Đồ án Nghiên cứu thiết bị tách pha, tính toán các thông số cơ bản cho bình tách

LỜI MỞ ĐẦU Nghành công nghiệp dầu khí Việt Nam tuy còn non trẻ nhưng đã không ngừng vươn lên và đã trở thành ngành công nghiệp mũi nhọn của đất nước. Hiện nay có rất nhiều công ty dầu khí nước ngoài cùng với các công ty trực thuộc Tập đoàn dầu khí quốc gia Việt Nam đang tham gia vào các dự án đầu tư trong nước và quốc tế, bên cạnh đó là nhà máy lọc hoá dầu Dung Quất đang đi vào hoạt động cùng với dự án nhà máy lọc dầu Nghi Sơn đang được khởi công xây dựng, đã khẳng định một tiềm năng phát triển mạnh mẽ của ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam. Dầu thô được khai thác trên các mỏ của Viêt Nam là dầu có hàm lượng parafin tương đối cao, độ nhớt , nhiệt độ đông đặc cao nên việc khai thác vận chuyển gặp nhiều khó găn đòi hỏi phải sử lý nhiều sự cố kỹ thuật xảy ra trên đường ống vận chuyển. Với mục đích áp dụng lý thuyết và thực tế sản xuất trong quá trình thu gom, vận chuyển hỗn hợp dầu khí, được sự đồng ý của bộ môn Thiết bị dầu khí và công trình , trường đại học Mỏ – Địa chất em đã được giao đề tài “NGHIÊN CỨU THIẾT BỊ TÁCH PHA, TÍNH TOÁN CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN CHO BÌNH TÁCH” trong đề tài này, việc nghiên cứu các thiết bị tách pha thực chất là đi nghiên cứu các bình tách trong giai đoạn tách sơ bộ dầu thô từ vỉa, nhằm đáp ứng nhu cầu công nghệ cho hệ thống thu gom và xử lý. Mục đích cơ bản của đề tài là tìm ra các thông số kỹ thuật cơ bản của bình tách như: kích thước, thời gian lưu, tính toán bền, khối lượng bình, diện tích mặt sàn lắp đặt. Bên cạnh đó nghiên cứu các phương pháp tách dầu từ hỗn hợp khí, cấu tạo của thiết bị bình tách dầu khí, nguyên lý hoạt động, các yếu tố ảnh hưởng tới hiệu quả, công suất tách của bình tách dầu khí, đưa ra các phương pháp nhằm nâng cao hiệu quả cho thiết bị tách. Được sự giúp đỡ tận tình của thầy giáo Lê Đức Vinh và các thầy trong bộ môn Thiết bị dầu khí và Công trình, và với sự giúp đỡ của các cán bộ trong Xí nghiệp khai thác thuộc XNLD Vietsovptro, cùng với những nổ lực của bản thân em đã hoàn thành bản đồ án này, tuy nhiên kinh nghiệm cũng như thời gian và mức độ tài liệu còn nhiều hạn chế nên đồ án sẽ không tránh khỏi những thiếu sót. Vì vậy, em rất mong nhận được sự góp ý của các thầy cô và các bạn đồng nghiệp. Em xin chân thành cảm ơn các thầy cô giáo bộ môn Thiết bị dầu khí và Công trình, các bạn cùng lớp và lòng biết ơn chân thành tới thầy giáo Lê Đức Vinh đã hướng dẫn và giúp đỡ em hoàn thành đồ án này. Em xin chân thành cảm ơn ! Sinh viên thực hiện Nguyễn Văn Tiến CHƯƠNG I – CÔNG NGHIỆP DẦU KHÍ VIỆT NAM, HỆ THỐNG THU GOM DẦU KHÍ TRÊN GIÀN CỐ ĐỊNH MSP 1.1. Sự hình thành và phát triển của nghành công nghiệp dầu khí Việt Nam và ở Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro. Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam được hình thành theo quyết định số 198/2006/QĐ-TTg ngày 29/8/2006 của thủ tướng chính phủ. Hiện nay với hơn 50 đơn vị thành viên và các công ty liên doanh, lực lượng lao động hơn 22.000 người và doanh thu năm 2006 đạt 174.000 tỷ đồng. Tập đoàn Dầu khí Việt Nam hoạt động trong lĩnh vực dầu khí và các lĩnh vực khác không chỉ ở lãnh thổ trong nước mà cả nước ngoài. Kết quả tìm kiếm cho tới nay đã xác định được các bể trầm tích Đệ Tam có triển vọng dầu khí: Sông Hồng, Phú Khánh, Cửu Long, Nam Côn Sơn, Malay-Thổ Chu, Tư Chính-Vũng Mây, nhóm bể Trường Sa và Hoàng Sa trong đó các bể Sông Hồng, Cửu Long, Nam Côn Sơn, Malay-Thổ Chu là đã phát hiện và đang khai thác. Đến nay đã kí trên 57 hợp đồng dầu khí trong đó có 35 hợp đồng đang có hiệu lực với các tập đoàn dầu khí quốc tế: Hợp đồng phân chia sản phẩm (PSC), hợp đồng hợp tác kinh doanh (BCC), hợp đồng điều hành chung (JOC)… với tổng đầu tư 7 tỷ đô-la.Với khoảng 600 giếng tìm kiếm, tổng số mét khoan 2 triệu km. Phát hiện khí tại giếng Đông Quan D-1X, vùng trũng Hà Nội, phát hiện dầu khí tại giếng Rồng Tre-1X…đã góp phần làm gia tăng trữ lượng dầu quy đổi khoảng từ 30-40 triệu tấn/năm. Bên cạnh đó Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam còn mở rộng ký kết các hợp đồng tìm kiếm thăm dò khai thác ở nước ngoài như: Lô Madura 1 và 2 ở Inđônêxia, lô PM 304 và SK-305 ở Malayxia… và còn tìm kiếm các cơ hội ở các nước khác thuộc khu vực châu Phi, Nam Mỹ… Hiện nay đang khai thác tại 9 mỏ trong và ngoài nước: Bạch Hổ, Rồng, Đại Hùng, PM3-CAA/Cái nước, Hồng Ngọc, Rạng Đông, Lan Tây-Lan Đỏ, Tiền Hải C, Sư Tử Đen, Rồng Đôi, Rồng Đôi Tây, Cendoz thuộc lô PM-304 ở Malayxia. Sản lượng khai thác trung bình của tập đoàn khoảng 350.000 thùng dầu thô/ngày và 18 triệu m3 khí/ngày, tính tới hết tháng 12/2006 đã khai thác trên 235 triệu tấn quy dầu trong đó dầu thô đạt trên 205 triệu tấn, thu gom vận chuyển vào bờ và cung cấp 30 tỷ m3 khí cho sản xuất điện đạm và các nhu cầu dân sinh khác. Mỏ Bạch Hổ nằm ở bể Cửu Long cách thành phố Vũng Tàu 120km về phía Đông Nam, cấu tạo này do Mobil phát hiện trên cơ sở tài liệu địa chấn 2 chiều (2D), và phát hiện dầu khí đầu tiên vào tháng 3 năm 1975 bởi giếng khoan Bạch Hổ 1 (BH-1) bằng tàu khoan Glomar 2. Ngày 26/6/1986, Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã khai thác tấn dầu đầu tiên từ mỏ và từ 6/9/1998 khai thác thêm tầng dầu trong móng granit nứt nẻ ở các độ sâu khác nhau. Đây là mỏ dầu lớn nhất Việt Nam hiện nay, bao gồm nhiều thân dầu: Miocene dưới, Oligocene và đá móng nứt nẻ Đệ Tam. Hiện nay phương pháp khai thác chủ yếu đang áp dụng ở mỏ Bạch Hổ là phương pháp tự phun, phương pháp khai thác Gaslift và phương pháp khai thác dầu bằng máy bơm ly tâm điện chìm (chỉ sử dụng ở giàn RP-1). Tốc độ khai thác dầu ở mỏ Bạch Hổ ngày càng tăng, năm đầu tiên (1986) khai thác 40.000 tấn. Đến ngày 16/9/1998, Xí nghiệp liên doanh Vietsovpetro đã khai thác được 60 triệu tấn dầu thô và khai thác tấn dầu thứ 75 triệu vào ngày 20/12/1999. Đến ngày 22/2/2001 khai thác tấn dầu thứ 90 triệu và ngày 4/12/2005 khai thác tấn dầu thứ 150 triệu. Liên doanh dầu khí Vietsovpetro được thành lập ngày 1/8/1981. Kể từ đó đến nay Liên doanh dầu khí Vietsovpetro luôn luôn là đơn vị chủ lực, con chim đầu đàn của nghành dầu khí Việt Nam, sản lượng khai thác không ngừng tăng, hằng năm chiếm tới 80% sản lượng dầu thô xuất khẩu của nước ta. Cùng với dầu thô, Xí nghiệp Liên doanh Vietsovpetro còn có khả năng cung cấp hàng tỷ m3 khí đồng hành. Hệ thống thu gom xử lý khí cùng đường ống dẫn khí Bạch Hổ-Bà Rịa đã được đưa vào sử dụng từ tháng 5/1995. Trong năm 1996 Xí nghiệp Liên doanh Vietsovpetro cung cấp 300 triệu m3 khí đồng hành cho nhà máy điện Bà Rịa. Từ năm 1997 Xí nghiệp Liên doanh cung cấp khí đồng hành với công suất trên 2 triệu m3/ngày cho nhu cầu công nghiệp và phục vụ sinh hoạt của nhân dân. Trong gần 25 năm qua (tính đến hết tháng 10 năm 2006). Xí nghiệp đã khai thác được gần 160 triệu tấn dầu thô từ các mỏ Bạch Hổ, Rồng, Đại Hùng, thu gom và vận chuyển vào bờ 16,6 tỷ m3 khí đồng hành và khí hoá lỏng phục vụ sản xuất điện và công nghiệp hoá chất. Xí nghiệp đã đạt mức doanh thu xuất khẩu dầu thô 32,7 tỷ USD, nộp ngân sách nhà nước Việt Nam 21 tỷ USD, lợi nhuận phía Nga 5,8 tỷ USD và vào các năm 1993 và 1996 phía Việt Nam và phía Nga đã thu hồi được vốn, qua đó đã đưa Việt Nam trở thành nước khai thác và xuất khẩu dầu đứng thứ 3 trong khu vực Đông Nam Á. Xí nghiệp Liên doanh Vietsovpetro đã tạo dựng được một hệ thống cơ sở vật chất kỹ thuật vững chắc trên bờ và dưới biển với 12 giàn khoan cố định, 2 giàn công nghệ trung tâm, 9 giàn nhẹ, 3 giàn bơm ép nước, 4 trạm rót dầu không bến, 2 giàn nén khí và 2 giàn tự nâng, với 330 km đường ống dưới biển, 17 tàu dịch vụ các loại trong đó có 2 tàu hiện đại có sức nâng 1200 tấn và một căn cứ dịch vụ trên bờ với 10 cầu cảng dài tổng cộng 1.300 m, trong đó có cầu cảng có trọng tải 10.000 tấn, có hệ thống kho có khả năng chứa 38.000 tấn/năm, 60.000 m2 bãi cảng, năng lực hàng hoá thông qua 12.000 tấn/năm. Hiện nay, khi các mỏ dầu củ đã được khai thác nhiều năm, giảm dần về sản lượng thì việc tìm kiếm những mỏ dầu khí mới và áp dụng kỹ thuật hiện đại để gia tăng sản lượng hết sức quan trọng. Vì vậy công tác tìm kiếm thăm dò những mỏ dầu khí mới được đẩy mạnh bao gồm khoan khai thác 12 giếng gồm 51.150 m khoan sâu trong lòng biển, sửa chửa 35 giếng. Liên doanh đã xây dựng kế hoạch, áp dụng các giải pháp điều chỉnh khai thác làm cho trạng thái khai thác tầng móng vòm trung tâm Bạch Hổ khá ổn định, đảm bảo áp suất vỉa ở độ sâu 3.050 m. Theo kế hoạch giai đoạn 2006-2010, Xí nghiệp Liên doanh dầu khí Vietsovpetro phấn đấu gia tăng trữ lượng 52 triệu tấn dầu thô với 20 giếng khoan tìm kiếm, vận chuyển vào bờ 6,5 tỷ m3 khí. Khoan 64 giếng khoan khai thác. đưa vào sử dụng 7 công trình biển, 3 công trình đầu tư lớn. 1.2. Giới thiệu chung về quá trình sử lý sản phẩm khai thác. Sản phẩm khai thác từ các giếng dầu khí là sản phẩm hỗn hợp bao gồm: dầu, khí, nước và các tạp chất khác. Chính vì vậy chúng ta phải tiến hành sử lý sản phẩm ngay tại dàn nhằm đáp ứng các yêu cầu đối với từng loại sản phẩm, quá trình sử lý sản phẩm khai thác thực chất là quá trình tách pha, đối với pha khí sau khi ra khỏi thiết bị tách sơ bộ vẫn còn mang theo các thành phần nặng, mang theo hơi nước v.v… do vậy cần phải sử lý để thu hồi các thành phần nặng đó, tách nước ngưng tụ để đảm bảo thu được khí thương phẩm. Đối với pha nước sau khi được tách sơ bộ ra khỏi dầu thì vẫn còn lẫn nhiều tạp chất kể cả bùn đất v.v…, cho nên trước khi thải ra môi trường hoặc tái sử dụng để bơm ép vỉa cần phải tiếp tục sử lý để loại bỏ tạp chất. Đối với pha dầu tiếp tục được sử lý để tách nước, tách muối và các tạp chất cơ học cho đến khi đạt được tiêu chuẩn dầu thương phẩm. Quá trình sử lý sản phẩm khai thác được thực hiện như sau: hỗn hợp dầu khí đi từ giếng lên bề mặt qua hệ thống cây thông khai thác, qua cụm Manhephon đi tới các thiết bị tách sơ bộ tại đây sản phẩm được tách ra thành các pha theo yêu cầu và được vận chuyển đến nơi tiêu thụ nhờ hệ thống máy bơm và máy nén khí. 1.3. Giới thiệu sơ đồ công nghệ hệ thống thu gom và xử lý dầu khí. Hình I.1 là sơ đồ hệ thống thu gom xử lý dầu trên giàn cố định (MSP), hệ thống được lắp đặt trong 6 block. a. Block Modun N0/1 và N0/2. Đây là hai Block quan trọng nhất, hai Block này lắp đặt thiết bị miệng giếng và các hệ thống đường ống thu gom sau: * 5 đường ống công nghệ chính: + Đường gọi dòng về bình gọi dòng. + Đường làm việc chính: đưa về bình tách HГC. + Đường là việc phụ. + Đường ống xả: để xả áp suất trong trường hợp cần thiết. Nếu có áp suất thì nó dẫn về bình 100 m3 để tách. + Đường dẫn về bình đo. - Các đường phụ trợ: Đường dập giếng, đường tuần hoàn thuận, đường tuần hoàn nghịch. Ngoài ra trên Block này còn được lắp đặt: - Bình tách 16 m3 - Bình Gaslift. - Hệ thống vận chuyển: dầu thô, nước ép vỉa giữa các giàn và chuyển dầu ra tàu chứa. b. Block Modun N0/3. Được lắp đặt các hệ thống sau: * Bình HГC (bình tách áp suất cao; bình 25 m3): + Thể tích 25 m3. + Áp suất giới hạn 22 KG/cm2. + Áp suất làm việc 7 – 12 KG/cm2. * Bình Bufe (bình tách áp suất thấp, bình 100 m3, bình E1): + Thể tích 100 m3. + Áp suất giới hạn 6 KG/cm2. + Áp suất làm việc 2,5 – 3 KG/cm2. - Hệ thống máy bơm dầu từ bình 100 m3 ra tàu chứa. - Hệ thống đường ống nối từ các bình tách đến các Blốc Modun N0/1, N02 và các Blốc Modul N0/4, N05. c. Block Modul N0/4. Được lắp các hệ thống sau: - Hệ thống hoá phẩm cho Gaslift. - Trạm phân phối cho các giếng Gaslift. - Hệ thống bao gồm: * Bình đo: ● Áp suất thử làm việc: 57,2 KG/cm2. ● Áp suất thử: 72KG/cm2. ● Áp suất van an toàn: 63 KG/cm2. + Hệ thống tuốc bin đo dầu và khí. + Hệ thống gọi dòng. + Bình sấy áp suất cao và khí sấy áp suất thấp. d. Block Modun N0/5. Được lắp đặt các hệ thống sau: - Hệ thống bơm ép nước và các thiết bị pha hoá phẩm cho công nghệ bơm ép nước và xử lý vùng cận đáy giếng. - Hệ thống tủ TKS điều khiển tự động bằng thuỷ lực. - Xưởng cơ khí. e. Block Modun N0/6. Lắp đặt các hệ thống sau: - Các thiết bị phụ trợ. - Các máy bơm phục vụ cho công nghệ bơm ép nước. - Hệ thống máy nén khí để duy trì áp suất cho hệ thống tự động trên giàn. ● Nguyên lý làm việc của hệ thống thu gom vận chuyển dầu. Sau khi dòng sản phẩm ra khỏi miệng giếng, nó qua hệ thống phân dòng (cụm Manhephon) để phân phối dòng theo các đường phù hợp với từng mục đích công nghệ sau : a. Đối với giếng gọi dòng. Sản phẩm dầu khí sau khi ra khỏi miệng giếng được phân phối về đường gọi dòng để đưa vào bình gọi dòng, tại đây: - Dầu được tách ra và được đưa về bình 100 m3 để tách lần 2. - Khí đưa ra Pakel đốt. - Nước, dung dịch khoan, dung dich gọi dòng đưa về trạm xử lý để tái sử dụng hoặc đổ xuống biển. Khi thấy dầu phun lên thì người ta không đưa sản phẩm vào bình gọi dòng mà chuyển sang bình tách (HГC hoặc bình 100 m3). b. Đối với giếng cần đo. Khi tiến hành khảo sát giếng, kiểm tra định kì hoặc đột xuất, để xác lập các thông tin của vỉa giếng, nhằm xây dựng chế độ khai thác hợp lý, người ta tiến hành công tác đo. Quy trình công nghệ xử lý như sau: Dầu khí sau khi ra khỏi miệng giếng được đưa về đường đo vào bình tách đo. Bình tách đo có tác dụng tách dầu riêng, khí riêng: - Dầu sau khi qua hệ thống tuốc-bin đo được đưa về bình tách 100 m3 để tách tiếp. - Khí sau khi qua thiết bị đo nếu: + Áp suất cao, nó đưa về bình HГC để xử lý. + Áp suất thấp nó đưa ra pakel đốt. c. Đối với giếng làm việc bình thường. Sản phẩm đi ra khỏi miệng giếng qua đường làm việc chính vào bình tách HГC 25 m3: - Dầu tách được sẽ chuyển sang bình 100 m3 tách tiếp, sau đó được bơm ra tàu chứa, còn khí được đưa lên bình sấy áp suất thấp. - Khí tách sẽ được chuyển sang bình tách tia (bình condensate): + Dầu thu được đưa về bình tách HГC hoặc bình 100 m3. + Khí đưa ra pakel đốt. Trường hợp giếng có áp suất thấp, sản phẩm theo đường xả về bình 100 m3 để tách. ● Những đặc điểm chung. Tất cả các bình trong hệ thống đều làm việc trong khoảng áp suất và mức dầu quy định, nó được bảo vệ bằng hệ thống tự động và bằng van an toàn đặt trên nóc bình. - Nếu áp suất trong bình vượt quá giới hạn thì van an toàn nổ và xả áp suất theo đường dẫn tới pakel đốt. Khi áp suất giảm tới giới hạn làm việc của bình thì van tự động đóng lại. - Trên đầu ra của dầu và khí từ các bình đều lắp hệ thống van ‘min’ để tự động điều chỉnh mức dầu khí và áp suất trong bình. Để cấp khí có áp suất cao cho phương pháp khai thác Gaslift người ta lắp đặt bình gaslift ở Block N0/1 và N0/2, sản phẩm của giếng có áp suất cao đi theo đường làm việc phụ đến bình gaslift. - Khí có áp suất cao được đưa vào trạm phối khí để dẫn đến giếng khai thác bằng phương pháp Gaslift. - Dầu được dẫn vào bình HГC để tách tiếp. Hai máy bơm HГC 65/35 – 500 được lắp song song trong đó một máy bơm luôn ở trạng thái làm việc và một máy bơm dự phòng, việc lắp đặt này nhằm mục đích: - Do yêu cầu công nghệ khai thác dầu khí, để đảm bảo quá trình khai thác dầu được liên tục. Nếu máy bơm đang làm việc bị hư hỏng thì ta có thể vận hành máy dự phòng để thay thế. - Khi lưu lượng khai thác tăng thì ta cho hai máy bơm cùng làm việc để giảm nhanh lượng dầu có trong bình chứa. CHƯƠNG II – NHIỆM VỤ VÀ NGUYÊN LÝ TÁCH PHA 2.1. Nguyên lý tách pha. Nguyên liệu đầu cho các cho các bình tách dầu khí là hỗn hợp phức tạp bao gồm rất nhiều cấu tử với các tính chất vật lý khác nhau, khi dầu được khai thác từ dưới giếng khoan lên nó trải qua một quá trình giảm áp suất và nhiệt độ, do vậy khí tách ra thay đổi về thành phần. Quá trình tách vật lý các pha này là rất phổ biến trên các giàn khoan và quan hệ về thể tích pha khí và pha lỏng trong vùng hai pha của giản đồ được trình bày trong hình II.1. Phương thức này chủ yếu tách dầu khí là tách theo các cấp thông thường.
Hình II.1. Quan hệ thể tích trong vùng hai pha Tách theo cấp là quá trình trong đó các hydrocacbon khí và lỏng được tách thành pha lỏng và pha hơi bởi hai bình tách trở lên, các bình tách này thường được vận hành hàng loạt và nối tiếp nhau. Mỗi điều kiện áp suất và nhiệt độ mà tại đó hydrocacbon được tách gọi là cấp tách, quá trình tách 3 giai đoạn được mô tả trong hình II.2.
Hình II.2. Sơ đồ quá trình tách 3 giai đoạn Có hai loại tách dầu khí: tách “vi phân” và tách “cân bằng” hay “tiếp xúc”. Để tiện cho việc dẫn giải các quá trình tách khác nhau, người ta chia hợp phần của một hỗn hợp hydrocacbon thành ba nhóm như sau: - Nhóm cấu tử dễ bay hơi nhất (nhẹ), như Nitrogen, Methane và Ethane. Nhóm các cấu tử có khả năng bay hơi trung bình, như Propane đến Hexane. Nhóm các cấu tử kém bay hơi nhất, như Heptane và các cấu tử nặng hơn. Trong tách vi phân, khí tách ra (phần hình thành chủ yếu bởi các cấu tử nhẹ hơn) cách ly không cho tiếp xúc với dầu khi áp xuất giảm. Khi tách theo phương thức này lượng cấu tử nặng và trung bình được giữ lại trong pha lỏng là lớn nhất và mức độ hao hụt dầu là nhỏ nhất, do đó hiệu suất thu hồi dầu cao hơn. Trong quá trình tách tiếp xúc (cân bằng), khí tách ra vẫn tiếp xúc với dầu cho tới khi chúng được đưa ra cùng một lúc tại áp suất tách cuối cùng (chất lưu giếng chảy qua thành hệ, ống khai thác, van, bộ điều chỉnh giảm áp và đường ống bề mặt). Do đó, có nhiều cấu tử nặng và trung bình có mặt trong pha khí dẫn đến sự co ngót dầu lớn. Vì vậy quá trình này có khả năng thu hồi dầu thấp. Khi chất lưu đi qua bình tách, áp suất bị giảm đi, dầu và khí được tách khỏi nhau và thoát ra theo các đường riêng. Đó là sự tách vi phân. Bởi vậy, mục đích của quá trình tách theo bậc là để từng bước giảm áp suất của dòng dầu khai thác sao cho dầu thu hồi dược nhiều hơn. Các tính toán quá trình tách được thực hiện chủ yếu để xác định: Điều kiện tách tối ưu: áp suất và nhiệt độ. Thành phần pha khí và pha dầu. Tỉ lệ khí - dầu khai thác. Tỉ trọng API của dầu. Trong trường hợp áp suất tách cao, phần lớn các cấu tử nặng sẽ nằm lại trong pha lỏng tại bình tách và bị mất mát cùng với các cấu tử có giá trị khác. Ngược lại nếu áp suất thấp, sẽ có nhiều cấu tử nhẹ bị thoát khỏi pha lỏng và cuốn theo một lượng lớn các cấu tử nặng và trung bình. Cần chọn một áp suất trung gian gọi là áp suất tối ưu ta có: - Tỉ trọng API của dầu thu được tại bể chứa nhỏ nhất. - Hệ số thể tích dầu nhỏ nhất. (Bo) - Tỉ lệ khí – dầu tối thiểu. (GOR) Ảnh hưởng của áp suất tách được thể hiện trên biểu đồ hình II.3.
Hình II.3. Ảnh hưởng của áp suất tách tới tỷ trọng API, hệ số thể tích dầu và tỷ lệ dầu khí 2.2. Chức năng của bình tách dầu khí. Sự tách dầu khỏi khí có thể bắt đầu khi chất lưu giếng chảy qua vỉa sản xuất trong thân giếng khoan và có thể tiếp tục tăng lên qua ống khai thác, đường ống dẫn và thiết bị điều khiển trên mặt. Dưới điều kiện xác định dung dịch có thể thoát ra hoàn toàn thành chất lỏng và khí trước khi chúng tới bình tách. Trong trường hợp ấy bình tách chỉ làm nhiệm vụ tăng cường để cho khí bay lên và thoát ra theo đường thoát khí, chất lỏng đi xuống tới đường thoát chất lỏng. ● Tách dầu khỏi khí. Sự khác nhau về trọng lượng của chất lỏng và các khí hydrocacbon có thể hoàn tất việc tách trong bình tách dầu khí. Mặc dù vậy, đôi lúc cần sử dụng các thiết bị như bộ chiết sương để rời chất lỏng dạng sương khỏi khí trước khi chúng thoát ra khỏi bình tách. Hơn nữa, việc sử dụng các thiết bị để tách khí không hoà tan khỏi dầu là rất cần thiết trước khi dầu ra khỏi bình tách. ● Tách khí khỏi dầu. Các tính chất hoá học và vật lý của dầu và điều kiện về nhiệt độ, áp suất của chúng quyết định lượng khí mà nó chứa đựng trong lưu chất. Tỷ lệ tại đó khí giải phóng ra khỏi một lượng dầu đã cho là một hàm số với biến số là nhiệt độ và áp suất. Thể tích khí thoát ra khỏi dầu thô trong bình tách phụ thuộc vào: - Tính chất lý hoá của dầu thô. - Áp suất làm việc. - Nhiệt độ làm việc. - Tốc độ chảy qua bình. - Kích cỡ và hình dáng của bình tách và một số yếu tố khác. Tốc độ chảy trong bình và chiều sâu mực chất lỏng trong bình tách quyết định thời gian lưu giữ của dầu, thời gian lưu giữ từ 1 ÷ 3 phút nhìn chung tương xứng để đạt được hiệu quả tách cao trừ khi tách dầu có chứa bọt khí. Khi tách dầu sủi bọt, thời gian lưu giữ có thể tăng từ 5 ÷ 20 phút tuỳ thuộc vào sự ổn định của bọt và thiết kế của bình tách. Trong quá trì