Công nghệ xử lý dầu và làm sạch nước vỉa trên giàn công nghệ trung tâm số 3 (CPP 3)

CHƯƠNG I KHÁI QUÁT VỀ GIÀN CÔNG NGHỆ TRUNG TÂM SỐ 3 1.1. Giới thiệu chung về giàn công nghệ trung tâm số 3. Giàn công nghệ trung tâm số 3 hoàn thiện và được đưa vào sử dụng từ tháng 2 năm 2004 đây là một trong những thành quả của sự lao động sáng tạo của tập thể đội ngũ cán bộ công nhân viên Xí nghiệp LDDK Vietsovpetro và là niềm tự hào của nền công nghiệp dầu khí Việt Nam. Giàn Công Nghệ Trung Tâm số 3 là một bộ phận của tổ hợp công nghệ trung tâm 3 (CTK3) được đặt ở phía Nam của mỏ Bạch Hổ với mục đích nhận dầu từ các giàn nhẹ (BK) và các giàn cố định mỏ Bạch Hổ về để xử lý dầu, khí, nước. Từ đây dầu thành phẩm được bơm đến các tàu chứa, khí tách ra được đưa về giàn nén khí trung tâm, nước tách ra được xử lý sạch đảm bảo tiêu chuẩn an toàn và bảo vệ môi trường sau đó xả biển. Giàn công nghệ trung tâm 3 (CPP3) được thiết kế với công suất thiết kế là 15.000 tấn dầungày đêm, 4.000 m3 nướcngày đêm (tối đa có thể xử lý được 12.000 m3 nướcngày) và lưu lượng khí tách là 3 triệu m3ngày đêm. Ngoài CPP3 ra, tổ hợp công nghệ trung tâm 3 còn có: Giàn bơm ép nước PPD 30.000. Giàn bơm ép nước PPD30.000 được thiết kế với 03 tổ máy với tổng công suất thiết kế là 30.000 m3ngày đêm với áp suất đầu ra của nước là 250 bar, hòa chung vào hệ thống bơm ép nước vào vỉa của mỏ Bạch Hổ. Khu nhà ở Khu nhà ở được đặt ở giữa giàn ép vỉa PPD30.000 và giàn xử lý dầu trung tâm CPP3. Với tổng sức chứa 140 người. 1.2. Hệ thống công nghệ trên giàn công nghệ trung tâm số3. 1.2.1 Riser block. Trên Riser block bao gồm các cụm thiết bị công nghệ: Skid 1: Cụm phân dòng hỗn hợp lưu chất các giàn nhẹ –M1, gồm 3 đường phân dòng 12” nối với các ống đứng dầu từ BK4, BK5, BK6, BK8, BK9, BK14, BKCNV và giàn 2, xem hình 1. Trên các tuyến và các ống đứng có lắp đặt các van SDV. Hóa phẩm chống ăn mòn và hoá phẩm phá nhũ nước trong dầu được bơm vào 3 tuyến khai thác hỗn hợp dầunước. Skid 2: Cụm phân dòng khí M2, ống 8” nhận khí từ BK9. Hệ thống đường ống vận chuyển dầu đi tàu chứa VSP01 và tàu chứa Ba Vì. Skid 3: PigLauch trên đường vận chuyển dầu đến tàu chứa Ba Vì. Skid 4: Cụm thiết bị đo dầu đến giàn CNTT2, gồm 2 bộ đo trái chiều để đo dầu bơm sang Giàn CTP2 và ngược lại. Skid 5: Hệ thống ống phóng (PigLaucher) trên đường vận chuyển khí đến giàn nén khí trung tâm. Skid 6: Bình dầu thải V15 và máy bơm P12AB. Bình nhận chất lỏng và hơi nước xả từ PL1, PL2, cụm phân dòng M1 được P12AB bơm về các bình tách thứ cấp. Hình 1.1. Cụm phân dòng trên Riser Block 1.2.2. Hệ thống xử lý dầu khí. 1.2.2.1. Hệ thống xử lý dầu. Hỗn hợp dầu khí nước của BK2, 4, 5, 6, 8, 9, 14, CNV và một phần dầu đã tách khí của các MSP vòm Bắc được đưa về giàn ống đứng (Riser Block) của CTK3. Từ đây hỗn hợp dầu khí nước được đưa đến cụm phân dòng M1 và chia vào 3 đường thu gom chính ABC rồi đến các phin lọc F1ABC tương ứng (phin lọc F1D dự phòng khi sửa chữa hoặc sự cố trên các phin F1ABC). Hỗn hợp dầu từ F1ABC được đưa đến bình tách cấp 1 (V1ABC) tương ứng. Tại đây hỗn hợp được tách thành 3 pha dầu, khí, nước theo nguyên lý trọng lực. Dầu sau khi tách ra ở giai đoạn này vẫn chứa một hàm lượng 720% nước sẽ được đưa đến hệ thống gia nhiệt T1ABC (T1D dự phòng cho T1ABC khi sự cố hoặc sửa chữa) sau đó sẽ được đưa đến các bình tách cấp 2 (V2A1B1C1), tại đây tách thành 2 pha khí và chất lỏng. Chất lỏng chảy xuống bình (V2A2B2C2) và tại đây sẽ tách nước trong dầu theo nguyên lý trọng lực cùng với tĩnh điện (hàm lượng nước trong dầu sau khi tách nhỏ hơn 0.5%) sẽ đi qua cụm phân dòng đến V3AB, từ đây dầu được bơm đi các tàu chứa bằng hệ thống máy bơm cao áp (P1ABCDE) hoặc thấp áp (P2ABCDE). Trong trường hợp hàm lượng nước trong dầu cao hơn giới hạn cho phép, dầu sẽ đưa về bình V3C, từ đây dầu sẽ được bơm trở lại F1 hoặc V2A1B1C1 để xử lý lại. Giàn CPP3 được thiết kế xử lý tổng cộng 19.000 tngđ chất lỏng với hàm lượng nước lớn nhất vào khoảng 6065 %. Sơ đồ công nghệ xử lý dầu trên CPP3 được trình bày trên hình 1.2.

LỜI NÓI ĐẦU

Ngành công nghiệp dầu khí Việt Nam là một ngành non trẻ và ngày một pháttriển mạnh mẽ đã và đang góp phần quan trọng trong sự phát triển của nền kinh têquốc dân Nhiệm vụ của kỹ thuật công nghệ trong lĩnh vực dầu khí là tìm ra nhữngphương án khả thi để không ngừng nâng cao sản lượng khai thác, xử lý dầu khí.Cùng với nhịp độ tìm kiêm thăm dò các vỉa sản phẩm mới, thì công tác khai thác,lựa chọn giải pháp thu gom, xử lý sản phẩm nhằm nâng cao hiệu quả kinh tê vàgiảm bớt chi phí đầu tư cho mỏ là một vấn đề hêt sức quan trọng trong công nghệkhai thác dầu khí

Xí nghiệp Liên doanh Vietsovpetro (VSP) được thành lập năm 1981 và bắtđầu khai thác năm 1986 Hiện VSP đang khai thác ở hai mỏ: mỏ Bạch Hổ (BH) với

10 giàn cố định, 2 giàn công nghệ trung tâm, 12 giàn nhẹ (BK) và mỏ Rồng với haigiàn cố định và một giàn công nghệ trung tâm, sáu giàn nhẹ RC

Mỏ Bạch Hổ đi vào khai thác dầu thương mại từ năm 1986 đên nay, đã hơn 26năm khai thác và đã đóng góp rất lớn cho nền kinh tê quốc dân, song cho tới thờiđiểm hiện nay mỏ Bạch Hổ đang ở giai đoạn sản lượng ngày một giảm cùng với sựgia tăng của hàm lượng nước trong dầu ngày một cao Do đó để giải quyêt đượcvấn đề tách nước trong hỗn hợp dầu, khí, nước là một vấn đề cấp bách trong thờiđiểm hiện nay cũng như trong giai đoạn tới Việc lựa chọn giải pháp công nghệ thugom, xử lý, vận chuyển dầu khí là vấn đề cần thiêt cho quá trình phát triển và triểnkhai công tác khai thác mỏ hiện nay Việc giàn công nghệ trung tâm CPP3 đượchoàn thiện và đi vào vận hành đã giải quyêt được nhu cầu cấp thiêt việc xử lý dầutrong giai đoạn hiện nay

Để nắm vững và tìm hiểu sâu hơn về công nghệ thu gom, xử lý, vận chuyểndầu khí trên giàn CPP-3 nên tôi chọn đề tài bậc 6 của mình như sau:

“Công nghệ xử lý dầu và làm sạch nước vỉa trên giàn công nghệ trung tâm

số 3 (CPP-3)”.

Trong chuyên đề tôi trình bày dưới đây sẽ không tránh khỏi những thiêu sót,kính mong sự góp ý của hội đồng giám khảo giúp tôi nâng cao thêm hiểu biêt củamình.

Tôi xin chân thành cảm ơn Thầy Lê Đình Hoè, các Thầy Cô Trường kỹ thuậtnghiệp vụ, các cán bộ phòng Kỹ thuật sản xuất, xí nghiệp Khai thác dầu khí và cán

bộ kỹ thuật, các đồng nghiệp trên giàn công nghệ trung tâm số 3 đã giúp đỡ tôi rấtnhiều trong thời gian qua để tôi hoàn thành chuyên đề này

Vũng Tàu, ngày 01tháng 12 năm 2010

Người viết chuyên đề

Trần Trung Hiếu

CHƯƠNG I

KHÁI QUÁT VỀ GIÀN CÔNG NGHỆ TRUNG TÂM SỐ 3

1.1 Giới thiệu chung về giàn công nghệ trung tâm số 3.

Giàn công nghệ trung tâm số 3 hoàn thiện và được đưa vào sử dụng từ tháng 2năm 2004 đây là một trong những thành quả của sự lao động sáng tạo của tập thểđội ngũ cán bộ công nhân viên Xí nghiệp LDDK Vietsovpetro và là niềm tự hàocủa nền công nghiệp dầu khí Việt Nam Giàn Công Nghệ Trung Tâm số 3 là một

bộ phận của tổ hợp công nghệ trung tâm 3 (CTK3) được đặt ở phía Nam của mỏBạch Hổ với mục đích nhận dầu từ các giàn nhẹ (BK) và các giàn cố định mỏ BạchHổ về để xử lý dầu, khí, nước Từ đây dầu thành phẩm được bơm đên các tàu chứa,khí tách ra được đưa về giàn nén khí trung tâm, nước tách ra được xử lý sạch đảm bảotiêu chuẩn an toàn và bảo vệ môi trường sau đó xả biển

Giàn công nghệ trung tâm 3 (CPP3) được thiêt kê với công suất thiêt kê là15.000 tấn dầu/ngày đêm, 4.000 m3 nước/ngày đêm (tối đa có thể xử lý được12.000 m3 nước/ngày) và lưu lượng khí tách là 3 triệu m3/ngày đêm

Ngoài CPP-3 ra, tổ hợp công nghệ trung tâm 3 còn có:

- Giàn bơm ép nước PPD -30.000

Giàn bơm ép nước PPD-30.000 được thiêt kê với 03 tổ máy với tổng công suấtthiêt kê là 30.000 m3/ngày đêm với áp suất đầu ra của nước là 250 bar, hòa chungvào hệ thống bơm ép nước vào vỉa của mỏ Bạch Hổ

Trên Riser block bao gồm các cụm thiêt bị công nghệ:

- Skid 1: Cụm phân dòng hỗn hợp lưu chất các giàn nhẹ –M1, gồm 3 đường phân

dòng 12” nối với các ống đứng dầu từ BK-4, BK-5, BK-6, BK-8, BK-9,BK-14, BK-CNV và giàn 2, xem hình 1 Trên các tuyên và các ống đứng

có lắp đặt các van SDV Hóa phẩm chống ăn mòn và hoá phẩm phá nhũnước trong dầu được bơm vào 3 tuyên khai thác hỗn hợp dầu-nước.

- Skid 2: Cụm phân dòng khí - M2, ống 8” nhận khí từ BK-9

Hệ thống đường ống vận chuyển dầu đi tàu chứa VSP-01 và tàu chứa Ba Vì

- Skid 3: Pig-Lauch trên đường vận chuyển dầu đên tàu chứa Ba Vì

- Skid 4: Cụm thiêt bị đo dầu đên giàn CNTT-2, gồm 2 bộ đo trái chiều để đo dầu

bơm sang Giàn CTP-2 và ngược lại

- Skid 5: Hệ thống ống phóng (Pig-Laucher) trên đường vận chuyển khí đên giàn

nén khí trung tâm

- Skid 6: Bình dầu thải V-15 và máy bơm P-12-A/B Bình nhận chất lỏng và hơi

nước xả từ PL-1, PL-2, cụm phân dòng M-1 được P-12-A/B bơm về cácbình tách thứ cấp

Hình 1.1 Cụm phân dòng trên Riser Block

1.2.2 Hệ thống xử lý dầu - khí.

1.2.2.1 Hệ thống xử lý dầu

- Hỗn hợp dầu - khí - nước của BK-2, 4, 5, 6, 8, 9, 14, CNV và một phần dầu đãtách khí của các MSP vòm Bắc được đưa về giàn ống đứng (Riser Block) củaCTK-3 Từ đây hỗn hợp dầu khí nước được đưa đên cụm phân dòng M1 và chiavào 3 đường thu gom chính A/B/C rồi đên các phin lọc F-1-A/B/C tương ứng(phin lọc F-1-D dự phòng khi sửa chữa hoặc sự cố trên các phin F-1-A/B/C) Hỗnhợp dầu từ F-1-A/B/C được đưa đên bình tách cấp 1 (V-1-A/B/C) tương ứng Tạiđây hỗn hợp được tách thành 3 pha dầu, khí, nước theo nguyên lý trọng lực

- Dầu sau khi tách ra ở giai đoạn này vẫn chứa một hàm lượng 7-20% nước sẽđược đưa đên hệ thống gia nhiệt T-1-A/B/C (T-1-D dự phòng cho T-1-A/B/C khi

sự cố hoặc sửa chữa) sau đó sẽ được đưa đên các bình tách cấp 2 (V-2-A1/B1/C1),tại đây tách thành 2 pha khí và chất lỏng Chất lỏng chảy xuống bình (V-2-A2/B2/C2) và tại đây sẽ tách nước trong dầu theo nguyên lý trọng lực cùng vớitĩnh điện (hàm lượng nước trong dầu sau khi tách nhỏ hơn 0.5%) sẽ đi qua cụmphân dòng đên V-3-A/B, từ đây dầu được bơm đi các tàu chứa bằng hệ thống máybơm cao áp (P-1-A/B/C/D/E) hoặc thấp áp (P-2-A/B/C/D/E) Trong trường hợphàm lượng nước trong dầu cao hơn giới hạn cho phép, dầu sẽ đưa về bình V-3-C,từ đây dầu sẽ được bơm trở lại F-1 hoặc V-2-A1/B1/C1 để xử lý lại

- Giàn CPP-3 được thiêt kê xử lý tổng cộng 19.000 t/ngđ chất lỏng với hàmlượng nước lớn nhất vào khoảng 60-65 % Sơ đồ công nghệ xử lý dầu trên CPP-3được trình bày trên hình1.2

Hình 1.2 Sơ đồ công nghệ xử lý dầu trên CPP-3

1.2.2.2 Hệ thống thu gom khí đồng hành.

- Hệ thống thu gom khí áp suất cao.

Khí áp cao được tách ra các bình tách ba pha V-1-A/B/C và khí từ máy nén khíK-1 đi qua cụm phân dòng và đo lưu lượng khí (Skid-38), một phần dùng làm khínhiên liệu trên giàn, phần lớn được vận chuyển về giàn nén khí trung tâm

- Hệ thống nén khí áp suất thấp.

Khí thấp áp từ bình V-3-A/B/C được làm mát bằng quạt AC-1-A, sau đó vàobình V-6 để tách condensate và được nén lên tới áp suất khoảng 3,5 barg, tươngđương áp suất khí tách bậc 2, bằng hệ thống máy nén khí K-1A-A/B/C, sau đóđược làm mát bằng các quạt AC-2-A/B/C Khí này được hòa chung với khí bậc 2tách ra từ bìnhV-2-A1/B1/C1 (đã được làm mát bằng quạt AC-1-B) đi vào bìnhV-8 để tách thành phần lỏng, rồi đi vào máy nén khí K-1B-A/B/C để nén lên bằngáp suất V-1-A/B/C, tiêp theo qua quạt làm mát AC-3-A/B/C đi vào bình V-9 táchcondensate, rồi hòa chung với hệ thống khí cao áp ở Skid-38 sang giàn nén khí lớn(xem hình 1.3)

Hình 1.3-Sơ đồ hệ thống thu gom và nén khí thấp áp trên CPP-3

- Hệ thống khí nhiên liệu.

Một phần khí cao áp được trích ra từ cụm đo khí Skid 38 đưa vào bình V-11 sauđó đên bộ gia nhiệt (T-3-A/B), khí từ T-3-A/B cung cấp cho bộ nồi hơi BoilerA/B/C

Một phần khí cao áp từ Skid-38 đên bình V-22, tới máy nén khí K-2-A/B/C đượcnén lên 21,5 barg qua bộ trao đổi nhiệt T-2-A/B/C qua hệ thống làm mát AC-4-A/B/C về bình V-23-A/B/C để tách condensate sau đó đi qua bộ trao đổi nhiệt T-2-A/B/C và về bình V-24 Khí từ bình V-24 sẽ cung cấp cho giàn ép vỉa WIP-30.000

1.2.3 Hệ thống xử lý nước vỉa.

Nước vỉa được tách ra từ các bình tách ba pha V-1-A/B/C sẽ được đưa đên cácthiêt bị tách nước ly tâm hydrocyclone HC-1-A/B/C tương ứng để tách dầu, nước

tách ra từ bình tách nước sử dụng điện trường cao V-2-A2/B2/C2 sẽ được đưa đêncác thiêt bị tách nước ly tâm hydrocyclone HC-2-A/B/C để tách dầu hạt Nước saukhi đi qua hệ thống hydrocyclone HC-1-A/B/C/D và HC-2-A/B/C/D được đưa đênbình V-10-A/B để tách khí trong nước và tách phần váng dầu còn lại, sau đó đưaxuống KS-1 (xem hình 1.2) Trên đường nước từ V-10 A/B đên KS-1 có lắp bộ đoAT-1501 A/B để kiểm soát hàm lượng dầu trong nước (tại đây nước đã đạt tiêuchuẩn an toàn và bảo vệ môi trường) Tại KS-1 lượng váng dầu còn lại được táchlần cuối cùng, nước sau đó được xả xuống biển.

1.2.4 Hệ thống đuốc áp suất cao và áp suất thấp áp (HP&LP Flare ).

Trong trường hợp giàn nén khí trung tâm không nhận hoặc nhận không hêt khícao áp tách ra trên giàn, lượng khí cao áp từ các bình tách bậc 1, từ hệ thống nénkhí nhiên liệu và khí tách ra từ V-4 sẽ đi vào bình V-5, tại đây chất lỏng được tách

ra còn khí sẽ đi ra fakel cao áp FT-1 để đốt

Tất cả khí tách bậc 2, bình chứa V-3A/B (trong trường hợp máy nén khí A/B/C, K-1B-A/B/C không làm việc), V-6, V-8, V-10-A/B và các bình dầu thải sẽ

K-1A-đi vào bình V-7, tại đây chất lỏng được tách ra, khí sẽ ra đuốc thấp áp FT-2

Khí mồi đốt fakel: khí cao áp đưa vào FS-1-A/B tại đây khí được làm sạch phụcvụ việc đánh lửa và duy trì ngọn lửa cho đuốc

1.2.5 Hệ thống thu gom condensate.

Lượng dầu tách ra từ hệ thống tách nước ly tâm HC-1 & HC-2 cùng vớicondensate tách ra các bình V-4, V-6, V-8, V-9, V-22, V-23, V-24 sẽ được gom vềbình V-14 và được bơm ngược trở lại F-1-A/B/C hoặc V2 A1 -A-B-C bằng bơmP-7-A/B

1.2.6 Hệ thống thu gom dầu thải.

Toàn bộ đường xả kín các bình tách và các thiêt bị công nghệ trên giàn, đượcchảy về bình xả kín V-12, sau đó được bơm ngược lại hệ thống các bình tách hoặcbình V-21 bằng bơm P-6-A/B

Toàn bộ đường xả hở từ các bình tách và các thiêt bị công nghệ trên giàn đượcchảy về bình xả hở V-13, sau đó được bơm vòng lại hệ thống các bình tách hoặcbình V-21 bằng bơm P-8-A/B

Toàn bộ dầu thải ở Riser Block chảy về bìnhV-15, sau đó được bơm về bình V-2bằng bơm P-12-A/B.

Bình V-21 chứa các chất thải dạng bùn Dầu ở đây được tách ra và được bơmtrở lại bình xả kín V-12 bằng bơm P-4-A/B, còn chất bẩn được xả vào thùng chứachất thải gửi về bờ xử lý

1.2.7 Hệ thống hóa phẩm.

Hệ thống bơm hoá phẩm trên giàn có 4 hệ thống chính

- Hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc (depressant), các thùng chứa hóa phẩmđược bơm bằng P-11-D đên V-19 từ đây bơm đên V-3-A/B bằng bơm P-16-A/B/C/D/E

- Hóa phẩm phá nhũ tương dầu trong nước (deoiler), các thùng chứa hóa phẩmbơm bằng P-11-A đên V-16, từ đây bơm đên đường nước tách ra từ V-1-A/B/C &V-2-A2/B2/C2 và bình hớt váng V-10-A/B bằng bơm P-13-1-A/B &P-13-2-A/B

- Hóa phẩm phá nhũ tương nước trong dầu (demulsifier) Các thùng chứa hóaphẩm bơm bằng P-11-B đên V-17, từ đây bơm đên đường hỗn hợp dầu khí nướctrước phin lọc F-1-A/B/C/D bằng bơm P-14-A/B

- Hóa phẩm chống ăn mòn (corrosion inhibitor) các thùng chứa hóa phẩm bơmbằng P-11-C đên V-18, từ đây bơm đên đường hỗn hợp dầu khí nước trước phinlọc F-1-A/B/C/D bằng bơm P-15-A/B

1.2.8 Hệ thống tạo hơi nước.

Gồm có 3 Boiler A/B/C trong đó Boiler A đun nóng bằng dầu diezen và khínhiên liệu, Boiler B/C đun nóng bằng khí nhiên liệu

Nước biển lấy từ hệ thống cứu hoả đưa vào hệ thống tách muối, sau đó đưa vàobình chứa FWT (feed water tank) rồi đên các Boiler bằng bơm WP-3-A/B, nướcđược đun nóng và hoá hơi với áp suất 7 barg, nhiệt độ 1700C dùng để gia nhiệt chodầu ở cụm gia nhiệt T-1-A/B/C/D và các bình chứa dầu thải ở các block

1.2.9 Hệ thống khí nuôi:

- Hệ thống máy nén và sấy khí cung cấp khí nén cho thiêt bị tự động, cụm tạoNitơ và các mục đích khác

- Hệ thống khí nén gồm 3 máy nén trục vít K-3-A/B/C nén không khí lên ápsuất 8 barg, qua bộ quạt làm mát AC-5-A/B/C tới bình V–25, qua bộ sấy AR-1-A/B đên bình V-28 rồi tới các thiêt bị sử dụng khí.

CHƯƠNG II

CÁC PHƯƠNG PHÁP KHAI THÁC VÀ SỰ HÌNH THÀNH

NHŨ TƯƠNG DẦU – NƯỚC

2.1 Phương pháp khai thác tự phun.

2.1.1 Điều kiện tự phun của giếng.

- Sau khi kêt thúc quá trình khoan, giêng được đưa vào khai thác Chuyển độngcủa hỗn hợp chất lỏng trong giêng đòi hỏi phải có năng lượng thắng được cột thủytĩnh và lực sức cản do ma sát để nâng được chất lỏng lên trên miệng giêng Hỗnhợp chất lỏng từ vỉa sản phẩm đên bể chứa dầu phải chuyển động qua các khe rỗngmao dẫn đất đá trong vỉa, hệ thống ống khai thác tới bộ phận tách sản phẩm Chấtlỏng và khí chuyển động từ vỉa đên đáy giêng được là nhờ chênh lệch áp suất giữavỉa và đáy giêng ΔP = Pv – Pđ để hỗn hợp chất lỏng - khí nâng lên tới bề mặt cần cónăng lượng tự nhiên của vỉa sản phẩm cũng như năng lượng bổ sung từ bên ngoài

- Ở đáy giêng chất lỏng và khí có một thê năng, năng lượng này phụ thuộc vào ápsuất đáy và độ nén của chất lỏng Dầu ở đáy giêng chứa một lượng khí hòa tan nhấtđịnh, chúng sẽ tách ra theo mức độ giảm áp suất từ đáy lên miệng Lượng khí nàycũng có một năng lượng nhất định để nâng hỗn hợp chất lỏng, khí lên miệng giêng Phần lớn các giêng tự phun được là nhờ đồng thời năng lượng của khí và áp suấtcủa cột chất lỏng

2.1.2 Cấu trúc bộ ống nâng trong khai thác tự phun.

Cấu trúc ống nâng của giêng khai thác tự phun bao gồm các thiêt bị đảm bảocho quá trình làm việc của giêng cũng như quá trình khảo sát, thực hiện kỹ thuậtđối với giêng, thiêt bị lòng giêng bao gồm như: Van an toàn sâu, ống dãn nở nhiệt,van tuần hoàn, paker và phiễu dẫn hướng (Xem hình 2.1)

Hình 2.1 cấu trúc thiết bị lòng giếng tự phun

2.1.3 Các biện pháp an toàn trong khai thác giếng tự phun.

- Một trong những điều kiện cơ bản nhất để các giêng làm việc an toàn là tất cảcác thiêt bị miệng giêng phải có độ bền lớn nhất và độ kín tuyệt đối Độ bền tại cácmối nối của thiêt bị miệng giêng đạt được bằng cách tăng độ dày của các mặt bích

và sử dụng các bu lông là loại thép tốt, còn độ kín đạt được bằng cách sử dụng cácvòng đệm lót đặc biệt chịu nhiệt độ cao và áp suất lớn

- Thiêt bị miệng giêng ngoài việc chống lại khỏi bị phá hủy bởi áp suất lớn màcòn phải được bảo vệ khỏi bị ăn mòn và tác động của cát và khí.Các đường ống cầnphải được thử áp suất lớn gấp 1,5 lần áp suất cực đại làm việc cho phép Sau khilắp ráp tất cả các thiêt bị miệng giêng phải được thử độ kín và độ bền

- Các biện pháp an toàn khi tiên hành bảo dưỡng giêng tự phun bao gồm cáccông tác quan sát trong quá trình làm việc của giêng và thiêt bị một các có hệthống Phải thường xuyên kiểm tra độ chính xác của tất cả các áp kê, mối nối Khiphát hiện có sự rò rỉ thì ngay lập tức phải dừng giêng và thay thê thiêt bị đó

2.2 Phương pháp khai thác bằng gaslift.

2.2.1 Khái niệm chung của phương pháp khai thác bằng gaslift.

- Là phương pháp dùng khí nén từ trên bề mặt đưa vào trong giêng bổ sung vớilượng khí tách ra từ chất lỏng, sau đó kêt hợp với chất lỏng vỉa tạo thành hỗn hợp 2pha có mật độ khối nhỏ hơn, với một áp suất đáy đủ để nâng cột chất lỏng lên bềmặt và tổn hao áp suất trên hệ thống thu gom bề mặt Khí nén có thể là không khíhoặc khí gốc hyđrocacbon Tuy nhiên nêu dùng không khí thì có khả năng hìnhthành trong ống nâng nhũ tương bền vững, để phá vỡ cấu trúc của nó cần phải xử lýbằng chất hoạt tính đặc biệt trên bề mặt, sau đó phải gia nhiệt và mất nhiều thờigian Đồng thời khi thu gom vào hệ thống tách trên bề mặt thì không khí và khíhyđrocacbon tạo thành hỗn hợp nguy hiểm có thể cháy nổ Nêu dùng khí nén là khíhyđrocacbon thì vẫn có khả năng hình thành nhũ tương nhưng kém bền, dễ dàngphá vỡ cấu trúc mà không cần phải áp dụng biện pháp xử lý tốn kém để nhận đượcdầu thương phẩm Như vậy, để đảm bảo an toàn và thuận tiện khi vận hành, người

Paker Phễu

ống dẫn thủy lực

Van tuần hoàn Ống giãn nở

nhiệt

Ống chuyển tiêp

Van an toàn sâu

Ống chống

Ống khai thác

Khoảng bắn mìn

Miệng giêng

ta sử dụng nguồn khí nén là khí hyđrocacbon Trong thực tê thường sử dụng ngaykhí đồng hành tách ra từ hệ thống bình tách, sau đó dẫn về giàn nén tăng áp suất vàđưa ngược trở lại công trình phục vụ cho quá trình khai thác Phương pháp này gọi

là khai thác “gaslift” dùng máy nén khí Áp suất khí nén thường từ 40 đên 100 at.Nêu sử dụng trực tiêp khí áp suất cao từ các mỏ khí hoặc khí conđensat tự nhiên đểbổ sung năng lượng cho giêng thì gọi là phương pháp khai thác “gaslift” khôngdùng máy nén khí

-Trước khi đưa vào giêng, khí cao áp đều được làm sạch và xử lý sơ bộ để lọctách thành phần conđensat, hơi nước, sau đó qua trạm phân phối đên các giêng khaithác Toàn bộ quá trình phân phối đều được điều khiển bằng hệ thống tự động saocho lựa chọn chê độ làm việc tối ưu cho giêng để vừa tiêt kiệm năng lượng nhưngvẫn đạt lưu lượng khai thác dầu theo thiêt kê

- Hệ thống khai thác gaslift bao gồm hai phần thiêt bị chính đó là thiêt bị bề mặt

và thiêt bị lòng giêng Thiêt bị bề mặt bao gồm hệ thống máy nén khí, hệ thốngđường ống dẫn khí, bộ xử lý khí như bình tách conđensat, hệ thống sấy khí khô,khử khí chua và xử lý quá trình đóng băng khi hệ thống bị giảm áp đột ngột Hệthống đo lưu lượng khí, điều tiêt khí vào từng giêng và hệ thống bơm hoá phẩmnêu có Tuy nhiên cũng có thể dùng khí cao áp của những giêng khai thác khí có ápsuất áp cao để thay cho hệ thống nén khí Khai thác bằng phương pháp gaslift làmột chu trình khép kín nó lấy sản phẩm khí từ giêng lên qua hệ thống xử lý và lạiđược nén vào giêng để khai thác

- Thiêt bị lòng giêng trong phương pháp khai thác gaslift bao gồm hệ thống cácmandrel để lắp đặt các van gaslift nhằm mục đích làm giảm áp suất khởi động dogiêng khai thác sâu mà áp suất nén của máy nén khí thì có giới hạn Đối với cácgiêng này ta phải sử dụng nhiều van gaslift để giảm dần mực thuỷ tĩnh trong cầnkhai thác sao cho phù hợp với lưu lượng và tỷ trọng của giêng cũng như áp suấtnén lớn nhất mà trạm nén có thể cung cấp cho hệ thống khai thác gaslift

2.2.2 Cấu trúc bộ ống nâng trong khai thác gaslift.

Về cấu trúc cơ bản của bộ ống nâng trong khai thác gaslift giống như trong khai

các van gaslift phụ thuộc vào thông số kỹ thuật của giêng, của van, áp suất trên hệthống thu gom sản phẩm khai thác và áp suất của khí nén với trọng lượng riêng củakhí nén Ta hãy xem sơ đồ (hình 2.2 và 2.3) sẽ Thầy rõ sự tương đồng trong hai bộcấu trúc ống nâng.

- Do cấu trúc ống nâng của hai phương pháp khai thác này giống nhau nên thôngthường khi thiêt kê các mandrel trong bộ cần nâng và đặt sẵn các van gaslift hay làdùng các van bịt để lắp vào các mandrel đó sau đó dùng kỹ thuật cáp tời để tháo

Van an toan sâu

Van an tòan sâu

thay van bịt bằng van gaslift Tuy nhiên một số giêng khi bắt đầu đưa vào khai thácchưa tính đên khả năng quy hoạch mỏ sau này hay là vấn đề tài chính.vv… mà khilắp đặt bộ cần nâng chưa lắp các mandrel để lắp van gaslift sau khi giêng ngừngphun

2.2.3 Ưu nhược điểm của phương pháp khai thác gaslift.

- Khai thác gaslift rất linh động, không những nó giúp quá trình gọi dòng sảnphẩm sau khi khoan rất dễ dàng mà nó còn thuận tiện đối với giêng ngừng phun tacó thể chuyển sang khai thác gaslift ngay mà không cần phải sửa chữa lớn

- Năng lượng của khí nén được tận dụng để thu gom và xử lý dễ dàng cùng vớidầu

- Phương pháp khai thác này rất phù hợp trong điều kiện khai thác các cụmgiêng và giêng khai thác sâu

- Ít gây ô nhiễm môi trường

- Có thể khai thác đồng thời các tầng sản phẩm riêng biệt trong một giêng

- Có thể thay đổi thông số van khi thông số kỹ thuật của giêng thay đổi bằngcách sử dụng kỹ thuật cáp tời Do đó sẽ giảm rất nhiều chi phí so với các phươngpháp khác khi phải kéo ống nâng để thay đổi chê độ công nghệ

- Nó cho phép khai thác các giêng có độ nghiêng, độ sâu,nhiệt độ không tớihạn

- Cho phép khai thác các giêng có lưu lượng từ vài tấn đên vài trăm tấn

2.3 Quá trình hình thành nhũ tương dầu - nước.

2.3.1 Điều kiện hình thành nhũ tương nghịch.

Để hình thành nhũ tương nói chung và nhũ tương nghịch nói riêng phải hội đủcác điều kiện sau:

- Phải có 2 chất lỏng không thể hòa tan được vào nhau

- Phải có tác động của sự xáo trộn hoặc xung động tự nhiên do dòng chảy tạo

ra với cường độ đủ lớn để làm phân tán một chất lỏng vào chất lỏng kia

- Phải có tác động của các chất nhũ hóa nhằm ổn định trạng thái của nhũtương vừa hình thành

- Điều kiện riêng đối với nhũ tương nghịch là hàm lượng nước phải nhỏ hơn50% tính theo thể tích.

Để đi đên các kêt luận trên, các nhà nghiên cứu đã tiên hành một số thí nghiệmkêt hợp với quan sát thực tê như sau: Lấy dầu thô và nước là hai chất lỏng khônghòa tan được vào nhau với các tỷ lệ khác nhau, rót chúng vào bình chứa một cáchnhẹ nhàng không có sự khuấy trộn, dầu và nước sẽ nhanh chóng tách khỏi nhau.Vẫn dùng mẫu đó nhưng tăng dần cường độ khuấy trộn, đên khi cường độ khuấytrộn đạt đên một giá trị nào đó thì thể tích nước (hoặc dầu) sẽ bị phá vỡ thành cáchạt riêng rẽ phân tán vào môi trường dầu (hoặc nước) còn lại Nêu ngừng xáo trộnthì dầu và nước sẽ nhanh chóng phân tách thành 2 lớp Có chăng thì chỉ một ít nhũtương được tạo thành và tồn tại ở vùng cận trên và cận dưới của bề mặt phân cáchdầu – nước

Để nghiên cứu tác động của sự xáo trộn đên quá trình hình thành nhũ tươngnghịch người ta đã tiên hành quan sát các mẫu dầu thô được lấy từ một số điểm cóchủ ý của các giêng có hàm lượng nước nhỏ hơn 50% và nhận thấy:

- Mẫu dầu lấy ở vùng đáy giêng chưa thấy xuất hiện nhũ tương

- Mẫu dầu lấy ở miệng giêng có nhũ tương xuất hiện nhưng hàm lượng phaphân tán thấp và chúng dễ dàng tách thành 2 pha khi để ở trạng thái tĩnh

- Mẫu dầu lấy sau hệ thống bơm chuyển và hệ thống thu gom có các van chặn,van tiêt lưu, đường kính ống thay đổi, nhũ tương được hình thành với mật độ phaphân tán tăng lên rất nhiều lần Khi để ở trạng thái yên tĩnh chúng cũng phân táchthành 2 pha nhưng không hoàn toàn, mà vẫn còn một số hạt nước có kích thướcnhỏ phân tán trong dầu Điều này chứng tỏ sự xáo trộn gây ra bởi:

- Dòng chất lỏng chảy qua ống nâng, thiêt bị lòng giêng, miệng giêng, cácđoạn ống cong

- Sự thay đổi tốc độ dòng chảy ở đầu vào và đầu ra của máy bơm

- Sự xáo trộn trong khoang bơm

- Sự thay đổi tốc độ dòng chảy khi qua van tiêt lưu, qua các đoạn ống dẫn cóđường kính thay đổi

Là các nguyên nhân tạo nên sự phân tán nước trong dầu Cường độ xáo trộncàng lớn thì kích thước hạt phân tán càng nhỏ, đồng thời mật độ pha phân tán càngtăng.

Kêt quả nghiên cứu cho thấy: Kích thước các hạt nước phân tán trong dầu là rấtkhác nhau, chúng dao động từ 1 mkm đên 1000 mkm Nhũ tương có các hạt nướccàng nhỏ thì càng bền và việc tách chúng ra khỏi pha liên tục càng khó khăn hơn.Hình 2.4 đên hình 2.7 là ảnh chụp những mẫu nhũ tương ta thường gặp với độ phântán và kích thước hạt khác nhau

Hình 2.4 Mẫu nhũ tương chứa 30

% nước, độ phân tán trung bình,

đường kính giọt từ 1-60 µm

phaân taùn döôùi 60 µm

Hình 2.5 Mẫu nhũ tương chứa 30

% nước, độ phân tán trung bình, đường kính giọt từ 1-250 µm

Hình 2.6 Mẫu nhũ tương chứa 30 %

nước, độ phân tán trung bình, đường Hình 2.7 Mẫu nhũ tương chứa < 10 % độ phân tán cao, kích

2.3.2 Các hoạt chất tạo nhũ tương tự nhiên.

Khi khai thác, trong dầu hoặc trong nước vỉa có chứa các tạp chất hòa tan thíchhợp cho việc thành tạo và ổn định hệ thống nhũ ta gọi là chất tạo nhũ hay tác nhânnhũ hóa

Chẳng hạn trong dầu có chứa asphaltene, naften, hắc ín, parafin Trong nước cóchứa các loại muối và axít, có ảnh hưởng đên việc thành tạo và ổn định nhũ

Ngoài ra trong dầu có thể có các thành phần khác như: axít naften, axít béo, ête,lưu huỳnh, nitơ Phân tử của các hợp chất này có độ phân cực lớn, có khả năng hấpphụ lên mặt phân cách dầu nước

Dầu thô có khuynh hướng tạo nhũ tương rất khác nhau Một số loại dầu có thểtạo nên nhũ tương nghịch có độ ổn định đạt tới mức rất khó xử lý Trong khi đó cóloại dầu thô lại tạo thành nhũ tương phân tán tự do rất dễ bị phân tách, đặc biệt cóloại không có khả năng tạo nhũ tương Sự có mặt, hàm lượng và tính chất của cácchất tạo nhũ sẽ quyêt định có tạo thành nhũ hay không và độ ổn định của nhũ tươngđạt mức độ nào Nêu dầu thô và nước không chứa các chất tạo nhũ thì chúng chỉ cóthể tạo nên sự phân tán trong nhau khi có xáo trộn mạnh Khi ngừng xáo trộn hoặccường độ xáo trộn không đủ lớn, các hạt nước phân tán dễ dàng chập dính lại dokhông có sự cản trở của lớp vỏ nhũ bền vững và lắng xuống do chênh lệch trọnglượng

Các chất tạo nhũ là hỗn hợp các hoạt chất bề mặt, chúng tập chung ở lớp phâncách dầu-nước với hàm lượng cao hơn so với trong thể tích giọt, làm giảm sức căng

bề mặt của giọt, kêt hợp với cường độ xáo trộn do dòng chảy tạo ra hoặc do khuấytrộn cơ học, tạo nên hiện tượng đập vỡ các hạt nước phân tán, hình thành các giọtnước có kích thước nhỏ hơn dẫn đên độ ổn định của nhũ tương tăng Hiện tượnglàm giảm sức căng trên bề mặt tiêp xúc là do lực hút của các phân tử hoạt chất hòatan với phân tử dung dịch (các giọt nước hoặc giọt dầu) bé hơn lực hút tương hỗcủa các phân tử dung dịch Do đó, các phân tử hòa tan của chất hoạt tính bị đẩy

khỏi thể tích dung dịch lên mặt phân cách, tạo ra hiện tượng hấp phụ, làm giảmnăng lượng tự do bề mặt, giảm sức căng bề mặt.

Đa số các hoạt chất tạo nhũ ở dạng hợp chất, phân tử của một số hoạt chấttrong số này có tính lưỡng cực, tức cấu tạo phân tử gồm hai phần là nhóm phân cực

và gốc hydrocarbon không phân cực Nhóm phân cực có mô men lưỡng cực lớntương tự như nước, còn gốc hydrocarbon ưa dầu lại tương tự như chất lỏnghydrocarbon Tác dụng tạo nhũ của chúng càng cao nêu như hai phần của phân tửcàng cân bằng đối với hai pha của nhũ, nghĩa là các phân tử của một chất tạo nhũmạnh phải có ái lực với cả hai pha phân cực và không phân cực Khi đó các phân tửcủa hoạt chất tạo nhũ không thể ưu tiên hòa tan vào một pha nào, mà nó chiêm vịtrí trung gian trên mặt phân cách Nêu phần phân cực trong hoạt chất tạo nhũ chiêm

ưu thê, nó sẽ dễ dàng hòa tan trong nước, tạo thành lớp vỏ bọc phía ngoài các giọtdầu đối với nhũ tương thuận dầu trong nước, chủ yêu làm tăng độ bền của nhũthuận Ngược lại, nêu phần không phân cực trong hoạt chất tạo nhũ chiêm ưu thê,nó sẽ dễ tan trong dầu và chủ yêu làm tăng độ bền của nhũ nghịch

Có rất nhiều lý thuyêt nói về các hợp chất được coi là các chất tạo nhũ tự nhiêncó trong dầu thô Trong đó phải kể đên thành phần hạt parafin kêt tinh, các axítnaften và vật chất asphaltene, một số tạp chất cơ học và hóa học khác

2.4 Các phương pháp khử nhũ tương.

2.4.1 Nguyên lý kết lắng.

Hiệu quả của quá trình kêt lắng hoàn toàn phụ thuộc vào hiệu ứng thủy độnglực tạo ra bởi lực trọng trường, tốc độ chuyển động của dòng nhũ và chênh lệchmật độ giữa các pha trong hệ nhũ Hình 2.8 mô tả nguyên lý kêt lắng của một bồnkhử nhũ kiểu kín

Hình 2.8: Mô hình cấu tạo của bình khử nhũ kiểu kín.

1 Đường vào của nhũ tương; 2, 10, 11 Các ống đục lỗ;

3, 12 Cửa xả nước; 4 Đường dầu ra;

5 Đường khí ra; 6 Lưới phá nhũ;

9 Mức nhũ tương;

Bồn khử nhũ được thiêt kê rất đa dạng Theo hình dạng bên ngoài có loại trụđứng và trụ nằm, trong đó lại có kiểu kín và kiểu hở Theo sự trang bị bên trong cóloại một ngăn và loại hai ngăn, trong đó lại có loại được trang bị bộ gia nhiệt, bộxung điện và có loại không, điều này phụ thuộc vào đặc tính của dầu thô ở từngmỏ Hiện nay mô hình bồn khử nhũ như hình 2.8 được sử dụng khá phổ biên nhờnhững ưu điểm của nó như:

- Khoảng cách giữa đầu vào và đầu ra đủ lớn để điều chỉnh chê độ dòng chảyphù hợp với tốc độ lắng (như phân tích ở mục 2.1.2)

- Nhũ tương được lọc qua đệm nước hai lần, tăng hiệu quả khử nhũ

- Có thể lắp đặt một hoặc nhiều tấm lưới phá nhũ dọc theo trục bồn để tănghiệu quả khử nhũ, đặc biệt đối với nhũ tương có độ ổn định cao

Nhũ tương đã được phá hủy bằng các chất khử nhũ nhưng chưa phân tách theođường 1 vào các ống có đục lỗ 2 nhằm phân bố đều theo tiêt diện của ngăn A Nhũtương được nâng lên qua lớp nước đệm 8 nhờ chênh lệch về khối lượng riêng Lớpnước đệm đóng vai trò như màng lọc hyđrofil giữ phần lớn lượng nước trong nhũlại và xả qua cửa 3 về tăng chứa nước thải Nhũ sau khi được lọc qua lớp nước đệmở ngăn A sẽ đi qua lưới 6, qua ống đục lỗ 11, được lọc lần hai bởi lớp nước đệm ởngăn B trước khi theo đường 4 về các tăng chứa dầu thương phẩm Sau khi lọc lầnmột bởi lớp nước đệm ở ngăn A, sản phẩm lúc này là một hệ nhũ tương loãng vớicác hạt nước phân tán có kích thước nhỏ li ti, chúng hình thành một lớp trên bề mặtphân cách dầu- nước với bề dày tăng dần theo hướng từ đầu vào đên đầu ra củabồn, lớp nhũ này rất khó phá hủy mặc dù đã có tác động của chất phá nhũ Lưới 6sẽ có tác dụng khử lớp nhũ này bằng cơ chê va đập, dồn ép, làm cho các hạt chậpdính vào nhau, tạo thành các hạt có kích thước lớn hơn, đủ nặng để lắng xuống.Các hạt còn sót lại sẽ theo dòng dầu qua vách tràn đi vào các ống đục lỗ 11 và thựchiện quá trình lọc rửa ở ngăn B tương tự như ngăn A Để quá trình lọc rửa ở ngăn Btriệt để hơn người ta duy trì mực nước đệm ở đây cao hơn ngăn A Khí đồng hànhđược lọc qua lưới 7 để giữ lại các hạt dầu bị cuốn theo, hiệu quả làm việc của lưới

được đánh giá bằng mức độ làm khô khí (lượng chất lỏng trong khí cho phépkhông lớn hơn 0,0134 ml/m3).

2.4.2 Khử nhũ bằng phương pháp nhiệt.

Đây là phương pháp được sử dụng rộng rãi nhờ tính hiệu quả của nó, đặc biệtđối với nhũ tương nghịch mà lớp vỏ của giọt phân tán bền vững, độ nhớt của môitrường phân tán cao, môi trường phân tán là dầu nặng, dầu nhiều parafin và vậtchất asphaltene Tuy nhiên, phương pháp này đòi hỏi trang thiêt bị phức tạp, cồngkềnh như nồi hơi, hệ thống ống dẫn và ống gia nhiệt, hệ thống trưng cất nước cấpcho nồi hơi v.v., nêu như không thể tận dụng nguồn nhiệt của bản thân các giêng cónhiệt độ cao

Bản chất của phương pháp nhiệt và ảnh hưởng của nhiệt độ đên hiệu quả khửnhũ như sau:

- Nhiệt làm giảm độ nhớt của dầu, do đó làm giảm sức cản đối với chuyển độngtương đối giữa các giọt, giảm thiểu sự cản trở đên tốc độ lắng của các giọt Mặtkhác, nhiệt lại làm tăng chuyển động đối lưu do chênh lệch nhiệt độ giữa các vùngdẫn đên khả năng va chạm giữa các giọt nước phân tán tăng

- Nhiệt làm tăng chuyển động phân tử của các giọt, tạo các xung trong nội hạt

và lớp vỏ, làm cho lớp vỏ yêu đi trong khi tần số va chạm tăng lên.Do đó sự chậpdính giữa các giọt phân tán diễn ra thuận lợi hơn

- Nhiệt làm giảm tác dụng của chất nhũ hóa như: phân hủy thành phần parafinkêt tinh, làm nóng chảy thành phần nhựa-asphaltene, từ đó làm tăng khả năngkhuêch tán của chất khử nhũ vào cấu trúc của nhũ tương Lúc này, nhiệt đóng vaitrò như chất xúc tác giúp cho chất khử nhũ hoạt động hiệu quả hơn

- Nhiệt làm tăng độ chênh lệch về tỷ trọng giữa dầu và nước, có lợi cho quátrình lắng của các giọt nước

2.4.3 Khử nhũ bằng phương pháp hóa học Trong thực tê gặp phải một số loại nhũ có độ ổn định rất cao, lớp vỏ bao bọc

giọt phân tán đạt độ bền khó phá hủy bằng các phương pháp nhiệt, lắng, lọc rửa Đểgiải quyêt vấn đề này người ta đưa ra phương pháp khử nhũ bằng các hóa chất

Bản chất của phương pháp là đưa vào hệ thống nhũ một lượng hợp chất có tínhhoạt động bề mặt gọi là chất khử nhũ Hợp chất này sẽ trung hòa các chất tạo nhũ

tự nhiên và đẩy chúng ra khỏi lớp hấp phụ, không có khả năng ổn định trở lại đểtạo thành một kiểu nhũ khác

2.4.4 Khử nhũ tương bằng phương pháp điện trường.

Để khử nhũ tương có độ hạt cao thì đây là phương pháp có ưu điểm vượt trội sovới các phương pháp khác Nó có thể khử được loại nhũ có độ hạt rất cao mà cácphương pháp khác không thể khử được Tuy nhiên, phương pháp này cũng có hạnchê cơ bản là không thể áp dụng để khử nhũ có hàm lượng nước và muối cao donguy cơ chập mạch các bản cực Rất khó áp dụng cho nhũ ở trạng thái tĩnh, vì khiđó các bản cực phải có khả năng di động Điều này là không khả thi vì không bảođảm an toàn về điện

Thông thường người ta chọn giai đoạn sau lọc rửa và kêt lắng để tiên hành khửnhũ bằng điện trường vì lý do sau:

- Hàm lượng nước và muối trong nhũ thấp, bảo đảm an toàn cho hệ thống bảncực làm việc ở điện áp cao

- Hàm lượng nước trong dầu còn cao, chưa đạt tiêu chuẩn thương mại, chúngtồn tại dưới dạng các hạt vô cùng nhỏ, không thể khử bằng các phương pháp khác

- Lợi dụng sự chuyển động của nhũ trong thiêt bị khử theo chiều từ dưới lên đểđặt cố định các bản cực, bảo đảm độ cứng vững và an toàn

Bản chất của phương pháp là sử dụng lực điện trường tác động vào các giọtnước phân tán tạo ra sự phân cực Đồng thời, sự đổi chiều liên tục của điện trườngsẽ tạo lên xáo trộn làm cho các hạt va chạm vào nhau, các thành phần trái dấu thìhút nhau tạo sự chập dính

Kêt quả thí nghiệm đối với dòng điện một chiều và xoay chiều cho thấy, dòngđiện xoay chiều có tác dụng tốt hơn trong việc tạo ra xáo trộn cần thiêt Bản chấtcủa hiện tượng được minh họa bằng hình 2.9

Hình 2.9: Sự phân cực của các hạt nước trong điện trường

Trên hình 2.9 (1) là hình dáng các hạt nước khi chưa có tác dụng của điệntrường, khi ta đặt hai điện cực song song với điện áp cao vào môi trường dầu đãtách nước và muối thì sẽ xuất hiện một điện trường đồng nhất, các đường sức songsong nhau (2)

Khi đặt hai điện cực vào nhũ tương nghịch thì các đường sức này sẽ thay đổi,chúng lệch về phía các giọt nước Hiện tượng cảm ứng điện trường sẽ làm cho cácgiọt nước phân cực và bị kéo dài dọc theo đường sức, điện tích tại đỉnh các giọt tráidấu với điện tích ở điện cực (3) Hiện tượng các giọt bị kéo dài ra sẽ làm cho lớp vỏcủa chúng bị dát mỏng và yêu đi, giúp cho sự liên kêt giữa chúng dễ dàng hơn (4).Nêu sử dụng dòng điện một chiều, sự phân cực ở các giọt là không thay đổi, do đóchúng chuyển động theo một trật tự xác định, dẫn đên khả năng va chạm là khôngđáng kể Nêu thay bằng dòng điện xoay chiều, sự phân cực sẽ thay đổi liên tục theochu kỳ của dòng điện Dưới tác dụng của điện trường chính và phụ, giọt nướckhông ngừng chuyển động xoay quanh vị trí của nó và bị bóp méo thay đổi hìnhdạng liên tục, làm cho khoảng cách giữa chúng thu hẹp lại, mức độ va chạm giữachúng tăng lên Khi cường độ va chạm thích hợp thì sự liên kêt giữa các giọt sẽdiễn ra

Trên thực tê thường sử dụng điện áp xoay chiều điều chỉnh được từ 12000V đên22000V tùy theo hàm lượng nước trong dầu Tuy nhiên, để tránh sự ngắn mạch chocác điện cực nên khống chê hàm lượng nước nhỏ hơn 10% Đây cũng chính là lý

do người ta thường sử dụng phương pháp này sau giai đoạn kêt lắng

Điện cực được chê tạo dạng khung thép hình chữ nhật và được bố trí nằm ngangsong song với bề mặt lớp nước đệm tạo thành cặp điện cực trái dấu mà nước đệmđóng vai trò là một cực Cần lưu ý là diện tích điện cực phải choán hêt tiêt diệnngang của bồn, nơi đặt nó, để toàn bộ nhũ tương đều chịu tác động của điện trường.Có thể đặt từ hai đên ba điện cực để tạo lên một vùng điện trường kép, tăng hiệuquả tác động.

2.4.5 Phương pháp khử nhũ bằng lực ly tâm:

Đây là phương pháp cho chất lượng sản phẩm sau xử lý rất cao, phù hợp với tất

cả các loại nhũ Tuy nhiên ít được áp dụng để khử nhũ tương nghịch trong côngnghiệp do thiêt bị tương đối phức tạp, năng suất xử lý không cao Hiện nay phươngpháp này được sử dụng nhiều hơn để xử lý nước thải từ quá trình khử nhũ tươngnghịch, nhưng không sử dụng kiểu truyền thống là động cơ và mâm quay mà sửdụng bơm ly tâm và thiêt bị tạo ra dòng chảy xoáy

Về bản chất, phương pháp này dựa trên nguyên tắc: trong cùng một trường lực

ly tâm, cùng một thể vật chất (rắn, lỏng, khí), vật chất nào có khối lượng riêng lớnhơn sẽ chịu một lực ly tâm lớn hơn và văng ra xa hơn Đây chính là nguyên nhântạo ra sự phân ly các pha trong phương pháp khử nhũ bằng lực ly tâm

Trong thực tê, một hạt nước khi chịu tác động của lực ly tâm đẩy ra xa thì cũngđồng thời chịu tác động của một lực cản theo chiều ngược lại

Bảng 1: Tóm tắt ưu nhược điểm, điều kiện áp dụng của các phương pháp khử nhũ

dầu - nước

TT Tên phương

Điều kiện ápdụng

Nhũ có độ ổnđịnh thấp, cầncó sự kêt hợpcủa cácphương pháphóa, nhiệt đểtăng hiệu quả

2 Nhiệt.

Khử được các loạinhũ, đặc biệt đốivới nhũ có lớp vỏ

bền vững và độnhớt cao

Thiêt bị phức tạp, chiphí cao, không thể xử

lý độc lập mà phải kêthợp với phương pháp

khác

Có nguồnnhiệt

Khử được cácloại nhũ, chấtlượng dầu sau xử

lý tốt, chi phí

thấp

Không thể xử lý độclập mà thường kêthợp với phương pháplắng và nhiệt, phải có

bơm định lượng vàđiều kiện xáo trộn

Thích hợp vớiđiều kiện xử lýở quy mô lớn

lý tốt, chi phí

Hạn chê đối với nhũcó hàm lượng nướccao, thiêt bị phức tạp,chi phí cao

Có thiêt bị xử

lý sơ bộ đểnhũ có hàmlượng nướccho phép

Khử được tất cả

các loại nhũ, điềuchỉnh được chấtlượng dầu sau xử

lý

Thiêt bị phức tạp,năng suất tách thấp,chi phí khá cao

Phù hợp táchvới quy mônhỏ

Phù hợp táchvới quy mônhỏ.

CHƯƠNG III

CÔNG NGHỆ XỬ LÝ DẦU

3.1 Sơ lược về bình tách dầu khí.

3.1.1 Tính năng của bình tách dầu khí

a Những tính năng cơ bản của bình tách dầu khí

Quá trình tách dầu ra khỏi khí có thể bắt đầu ngay từ khi dòng lưu chất đi từ vỉavào thân giêng và quá trình dâng lên trong ống khai thác, trong các thiêt bị miệnggiêng của nó Dưới điều kiện xác định lưu chất có thể tách hoàn toàn thành hai thểlỏng và khí trước khi nó kịp đi vào trong bình tách Trong trường hợp đó bình táchchỉ đóng vai trò chuyển tiêp cho phép khí đi ra một đường còn chất lỏng đi theođường khác

 Tách dầu ra khỏi khí:

Sự khác nhau về tỷ trọng (khối lượng riêng) của thể lỏng và khí là nguyên lý

cơ bản của bình tách dầu khí Dù sao trong một số trường hợp ta cần thiêt phải sửdụng thiêt bị được gọi là bẫy khí nhằm tách những hạt lỏng (dưới dạng sương) rakhỏi khí trước khi nó được đưa ra khỏi bình tách Cũng tương tự cần thiêt phải sửdụng một vài thiêt bị để tách khí bị cuốn theo trong dầu trước khi dầu đi ra khỏibình tách

 Tách khí ra khỏi dầu :

Tính chất lý và hoá học của dầu và các điều kiện về nhiệt độ và áp suất quyêtđịnh lượng khí sẽ tồn tại dưới dạng hoà tan Tốc độ khí thoát ra dưới dạng tự do từtrong dầu là một đặc tính của sự thay đổi nhiệt độ và áp suất Lượng khí thoát ratrong bình tách từ hỗn hợp dầu khí nước phụ thuộc vào:

 Tính chất lý hoá của hỗn hợp dầu;

 Áp suất làm việc;

 Nhiệt độ làm việc;

 Lưu lượng (tốc độ) dòng chảy;

 Kích thước và cấu tạo của bình tách;

 Các yêu tố khác

Tốc độ của dòng chảy và chiều dày (độ sâu) của lưu chất trong bình tách quyêtđịnh thời gian quá độ (lưu lại) của dầu Thường thì thời gian lưu lại trong bình táchcủa hỗn hợp là từ 1 đên 3 phút phụ thuộc vào độ bọt của dầu để cho phép tách dầu

và khí Sự chuyển động hỗn độn, nhiệt độ, màng ngăn, sự đóng cục, vật liệu làmphin lọc có thể cản trở sự tách của những bọt khí không hoà tan do đó nó có thể lưulại trong dầu bởi độ nhớt và sức căn bề mặt của dầu

 Tách nước ra khỏi dầu

Trong một vài trường hợp sự tách và sự loại bỏ nước từ hỗn hợp xảy ra trướckhi dòng chảy được giảm áp suất, như trường hợp gây ra bởi van điều tiêt và vancầu Trong trường hợp nước được tách có thể gây ra những vấn đề như: sự ăn mòn,hình thành hydrate và sự hình thành những hạt nhũ tương, điều này có thể gây khókhăn khi xử lý dầu nước

Nước có thể tách ra khỏi dầu trong bình tách ba pha bằng cách sử dụng hoáphẩm và tách trọng lực Nêu bình tách ba pha không đủ lớn để tách lượng nước cầnthiêt, nó có thể tách thành nước tự do tại bình tách trọng lực được lắp đặt tại trướchoặc sau bình tách Nêu nó ở thể nhũ tương cần phải sử dụng chất xử lý nhũ đểtách chúng

b Những tính năng thứ cấp của bình tách dầu khí

 Duy trì áp suất tối ưu trong bình tách

Để bình tách dầu và khí hoàn thành những tính năng cơ bản, áp suất phải đượcduy trì trong bình do đó lưu chất và khí có thể đi ra theo đường riêng của chúng

Áp suất được duy trì trong bình tách bằng cách sử dụng van khí hồi áp trên mỗibình tách hoặc bởi một van tổng có thể điều chỉnh áp suất của cả cụm 2 hoặc 3 bìnhtách

Áp suất tốt nhất để duy trì trong bình tách là áp suất cho kêt quả có giá trị kinh

tê nhất từ tỷ lệ dầu và khí Áp suất tối ưu có thể tính toán bằng lý thuyêt hoặc xácđịnh bởi thử vỉa

 Duy trì mực chất lỏng trong bình tách

 Để duy trì áp suất trong bình tách, chất lỏng trong bình phải được duy trìtrong một khoảng nhật định Mức chất lỏng chống lại sự thoát khí theo

đường dầu và yêu cầu phải sử dụng van điều khiển chất lỏng và các vantương tự.

3.1.2 Một số dạng bình tách cơ bản

Trong công nghiệp khai thác dầu khí, với sự phát triển không ngừng của côngnghệ ngày càng phát triển và đặc trưng của việc khai thác chúng cho phù hợp đốivới từng mỏ và các giai đọan phát triển của mỏ mà người ta sử dụng các loại bìnhtách khác nhau cho phù hợp Tuy nhiên các loại bình tách được dùng trong côngnghiệp dầu khí được phân loại như sau:

- Theo chức năng: bình vừa đo vừa tách, bình chỉ tách

- Theo hình dạng và vị trí không gian: bình hình trụ, bình hình cầu, bình thẳngđứng, bình nằm ngang và bình nghiêng

- Theo tính chất của các lực phân chia các pha: bình trọng lực bình ly tâm(xoáy thủy lực) và bình quán tính

- Theo áp suất làm việc: bình cao áp (2.5-6.4 Mpa) trung bình(0.6-2.5 Mpa),thấp áp (0.6-0.1 Mpa) và loại chân không

- Theo số pha được tách: bình tách hai pha (dầu - khí) và bình tách ba pha (dầu– khí - nước)

3.2 Cấu tạo, nguyên lý làm việc của bình tách 3 pha V-1-A/B/C trên giàn CPP-3

3.2.1 Cấu tạo

- Thân bình làm bằng thép

- Thể tích: 70 m3

- Đường kính bình: 2900 mm

- Chiều dài bình: 10300 mm

- Thành bình dày: 35 mm

- Bên trong bình gồm có:

+ 01 tấm chắn va đập có tác dụng tạo xung động học để tạo điều kiện cho cácpha tách ra riêng biệt

+ 01 vách ngăn giảm tốc dòng chảy có đường kính lỗ 2 mm

+ 06 tấm chắn đục lỗ song song cao 2185 mm, các lỗ có đường kính 30 mmvới khoảng cách thiêt kê để tạo va đập cho nước tách ra khỏi dầu (Hình 3.1)

+ 01 vách ngăn kín cách ly khoang dầu và khoang hỗn hợp dầu-nước có chiềucao 1500 mm

+ 01 màng ngưng tụ dầu trên đường ra của khí

Hình 3.1 Các tấm chắn song song cao 2185 mm

Hình 3.2.

- Bên ngoài bình gồm có các thiêt bị sau: Các van an toàn, các van điều chỉnháp suất và mực chất lỏng, các van chặn, các thiêt bị đo áp suất, thiêt bị đo mực chấtlỏng, thiêt bị đo nhiệt độ

- Đầu vào của chất lỏng, đầu ra của dầu, khí, nước

- Đường xả đáy bình

- Các thông số kỹ thuật của bình –theo định mức

3.2.2 Nguyên lý làm việc của bình tách 3 pha V-1-A/B/C.

Lưu lượng dầu theo định mức 5.000 tấn/ngày đêm

Lưu lượng khí theo định mức 1.000.000 m3/ngày đêm

Lưu lượng nước theo định mức 1.300 m3/ngày đêm

Lưu lượng chất lỏng theo định mức 6.300 m3/ ngày đêm

vách ngăn kín ngăn cách khoang dầu và nướcmàng ngưng tụ dầu trên đường ra của khí

Bình tách V-1-A/B/C là bình tách cao áp loại ba pha làm việc theo nguyên lýtrọng lực Công suất tách 6300 tấn chất lỏng/ngày đêm Hàm lượng nước tối đatrong dầu có thể tách lên đên 80 % khối lượng, trong trường hợp này phần trămnước đầu ra có thể dao động trong khoảng từ 7-20 % khối lượng.

Sản phẩm từ giêng (BK và giàn cố định) đi theo đường ống vào bình tách vađập vào vách ngăn làm lệch dòng chảy, tạo xung động học tạo điều kiện cho cácpha tách riêng biệt Sau đó chất lỏng đi qua vách ngăn giảm tốc dòng chảy, phíatrên vách ngăn có các lỗ có đường kính 2 mm, phía dưới đường kính lỗ 30 mm Sauđó chất lỏng đi qua tổ hợp gồm 06 vách kim loại có đường kính lỗ 30 mm vớikhoảng cách thiêt kê để trong quá trình chất lỏng di chuyển phải qua các lỗ làm chodòng chảy liên tục bị đổi hướng tạo nên dòng chảy rối Trong suốt quá trình chấtlỏng di chuyển sẽ làm cho các hạt nhũ tương có kích thước nhỏ liên kêt lại với nhauthành những hạt nước lớn hơn dễ dàng lắng xuống dưới, dầu nhẹ hơn nên chiêmlớp bên trên Do chất lỏng đầu vào liên tục nên mức dầu dần tăng lên và tràn quatấm vách ngăn cách dầu-nước chảy vào khoan chứa dầu còn nước bị chặn lại và đi

ra khỏi bình theo đường nước

Vận tốc xa lắng của các hạt nước phụ thuộc vào đường kính của hạt, chênh lệch

về mật độ của nước và dầu và độ nhớt của pha liên tục (dầu) Vận tốc xa lắng củahạt nước được xác định bằng công thức Stock

ρ

18

)(

d

Trong đó : w : Vận tốc xa lắng của giọt chất lỏng m/s

D : Đường kính giọt nhủ (m)

µ : Độ nhớt động lực của chất lỏng (Pa.s)

g : Gia tốc rơi tự do (m/s2)

ρd, ρn : Mật độ dầu và nước

Khí đồng hành sau khi tách ra đi lên gặp phải thiêt bị chiêt lọc, thiêt bị này giữlại các hạt chất lỏng còn lại trong khí trước khi ra khỏi bình tách

Như vậy sau khi được xử lý tại đây ta có 3 dòng sản phẩm riêng biệt: Dầu –Khí - Nước

Dầu ra từ bình V-1-A/B/C qua bộ gia nhiệt T-1-A/B/C về V-2-A1/B1/C1 đểtách khí bậc 2, sau đó chảy xuống V-2-A2/B2/C2 để tách nước triệt để Sau đó dầu

đã tách nước đi qua cụm phân dòng về bình buffer V-3-A/B (trong trường hợp hàmlượng dầu trong nước > 0,5% thì chuyển về V-3-C sau đó bơm về đầu vào V-1-A/B/C xử lý lại)

Nước từ bình V-1-A/B/C đi vào hệ thống xử lý nước bằng nguyên lý ly tâmhydrocyclon HC-1-A/B/C để tách dầu bị cuốn theo nước, nước sau đó tiêp tục vềV-10-A/B để hớt váng rồi chảy vào Caison KS-1 sau đó xả biển

Khí sẽ đi theo hệ thống đường ống dẫn khí cao áp về SKID 38 rồi về giàn néntrung tâm (trong trường hợp giàn nén trung tâm không nhận lượng khí này thì khísẽ được đốt tại đuốc cao áp)

3.2.3 Hệ thống an toàn

Có ba mức bảo vệ bình trong trường hợp áp suất cao, thấp:

- Mức 1 : áp suất cao và thấp PSH/PSL chỉ báo trên control room, để cảnh báo

cho người trực công nghệ

- Mức 2 : + áp suất cao cao PSHH, áp suất thấp thấp PSLL

+ mức cao cao LSHH

Khi các tín hiệu này tác động sẽ đóng hoặc mở các van :

SDV- 0108-A/B/C (đầu vào V-1)

SDV-0301- A/B/C (đường gas V-1) tương ứng;

SDV- 0302- A/B/C (đường nước ra khỏi V-1);

SDV- 0303- A/B/C (đường dầu ra khỏi V-1);

SDV- 0502- A/B/C (đường dầu ra khỏi bình tách tĩnh điện V-2);

SDV- 0501- A/B/C (đường nước ra khỏi bình tách tĩnh điện V-2);

SDV- 0503- A/B/C (các đường xả bơm về bình tách tĩnh điện V-2);

SDV- 0401- A/B/C (đầu vào hơi nước của steam T-1);

SDV- 0101 đên 0107 tương ứng tuyên;

- Mức 3 : + BDV- 0301 mở về bình V-5 sau đó xả ra đuốc.

+ Hai van an toàn trên mỗi bình xả về V-5 sau đó xả ra đuốc

Chất lỏng tách ra ở phần đầu đi qua van MIM LV-0306 được đặt ở bộ traođổi nhiệt T-1 đựơc điều khiển bởi LT-0306 Nước được điều khiển bởi LT-0302 vàvan điều khiển mức LV-0302 được đặt ở đầu ra của hệ thống tách nước ly tâm HC-1-A/B/C/D

Khí tách ra đi đên Skid 38 sau đó được đưa sang giàn nén trung tâm ( trongtrường hợp giàn nén trung tâm không nhận lượng khí này thì khí sẽ được đốt tạiđuốc cao áp)

Áp suất làm việc của bình từ 12-15 bar, MIM khí PV- 0303G và PV- 0303Ađược điều khiển bởi PIC- 0303A/B/C

- Áp suất bình theo dõi từ phòng điều khiển :

+ PIC – 0303 điều khiển Mim khí PV - 0303G; PV-0303A+ PAH – 0303 báo áp suất cao

+ PAL – 0303 báo áp suất thấp

- Mức dầu theo dõi qua :

+ LAH – 0306 báo mức cao+ LAL – 0306 báo mức thấp+ LT – 0306 điều khiển MIM dầu

- Mức nước theo dõi qua:

+ LAH – 0302 Báo mức cao+ LAL – 0302 Báo mức thấp+ LT– 0302 điều khiển MIM nước

- Nhiệt độ bình

+ TT – 0301 A/B/C theo dõi nhiệt độ bình

- Các tín hiệu gây Shutdown :

+ PSHH – 0301 Báo áp suất cao cao+ PAHH – 0302 Báo áp suất tháp thấp+ LSLL – 0306 Báo mức dầu thấp thấp + LSHH – 0306 Báo mức dầu cao cao + LSLL – 0302 Báo mức nước thấp thấp

Đưa bình vào làm việc khi các thiêt bị kiểm soát công nghệ nói trên đượckiểm tra lần cuối, so sánh giữa thực tê và tín hiệu hiển thị trên máy tính, đảm bảocác đướng ống, van, máy bơm, tính hoàn hảo của các thiêt bị phụ trợ khác để sẵnsàng đưa thiêt bị vào làm việc.

- Trong quá trình làm việc của bình tách V-1 cần phải tiên hành kiểm tra mứcthực tê

- Bình làm việc tốt nêu nhiệt độ bình không thấp hơn 70oC dòng chảy vào bìnhổn định

3.2.5 Khảo sát lựa chọn chế độ làm việc tối ưu của bình tách 3 pha V-1.

3.2.5.1 Lập chế độ khảo sát.

Để thực hiện khảo sát được chê độ làm việc tối ưu của bình tách V-1-A/B/C trênCTP-3 đòi hỏi phải có thời gian nhất định và liên quan tới toàn bộ hệ công nghệtrên giàn Do đó sau khi đề nghị với ban lãnh đạo giàn CTP-3 và dưới sự giúp đỡcũa kỹ sư công nghệ chúng tôi đã thực hiện khảo sát các chê độ làm việc của bìnhtách với các thông số thử như sau:

- Công việc thử nghiệm được thực hiện trên đường line B

- Chê độ 1 thử với lưu lượng hỗn hợp chất lỏng Qcl = 3000 tấn/ngày đêmbằng 47,6% công suất thiêt kê của bình

- Chê độ 2 thử với lưu lượng hỗn hợp chất lỏng Qcl = 4000 tấn/ngày đêmbằng 63,5% công suất thiêt kê của bình

- Chê độ 3 thử với lưu lượng hỗn hợp chất lỏng Qcl = 5000 tấn/ngày đêmbằng 79,3% công suất thiêt kê của bình

- Chê độ 4 thử với lưu lượng hỗn hợp chất lỏng Qcl = 5500 tấn/ngày đêmbằng 87,3% công suất thiêt kê của bình:

TT Chê độ thử Thời gian thử Công suất so với Thời gian làm

(chất lỏng) (6300T/ngđ) (giờ/lần)

• Lần setpoint 1: Mức nước (LT-0302): 80

- Ghi thông số áp suất, nhiệt độ thực tê của bình tách 2h/lần

- Hoá phẩm Demulfer - MA-195 được bơm thường xuyên với lưu lượng 15gam/tấn

3.2.5.3 Khảo sát thực tế

Kêt quả thử nghiệm trong 2 chê độ khác nhau của ngày thứ nhất cho các kêtquả như sau, (bảng 1)

Bảng 1: Kết quả khảo sát ở chế độ 1.

Ngày Giờ

Lưu lượng hỗn hợp ( % nước đầu vào) V-1-B

Tên thiêt bị cần thử

Mức nước LT- 0302

Mức dầu LT- 0306

Nhiệt độ ( o c)

Áp suất (barg)

Chất lượng khí

Nước trong dầu đầu ra V-1-B (%)

Hàm lượng dầu trong nước đầu

ra HC-1B (PPM)

Chất lượng nước V-10-A (PPM)

Hóa phẩm tách nước MA-195 (g/tấn) 12/10/2010 8h Qcl = 3000 t/ngđ H

không phát hiện

10h Qcl = 3000 t/ngđ

không phát hiện

12h Qcl = 3000 t/ngđ

không phát hiện

14h Qcl = 3000t/ngđ

không phát hiện chất lỏng

9,2 20,7 13,5 15

16h Qcl = 3000 t/ngđ H

không phát hiện chất lỏng

9,6 22,6 14,5 15

18h Qcl = 3000 t/ngđ H

không phát hiện chất lỏng

9,7 22,4 14,0 15

Theo bảng kêt quả trên cho thấy không có nhiều thay đổi đối với chất lượngnước được tách ra khỏi bình và chất lượng khí sau khi ra khỏi bình V-1-B cũngnhư hàm lượng nước trong dầu, do trong quá trình vận chuyển từ các giàn cốđịnh và giàn nhẹ cũng như qua hệ thống máy bơm, hay ống côn cùng với nhiệt

độ khi đên giàn công nghệ trung tâm nhiệt độ thấp hơn 65 oC do đó tạo thành hệnhũ tương bền vững, cho nên hàm lượng nước tách được tại bình V-1-B là cóhạn Trong khi hệ thống công nghệ và hàm lượng hóa phẩm phá nhũ không đổi.Kêt quả thử nghiệm trong 2 chê độ khác nhau của ngày thứ 2 cho các kêtquả như bảng 2