Cấu trúc luận văn gồm 4 chương chính:
Khảo sát và hiệu chỉnh các thông số công nghệ giàn nén khí MKC
Học viên: Hoàng Minh Hiếu xix
Chương 1: Tổng quan về hệ thống công nghệ giàn nén khí MKC là đối tượng nghiên cứu
Chương 2: Cơ sở lý thuyết về hiệu chỉnh các thông số và phép hồi quy thực nghiệm
Chương 3: Xây dựng mô hình mô phỏng dựa theo thiết kế ban đầu và hiệu chỉnh về mô hình mô phỏng ở điều kiện hiện tại dựa trên số liệu thực tế
Các phụ lục đính kèm Phụ lục A: Thành phần mole thực tế quý III, 2014 Phụ lục B: Kết quả so sánh mô hình mô phỏng so với Basis of Design Phụ lục C: Số liệu thu thập từ thực tế
Phụ lục D: Scadal sơ đồ công nghệ tại phòng điều khiển giàn nén khí MKC Phụ lục E: Mô hình mô phỏng theo thiết kế và mô hình thực tế đã hiệu chỉnh Phụ lục F: Các công cụ mô phỏng trong HYSYS.
Khảo sát và hiệu chỉnh các thông số công nghệ giàn nén khí MKC
Học viên: Hoàng Minh Hiếu 1
TỔNG QUAN HỆ THỐNG CÔNG NGHỆ DẦU KHÍ
Đôi nét về mỏ Bạch Hổ
Bạch Hổ là mỏ dầu khí lớn nhất trên thêm lục địa Việt Nam thuộc Bồn trũng Cửu Long và mỏ đứng hàng thứ 3 ở khu vực Tây Bắc cung Thái Bình Dương (bao gồm: Nhật Bản, Trung Quốc và các nước Asean), chỉ đứng sau mỏ Đại Khánh của Trung Quốc (phát hiện 1959) và mỏ Minas của Indonesia (phát hiện năm 1944). Mỏ nằm ở vị trí Đông Nam, cách bờ biển Vũng Tàu khoảng 130 km. Đây là mỏ cung cấp dầu mỏ chủ yếu cho Việt Nam (Hình 1.1).
Các thân chứa sản phẩm của mỏ được phát hiện năm 1975 (các thân chứa dầu tuổi Mioxen), năm 1984 (các thân cát chứa dầu tuổi Oligoxen) và đặc biệt thân dầu lớn nhất trong đá móng nứt nẻ tuổi Mezozoi (năm 1987) với chiều cao thân dầu gần 2000 mét.
Đơn vị khai thác và quản lý mỏ này là Liên doanh Việt – Nga, Vietsovpetro thuộc Tập đoàn Quốc gia Việt Nam. Mỏ thuộc lô 09-1, bên cạnh đó còn có nhiều mỏ khác cũng nằm trong bồn trũng Cửu Long: Hoàn Vũ JOC (lô 09-3), Hoàng Long JOC (lô 16-2), Rạng Đông (lô 15-2), Sói Nâu, Sói Vàng, Sói Đen, Sói Trắng, Ruby…
Cho đến nay, hơn 30 năm hoạt động mỏ Bạch Hổ đã xây dựng các công trình sau:
10 giàn MSP (1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11); 01 giàn công nghệ trung tâm CTP- 2; 07 giàn nhẹ BK (1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 15); 03 trạm rót dầu không bến UBN 1, UBN 2, UBN3; 01 giàn nén khí lớn; 01 giàn nén khí nhỏ (MKC); 01 giàn bơm ép vỉa; 03 giàn khoan tự nâng (Jakup) để phục vụ khoan khai thác, thăm dò; v.v…
Tất cả các công trình được kết nối thành một hệ thống đường ống ngầm nội mỏ, liên mỏ dài trên 400 km.
Hình 1.1. Sơ đồ vị trí mỏ Bạch Hổ (theo
Liên doanh Việt Nga, Vietsovpetro)
Khảo sát và hiệu chỉnh các thông số công nghệ giàn nén khí MKC
Học viên: Hoàng Minh Hiếu 2
Từ mỏ Bạch Hổ có đường dẫn khí đồng hành vào bờ cung cấp cho nhà máy hóa lỏng Dinh Cố, nhà máy điện Bà Rịa và Trung tâm điện lực Phú Mỹ.
Ban đầu mới khai thác, dầu mỏ được khai thác chủ yếu bằng phương pháp tự phun, theo thời gian năng lượng vỉa giảm dần nên phương pháp khai thác dầu bằng gazlift được hình thành và phổ biến về sau này. Phương pháp này dùng khí nén ở áp suất cao được cấp bởi các giàn nén khí dưới sự quản lý của Xí nghiệp khai thác các Công trình khí quản lý. Ba giàn nén khí đang hoạt động ngoài khơi phải kể đến giàn nén khí Trung tâm (CCP) – phía Nam mỏ Bạch Hổ; giàn nén khí nhỏ (MKC), phía Bắc mỏ Bạch Hổ và một giàn nén khí mới được đưa vào vận hành là giàn nén Rồng (DRG) – mỏ Rồng – Đồi Mồi.
Hệ thống công nghệ dầu khí Giới thiệu
Hệ thống thiết bị khai thác và xử lý dầu khí là hệ thống sơ đồ công nghệ phức tạp và luôn biến đổi theo thời gian. Phần lớn các hệ thống dầu khí đều có các module chung như Hình 1.2. Chúng được cấu tạo từ các module có chức năng và nhiệm vụ khác nhau.
Hình 1.2. Hệ thống thu gom, xử lý, chế biến dầu khí [3]
Water Oil
Gas Cap or Associated Gas
Non-associated Gas
Water Water
Gas Well
Gas Well Oil
Production Well Seperators Gas Solution Gaslift
Compression (Optional)
Field Treating (Optional) Pipeline
Gas Processing Module
Production Seperators
Field Condensate
Sale Gas To Pipeline
Ethane Propane i-Butane n-Butane Natural Gasoline
Plant Condensate Sulfur
LPG LNGs
White Condensate Crude Oil
Khảo sát và hiệu chỉnh các thông số công nghệ giàn nén khí MKC
Học viên: Hoàng Minh Hiếu 3
Sản phẩm khai thác từ nhiều giếng được dẫn đến các thiết bị xử lý bằng đường ống khai thác. Mỗi đường ống khai thác sau đó được vận chuyển toàn bộ hay một phần sản phẩm đến một trong những Seperation Trains, là những bộ phận đầu tiên của hệ thống tách.
Các module hệ thống công nghệ dầu khí
Dòng sản phẩm từ dưới vỉa được đưa lên bề mặt thông qua các giếng khai thác, sau đó được dẫn về bình tách cấp I để xử lý (Hình 1.3). Tại bình tách này, dòng sản phẩm (dầu, khí, nước) lần đầu tiên được tách ra.
Hình 1.3. Các module của hệ thống khai thác bề mặt [8]
Module vỉa: Bao gồm vỉa sản phẩm và các giếng khai thác.
Module xử lý nước thải: Bao gồm các thiết bị xử lý phần nước khai thác
cùng sản phẩm dầu khí từ vỉa và được tách qua các bình tách nhằm thu hồi hydrocarbons, loại bỏ các tạp chất rắn, hay các chất rắn hòa tan như CaCO3, NaCl nhằm mục đích đạt yêu cầu về chất lượng thải ra môi trường hoặc tái sử dụng.
Module tách dầu khí:
Khảo sát và hiệu chỉnh các thông số công nghệ giàn nén khí MKC
Học viên: Hoàng Minh Hiếu 4
Mỗi giếng có tỉ lệ dầu – khí khác nhau. Một trong những chức năng chính của hệ thống khai thác là tách các chất lưu từ giếng khai thác thành những pha riêng.
Việc tách pha này chủ yếu dựa vào tỷ trọng của dầu – khí – nước.
Module thu gom và xử lý khí:
Khí đồng hành thông thường được đốt trên các giàn khai thác. Tuy nhiên, lượng khí này có thể được sử dụng làm nhiên liệu cho máy phát điện; bơm ép duy trì áp suất vỉa (Gaslift) hay dùng để bán thương mại (Hình 1.5)
- Nhiệm vụ chính nhằm loại trừ các tạp chất (nước, tạp chất rắn, các chất độc hại H2S, CO2 v.v…) trước khi đưa đến module chế biến khí.
- Trong module này thông thường có kèm theo phần nén khí khi yêu cầu áp suất cao để vận chuyển hoặc sử dụng.
- Các thiết bị chính của phần này bao gồm: Các bình tách, phin lọc, máy bơm, máy nén, thiết bị làm khô khí.
Module chế biến khí
- Tách hỗn hợp khí tự nhiên thành các phần riêng biệt (thường là khí hóa lỏng như Ethane C2, Propane C3, Butane C4, Condensate C5+).
Hình 1.4. Module tách dầu khai thác [8]
- Bao gồm các thiết bị dẫn sản phẩm từ miệng giếng khai thác đến các bình tách và bao gồm cả các bình tách;
- Bình tách cấp I có nhiệm vụ tách sơ bộ dầu – khí – nước;
- Các bình tách tiếm theo (II, III) có nhiệm vụ tách tinh, ổn định thành phần của phần lỏng (dầu thô) nhằm đạt yêu cầu thương mại.
LC
Vent Gas (Pressure = 1.5 bar) Level
Control Valve PC High Pressure
Gas Pressure Control at
100 bar
PC Intermediate Pressure Gas Pressure Control at
20 bar
PC Low Pressure
Gas Pressure Control at
4 bar
Storage Tank Crude Oil Choke
From Well Manifold
High Pressure
Seperator LC
Level Control Valve
Intermediate Pressure Seperator LC Low Pressure
Seperator
Khảo sát và hiệu chỉnh các thông số công nghệ giàn nén khí MKC
Học viên: Hoàng Minh Hiếu 5
- Nguyên lý công nghệ chính là thay đổi áp suất và nhiệt độ khí, sau đó đưa qua các tháp chưng cất, lợi dụng điểm sôi và điểm ngưng của các chất khác nhau. Thông thường dùng phương pháp làm lạnh để hóa lỏng (ngưng tụ) dòng khí Hình 1.5.
Hình 1.5. Module thu gom, xử lý, chế biến dầu khí [3]
Sơ lược về đối tượng nghiên cứu
Hoạt động khai thác dầu khí ban đầu với áp suất vỉa lớn, đủ lớn để đưa dầu khí lên miệng giếng. Theo thời gian, áp suất vỉa giảm nên các giếng tại các giàn khai thác không thể có khả năng tự phun để đưa dòng sản phẩm lên miệng giếng được. Bên cạnh việc khai thác dầu, lượng khí khai thác lên cùng dầu (khí đồng hành) đã bị đốt bỏ tại chỗ lãng phí, gây hiệu ứng nhà kính, ô nhiễm môi trường và tổn thất lớn về kinh tế. Bên cạnh đó, khí tự nhiên là một nguồn năng lượng quan trọng trong nền công nghiệp hiện đại.
Oil Field
Oil and Gas
RC Cooling
h Throttling Gas Field
Glycol
Dehydration RC
Cooling Compression
White Condensate
Long Pipe Line
Slug Sketcher
Refrige Station Mole Sieve
Gasoline Butane Propane Dry Gas
LPG PLANT
TO FSO Oil GAS
Khảo sát và hiệu chỉnh các thông số công nghệ giàn nén khí MKC
Học viên: Hoàng Minh Hiếu 6
Với tình hình trên, để tận thu khí đồng hành mà trước đây đã bị đốt bỏ lãng phí thì các giàn nén khí được hình thành, phục vụ duy trì áp suất vỉa khai thác dầu, phần còn lại được thu gom và vận chuyển vào bờ để chế biến thành các sản phẩm thương mại.
Hai giàn nén khí lần lượt được lắp đặt và vận hành ở mỏ Bạch Hổ:
- Giàn nén khí MKC, 2/1997 – Vòm Bắc mỏ Bạch Hổ, do VSP làm chủ đầu tư, nhiệm vụ chính của giàn này là nén khí đồng hành khu vực vòm Bắc, đảm bảo việc chuyển khí đến hệ thống gazlift, trong trường hợp cần thiết có thể đưa về bờ. Công suất của giàn có thể đạt ở mức 2 triệu Nm3/ngày với 4 tổ máy cùng hoạt động.
- Giàn nén khí Trung tâm (CCP), 7/1997 – Vòm Nam mỏ Bạch Hổ, nhiệm vụ chính của giàn là nén khí đồng hành được thu gom, phục vụ khai thác dầu cho Vòm Nam và khí nén phần lớn còn lại được làm khô và sau đó đưa vào bờ. Công suất của giàn có thể đạt được ở mức 5 triệu Nm3/ngày đêm.
Trong các giàn nén kể trên thì trong luận văn này, tác giả muốn giới thiệu đến đối tượng nghiên cứu của mình là hệ thống công nghệ của giàn nén khí MKC.
Vị trí và chức năng của giàn nén khí MKC Vị trí: Cạnh giàn MSP-4 bởi cầu dẫn số 1 và số 2.
Chức năng: Tận thu khí đồng hành từ các giàn MSP (Hình 1.6) nhằm:
- Duy trì áp suất vỉa; đưa khí về bờ nếu có thể;
Khảo sát và hiệu chỉnh các thông số công nghệ giàn nén khí MKC
Học viên: Hoàng Minh Hiếu 7
Hình 1.6. Sơ đồ đường ống ngầm chung chuyển dầu khí - mỏ Bạch Hổ
Nguồn: Liên doanh Dầu khí Việt – Nga, Vietsovpetro
Khảo sát và hiệu chỉnh các thông số công nghệ giàn nén khí MKC
Học viên: Hoàng Minh Hiếu 8
Tại các giàn MSP, sản phẩm (dầu, khí, nước, …) theo đường thu gom được khai thác từ giếng đi vào bình chịu áp lực HP (High Pressure, hay còn gọi là bình tách C1) để tách Dầu và Khí cấp I trong hệ thống công nghệ khai thác. Trong quá trình đo lưu lượng của giếng, sản phẩm sẽ đi vào bình đo C3, dầu – nước sẽ được đưa vào bình C1 để tách cấp II, còn khí đồng hành sẽ đi đến đường ống thu gom.
Bình tách C1 được lắp đặt tại Block-03 của các giàn MSP thuộc XNKTDK. Dầu sau khi được tách cấp I ở bình C1 sẽ được chuyển sang bình C2 để tách cấp II. Dầu tiếp tục được tách cấp II tại bình C2 sẽ được các máy bơm dầu bơm sang các giàn công nghệ trung tâm số 2 (CCP2) và 3 (CCP3) để tách nước sau đó bơm đi đến tàu chứa dầu hoặc cũng có thể bơm thẳng từ giàn MSP đi tàu chứa, (Hình 1.7).
Hình 1.7. Sơ đồ phân bố sản phẩm của các giàn MSP
Lượng khí đồng hành sau khi tách cấp I tại bình C1 của các giàn khai thác sẽ được đưa vào hệ thống thu gom chung và đưa sang các Giàn nén (Giàn nén Trung tâm – CCP hoặc giàn nén nhỏ - MKC) (Hình 1.8). Khí nén cao áp sẽ được đưa về bờ và một phần để khai thác các giếng bằng phương pháp Gaslift.
MKC CCP
Khảo sát và hiệu chỉnh các thông số công nghệ giàn nén khí MKC
Học viên: Hoàng Minh Hiếu 9
Hình 1.8. Sơ đồ đường khí đồng hành thu gom, khí gaslift, condensate, dầu – Mỏ
Bạch Hổ.
Giàn MKC gồm 4 tổ máy nén khí (Hình 1.9) được lắp đặt song song, mỗi tổ máy có khả năng nâng áp khí từ 5 bar ở đầu vào đến 102 bar ở đầu ra ở mỗi tổ máy.
Khí nén có thể được ứng dụng:
- Tăng hệ số thu hồi dầu từ vỉa bằng việc áp dụng công nghệ khai thác Gaslift;
- Có thể trực tiếp cấp khí về bờ cho các nhà máy điện.
Khảo sát và hiệu chỉnh các thông số công nghệ giàn nén khí MKC
Học viên: Hoàng Minh Hiếu 10
Hình 1.9. Sơ đồ hệ thống công nghệ của giàn MKC [15]
Khảo sát và hiệu chỉnh các thông số công nghệ giàn nén khí MKC
Học viên: Hoàng Minh Hiếu 11
a. Các thông số công nghệ chính
Trong điều kiện 4 tổ máy làm việc song song, cân bằng vật chất của giàn như sau:
Khí đầu vào: 1.976.000 Nm3/h (494.000 Nm3/ngày cho mỗi tổ máy);
Khí đầu ra: 1.796.400 Nm3/h (449.100 Nm3/ngày cho mỗi tổ máy);
Khí sử dụng cho nhu cầu nội bộ (khí nhiên liệu cho động cơ): đến 57.600 Nm3/ngày cho 4 tổ máy);
Condensate lưu chuyển qua giàn 4: đến 12.247 kg/h cho 4 tổ máy;
Áp suất đầu vào: 5 bar;
Áp suất đầu ra lên đến: 102 bar;
Nhiệt độ đầu vào: 26oC– 36oC;
Nhiệt độ đầu ra đến: 45oC.
Đặc tính nguyên liệu ban đầu và sản phẩm đầu ra
Nguyên liệu đầu vào: Áp suất và nhiệt độ đầu vào lần lượt là (5 bar) và (26oC – 45oC) và thành phần mole (Input MKC, PHỤ LỤC A)
Khí gaslift (sản phẩm đầu ra giàn MKC): Áp suất và nhiệt độ đầu ra lần lượt là (102 bar) và (đến 45oC) và thành phần (Output MKC, PHỤ LỤC A)
Thành phần hydrocarbon lỏng: Các hydrocarbon lỏng được thu gom từ bình
tách S-1, và các bình tách trung gian của mỗi block module. Hydrocarbon lỏng được phân thành 2 loại trên giàn: Condensate đen (Cond đen, PHỤ LỤC A) và condensate trắng (Cond trắng, PHỤ LỤC A)
b. Mô tả sơ đồ công nghệ sản xuất tại MKC
Khí tách cấp I tại các giàn MSP (giàn MSP-1, 3, 4, 5, 6, 8, 9, 10) (Hình 1.6,
Hình 1.7) theo đường ống thu gom qua giàn MSP-4 với áp suất đến 11,5 bar và
nhiệt độ trung bình là ~ 26oC (nhiệt độ nước biển), đi qua hệ thống gom trên cầu dẫn số 1 và số 2 đi vào giàn nén khí MKC. Tại đầu vào đường ống dẫn khí 16” lắp đặt 2 van đáp ứng nhanh SDV-501A và SDV-501B với mục đích ngăn cách giàn
Khảo sát và hiệu chỉnh các thông số công nghệ giàn nén khí MKC
Học viên: Hoàng Minh Hiếu 12
MKC khỏi giàn MSP-4 và hệ thống thu gom khí trong trường hợp dừng sự cố hoặc dừng hoạt động bình thường.
Tiếp theo khí đi vào bình tách S-1 (Slug Catcher) để tách pha khí khỏi pha lỏng (condensate) được hình thành trong đường ống ngầm dưới biển trong quá trình vận chuyển đến MSP-4.
Cơ cấu chấp hành van cách ly được điều khiển từ xa tại trung tâm điều khiển.
Tại bình tách S-1, các tín hiệu đo mức cao nhất và thấp nhất (LT/LC-502, LSH- 502, LSL-502, LSHH-503, LSLL-504) được điều khiển và báo tín hiệu cùng lúc với van điều khiển tự động LV-502 được lắp tại đầu ra chất lỏng của bình tách S-1 đi vào hệ thống thu gom xả condensate sang MSP-4 (vào bình chứa trung gian).
Áp suất và nhiệt độ trong bình tách S-1 được kiểm soát bởi các thiết bị tại chỗ (PI-501, TI-501) và hệ thống điều khiển của toàn bộ trạm máy nén. Trong trường hợp có sự cố, việc xả và thoát khí từ bình S-1 sẽ được thông qua đường xả khí ra đuốc trên MSP-4 bằng cách mở van xả an toàn BDV-502 đã được tính toán cho việc giảm một nửa áp suất làm việc trong vòng 15 phút.
Khí từ bình tách nêu trên được đưa sang cụm điều áp (SK-2), sau đó dòng khí áp suất 5,0 bar sẽ đi vào thiết bị thu gom phân phối khí cho các tổ máy nén (BM- 100, 200, 300, 400), nơi được duy trì bởi các van điều khiển.
Một phần khí đi sang thiết bị điều áp (SK-2) sẽ được tách sang thiết bị xử lý khí nhiên liệu (SK-3). Trong cùng đoạn ống dẫn khí này (giữa S-1 và SK-2) có lắp một đường cấp khí khởi động được dùng cho thời điểm khởi động tổ máy nén khí đầu tiên, khi mà trong hệ thống đường ống cấp và bình tách S-1 đang duy trì áp suất 10 bar cần thiết để khởi động động cơ máy nén khí. Áp suất này được đáp ứng trong thời điểm khởi động bằng cách tính đưa 10 atmosphere khí từ MSP-4 trong khi đóng van chặn (nằm trên MSP-4) vào hệ thống thu gom khí chung của toàn mỏ. Sau khi khởi động tổ máy nén đầu tiên (quá trình này diễn ra trong vòng 5 phút), van chặn nói trên sẽ được mở ra, áp suất trong hệ thống đường ống cấp và bình S-1 sẽ bằng với áp suất trong thiết bị thu gom khí của toàn mỏ.