜI MỞ ĐẦU

Ngành công nghiệp dầu khí ở Việt Nam ngày càng phát triển, sản lượng khaithác dầu thô và khí đồng hành ngày càng tăng.Dầu thô và khí đồng hành chủ yếuđược khai thác tại phần thềm lục địa phía Nam Việt Nam Dầu thô được khai tháctrên 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 dầugặp nhiều khó khăn, đòi hỏi phải xử lý nhiều sự cố kỹ thuật xảy ra trên đường ốngvận chuyển như: sự cố tắc đường ống do lắng đọng parafin, xung động trong hệthống vận chuyển hỗn hợp dầu khí, làm giảm công suất tách, giảm mức độ an toànvới 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, trườngĐại học Mỏ - Địa Chất và với sự giúp đỡ của các cán bộ trong Xí nghiệp khai tháctrực thuộc XNLD Vietsovpetro Em đã kết thúc đợt thực tập sản xuất, thực tập tốtnghiệp, thu thập tài liệu và hoàn thành đồ án này dưới sự hướng dẫn của thầy HoàngAnh 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, côngsuất tách của bình tách dầu khí, tính toán thiết bị bình tách dầu khí, đưa ra phươngpháp tính kích thước bình tách

Đồ án tốt nghiệp được xây dựng dựa trên quá trình học tập, nghiên cứu tạitruờng kết hợp với thực tế sản xuất nhằm giúp cho sinh viên nắm vững kiến thức đãhọc Với mức độ tài liệu và thời gian nghiên cứu hoàn thành đồ án cũng như kiếnthức và kinh nghiệm còn hạn chế nên sẽ không tránh khỏi có những thiếu sót Emrất 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 đầutiên tiến hành thăm dò và khai thác trên thềm lục địa phía nam Việt Nam, mở ra giaiđoạn về phát triển ngành dầu khí còn non trẻ Năm 1984 Vietsovpetro phát hiện dầukhí ở mỏ Bạch Hổ Ngày 26/6/1986 Vietsovpetro đã khai thác tấn dầu thô đầutiên,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 đãđóng vai trò quan trọng trong sự nghiệp công nghiệp hóa-hiện đại hóa nền kinh tế đấtnước 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

1 19.06.1981 Ký hiệp định liên chính phủ về việc thành lập XNLD “Vietsovpetro”

2 19.11.1981 Hội đồng bộ trưởng Việt Nam ra quyết định số 136-HĐBT cho phép

XNLD hoạt động trên lãnh thổ Việt Nam

3 31.12.1983 Khoan giếng khoan thăm dò dầu BH-5 mỏ Bạch Hổ bằng giàn khoan

tự nâng Mirchink

4 31.03.1984 Khởi công lắp ráp chân đế số 1 giàn MSP-1 mỏ Bạch Hổ

5 24.05.1984 Phát hiện dòng dầu công nghiệp ở mỏ Bạch Hổ, tại giếng khoan

BH-5

6 21.06.1985 Phát hiện dòng dầu công nghiệp ở mỏ Rồng tại giếng khoan R-1

7 26.06.1986 Khai thác tấn dầu thô đầu tiên từ giếng số 1 giàn MSP-1 mỏ Bạch

Hổ

8 11.05.1987 Phát hiện dòng dầu công nghiệp ở tầng móng mỏ Bạch Hổ tại giếng

khoan thăm dò BH – 6

9 18.07.1988 Phát hiện dòng dầu công nghiệp ở mỏ Đại Hùng tại giếng ĐH-1

10 06.09.1988 Bắt đầu khai thác dầu từ tầng móng mỏ Bạch Hổ từ giếng số 1 giàn

MSP-1

11 29.12.1988 Khai thác tấn dầu thứ 1 triệu từ mỏ Bạch Hổ

12 05.12.1990 Khai thác tấn dầu thứ 5 triệu từ mỏ Bạch Hổ

13 16.07.1991 Ký hiệp định liên chính phủ sửa đổi về XNLD “Vietsovpetro”

14 02.03.1992 Khai thác tấn dầu thứ 10 triệu từ mỏ Bạch Hổ.

15 02.07.1993 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”

16 12.11.1993 Khai thác tấn dầu thứ 20 triệu từ mỏ Bạch Hổ

17 11.12.1994 Bắt đầu khai thác dầu từ mỏ Rồng

18 16.04.1995 Bắt đầu đưa khí từ mỏ Bạch Hổ về bờ

19 23.04.1995 Khai thác tấn dầu thứ 30 triệu từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng

20 08.09.1996 Khai thác tấn dầu thứ 40 triệu từ mỏ Bạch Hổ và Mỏ Rồng

21 12.10.1997 Khai thác tấn dầu thứ 50 triệu từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng

22 16.09.1998 Khai thác tấn dầu thứ 60 triệu từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng

23 12.02.1999 XNLD “ Vietsovpetro” được giao chức năng điều hành khai thác mỏ

Đại Hùng

24 26.07.1999 Khai thác tấn dầu thứ 70 triệu từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng

25 12.08.1999 Ký thỏa thuận giữa Petro Việt Nam và Zarubezhneft về hợp tác thăm

dò và khai thác mỏ Đại Hùng

26 22.02.2001 Khai thác tấn dầu thứ 90 triệu từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng

27 21.11.2001 Khai thác tấn dầu thứ 100 triệu

28 02.12.2002 Khai thác tấn dầu thứ 100 triệu từ tầng móng mỏ Bạch Hổ

29 13.05.2003 Phía Nga chính thức tuyên bố rút khỏi đề án Đại Hùng

30 04.12.2005 Khai thác tấn dầu thứ 150 triệu từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng

31 08.12.2006 Khai thác tấn dầu thứ 160 triệu từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng

32 31.01.2008 Khai thác tấn dầu thứ 170 triệu từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng

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 08.08.2012 Khai thác tấn dầu thứ 200 triệu từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng

36 10.05.2014 Khai thác tấn dầu thứ 210 triệu từ mỏ Bạch Hổ và mỏ Rồng

37 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 tìmkiếm thăm dò phát hiện thêm Hồng Ngọc, Lục Ngọc, Lan Tây, Lan Đỏ, sẽ đưasản lượng khai thác trong những năm tiếp theo tăng nhanh chóng Nhưng trong giaiđoạn 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 làHydrocacbon, chúng chiếm từ 60-90% khối lượng của dầu Các Hydrocacbon nàyđược tạo thành do sự kết hợp của các nguyên tố Cacbon và Hydro Tuỳ theo các cấutrúc 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 điềukiện bình thường Hydrocacbon có cấu tạo mạch từ C1-C4 ở trạng thái khí, từ C4-C6 ởtrạng 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 (C5H10) 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 trạngthái rắn

+ Hợp chất với S: tồn tại dưới dạng S tự do H2S Hàm lượng dầu thôthường từ 0,1-1%, nếu S ¿ 0,5% được xem là hàm lượng đạt tiêu chuẩn Hàmlượng S càng cao giá trị dầu thô càng giảm

Ngoài ra trong dầu thô còn chứa hàm lượng rất nhỏ các kim loại hợp chấtkhác 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 tầngsản phẩm Mioxen hạ, Olighen hạ và tầng móng kết tinh Chúng thuộc loại dầu nhẹvừa 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 0,8319.103 kg/m3 (38o6API) Đó là một thuận lợi đối với công tác vận chuyển dầu vì mặc dù theo công

độ nhớt của chất lỏng cũng tăng (trừ chất lỏng đặc biệt như nước) Khi vận chuyểndầu, chúng ta phải đưa chúng vào trạng thái chuyển động, muốn vậy phải đặt vàochúng một lực nhất định bằng sự tác động của các cánh bơm Chuyển động của chấtlỏng chỉ xuất hiện khi ứng suất ma sát vượt quá một giới hạn nào đó, gọi là ứng suấttrượt ban đầu Như vậy rõ ràng độ nhớt của chất lỏng ảnh hưởng rất lớn đến dòngchuyển động của nó Mặc dù trong các công thức tính toán cơ bản của các máy bơmdùng để vận chuyển chất lỏng (dầu thô) không có mặt trực tiếp của đại lượng μ ,nhưng chính nó là yếu tố ảnh hưởng quan trọng nhất gây nên tổn thất của dòngchảy, μ càng lớn thì tổn thất thuỷ lực của dòng chảy càng lớn, làm tăng tổn thấtcông suất và giảm lưu lượng của các máy bơm

Tổng hàm lượng các kim loại nặng trong dầu thô mỏ Bạch Hổ chỉ chiếmkhoảng 1,1 ppm theo khối lượng Hàm lượng các hợp chất với N2 trong dầu thô mỏBạch Hổ chiếm từ 0,035 ¿ 0,067%

Dầu thô mỏ Bạch Hổ chứa nhiều Hydrocacbon Parafin trong các phân đoạntrung bình (Kenozen và Diezen) lên đến 30%, còn trong cặn lên đến 50% Sự cómặt 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 36oC đãgây nên rất nhiều khó khăn trong công tác vận chuyển Chúng rất dễ làm tắc nghẽncác tuyến đường ống, nhất là ở tại các điểm nút hoặc tại các tuyến ống ở xa trạmtiếp nhận và có lưu lượng thông qua thấp, hoặc không liên tục mà bị gián đoạntrong một thời gian dài Đây chính là nhược điểm căn bản trong tính chất lý, hoácủa dầu thô mỏ Bạch Hổ Việc xử lý, khắc phục chúng đòi hỏi cả một quá trìnhcông nghệ phức tạp và tốn kém

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 thốngthiết 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, kiểmtra, 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 blockkhai thác sau:

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

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

- 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

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 phândòng (cụm Manhephon) để phân phối dòng theo các đường ống phù hợp với từngmục 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 gọidòng 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 màchuyển 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 cácthông tin của vỉa nhằm xây dựng chế độ khai thác hợp lý, cần phải tiến hành côngtác 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 25m3 để xử lý, ápsuất 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 tàuchứa, còn khí được đưa lên bình sấy áp suất thấp

- Khí tách được chuyển sang bình Condensat (Bình được dùng để tách hỗnhợp hơi-lỏng)

Trường hợp giếng có áp suất thấp, sản phẩm theo đường xả trực tiếp dẫn về bình100m3 để tách

CHƯƠNG 2 CÁC LOẠI BÌNH TÁCH TRÊN GIÀN KHAI THÁC DẦU MỎ BẠCH HỔ

2

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 táchtrong bình tách dầu khí Mặc dù vậy, đôi lúc cần sử dụng các thiết bị như bộ chiếtsương để tách chất lỏng dạng sương khỏi khí trước khi chúng thoát ra khỏi bìnhtách 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 địnhlượng khí mà nó chứa đựng trong lưu chất Tỷ lệ mà tại đó khí giải phóng ra khỏimột lượng dầu đã cho là một hàm số với biến số là nhiệt độ và áp suất Thể tích khítách được ra khỏi dầu thô trong bình tách phụ thuộc vào :

- Tính chất hoá lý của dầu thô

kế của bình Trong quá trình tách dầu khí, việc tách khí không hoà tan ra khỏi dầu làrất cần thiết

2.1.3 Tách nước khỏi dầu

Việc loại bỏ nước ra khỏi dung dịch dầu mỏ có tác dụng: tránh được sự màimòn cho hệ thống thu gom xử lý và sự tạo thành nhũ tương (làm khó khăn cho việctách dầu và nước)

Nước có thể được tách từ dầu ở bình tách 3 pha trong trường hợp sử dụngphương pháp hoá học và tách trọng lực Nếu bình tách không đủ rộng để tách mộtlượng 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 khíkhông hoà tan ra khỏi dầu trong quá trình xử lý Các cơ chế để tách khí ra khỏi dầutrong 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 dầukhi dầu có đủ thời gian để lắng xuống Khi tăng thời gian lưu giữ chất lỏng đòi hỏiphải tăng kích thước của bình hay độ sâu của mực chất lỏng trong bình Sự tăng độsâu của mực chất lỏng trong bình có thể sẽ không làm tăng sự tách của khí khônghoà tan khỏi dầu bởi vì ‘‘sự chồng chất’’ của dầu sẽ ngăn cản khí nổi lên trên bềmặt của chất lỏng Việc tách tối đa khí ra khỏi dầu đạt được khi phần chứa dầutrong 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 lạitrong dầu do sức căng bề mặt và độ nhớt của dầu Khi có hoạt động khuấy trongbình thì thời gian để các bọt khí trong dầu tách ra ngắn hơn nhiều so với không cóhoạt động khuấy Tuy vậy các hoạt động khuấy này cũng được điều chỉnh ở mộtmức thích hợp để không xảy ra phản tác dụng

có đục lỗ được dùng để tách khí không hoà tan trong dầu Khi dòng dầu chảyqua,chúng gây nên sự khuấy động nhẹ làm cho khí thoát ra khỏi dầu

Bộ chiết sương

Thiết bị tách cửa vào

Đầu vào chất lỏng

Đĩa làm lệch

Thiết bị dẫn hướng

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 nướcnóng Khi đó, dầu sẽ được phân tán thành từng pha làm tăng khả năng tiếp xúc củadầu 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 cácloại dầu bọt Trên thực tế bình nước nóng không được lắp trong một số bình táchnhưng nhiệt lượng có thể cung cấp cho dầu bằng những bộ nung nóng bằng lửa ,bộtrao 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 làmgiảm sức căng bề mặt và xu hướng tạo bọt của dầu,tạo điều kiện để khí tách ra khỏidầu 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 bộthiết 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 nhờvào sự khác nhau về tỷ trọng của chất lỏng và khí khi mà tốc độ dòng khí chậm vừaphải Người ta có thể tính toán và giới hạn vận tốc của khí trong bình tách để đạtđược sự tách một cách hoàn toàn khi không có bộ chiết sương Tuy nhiên, theo quyước 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:

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 400-1600lần Tuy nhiên khi áp suất và nhiệt độ khí tăng lên thì sự chênh lệch đó giảm rấtnhanh.Ví dụ như ở áp suất làm việc 53 at thì dầu chỉ nặng gấp 6-10 lần so với khí

Vì vậy áp suất có ảnh hưởng tới kích thước của bình tách, kích thước và kiểu của bộchiết 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 thểnhanh chóng lắng xuống và tách khỏi khí Tuy nhiên điều này không xảy ra bởi vìnhững hạt chất lỏng quá nhỏ đến mức chúng có khuynh hướng trôi nổi trong khí vàkhông thoát ra khỏi khí khi khí ở trong bình

Trong hầu hết các bình tách có kích thước trung bình, những hạt dầu cóđường kính từ 100 μm 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 phậntách,chiết Khi đó,chất lỏng sẽ được giữ lại trên bề mặt các tấm chắn Khi đủlớn,chúng sẽ chập lại với nhau thành các giọt và lắng xuống nhờ trọng lực Khi hàmlượng chất lỏng cao hoặc kích thước các hạt chất lỏng bé,lúc này để tách có hiệuquả cần phải tạo ra nhiều va đập nhờ vào sự bố trí nhiều tấm chắn kế tiếp nhau theotừng 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 hướngchuyển 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 giọtlớn và lắng xuống nhờ trọng lực Đối với chất khí,do có quán tính bé hơn nên sựthay 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 khỏipha khí khi ta giảm tốc độ do lực quán tính Ngược lại khi tăng tốc độ thì pha khívượt 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 trònvới vận tốc đủ lớn, lực ly tâm sẽ làm chất lỏng bắn vào thành bình Tại đây, chấtlỏng ngưng tụ thành những hạt chất lỏng có kích thước đủ lớn rồi cuối cùng chảyxuống khoang chất lỏng phía dưới bình Phương pháp dùng lực ly tâm là một trongnhững phương pháp hiệu quả nhất trong việc tách pha lỏng ra khỏi pha khí Hiệuquả của phương pháp này tăng khi tốc độ quay của dòng khí tăng Vì vậy với cùngtốc độ dòng chảy vào bình cho trước, bình tách ly tâm chỉ cần kích thước nhỏ hơn làđủ

Hình 2.2: Bình tách 2 pha sử dụng phương pháp lực ly tâmHình 2.2 minh họa một bình tách 2 pha nằm ngang sử dụng lực ly tâm đểtách sương chất lỏng ra khỏi khí Thiết bị gây va đập cửa vào là một cái phễu vớinhững cánh quạt hình xoắn ốc hướng ra ngoài truyền một chuyển động xoáy chochất lưu khi chúng đi vào bình Những hạt chất lỏng bị bắn vào thành bình và rơixuống khoang chứa chất lỏng Khí chảy vào thiết bị thứ cấp gồm những cánh quạthình xoắn ốc hướng vào trong để tăng tốc đến 0,7 ¿ 2,7 m/s ở đầu ra của thiết bịthứ cấp Dầu được tách từ thiết bị ly tâm sơ cấp chảy từ khoang trên xuống khoangdưới qua đường dẫn bên dưới ở bên phải Khoang dưới của bình tách được chiathành hai ngăn,chất lỏng được lấy ra từ hai ngăn bằng hai bộ điều khiển mức chấtlỏng 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 quảtrong việc tách và thu hồi sương dầu từ một dòng khí tự nhiên Một trong nhữngcông dụng đặc biệt nhất của nó là tách sương chất lỏng từ khí trong hệ thống vậnchuyển và phân phối khí nơi mà lượng chất lỏng trong khí là nhỏ Những tấm đệmđông 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 bỏsương 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 Vậtliệu 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 bịgiữ lại

Để thực hiện quá trình tách dầu ra khỏi khí ta phải sử dụng kết hợp nhiều phươngpháp khác nhau để thu được dòng sản phẩm có chất lượng tốt với hàm lượng phalỏng còn lẫn trong khí ở hàm lượng cho phép

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 6 Van điều khiển mức chất lỏng

2 Đường ra của pha khí 7 Đường dầu ra

3 Thiết bị tách đầu vào 8 Đường xả cặn(xả nước)

4 Cửa (người chui vào để vệ sinh bình ) 9 Hệ thống Rơ le phao

5 Tấm lệch dòng 10 Ống thu dầu ngưng tụ

+ 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 Hiệuquả làm việc của nó phụ thuộc vào cấu trúc đường vào có thể là hướng tâm,có thểtạo 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 bổsung các bọt khí còn sót lại ở phần(A) Để tăng hiệu quả của quá trình tách khí rakhỏi dầu, ta cần hướng các lớp mỏng chất lưu theo các tấm lệch dòng (đặtnghiêng),đồng thời phải kéo dài đường chuyển động bằng cách tăng số lượng cáctấm 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 khíphụ 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 cácgiọt dầu nhỏ bị cuốn theo dòng khí đi lên,sau đó dầu được đưa trở lại phần lưu giữchất 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 nhiềuloại, 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 bìnhtách người ta có thể phân chia bình tách thành các loại sau:

11

79108

1

4

32

5

1- Cửa vào nguyên liệu2- Van điều khiển bằng áp suất3- Cửa thoát

khí 4-Đệm triết5- Bộ phận tách khí trên cửa vào

6 -Các tấm lệch dòng

7 -Miệng phao

8 Phao

-9 -Thiết bị điều khiển mực chất lỏng

10 -Van vận hành ngăn dầu11- Đường ra của dầu

Ngoài ra, một số bình tách dùng để tách rắn-cặn ra khỏi chất lỏng bằng những kếtcấu đặc biệt có tác dụng lắng đọng các vật liệu rắn Chúng không được coi là pha lỏngkhác trong phân loại bình

Ta đi vào từng loại:

8- Phao không trọng lượng 9-Thiết bị điều khiển mực chất lỏng10-Phao trọng lượng

11-Van vận hành ngăn nước

water

oil

gas

Dầu

Nướckhí

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

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:

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

- Loại 3 Thiết bị tách hình cầu

+ Hình (2.9): Minh hoạ cấu tạo đơn giản thiết bị tách hình cầu 3 pha nước

dầu-khí-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

2.4.2.5 Phân loại theo cấp tách

- Theo cơ chế ly tâm

- Theo cơ chế quán tính

2.4.3.1 Thiết bị tách hình trụ đứng

Trong công nghiệp dầu khí hiện nay,thiết bị bình tách hình trụ đứng thườngđược 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 trongviệc tách dầu-nước

2 Tách bọt dầu thô nơi mà diện tích tiếp xúc pha lỏng-khí lớn hơn và cho phéptạo 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 chiềucao, 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

5 Việc lắp đặt tại những nơi mà những thiết bị điều khiển hay những điều kiệnđòi hỏi sự thiết kế các ‘‘đập ngăn nước’’ bên trong và ‘‘ngăn chứa’’ dầu đểloại trừ việc sử dụng bộ điều khiển ranh giới chất lỏng dầu-nước

6 Dùng cho những nơi có nhiều thiết bị nhỏ có thể xếp chồng nhau (đặt cạnhnhau) nhằm mục đích tiết kiệm không gian

7 Dùng cho những thiết bị cơ động, (hoặc trượt hoặc kéo…) được yêu cầu choviệc kiểm tra hay sản xuất

8 Dùng cho những trường hợp giá trị kinh tế của thiết bị tách trụ đứng đem lạithấp hơn

2.4.3.3 Thiết bị tách hình cầu

Phạm vi ứng dụng trong các trường hợp sau:

1 Những chất lỏng trong giếng với lưu lượng dầu khí cao,ổn định và không

có hiện tượng trào dầu hay va đập của dòng dầu

2 Được lắp đặt ở những vị trí mà bị giới hạn về chiều cao

3 Hạ nguồn của những thiết bị xử lý như là thiết bị xử lý nước bằng glycol vàcác thiết bị làm ngọt khí (qua quá trình khử lưu huỳnh) để làm sạch và tănggiá xử lý chất lỏng như Amin và Glycol

4 Được lắp đặt tại những địa điểm yêu cầu thiết bị tách phải nhỏ và dễ dàng

di chuyển tới nơi lắp đặt

5 Lắp đặt tại những nơi mà hiệu quả để lại từ thiết bị tách hình cầu là cao hơn

6 Yêu cầu làm sạch nhiên liệu và xử lý khí cho mỏ hoặc nhà máy sử dụng

2.4.4 So sánh ưu,nhược điểm

Bảng số 2.1 chỉ ra sự so sánh những ưu,nhược điểm của các loại thiết bị táchdầu khí Bảng số 2.1 không phải là một bảng hướng dẫn thuần tuý nhưng nó đủ tiêuchuẩn liên quan tới sự so sánh, như những đặc điểm thay đổi hay những đặc điểmđặc trưng của sự khác nhau giữa các thiết bị tách dựa trên những phạm vi hìnhdạng, kích thước, áp suất làm việc Từ bảng so sánh có thể chắc chắn rằng nhữngthiết bị tách dầu và khí hình trụ nằm ngang là thiết bị có nhiều ưu điểm trong sửdụng, vận hành, duy trì làm việc, bảo dưỡng và sửa chữa thay thế, vì vậy nó được

áp dụng nhiều nhất Bảng tổng kết chỉ cho ta thấy khái quát chung của việc sử dụngthiết bị tách hình trụ ngang, hình trụ đứng, thiết bị hình cầu

Bảng 2.1: So sánh sự thuận lợi và không thuận lợi của các loại bình tách

ST

Thiết bịtách hìnhtrụ ngang (1)

Thiết bịtách hìnhtrụ đứng(2)

Thiết bịtách hìnhcầu (3)

4 Tính chất cơ động của sự thay đổiđiều kiện 2 1 3

CHƯƠNG 3 CẤU TẠO VÀ NGUYÊN LÝ LÀM VIỆC CỦA BÌNH TÁCH C1

Hình 3.1: Cấu tạo bình tách C1

2 Tấm chắn 7 Đường an toàn

3 Tấm vách 8 Đường xả

4 Tấm chắn dạng lưới nằm ngang 9 Đường thoát dầu

5 Tấm chắn dạng lưới thẳng đứng 10 Lắp cửa quan sát

3.1 Nguyên lý làm việc

- Tách sơ cấp: Hỗn hợp dầu khí nước đi vào cửa vào Khi gặp tấm chắn, dòngchảy thay đổi hướng chuyển động và tăng tốc độ làm cho nhũ tương của hỗn hợp bịphá vỡ Những giọt chất lỏng có khối lượng lớn được tách ra khỏi hỗn hợp và rơixuống bộ phận ngưng tụ chất lỏng Kết thúc phần tách sơ cấp

- Tách thứ cấp: Hỗn hợp dòng khí chứa các giọt chất lỏng có khối lượng nhỏ,sau khi ra khỏi bộ phận tách sơ cấp chuyển động vào phần tách thứ cấp Do cấu tạocủa phần tách thứ cấp mà hỗn hợp tăng tốc độ chuyển động theo nhiều hướng.Tại

đây hỗn hợp được phân tán Các giọt chất lỏng có khối lượng nhỏ được tách ra khỏihỗn hợp dòng khí và rơi xuống bộ phận ngưng tụ chất lỏng

- Khí được tách ra khỏi bộ tách thứ cấp vẫn chứa một lượng nhỏ chất lỏng đượcdẫn đến bộ chiết sương Tại đây chúng tiếp tục được tách Hạt sương chất lỏng đượctách ra khỏi khí đủ lớn và rơi xuống bộ phân ngưng tụ chất lỏng

- Khí khô thoát ra khỏi bộ chiết sương đi vào buồng chứa khí khô và thoát rangoài qua cửa thoát khí

Đặc tính kĩ thuật của bình tách C1 có thể tích 25m³

- Áp suất làm việc của bình: P = 2,2Mpa

- Áp suất tính toán của bình: P = 2,5Mpa

- Áp suất thử của bình: P = 3,6Mpa

- Nhiệt độ làm việc của bình: 0 ÷100°C

Bộ điều khiển bao gồm:

- Những thiết bị điều khiển mức chất lỏng đối với dầu và bề mặt tiếp xúcdầu-nước (sử dụng trong các bình tách 3 pha:dầu-khí-nước)

- Những van điều khiển áp suất (cho khí hồi lưu để duy trì áp suất trong thiết

bị tách), bộ điều khiển áp suất

3.2.2 Các loại van

Các van sử dụng trong thiết bị tách:

- Van điều khiển xả dầu

- Van điều khiển xả nước (trong các thiết bị tách 3 pha dầu-khí-nước)

- Các van thải

- Van giảm áp

- Các van sử dụng cho kính quan sát mực chất lỏng trong thiết bị

- Các thiết bị đo áp suất

- Các nhiệt kế (dụng cụ đo nhiệt độ tách)