3.1.1. Quy trình xử lý
Dầu thơ khai thác từ mỏ là một sản phẩm chứa hỗn hợp dầu-khí-nƣớc, các tạp chất cơ học và một số thành phần khác. Dầu khai thác từ các giếng đƣợc thu gom và xử lý tập trung để tạo dầu thƣơng phẩm, khí đồng hành, tách nƣớc và các chất cặn khác. Q trình đó đƣợc thực hiện nhờ hệ thống thu gom và xử lý.
Việc thu gom dầu thơ có thể nhờ áp lực miệng giếng Pm, sự chênh lệch địa hình giữa đầu vào và đầu ra của đƣờng ống H hoặc dùng máy bơm Ppump. Quy trình thu gom phải đƣợc tiến hành đồng thời với việc đo lƣu lƣợng từng giếng nhằm hiệu chỉnh các thông số thiết kế khai thác, kiểm tra và điều chỉnh khai thác toàn bộ mỏ.
Hiện nay, việc thu gom và xử lý khơng cịn là hai q trình riêng biệt mà là một hệ thống các q trình cơng nghệ khép kín. Hệ thống thu gom và xử lý dầu khí hiện đại là một tổ hợp phức tạp, liên hoàn bao gồm các đƣờng ống dẫn và thiết bị cơng nghệ tự động hóa cao. Hệ thống này phải đảm bảo các yêu cầu cơ bản sau:
- Tránh thất thốt khí đồng hành và các thành phần nhẹ của dầu do bị bốc hơi trên đƣờng vận chuyển.
- Không làm ô nhiễm môi trƣờng do dầu tràn hoặc nƣớc thải. - Các chỉ số kinh tế, kỹ thuật cao của tồn hệ thống.
Chi phí cho các cơng trình và hệ thống đƣờng ống phục vụ thu gom và xử lý dầu – khí thƣờng chiếm khoảng 50% vốn đầu tƣ trong cơng nghiệp dầu khí. Việc sử dụng thiết bị dƣới dạng mơ đun làm giảm chi phí và rút ngắn thời gian
động hóa tồn bộ quy trình cơng nghệ, linh hoạt trong việc tăng giảm công suất (lắp đặt bổ sung hay tháo dỡ các mơ đun riêng lẻ) phù hợp với tình trạng khai thác dầu, độ ô nhiễm nƣớc của sản phẩm theo thời gian.
Để giảm chi phí, cần xác định số lƣợng, kích thƣớc và cách bố trí các bình tách, các thiết bị cơng nghệ, các đƣờng ống trong hệ thống thu gom và xử lý dầu có tính đến các đặc điểm khu vực và sử dụng hợp lý nguồn năng lƣợng cao của giếng dầu.
3.1.2. Quy trình vận chuyển hỗn hợp dầu tại mỏ Bạch Hổ
Mỏ Bạch Hổ nằm trong bể Cửu Long do XNLD “Vietsovpetro” điều hành và đƣợc đƣa vào khai thác từ năm 1986.
Ở khu vực phía Bắc của mỏ, dầu đƣợc khai thác từ tầng móng, Oligoxen dƣới và Mioxen dƣới. Ở đây, ngƣời ta xây dựng các giàn khoan cố định để khoan tối đa 16 giếng bằng kỹ thuật khoan định hƣớng, giàn đồng thời là trạm thu gom khu vực.
Ở khu vực trung tâm ngƣời ta xây dựng các giàn nhẹ. Sản phẩm khai thác từ giàn nhẹ ở dạng hỗn hợp dầu khí hay dầu bão hịa khí đƣợc vận chuyển về giàn cơng nghệ trung tâm số 2 (CTP-2), số 3 (CTP-3) để tách khí và tách nƣớc triệt để. Các giàn nhẹ thƣờng đƣợc xem là các cụm đầu giếng, việc thu gom đƣợc thực hiện theo nguyên tắc kín, khí chỉ đƣợc tách sơ bộ để đo và hỗn hợp sẽ tự chảy về giàn công nghệ trung tâm.
Chi tiết về quá trình thu gom sản phẩm khai thác ở mỏ Bạch Hổ đƣợc tiến hành nhƣ sau: Sản phẩm khai thác trên BK-1, BK-2 và BK-3 đƣợc đƣa về CTP- 2 để tách khí và tách nƣớc. Sau đó dầu đã đƣợc tách khi và nƣớc đƣợc bơm đến kho nổi chứa-xuất dầu số 1 (UBN-1) “Ba Vì”, một phần theo chu kỳ đƣợc chuyển đi UBN-4 “Vietsovpetro- 01”. Sản phẩm từ BK - 4,5,6,8 và 9 theo các đƣờng ống bọc cách nhiệt đƣợc vận chuyển về CTP-3. Sau khi đƣợc tách khí và
Bạch Hổ đã tiến hành thử nghiệm công nghiệp vận chuyển sản phẩm không dùng máy bơm từ giàn cố định MSP-7 về MSP-5 và từ MSP-6 về MSP-4, sau đó hỗn hợp dầu bão hịa khí đƣợc tách khí triệt để và bơm về UBN.
Việc thu gom sản phẩm các MSP phía bắc mỏ Bạch Hổ đƣợc thực hiện nhƣ sau: Trƣớc khi đƣa đƣờng ống bọc cách nhiệt MSP-4→MSP-9 vào làm việc, dầu từ các MSP phía Bắc (MSP-3,4,5,6,7,8) đƣợc bơm theo tuyến đƣờng ống MSP-7→ MSP-5→MSP-3→MSP-4→MSP-8 qua MSP-1, BK-2 và giàn ống đứng CTP-3 sang UBN-4 “Vietsovptro-01”. Sau khi đƣa tuyến đƣờng ống bọc cách nhiệt từ MSP-4→MSP-9 vào làm việc, việc thu gom dầu trong nội mỏ có sự thay đổi. Hỗn hợp dầu bão hịa khí đƣợc vận chuyển từ MSP-6→MSP-4, sau khi tách khí cùng với sản phẩm của MSP-4 đƣợc bơm sang MSP-9 theo tuyến ống MSP-4→MSP-9. Cùng đến MSP-9 cịn có sản phẩm đã tách khí của MSP-3,5,7 và MSP-10,11. Từ MSP-9 dịng sản phẩm sẽ đi theo tuyến ống MSP- 9→BK-3→CTP-2 sau đó đƣợc đƣa đến UBN-1 “Ba Vì”. Sản phẩm của MSP-1 và BK-7 đƣợc tách khí trên MSP-1 sau đó đƣợc bơm trực tiếp đến UBN-1. Vào cuối tháng 4 năm 2006 ,sau khi xảy ra sự cố vỡ đƣờng ống dẫn dầu từ MSP- 3→MSP-4, việc thu gom dầu trong khu vực nội mỏ đã có sự thay đổi. Hỗn hợp dầu bão hịa khí từ MSP-6 đƣợc vận chuyển sang MSP-4 để tách khí cùng với sản phẩm trên MSP-4, sau đó đƣợc bơm sang MSP-9 theo tuyến đƣờng ống MSP-4→MSP-9. Hỗn hợp dầu bão hịa khí từ MSP-7 đƣợc vận chuyển sang MSP-5 để tách khí. Sản phẩm của MSP-5,7 sau khi tách khí cùng với sản phẩm của MSP-3 đƣợc bơm qua MSP-9 theo tuyến đƣờng ống MSP-5→MSP- 10→MSP-9, sau đó cùng với sản phẩm đã tách khí của MSP-9,10,11,4 và MSP- 6 đƣợc vận chuyển đến CTP-2. Sản phẩm của MSP-8 sau khi tách khí đƣợc bơm về MSP-1, cùng với sản phẩm của MSP-1 chuyển sang CTP-3 để xử lý tiếp theo bơm sang UBN-4 “Vietsovpetro-01”.
khí đến từ các MSP để tách khí và nƣớc sơ bộ trong bình tách ba pha, sau đó chất lỏng đƣợc đƣa qua bình tách nƣớc sử dụng điện trƣờng cao để tách nƣớc triệt để. Dầu thƣơng phẩm từ CTP-2 và CTP-3 đƣợc bơm đi UBN-4, UBN-1, trong trƣờng hợp cần thiết có thể bơm sang UBN-3.
Tại các tàu chứa, dầu tiếp tục đƣợc xử lý để tách khí, tách nƣớc. Trên tất cả các UBN công nghệ xử lý dầu đến chất lƣợng thƣơng phẩm đƣợc thực hiện bằng phƣơng pháp lắng đọng trong bể cơng nghệ ở nhiệt độ 50÷600
C. Ngồi ra, trên UBN-3 “Chí Linh” cịn lắp đặt thêm thiết bị tách nƣớc sử dụng điện trƣờng cao. Dầu đƣợc xử lý nƣớc tới hàm lƣợng 0,5 %, nƣớc sau khi xử lý sẽ xả ra biển. Mỏ Bạch Hổ hiện có 02 giàn nén khí: giàn nén nhỏ (MSK) ỏ cạnh MSP-4 và giàn nén lớn (CKP) bên cạnh CTP-2. Khí cao áp từ các MSP phía Bắc đƣợc đƣa về MSK, cịn CKP thu nhận khí cao áp của MSP-1,8,9,10 và MSP-11, BK- 3,4,5,6,8, CTP-2 và CTP-3. Trên các MSP, khí bậc một đã đƣợc thu gom, cịn khí bậc tách thứ hai (trong bình 100m3) hiện đốt bỏ trên fakel của MSP. Khí bậc tách 1 trên CTP-2 và CTP-3 đƣợc thu gom thẳng về CKP mà không sử dụng máy nén khí. Trên CKP và MSK, khí đƣợc xử lý và nén lên áp suất khoảng 120at, sau đó theo đƣờng ống ngầm đƣợc vận chuyển về nhà máy chế biến khí trên bờ.
3.2. Quy trình vận hành hệ thống trong công tác thu gom và vận chuyển hỗn hợp dầu khí khu nội mỏ Bạch Hổ .
3.2.1. Mục đích và nhiệm vụ của hệ thống thu gom
Dầu thô khai thác lên là hỗn hợp của nhiều chất : dầu, khí, nƣớc, paraffin và nhiều tạp chất khác. Để lấy đƣợc dầu thƣơng phẩm và vận chuyển đƣợc ta phải xây dựng hệ thống thu gom và xử lý thơng qua hệ thống các bình tách và hệ thống đƣờng ống trong khu vực mỏ.
Hình 3.1: Sơ đồ nguyên lý của bình C1.
Trong quá trình làm việc, thợ vận hành thiết bi phải tiến hành kiểm tra thƣờng xun các thơng số làm việc của bình C1 nhƣ: mực chất lỏng trong bình, áp suất làm việc phải nằm trong giới hạn cho phép của nhà sản xuất và phù hợp
thuật tốt, vận hành an toàn, nâng cao độ tin cậy và kéo dài tuổi thọ hoạt động. Hàng ngày thợ khai thác phải kiểm tra định kỳ 4 giờ/lần và ghi các thơng số làm việc của bình vào sổ theo dõi cơng nghệ khai thác. Đốc công khai thác phải ghi các thông số làm việc của bình trong báo cáo hàng ngày gửi về XNKTDK.
Định kỳ 3 tháng/lần phải tiến hành hiệu chỉnh áp suất làm việc của van an toàn theo lịch đã đƣợc duyệt.
Một số sự cố thƣờng gặp đối với bình C1 trong quá trình làm việc:
+ Mực chất lỏng cao: Các nguyên nhân có thể xảy ra nhƣ hƣ cột mức, van điều chỉnh mực chất lỏng hoạt động khơng ổn định thì ta cần điều chỉnh lại chế độ làm việc của bình.
+ Mực chất lỏng thấp: các nguyên nhân có thể xảy ra bao gồm: van điều chỉnh mức LCV-501 hoạt động khơng ổn định, van SDV-502 đóng sự cố, mất khí nguồn ni cho SDV-502.
+ Áp suất bình cao: các nguyên nhân có thể xảy ra bao gồm : Van điều chỉnh áp suất PCV-501 làm việc không ổn định, mất khí nguồn ni cho van PCV-501.
3.2.2.3. Cấu tạo và hoạt động của bình tách C2
Bình tách chịu áp lực C2 trong quá trình vận hành phải tuân thủ các tiêu chuẩn kỹ thật an tồn về bình chịu áp lực. Phải đƣợc cơ quan nhà nƣớc có thẩm quyền tiến hành khám nghiệm kỹ thuật trƣớc khi đƣa vào sử dụng, trong quá trình sử dụng và điều tra sự cố theo đúng quy định. Các van an tồn của các bình phải đƣợc hiệu chỉnh đúng quy định trƣớc khi đƣa vào vận hành. Trong thời gian làm việc sẽ đƣợc hiệu chỉnh theo lịch mỗi quý một lần.Việc khám nghiệm định kỳ các bình phải theo đúng thời gian quy định.
vận chuyển dầu khí trong q trình khai thác tại mỏ Bạch Hổ.
3.3.1. Bất cập trong quy trình vận hành hệ thống thu gom và xử lý dầu khí 3.3.1.1 Tách dầu thơ có bọt
Khi áp suất giảm tới một mức độ nào đó, những bọt khí đƣợc bao bọc bởi một lớp dầu mỏng khi có khí hịa tan trong dầu. Điều này gây nên hiện tƣợng bọt, váng hoặc bị tán xạ lơ lửng trong dầu và tạo nên những chất gọi là bọt dầu. Độ nhớt và sức căng bề mặt của dầu có thể giữ khí trong dầu và gây tạo bọt trong dầu. Dầu thô sẽ dễ dàng tạo bọt khí khi ở các điều kiện sau:
- Tỷ trọng API < 40o API - Nhiệt độ làm việc < 160o
F - Dầu thơ có độ nhớt > 53Cp
Bọt dầu sẽ làm giảm đáng kể năng suất bình tách bởi vì thời gian lƣu trữ cần thiết để tách hết lƣợng bọt trong dầu thô càng dài. Dầu chứa bọt không thể đo chính xác bằng đồng hồ hay bình đo thể tích theo một quy ƣớc nào đó. Những khó khăn kết hợp với sự tách khơng hồn tồn dầu khí để nhấn mạnh sự cần thiết cho các phƣơng pháp và thiết bị đặc biệt trong xử lý bọt. Sự khuấy nhẹ chất lƣu, hỗ trợ trong việc tách khí khỏi dầu và làm vỡ bọt khi dòng chảy đi qua thiết bị đầu vào. Những cái đĩa khử bọt đƣợc lắp đặt từ cuối đầu vào tới cuối đầu ra của bình tách, chúng đƣợc đặt cách nhau 4 inch tạo thành một hình chóp ở tâm theo chiều đứng của bình. Những đĩa này đƣợc nhúng trong dầu, hỗ trợ cho việc khuấy khí khơng hịa tan trong dầu và làm vỡ bọt khí trong dầu. Những đĩa trên bề mặt phân cách dầu khí thuộc phần chứa khí của bình dùng để lọc các chất lỏng từ khí làm vỡ những bọt cịn lại trong khoang chứa khí của bình. Màng ngăn dạng lƣới này dày 6 inch đặt ở cửa ra của khí lọc tiếp phần sƣơng dầu cịn lại trong khí và làm vỡ những bọt dầu cịn sót lại trong đó. Bình tách đứng dùng để xử lý những bọt dầu thơ. Khi dầu chảy xuống đĩa thì bọt bị biến dạng và vỡ ra. Kiểu này có thể tăng hiệu suất của bình tách trong xử lý bọt dầu từ 10 – 15%.
nung nóng, hóa chất và lực ly tâm. Những nhân tố này cũng dùng để tách khí sủi bọt trong dầu. Những kiểu bình tách sử dụng trong việc xử lý bọt dầu thô vừa đƣợc cải tiến, chúng đƣợc sản xuất ở nhiều nơi khác nhau và một số bình đƣợc thiết kế cho những ứng dụng riêng.
3.3.1.2. Lắng đọng parafin
Parafin lắng đọng trong thiết bị tách làm giảm hiệu suất tách của thiết bị và nó có thể lắng đọng cục bộ trong bình cản trở hoạt động của màng chiết.
Để loại trừ ảnh hƣởng của parafin lắng đọng có thể dùng hơi nóng hoặc dung mơi hịa tan hồn tồn parafin.
Giải pháp tốt nhất là ngăn cản sự lắng đọng ban đầu của nó bằng nhiệt hay hóa chất. Một phƣơng pháp khác là phủ toàn bộ bên trong của bình một lớp nhựa (phù hợp mọi thời điểm). Độ nặng của parafin sẽ làm nó rơi khỏi bề mặt trƣớc khi tụ lại một lớp dày đến mức gây hại.
3.3.1.3. Cát, bùn, cặn khoan, muối và các tạp chất khác
Nếu dòng chất lƣu đi lên chứa một lƣợng đáng kể cát và các vật liệu khác thì cần phải loại bỏ chúng trƣớc khi đƣa chúng vào đƣờng ống. Những hạt cát vừa với số lƣợng nhỏ có thể loại bỏ bằng lắng đọng trong bình đứng với một cái phễu dƣới đáy và loại bỏ chúng theo định kỳ. Muối có thể loại bỏ chúng bằng cách cho thêm nƣớc vào trong dầu và khi muối hịa tan thì nƣớc đƣợc tách khỏi dầu và xả ra ngồi.
3.3.1.4. Chất lỏng ăn mịn
Chất lỏng giếng có chứa các tạp chất gây ăn mòn, sự ăn mịn này có thể gây ngƣng hoạt động của bình tách. Chất lƣu trong giếng dễ gây rỉ sét nhất là nƣớc và H2S, CO2. Hai loại khí này có thể tồn tại trong bình tách với số lƣợng lớn từ 40 – 50% thể tích khí. Trong khí tự nhiên có chứa một hàm lƣợng nƣớc nào đó, hàm lƣợng này có thể thấp hơn hoặc cao hơn mức bão hòa. Sự tạo thành nƣớc tự do cùng với sự giảm áp suất và nhiệt độ sẽ tạo thành hydrat nếu nhiệt độ
giảm diện tích chảy của khí làm rỉ sét đƣờng ống vì nƣớc là chất gây rỉ sét mạnh. Khí chua gây ra rỉ sét khi gặp nƣớc trong đƣờng ống, hơn nữa khi cháy nó tạo thành SO rất độc. Trong khí có CO nhƣng khơng hại bằng H2S, và cũng có đặc tính rỉ sét khi có sự hiện diện của nƣớc. Nó là khí khơng cháy đƣợc nên nó làm giảm nhiệt lƣợng của khí tự nhiên và càng nghiêm trọng nếu lƣợng nƣớc lớn.
3.3.2. Bất cập trong việc vận chuyển dầu khí.
Việc vận chuyển dầu bằng đƣờng ống cho thấy, khả năng vận chuyển phụ thuộc vào tính chất lý hóa, tính chất lƣu biến của chất lƣu và các đặc tính đƣờng ống xây dựng để vận chuyển.
Dầu khai thác ở các mỏ ở thềm lục địa Nam Việt Nam có hàm lƣợng paraffin, nhiệt độ đơng đặc và độ nhớt cao. Nhiệt độ môi trƣờng nƣớc biển luôn thấp hơn nhiệt độ đông đặc của dầu từ 5 đến 10oC. Tốc độ lắng đọng paraffin trong đƣờng ống diễn ra rất mạnh mẽ, gây nguy cơ làm tắc nghẽn đƣờng ống vận chuyển.
Hầu hết các mỏ đang khai thác tại thềm lục địa Nam Việt Nam có trữ lƣợng ở mức trung bình và nhỏ với các cơng trình khai thác kết nối nằm rải rác ở các vị trí có khoảng cách từ 1 đến 25 km.
Hệ thống đƣờng ống nội mỏ đƣợc xây dựng ngầm dƣới đáy biển, nối liền các giàn cố định MSP với nhau và với FSO, với khoảng cách khác nhau giữa các