Trên mỏ Bạch Hổ việc xử lý sản phẩm khai thác được thực hiện trên MSP, BK, hai giàn công nghệ trung tâm CTP-2 và CTK-3 và trên FSO. Trên MSP sản phẩm khai thác được tách khí qua hai bậc tách. Trên một số MSP (7, 6, 5, 11, 8, 4) trong những năm gần đây đã ứng dụng công nghệ tách khí một bậc trong bình tách sau đó sản phẩm sau khi tách khí dưới dạng hỗn hợp dầu bão hòa khí được vận chuyển sang MSP bên cạch để tách khí bậc 2 trong bình buffer(bình chứa dầu bơm đi). Trên BK-3, 4, 5, 6, 8, 10 được trang bị bình tách khí sơ bộ (UPOG) sản phẩm khai thác có thể được táchkhí sơ bộ trong UPOG. Sau khi đi qua UPOG khoảng 80-85 % lượng khí khai thác sẽ được tách ra, làm giảm lượng hàm lượng khí trong dầu khai thác xuống còn mức không vượt quá 30 m3/t. Vào năm 2014 và nửa đầu năm 2015 trên BK-1/10 và BK-3 UPOG đã làm việc bình thường. Trên CTK-3 và CTP-2 tiến hành tách khí bổ xung và tách nước sản phẩm khai thác từ các BK và MSP. Dầu sau khi tách khí và nước từ CTK-3 và CTP-2 trong năm 2014 đã được phân phối cho FSO VSP-01, FSO VSP-02 và FSO Ba Vì, trong năm 2015 – FSO VSP-02, FSO Ba Vì và FSO Chí Linh.
Đặc tính làm việc của giàn CTP-2 từ 01.01.2014 đến 01.07.2015 được trình bày như trên hình 2.2. Khí tách ra trên CTP-2 và CTK-3 được đưa về CKP để nén.Lưu lượng khí đưa sang CKP từ CTP-2 và CTK-3 được trình bày trên hình 2.3.Khi CKP không có khả năng tiếp nhận khí thì khí của CTP-2 và CTK-3 được đưa ra đuốc để đốt bỏ. Trung bình trên CTP-2 đốt khoảng 15-25 nghìn m3/ngđ, và 30-50 nghìn m3/ngđ được đốt trên CTK-3.Khả năng công suất lớn nhất mà CTP-2 và CTK-3 có thể tiếp nhận và xử lý là 15000 t/ngđ tính theo dầu, tính theo nước tương ứng là 12000 t/ngđ và 14400 t/ngđ. Nhưng trong năm 2014 trên CTP-2 và CTK-3 sản phẩm được xử lý dao động trong khoảng 3000 – 7500
t/ngđ theo dầu, hàm lượng nước trung bình trong sản phẩm bơm tới dao động ở mức khoảng 33 %. Hàm lượng nước trong dầu còn lại sau khi xử lý ở vào khoảng 1,1-1,5 % thể tích (TT).
Bảng2.1. Đặc tính làm việc của CTP-2 và CTK-3 trong năm 2014 và nửa đầu năm 2015.
Thôngsố CTP-2 CTK-3
Công suất tính theo dầu,t/ngđ:
– lớn nhất theo thiết kế – thực tế
15000 4500-7500
15000 3000-6000 Công suất tính theo nước,t/ngđ:
– lớn nhất theo thiết kế – thực tế
12000 1700-5500
14400 1500-4500 Hàm lượng nước trong dầu bơm đến,% thể tích. 24-45 15-40
Hàm lượng nước còn lại trong dầu sau xử lý, %TT:
– theo định mức cho dầu thương phẩm – thựctế
<0,5 0,1-2,5 0,2-1,7 Hàm lượng dầu trong nước thải ra biển,ppm:
– theo tiêu chuẩn Việt nam – theo tiêu chuẩn quốc tế – hàm lượng thực tế
<40 <15
~10-30 ~15-35
Hình2.2. Các thông số làm việc của CTP-2 từ 01.01.2014 đến 01.07.2015 Trên CTP-2 không được trang bị hệ thống gia nhiệt cho chất lỏng, bởi vậy nó cũng hạn chế khả năng đảm bảo nhiệt độ tối ưu cho quá trình tách nước trong thiết bị sử dụng điện trường cao. Hiện nay chất lỏng khai thác từ các MSP vòm bắc (MSP-1, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11) khi đến block phân dòng của CTP-2 thì nhiệt độ chỉ còn khoảng 40-43 oС. Với mục đích cải thiện chất lượng xử lý dầu trên CTP-2, dòng hỗn hợp chất lỏng từ các MSP đang được hòa trộn với sản phẩm của một số giếng khai thác trên BK-2 có nhiệt độ cao.
Hình2.3. Lưu lượng khí vận chuyển sang CKP từ CTP-2 và CTK-3 từ 01.01.2014 đến 01.07.2015
Dòng sản phẩm chung với nhiệt độ 40 oС-45 oС sẽ đi qua các bậc tách để tách khí và nước trên CTP-2 đảm bảo được chất lượng xử lý theo yêu cầu. Khi các giếng trên BK chuyển sang khai thác bằng gaslift thì nhiệt độ sản phẩm khai thác của chúng sẽ giảm đi. Để đảm bảo chất lượng xử lý dầu và quá trình làm sạch nước thải đạt yêu cầu đề ra cho những năm 2015-2016, trên CTP-2 đã có kế hoạch lắp đặt hệ thống gia nhiệt cho dầu đầu vào của bình tách bậc 1.