Thu gom, xử lý dầu khí tại Việt Nam

Đồ Án Môn Học LỜI CẢM ƠN Em xin chân thành cảm ơn thầy Thái Võ Trang tận tình hướng dẫn giúp đỡ em hoàn thành đồ án mơn học Trong suốt q trình học tập thực đồ án, em nhận bảo tận tình q thầy giúp đỡ bạn trao đổi đóng góp ý kiến giúp em hồn thành đồ án Em muốn gửi lời tri ân sâu sắc đến gia đình em, chỗ dựa vững vật chất lẫn tinh thần cho em suốt trình học tập thời gian làm đồ án môn học Trong q trình thực đồ án khó tránh khỏi thiếu sót Rất mong góp ý thầy cô, chuyên gia quý bạn đọc Tp.HCM, ngày 20 tháng năm 2013 Sinh viên thực Nguyễn Ngọc Quang SVTH: Nguyễn Ngọc Quang Trang i Đồ Án Môn Học MỤC LỤC DANH SÁCH BẢNG BIỂU DANH SÁCH HÌNH VẼ SVTH: Nguyễn Ngọc Quang Trang ii Đồ Án Môn Học DANH SÁCH TỪ VIẾT TẮT TRONG ĐỒ ÁN BOPD: Barrel Oil Per Day, đơn vị thùng dầu ngày BPD: Barrels Per Day, thùng ngày MMSCFD: Millions Standard Cubic Feet per Day, triệu feet khối chuẩn ngày FPSO: Floating Production, Storage &Offloading, tàu chứa bốc dở dầu DCS: Distributed Control System, hệ thống kiểm soát phân bố GOR: Gas Oil Ratio, tỷ số khí dầu PLEM: Pipeline End Manifold, cụm phân dòng cuối đường ống PSTM: Pre-stack Time Migration, q trình xử lý địa chấn 3D SVTH: Nguyễn Ngọc Quang Trang iii Chương I: Tổng quan thu gom xử lý dầu khí Việt Nam CHƯƠNG I TỔNG QUAN VỀ THU GOM VÀ XỬ LÝ DẦU KHÍ TẠI VIỆT NAM 1.1 Hệ thống thu gom, xử lí vận chuyển dầu khí phân loại 1.1.1 Cấu tạo chung hệ thống thu gom Thu gom dầu khí q trình vận chuyển hỗn hợp dầu, khí, nước theo đường ống từ giếng đến điểm thu gom trung tâm Năng lượng thu gom có nhờ áp suất vỉa tầng chứa nhờ áp suất khí nén để nâng dầu (gaslift) nhờ máy bơm điện chiều máy bơm mặt đất để vận chuyển Hình 1 Hệ thống thu gom, xử lý dầu khí Phần lớn hệ thống thu gom xử lí dầu khí có thành phần chung sơ đồ Hình 1.1 Chúng cấu tạo từ module có chức nhiệm vụ khác nhau: • Module vỉa: - Bao gồm vỉa sản phẩm giếng khai thác SVTH: Nguyễn Ngọc Quang Trang Chương I: Tổng quan thu gom xử lý dầu khí Việt Nam Module tách dầu khí – nước: - Dòng sản phẩm từ vỉa lên bao gồm chất lỏng, khí, nước, hạt rắn, phải có bình tách để tách riêng dầu khí nước • Module xử lý nước vỉa: - Bao gồm thiết bị xử lý phần nước khai thác sản phẩn dầu từ vỉa tách qua bình tách Quá trình nhằm thu hồi hydrocarbon đảm bảo nước vỉa thải mơi trường khơng gây nhiễm • Module xử lý khí: - Nhiệm vụ nhằm loại trừ tạp chất (nước, tạp chất rắn, khí thải, chất độc hại, H2S, CO2) trước đến module chế biến khí - Để loại trừ H2S, CO2, người ta dùng phương pháp: dùng glycol hấp thụ, chất hấp phụ, ngưng tụ nhiệt độ thấp… Hệ thống thu gom, xử lý phải đảm bảo:  Tuyệt đối không thất thóat dầu khí đường vận chuyển  Khơng làm nhiễn mơi trường q trình xử lý  Có độ tin cậy phận hệ thống  Các số kinh tế – kỹ thuật đạt mức yêu cầu • Phân loại Các cách phân loại hệ thống thu gom, dầu khí thường gặp là:  Theo mức độ kín hở hệ thống: Hệ thống hở, hệ thống kín hệ thống hỗn hợp  Theo số đường ống thu gom sản phẩm từ giếng khai thác: Hệ thống thu gom đường ống, hai đường ống, ba đường ống  Theo số áp lực: Hệ thống tự chảy, hệ thống áp lực cao, hệ thống áp lực thấp  Theo hình dang bình đo – bình tách: Hệ thống có bình tách đo riêng biệt cho giếng hệ thống có bình tách đo cho cụm giếng Những tiêu chuẩn phân loại kết hợp theo nhiều cách khác tạo thành hệ thống hoàn chỉnh áp dụng trường hợp cụ thể 1.1.2 Các yếu tố ảnh hưởng đến thiết kế hệ thống thu gom Do mỏ dầu khí có tính chất đặc thù riêng nên việc thiết kế hay lựa chọn hệ thống thu gom cho mỏ khác Tuy nhiên trường hợp phải đảm bảo nhu cầu tính phù hợp với đặc điểm mỏ khoảng cách giàn khai thác, lưu lượng khai thác, phương pháp khai thác … Để đưa hệ thống phù hợp với điều kiện thực tiễn mỏ cần phải có yếu tố sau: 1.1.3 SVTH: Nguyễn Ngọc Quang Trang Chương I: Tổng quan thu gom xử lý dầu khí Việt Nam • Thiết kế số lượng vị trí giếng khai thác mỏ • Đánh giá lưu lượng dầu, nước vỉa giếng toàn mỏ từ bắt đầu khai thác đến giai đoạn cuối q trình khai thác • Dự báo thay đổi áp suất miệng giếng giếng khai thác phương pháp tự phun theo năm suốt q trình khai thác • Thành phần hóa học tính chất vật lí dầu • Các điều kiện khí hậu chế độ thủy văn vùng mỏ • Các nguồn lượng, nước khả thơng tin • Vị trí địa lí mỏ • Khả cung cấp vốn Ngồi cần phải quan tâm tới yếu tố phụ không phần quan trọng : • Tốc độ đưa giếng khoan vào khai thác • Nhiệt độ dầu miệng giếng • Sơ đồ lắp đặt giàn khoan – khai thác giàn công nghệ trung tâm, khoảng cách chiều dài đường ống ngầm đáy biển • Hệ số khí – dầu • Chu kì sửa giếng • Hàm lượng dầu, khí, nước từ giàn khoan – khai thác • Hàm lượng hóa phẩm, phụ gia cho vào dầu giàn xử lí sơ • Các thơng số lưu biến dầu • Khả ăn mòn thiết bị, đường ống sản phẩm khai thác • Các thơng số thiết kế giàn như: Diện tích trang thiết bị, yêu cầu thiết bị, nơi giữ hóa phẩm, nguồn cung cấp lượng cho giàn • Khả thu hồi sữ dụng khí: Đốt bỏ đưa giàn cơng nghệ trung tâm để xử lí sử dụng • Các yêu cầu phòng cháy nổ bảo vệ môi trường Tổng quan mỏ nhỏ Việt Nam Đặc điểm chung Với việc liên tục đổi cơng nghệ thăm dò khai thác cơng trình nghiên cứu thận trọng, tỷ mỷ chuyên gia, việc phát trữ lượng dầu khí ngày hiệu Hiện nay, phần lớn mỏ dầu lớn bước vào giai đoạn sụt giảm sản lượng khai thác nên công ty dầu khí có xu hướng tìm thêm trữ lượng dầu khí Họ quan tâm đến vùng nước sâu giới,những mỏ dầu khí nhỏ Việc phát triển mỏ nhỏ ngày trở nên quan trọng Các mỏ dầu khí nhỏ thường hiểu mỏ có trữ lượng ít, trữ lượng thu hồi khoảng 10-15 triệu 1.2 1.2.1 SVTH: Nguyễn Ngọc Quang Trang Chương I: Tổng quan thu gom xử lý dầu khí Việt Nam thùng dầu thơng thường có đến hai giàn đầu giếng khả phát triển bị giới han yếu tố sau: • Vị trí, sở hạ tầng, điều kiện mơi trường • Những đặc tính vỉa chất lượng dầu, độ sâu mực nước, chi phí phát triển,kỹ thuật • Giá dầu nhân tố quan trọng phát triển mỏ nhỏ Công nghệ ngày phát triển dẫn đến hiệu tăng vận hành giảm khiến cho mỏ trước xem phát triển sinh lợi 1.2.2 Giới thiệu mỏ Hải Sư Trắng thuộc bồn trũng Cửu Long Mỏ Hải Sư Trắng nằm phía Nam trung tâm Lơ 15-2/01, phía Đơng Nam ngồi khơi Việt Nam, khu vực chứa dầu mỏ bể Cửu Long Mỏ Hải Sư Trắng nằm cách thành phố Vũng Tàu khoảng 130 km hướng Đơng – Đơng Nam (hình 1.2) Hình Bản đồ phân lơ dầu Lơ 15-2/01 Mỏ Hải Sư Trắng cách mỏ Tê Giác Trắng 1km phía Bắc Mỏ Tê Giác Trắng thuộc Lơ 16-1 phát có dầu tầng Miocene hạ B1 5.2 tầng Oligocene C Công ty Điều hành chung Hoàng Long Điều kiện địa chất địa vật lý Những khu vực đáy biển quan sát mỏ Hải Sư Trắng cho thấy bề mặt đáy biển nói chung phẳng Độ sâu nước biển vị trí đặt giàn Hải Sư Trắng A 42,5 Tầng đất đá vị trí đặt giàn Hải Sư Trắng A bao gồm lớp đất sét cát xen kẽ Tầng đất đá đáy biển bao gồm lớp cát dày đến 17,3 m kế tầng sét cứng cứng dày đến 22 m Độ vững lớp đất sét khoảng từ 17,3 SVTH: Nguyễn Ngọc Quang Trang Chương I: Tổng quan thu gom xử lý dầu khí Việt Nam m đến 150 m tăng dần theo chiều sâu Ngoại trừ lớp bề mặt, nói chung lớp cát có cấu tạo đặc Địa chất Đối tượng mỏ Hải Sư Trắng trầm tích Miocene Olicene Những đối tượng phản ánh tốt trình xử lý 3D PSTM Nghiên cứu địa chấn (Simultaneous Seissmic Inversion) hoàn thành giai đoạn chuẩn bị FDP, kết nghiên cứu sử dụng để dự đoán khu vực chứa dầu khí tiềm nằm ngồi cấu trúc khép kín mỏ Trữ lượng chỗ Trữ lượng hiểu khối lượng dầu khí, khí ngưng thành phần đồng hành thân khoáng phát mà tồn chúng chứng minh nghiên cứu địa chất, địa vật lý, kết khoan, thử vỉa khai thác thử công nghiệp Trữ lượng chỗ bao gồm trữ lượng thu hồi trữ lượng lại Trữ lượng chỗ ta tính thời điểm kể từ chưa đưa vào khai thác kết thúc đời mỏ Trữ lượng thu hồi trữ lượng khai thác thời điểm cụ thể trình mỏ đưa vào hoạt động khai thác Ước tính trữ lượng dầu khí chỗ cho kế hoạch phát triển tồn mỏ Hải Sư Trắng tóm tắt bảng 1.1 1.2 Bảng 1 Trữ lượng dầu chỗ ước tính từ báo cáo đánh giá trữ lượng phê duyệt mỏ Hải Sư Trắng Tầng Miocene 52 Oliocene C Tổng cộng Cách đánh giá trữ lượng 1P 2P 3P 1P 2P 3P 1P 2P 3P P90 25,266 43,224 47,508 6,625 7,875 25,266 49,849 55,383 Dầu chỗ (Triệu thùng) P50 29,826 51,479 56,640 8,208 9,600 29,826 59,687 66,240 P10 35,035 60,980 67,071 10,272 11,819 35,035 71,252 78,890 Bảng Trữ lượng khí chỗ ước tính từ báo cáo đánh giá trữ lượng phê duyệt mỏ Hải Sư Trắng Tầng Cách đánh giá trữ lượng SVTH: Nguyễn Ngọc Quang P90 Trang Dầu chỗ (Triệu thùng) P50 P10 Chương I: Tổng quan thu gom xử lý dầu khí Việt Nam Miocene 52 Oliocene C Tổng cộng 1P 2P 3P 1P 2P 3P 1P 2P 3P 20,668 35,357 38,862 2,253 2,678 20,668 37,61 41,539 24,398 42,11 46,332 2,791 3,624 24,398 44,901 49,596 28,659 49,882 54,864 3,492 4,018 28,659 53,374 58,883 Với 1P = P1; 2P = P1+P2; 3P = P1+P2+P3 P1: Trữ lượng xác minh P2: Trữ lượng dự kiến P3: Trữ lượng P10, P50, P90 khả dầu thu hồi Phương tiện khai thác mỏ Hải Sư Trắng a Vị trí giàn Hải Sư Trắng Vị trí giàn (UTM Zone 48N): Đơng 823 955 Bắc 108 067 Tổng quan giàn Hải Sư Trắng • Chân đế dạng jacket cố định cọc (chân) • Có 12 giếng khoan với ống định hướng 30” cho giếng đơn ống 36” cho giếng đơi • Trên sàn hầm đặt thiết bị như: Các van cố đường ống đứng (Riser), hệ thống khai thác, đo giếng, nước bơm ép, đầu nhận khí gaslift cụm phân dòng, hộp phóng nhận thoi cho đường ống khai thác từ Hải Sư Trắng A đến Hải Sư Đen A, đường ống nước bơm ép từ Hải Sư Đen A đến Hải Sư Trắng A, đường khí nâng từ Hải Sư Đen A đến Hải Sư Trắng A, bình chứa Nitơ lỏng, cụm điều khiển tự động • Cây thông đầu giếng, bảng điện tử điều khiển giếng b Công suất thiết kế giàn Hải Sư Trắng A Thiết bị khai thác giàn Hải Sư Trắng A thiết kế sau: • Dầu khai thác : 13000 BOPD • Nước khai thác : 10000 BPD • Tổng chất lỏng khai thác : 23000 BPD • Khí nâng (gaslift) : 10 MMSCFD • Nước bơm ép : 20000 BPD SVTH: Nguyễn Ngọc Quang Trang Chương I: Tổng quan thu gom xử lý dầu khí Việt Nam Khí đồng hành : 10 MMSCFD Trên giàn Hải Sư Trắng A có tất 12 giếng khoan (Well Slot), có slots lên kế hoạch sử dụng Trong bảy giếng bao gồm bốn giếng khai thác ba giếng bơm ép nước c Chức giàn Hải Sư Trắng A • Thu gom vận chuyển tất dòng sản phẩm giếng mỏ Hải Sư Trắng tới FPSO • Thực đo cho giếng theo định kỳ (Đo dầu khí nước) • Nhận phân phối nước bơm ép cho giếng bơm ép • Nhận phân phối khí gaslift cho giếng khai thác d Hệ thống đường ống nội mỏ cụm phân dòng ngầm Cụm phân dòng ngầm (PLEMS) kết nối với đường ống sau: • Ba đường ống khai thác 12 inch • Một đường ống nước bơm ép 12 inch • Một đường ống gaslift inch • Một đường ống khí xuất inch • Các đường ống mềm tương ứng từ FPSO Ngồi có hệ thống neo tàu, đường ống đứng, đường ống dẫn… • Thành phần, phân loại tính chất dầu thô mỏ Hải Sư Trắng Thành phần phân loại dầu thô Dầu mỏ (reservoir fluid) hỗn hợp hydrocacbon điều kiện vỉa, thường dạng lỏng Thành phần chủ yếu dầu mỏ hydrocacbon, có chất đồng hành N2, CO2, H2S, He… Các nhóm hydrocacbon bao gồm: alkanes(CnH2n+2), alkenes(CnH2n), ankynes(CnH2n-2), aromatics(CnH2n-6) Theo tính chất hóa lý người ta thường phân chia dầu làm loại chính: • Hydrocacbon họ Paraffin • Hydrocacbon họ Naften • Hydrocacbon họ Aromatic Thực tế, dầu nhiều nhựa asphalten Hàm lượng hydrocacbon thay đổi tùy theo đặc điểm cấu tạo mỏ dựa vào người ta phân chia dầu mỏ thành nhiều dạng khác dầu paraffin, dầu naften, dầu paraffin – naften Hydrocacbon họ Paraffin Dựa vào cấu trúc mạch cacbon, paraffin chia thành paraffin mạch thẳng paraffin mạch nhánh Ở điều kiện bình thường hydrocacbon có cấu tạo mạch từ C1 1.3 1.3.1 SVTH: Nguyễn Ngọc Quang Trang 10 Chương III: Thiết kế hệ thống thu gom, xử lý dầu thô mỏ Hải Sư Trắng PVGas khí xuất Khí khỏi cụm nén với áp suất 2200 psi, nhiệt độ 45 0C Sau khí chuyển tới giàn Hải Sư Trắng A để dùng làm Gaslift Khí lại chuyển tới hệ thống thu gom PVGas Một lượng nhỏ khí từ bậc tách thứ hai thứ ba hệ thống chuyển tới đuốc thấp áp để đốt Hệ thống xử lý khí Hệ thống xử lý khí thiết kế để loại bỏ hình thành Hydrat ăn mòn từ nước ngưng tụ Đó q trình cơng nghệ loại bỏ nước từ luồng khí để hạ thấp điểm sương mà điểm nước ngưng tụ.Trên FPSO, nước dòng khí giảm xuống dòng khí bị nén, làm mát qua bình lọc khí, nước loại bỏ phần khỏi dòng khí Tuy nhiên, dòng khí lúc lượng nước bão hòa, dòng khí dược làm khô cách cho tiếp xúc với toàn hạt hút ẩm Các hạt hút ẩm hấp thụ nước từ dòng khí qua Dòng khí sau qua bình làm khơ chuyển qua làm khí đốt Các hạt hút ẩm sau no nước đưa qua hệ thống xử lý để tái xử dụng 3.2.2 Tính tốn thiết kế bình tách Xác định áp suất thiết kế cho bình tách.(Psep) Áp suất thiết kế bình tách áp suất vận hành bình tách chọn để tối ưu khả tách sản phẩm dầu khí Như thiết kế trên, có bậc tách giàn đầu giếng nên áp suất tách xác định theo tiêu chí ln lớn áp suất khí (14,7 psi) ln nhỏ áp suất miệng giếng (Ps) Theo đó, ta cần xác định áp suất miệng giếng qua thời điểm khai thác Bên cạnh đó, mỏ cho lưu lượng khai thác đáng kể giai đoạn đầu nên ta không khai thác hết cuối đời mỏ mà khai thác giai đoạn định, tùy thuộc vào kế hoạch khai thác nhà nước với yếu tố kinh tế lên hàng đầu tiết kiệm chi phí Đối với mỏ Hải Sư Trắng, thời gian khai thác khoảng 20 năm Số liệu áp suất miệng giếng khoảng 450 psi sử dụng để tính tốn thiết kế cho thiết bị giàn trường hợp không sử dụng bơm vận chuyển qua FPSO Ta có: 14,7 < Psep < Ps (psi) Đối với mỏ Hải Sư Trắng, Psep chọn có giá trị 400 psi SVTH: Nguyễn Ngọc Quang Trang 40 Chương III: Thiết kế hệ thống thu gom, xử lý dầu thơ mỏ Hải Sư Trắng Hình Đồ thị xác định hệ số lệch khí z SVTH: Nguyễn Ngọc Quang Trang 41 Chương III: Thiết kế hệ thống thu gom, xử lý dầu thô mỏ Hải Sư Trắng Tính tốn kích thước bình tách Hỗn hợp khí tồn áp suất vỉa Pe= 3639 psi nhiệt độ vỉa Te= 2280F (6880R) có thành phần sau: Thành phần khí %mol (yi) Khối lượng phân tử Ppi (psi) Tpi (0R) CO2 0,103 44 1072 548 N2 0,475 28 492 277 C1 61,44 16 673 344 C2 19,034 30 709 550 C3 18,948 44 618 666 Khối lượng phân tử hỗn hợp: Mg== 24,06 kg/kg.mol Tỷ trọng khí: γg= 24,06/28,97 =0,83 Ppi: Áp suất tới hạn thành phần khí (psi) Tpi: Nhiệt độ tới hạn thành phần khí (0R) Áp suất giả tới hạn: Ppc= = 669 (psi) Nhiệt độ giả tới hạn: Tpc= = 439 (0R) Vì thành phần CO2 khơng đáng kể nên hỗn hợp khí xem khơng chua Nhiệt độ giả giảm: Tpr = Te 688 = = 1,55 Tpc 443,9 Ppr = Pe 3639 = = 5, 44 Ppc 669 Áp suất giả giảm: Từ biểu đồ hình 3.1 ta xác định hệ số lệch khí z = 0,84 Vậy khối lượng riêng hỗn hợp khí điều kiện vỉa là: SVTH: Nguyễn Ngọc Quang Trang 42 Chương III: Thiết kế hệ thống thu gom, xử lý dầu thô mỏ Hải Sư Trắng ρ g = Pe M g z.R.Te = 3639.24, 06 = 14,12(lb / ft ) 0,84.10, 732.688 Tỷ trọng API dầu mỏ Hải Sư Trắng 0API = 38,6; 141,5 − 131,5 γ ( O / O ) o API = Suy tỷ trọng dầu 600F (15,50C) γo= 0,83 Khối lượng thể tích nước điều kiện chuẩn (600F) 62,37 lb/ft3 (999 kg/m3), khối lượng thể tích dầu 600F là: ρ0= 0,83 x 999 = 829 kg/m3 Vậy với mỏ Hải Sư Trắng ta có: Lưu lượng dòng khí qua bình tách: 10 MMSCFD Tỷ trọng khí: γg= 0,83 Khối lượng riêng khí điều kiện vỉa là: ρ0= 14,12 lb/ft3 = 226 kg/m3 Khối lượng riêng dầu 600F: ρ0= 51,75 lb/ft3 = 829 kg/m3 Khối lượng riêng khí nhiệt độ bình tách: Tsep= 750C áp suất tách Psep= 400 psi (2758 kPa) xác định sau: Nhiệt độ giả giảm : Tpr = Tsep Tpc = 626, = 1, 41 443,9 Áp suất giả giảm: Ppr = Psep Ppc = 400 = 0, 669 Từ biểu đồ hình 3.2 ta xác định hệ số lệch khí z = 0,93 ρg = Psep M g z.R.Tsep = 2758.24,12 = 24, 72( kg / m3 ) = 1,543(lbm / ft ) 0,93.8,3145.(75 + 273) SVTH: Nguyễn Ngọc Quang Trang 43 Chương III: Thiết kế hệ thống thu gom, xử lý dầu thô mỏ Hải Sư Trắng Khối lượng riêng dầu t0C xác định sau: ρ ( 20 C ) ρ o o (t c) = + β (t − 20) (công thức D.I Mendeleev) 2,638× (1,169 − ρ o ( 20°C ) × 10 −3 )   780 ≤ ρ0(200C) ≤ 860   kg/m3  −3 1,975 × 1,272 − ρ o ( 20°C ) × 10   860 < ρ0(200C) ≤ 960   ( ) kg/m βo = 10-3 x Giả sử 780 ≤ ρ0(200C) ≤ 860 (kg/m3) ta có: ρ ( 20 C ) + β (15,5 − 20) ρo (15,5 c) = o suy ρo(200C) = (1+βo(15,5-20)) ρo(15,50C) → ρo(200C) = (1+10-3.2,638.(1,169 - ρo(200C).10-3) (15,5-20)).829 → ρo(200C) = 825,6 kg/m3 (thỏa mãn điều kiện giả sử ban đầu) Để tiện cho tính tốn sau, ta lập bảng tính excel để tính tốn khối lượng riêng dầu theo nhiệt độ: t (0C) ρo (200C) β (t0C) ρo (t0C) 50 825,6 0,000906 803,757 75 825,6 0,000906 786,418 Vậy 50 C, khối lượng riêng dầu 803,76 kg/m (50,18 lb/ft3) Tại 750C, khối lượng riêng dầu 786,418 kg/m3 (49,10 lb/ft3) Hệ số nhớt động lực t (0C) là: µ 0(t SVTH: Nguyễn Ngọc Quang C) = [ A × µ o (t 0C ) A Trang 44 ] χ Chương III: Thiết kế hệ thống thu gom, xử lý dầu thô mỏ Hải Sư Trắng χ = với: 1 + a.( t − t o ) lg(A.µ o ( t 0C ) ) A, a hệ số thực nghiệm:  Nếu µo(t 0 C) ≥ 1000 mPa.s : A = 10 1/mPa.s; a = 2,52 x 10-3 1/oC  Nếu 10 ≤ µo(t  Nếu µo(t 0 C) 0 C) < 1000 mPa.s : A = 100 1/mPa.s; a = 1,44 x 10-3 1/oC < 10 mPa.s : A = 1000 1/mPa.s; a = 0,76 x 10-3 1/oC Từ liệu đầu vào ta có hệ số nhớt động lực học dầu νo (500C) = 5,51 cst →Hệ số nhớt động lực dầu 500C là: μo= νo/ ρo=5,51/803,76= 6,85.10-3 cp =6,85 mPa.s nhiệt độ bình tách 750C nên hệ số nhớt 750C là: = 0,93 + 0,76.10 ( 75 − 50) lg(1000.6,85) −3 χ = Vậy μo(750C) = , 93 [1000.6,85] 1000 = 3,69 (mPa.s) Có thể áp dụng excel tính tốn hệ số nhớt theo nhiệt độ bảng sau: t (0C) μo(500C, mPa.s) A 75 6,85 1000 SVTH: Nguyễn Ngọc Quang a 0,0007 Trang 45 χ μo(t0C, mPa.s) 0,93 3,76 Chương III: Thiết kế hệ thống thu gom, xử lý dầu thô mỏ Hải Sư Trắng a Tính tốn bình tách trọng lực theo yếu tố khí Lưu lượng khối khí: Gg= 3180.10.0,83 = 25440 (lbm/hr) Gg 3600.ρ g = 25440 = 4,6 ft / s 3600.1,543 Lưu lượng thể tích dòng khí: Qg = Tại 750C, khối lượng riêng dầu 786,42 kg/m3 (49,10 lb/ft3) Vận tốc rơi giọt chất lỏng: νd = Ks  ρo − ρ g   ρ g      0,5  49,1 − 1,543 = 0,23.  1,543   0,5 = 1,27 ft / s Ks: ft/s thơng số kích cỡ khí (0,18 đến 0,5) Tùy vào số bậc tách, dạng bình tách kinh nghiệm người thiết kế mà chọn giá trị K s cho hợp lý Vì giàn sử dụng bình tách đứng, bậc nên chọn giá trị K s tùy ý khoảng 0,23 4.k Qg π ν d Fg Đường kính bình tách: Din= Fg: Hệ số tiết diện ngang Đối với bình tách trụ đứng : Fg= k = 1,2-1,5; chọn k = 1,5 Vậy đường kính thiết kế bình tách là: 4.1,5.4,6 π 1,27.1 Din= = 2,63 ft = 31,56 in ≈ 0,8 m SVTH: Nguyễn Ngọc Quang Trang 46 Chương III: Thiết kế hệ thống thu gom, xử lý dầu thô mỏ Hải Sư Trắng Chiều cao bình tách: L = Din.4 = 0,8.4 = 3,2 m b Tính tốn bình tách trọng lực theo yếu tố lỏng (dầu) Vận tốc nâng mực chất lỏng (dầu) bình tách: νo= Qo (m / s) F d b2 ( ρ o − ρ g ) g Vận tốc lên bọt khí : ug = 18.µ o Áp dụng tương quan νo ug ta có νo< ug; suy Ql d b ( ρ o − ρ g ) g < F 18.µ o Trong đó: db = 250.10-6m đường kính trung bình bọt μo hệ số nhớt động lực dầu (Pa.s) F tiết diện ngang dòng khí lên (m2) Ql = 13000 thùng/ngày = 0,024 m/s lưu lượng thể tích dầu Thế số liệu vào cơng thức ta có: 0,024 (250.10 −6 ) ( 786,42 − 24,72).9,81 < F 18.3,76.10 −3 Suy F >3,5 Mà bình tách ta thiết kế bình tách trụ đứng,nên F = π.(Din)2/4 Suy Din >2,1 m Vì tính chất nhỏ gọn thiết bị giàn đầu giếng nên đường kính bình tách khoảng m (80 in) phù hợp Chiều cao bình tách : L = Din.3 = 2.3= m SVTH: Nguyễn Ngọc Quang Trang 47 Chương III: Thiết kế hệ thống thu gom, xử lý dầu thô mỏ Hải Sư Trắng 3.3 Công nghệ xử lý dầu khí 3.3.1 Cơng nghệ tách khí cặn học Sản phẩm khai thác từ giếng dầu dầu Dầu khai thác lên từ giếng khoan có chứa nước vỉa, khí (dầu) đồng hành, tạp chất rắn (vụn đá, ximăng đông cứng) Về mặt kỹ thuật kinh tế, dầu phải xử lý đặc biệt để khử nước, khử muối tách khí, loại bỏ hạt rắn để đạt hiệu cao Phương pháp tách cặn học thường sử dụng phương pháp lắng Quy trình làm việc: Dầu thơ vào bể chứa chuyển động vách ngăn nghiêng theo hướng từ lên cặn lắng xuống đáy bể Cặn tích lũy vùng chứa cặn thải theo chu kỳ van xả cặn Nếu kích thước tạp chất bé thời gian lắng lâu,hiệu không cao Để giảm thời gian lắng, người ta dùng biện pháp gia nhiệt để giảm độ nhớt, nhiệt độ thường trì khoảng 500C đến 600C để tránh bị mát dầu bay Thực nghiệm biết thời gian lắng từ 1,5 đến tiếng hiệu Nếu trì áp suất cao, ta nâng cao nhiệt độ lắng mà khơng sợ mát áp suất lúc thấp so với trường hợp dùng áp suất thấp Các phương pháp tách khí thường sử dụng: Các giải pháp học: Dao động, va đập, lắng lực ly tâm - Các rung động có kiểm sốt tác động lên hỗn hợp làm giảm sức căng bề mặt độ nhớt dầu giúp cho q trình tách khí dễ dàng - Q trình va đập: Hỗn hợp dầu khí vào bình tách, nhờ chi tiết tao va đập bình tao va đập làm phân tán dầu cho khí ra, chắn bố trí đường lắng dầu để trải dầu thành lớp mỏng đường chảy xuống phần lắng làm tăng hiểu tách bọt khí - Quá trình lắng: Quá trình cần khoảng thời gian đủ để khí tự tách khỏi dầu - Dưới tác dụng lực ly tâm dầu nặng giữ lại thành bình tách, khí chiếm vị trí bình tách Giải pháp nhiệt (áp dụng cho bể chứa công nghệ) Nhiệt đóng vai trò làm giảm sức căng bề mặt bọt khí giảm độ nhớt dầu Phương pháp hiệu để làm nóng dầu thơ cho chúng qua nước nóng SVTH: Nguyễn Ngọc Quang Trang 48 Chương III: Thiết kế hệ thống thu gom, xử lý dầu thô mỏ Hải Sư Trắng Trước hết dầu phân tán thành tia mạch nhỏ để tăng khả tiếp xúc dầu với nước nóng, chảy qua nước nóng lên, kết hợp với rung động bọt khí ngưng tụ tách khỏi dầu Giải pháp hóa học Tác dụng hóa chất làm giảm sức căng bề mặt, làm giảm xu hướng tạo bọt dầu tăng khả tách khí Một số hóa chất thường dùng như: Cetyl trimetylammonium bromua (CTAB), Ankyl benzen sulfonat, Cocamidopropyl betain, Benzalkonium clorua (BAC)… Lựa chọn phương pháp hóa phẩm khử nhũ 3.3.2 Các phương pháp khử nhũ thường sử dụng : Phương pháp tách trọng lực bình tách Dựa vào chênh lệch khối lượng thể tích dầu nước,dùng bình tách ( 1,2…pha) bể chứa ( phần lắng ) thời gian lưu lại ổn địng lâu Đây phương pháp xử lý nhũ đơn giản dễ sử dụng Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu phương pháp này: - Thời gian lắng đọng nhũ te = 2,5 đến tiếng Nhiệt độ nhũ T = 300C đến 400C Lượng hóa phẩm khữ nhũ qde = 20 đến 30 g/T Hàm lượng nước hàm lượng muối lại dầu sau thời gian lắng đọng (Ww)o = 0,2 đến mg/l ; (Wsal)o = 50 đến 1000 mg/l Phương pháp sử dụng hóa phẩm khử nhũ Đây phương pháp phổ biến,ứng dụng rộng rãi mỏ khai thác dầu hóa phẩm khử nhũ dễ thích ứng với nhũ, giá phù hợp, làm tối thiểu hóa lượng nhiệt thời gian lắng đọng theo yêu cầu Hóa phẩm cho vào nhũ tương làm trung hòa chất tạo nhũ ( tác nhân gây nhũ), cho phép giọt chất lỏng phân tán nhũ kết hợp lại thành giọt có kích thước lớn lắng xuống, tách khỏi mạng lưới phân tán Để cho chất phá nhũ hoạt động phải được: • • Bơm ép vào nhũ Sau trộn lẫn phân tán vào tất màng bảo vệ bao bọc xung quanh giọt chất lỏng phân tán SVTH: Nguyễn Ngọc Quang Trang 49 Chương III: Thiết kế hệ thống thu gom, xử lý dầu thơ mỏ Hải Sư Trắng • Thay vơ hiệu hóa chất tạo nhũ bề mặt phân tán Việc lựa chọn hóa phẩm tiến hành phòng thí nghiệm phụ thuộc vào tính chất dầu cần xử lý điều kiện áp suất, nhiệt độ v.v Tiêu chí lựa chọn hóa phẩm bao gồm chất lượng hóa phẩm, lưu lượng sử dụng giá thành Một số hoá phẩm gây phản ứng thích hợp nhũ tương thuận “ nước dầu” thường sử dụng là: thường sử dụng : + Polyglycol esters + Chất nhựa dẫn suất có phân tử lượng nhỏ + Chất nhựa dẫn suất có phân tử lượng cao + Sulfonates + Dầu polime hoá ester + Condensate Alkanolamin + Phenol Oxyalkynate + Chất dẫn suất polyamine Phương pháp khử nhũ hóa nhiệt Phá hủy nhũ tương trường hợp thực cách sử dụng chất hoạt động bề mặt có tác dụng chất phá nhũ Cetyl trimetylammonium bromua (CTAB), Natri dodecyl sulfat (SDS), Ankyl poly(etylen oxit), Dodecyl betain….Các chất phá nhũ tốt chất phá nhũ hiệu cao, liều lượng thấp, sẵn có, khơng ăn mòn thiết bị, khơng làm thay đổi tính chất dầu, khơng độc dễ tách khỏi nước Sơ đồ công nghệ phá nhũ phương pháp hóa nhiệt trình bày hình 3.2 SVTH: Nguyễn Ngọc Quang Trang 50 Chương III: Thiết kế hệ thống thu gom, xử lý dầu thô mỏ Hải Sư Trắng Hình Sơ đồ cơng nghệ phá nhũ nhiệt hóa dầu 1-Bộ trao đổi nhiệt; - thiết bị nung nóng hơi; - bể lắng I-Dầu nguyên liệu; II-chất phá nhũ; III-nước mới; IV-dầu loại nước; V-hơi nước; VI-nước tách 3.3.3 Công nghệ xử lý giảm nhiệt độ đông đặc parafin Các phân tích chất lưu từ giếng mỏ Hải Sư Trắng nghiên cứu đảm bảo dòng chảy Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) thực để cung cấp thông số cho việc xử lý dầu thơ Hình 3 Các điểm đặc trưng chất lỏng giếng Hải Sư Trắng 1X Thông số Giá trị Hàm lượng Asphalten (%wt) 0,13 Hàm lượng Paraffin 210C (%wt) 10,58 Hàm lượng chất lắng đọng (%wt) 15,6 Điểm đông đặc (0C) 24-27 Nhiệt độ tạo lắng đọng (0C) Tốc độ lắng đọng 200C (kg/m2/day) Độ nhớt 500C (cSt) Độ nhớt 750C (cSt) 31 14,85 4,51 3,51 Đề nghị Khơng có vấn đề Asphalten Bơm chất PPD theo yêu cầu để giảm điểm đông đặc, độ nhớt giới hạn chảy Một số hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc, độ nhớt giới hạn chảy (PPD - Pour Point Depressant ) thông thường chọn như: ES-3363 (1500 ppm), DM-3X (1000 – 1500 ppm), L-1074 (1000 – 1500 ppm), VX-7484 (1000 ppm) Công dụng chất làm giảm nhiệt độ đông đặc, giảm độ nhớt, ức chế trình lắng đọng paraffin/wax (tạo trạng thái lơ lửng mà không gây lắng đọng paraffin/wax) Pour point điểm chảy dầu (tức nhiệt độ thấp pour point dầu chảy được, ngược lại cao dầu từ trạng thái đơng đặc sang trạng thái chảy được) Ngồi sử dụng hóa chất khác với lượng nhỏ *Ghi chú: Đơn vị ppm (part per million: phần triệu), tức phần hóa chất triệu phần dầu cần xử lý, ví dụ PPD = 500 ppm = 500 lit/1000 m dầu, tương đương với lit/2 m3 dầu hay 500 cm3 hóa phẩm 1m3 dầu SVTH: Nguyễn Ngọc Quang Trang 51 Chương III: Thiết kế hệ thống thu gom, xử lý dầu thô mỏ Hải Sư Trắng SVTH: Nguyễn Ngọc Quang Trang 52 Đồ Án Môn Học KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Yêu cầu đặt cho hệ thống thu gom, xử lý dầu khí ngày cao Cần có hệ thống thu gom hiệu suất cao nhất, phù hợp với điều kiện khí hậu, địa chất, trữ lượng mà phải kinh tế đảm bảo an toàn Yếu tố kinh tế thước đo quan trọng để đánh giá khả thi dự án đòi hỏi thơng số phải tính tốn xác nhân với hệ số an tồn hợp lý Do việc hiểu biết đắn hệ thống quan trọng Đồ án tập trung vào thiết kế thơng số số phận hệ thống thu gom, xử lý dầu khí Đồ án trình bày rõ ràng cụ thể phương pháp phân tích lựa chọn bậc tách, áp suất tách bình tách, tính tốn thơng số bình tách bề dày,chiều cao bình, quy trình cơng nghệ xử lý dầu khí Cơ sở lý thuyết cụ thể tính chất dầu trình bày giúp người đọc dễ dàng nắm bắt phân tích thơng số dầu tính tốn thơng số khối lượng riêng, độ nhớt điều kiện khác (điều kiện chuẩn, vỉa, bề mặt ) Từ kết việc tìm hiểu, phân tích thiết kế cho hệ thống thu gom, xử lý dầu khí, đồ án rút số kết luận sau:  Phương pháp tính tốn bình tách lựa chọn cho khả thi phù hợp với điều kiện thực tế  Hóa phẩm sử dụng cho dầu phụ thuộc chủ yếu vào việc phân tích đặc tính có dầu hệ thống thu gom  Tất phân tích để chọn lựa thông số thiết bị thể phần tính an tồn kinh tế Những kiến nghị:  Tiến hành thí nghiệm hóa phẩm nhằm xác định lưu lượng sử dụng cần thiết đánh giá tác dụng thời gian sử dụng  So sánh kết phương pháp khác đồ án với kết phương pháp khác thực tế để đưa ưu, khuyết điểm đồ án SVTH: Nguyễn Ngọc Quang Trang 53 Đồ Án Môn Học TÀI LIỆU THAM KHẢO Thái Võ Trang Bài giảng môn học: “Thu gom,xử lý vận chuyển dầu & khí,2011” Phùng đình thực Xử lý vận chuyển dầu mỏ Nhà xuất đại học quốc gia TP.HCM, 2001 Giáo trình cơng nghệ khí – Hồng Trọng Quang, Hà Quốc Việt Luận văn tốt nghiệp khóa trước, trường đại học Bách Khoa, khoa Kĩ thuật Địa chất Dầu khí Tài liệu tham khảo internet SVTH: Nguyễn Ngọc Quang Trang 54 ... lý dầu khí Việt Nam CHƯƠNG I TỔNG QUAN VỀ THU GOM VÀ XỬ LÝ DẦU KHÍ TẠI VIỆT NAM 1.1 Hệ thống thu gom, xử lí vận chuyển dầu khí phân loại 1.1.1 Cấu tạo chung hệ thống thu gom Thu gom dầu khí q... quan thu gom xử lý dầu khí Việt Nam Module tách dầu khí – nước: - Dòng sản phẩm từ vỉa lên bao gồm chất lỏng, khí, nước, hạt rắn, phải có bình tách để tách riêng dầu khí nước • Module xử lý nước... lý dầu thơ CHƯƠNG II CƠ SỞ LÝ THUYẾT TÍNH TỐN THIẾT KẾ HỆ THỐNG THU GOM, XỬ LÝ DẦU THÔ Hệ thống thu gom Dầu thô khai thác hỗn hợp nhiều chất: Dầu, khí, nước, paraffin tạp chất khác Để lấy dầu