Tìm hiểu cấu tạo nguyên lý hoạt động của bình tách dầu khí ở mỏ Bạch Hổ - Tính toán cho bình tách dầu khí C1 tại giàn khai thác MSP3 mỏ Bạch Hổ.”

LỜI NÓI ĐẦU Ngành dầu khí Việt Nam ngày càng phát triển, sản lượng khai thác dầu thô và khí đồng hành ngày càng tăng. Dầu thô và khí đồng hành chủ yếu được khai thác tại phần thềm lục địa phía Nam Việt Nam. Dầu thô được khai thác trên các mỏ ở Việt Nam là dầu có hàm lượng parafin tương đối cao, độ nhớt ,nhiệt độ đông đặc cao nên việc khai thác, vận chuyển hỗn hợp dầu khí gặp nhiều khó khăn, đòi hỏi phải xử lý nhiều sự cố kỹ thuật xảy ra trên đường ống vận chuyển như: sự cố tắc đường ống do lắng đọng parafin, xung động trong hệ thống vận chuyển hỗn hợp dầu khí, làm giảm công suất tách, giảm mức độ an toàn với thiết bị công nghệ. Với mục đích áp dụng lý thuyết và thực tế sản xuất trong quá trình thu gom, vận chuyển hỗn hợp dầu khí, với sự giúp đỡ của các cán bộ trong công ty Dầu Khí Sông Hồng và Xí nghiệp Liên doanh Vietsovpetro. Em đã kết thúc đợt thực tập sản xuất, thực tập tốt nghiệp, thu thập tài liệu và hoàn thành đồ án dưới sự hướng dẫn trực tiếp của thầy THS. Lê Đức Vinh Đồ án mang tên ‘‘Tìm hiểu cấu tạo nguyên lý hoạt động của bình tách dầu khí ở mỏ Bạch Hổ. Chuyên đề: Tính toán cho bình tách dầu khí C1 tại giàn khai thác MSP3 mỏ Bạch Hổ.” Đồ án tốt nghiệp là công trình nghiên cứu khoa học được xây dựng dựa trên quá trình học tập, nghiên cứu tại truờng kết hợp với thực tế sản xuất nhằm giúp cho sinh viên nắm vững kiến thức đã học. Với mức độ tài liệu và thời gian nghiên cứu hoàn thành đồ án cũng như kiến thức và kinh nghiệm còn hạn chế nên sẽ không tránh khỏi có những thiếu sót. Em rất mong nhận được sự góp ý bổ sung của các thầy cô, các nhà chuyên môn và các bạn đồng nghiệp. Em xin chân thành cảm ơn các thầy cô giáo Bộ môn Thiết bị dầu khí và Công trình- Khoa dầu khí, các bạn cùng lớp và đặc biệt là thầy THS. Lê Đức Vinh đã giúp đỡ, hướng dẫn tạo điều kiện cho em hoàn thành đồ án này. Sinh viên thực hiện Hà Thanh Nam CHƯƠNG 1 ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ ĐỊA CHẤT MỎ BẠCH HỔ VÀ THIẾT BỊ TÁCH 1.1. Đặc điểm địa lý vùng mỏ Bạch Hổ 1.1.1. Vị trí địa lý Mỏ Bạch Hổ nằm ở lô số 9 cuả bể Cửu Long thuộc thềm lục địa Nam Việt Nam , toạ độ: 90o30’ - 90o50’. Diện tích khoảng 10.000 Km2 cách đất liền 120 Km theo đờng chim bay, cách cảng dịch vụ của xí nghiệp liên doanh Vietsov Petro khoảng 120 Km. Phía Tây Nam của mỏ Bạch Hổ khoảng 35 Km là mỏ Rồng, xa hơn nữa là mỏ Đại Hùng. Toàn bộ cở sở dịch vụ trên bờ nằm trong phạm vi thành phố Vũng Tàu bao gồm: Xí Nghiệp Khoan - Sửa Giếng, Xí Nghiệp Khai Thác, Xí Nghiệp Dịch Vụ Kỹ Thuật, Viện NCKH và TK,v.v... 1.1.2. Đặc điểm khí hậu Khí hậu của mỏ là khí hậu cận nhiệt đới gió mùa, nằm trong khu vực khối không khí có chế độ tuần hoàn ổn định, mùa Đông gió Đông Nam kéo dài từ tháng 11 đến tháng 3 năm sau, gió mạnh thờng xuyên. Tháng 6 đến tháng 9 hàng năm gió nhẹ không liên tục. Tháng 4, 5 đến tháng 10 gió không ổn định và thay đổi liên tục. Bão thờng xuyên xảy ra vào tháng 7, 8, 9, 10 ảnh hởng lớn đến công trình biển, tháng 12 và tháng 1 hầu nh không có bão. Trung bình hàng năm mỏ Bạch Hổ có khoảng 8 cơn bão thổi qua, hớng chuyển động chính của bão là hớng Tây-Tây Bắc, tốc độ di chuyển trung bình là 28 Km/h và cao nhất là 45 Km/h. Trong tháng 11, sang có chiều cao nhỏ hơn 1 mét là 13,38%, tháng 12 là 0.8%. Trong tháng 3, loại sóng thấp hơn 1 mét tăng lên đến 44,83%. Tần số xuất hiện của sang cao hơn 5 mét là 4,08% và xuất hiện chủ yếu vào tháng 1 và tháng 11. Nhiệt độ không khí của vùng mỏ hàng năm là 26oC, cao nhất là 33,5oC và thấp nhất là 21,5oC. Nhiệt độ nước ở vùng thềm lục địa thay đổi trong năm từ 24,9oC -29,6oC. Độ mặn nớc biển khoảng 34-35 g/l. 1.1.3. Đặc điểm địa lý tự nhiên
Hình 1.1 Sơ đồ vị trí mỏ Bạch Hổ trong bồn trũng Cửu Long Địa hình thềm lục địa phía Nam Việt Nam kéo dài dọc bờ biển từ Phan Thiết đến Hà Tiên, bao gồm một phần của Biển Đông và một phần của Vịnh Thái Lan. Phía Đông Bắc và phía Đông đảo Phú Quý thềm lục địa đặc trng bởi độ dốc lớn và chiều rộng hẹp. Còn ở Phía Tây thì chiều rộng của thềm lục địa trên đờng đẳng sâu nớc 20m đạt hơn 100 Km. Đặc biệt còn có đới nâng Côn Sơn với chiều dài hơn 100 Km. Đổ ra thềm lục địa Việt Nam có nhiều con sông lớn, lớn nhất là sông Cửu Long với lưu lượng 38.000 m3/s cho lợng phù sa 0,25 Kg/m3. Bờ biển Việt Nam phát triển theo hớng Đông Bắc-Tây Nam, hình dạng đáy biển phức tạp. Khu vực bể Cửu Long, đáy biển đặc trng cho vùng trung tâm thềm lục địa Nam Việt Nam , ngăn cách ở phía Tây Nam là vùng chuyển tiếp và vùng thềm ngoài. Đối với các vùng cửa sông giáp biển, địa hình bồn trũng rất đa dạng bao gồm các rạch, sông ngầm, bãi cát ngầm. Phần trung tâm của bể Cửu Long, độ sâu đáy biển thay đổi từ 40-60 m. ở đây còn các đảo san hô ngầm nằm phía Đông Nam có chiều dài 13 Km, rộng 8 Km, nhô cao cách đáy biển 25m. Phần lớn  những ám tiêu san hô thể hiện địa hình đáy biển tập trung ở phần Đông Nam , cấu tạo mỏ Bạch Hổ và Rồng. Theo kết quả quan sát nhiều năm mức độ địa chấn không vợt quá 6o Ricte. Nghiên cứu về dòng chảy ở đây cho thấy dới tác dụng của gió mùa vùng biển Đông tạo nên dòng đối lu. Ngoài ra còn có các dòng chảy khác nh dòng triều và dòng trôi dạt đợc tạo ra do sự chênh lệch về khối lợng riêng của nớc, chế độ gió địa phơng, thuỷ triều, địa hình đáy biển và cấu tạo bờ. Bên cạnh sự nghiên cứu về sóng còn cho thấy chế độ sóng ở khu vực mang tính chất gió mùa. Về mùa Đông, sóng có u thế hớng Đông Bắc-Tây Nam, chiều cao trung bình khoảng 2,5m. Chế độ gió mùa hè kéo dài từ tháng 5 đến tháng 10 với hướng sóng chủ yếu là Tây Nam-Đông Bắc, chiều cao khoảng 0.6 - 2m. 1.2.  Đặc điểm địa chất mỏ Bạch Hổ 1.2.1. Đặc điểm kiến tạo Nói chung đối với mỏ Bạch Hổ là một mỏ có nếp lồi lớn kéo dài đỉnh của nó về hớng Đông Bắc và bị chia cắt chủ yếu bởi đứt gãy có biên độ dọc, chiều dài đứt gãy giảm dần về phía trên của mặt cắt, thờng xaỷ ra ở tầng Mioxen và Oligoxen. Cấu tạo này không đối xứng nhất là ở phần vòm. Tại đây phần cánh Tây của góc nghiêng tăng dần theo chiều sâu từ 8-6o còn cánh Đông tăng dần từ 6-10o. Độ nghiêng của đất đá 125 m/km. Dần về phía cuối Đông Bắc của nếp uốn, cấu tạo thể hiện rõ rệt ở trầm tích Mioxen hạ và Oligoxen. Cấu tạo địa chất ở mỏ Bạch Hổ rất phức tạp. Nó thể hiện ở chỗ có nhiều đứt gãy, trong đó đứt gãy lớn nhất ở cánh Tây của nếp uốn có biên độ là 1200m theo tầng nóc. Nếp thuận kéo dài 32 km và có hàng loạt nếp nối thuận khác đợc đánh số từ 1-6. Nếp thuận số 1: Nó thuộc về cánh Tây và có tính đồng sinh. Biên độ ở phần Oligoxen hạ từ 700-900m và giảm về phía Bắc. Trong trầm tích Oligoxen hạ chứa nhiều đứt gãy nhỏ khoảng 60m và nghiêng về phía Đông khoảng 60-70o. Nếp thuận số 2: Đờng phơng của nếp thuận chuyển sang nhánh Đông mạnh. Biên độ 40-50m, mặt đứt gãy khoảng 60-70o. Nếp thuận số 3: Chia cắt phía Đông ở phần vòm, cấu tạo kéo dài ở trầm tích Oligoxen và biên độ là 100m. Nếp thuận số 4: Nằm về phía cánh Đông của cấu tạo. Phía cánh Đông nó bị ngăn cách bởi đới nâng trung tâm có dạng khối. Nếp có tính đồng sinh, biên độ 500-600m, ở tầng móng khoảng 60m. Nếp uốn không chỉ tắt dần trên lát cắt mà bắt đầu từ Nam đến Bắc. Nếp uốn số 5,6: Trùng với phương vĩ tuyến, nó là ranh giới giữa phía Nam và phía Bắc của khối nội địa. Biên độ nếp thuận là khoảng 300-400m. 1.2.2. Đặc điểm địa tầng          Mỏ Bạch Hổ là loại đá vỉa, các đá trầm tích là các đá lục nguyên chứa 13 tầng sản phẩm cho dòng dầu công nghiệp. Móng phát hiện thân dầu dạng khối cho sản lợng cao, nó chiếm phần lớn sản lượng của mỏ. Dựa vào cấu trúc địa chất, tính chất dầu, nhiệt độ và áp suất của vỉa chia làm 4 phức hệ. 1.2.2.1. Trầm tích          Từ trên xuống đới phức hệ dầu gồm tầng 23 và tầng 24 thuộc điểm Bạch Hổ Mioxen hạ. Trầm tích phức hệ này phân bố khắp mỏ và trên vùng lân cận, chúng được liên kết chắc chắn trong tất cả các lát cắt của giếng khoan. Các thân dầu thuộc dạng vòm, vỉa tầng này ở dới tầng kia đợc chia cắt bởi đứt gãy phá huỷ, có ranh giới dầu và nước.          Phức hệ dầu thứ hai gồm các tầng sản phẩm I,II,III,IV, V của điệp Trà Tân thuộc Oligoxen thợng . Trầm tích của các tầng này đợc phân biệt bởi sự thay đổi mạnh của các tớng đá. Đá chứa phát triển chủ yếu ở rìa phía Bắc. Ranh giới tiếp xúc dầu nước được phát hiện. Đặc trưng của phức hệ này là áp suất vỉa cao, hệ số dị thờng là 1,6.          Phức hệ dầu thứ 3 gồm các tầng sản phẩm VI, VII, VIII, IX, X của điệp Trà Cú thuộc Oligoxen hạ. Các tầng sản phẩm này là kết quả phát triển trên toàn bộ diện tích của vòm Bắc tạo thành thân dầu thống nhất dạng vòm vỉa khối. Các lớp sét giã các tầng có chiều dày nhỏ lẫn cát, có khả năng bị nứt nẻ và không thể làm màn chắn tin cậy được.          Phần sét giữa tầng IX và X là ổn định nhất, áp suất vỉa khác đôi chút so với áp suất thuỷ tĩnh. Hệ số dị thường không vợt qua 1,2. Ranh giới tiếp xúc dầu nước được phát hiện và tính chất của dầu ở các tầng cũng khác nhau. 1.2.2.2. Đá móng          Phức hệ chứa dầu thứ t là đá nứt nẻ trong móng bao gồm Granit và Granodioit, khả năng dị dưỡng của đá được hình thành do có độ nứt nẻ và hang hốc thông nhau bằng các khe nứt và sự giãn tách. Thân dầu dạng khối và ranh giới tiếp xúc dầu cha đợc phát hiện.          Trong các công trình nghiên cứu cho thấy rằng đá chứa trong  khoảng địa tầng từ phần trên của Oligoxen hạ (tầng sản phẩm thứ IV) đến mặt móng chứa một loại dầu.          Theo các mặt đứt gãy kiến tạo với đá móng, các đứt gãy không là vật chắn mà ngợc lại chúng làm tăng độ hang hốc của đá Granit.          Theo mạng lưới các khe nứt kiến tạo trong đá chặt sít.          Theo các cửa sổ trầm tích là vùng không có sét, làm vách ngăn giữa các vỉa đá chứa. 1.2.3.Các đặc điểm của tầng chứa 1.2.3.1.Chiều dày          Đối với đá trầm tích, độ rỗng giữa các hạt lớn hơn 14% và đối với Mioxen hạ, độ thấm tuyệt đối là 2,5 mD thì mới đợc xếp vào chiều dày hiệu dụng. Đối với các Oligoxen hạ, độ rỗng là 9,5%, độ thấm tuyệt đối là 1 mD. Khi phân chia chiều dày chứa dầu, sử dụng giá trị của dầu là 40%.          Việc phân chia chiều dày hiệu dụng trong đá móng rất phức tạp do sự có mặt của vết nứt có thể tích rất nhỏ nhng lại cho phép dầu chảy qua. Đầu tiên giá trị tới hạn của độ rỗng đợc lấy gần bằng 0,6. Chiều dày tầng 23 vòm Bắc thay đổi từ 11,6-57,6 m, trung bình là 30,4 m, với hệ số biến đổi là 0,33. Chiều dày hiệu dụng trung bình của đá chứa là 13,6 m, khi đó chiều dày hiệu dụng chứa dầu từ 0-22,4 m, trung bình là 11,3 m với hệ số biến đổi là 0,03.          Đá chứa của tầng bị phân chia ra thành 2-5 vỉa bởi lớp cát và sét mỏng. Hệ số phân lớp trung bình là 3,6, với hệ số biến đổi là 0,28. Hệ số cát ( phần chứa trong chiều dày chung của tầng là 0,45) với hệ số biến đổi là 0,24.          Tầng 23 vòm Trung Tâm có chiều dày là 40,8m với hệ số biến đổi là 0,26, chiều dày hiệu dụng trung bình là 14 m, với hệ số biến đổi là 0,41. Còn chiều dày hiệu dụng trung bình chứa dầu chỉ có 8,4 m hay nhỏ hơn vòm Bắc 25,6%. So với vòm Bắc thì tầng 23 ở đây kém đồng nhất hơn. Hệ số phân lớp là 5,5, hệ số cát là 0,34 với hệ số biến đổi là 0,58.          Trầm tích Oligoxen hạ nói chung chỉ phát triển trên phạm vi vòm Bắc, bị vát mỏng ở cánh Tây của vòm trên và vòm Trung Tâm. Tại đới đá chứa dầu trên vòm Bắc, chiều dày thay đổi tù 35-268,2 m, trung bình là 149 m, với hệ số biến đổi là 0,41. Chiều dày hiệu dụng từ 1-146,4 m. Mức phân lớp trung bình của tầng rất cao và một số vỉa giếng khoan đợc xác định 18-20 vỉa cát. Hệ số trung bình là 0,39, hệ số biến đổi là 0,29. Các đứt gãy làm tăng mức độ không liên tục của vỉa.         Áp suất trong mỏ Bạch Hổ đợc xác định như sau:             - Mioxen dới: 1,027.             - Oligoxen trên: 1,637-1,727.             - Oligoxen dới: 1,137.             - Tầng móng: 1,151.          Các thông số thuỷ động học trong quá trình khai thác vỉa dầu có thể sử dụng các hệ số nén của đá sau:             - Đá móng: 1,08x10-4 MPa-1.             - Oligoxen: 1,20x10-7 MPa-1.             - Đối với Mioxen: 2,11x10-4 MPa-1.          Nhiệt độ:             - Móng: 141,7oC (ở độ sâu 3650 m).             - Oligoxen: 139,2oC (ở độ sâu 3650 m).             - Mioxen: 111,7oC (ở độ sâu 2821m). 1.2.3.2. Độ chứa dầu           Dầu chủ yếu tập trung trong tầng 23 thuộc Mioxen dưới và tầng VI, VII, VIII, IX, X thuộc oligoxen hạ và trong tầng móng. Độ chứa dầu trong tất cả các tầng còn lại thì trữ lợng nhỏ hơn. Việc khai thác các trữ lợng 22, 23, 24 có thể khai thác cùng một lúc. Còn tầng I, II, III, IV, V thuộc Oligoxen trên đợc xác định bằng các giếng khoan riêng biệt.             Móng chứa thân dầu lớn nhất và cho sản lợng cao nhất trên toàn mỏ. Đá móng là đá Granit và Granodioit có tính dị dưỡng được tạo thành từ quá trình địa chất  phong hoá những khoáng vật không bền, ăn mòn hoá học, nứt nẻ kiến tạo, đứt gãy chuyển dịch , cùng với việc tạo thành các đới phá huỷ kiến tạo dọc theo các mặt trượt , nứt và co đặc của đá khi đông đặc Magma. Kết quả tạo thành đá chứa dạng hang hốc, còn các kênh dẫn là các khe nứt., chúng không tạo thành màng chắn mà lại tăng khả năng thuỷ dẫn của đá.Đặc trưng của đá chứa đảm bảo lưu lượng cao phát triển trên vòm Trung Tâm, dọc theo sờn Tây của vòm Bắc. Nhưng vòm Bắc lại đặc trưng bởi tính dị dưỡng kémvà tương ứng là độ sâu sản phẩm thấp. Trong phạm vi vòm Bắc ở phía trên của vòm Trung Tâm có phát hiện đá rắn chắc, đới này hầu như không chứa dầu và không tham gia vào thể tích hiệu dụng của thân dầu. Thân dầu thuộc dạng khối, tất cả đá dị dưỡng từ mặt móng cho tới ranh giới của thân dầu phát hiện được chiều sâu ranh giới của thân dầu, mặc dù chiều sâu thân dầu lên tới 1000m. Bản chất của ranh giới cũng được xác định rõ có phải là ranh giới dầu nước hay không hay do đá chứa dầu chuyển thành đá không chứa dầu. Thân dầu với viền dày liên tục bao trùm vòm Trung Tâm cũng như vòm Bắc. Dầu trong Móng lún chìm của vòm Nam cha đợc phát hiện. Ranh giới của thân dầu cấp 2 chạy qua độ sâu tuyệt đối 4121m theo số liệu của giếng khoan Oligoxen dới ( giếng 12 ) điều này gắn liền với giả thuyết thân dầu thống nhất của Oligoxen và tầng Móng. Đối với thân dầu này còn thấy được sự đồng nhất ở tính chất hoá lý của dầu và áp suất vỉa. Móng đã cho dòng dầu không lẫn nước tới độ sâu tuyệt đối 4046m. Cấu trúc các tầng có thể thống nhất một cách trực quan trên các cấu tạo nóc và trên các mặt địa chấn ngang dọc. 1.2.3.3. Tính dị dưỡng           Các tầng sản phẩm của mỏ Bạch Hổ được đánh giá theo nghiên cứu mẫu lõi trong phòng thí nghiệm, dựa vào kết quả của địa vật lý giếng khoan và nghiên cứu thuỷ động học.             Nghiên cứu mẫu lõi để xác định độ thấm độ rỗng, độ bão hoà trong nước. Xử lý các số liệu nghiên cứu thuỷ động lực để xác định các thông số.             Cát kết chứa sản phẩm ở vòm bắc thuộc tầng 23 có độ rỗng từ 14-24,7% ( theo phòng thí nghiệm) và từ 15-28 %( theo tài liệu địa vật lý) Độ rỗng và độ bão hoà ờ vòm trung tâm tầng 23 trùng với những giá trị ở vòm Bắc ( độ rỗng 19% và độ bão hoà dầu 57% ) So sánh trầm tích Mioxen và trầm tích Oligoxen hạ thì độ rỗng của Oligoxen hạ thấp hơn nhng độ bão hoà dầu cao hơn. Khả năng chứa của đá Móng là do nứt nẻ hang hốc của đá. Hầu hết mẫu lõi đặc trưng cho phần khung rắn chắc có độ rỗng khoảng vài phần trăm. Phương pháp đo địa vật lý nghiên cứu những khoảng lớn hơn rất nhiều, trong đó có các đới nứt nẻ không nghiên cứu bằng mẫu lõi. Theo tài liệu xác định đợc có những khoảng độ rỗng rất cao tới 18.5% còn độ rỗng trung bình cho chiều dày hiệu dụng là 4,3% khi tích trữ lợng. Độ rỗng đợc biện luận cho chiều dày chung của Móng với giá trị sau vòm Bắc từ 2,5-15%, vòm Trung Tâm 2,3-3,8%. Không thể xác định trực tiếp độ bão hoà dầu của đá Móng mà nó đợc đánh giá bằng các phương pháp gián tiếp theo quan hệ với bề mặt riêng giữa chúng và đợc lấy bằng 85%. 1.2.3.4. Tính không đồng nhất             Mỏ Bạch Hổ là mỏ có dạng đá vỉa, đặc trưng bằng mức độ khác nhau về tính không đồng nhất của các đối tợng khai thác. Các thân dầu Mioxen hạ:             Đồng nhất hơn cả là tầng 23 của vòm Bắc, tính không đồng nhất của Mioxen cao nhất trong số các vỉa của mỏ.             Tầng mioxen đợc phân làm nhiều lớp mỏng, hệ số phân lớp trung bình ở vòm Bắc là 3,6 , ở vòm Trung Tâm là 5,5. Hệ số cát của vòm Bắc là 0,45 và của vòm Trung Tâm là 0,34.             Tài liệu nghiên cứu mẫu lõi và tài liệu đo đạc vật lý ở tầng Mioxen cho thấy lát cắt các tập không đồng nhất. Các thân dầu Oligoxen hạ:             Theo tài liệu địa vật lý và các tài liệu mẫu lõi trong giếng khoan thuộc tầng Oligoxen hạ cho thấy mặt cắt các tầng sản phẩm không đồng nhất được xen kẽ bởi các lớp cát kết, bột kết chứa sản phẩm và sét mỏng không chứa sản phẩm.             So sánh đặc tính của các đối tợng khai thác cho thấy rằng trong các đối tượng có đá chứa độ rỗng như Oligoxen hạ thường không đồng nhất hơn cả. Hệ số phân lớp và hệ số cát của tầng Oligoxen hạ lần lượt là 10,8 và 19,8. Nhìn chung khi đánh giá mức độ không đồng nhất của các tầng sản phẩm, ta thấy rằng trầm tích sản phẩm của Oligoxen hạ là kém đồng nhất hơn cả. Mức độ phân lớp lớn nhất tới 20 vỉa, hệ số phân lớp trung bình là 19,8%. 1.2.4. Tính chất của các chất lưu trong vỉa sản phẩm 1.2.4.1. Tính chất của dầu trong điều kiện vỉa             Dầu ở hầu hết các vỉa trong mỏ Bạch Hổ chưa bão hoà khí, hệ số ép ( tỷ số giữa áp suất vỉa và áp suất bão hoà) là: -          1,43 cho Mioxen hạ ở vòm Bắc. -          1,8 cho Mioxen hạ ở vòm Trung Tâm. -          3,54 cho Oligoxen thợng. -          1,94 cho Oligoxen hạ. -          1,67 cho đá Móng.             Theo các giá trị của các thông số cơ bản các loại dầu vỉa ở mỏ Bạch Hổ có thể chia làm 3 nhóm theo chiều từ nhóm 1 đến nhóm gia tăng các thông số: -          Tỷ số khí dầu GOR. -          Hệ số thể tích B. -          áp suất bão hoà Ps. -          Tỷ trọng dầu . -          Độ nhớt của dầu . Trong nhóm 1 sự khác biệt giữa dầu Mioxen đới vòm Trung Tâm và Oligoxen trên được nhận biết chỉ bởi lượng khí hoà tan. Khi tách từ dầu Oligoxen trên và hàm lượng nước dị thường (4,28 -14,81 mol) còn khí tách dầu từ Mioxen dới vòm Trung Tâm chứa trong thành phần Propan, Butan, Pentan và lớn hơn. trong nhóm 3 dầu Oligoxen so với đá Móng có độ khí thấp hơn, có giá trị hệ số thể tích thấp hơn, tỷ trọng thì lớn hơn, độ nhớt lớn hơn. Theo các giá trị áp suất bão hoà và tỷ trọng khí hoà tan, dầu trong nhóm 3 tơng tự nh dầu Oligoxen dới. Trên cơ sở các mô hình thực nghiệm có thể khẳng định rằng : đối với dầu đá Móng, sự thay đổi nhiệt độ ít gây ảnh huởng tới áp suất bão hoà đợc xác định bằng tỷ suất khí dầu. Qua phân tích các số liệu bằng tách vi phân ta thấy dầu được chia làm 2 nhóm:        Dầu đá móng và dầu Oligoxen dưới.        Dầu Oligoxen thợng và Mioxen. Về thành phần cấu tử dầu vỉa, vì lý do hạn chế các số liệu chưng cất chân không nên sử dụng dầu tách có tỷ trọng 833,6 kg/m3 và phân tử lợng 251,15 g/mol cho Oligoxen dới , tỷ trọng 865 kg/m3 và 300g/mol cho Oligoxen thợng và Mioxen dới. 1.2.4.2.Đặc tính lý hoá của dầu tách khí             Các số liệu về khoảng biến thiên và các giá trị trung bình của các thông số dầu tách khí sau quá trình tách vi phân cho thân dầu thuộc loại đá nặng, nhiều parafin, ít lu huỳnh, ít nhựa cho đến nhiều nhựa, tỷ lệ thu hồi sản phẩm sáng màu thuộc loại trung bình. Nhiệt độ đông đặc của các loại dầu 29 -340C. 1.2.4.3. Thành phần và tính chất của khí hoà tan trong dầu             Thành phần khí hoà tan trong dầu thuộc loại béo và rất béo, trong thành phần của chúng chứa hàm lượng C+2 lớn hơn 22.7-39% mol.Theo chiều từ Mioxen đến đá Móng độ béo của khí giảm. Các giá trị trung bình của C+2 lớn hơn các tầng Oligoxen trên và dới, Mioxen vòm Bắc rất gần nhau(27,84-31,55%), còn ở Mioxen hạ và vòm Trung Tâm giá trị này là 39%. Khí thuộc loại không chứa lưu huỳnh (S) và chứa hàm lượng Carbondioxit thấp (0,09-0,61). Hàm lượng N2 (1-2,8%)với giá trị dị thường 9.85% ở Oligoxen trên. 1.2.4.4. Các tính chất của nước vỉa             Trong các trầm tích của tầng Mioxen dưới thường gặp 2 loại là nước CaCl2 và NaHCO3. Đặc điểm nớc loại NaHCO3 có độ khoáng hoá thấp chỉ nhận biết trong vòm Bắc, nước vòm Nam thuộc loại CaCl2 có độ khoáng hoá cao hơn, thành phần khí hoà tan trong nước khác với thành phần khí hoà tan trong dầu ở chỗ có hàm lượng khí cao hơn. Lượng cấu tử cao hơn Carbon trong khí hoà tan trong nước là 1,54-3%, trong đó Nitơ chiếm 1,29 - 2,8%. 1.3. Tổng quan về thiết bị tách Thiết bị tách là một thuật ngữ dùng để chỉ một bình áp suất sử dụng để tách chất lưu thành các pha khí và lỏng. Các thiết bị truyền thống thường gọi là bình tách hoặc bẫy, lắp đặt tại vị trí sản suất hoặc ở các giàn ngay gần miệng giếng, cụm phân dòng, trạm chứa để tách chất lỏng giếng thành khí và lỏng. Do bố trí gần đầu giếng nên được thiết kế với tốc độ dòng tức thời cao nhất. Các thiết bị chỉ dùng để tách nước hoặc chất lỏng (dầu + nước) ra khỏi khí, thường có tên gọi là bình nốc ao hoặc bẫy. Nếu thiết bị tách nước lắp đặt gần miệng giếng thì khí và dầu lỏng thoát ra đồng thời còn nước tự do thoát ra ở phần đáy bình. Còn ở các bình tách lỏng cho phép tách tất cả chất lỏng ra khỏi khí thì dầu và nước thoát ra ở đáy bình, còn khí thoát ra ở phần đỉnh bình. Thiết bị tách truyền thống làm việc ở áp suất thấp, thường gọi là buồng Flat. Chất lưu vào từ các bình tách cao áp, còn chất lưu đi ra được truyền tới các bể chứa, cho nên thường đóng 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, thường gọi là bình giãn nở, được trang bị thêm nguồn nhiệt để nung chảy hydrat. Cũng có thể bơm chất lỏng phòng ngừa hydrat hoá vào chất lỏng giếng trước khi giãn nở. Các bình lọc khí cũng tương tự như bình tách dùng cho các giếng có chất lưu chứa ít chất lỏng hơn so với chất lưu của giếng khí và giếng dầu, thường dùng trên các tuyến ống phân phối, thu gom, được chế tạo theo kiểu lọc thô và lọc ướt. Loại lọc thô có trang bị bộ chiết sương, phổ biến là kiểu keo tụ và các chi tiết phía trong tương tự như bình tách dầu khí. Loại lọc ướt dòng hơi đi qua một đệm lỏng, có thể là dầu để rửa sạch bụi bẩn và tạp chất, sau đó qua bộ chiết sương để tách lỏng. Bình lọc thường lắp ở dòng đi lên từ thiết bị xử lý khí bất kỳ hoặc thiết bị dòng ra. BẢNG 1.1 THỐNG KÊ BÌNH CHỊU ÁP LỰC MSP-3. STT  Tên bình  Số đăng kiểm cũ.  Số nhà máy.  Số đăng kiểm.  Năm sản xuất.  Dung tích. (m3)  Áp suất thử (at)  Áp suất L/v max.  vị trí  Thử hoạt động.  Kiểm tra.  Thử thuỷ lực.   1.  HГС  С22  34005  0656С903  1982  12,5  22  22  БМ3  8/06  8/08  8/08   2.  C-2  C23  34090  0655C903  1982  100  6  6  БМ3  8/06  8/08  8/08   3.  V100  677  1293  1661  1996  1,58  173  137  БМ4  5/06  5/08  5/08   4.  C-3  C26  8124  0698  1983  4  33  33  БМ4  4/06  4/08  4/08   5.  УПГ  495  83190  0649  1994  0,5  50  36  БМ4  5/06  5/08  5/08   6.  УПГ  439  29  0653C903  1994  0,35  25  25  БМ4  8/06  8/08  8/08   7.  C-4  C25  54479  0666  1982  5,9  10  10  БМ4  12/05  12/07  12/10   8.  Bình chứa khí  461  0992   1994  2  12  12  БМ6  12/05  12/07  12/10   9.  Gup 100   41686  0660  2003  0,1  100  100  БМ6  5/06  5/08  5/08   10.  Gup 100   41688  0659  2003  0,1  100  100  БМ6  5/06  5/08  5/08   11.  Gas 75   68476  0652  2000  3  11,5  10  БМ7  5/06  5/08  5/08   12.  Bình 3.2  49  76414  0650C903  1982  3,2  8  8  БМ7  8/06  8/08  8/08   13.  Bình khí  35  484  0664  1983  0,129  125  100  БМ6  5/06  5/07  5/07   14.  Bình khí  36  4202  0654  1983  0,129  125  100  БМ6  5/06  5/07  5/07   15.  Bình khí  37  4209  0645  1983  0,13  125  100  БМ6  5/06  5/07  5/07   16.  Bình khí  38  4305  0646  1983  0,13  125  100  БМ6  5/06  5/07  5/07   17.  Bình khí  39  4308  0647  1983  0,13  125  100  БМ6  5/06  5/07  5/07   18.  Bình khí  40  4310  0648  1983  0,13  125  100  БМ6  5/06  5/07  5/07   19.  Bình khí  41  4312  0657  1983  0,13  125  100  БМ6  5/06  5/07  5/07   20.  Bình khí  42  4316  0658  1983  0,13  125  100  БМ6  5/06  5/07  5/07   21.  Bình khí  29  3024  0668C903  1982  0,32  37,5  25  БМ7  8/06  8/08  8/08   22.  Bình khí  30  3041  0669C903  1982  0,32  37,5  25  БМ7  8/06  8/08  8/08   23.  Bình khí  31  3040  0644C903  1982  0,32  37,5  25  БМ7  8/06  8/08  8/08   24.  Bình khí  32  3025  0667C903  1982  0,32  37,5  25  БМ7  8/06  8/08  8/08   1.3.1 Sơ đồ công nghệ thu gom và vận chuyển dầu tại MSP3
Hình 1.2. Sơ đồ hệ thống thu gom, vận chuyển dầu trên MSP 3 CHƯƠNG 2 THIẾT BỊ TÁCH SẢN PHẨM KHAI THÁC Thiết bị tách dầu khí là một thuật ngữ dùng để chỉ một bình áp suất sử dụng để tách chất lưu thu được từ các giếng dầu khí thành các pha khí và lỏng. Các thiết bị truyền thống thường gọi là bình tách hoặc bẫy, lắp đặt tại vị trí sản suất hoặc ở các giàn ngay gần miệng giếng, cụm phân dòng, trạm chứa để tách chất lỏng giếng thành khí và lỏng. Do bố trí gần đầu giếng nên được thiết kế với tốc độ dòng tức thời cao nhất. 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 gần miệng giếng thì khí và dầu lỏng thoát ra đồng thời còn nước tự do thoát ra ở phần đáy bình. Còn ở các bình tách lỏng (cho phép tách tất cả chất lỏng ra khỏi khí) thì dầu và nước thoát ra ở phần dưới của bình, còn khí thoát ra ở phần trên đỉnh của bình. Như vậy thuật ngữ nốc ao ám chỉ nhiệm vụ tách nhanh chất lỏng ra khỏi khí. Thiết bị tách truyền thống làm việc ở áp suất thấp, thường gọi là buồng Flat. Chất lưu vào là từ các bình tách cao áp, còn chất lưu đi ra được chuyển tới các bể chứa, cho nên chúng thường đóng vai trò bình tách cấp hai hoặc cấp ba, có nhiệm vụ tách khí nhanh. Các bình tách bậc một làm việc ở các trạm tách nhiệt độ thấp hoặc tách lạnh, thường gọi là bình giãn nở, được trang bị thêm nguồn nhiệt để nung chảy hydrat. Cũng có thể bơm chất lỏng phòng ngừa hydrat hoá vào chất lỏng giếng trước khi giãn nở. Các bình lọc khí cũng tương tự như bình tách, dùng cho các giếng có chất lưu chứa ít chất lỏng hơn so với chất lưu của giếng khí và giếng dầu, thường dùng trên các tuyến ống phân phối, thu gom, được chế tạo theo kiểu lọc khô và lọc ướt. Loại lọc khô có trang bị bộ chiết sương, phổ biến là kiểu keo tụ và các chi tiết phía trong tương tự như bình tách dầu khí. Đối với loại lọc ướt thì dòng hơi đi qua một đệm lỏng (có thể là dầu) để rửa sạch bụi bẩn và tạp chất, sau đó qua bộ chiết sương để tách lỏng. Bình lọc thường lắp ở dòng đi lên từ thiết bị xử lý khí bất kỳ hoặc thiết bị bảo vệ dòng ra. 2.1. Cấu tạo và nguyên lý hoạt động chung, chức năng của bình tách 2.1.1. Cấu tạo chung Các thiết bị tách truyền thống, thông dụng có sơ đồ nguyên lí như hình 2.1
Hình 2.1
Hình 2.2. Sơ đồ bình tách 2 pha trụ đứng 1- Đường vào của hỗn hợp. 5- Bộ phận chiết sương. 2- Tấm lệch dòng. 6- Đường xả khí. 3- Thiết bị điều khiển mức. 7- Van an toàn. 4- Đường xả chất lỏng. Ở trong bình tách có các bộ phận chính bảo đảm tách sơ cấp (hoặc tách cơ bản), lắng dầu, lưu giữ dầu và triết sương. Bộ phận tách cơ bản A: được lắp đặt trực tiếp ở cửa vào đảm bảo nhiệm vụ tách dầu ra khỏi khí, tức là giải phóng được các bọt khí tự do. Hiệu quả làm việc phụ thuộc vào cấu trúc đường vào: hướng tâm, tiếp tuyến của vòi phun tức bộ phận phân tán để tạo dòng rối cho hỗn hợp dầu khí. Có 2 cách bố trí bộ phận tách cơ bản: hướng tâm và ly tâm. - Theo nguyên tắc hướng tâm:

A-A Hình 2.3. Tách cơ bản kiểu cửa vào hướng tâm 1 - Thành bình. 2 - Đoạn ống đục lỗ. 3 - Tấm chặn. 4 - Vòi phun. 5 - Đường vào của hỗn hợp. 6 - Lỗ thoát chất lỏng. Bố trí bộ phận tách cơ bản theo nguyên tắc này tạo được các va đập, thay đổi hướng và tốc độ chuyển động. Hỗn hợp phải được phân tán, tạo rối qua các vòi phun và đập vào các tấm chặn để thực hiện quá trình tách cơ bản. Hỗn hợp sản phẩm khai thác theo đường số 5 vào ống phân tán, qua các vòi phun số 4 được tăng tốc và đạp vào các tấm chặn số 3 làm đổi chiều chuyển động và giảm tốc độ thoát qua khe hở giữa các tấm chặn. Khí bay lên phần cao. Còn chất lỏng phần lớn bám vào các tấm chặn, kết dính và đi xuống bộ phận tách thứ cấp theo các lỗ thoát số 6. - Theo nguyên tắc ly tâm:
Hình 2.4. Bình tách 2 pha sử dụng bộ phận tách cơ bản kiểu ly tâm Phương án phổ biến là bố trí cửa vào theo hướng tiếp tuyến với thành bình. Thường được thiết kế bởi 2 bình hình trụ đồng tâm. Dòng sản phẩm hỗn hợp sẽ đi vào khoảng không gian giữa 2 bình theo hướng tiếp tuyến với thành bình. Dầu có xu hướng bám dính vào thành bình. + Đối với bình trụ đứng: bộ phận tách cơ bản là 2 bình hình trụ đồng tâm có đường kính không thay đổi. Bình trong có rãnh kiểu nan chớp. Khi dòng hỗn hợp sản phẩm khai thác đi vào theo hướng tiếp tuyến với thành bình và chuyển động theo quỹ đạo xoáy, do khí có lực ly tâm nhỏ hơn sẽ đi vào bình hình trụ bên trong qua các màng chớp và thoát lên trên. Còn dầu có lực ly tâm lớn hơn sẽ văng ra và bám vào thành trong của bình hình trụ bên ngoài, kết dính lại và lắng xuống dưới đến bộ phận tách thứ cấp. + Đối với bình trụ ngang: sử dụng 2 bình hình trụ đồng tâm, bình hình tru bên trong có đường kính thay đổi. Dòng hỗn hợp sẽ đi vào theo hướng rãnh xoắn ốc để tạo lực ly tâm để dễ dàng phân ly dầu – khí. + Ngoài ra còn tách sơ bộ bằng đầu xoáy lốc thuỷ lực. Bộ phận tách thứ cấp B: là phần lắng trọng lực, thực hiện tách bổ sung các bọt khí còn sót lại ở phần A. Để tăng hiệu quả tách các bọt khí ra khỏi dầu, cần hướng các lớp mỏng chất lưu theo các mặt phẳng nghiêng (tấm lệch dòng), phía trên có bố trí các ngưỡng chặn nhỏ, đồng thời phải kéo dài đường chuyển động bằng cách tăng số lượng các tấm lệch dòng. Bộ phận lưu giữ chất lỏng C: là phần thấp nhất của thiết bị dùng để gom dầu và xả dầu ra khỏi bình tách. Dầu ở đây có thể là một pha hoặc hỗn hợp dầu – khí tuỳ thuộc vào hiệu quả làm việc của phần A và phần B, vào độ nhớt và thời gian lưu giữ. Trường hợp hỗn hợp thì phần này có nhiệm vụ lắng để tách khí, hơi ra khỏi dầu. Ở thiết bị 3 pha, nó còn có chức năng tách nước. Bộ phận chiết sương D: là bộ phận được lắp ráp ở phần cao nhất của thiết bị nhằm giữ lại các giọt dầu nhỏ bị cuốn theo dòng khí. Dầu thu giữ ở đây thì theo đường tháo khô chảy trực tiếp xuống phần lưu giữ chất lỏng. - Bộ phận chiết sương kiểu đồng tâm: Gồm 3 hình trụ đồng tâm, có lỗ thoát khí ở phía trên cao nhất và thấp nhất của trụ để hướng dòng khí đi lên xuống với trị số tốc độ khác nhau ở mỗi hình trụ trước khi ra đầu xả. Các giọt dầu bám vào thành ống sẽ chảy xuống phần lắng. + Ưu điểm: chế tạo đơn giản, giá thành thấp và quá trình tách nhanh. + Nhược điểm: tách các bụi dầu ra khỏi dòng khí không triệt để. Bộ phận chiết sương kiểu nan chớp:
Hình 2.5
Hình 2.6. Bộ chiết sương kiểu nan chớp Bao gồm các tấm uốn lượn sóng và các tấm đục lỗ sau khi qua bộ phận tách cơ bản ở đầu vào, khí bay lên đi vào chi tiếtgồm các tấm lượn sóng song song không đục lỗ, khí sẽ chuyển động theo khe hở giữa các tấm, chiều chuyển động được thay đổi liên tục, dầu sẽ bám dính vào các tấm này, sau đó va đập vào các tấm chắn thẳng đứng có đục lỗ, hướng các giọt dầu chảy xuống phần thu và theo đường ống chảy xuống phần thấp nhất của thiết bị. Hiệu quả sẽ được tăng lên khi trên các tấm lượn sóng có các gờ và các cánh phụ. + Ưu điểm: chế tạo đơn giản, giá thành thấp, quá trình tách nhanh và khả năng tách bụi dầu là tốt hơn so với bộ chiết sương dạng đồng tâm. - Bộ chiết sương dạng cánh:
Hình 2.7. Bộ phận chiết sương dạng cánh Bộ chiết sương dạng cánh được cấu tạo từ các tấm thép góc lắp song song. Đỉnh của các tấm này được bố trí hướng lên phía trên, các khe hở được bố trí sao cho dòng khí qua đó chịu va đập, thay đổi hướng, tốc độ chuyển động để tách pha lỏng ra khỏi pha khí. Bộ chiết sương dạng cánh có cấu tạo đơn giản, nhưng hiệu quả tách cao và giá thành hợp lý. Bộ lọc sương: Bộ lọc sương được sử dụng để tách sương từ khí thiên nhiên và được dùng nhiều trong hệ thống vận chuyển và phân phối khí có hàm lượng chất lỏng trong khí thấp. Bộ lọc sương có cấu tạo gồm các đệm keo tụ được chế tạo từ kim loại hoặc các vật liệu chế tạo khay dạng đệm trong các thấp xử lý dầu. Các tấm đệm này tạo ra một tập hợp: cơ chế va đập, thay đổi hướng và tốc độ chuyển động và kết dính để tách lỏng ra khỏi khí. Đệm có mặt tiếp xúc lớn để gom và keo tụ sương chất lỏng. Bộ lọc kiểu này ngoài tác dụng lọc khí còn được sử dụng trong bình tách dầu – khí. Tuy vậy, nếu sử dụng trong bình tách thì có hạn chế ở chỗ đệm keo tụ có thể chế tạo từ vật liệu giòn, dễ hỏng khi vận chuyển và lắp ráp nếu như nó được lắp sẵn từ cơ sở chế tạo rồi vận chuyển đến công trường. Các loại lưới thép có thể bị lấp bịt bởi paraffin và các tạp chất, giảm thời hạn sử dụng. Ngoài ra sự giảm áp lớn qua đệm gây nguy cơ tạo rãnh xung quanh. Vì vậy bộ lọc kiểu keo tụ chỉ nên dùng cho hệ thống thu gom, vận chuyển và phân phối khí.
Hình 2.8. Đệm đông tụ.
Hình 2.9. Một số loại đệm đông tụ Phía ngoài bình có các cửa vào và cửa ra. Cửa vào bao gồm đường chảy của hỗn hợp và cửa vào cho người khi cần vệ sinh, sửa chữa, bảo dưỡng. Đường ra của khí lắp đặt ở phần cao, có van tự động điều khiển bằng áp suất. Phần thấp nhất có đường ra của nước hoặc của cặn. Đường ra của dầu điều khiển bằng mực chất lỏng thiết kế trong bình. 2.1.2. Nguyên lý hoạt động chung Bình tách hoạt động theo 4 giai đoạn cơ bản sau: Giai đoạn 1: Là giai đoạn đầu của quá trình tách về cơ bản là sử dụng một bộ phận gạt đầu vào, cỏc giọt chất lỏng lớn nhất va chạm lên bộ phận gạt này và rơi xuống bằng trọng lực Giai đoạn 2: Là sự tách bằng trọng lực các giọt nhỏ hơn dạng hơi bằng cách chảy thông qua khu vực tách Giai đoạn 3: Là sự tách sương, tại đây các giọt nhỏ nhất được đông tụ thành các giọt lớn hơn, nó sẽ được tách bằng trọng lực Giai đoạn 4: Là sự phân lớp, các chất lỏng nhẹ nổi lên trong pha nặng hay sự sa lắng của các giọt lỏng nặng trong pha nhẹ và tuân theo định luật Stock. 2.1.3. Chức năng của bình tách Bình tách cú chức năng cơ bản, chức năng phụ và chức năng đặc biệt. * 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 đi từ vỉa vào giếng, khi di chuyển trong ống nâng và ống xả. Vì vậy những trường hợp trước khi vào bình tách, dầu khí đã được tách hoàn toàn, lúc đo bình tách chỉ còn tạo không gian cho khí và dầu di theo đường riêng. Sự chênh lệch mật độ lỏng - khí nói chung bảo đảm cho quá trính tách dầu, tuy nhiên vẫn cần đến các phương tiện cơ khí chẳng hạn như bộ chiết sương và các phương tiện khác trước khi xả dầu, khí ra khỏi bình. 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 hoá học của dầu thô, áp suất và nhiệt độ vận hành, tốc độ lưu thông, hình dáng kích thước của bình tách và nhiều yếu tố khác. Tốc độ lưu thông qua bình và chiều sâu lớp chất lỏng ở phần thấp quyết định thời gian lưu giữ hoặc thời gian lắng. Thời gian này thường từ 1- 3 phút là thoả mãn trừ trường hợp dầu bọt, còn phải tăng lên từ 5 - 20 phút tùy theo độ ổn định của bọt và kết cấu của bình, chung nhất là từ 2 - 4 phút, loại 2 pha từ 20 giây đến 2 phút, loại 3 pha từ 2 đến 10 phút, khoảng thời gian có thể gặp là từ 20 giây đến 2 giờ. Hệ thống khai thác và xử lý đòi hỏi phải tách hoàn toàn khí hoà tan, bao gồm rung lắc, nhiệt, keo tụ, lắng. Nếu dầu có độ nhớt cao hoặc sức săng bề mặt lớn thì phải sử dụng các vật liệu lọc. Nước trong chất lưu giếng cần được tách trước khi đi qua các bộ phận giảm áp như van, để ngăn ngừa sự ăn mòn, tạo thành hydrat hoặc tạo thành nhũ tương bền gây khó khăn cho việc xử lý. Việc tách nước thực hiện trong các thiết bị 3 pha bằng cơ chế trọng lực kết hợp với hoá chất. Nếu thiết bị có kích thước không đủ lớn để tách theo yêu cầu thì chúng sẽ được tách trong các bình tách nhanh lắp ở đường vào hoặc ra của thiết bị tách có vai trò tách sơ bộ hoặc bổ sung. Nếu nước bị nhũ hoá thì cần có hoá chất để khử nhũ. * Chức năng phụ của bình tách bao gồm: 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 trị sao cho chất lỏng và chất khí thoát theo đường riêng biệt tương ứng vào hệ thống gom và xử lý. Việc duy trì được thực hiện bởi các van khí cho riêng mỗi bình hoặc một van chính kiểm soát áp suất cho một số bình. Giá trị tối ưu của áp suất là giá trị bảo đảm hiệu quả kinh tế cao nhất khi bán dầu và khí thương phẩm. Để duy trì được áp suất, cần giữ một đệm chất lỏng ở phần thấp của bình tách, nó có tác dụng ngăn khí thoát theo chất lỏng, mức chất lỏng thường được khống chế bởi van điều khiển bằng rơle phao. * Các chức năng đặc biệt của thiết bị tách bao gồm: 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 bọc bởi một màng dầu mỏng, tạo thành bọt 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 tuỳ theo thành phần và hàm lượng tác nhân tạo bọt có trong dầu. Dầu tạo bọt thường có tỷ trọng 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 chính xác, tổn hao thế năng của dầu - khí một cách vô ích và đòi hỏi các tiết bị đặc biệt cản phá hoặc ngăn ngừa sự tạo bọt theo phương pháp rung lắc, lắng, nhiệt và hoá học. Các thiết bị tách dầu nhiều parafin có thể gặp trở ngại do parafin lắng đọng làm giảm hiệu quả và có thể phải ngừng hoạt động do bình hẹp dần hoặc bộ chiết sương có đường dẫn chất lỏng bị lấp. Giải pháp hiệu quả có thể dùng hơi nóng hoặc dung môi để làm tan parafin. Tuy nhiên tốt nhất là dùng giải pháp ngăn ngừa bằng nhiệt và hoá chất, phía trong thiết bị sơn phủ một lớp chất dẻo. Tuỳ thuộc vào điều kiện địa chất của tầng chứa, chất lưu có thể mang theo các tạp chất cơ học như cát, bùn, muối kết tủa với hàm lượng đáng kể. Việc tách chúng trước khi chảy vào đường ống là một việc làm rất cần thiết. Các hạt tạp chất với số lượng nhỏ được tách theo nguyên tắc lắng trong các bình trụ đứng với đáy hình côn và xả cặn định kỳ. Muối kết tủa được hoà tan bởi nước và xả theo đường xả nước. 2.2. Phân loại bình tách 2.2.1. Phân loại theo chức năng Tuỳ theo từng chức năng của bình tách mà ta có thể phân loại như sau: Bình tách dầu và khí ( oil and gas separator). Bình tách 3 pha dầu, khí và nước. Bình tách dạng bẫy (trap). Bình tách từng giai đoạn (stage separator). Bình tách nước (water knockout), kiểu khô hay ướt. Bình lọc khí (Gas filter). Bình làm sạch khí (Gas scrubber) kiểu khô hay ướt. Bình tách và lọc (Filter/separator). Bình tách 2 pha, 3 pha, tách theo giai đoạn gọi chung là bình tách dầu và khí. Những bình tách này sử dụng trên giàn cố định gần đầu giếng, cụm phân dũng hoặc bình chứa để tách chất lưu được tạo ra từ dầu và khí trong giếng, thành dầu và khí hoặc chất lỏng và khí. Chúng phải có khả năng kiểm soát slugs hoặc heads (sluggs hay heads là hiện tượng chất lưu từ vỉa đi lên với lưu lượng không liên tục mà thay đổi). Do hiện tượng này của lưu chất từ giếng mà lưu lượng qua hệ thống có thể tăng lên rất cao hoặc có thể giảm xuống rất thấp. Vì vậy, bình tách thường phải có kích thước đủ để kiểm soát tốc độ dòng chảy tức thời lớn nhất. + Tách lỏng (liquid separator) dùng để tách chất lỏng, dẫn dầu lẫn nước khỏi khí. nước và dầu lỏng thoát ra theo đường đáy bình, còn khí đi theo đường trên đỉnh + Bình gión nở (Expansion vessel) thường là bình tách giai đoạn một trong tách nhiệt độ thấp hay tách lạnh. Bình tách này có thể được lắp thiết bị gia nhiệt (heating oil ) có tác dụng làm chảy hydrat (như glycol) vào chất lưu vỉa từ giếng lên trước khi nối vào trong bình tách này + Bình tách làm sạch khí (gas scrubber) : có thể hoạt động tương tự như bình tách dầu và khí. Bình tách dầu và khí thường dùng trong thu gom khí và đường ống phân phối, những chỗ không yêu cầu phải kiểm soát sluggs hoặc heads của chất lỏng. Bình làm sạch khí kiểu khô dùng thiết bị tách sương và thiết bị bên trong còn lại tương tự như bình tách dầu và khí. Bình làm sạch khí kiểu ướt hướng dòng khí qua bồn chứa dầu hoặc các chất lỏng khác để rửa sạch bụi và các tạp chất khác còn lại khỏi khí. Khí được đưa qua một thiết bị tách sương để tách các chất lỏng khỏi nó. Một thiết bị lọc có thể coi như một thiết bị đặt trước một tổ hợp thiết bị tách khí để bảo vệ nó khỏi chất lỏng hay nước. + Thiết bị lọc (gas filter) được coi như một bình làm sạch khí kiểu khô đặc biệt nếu đơn vị được dùng ban đầu để tách bụi khỏi dòng khí. Thiết bị lọc trung bình được dùng trong bồn chứa để tách bụi, cặn đường ống (line scale), rỉ (rust) và các vật liệu khác khỏi khí. + Flash chamber thường là bình tách dầu và khí hoạt động ở áp suất thấp với chất lỏng từ bình tách có áp suất cao hơn được xả vào nó. Đây thường là bình tách giai đoạn 2 hoặc 3 với chất lỏng được thải vào bình chứa từ Flash chamber. 2.2.2. Phân loại bình tách theo hình dạng Ngoài sự phân loại theo chức năng thì dựa vào hình dạng bên ngoài của bình tách người ta có thể phân chia bình tách thành các loại sau: Loại 1: bình tách đứng. Loại 2: bình tách hình trụ nằm ngang. Loại 3: bình tách hình cầu. + Trong đó tuỳ theo số pha được tách tương ứng với số dòng được tách ra khỏi tháp mà ta có loại bình tách 2 pha (lỏng – khí), bình tách 3 pha (dầu –khí- nước). + Ngoài ra, một số bình tách dùng để tách rắn-cặn ra khỏi chất lỏng bằng những kết cấu đặc biệt có tác dụng lắng đọng các vật liệu rắn. Chúng không được coi là pha lỏng khác trong phân loại bình. 2.2.2.1. Thiết bị bình tách trụ đứng Các thiết bị bình tách trụ đứng có đường kính từ 10 in đến 10 ft, chiều cao có thể đạt từ 4- 25 ft . Gồm cỏc loại sau: - Thiết bị tách trụ đứng 2 pha hoạt động dầu khí. - Thiết bị tách trụ đứng 3 pha hoạt động: dầu – khí – nứơc. - Bình tách 3 pha sử dụng lực ly tâm. Dòng nguyên liệu vào đi theo một ống màng côn. Có các ống màng dẫn dòng tạo dòng chảy xoáy tròn, nước nặng nhất bị phân bố sát thành ống dẫn (do lực ly tâm). Dầu nhẹ hơn phân bố ở mặt ngoài, khí ít chịu ảnh hưởng của lực ly tâm, tách khỏi dầu và đi lên. Dầu, nước bị kéo xuống dưới theo máng dẫn. Nước nặng hơn chìm xuống dưới, dầu nổi lên trên.
Hình 2.10. Bình tách trụ đứng 2 pha.
Hình 2.11. Bình tách hình trụ đứng 2 pha 1- Cửa vào của hỗn hợp. 4- Đường xả khí. 2- Bộ phận tạo va đập. 5- Đường xả chất lỏng. 3- Bộ phận chiết sương. 
Hình 2.12. Bình tách trụ đứng 3 pha
Hình 2.13. Bình tách hình trụ đứng 3 pha 1- Đường vào của hỗn hợp. 5- Đường gom các giọt chất lỏng. 2- Bộ phận tạo va đập. 6- Đường xả nước. 3- Bộ phận chiết sương. 7- Đường xả dầu. 4- Đường xả khí.
Hình 2.14 Bình tách hình trụ đứng 3 pha sử dụng lực ly tâm 1-Cửa vào nguyên liệu 4-Bề mặt tiếp xúc dầu-khí 2-Bộ phận do chuyển động xoáy tròn 5-Bề mặt tiếp xúc dầu nước 3-Vòng hình nón. 2.2.2.2. Thiết bị bình tách trụ ngang - Hiện nay các thiết bị tách trụ ngang được sản xuất với hai dạng: +Bình tách một ống trụ đơn. +Bình tách gồm hai ống trụ. Loại kép gồm hai bình bố trí chồng lên nhau, cái này phía trên cái kia. Loại đơn phổ biến hơn vị có diện tích lớn cho dòng khí, mặt tiếp xúc dầu khí rộng và thời gian lưu trữ dài nhờ có thể tích dầu lớn và thay rửa dễ dàng. Đường kính thay đổi từ 10 in đến 16 ft, chiều dài từ 4- 70 ft. Cả hai loại này đều có thể áp dụng tách 2 pha hoặc 3 pha. - Các thiết bị tách hình trụ nằm ngang được minh hoạ ở các bình tách sau: + Bình tách trụ ngang 2 pha hoạt động (dầu – khí). + Bình tách trụ ngang một ống, 3 pha hoạt động (dầu – khí – nước).
Hình 2.15. Bình tách hình trụ nằm ngang 2 pha 1- Đường vào của hỗn hợp. 2- Bộ phận tạo va đập. 3- Bộ phận chiết sương. 4- Đường xả khí. 5- Đường xả chất lỏng.
Hình 2.16. Bình tách 3 pha hình trụ ngang.
Hình 2.17. Bình tách hình trụ nằm ngang 3 pha 1- Đường vào của hỗn hợp. 4- Đường xả khí. 2- Bộ phận tạo va đập. 5- Đường xả nước. 3- Bộ phận chiết sương. 6- Đường xả dầu. 2.2.2.3 Thiết bị tách hình cầu. Thiết bị tách hình cầu thường có đường kính từ 24- 72 in, gồm 2 loại sau: +Bình tách hình cầu 2 pha hoạt động (dầu – khí). + Bình tách hình cầu 3 pha hoạt động (dầu – khí – nước).
Hình 2.18. Bình tách hình cầu 2 pha 1- Bộ phận ly tâm - kiểu thiết bị thay đổi hướng cửa vào. 2- Màng chiết. 3- Phao đo mức chất lỏng. 4- Thiết bị điều khiển mức chất lỏng trong bình. 5- Van xả dầu tự động
Hình 2.19. Bình tách hình cầu 3 pha 1- Thiết bị đầu vào. 2- Bộ phận chiết sương. 3- Phao báo mức dầu trong bình. 4- Phao báo mức nước trong bình. 5- Thiết bị điều khiển mức nước trong bình. 6- Thiết bị điều khiển mức dầu trong bình. 7- Phao xả dầu tự động. 8- Phao xả nước tự động. 2.2.3. Phân loại theo phạm vi ứng dụng - Bình tách thử giếng: dùng để tách và đo chất lỏng, có trang bị các loại đồng hồ để đo tiềm năng dầu, khí, nước, thử định kỳ các giếng khai thác hoặc thử các giếng ở biên mỏ. Thiết bị có 2 kiểu: tĩnh tại và di động, có thể 2 pha hoặc 3 pha, trụ đứng hay nằm ngang hoặc hình cầu. - Bình tách đo: có nhiệm vụ tách dầu, khí , nước và đo các chất lưu có thể thực hiện trong cùng một bình, các kiểu thiết kế đảm bảo đo chính xác các loại dầu khác nhau, có thể 2 hoặc 3 pha. Ở loại 2 pha, sau khi tách chất lỏng được đo ở phần thấp nhất của bình. Trong thiết bị tách 3 pha có thể chỉ đo dầu hoặc cả dầu lẫn nước. Việc đo lường được thực hiện theo giải pháp: tích luỹ, cách ly và xả vào buồng đo ở phần thấp nhất. Với dầu nhiều bọt hoặc độ nhớt cao, thường không đo thể tích mà đo trọng lượng thong qua bộ khống chế cột áp thuỷ tĩnh của chất lỏng. - Bình tách khai thác: là một kiểu bình đặc biệt, chất lỏng giếng có áp suất cao chảy vào bình qua van giảm áp sao cho nhiệt độ bình tách giảm đáng kể thấp hơn nhiệt độ chất lỏng giếng.Sự giảm thực hiện theo hiệu ứng Joule- Thomson khi giãn nở chất lỏng qua van giảm áp nhờ đó xảy ra sự ngưng tụ. Chất lỏng thu hồi lúc đó cần phải được ổn định để ngăn bay hơi thái quá trong bể chứa. 2.2.4. Phân loại theo áp suất làm việc Các bình tách làm việc với áp suất từ giá trị chân không khá cao cho tới 300 at và phổ biến là trong giới hạn 1,5 – 100 at. - Loại thấp áp: áp suất làm việc của binh là 0,7- 15 at. - Loại trung áp: áp suất làm việc của binh là 16- 45 at. - Loại cao áp: áp suất làm việc của binh là 45- 100 at. 2.2.5. Phân loại theo nguyên lý tách cơ bản - Nguyên lý trọng lực: dựa vào sự chênh lệch mật độ của các thành phần chất lưu. Các bình tách loại này ở của vào không thiết kế các bộ phận tạo va đập, lệch dòng hoặc đệm chắn. Còn ở cửa ra của khí có lắp đặt bộ phận chiết sương. - Nguyên lý va đập hoặc keo tụ: gồm tất cả các tiết bị ở của vào có bố trí các tấm chắn va đập, đệm chắn để thực hiện tách sơ cấp. - Nguyên lý tách ly tâm: có thể dung cho tách sơ cấp và cả thứ cấp, lực ly tâm được tạo ra theo nhiều phương án: + Dòng chảy vào theo hướng tiếp tuyến với thành bình. + Phía trong bình có cấu tạo hình xoắn, phần trên và dưới được mở rộng hoặc mở rộng từng phần. Lực ly tâm tạo ra các dòng xoáy với tốc độ cao đủ để tách chất lỏng. Tốc độ cần thiết để tách ly tâm thay đổi từ 3- 20 m/sec và giá trị phổ biến từ 6- 8 m/sec. Đa số thiết bị ly tâm có hình trụ đứng. Tuy nhiên các thiết bị hình trụ ngang cũng có thể lắp bộ phận tạo ly tâm ở đầu vào để tách sơ cấp và ở đầu ra của khí để tách lỏng. 2.3. Phạm vi ứng dụng và ưu nhược điểm từng của các loại bình tách 2.3.1. Phạm vi ứng dụng Trong công nghiệp dầu khí, bình tách được chế tạo theo 3 hình dạng cơ bản là: bình tách trụ đứng, bình tách trụ ngang, và bình tách cầu. Mỗi loại thiết bị có những tiện lợi nhất định trong quá trình sử dụng. Vì vậy, việc lựa chọn trong mỗi ứng dụng thường dựa trên hiệu quả thu được trong quá trình lắp đặt và duy trì giá trị. Bảng số (2.1) chỉ ra sự so sánh những ưu nhược điểm của các loại thiết bị tách dầu khí. Bảng số (2.1) không phải là một bảng hướng dẫn thuần tuý nhưng nó đủ tiêu chuẩn liên quan tới sự so sánh, như những đặc điểm thay đổi hay những đặc điểm đặc trưng của sự khác nhau giữa các thiết bị tách dựa trên những phạm vi hình dạng, kích thước, áp suất làm việc. Từ bảng so sánh có thể chắc chắn rằng những thiết bị tách dầu và khí hình trụ nằm ngang là thiết bị có nhiều ưu điểm trong sử dụng, vận hành, duy trì làm việc, bảo dưỡng và sửa chữa thay thế, vì vậy nó được áp dụng nhiều nhất. Bảng tổng kết chỉ cho ta thấy khái quát chung của việc sử dụng thiết bị tách hình trụ ngang, hình trụ đứng, thiết bị hình cầu. 2.3.1.1. Thiết bị tách hình trụ đứng Trong công nghiệp dầu khí hiên nay, thiết bị bình tách hình trụ đứng thường được sử dụng trong những trường hợp sau: Chất lỏng giếng có tỷ lệ lỏng/khí cao. Dầu thô có chứa lượng cát, cặn và các mảnh vụn rắn. Sự lắp đặt bị giới hạn về chiều ngang nhưng không giới hạn về chiều cao của thiết bị.