Bình tách c1 3 tại dàn công nghệ trung tâm số 2 mỏ bạch hổ, các yếu tố gây hư hỏng bình tách và biện pháp khắc phục

Hiện nay các ống đứng vận chuyển dầu và khí từ các giàn và BK về BK2 kết hợpvới 15 giếng khai thác tại BK2, đường khí thì đưa vào cụm phân dòng khíGasmaniphôn, đường dầu được đưa vào cụm

MỤC LỤC

LỜI MỞ ĐẦU 1

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG THU GOM, VẬN CHUYỂN DẦU TẠI MỎ BẠCH HỔ VÀ TRÊN GIÀN CÔNG NGHỆ TRUNG TÂM SỐ 2 ( CPT2) 2

1.1 Tổng quan về hệ thống xử lý, vận chuyển dầu tại Mỏ Bạch Hổ 2

1.2 Tổng quan hệ thống thu gom xử lý, vận chuyển dầu trên giàn công nghệ trung tâm số 2 (CPT2) 6

1.2.1 Chức năng 7

1.2.2 Nhiệm vụ 7

1.2.3 Quy trình xử lý trên CPT 9

Quy trình xử lý trên CPT được chia làm 6 giai đoạn chính 9

1.2.4 Hệ thống công nghệ trên BK2 9

1.2.5 Hệ thống công nghệ trên giàn CTP2 10

1.2.6 Hệ thống xử lý khí 15

1.2.7 Hệ thống xử lý nước 16

1.2.8 Một số hệ thống khác 18

CHƯƠNG 2: LÝ THUYẾT TÁCH PHA 20

2.1 Các phương pháp tách pha lỏng khí 20

2.1.1 Mục đích tách pha lỏng khí 20

2.1.2 Cơ chế tách pha 20

2.1.3 Cơ chế hình thành nhũ tương 21

2.2 Tổng quan về thiết bị tách sản phẩm khai thác 32

2.2.1 Khái niệm 32

2.2.2 Chức năng 33

2.2.3 Cấu tạo cơ bản của bình tách 35

2.2.4 Phân loại 42

2.2.5 Ưu nhược điểm 48

2.2.6 Phạm vi ứng dụng 49

CHƯƠNG 3 : TÌM HIỂU BÌNH TÁCH C1-3 TẠI GIÀN CÔNG NGHỆ TRUNG

TÂM SỐ 2 MỎ BẠCH HỔ ( CPT2 ) 51

3.1 Cấu tạo 51

3.2 Nuyên lý làm việc 54

3.3 Nguyên lý tách lọc 55

3.5 Thiết bị công nghệ vận hành bình tách C1-3 55

3.6 Hệ thống an toàn của bình tách C1-3 56

CHƯƠNG 4: QUY TRÌNH VẬN HÀNH, BẢO DƯỠNG, SỬA CHỮA VÀ CÁC YẾU TỐ GÂY HƯ HỎNG BÌNH TÁCH 58

4.1 Yêu cầu về lắp đặt 58

4.2 Quy trình vận hành bình tách C1-3 59

4.2.1 Yêu cầu khi vận hành 59

4.2.2 Quy trình vận hành 59

4.3 Quy trình bảo dưỡng bình tách 61

4.4 Một số yếu tố gây hư hỏng bình tách và biên pháp khắc phục 62

4.4.1 : Một số sự cố thường gặp khi sử dụng bình 62

4.4.2 Do lắng đọng farafin 63

4.4.3 Cát, bùn, mùn khoan,muối và các tạp chất khác 64

4.4.4 Do ăn mòn 64

4.4.5 Thời gian lưu giữ chất lỏng trong bình quá lâu 65

4.1.8 Các yếu tố khác 67

4.5 An toàn trong công tác kiểm tra, vận bình tách 67

4.5.1 Quy phạm an toàn trong kiểm tra bình tách theo tiêu chuẩn Việt Nam 67

4.5.2 Các biện pháp an toàn trong công tác vận hành bình tách 68

KẾT LUẬN 70

LỜI MỞ ĐẦU

Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro được thành lập năm 1981 với sự hợp tác của haichính phủ Việt Nam và Liên Bang Xô Viết, có nhiệm vụ thăm dò và khai thác dầu khíngoài khơi thềm lục địa phía nam Việt Nam Năm 1984 phát hiện thấy dầu tại mỏ BạchHổ.Mỏ dầu khí Bạch Hổ là một trong những mỏ có trữ lượng dầu khí lớn của ViệtNam,được Xí nghiệp khai thác trực thuộc Liên doanh Viêt-Nga (Vietsovpetro) đưa vàokhai thác dầu từ năm 1986cho đến nay Trải qua hơn 30 năm khai thác, mỏ Bạch Hổ đãđóng góp một phần sản lượng dầu khí đáng kể trong tổng sản lượng dầu khí khai tháccủa xí nghiệp và đóng góp rất nhiều vào nền kinh tế Quốc dân Xong hiện nay,việc cácgiếng ngập nước trên Mỏ Bạch Hổ đã làm cho hàm lượng nước trong sản phẩm dầu thugom để xử lý thành dầu thương phẩm gặp rất nhiều khó khăn Đặc biệt là sự biến độnggiá Dầu liên tục cũng là thử thách vô cùng lớn với ngành dầu khí hiện nay Để giảiquyết những khó khăn đó đòi hỏi ngành phải có những đường lối mới Trong đó, việcnâng cao chất lượng sản phẩm và giảm giá thành cũng là một giải pháp hiệu quả Cụthể là nâng cao chất lượng sản phẩm tách, tính toán,sử dụng hiệu quả bình tách, giảmtối đa hư hỏng cho bình, từ đó giảm giá thành sản phẩm Vì những lý do đó em quyết

định trọn đề tài : “Bình tách C1-3 tại dàn công nghệ trung tâm số 2 Mỏ Bạch Hổ, các yếu tố gây hư hỏng bình tách và biện pháp khắc phục”

Với mục tiêu nghiên cứu phương pháp tách dầu từ hỗn hợp dầu khí, cấu trúc thiết bịbình tách C1-3,nguyên lý hoạt động và các yếu tố ảnh hưởng tới hiệu quả làm việccủabình tách C1-3.Từ đó tìm ra các giải pháp giảm hư hỏng tối đa cho bình

Em xin chân thành cảm ơn các thầy, cô ở Bộ môn Thiết bị dầu khí & Công

trình-Khoa Dầu khí, đặc biệt TS.Nguyễn Văn Giáp Thầyđã hướng dẫn, giúp đỡ tạo điều

kiện cho em hoàn thành đồ án này Với mức độ tài liệu, thời gian nghiên cứu hoànthành đồ án cũng như kiến thức và kinh nghiệm còn hạn chế nên sẽ không tránh khỏinhững thiếu sót Em rất mong nhận được sự góp ý bổ sung của các thầy cô và các bạn

để em có thể hoàn thiện hơn

Em xin chân thành cảm ơn!

Hà Nội, ngày tháng 6 năm 2017.

Sinh viên thực hiện :

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG THU GOM, VẬN CHUYỂN DẦU TẠI MỎ BẠCH HỔ VÀ TRÊN GIÀN CÔNG NGHỆ TRUNG TÂM SỐ ( CPT2) 1.1 Tổng quan về hệ thống xử lý, vận chuyển dầu tại Mỏ Bạch Hổ

Năm 1986 bắt đầu khai thác tấn dầu đầu tiên tại Mỏ Bạch Hổ và phát triển cho đến nay

MSP4

BK3

1.1: Sơ đồ hệ thống thu gom xử lý tại Mỏ Bạch Hổ.

Hiện nay trên mỏ Bạch Hổ 10 giàn cố định, 9 giàn BK, 2 giàn công nghệ trung tâm

và giàn nén khí, được phân bốtrên diện tích mỏ Về lý thuyết thì tất cả các giàn trên

mỏ Bạch Hổ đều có thể vận chuyển lưu thông với nhau được, tuy nhiên trên thực tế thìđược chia làm 2 vùng: vùng vòm bắc và vùng vòm nam, được phân bố vận chuyển theonhững hướng như: (sơ đồ vận chuyển mỏ)

 Các giàn khoan ở vòm bắc bao gồm

Các giàn khoan: MSP-3, MSP-4, MSP-5, MSP-6, MSP-7,MSP-8, MSP-9, MSP-10,MSP-11

+ Nhận dầu từ mỏ Rồng đi qua giàn Công Nghệ Trung Tâm Số 3 về BK-2 bằng đườngống Ø426mm, dày 16mm, chiều dài 2970m, áp suất 60at.

+ Nhận dầu từ các giàn MSP-8, MSP-1, BK-3 và kết hợp với 2 giếng 456,421 của BK2đưa vòng qua đồng thời cả BK-4 và BK-6 sau đó đi sang giàn Công Nghệ Trung Tâm

Số 3 để xử lý

+ Nhận khí từ các giàn vòm bắc qua giàn MSP-9 về BK-2 bằng đường ống Ø426mm,dày 16mm, chiều dài 5468m, áp suất 38at (áp suất thực tế là 11at) sau đó đưa sang giànCông Nghệ Trung Tâm Số 2 để xử lý.

- Giàn công nghệ trung tâm số 2

Tại giàn Công Nghệ Trung Tâm Số 2 dầu được tách nước và khí đạt dầu thương phẩmsau đó bơm đi tàu Ba Vì và tàu Vietsov Khí thì được xử lý sơ bộ sau đó đưa sang giànkhí nén trung tâm để xử lý tiếp sau đó bơm về bờ, còn một phần khí thì sẽ dùng đểchạy máy phát điện và đưa ra fakel đốt

- Giàn Công Nghệ Trung Tâm Số 3

+ Nhận dầu trung chuyển từ các giàn BK-4, BK6 về để xử lý sau đó được bơm đi tàuViệt Sô 01

+ Khí được chuyển sang giàn nén khí trung tâm để đưa về bờ

- Giàn khí nén lớn:

Nhận khí từ tất các giàn của Mỏ Bạch Hổ để bơm về bờ cung cấp khí cho các nhà máyphát điện

- Giàn khí nén nhỏ:

Nhận khí từ các giàn ở vòm bắc (MSP-3, MSP-4, MSP-6, MSP8) để xử lý sau đó đưaqua giàn MSP-8 và sang giàn nén khí lớn để bơm về bờ.

1.2 Tổng quan hệ thống thu gom xử lý, vận chuyển dầu trên giàn công nghệ trung tâm số 2 (CPT2).

Hình 1.2 Giàn công nghệ trung tâm số 2 mỏ Bạch Hổ

Giàn công nghệ trung tâm số 2 được xây dựng từ năm 1990 với kết cấu ban đầu làgiàn cố định.Giàn công nghệ trung tâm số 2 là giàn có sản lượng lớn nhất mỏ Bạch Hổ.Qua quá trình thăm dò, xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã phát hiện ra nhiều giếng

có trữ lượng lớn tại giàn nhẹ BK-2 và các vùng lân cận Do đó, yêu cầu cấp bách đề ra

là phải xây dựng giàn trung tâm để xử lý dầu từ BK-2 và các giàn nhẹ BK ở các vùnglân cận để giảm bớt chi phí sản xuất, nâng cao hiệu quả kinh tế của quá trình khai thácdầu tại mỏ Bạch Hổ

Giàn công nghệ trung tâm CTP-2 được đặt ở phía Nam mỏ Bạch Hổ Giàn nằmcách bờ hơn 100km và là một trong 40 công trình biển của liên doanh Vietsovpetroquản lý và vận hành đã được khai thác trong hơn 20 năm qua Giàn CTP-2 hiện đangphụ trách các giàn BK từ BK-1 đến BK-10, khai thác hai mỏ dầu chủ lực là mỏ Bạch

Hổ và mỏ Rồng nằm tại lô 09-1 với tổng sản lượng 18.900 tấn/ngày đêm, hiện nay giànquản lý 72 giếng khoan mỗi giếng có độ sâu hơn 5000 m Dầu và khíđồng hành khaithác được từ các giếng dầu này sẽ được thu gom về bồn xử lý củagiàn trung tâm bằng

hệ thống đường ống đặt dưới đáy biển

Giàn gồm 4 công trình nổi trên biển là:

- Giàn công nghệ trung tâm CTP-2.

- Giàn bơm ép nước PPD 40.000m3

- Giàn nén khí trung tâm CCP

- Khu nhà ở cán bộ, công nhân viên

- Ngoài ra, giàn còn có một số hạng mục như cầu nối và các đường ống công nghệ, cơcấu đuốc với các đường ống tựa trên các Block chân đế phục vụ cho quá trình khai tháccũng như vận chuyển dầu khí của giàn

- Tách dầu ra khỏi khí và nước

- Dùng hoá phẩm để gia nhiệt hoặc hạ nhiệt độ đông đặc của dầu

- Phân phối dòng sản phẩm nhờ cụm Manhephon đến các thiết bị đo, kiểm tra, xử lýtheo sơ đồ công nghệ

Hỗn hợp dầu khí từ các giàn nhẹ BK-1 đến BK-10 được vận chuyển theo đường ốngthu gom về giàn công nghệ trung tâm số 2 Tại đây hỗn hợp dầu khí được táchthànhcác pha riêng biệt Dầu và khí ở các giàn cố định MSP sau khi được xử lý tại giàn thìđược vận chuyển theo đường ống riêng tới giàn công nghệ trung tâm số 2để tiếp tục xửlý

Sau khi xử lý xong, sản phẩm dầu sẽ được bơm xuống các tàu chứa Ba Vì và Việt

Xô -02 để xuất bán hoặc đưa về nhà máy lọc dầu Dung Quất Khí đồng hành được đưasang giàn nén khí và được đưa vào bờ cung cấp cho các nhà máy điện Dinh Cố Bà Rịa

và Phú Mỹ, một phần được giữ lại bơm ép xuống để duy trì áp suất vỉa và khai thácgaslift Quá trình này được trung tâm điều khiển của giàn kiểm soát chặt chẽ, bất kìmột sự cố nào về giếng khoan hay hệ thống ống dẫn đều phải được khắc phục nhanhchóng, đảm bảo dòng dầu không bị gián đoạn

Dầu thô xử lý trên giàn CTP-2 được lấy từ :

- Các giếng dầu tại BK-2 nối trực tiếp với giàn CTP-2

- 6 đường từ các BK-1, BK-3, BK-4, BK-5, BK-6, BT-7 khác được nối với giàn CTP-2qua hệ thống đường ống ngầm đặt dưới biển

Dầu từ các giếng ở các BK qua các đường ống dẫn đến cụm phân dòng M-1, M-1

mở rộng và M-2 cụm này được thiết kế để thu gom dầu từ các giếng và phân phốichúng

Dầu sau khi được tách ở quá trình tách đầu tiên được chuyển theo 1 trong 2 hướngsau:

- Các bình tách nước EG nếu hàm lượng nước có trong dầu vượt quá 5%

- Chuyển tới các bình chứa nếu hàm lượng nước có trong dầu nhỏ hơn 5%

Mỗi cụm bình tách nước EG gồm 2 phần :

- Bình nhỏ phía trên là nơi để tách khí ra khỏi chất lỏng

- Bình to đặt phái dưới có công dụng tách nước ra khỏi dầu

- Bơm H2-1 đến H2-4 được nối với bình C2-2

- Bơm H5-1 đến H5-5 được nối với bình C2-2 và C2-4

Thông thường, dầu sau khi đã tách nước từ EG-1 được chuyển tới C2-1 , dầu từ EG-2được chuyển tới bình C2-2, dầu từ bình EG-3 và hoặc EG-4 được chuyển tới C2-3.Dầu từ EG-1và EG-2 có thể chuyển tới bình C2-3 trong trường hợp cần thiết.

Dòng khí ra ở quy trình tách áp đầu tiên (từ bình C1-1, C1-2, C1-3) được chuyển tới

bộ phận xử lý khí GTU- phần áp suất cao bao gồm các bộ phận:

- Bình làm sạch khí C-3

- Bình lọc khí nhiên liệu C6-1 và C6-2

- Bình phân ly khí C-4

- Hệ thống đốt phakel áp suất cao FT-1

Dòng khí được tách lại chu trình tách nước và từ các bình chứa cũng được chuyểntới bộ phận xử lý khí GTU- phần áp suất thấp bao gồm các bộ phận :

- Bình phân ly khí C-5

- Hệ thống đốt phakel áp suất thấp FT-2

Condensate được tách ra từ các bình C1-4, C1-5, C-3, C-4, C-5, C6-1 và C6-2 đượcchuyển tới bình E-3 và được bơm ngược trở lại tới chu trình tách nước nhờ các bơmH3-1và H3-2

Khí áp suất cao và khí từ các BK đưa về sẽ được đưa về bình C1-4 và C1-5, để táchcondensate có trong khí và sau đó khí này được đưa sang giàn nén khí đưa về bờ

1.2.3 Quy trình xử lý trên CPT

Quy trình xử lý trên CPT được chia làm 6 giai đoạn chính

- Giai đoạn khai thác

- Giai đoạn tách cao áp

- Giai đoạn tách nước

và đi qua giàn công nghệ trung tâm số 3 CTK3 hệ thống ống đứng gồm có:Ống đứngR1 325 nhận khí từ BK5 về BK2;

- Ống đứng R9 219 vận chuyển dầu khí từ MSP về BK2 và ngược lại.

- Ống đứng R10  325 đường bơm dầu số 1 đi tàu chứa dầu Ba Vì

- Ống đứng R11 426 đường bơm dầu số 2 đi từ tàu chứa dầu Ba Vì

- Ống đứng R12 325 đường vận chuyển dầu khí từ MSP1 về BK2 và ngược lại

- Ống đứng R13 325 đường vận chuyển dầu khí từ BK3 về BK2

- Ống đứng R14 325 đường vận chuyển khí từ BK3 về BK2

- Ống đứng R15 325 đường vận chuyển dầu khí từ MSP9 qua BK3 về BK2

- Ống đứng R16 219 đường vận chuyển dầu khí từ BK1/10 về BK2

- Ống đứng R17 219 đường vận chuyển khí từ BK1/10 về BK2

- Ống đứng R18  325 đường vận chuyển khí từ MSP9 về BK2

Hiện nay các ống đứng vận chuyển dầu và khí từ các giàn và BK về BK2 kết hợpvới 15 giếng khai thác tại BK2, đường khí thì đưa vào cụm phân dòng khíGasmaniphôn, đường dầu được đưa vào cụm phân dòng maniphôn (gồm M1 và M2)sau đó đưa sang giàn công nghệ số 3 hay giàn CNTT số 2 CTP2 để xử lý tùy theo yêucầu trên maniphon có những đường chính sau:

- Đường gom 1 đưa dầu sang CTK3 hay về Block 1 vào bình tách C1-1

- Đường gom 2 đưa dầu sang CTK3 hay về Block 2 vào bình tách C1-2

- Đường gom 3 đưa dầu sang CTK3 hay về Block 3 vào bình tách C1-3

- Đường đo đưa dầu vào bình đo C 3a

- Đường xả van an toàn của maniphon về bình E1

- Đường xả về bình

1.2.5 Hệ thống công nghệ trên giàn CTP2

Hình 1.3: Sơ đồ công nghệ trên giàn CPT2 Mỏ Bạch Hổ ( in A3)

Bình đo dầu khí C3a đặt tại BK2, chức năng của bình là để đo xác định lưu lượng chấtlỏng và khí của giếng qua đó xác định tỷ lệ dầu khí

Các thông số kĩ thuật:

 Đường kính: 1700mm;

 Khoảng cách hai đầu bình: 5000mm;

 Thể tích: 12,65m3;

 Áp suất làm việc: 11,5÷20at;

 Áp suất thiết kế: 27,5at;

 Công suất: 5000 tấn/ngày;

 Áp suất làm việc: 11,5÷20at;

 Áp suất thiết kế: 27,5at;

- Bình tách cao áp C1-1 là bình tách 2 pha pha lỏng và pha khí công suất thiết kế 5000tấn/ ngày đêm, tại đây dầu được đưa sang SK2 tại Block 6 và vào bình tách tĩnh điệnEG-1 hoặc các EG khác theo yêu cầu công nghệ; khí tách ra được đưa lên bình xử lýkhí C3.

 Công suất: 5000 tấn/ngày;

 Áp suất làm việc: 11,5÷20at;

 Áp suất thiết kế: 27,5at;

 Áp suất thử: 41,25at;

 Nhiệt độ làm việc: 100oC;

 Nhiệt độ thiết kế: 110oC

- Bình tách cao áp C1-2 nhận dầu từ đường gom 2 qua van SDV 400 M1 hay van SDV

400 M2 hoặc nhận dầu từ BK1/10 qua van SDV 150/160 vay tay 152/162 về Block 2vào bình C1-2, hay có thể đưa sang giàn công nghệ trung tâm số 3 CTK3

- Bình tách cao áp C1-2 là bình tách 2 pha - pha lỏng và pha khí công suất thiết kế tách

5000 tấn/ ngày đêm Tại đây dầu sau khi tách khí được đưa sang SK2 BL6 vào bìnhtách tĩnh điện EG-2 hoặc các EG khác theo yêu cầu công nghệ, khí tách ra được đưalên bình xử lý C3

- Dầu được đưa về bình chứa dầu C2-1, nước được đưa lên bình xử lý nước D1, khíđược đưa lên bình xử lý khí C5 hoặc có thể đưa về bình chứa dầu C2-1 để xử lý

- Bình tách nước bằng tĩnh điện 2, EG3/4 các thông số và chức năng cũng như

EG-1 và chỉ có đường dầu vào tương ứng với các EG như sau: EG2 nhận dầu từ CEG-1-2 quaSK2 vào EG-2, EG-3/4 nhận dầu từ bình tách C1-3 qua SK2 vào EG 3/4

1.2.5.6 Bình chứa dầu áp suất thấp C2-1

 Khoảng cách hai đầu bình: 13000mm

Bình chứa dầu C2-1 nhận dầu từ EG-1 hay có thể từ các EG khác Tại đây dầu táchlại khí lần cuối trước khi được bơm đi tàu qua hệ thống bơm Sulzer: H1.1, H1.2, H1.4đặt tại Block 1

Bình chứa dầu áp suất thấp C2-1 nhận dầu từ EG-1 hay có thể từ các EG-2/3/4 tùytheo yêu cầu công nghệ, bình C2-1 thể tích chứa 100m3 Tại đây dầu sẽ được tách lạikhí một lần nữa để loại bỏ bớt khí sau đó dầu đi vào hệ thống máy bơm Suzer H1-1,H1-2, H1-4 để bơm đi tàu chứa dầu, khí được tách ra được đưa lên bình xử lý khí thấp

áp C5

1.2.5.7 Bình chứa dầu áp suất thấp C2-2.

Đặt tại Block 2

Thông số kỹ thuật như bình C2-1

Bình chứa dầu áp suất thấp C2-2 nhận dầu từ EG-2 hay có thể từ các EG khác theo yêucầu công nghệ, bình C2-2 có thể tích chứa 100m3 tại đây dầu sẽ được tách lại khí một lần nữa, sau đó dầu đi vào hệ thống máy bơm Sunzer H2-1, H2-2, H2-4 để bơm dầu đi tàu chứa dầu, khí được tách ra đưa lên bình xử lý khí thấp áp C5

1.2.5.8 Bình chứa dầu áp suất thấp C2-3

Đặt tại Block 7

Các thông số thiết kế:

 Áp suất thiết kế: 6,6bar;

 Nhiệt độ thiết kế: 125oC;

 Thể tích: 207m3;

 Đường kính: 3900mm;

 Khoảng cách hai đầu bình: 16000mm

Bình chứa dầu C2-3 nhận dầu từ EG-3/4 hay có thể từ các EG khác nhau theo yêucầu công nghệ Bình C2-3 có thể tích 207m3 tại đây dầu sẽ được tách lại khí một lầnnữa sau đó dầu được đưa vào hệ thống máy bơm H5-1, H5-2, H5-3, H5-4, H5-5 đểbơm đi tàu chứa dầu, khí được tách ra đưa lên bình xử lý khí áp suất thấp C5

1.2.5.9 Bình chứa dầu áp suất thấp C2-4

Đặt tại Block 7

Thông số thiết kế như bình C2-3

- Hiện nay bình chứa dầu C2-4 chứa dầu không thương phẩm còn lẫn nhiều nước đượcbơm từ các bình E7 và E8 của hệ thống tách nước bơm vào sau đó dùng bơm H14-1,H14-2 bơm lại SK2 đầu vào các EG để xử lý tiếp, bình C2-4 có thể tích chứa 207m3 và

có thể làm việc song song với bình C2-3 bằng đường ống nối tại đây của hai bình vàcác van chặn, bình C2-3 và C2-4 còn có đường khí cũng được nối chung với nhau và

Chất lỏng của bình C1-4, C1-5 được đưa xuống SK2 nay có thể đưa vào E3 theo yêucầu công nghệ

Bình C3 nhận khí từ các bình tách cao áp (C1-1, C1-2, C1-3) bình đo C3a, sau khikhí được đưa vào bình C3, phần chất lỏng trong khí bị lọc lại được đưa xuống bìnhchứa condensate E3 hay có thể đưa vào bình C2-4, hoặc xuống SK2, phần khí đượcđưa sang giàn nén khí trung tâm hoặc sang bình phân li khí C4 sau đó ra đuốc lớn cao

áp FT1

1.2.6.3 Bình phân li khí C4

Các thông số thiết kế:

 Phần thân trên: Đường kính 1900mm, chiều dài 8000mm;

 Phần thân dưới: Đường kính 710 mm, chiều dài 6500mm;

 Thể tích: 9,82m3;

 Nhiệt độ làm việc: 35÷62oC;

 Nhiệt độ thiết kế: 100oC;

 Áp suất làm việc: 0,5at;

 Áp suất thiết kế: 6,6bar

Bình C4 có chức năng lọc lại phần chất lỏng có trong khí trước khi ra đuốc cao áp,đặc biệt là khi các van an toàn khí của các bình tách cao áp xả, lượng chất lỏng thuđược sẽ tăng lên

1.2.6.4 Hệ thống xử lý khí thấp áp C5

Bình C5 nhận khí từ các bình tách tĩnh điện EG-1, 2, 3, 4 và các bình chứa dầu

C2-1, C2-2, C2-3, C2-4 Bình có chức năng giữ lại phần chất lỏng có trong khí trước khi rapha ken đuốc thấp áp FT2, đặc biệt là khi nổ van an toàn của các bình thấp áp lượngchất lỏng thu được tăng lên

1.2.6.5 Bình thu gom Condensate E3

Bình thu gom chất lỏng Condensate E3 nhận chất lỏng từ các bình C3, C4, C5, cácmáy nén ga và đường bơm Condensate đen từ giàn nén khí và giàn bơm ép nước PPDsang; chất lỏng trong bình E3 được bơm bằng 2 máy bơm H3-1/2, chất lỏng có thểbơm vào SK để xử lý hoặc có thể mở thẳng bơm đi tàu

1.2.7 Hệ thống xử lý nước

Nhiệm vụ: tách dầu ra khỏi nước từ các bình EG nếu lượng dầu còn trong nước nằmtrong giới hạn cho phép để thải nước xuống biển đảm bảo không gây ô nhiễm môitrường

1.2.7.1 Bình tách thứ cấp 3 pha D1

Đặt tại Block 10

Các thông số thiết kế:

 Áp suất thiết kế: 6,6at;

 Áp suất làm việc: 0,7at;

 Nhiệt độ thiết kế: 110oC;

 Nhiệt độ làm việc: 65÷90oC

Bình D1 là bình tách 3 pha, nước - dầu - khí D1 xử lý nước nhận từ C1-3, EG-1, 2,

3, 4 trong bình D1 có vách ngăn dầu nước (vách ngăn có thể điều chỉnh chiều caođược) trung bình chiều cao của tấm chắn là 2510 mm nhưng có thể điều chỉnh lên2550mm bằng cách lắp thêm các thanh chắn, dầu vớt được từ D-1 đưa xuống E8, cònnước được đưa qua CV1, 2 xử lý tiếp Khí được đưa về C5, nếu áp suất khí thấp sẽđược bù bằng áp suất của đường khí nitơ (N2)

1.2.7.2 Bình vớt váng dầu và tách chất rắn CV1, CV2

Đặt tại Block 10

Bình CV1, CV2 nhận nước từ D1, bình CV1, CV2 làm việc song song, bình códạng hình nêm (bên trong bình có đặt nhiều tấm phẳng xếp nghiêng dùng để tách vángdầu và chất rắn theo phương pháp trọng lực Trên bình có gắn máng để vớt váng dầu,váng dầu được đưa về E8, nước sau khi xử lý được đưa sang bình F1 để xử lý tiếptrước khi xả xuống biển Chất rắn lắng lại trong bình CV1, CV2 được xả xuống E9

1.2.7.5 Bình chứa dầu nước E8

Đặt tại Block 5

Bình chứa dầu nước E8 nhận hỗn hợp từ D1 và thiết bị vớt từ CV1 và CV2 chảyxuống, bình E8 có 2 máy bơm H8-1 và H8-2 tự động chạy khi mức cao để bơm hỗn hợpdầu nước thu được từ D1 và CV1, CV2 vào SK2 để xử lý tiếp

1.2.7.6 Hệ thống xử lý dầu thải V101 và V201

Tất cả các chất thải có lẫn dầu từ tất cả các Block trên giàn CNTT số 2 và giàn bơm

ép nước PPD 40.000 và giàn nén khí đều được đưa về 2 bình V101 và V201 để chứachất thải được bơm ngược lại vào hệ thống công nghệ để xử lý nhờ bơm H6.1 và H6.2

1.2.7.7 Bình chứa chất thải rắn E9

Bình chứa chất thải rắn E9 nằm tại gần Block 5, chất thải rắn lắng đọng trong bìnhCV1 và CV2 được xả xuống E9 bằng tay, tại đây chất cặn thải rắn được lắng tiếp, nướcđược bơm vào đầu vào CV1 và CV2, chất cặn được bơm xuống tàu bằng bơm xoắn415-1 và 415-2

1.2.8 Một số hệ thống khác

1.2.8.1 Hệ thống đuốc cao áp và thấp áp

Theo thiết kế hệ thống đuốc cao áp FT1 đốt được 5 triệu m3/ngày đêm gồm:

- 3 triệu 3m3 của C1-4 và C1-5 do giàn nén khí không lấy khí

- 2m3 khí của C3 do giàn nén khí không lấy khí

- Theo thiết kế hệ thống đuốc thấp áp FT2 đốt được 1 triệu m3 khí ngày đêm

- Cụm bơm hóa phẩm HF4 dùng để bơm hóa phẩm saphaplix chống đông khi bơm dầu

đi tầng chứa xa

1.2.8.3 Hệ thống khí nuôi

Hiện nay tại giàn công nghệ trung tâm số 2 có 5 máy nén khí phục vụ cho các thiết

bị xử lý khí và chống ăn mòn

- Hai máy đặt tại BK2 công suất 174m3/h

- 3 máy đạt tại Block 7B công suất 678m3/h

1.2.8.4 Hệ thống tạo nitơ

Hiện nay giàn CNTT số 2 có 2 đường cung cấp ni tơ là đường cung cấp từ giàn nénkhí trung tâm và từ máy tách khí đặt tại giàn hai, khí ni tơ dùng để duy trì áp suất chocác bình của hệ thống tách nước, và áp suất dầu làm mát ổ bi của các máy bơm dầu,thổi và làm sạch khí trong các đường ống công nghệ bình tách …

1.2.8.5 Hệ thống cứu hỏa,an toàn

Hiện nay trên giàn CNTT số 2 có 3 hệ thống cứu hỏa chính:

- Hệ thống cứu hỏa bằng nước : nguồn nước được cung cấp bởi 6 bơm chính là: FP1, FP2,FP3, FP4, FP5, FP6 trong đó FP2 được nối với máy Diezen riêng đặt tại Block 4 nhằmtrường hợp các bơm khác không khởi động được do sự cố

- Ngoài ra còn có hệ thống chữa cháy bằng bọt, có 2 bể 5m3 đặt tại Block 17 và 3m3 đặttại BK2

- Hệ thống cứu hỏa bằng CO2 được lắp cho các phòng kín như BL8, BK2, phòng tiệm,phòng kín phòng hóa nghiệm…

- Bình chứa dầu xả van an toàn E1

Bình E1 có thể tích 50m3 là bình chứa dùng để chứa chất lỏng từ các đường xả củavan an toàn của các giếng khai thác trên maniphon M1 và M2, đường xả van an toàncủa các đường dầu từ BK và các đường dầu từ bình tách cao áp sang bình thấp áp dùng

để xả dầu từ các đường làm việc của giếng khi thay côn và xả các đường gom 1, gom

2, gom 3, cả khi thay thế sửa chữa

+ Qua R2 dầu thô được vận chuyển từ C2-1 và C2-2 (bơm H-1 và H-2) đến tàuchứaViệt Xô-01(FSO-1) và tàu chứa Ba Vì (FSO-2)

+ Qua R2 dầu thô có thể vận chuyển từ giàn MSP-1 đến test C-3a

+ Qua R4 dầu thô được chuyển từ C2-1 và C2-2 (bơm H-1 và H-2) đến tàu chứa ViệtXô-01

+ Qua R4 dầu thô được chuyển từ C2-3 và C2-4 (bơm H-5) đến tàu chứa Ba Vì.QuaR5 dầu thô được chuyển từ C2-3 và C2-4 (bơm H-5) đến tàu chứa Việt Xô- 01

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

CHƯƠNG 2: LÝ THUYẾT TÁCH PHA

2.1 Các phương pháp tách pha lỏng khí

2.1.1 Mục đích tách pha lỏng khí

Dầu thô sau khi khai thác lên được tách pha lỏng – khí nhằm mục đích:

- Thu hồi khí làm nguyên liệu cho công nghiệp hoá hoặc dùng làm nhiên liệu

- Giảm xáo trộn của dòng khí - dầu, giảm sức căng kháng thuỷ lực trên các ống dẫn vàhạn chế sự tạo thành nhũ tương

- Giải phóng các bọt khí đã tách trên đường ống

- Giảm các va đập áp suất khi tạo trên ống thu gom hỗn hợp dầu - khí dẫn tới các trạmbơm hoặc trạm xử lý

- Tách nước khỏi dầu khi khai thác các nhũ tương không ổn định

2.1.2 Cơ chế tách pha

Chúng ta có thể đánh giá quá trình tách pha bằng thực nghiệm hoặc lý thuyết.Nghiên cứu thí nghiệm về tách khí của các mẫu dầu tiến hành bởi các bơm cao áp theohai phương pháp: tiếp xúc một lần và vi sai hoặc nhiều lần Mẫu nghiên cứu có thể làmẫu ngầm lấy trực tiếp ở đáy giếng hoặc mẫu tái tạo trên mặt đất Dù mẫu nào cũngphải bảo đảm tỷ lệ dầu - khí đúng như tỷ lệ trong điều kiện mỏ Mẫu được cho vào bìnhcao áp với nhiệt độ không đổi Sự thay đổi áp suất thực hiện bằng bơm piston thuỷngân, sự thay đổi thể tích sẽ được đo trực tiếp

Với thí nghiệm tách tiếp xúc, áp suất trong bơm đầu tiên được nâng cao hơn điểmbọt, rồi giảm đột ngột từng nấc một, sau đó ghi nhận giá trị thể tích tương ứng Khigiảm tới điểm bọt, khí sẽ tách ra, độ nén của hệ thống sẽ tăng cho nên một thay đổinhỏ áp suất sẽ dẫn đến sự thay đổi lớn về thể tích trong bình Vì vậy thí nghiệm về tiếpxúc có thể dùng để xác định điểm bọt khi áp suất thấp hơn điểm bọt Tại mỗi nấc ápsuất ta không thể phân biệt thể tích khí và dầu mà chỉ có thể ghi thể tích tổng

Với thí nghiệm tách vi sai thường bắt đầu bởi áp suất điểm bọt vì nếu trên giá trịnày thì lại giống với trường hợp tách tiếp xúc Khác với tách tiếp xúc, sau mỗi lần giảm

áp thì khí được giải phỏng khỏi bình bằng cách giữ áp suất bơm không đổi Thể tíchkhí được giãn nở tới điều kiện chuẩn, so sánh với điều kiện bình cao áp ta được hệ sốgiãn nở E và yếu tố Z Thể tích dầu được đo trực tiếp sau khi giải phóng khí

Sự khác nhau cơ bản giữa hai kiểu tách cho thấy rằng trong thí nghiệm tiếp xúc, khigiảm áp từ đầu đến giá trị cuối cùng thì khí không được tách mà luôn tiếp xúc cân bằngvới dầu nên thành phần Hydrocacbon không thay đổi Ngược lại ở thí nghiệm vi sai saumỗi nấc giảm áp, khí được giải phóng nên thành phần Hydrocacbon trong bình thay đổi

và liên tục giàu thêm các thành phần nặng, còn trọng lượng trung bình phân tử khí tănglên Nếu điều kiện thí nghiệm đều là đẳng nhiệt, đều giảm áp từng nấc Với tổng nhưnhau thì thể tích chất lỏng thu được ở nấc áp suất cuối cùng sẽ khác nhau tùy theo tínhchất của dầu Với dầu có khí hòa tan chủ yếu là Metan và Etan thì thể tích dầu cuốicùng trong hai thí nghiệm thực tế là như nhau Ngược lại, nếu dầu có hàm lượng cáccấu tử trung gian như Propan, Pentan cao thì thể tích dầu cuối cùng sẽ khác nhau Nóichung, tách vi sai cho nhiều dầu hơn là tách tiếp xúc Nguyên nhân có thể là khi táchmột bậc, dầu tiếp xúc với một thể tích khí lớn, các cấu tử trung gian dễ thoát và nhậpvào khối khí này Còn khi tách vi sai, thể tích khí luôn bé hơn nên các thành phần nàykhó xâm nhập vào đó Tóm lại, sư sai lệch về thể tích giữa hai phương pháp là có, songkhông phải bao giờ cũng xảy ra và ta có thể đo bằng thí nghiệm

Trong điều kiện mỏ, sự tách khí cũng xảy ra khi P < Ps; đầu tiên khí được giảiphóng, phân bố đều trong mỏ và bất động cho tới khi đạt tới một tỷ lệ tiêu chuẩn nào

đó cỡ 12% Khi vượt tỷ lệ này, khí bắt đầu chuyển động nhanh hơn dầu Một khi khíđược giải phóng, khí không còn tiếp xúc cân bằng với dầu nên quá trình được mô tảbởi thí nghiệm vi sai là phù hợp nhất

Sự thay đổi thể tích dầu khai thác xảy ra qua các khâu từ mỏ tới bể chứa khó mô tảhơn, song về tổng thể, người ta xem như là tách tiếp xúc không đẳng nhiệt Sự giãn nởtrong quá trình khai thác trước hết cần xem xét điều gì xảy ra khi dầu di chuyển từ mỏtới thiết bị tách trên mặt đất Việc giải phóng khí trong bất kỳ bình tách nào cũng đượcxem là tách tiếp xúc ( Foratine ), khí tồn tại cân bằng với dầu Khi sử dụng kỹ thuậttách từng bậc, dầu rời bình tách thứ nhất lại được tiếp tục tách ở bình tách thứ hai lạiđược tách tiếp xúc ở bình tách thứ ba…Sự cách ly vật lý giữa các bậc tách tương ứngvới tách vi sai Nói khác đi là kỹ thuật tách nhiều bậc chính là chế độ tách vi sai ở chế

độ không đẳng nhiệt Trong thực tế, tách nhiều bậc được dùng phổ biến vì tách vi sainói chung cho thể tích dầu nhiều hơn tách tiếp xúc

2.1.3 Cơ chế hình thành nhũ tương

2.1.3.1 Điều kiện hình thành nhũ tương nghịch

Để hình thành nhũ tương nói chung và nhũ tương nghịch nói riêng phải hội đủ cácđiều kiện sau:

- Phải có 2 chất lỏng không thể hòa tan được vào nhau

- Phải có tác động của sự xáo trộn hoặc xung động tự nhiên do dòng chảy tạo ra vớicường độ đủ lớn để làm phân tán một chất lỏng vào chất lỏng kia

- Phải có tác động của các chất nhũ hóa nhằm ổn định trạng thái của nhũ tương vừahình thành

- Điều kiện riêng đối với nhũ tương nghịch là hàm lượng nước phải nhỏ hơn 50% tínhtheo thể tích

Để đi đến các kết luận trên, các nhà nghiên cứu đã tiến hành một số thí nghiệm kết hợpvới quan sát thực tế như sau: Lấy dầu thô và nước là hai chất lỏng không hòa tan đượcvào nhau với các tỷ lệ khác nhau, rót chúng vào bình chứa một cách nhẹ nhàng không

có sự khuấy trộn, dầu và nước sẽ nhanh chóng tách khỏi nhau

Vẫn dùng mẫu đó nhưng tăng dần cường độ khuấy trộn, đến khi cường độ khuấy trộnđạt đến một giá trị nào đó thì thể tích nước (hoặc dầu) sẽ bị phá vỡ thành các hạt riêng

rẽ phân tán vào môi trường dầu (hoặc nước) còn lại Nếu ngừng xáo trộn thì dầu vànước sẽ nhanh chóng phân tách thành 2 lớp Có chăng thì chỉ một ít nhũ tương đượctạo thành và tồn tại ở vùng cận trên và cận dưới của bề mặt phân cách dầu - nước

Để nghiên cứu tác động của sự xáo trộn đến quá trình hình thành nhũ tương nghịchngười ta đã tiến hành quan sát các mẫu dầu thô được lấy từ một số điểm có chủ ý củacác giếng có hàm lượng nước nhỏ hơn 50% và nhận thấy:

- Mẫu dầu lấy ở vùng đáy giếng chưa thấy xuất hiện nhũ tương

- Mẫu dầu lấy ở miệng giếng có nhũ tương xuất hiện nhưng hàm lượng pha phân tánthấp và chúng dễ dàng tách thành 2 pha khi để ở trạng thái tĩnh

- Mẫu dầu lấy sau hệ thống bơm chuyển và hệ thống thu gom có các van chặn, van tiếtlưu, đường kính ống thay đổi, nhũ tương được hình thành với mật độ pha phân tán tănglên rất nhiều lần Khi để ở trạng thái yên tĩnh chúng cũng phân tách thành 2 pha nhưngkhông hoàn toàn, mà vẫn còn một số hạt nước có kích thước nhỏ phân tán trong dầu.Điều này chứng tỏ sự xáo trộn gây ra bởi:

- Dòng chất lỏng chảy qua ống nâng, thiết bị lòng giếng, miệng giếng, các đoạn ốngcong

- Sự thay đổi tốc độ dòng chảy ở đầu vào và đầu ra của máy bơm.

- Sự xáo trộn trong khoang bơm

- Sự thay đổi tốc độ dòng chảy khi qua van tiết lưu, qua các đoạn ống dẫn có đườngkính thay đổi

Là các nguyên nhân tạo nên sự phân tán nước trong dầu Cường độ xáo trộn cànglớn thì kích thước hạt phân tán càng nhỏ, đồng thời mật độ pha phân tán càng tăng.Kết quả nghiên cứu cho thấy: Kích thước các hạt nước phân tán trong dầu là rất khácnhau, chúng dao động từ 1 đến 1000µm Nhũ tương có các hạt nước càng nhỏ thì càngbền và việc tách chúng ra khỏi pha liên tục càng khó khăn hơn Hình 2.1 đến hình 2.4

là ảnh chụp những mẫu nhũ tương ta thường gặp với độ phân tán và kích thước hạtkhác nhau

Hình 2.1 Mẫu nhũ tương chứa 30% nước, độ

phân tán trung bình, đường kính giọt

từ 1-60 µm

Hình 2.2 Mẫu nhũ tương chứa 30% nước,

độ phân tán trung bình, đường kính giọt từ 1-250 µm

Hình 2.4 Mẫu nhũ tương chứa < 10 % độ phân tán cao, kích thước đường kính giọt

1 ÷ 20 µm

Hình 2.3 Mẫu nhũ tương chứa 30% nước,

độ phân tán trung bình, đường

kính giọt từ 1-60 µm Đa dạng

d max = 60 µm, d tb = 40 µm,

2.1.3.2 Các hoạt chất tạo nhũ tương tự nhiên.

Khi khai thác, trong dầu hoặc trong nước vỉa có chứa các tạp chất hòa tan thích hợpcho việc thành tạo và ổn định hệ thống nhũ ta gọi là chất tạo nhũ hay tác nhân nhũ hóa.Chẳng hạn trong dầu có chứa asfanten, naften, hắc ín, parafin Trong nước có chứa cácloại muối và axít, có ảnh hưởng đến việc thành tạo và ổn định nhũ

Ngoài ra trong dầu có thể có các thành phần khác như: axít naften, axít béo, ête, lưuhuỳnh, ni tơ Phân tử của các hợp chất này có độ phân cực lớn, có khả năng hấp phụlên mặt phân cách dầu nước

Dầu thô có khuynh hướng tạo nhũ tương rất khác nhau Một số loại dầu có thể tạo nênnhũ tương nghịch có độ ổn định đạt tới mức rất khó xử lý Trong khi đó có loại dầu thôlại tạo thành nhũ tương phân tán tự do rất dễ bị phân tách, đặc biệt có loại không cókhả năng tạo nhũ tương Sự có mặt, hàm lượng và tính chất của các chất tạo nhũ sẽquyết định có tạo thành nhũ hay không và độ ổn định của nhũ tương đạt mức độ nào.Nếu dầu thô và nước không chứa các chất tạo nhũ thì chúng chỉ có thể tạo nên sự phântán trong nhau khi có xáo trộn mạnh Khi ngừng xáo trộn hoặc cường độ xáo trộnkhông đủ lớn, các hạt nước phân tán dễ dàng chập dính lại do không có sự cản trở củalớp vỏ nhũ bền vững và lắng xuống do chênh lệch trọng lượng

Các chất tạo nhũ là hỗn hợp các hoạt chất bề mặt, chúng tập chung ở lớp phân cáchdầu-nước với hàm lượng cao hơn so với trong thể tích giọt, làm giảm sức căng bề mặtcủa giọt, kết hợp với cường độ xáo trộn do dòng chảy tạo ra hoặc do khuấy trộn cơhọc, tạo nên hiện tượng đập vỡ các hạt nước phân tán, hình thành các giọt nước có kíchthước nhỏ hơn dẫn đến độ ổn định của nhũ tương tăng Hiện tượng làm giảm sức căngtrên bề mặt tiếp xúc là do lực hút của các phân tử hoạt chất hòa tan với phân tử dungdịch (các giọt nước hoặc giọt dầu) bé hơn lực hút tương hỗ của các phân tử dung dịch

Do đó, các phân tử hòa tan của chất hoạt tính bị đẩy khỏi thể tích dung dịch lên mặtphân cách, tạo ra hiện tượng hấp phụ, làm giảm năng lượng tự do bề mặt, giảm sứccăng bề mặt

Đa số các hoạt chất tạo nhũ ở dạng hợp chất, phân tử của một số hoạt chất trong sốnày có tính lưỡng cực, tức cấu tạo phân tử gồm hai phần là nhóm phân cực và gốchydrocarbon không phân cực Nhóm phân cực có mô men lưỡng cực lớn tương tự nhưnước, còn gốc hydrocarbon ưa dầu lại tương tự như chất lỏng hydrocarbon Tác dụngtạo nhũ của chúng càng cao nếu như hai phần của phân tử càng cân bằng đối với haipha của nhũ, nghĩa là các phân tử của một chất tạo nhũ mạnh phải có hai lực với cả hai

pha phân cực và không phân cực Khi đó các phân tử của hoạt chất tạo nhũ không thể

ưu tiên hòa tan vào một pha nào, mà nó chiếm vị trí trung gian trên mặt phân cách Nếuphần phân cực trong hoạt chất tạo nhũ chiếm ưu thế, nó sẽ dễ dàng hòa tan trong nước,tạo thành lớp vỏ bọc phía ngoài các giọt dầu đối với nhũ tương thuận dầu trong nước,chủ yếu làm tăng độ bền của nhũ thuận Ngược lại, nếu phần không phân cực tronghoạt chất tạo nhũ chiếm ưu thế, nó sẽ dễ tan trong dầu và chủ yếu làm tăng độ bền củanhũ nghịch

Có rất nhiều lý thuyết nói về các hợp chất được coi là các chất tạo nhũ tự nhiên cótrong dầu thô Trong đó phải kể đến thành phần hạt parafin kết tinh, các axít naften vàvật chất asfanten, một số tạp chất cơ học và hóa học khác

2.1.4 Các phương pháp tách dầu khí

2.1.4.1 Các phương pháp tách dầu ra khỏi khí.

Các phương pháp dùng để tách dầu ra khỏi khí trong bình tách bao gồm: Trọng lực,

va đập, thay đổi hướng và tốc độ chuyển động dòng hỗn hợp, dùng lực ly tâm, cơ chếkeo tụ và thấm

a Tách trọng lực

Nguyên lý tách dựa vào sự chênh lệch về tỷ trọng Khí nhẹ hơn dầu, ở điều kiệnchuẩn các giọt dầu nặng hơn khí tự nhiên từ 400 đến 1600 lần Khi áp suất và nhiệt dòng khí thì ta có thể thu được kết quả tách thỏa mãn nhờ cơ chế phân ly

trọng lực

Các độ tăng thì sự chênh lệch đó sẽ giảm nhanh Nếu kích thước các giọt đủ lớn thìchúng sẽ dễ dàng lắng đọng và tách ra Tuy nhiên điều đó ít xảy ra vì kích thước cáchạt lỏng thường bé làm cho chúng có xu hướng nổi trong khí và không thể tách ra khỏidòng khí trong thời gian ngắn, đặc biệt nếu tốc độ dòng khí cao Khi ta giới hạn tốc độhạt chất lỏng có kích thước từ 100 µm trở lên được tách cơ bản trong các thiết bị táchtrung bình, còn các hạt có kích thước nhỏ hơn cần nhờ đến bộ chiết sương

b Tách va đập

Dòng khí có chứa hỗn hợp lỏng đập vào một tấm chắn, chất lỏng sẽ dính lên bề mặttấm chắn và chập lại với nhau thành các giọt lớn và lắng xuống nhờ trọng lực Khi hàmlượng chất lỏng cao hoặc kích thước các hạt bé, để tăng hiệu quả tách người ta cần tạo

ra nhiều va đập nhờ sự bố trí các mặt chặn kế tiếp nhau

c Thay đổi hướng và chiều chuyển động

Cơ chế này dựa trên nguyên tắc lực quán tính của chất lỏng lớn hơn chất khí Khidòng khí có mang theo chất lỏng gặp các chướng ngại vật sẽ thay đổi hướng chuyểnđộng một cách đột ngột Do có quán tính lớn, chất lỏng vẫn tiếp tục đi theo hướng cũ,

va vào bề mặt vật cản và dính vào đó, chập lại và dính vào với nhau tạo thành nhữnggiọt lớn và lắng xuống dưới nhờ trọng lực Còn chất khí do có quán tính bé hơn, chấpnhận sự thay đổi hướng một cách dễ dàng và bỏ lại các hạt chất lỏng để bay theohướng mới

Vai trò của quán tính cũng được vận dụng để tách lỏng - khí bằng phương phápthay đổi tốc độ dòng khí đột ngột Khi giảm tốc độ dòng khí đột ngột, do quán tính chấtlỏng lớn sẽ vượt lên trước và tách ra khỏi chất khí Ngược lại khi tăng tốc một cách độtngột thì chất khí sẽ vượt lên trước nhờ quán tính bé hơn

d Sử dụng lực ly tâm

Khi dòng hơi chứa lỏng buộc phải chuyển động theo quỹ đạo vòng với tốc độ đủlớn, lực ly tâm sẽ đẩy chất lỏng ra xa hơn, bám vào thành bình, chập dính với nhauthành các giọt lớn và lắng xuống dưới nhờ trọng lực Còn chất khí do có lực ly tâm bénên sẽ ở phần giữa bình và thoát ra ngoài theo đường thoát khí Đây là một trong cácphương pháp hiệu quả nhất để tách lỏng ra khỏi khí Hiệu quả sẽ tăng cùng với sự tăngtốc dòng khí, nên ta có thể giảm được kích thước của thiết bị

e Đông tụ (keo tụ)

Các đệm đông tụ là một phương pháp có hiệu quả để tách lỏng ra khỏi khí tự nhiên.Một trong các ứng dụng phổ biến nhất là tách dầu trong hệ thống vận chuyển và phânphối khí Vì lúc đó tỷ lệ lỏng trong khí nói chung là thấp Để tách lỏng trong đệm đông

tụ sử dụng tập hợp các cơ chế: va đập, thay đổi hướng, thay đổi tốc độ dòng và keo tụ.Hiệu quả phụ thuộc vào diện tích có thể tập hợp và chập dính các hạt chất lỏng

Khi dùng đệm cho các thiết bị tách, người ta thường lưu ý hai điều: các đệm nếuđược chế tạo từ vật liệu giòn rất dễ hỏng khi vận chuyển và lắp đặt, các đệm kiểu lướithép đan có thể bị tắc bít do lắng đọng Parafin và các vật liệu khác

f Phương pháp thấm

Trong một số trường hợp, vật liệu xốp có tác dụng loại bỏ hoặc tách dầu ra khỏidòng khí Khí qua vật liệu xốp sẽ chịu va đập, thay đổi hướng và tốc độ chuyển động.Khi đó khí dễ dàng đi qua, còn các hạt chất lỏng được giữ lại

2.1.4.2 Các phương pháp tách khí ra khỏi dầu

Các phương pháp tách khí ra khỏi dầu bao gồm: cơ học, nhiệt và hóa học

a.Các giải pháp cơ học

Phổ biến là dao động, va đập, lắng và lực ly tâm

- Các rung động điều hòa có kiểm soát tác động lên dầu sẽ làm giảm sức căng bề mặt

và độ nhớt của dầu giúp cho việc tách khí được diễn ra dễ dàng hơn, các bọt khí sẽ kếtdính lại với nhau và thoát ra khỏi dầu

- Trên đường đầu vào bình tách, thường lắp chi tiết tách khí cơ bản, có tác dụng đưadòng chất lỏng vào bình với độ rối tối thiểu, phân tán dầu cho khí dễ dàng thoát ra Cácchi tiết này còn loại trừ các va đập cao tốc của chất lỏng với thành bình Các tấm chắncòn được bố trí trên đường lắng của dầu, sẽ trải chúng thành những lớp mỏng trênđường chảy xuống phần lắng Các giọt dầu sẽ lăn và dàn trải làm tăng hiệu quả tách bọtkhí và thường được dùng để tách dầu bọt

- Các tấm chắn có đục lỗ và đệm chắn thường dùng để tách khí không hòa tan, nếu kếthợp với rung động nhẹ sẽ tăng thêm hiệu quả tách bọt

- Nếu để lắng một thời gian đủ lớn, khí tự do sẽ được tách ra khỏi dầu, việc kéo dàithời gian lưu trữ sẽ kéo theo sự gia tăng đường kính hoặc chiều sâu lớp chất lỏng trongbình tách Tuy nhiên việc tăng chiều sâu lớp chất lỏng sẽ ít đem lại hiệu quả, vì dầu sẽngăn cản sự thoát của khí tự do Kết quả tối ưu chỉ thu được khi lớp dầu lắng là mỏng,tức là cần có tỷ lệ bề mặt tiếp xúc và thể tích dầu cao

-Dưới tác dụng của lực ly tâm, dầu nặng hơn nên được giữ lại ở thành bình còn khíchiếm vị trí phía trong của dòng xoáy lốc

b.Các giải pháp nhiệt

Nhiệt đóng vai trò làm giảm sức căng bề mặt trên các bọt khí và giảm độ nhớt củadầu, giảm khả năng lưu trữ khí bằng thủy lực Phương pháp hiệu quả nhất để làm nóngdầu thô là cho chúng đi qua nước nóng Đây là phương pháp hiệu quả nhất với các loạidầu bọt, tuy vậy không dùng cho các bình tách mà chỉ áp dụng cho các bể chứa côngnghệ Nhiệt được cung cấp trực tiếp bởi nồi hơi và qua các bộ phận trao đổi nhiệt

c.Các giải pháp hóa học

Tác dụng chính của hóa chất là giảm sức căng bề mặt, làm giảm xu hướng tạo bọtcủa dầu và do đó tăng khả năng tách khí

o o o o

o

o o o o o 1

a Nguyên lý kết lắng.

Hiệu quả của quá trình kết lắng hoàn toàn phụ thuộc vào hiệu ứng thủy động lực tạo

ra bởi lực trọng trường, tốc độ chuyển động của dòng nhũ và chênh lệch mật độ giữacác pha trong hệ nhũ Hình 2.7 mô tả nguyên lý kết lắng của một bồn khử nhũ kiểu kín

Hình 2.5.Mô hình cấu tạo bồn khử nhũ kiểu kín.

có loại không, điều này phụ thuộc vào đặc tính của dầu thô ở từng mỏ

Hiện nay mô hình bồn khử nhũ như hình 2.7 được sử dụng khá phổ biến nhờ những ưuđiểm của nó như:

- Khoảng cách giữa đầu vào và đầu ra đủ lớn để điều chỉnh chế độ dòng chảy phù hợpvới tốc độ lắng (như phân tích ở mục 2.4.3.1)

- Nhũ tương được lọc qua đệm nước hai lần, tăng hiệu quả khử nhũ

- Có thể lắp đặt một hoặc nhiều tấm lưới phá nhũ dọc theo trục bồn để tăng hiệu quảkhử nhũ, đặc biệt đối với nhũ tương có độ ổn định cao

Nhũ tương đã được phá hủy bằng các chất khử nhũ nhưng chưa phân tách theođường 1 vào các ống có đục lỗ 2 nhằm phân bố đều theo tiết diện của ngăn A Nhũtương được nâng lên qua lớp nước đệm 8 nhờ chênh lệch về khối lượng riêng Lớpnước đệm đóng vai trò như màng lọc hyđrofil giữ phần lớn lượng nước trong nhũ lại và

xả qua cửa 3 về tăng chứa nước thải Nhũ sau khi được lọc qua lớp nước đệm ở ngăn A

sẽ đi qua lưới 6, qua ống đục lỗ 11, được lọc lần hai bởi lớp nước đệm ở ngăn B trướckhi theo đường 4 về các tăng chứa dầu thương phẩm Sau khi lọc lần một bởi lớp nướcđệm ở ngăn A, sản phẩm lúc này là một hệ nhũ tương loãng với các hạt nước phân tán

có kích thước nhỏ li ti, chúng hình thành một lớp trên bề mặt phân cách dầu - nước với

bề dày tăng dần theo hướng từ đầu vào đến đầu ra của bồn, lớp nhũ này rất khó pháhủy mặc dù đã có tác động của chất phá nhũ Lưới 6 sẽ có tác dụng khử lớp nhũ nàybằng cơ chế va đập, dồn ép, làm cho các hạt chập dính vào nhau, tạo thành các hạt cókích thước lớn hơn, đủ nặng để lắng xuống Các hạt còn sót lại sẽ theo dòng dầu quavách tràn đi vào các ống đục lỗ 11 và thực hiện quá trình lọc rửa ở ngăn B tương tựnhư ngăn A Để quá trình lọc rửa ở ngăn B triệt để hơn người ta duy trì mực nước đệm

ở đây cao hơn ngăn A Khí đồng hành được lọc qua lưới 7 để giữ lại các hạt dầu bịcuốn theo, hiệu quả làm việc của lưới được đánh giá bằng mức độ làm khô khí (lượngchất lỏng trong khí cho phép không lớn hơn 0,0134 ml/ m3)

b.Khử nhũ bằng phương pháp nhiệt.

Đây là phương pháp được sử dụng rộng rãi nhờ tính hiệu quả của nó, đặc biệt đốivới nhũ tương nghịch mà lớp vỏ của giọt phân tán bền vững, độ nhớt của môi trườngphân tán cao, môi trường phân tán là dầu nặng, dầu nhiều parafin và vật chất asfanten.Tuy nhiên, phương pháp này đòi hỏi trang thiết bị phức tạp, cồng kềnh như nồi hơi, hệthống ống dẫn và ống gia nhiệt, hệ thống trưng cất nước cấp cho nồi hơi… nếu nhưkhông thể tận dụng nguồn nhiệt của bản thân các giếng có nhiệt độ cao

Bản chất của phương pháp nhiệt và ảnh hưởng của nhiệt độ đến hiệu quả khử nhũ nhưsau:

Nhiệt làm giảm độ nhớt của dầu, do đó giảm sức cản đối với chuyển động tương đốigiữa các giọt, giảm thiểu sự cản trở đến tốc độ lắng của các giọt Mặt khác, nhiệt lạilàm tăng chuyển động đối lưu do chênh lệch nhiệt độ giữa các vùng dẫn đến khả năng

va chạm giữa các giọt nước phân tán tăng

- Nhiệt làm tăng chuyển động phân tử của các giọt, tạo các xung trong nội hạt và lớp

vỏ, làm cho lớp vỏ yếu đi trong khi tần số va chạm tăng lên Do đó sự chập dính giữacác giọt phân tán diễn ra thuận lợi hơn

- Nhiệt làm giảm tác dụng của chất nhũ hóa như: phân hủy thành phần parafin kết tinh,làm nóng chảy thành phần nhựa-asfaten, từ đó làm tăng khả năng khuếch tán của chấtkhử nhũ vào cấu trúc của nhũ tương Lúc này, nhiệt đóng vai trò như chất xúc tác giúpcho chất khử nhũ hoạt động hiệu quả hơn

- Nhiệt làm tăng độ chênh lệch về tỷ trọng giữa dầu và nước, có lợi cho quá trình lắngcủa các giọt nước

c.Khử nhũ bằng phương pháp hóa học.

Trong thực tế gặp phải một số loại nhũ có độ ổn định rất cao, lớp vỏ bao bọc giọtphân tán đạt độ bền khó phá hủy bằng các phương pháp nhiệt, lắng, lọc rửa Để giảiquyết vấn đề này người ta đưa ra phương pháp khử nhũ bằng các hóa chất

Bản chất của phương pháp là đưa vào hệ thống nhũ một lượng hợp chất có tính hoạtđộng bề mặt gọi là chất khử nhũ Hợp chất này sẽ trung hòa các chất tạo nhũ tự nhiên

và đẩy chúng ra khỏi lớp hấp phụ, không có khả năng ổn định trở lại để tạo thành mộtkiểu nhũ khác

d.Khử nhũ tương bằng phương pháp điện trường.

Để khử nhũ tương có độ ổn định cao thì đây là phương pháp có ưu điểm vượt trội sovới các phương pháp khác Nó có thể khử được loại nhũ có độ ổn định rất cao mà cácphương pháp khác không thể khử được Tuy nhiên, phương pháp này cũng có hạn chế

cơ bản là không thể áp dụng để khử nhũ có hàm lượng nước và muối cao do nguy cơchập mạch các bản cực Rất khó áp dụng cho nhũ ở trạng thái tĩnh, vì khi đó các bảncực phải có khả năng di động Điều này là không khả thi vì không bảo đảm an toàn vềđiện

Thông thường người ta chọn giai đoạn sau lọc rửa và kết lắng để tiến hành khử nhũbằng điện trường vì lý do sau:

- Hàm lượng nước và muối trong nhũ thấp, bảo đảm an toàn cho hệ thống bản cực làmviệc ở điện áp cao

- Hàm lượng nước trong dầu còn cao, chưa đạt tiêu chuẩn thương mại, chúng tồn tạidưới dạng các hạt vô cùng nhỏ, không thể khử bằng các phương pháp khác

- Lợi dụng sự chuyển động của nhũ trong thiết bị khử theo chiều từ dưới lên để đặt cốđịnh các bản cực, bảo đảm độ cứng vững và an toàn

+ + +

+

- -

Kết quả thí nghiệm đối với dòng điện một chiều và xoay chiều cho thấy, dòng điệnxoay chiều có tác dụng tốt hơn trong việc tạo ra xáo trộn cần thiết Bản chất của hiệntượng được minh họa bằng hình 2.8

Hình 2.6: Sự phân cực của các hạt nước trong điện trường.

Khi ta đặt hai điện cực song song với điện áp cao vào môi trường dầu đã tách nước

và muối thì sẽ xuất hiện một điện trường đồng nhất, các đường sức song song nhau (a) Khi đặt hai điện cực vào nhũ tương nghịch thì các đường sức này sẽ thay đổi, chúnglệch về phía các giọt nước (b) Hiện tượng cảm ứng điện trường sẽ làm cho các giọtnước phân cực và bị kéo dài dọc theo đường sức, điện tích tại đỉnh các giọt trái dấu vớiđiện tích ở điện cực Hiện tượng các giọt bị kéo dài ra sẽ làm cho lớp vỏ của chúng bịdát mỏng và yếu đi, giúp cho sự liên kết giữa chúng dễ dàng hơn Nếu sử dụng dòngđiện một chiều, sự phân cực ở các giọt là không thay đổi, do đó chúng chuyển độngtheo một trật tự xác định, dẫn đến khả năng va chạm là không đáng kể Nếu thay bằngdòng điện xoay chiều, sự phân cực sẽ thay đổi liên tục theo chu kì của dòng điện Dướitác dụng của điện trường chính và phụ (c), giọt nước không ngừng chuyển động xoayquanh vị trí của nó và bị bóp méo thay đổi hình dạng liên tục, làm cho khoảng cáchgiữa chúng thu hẹp lại, mức độ va chạm giữa chúng tăng lên Khi cường độ va chạmthích hợp thì sự liên kết giữa các giọt sẽ diễn ra

Trên thực tế thường sử dụng điện áp xoay chiều điều chỉnh được từ 12000V đến22000V tùy theo hàm lượng nước trong dầu Tuy nhiên, để tránh sự ngắn mạch cho cácđiện cực nên khống chế hàm lượng nước nhỏ hơn 10% Đây cũng chính là lý do người tathường sử dụng phương pháp này sau giai đoạn kết lắng

Điện cực được chế tạo dạng khung thép hình chữ nhật và được bố trí nằm ngangsong song với bề mặt lớp nước đệm tạo thành cặp điện cực trái dấu mà nước đệm đóngvai trò là một cực Cần lưu ý là diện tích điện cực phải choán hết tiết diện ngang củabồn, nơi đặt nó, để toàn bộ nhũ tương đều chịu tác động của điện trường Có thể đặt từhai đến ba điện cực để tạo lên một vùng điện trường kép, tăng hiệu quả tác động.

e.Phương pháp khử nhũ bằng lực ly tâm.

Đây là phương pháp cho chất lượng sản phẩm sau xử lý rất cao, phù hợp với tất cảcác loại nhũ Tuy nhiên ít được áp dụng để khử nhũ tương nghịch trong công nghiệp dothiết bị tương đối phức tạp, năng suất xử lý không cao Hiện nay phương pháp nàyđược sử dụng nhiều hơn để xử lý nước thải từ quá trình khử nhũ tương nghịch, nhưngkhông sử dụng kiểu truyền thống là động cơ và mâm quay mà sử dụng bơm ly tâm vàthiết bị tạo ra dòng chảy xoáy

Về bản chất, phương pháp này dựa trên nguyên tắc: trong cùng một trường lực lytâm, cùng một thể vật chất (rắn, lỏng, khí), vật chất nào có khối lượng riêng lớn hơn sẽchịu một lực ly tâm lớn hơn và văng ra xa hơn, tiếp đó là nước, rồi đến dầu Đây chính

là nguyên nhân tạo ra sự phân ly các pha trong phương pháp khử nhũ bằng lực ly tâm.Trong thực tế, một hạt nước khi chịu tác động của lực ly tâm đẩy ra xa thì cũng đồngthời chịu tác động của một lực cản theo chiều ngược lại

2.2 Tổng quan về thiết bị tách sản phẩm khai thác.

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 gầnmiệng giếng thì khí và dầu lỏng thoát ra đồng thời còn nước tự do thoát ra ở phần đáybình Ở các bình tách lỏng cho phép tách tất cả chất lỏng ra khỏi khí, dầu và nước thoát

ra ở đáy bình, còn khí thoát ra ở phần đỉnh bình Như vậy thuật ngữ “knock out” ámchỉ nhiệm vụ tách nhanh chất lỏng ra khỏi khí hoặc nước ra khỏi hydrocacbon

Thiết bị tách truyền thống làm việc ở áp suất thấp, thường gọi là buồng Flat Chấtlưu vào từ các bình tách cao áp, chất lưu đi ra được truyền tới các bể chứa, nên thườngđóng vai trò bình tách cấp hai hoặc cấp ba, có vai trò tách khí nhanh.

Các bình tách bậc một làm việc ở các trạm tách nhiệt độ thấp hoặc tách lạnh thườnggọi là bình giãn nở, được trang bị thêm nguồn nhiệt để nung chảy hydrat hoặc cũng cóthể bơm chất lỏng phòng ngừa hydrat hoá vào chất lỏng giếng trước khi đưa vào bình.Các bình lọc khí cũng tương tự như bình tách, dùngcho các giếng có chất lưu chứa ítchất lỏng hơn so với chất lưu của giếng khí và giếng dầu, thường dùng trên các tuyếnống phân phối, thu gom, được chế tạo theo kiểu lọc khô và lọc ướt Loại lọc khô cótrang bị bộ chiết sương, phổ biến là kiểu keo tụ và các chi tiết phía trong tương tự nhưbình tách dầu khí Loại lọc ướt dòng hơi đi qua một đệm lỏng (có thể là dầu) để rửasạch bụi bẩn và tạp chất, sau đó qua bộ chiết sương để tách lỏng Bình lọc thường lắp ởdòng đi lên từ thiết bị xử lý khí bất kỳ hoặc thiết bị bảo vệ dòng ra

2.2.2 Chức năng

Bình tách có chức 3 chức năng chính là: Chức năng cơ bản, chức năng phụ, chứcnăng đặc biệt

2.2.2.1 Chức năng cơ bản bao gồm

Tách dầu khỏi khí, tách khí khỏi dầu và tách nước khỏi dầu

Việc tách khí có thể được bắt đầu khi chất lỏng từ vỉa vào giếng, khi di chuyển trongống nâng và ống xả Vì vậy, có những trường hợp trước khi vào bình tách, dầu khí đãđược tách hoàn toàn, lúc đó bình tách chỉ còn tạo không gian cho khí và dầu đi theođường riêng Sự chênh lệch mật độ lỏng - khí nói chung bảo đảm cho quá trình táchdầu, tuy nhiên vẫn cần đến các phương tiện cơ khí như bộ chiết sương và các bộ phậntách khác để quá trình tách được triệt để hơn

Tốc độ giải phóng khí ra khỏi dầu là một hàm số biến thiên theo áp suất và nhiệt độ.Thể tích khí tách ra khỏi dầu phụ thuộc vào tính chất vật lý và hóa học của dầu thô, ápsuất và nhiệt độ vận hành, tốc độ lưu thông, hình dáng kích thước của bình tách vànhiều yếu tố khác Tốc độ lưu thông qua bình và chiều sâu lớp chất lỏng ở phần thấpcủa bình được quyết định bởi thời gian lưu trữ hoặc thời gian lắng Thời gian nàythường từ 1 - 3 phút là thỏa mãn trừ trường hợp dầu bọt, còn phải tăng thêm từ 5 - 20phút tùy theo độ ổn định của bọt và kết cấu của bình, chung nhất là từ 2 - 4 phút, loại 2pha từ 20 giây đến 10 phút, loại 3 pha từ 2 - 10 phút, khoảng thời gian có thể gặp từ 20

giây đến 2 giờ Hệ thống khai thác và xử lý đòi hỏi phải tách hoàn toàn khí hòa tan, baogồm rung lắc, nhiệt, keo tụ, lắng Nếu dầu có độ nhớt cao hoặc sức căng bề mặt lớn thìphải sử dụng các vật liệu lọc.

Nước trong chất lưu giếng cần tách trước khi đi qua các bộ phận giảm áp như van,vòi để ngăn ngừa sự ăn mòn, tạo thành hydrat hoặc tạo thành nhũ tương bền gây khókhăn cho việc xử lý Việc tách nước thực hiện trong các thiết bị 3 pha bằng cơ chếtrọng lực kết hợp với hóa chất Nếu thiết bị có kích thước không đủ lớn để tách theoyêu cầu thì chúng sẽ được tách trong các bình tách nhanh lắp ở đường vào hoặc ra củathiết bị tách, nó có vai trò tách sơ bộ hoặc bổ sung Nếu nước bị nhũ hóa thì cần có hóachất để khử nhũ

2.2.2.2 Chức năng phụ của bình

- Duy trì áp suất tối ưu và mức chất lỏng trong bình tách

- Để thực hiện tốt chức năng cơ bản, áp suất trong bình tách cần được duy trì ở giá trịsao cho chất lỏng và chất khí thoát theo đường riêng biệt tương ứng vào hệ thống thugom và xử lý Việc duy trì được thực hiện bởi các van khí cho riêng mỗi bình hoặcmột van chính kiểm soát áp suất cho một số bình Giá trị tối ưu của áp suất là giá trịbảo đảm hiệu quả kinh tế cao nhất khi bán dầu và khí tương ứng

- Để duy trì được áp suất, cần giữ một đệm chất lỏng ở phần thấp của bình tách, nó cótác dụng ngăn khí thoát theo chất lỏng, mức chất lỏng thường được khống chế bởi vanđiều khiển bằng rơle phao

2.2.2.3 Các chức năng đặc biệt của thiết bị tách

Tách dầu bọt ngăn ngừa lắng đọng parafin, ngăn ngừa sự han gỉ và tách các tạp chất.Trong một số loại dầu thô, các bọt khí tách ra được nhờ một mảng dầu mỏng, tạo thànhbọt phân tán trong chất lỏng Một số loại khác lại có độ nhớt và sức căng bề mặt cao,khí tách ra cũng bị giữ lại trong dầu tương tự như bọt Bọt có độ ổn định khác nhau tùytheo thành phần và hàm lượng tác nhân tạo bọt có trong dầu Dầu tạo bọt thường có tỷtrọng thấp hơn 40 độ API, độ nhớt lớn hơn 53 cp và nhiệt độ làm việc thấp hơn 160 độ

F Sự tạo bọt làm giảm khả năng tách của thiết bị, các dụng cụ đo làm việc không chínhxác, tổn hao thế năng của dầu - khí một cách vô ích và đòi hỏi các thiết bị đặc biệt pháhoặc ngăn cản sự tạo bọt theo phương pháp rung lắc, lắng, nhiệt và hóa học

Các thiết bị tách dầu nhiều parafin có thể gặp trở ngại do parafin lắng đọng làm giảmhiệu quả và có thể phải ngừng hoạt động do bình hẹp dần hoặc bộ chiết sương bị bít