Nghiên cứu các giải pháp kỹ thuật nhằm giảm mất mát hydrocacbon trong xử lý và tàng chứa dầu tại các mỏ của XNLD vietsovpetro

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ QUÁ TRÌNH THU GOM, TÀNG CHỨA DẦU SAU KHAI THÁC VÀ THỰC TRẠNG MẤT MÁT DẦU TẠI CÁC HỆ THỐNG MSP, CTP VÀ UBN CỦA XNLD VIETSOVPETRO 1.1. THỰC TRẠNG THU GOM, TÀNG CHỨA DẦU SAU KHAI THÁC TẠI XNLD VIETSOVPETRO Quá trình khai thác và xử lý dầu tại XNLD Vietsovpetro được thực hiện trên các giàn cố định (MSP), giàn nhẹ (BK), hai giàn công nghệ trung tâm (CTP2 và CTP3) và ba trạm chứa dầu không bến (UBN) là VSP01, Ba Vì và Chí Linh. UBN VSP01 và Ba Vì đứng tại mỏ Bạch Hổ, UBN Chí Linh đứng tại mỏ Rồng. Ngoài ra còn có UBN FSO5 mới được Vietsovpetro đưa vào sử dụng trong thời gian gần đây. Các UBN được bố trí ở các vị trí khác nhau thuận tiện cho công tác xử lý, tàng trữ và xuất bán dầu khai thác được từ các mỏ Bạch Hổ, Rồng, Cá Ngừ Vàng và gần đây là Nam Rồng – Đồi Mồi. Sản phẩm dầu khai thác sau khi tách khí sơ bộ tại MSP sẽ được đưa đến giàn công nghệ trung tâm CTP2 và CTP3 để tiếp tục thực hiện việc tách khí. 1.1.1. Công nghệ xử lý dầu trên giàn công nghệ trung tâm CTP2 Giàn CTP2 xử lý sản phẩm khai thác của các giàn ở khu vực vòm bắc (gồm các giàn cố định số 3, 4, 5, 6, 7, 9, 10 và 11) và một phần sản phẩm của các giàn nhẹ. Tại CTP2, sản phẩm khai thác được tách qua 3 cấp: Bình tách cấp 1: tách khí cao áp. Áp suất ở bậc tách này được xác định từ điều kiện thu hồi tối đa lượng hydrocarbon lỏng và thu gom khí không cần máy nén. Bình tách cấp 2: Sau khi tách khí bậc 1, nhũ tương dầu nước sẽ đi vào cụm van phân dòng thứ hai, tại đây hỗn hợp được chia đều cho bốn thiết bị tách nước bằng điện trường. Quá trình tách nước được tiến hành ở điều kiện nhiệt độ khoảng 55 – 60oC. Bình tách cấp 3: bình chứa dầu để bơm đi tàu chứa. Khí tách ra từ các bình tách được nén đến áp suất 1213 at và đưa đến giàn nén khí trung tâm. Nước vỉa tách ra sau các bậc tách sơ bộ và triệt để đều được đưa sang cụm thiết bị xử lý nước trước khi xả ra biển. Dầu đã tách khí và nước được bơm theo đường ống đến UBN Ba Vì và UBN VSP01 để tàng chứa và bơm xuất dầu cho tàu khách. 1.1.2. Công nghệ xử lý dầu trên giàn công nghệ trung tâm CTP3 Giàn công nghệ trung tâm số 3 (CTP3) là thành phần chính của tổ hợp công nghệ trung tâm, được xây dựng tại phía nam mỏ Bạch Hổ. Trên CTP3 thực hiện các quá trình công nghệ: tách dầu – khí – nước, tách nước bằng điện trường, làm sạch nước thải, nén khí thấp áp và bơm dầu đã xử lý đến các UBN. Tại đây xử lý sản phẩm khai thác của các giàn 1, 8, phần sản phẩm của các giàn nhẹ còn lại và sản phẩm của mỏ Cá Ngừ Vàng. Sản phẩm khai thác sẽ được tách qua ba cấp: Bình tách cấp 1: đây là bậc tách ba pha, chất lỏng được chia thành hai pha dầu và nước. Áp suất trong bình tách cấp 1 được duy trì ở mức 13 – 16 at. Nhiệt độ chất lỏng trong bình tách cấp 1 phụ thuộc vào nhiệt độ sản phẩm đến từ các giàn nhẹ và giàn cố định, dao động trong khoảng 4560oC. Khí tách ra từ bình tách cấp 1 được đưa thẳng tới giàn nén khí trung tâm. Dầu sẽ được gia nhiệt trong bộ nung trước khi chuyển sang bình tách bằng điện trường. Nước thu được sau khi tách bậc 1 được đưa đến bình hydrocyclon cao áp để làm sạch khỏi các hạt dầu.. Theo thiết kế, khoảng 80 90% lượng nước trong sản phẩm khia thác được tách ra trong bình tách ba pha này. Bình tách cấp 2: Dầu sau khi đi qua thiết bị gia nhiệt sẽ có nhiệt độ khoảng 65 75oC, tiếp tục được tách trong bình tách cấp 2 ở áp suất khoảng 4,5 at. Bình tách cấp 2 thực chất cũng là bình tách ba pha, bên trong có thiết bị điện trường điện thế cao để giảm hàm lượng nước trong dầu xuống dưới 0,5%. Bình tách cấp 3: bình chứa dầu để bơm đi tàu chứa. Khí từ bậc tách cấp 2 và cấp 3 được nén lên bằng áp suất khí cấp 1 và dẫn đến giàn nén khí trung tâm. Nước tách ra sau bình tách cấp 2 được đưa đến thiết bị làm sạch. Bảng 1.1. Các thông số làm việc của hai giàn công nghệ trung tâm Thông số Giàn CTP2 Giàn CTP3 Công suất tách theo dầu, td Theo thiết kế tối đa Thực tế 15.000 8.00011.000 15.000 5.00010.000 Công suất tách theo nước đồng hành, td Theo thiết kế tối đa Thực tế 12.000 2.5005.000 14.000 2.0004.000 Hàm lượng nước trong sản phẩm đến giàn, % thể tích 15 27 20 28 Hàm lượng nước còn lại trong dầu, % thể tích Theo tiêu chuẩn dầu thương phẩm Thực tế Dưới 0,5 0,52,0 Dưới 0,5 0,11,5 Hàm lượng dầu trong nước thải, mgl Theo tiêu chuẩn Việt Nam Theo tiêu chuẩn quốc tế Thực tế Dưới 40 Dưới 15 Dưới 40 Dưới 40 Dưới 15 Dưới 40 Sản phẩm khai thác tại khu vực Rồng và Đồi Mồi chỉ được tách khí ở các giàn khai thác. Toàn bộ sản phẩm lỏng được bơm đến tàu chứa Ba Vì, khí cao áp được thu gom, khí thấp áp phải đốt bỏ. 1.1.3. Công nghệ xử lý dầu tại các tàu chứa dầu UBN Các UBN lắp đặt tại các mỏ của XNLD Vietsovpetro thực hiện chức năng hỗn hợp: tách nước, tàng chứa và bơm xuất dầu thương phẩm. Dầu từ CTP2 và CTP3 được dẫn đến các UBN theo đường ống. Nhiệt độ dầu lúc này vào khoảng 60oC. Ở các UBN, dầu được tiếp tục tách nước để đạt tới mức yêu cầu của dầu thương phẩm (hàm lượng nước < 0,5% ). Tại các UBN này ứng dụng công nghệ tách nước bằng phương pháp nhiệt hóa học, tức là dầu đã gia nhiệt cùng với chất phá nhũ được bơm vào tăng chứa chuyên dụng, để tĩnh cho nước lắng xuống đáy, còn dầu nổi ở phía trên. Ngoài ra, trên UBN Chí Linh còn được trang bị thêm hai thiết bị tách nước sử dụng điện trường cao với tổng công suất 10.000 tấnngày, cho phép nhận dầu với hàm lượng nước không vượt quá 20%. Thông thường tại các UBN có hai tăng chứa được vận hành theo cách luân phiên. Khi một tăng đang để tĩnh để tách nước thì tăng kia nhận dầu mới. Từ tăng để tĩnh, nước tách được hút khỏi tăng để tiếp tục xử lý thu hồi dầu tới mức hàm lượng dầu trong nước < 15ppm thì được thải ra biển. Dầu đã xử lý đạt quy định của dầu thương phẩm được bơm chuyển sang tăng tàng chứa và cấp hàng. Nhiệt độ của dầu tại tăng tàng chứa và xuất hàng từ thời điểm được bơm vào tới lúc được bơm đi giảm xuống không thấp hơn 400C. Nhiệt độ là một trong những yếu tố có ảnh hưởng nhiều nhất tới quá trình bay hơi và mất mát dầu cũng như ảnh hưởng tới các quá trình khác như đông đặc, tách lớp…, do đó nhiệt độ được quy định khá ngặt nghèo tại các vị trí khác nhau trên UBN.

MỞ ĐẦU

Hiện nay, tại XNLD Vietsovpetro, dầu khai thác từ các mỏ lên sẽ được bơm hòavào hệ thống thu gom ra tàu dầu và được đưa vào các tăng công nghệ để xử lý táchnước, sau đó được tàng trữ trong các tăng chứa trước khi xuất bán Tại các tăng côngnghệ một lượng đáng kể phần hydrocarbon nhẹ trong dầu sẽ bị bay hơi, gây ra mất mátdầu và làm ảnh hưởng rất lớn đến việc điều khiển các tham số công nghệ Do vậy, việcxác định chính xác lượng hydrocarbon bay hơi nói trên có ý nghĩa đặc biệt quan trọngtrong việc dự đoán mất mát, làm cơ sở để hiệu chỉnh các tham số công nghệ nhằm tăng

hiệu quả thu gom dầu với chế độ công nghệ tối ưu Báo cáo đề tài “Nghiên cứu các giải pháp kỹ thuật nhằm giảm mất mát hydrocacbon trong xử lý và tàng chứa dầu tại các mỏ của XNLD Vietsovpetro” thuộc khuôn khổ hợp đồng số 1122/09/T-

N5/VSP5-TTUDCVPI ngày 12 tháng 11 năm 2009 Việc thực hiện đề tài này sẽ giúpcho XNLD Vietsovpetro nâng cao hiệu quả sản xuất, kinh doanh trong những năm tiếptheo

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ QUÁ TRÌNH THU GOM, TÀNG CHỨA DẦU SAU KHAI THÁC VÀ THỰC TRẠNG MẤT MÁT DẦU TẠI CÁC

HỆ THỐNG MSP, CTP VÀ UBN CỦA XNLD VIETSOVPETRO

1.1 THỰC TRẠNG THU GOM, TÀNG CHỨA DẦU SAU KHAI THÁC TẠI XNLD VIETSOVPETRO

Quá trình khai thác và xử lý dầu tại XNLD Vietsovpetro được thực hiện trên cácgiàn cố định (MSP), giàn nhẹ (BK), hai giàn công nghệ trung tâm (CTP-2 và CTP-3)

và ba trạm chứa dầu không bến (UBN) là VSP-01, Ba Vì và Chí Linh UBN VSP-01

và Ba Vì đứng tại mỏ Bạch Hổ, UBN Chí Linh đứng tại mỏ Rồng Ngoài ra còn cóUBN FSO-5 mới được Vietsovpetro đưa vào sử dụng trong thời gian gần đây CácUBN được bố trí ở các vị trí khác nhau thuận tiện cho công tác xử lý, tàng trữ và xuấtbán dầu khai thác được từ các mỏ Bạch Hổ, Rồng, Cá Ngừ Vàng và gần đây là NamRồng – Đồi Mồi

Sản phẩm dầu khai thác sau khi tách khí sơ bộ tại MSP sẽ được đưa đến giàncông nghệ trung tâm CTP-2 và CTP-3 để tiếp tục thực hiện việc tách khí

1.1.1 Công nghệ xử lý dầu trên giàn công nghệ trung tâm CTP-2

Giàn CTP-2 xử lý sản phẩm khai thác của các giàn ở khu vực vòm bắc (gồm cácgiàn cố định số 3, 4, 5, 6, 7, 9, 10 và 11) và một phần sản phẩm của các giàn nhẹ TạiCTP-2, sản phẩm khai thác được tách qua 3 cấp:

- Bình tách cấp 1: tách khí cao áp Áp suất ở bậc tách này được xác định từ điềukiện thu hồi tối đa lượng hydrocarbon lỏng và thu gom khí không cần máynén

- Bình tách cấp 2: Sau khi tách khí bậc 1, nhũ tương dầu nước sẽ đi vào cụmvan phân dòng thứ hai, tại đây hỗn hợp được chia đều cho bốn thiết bị táchnước bằng điện trường Quá trình tách nước được tiến hành ở điều kiện nhiệt

độ khoảng 55 – 60oC

- Bình tách cấp 3: bình chứa dầu để bơm đi tàu chứa

Khí tách ra từ các bình tách được nén đến áp suất 12-13 at và đưa đến giàn nénkhí trung tâm Nước vỉa tách ra sau các bậc tách sơ bộ và triệt để đều được đưa sangcụm thiết bị xử lý nước trước khi xả ra biển

Dầu đã tách khí và nước được bơm theo đường ống đến UBN Ba Vì và UBNVSP-01 để tàng chứa và bơm xuất dầu cho tàu khách

1.1.2 Công nghệ xử lý dầu trên giàn công nghệ trung tâm CTP-3

Giàn công nghệ trung tâm số 3 (CTP-3) là thành phần chính của tổ hợp côngnghệ trung tâm, được xây dựng tại phía nam mỏ Bạch Hổ Trên CTP-3 thực hiện cácquá trình công nghệ: tách dầu – khí – nước, tách nước bằng điện trường, làm sạchnước thải, nén khí thấp áp và bơm dầu đã xử lý đến các UBN Tại đây xử lý sản phẩmkhai thác của các giàn 1, 8, phần sản phẩm của các giàn nhẹ còn lại và sản phẩm của

mỏ Cá Ngừ Vàng Sản phẩm khai thác sẽ được tách qua ba cấp:

- Bình tách cấp 1: đây là bậc tách ba pha, chất lỏng được chia thành hai pha dầu

và nước Áp suất trong bình tách cấp 1 được duy trì ở mức 13 – 16 at Nhiệt

độ chất lỏng trong bình tách cấp 1 phụ thuộc vào nhiệt độ sản phẩm đến từcác giàn nhẹ và giàn cố định, dao động trong khoảng 45-60oC Khí tách ra từbình tách cấp 1 được đưa thẳng tới giàn nén khí trung tâm Dầu sẽ được gianhiệt trong bộ nung trước khi chuyển sang bình tách bằng điện trường Nướcthu được sau khi tách bậc 1 được đưa đến bình hydrocyclon cao áp để làmsạch khỏi các hạt dầu Theo thiết kế, khoảng 80 -90% lượng nước trong sảnphẩm khia thác được tách ra trong bình tách ba pha này

- Bình tách cấp 2: Dầu sau khi đi qua thiết bị gia nhiệt sẽ có nhiệt độ khoảng 65

- 75oC, tiếp tục được tách trong bình tách cấp 2 ở áp suất khoảng 4,5 at Bìnhtách cấp 2 thực chất cũng là bình tách ba pha, bên trong có thiết bị điệntrường điện thế cao để giảm hàm lượng nước trong dầu xuống dưới 0,5%

- Bình tách cấp 3: bình chứa dầu để bơm đi tàu chứa

Khí từ bậc tách cấp 2 và cấp 3 được nén lên bằng áp suất khí cấp 1 và dẫn đếngiàn nén khí trung tâm Nước tách ra sau bình tách cấp 2 được đưa đến thiết bị làmsạch

Bảng 1.1 Các thông số làm việc của hai giàn công nghệ trung tâm

Công suất tách theo dầu, t/d

Theo thiết kế tối đa

Thực tế

15.0008.000-11.000

15.0005.000-10.000Công suất tách theo nước đồng hành, t/d

Theo thiết kế tối đa

Thực tế

12.0002.500-5.000

14.0002.000-4.000Hàm lượng nước trong sản phẩm đến giàn, % 15 - 27 20 - 28

thể tích

Hàm lượng nước còn lại trong dầu, % thể tích

Theo tiêu chuẩn dầu thương phẩm

Thực tế

Dưới 0,50,5-2,0

Dưới 0,50,1-1,5Hàm lượng dầu trong nước thải, mg/l

Theo tiêu chuẩn Việt Nam

Theo tiêu chuẩn quốc tế

Thực tế

Dưới 40Dưới 15Dưới 40

Dưới 40Dưới 15Dưới 40

Sản phẩm khai thác tại khu vực Rồng và Đồi Mồi chỉ được tách khí ở các giànkhai thác Toàn bộ sản phẩm lỏng được bơm đến tàu chứa Ba Vì, khí cao áp được thugom, khí thấp áp phải đốt bỏ

1.1.3 Công nghệ xử lý dầu tại các tàu chứa dầu UBN

Các UBN lắp đặt tại các mỏ của XNLD Vietsovpetro thực hiện chức năng hỗnhợp: tách nước, tàng chứa và bơm xuất dầu thương phẩm Dầu từ CTP-2 và CTP-3được dẫn đến các UBN theo đường ống Nhiệt độ dầu lúc này vào khoảng 60oC Ở cácUBN, dầu được tiếp tục tách nước để đạt tới mức yêu cầu của dầu thương phẩm (hàmlượng nước < 0,5% ) Tại các UBN này ứng dụng công nghệ tách nước bằng phươngpháp nhiệt hóa học, tức là dầu đã gia nhiệt cùng với chất phá nhũ được bơm vào tăngchứa chuyên dụng, để tĩnh cho nước lắng xuống đáy, còn dầu nổi ở phía trên Ngoài

ra, trên UBN Chí Linh còn được trang bị thêm hai thiết bị tách nước sử dụng điệntrường cao với tổng công suất 10.000 tấn/ngày, cho phép nhận dầu với hàm lượngnước không vượt quá 20% Thông thường tại các UBN có hai tăng chứa được vậnhành theo cách luân phiên Khi một tăng đang để tĩnh để tách nước thì tăng kia nhậndầu mới Từ tăng để tĩnh, nước tách được hút khỏi tăng để tiếp tục xử lý thu hồi dầutới mức hàm lượng dầu trong nước < 15ppm thì được thải ra biển Dầu đã xử lý đạtquy định của dầu thương phẩm được bơm chuyển sang tăng tàng chứa và cấp hàng.Nhiệt độ của dầu tại tăng tàng chứa và xuất hàng từ thời điểm được bơm vào tới lúcđược bơm đi giảm xuống không thấp hơn 400C

Nhiệt độ là một trong những yếu tố có ảnh hưởng nhiều nhất tới quá trình bay hơi

và mất mát dầu cũng như ảnh hưởng tới các quá trình khác như đông đặc, tách lớp…,

do đó nhiệt độ được quy định khá ngặt nghèo tại các vị trí khác nhau trên UBN

Bảng 1.2 Nhiệt độ tại các vị trí trên các UBN

Tăng tàngchứa, xuấtdầu

- Mất mát do sự thất thoát của dầu từ hệ thống thiết bị tách trên MSP và CTP

- Mất mát do quá trình vận chuyển theo hệ thống đường ống

- Mất mát do dầu bay hơi trong quá trình xử lý và tàng trữ dầu tại các tàu chứa.Ngoài ra còn có một số nguyên nhân khác nhưng chúng gây ra mất mát khôngđáng kể, trong đa số các trường hợp có thể bỏ qua

1.2.1 Mất mát dầu trong quá trình phân tách pha tại hệ thống các bình tách

Mất mát công nghệ do thất thoát dầu ở thiết bị tách pha chính là sự thất thoát củacác giọt chất lỏng (chính là condenssat và khí hóa lỏng) từ quá trình phân tách pha bậc

1 và 2 Khí tách thấp áp từ thiết bị trên các MSP được đưa lên đuốc đốt Khí tách từcác giàn công nghệ trung tâm (CTP-2, CTP-3) được thu lại và vận chuyển tới giàn nénkhí trung tâm (CKP) hoặc giàn nén khí nhỏ (MKC) Từ CKP và MKC phần lớn khíđược đưa vào đường ống để vận chuyển về bờ, phần còn lại được dùng cho hệ thốngkhai thác gaslift Sau khi hệ thống khai thác gaslift được đưa vào hoạt động cho cácgiếng thuộc RP-3, lượng khí tách được đốt bỏ khoảng 400.000 – 700.000 m3/ngàyđêm

Theo kết quả đo do XNLD Vietsovpetro thực hiện trong một số năm qua, lượngmất mát dạng lỏng khi qua hệ thống tách chiếm khoảng 0,022% tổng sản lượng dầukhai thác

1.2.2 Mất mát trong quá trình vận chuyển dầu trong đường ống

Tại XNLD Vietsovpetro, hệ thống vận chuyển dầu từ các giàn cố định tới tàu

chứa được coi là hệ thống kín Việc mất mát dầu trong trường hợp này liên quan chủyếu tới rò rỉ dầu tại các vị trí gioăng nối ống dẫn với nhau và với thiết bị bơm Lượngdầu này được thu gom trong các bình chứa riêng, sau đó định kỳ được bơm trở lại vàodòng chảy chung của dầu Trong quá trình thu gom, bảo quản, một phần dầu ở bìnhchứa bị bay hơi gây nên hiện tượng mất mát Để xác định lượng dầu mất mát này cần

áp dụng các phương pháp thực nghiệm và đòi hỏi phải sử dụng các thiết bị đặc biệttrong một thời gian dài Vì vậy, tại Vietsovpetro không tiến hành xác định sự mất mátnày mà sử dụng “Định mức mất mát dầu trong vận chuyển”, theo đó, mức mất mát khivận chuyển 1 tấn dầu trên quãng đường 100 km là 0,2 kg, chiếm 0,002% khối lượngdầu được vận chuyển

1.2.3 Mất mát trong quá trình xử lý, tàng chứa và xuất dầu trên UBN

Mất mát dầu trong quá trình xử lý, tàng chứa và xuất dầu trên các UBN thườngtồn tại ở ba dạng chính sau:

- Dầu dạng hạt sương bị kéo theo khí từ các thiết bị tách và từ các van an toàntrên UBN

- Sự bay hơi của các thành phần nhẹ trong quá trình tiếp nhận, tàng chứa vàxuất dầu

- Dầu dạng nhũ tương dầu trong nước trong nước thải thu được từ quá trình xử

lý tách nước khỏi dầu Hàm lượng dầu trong nước thải sau khi xử lý khôngquá 15 mg/l, trong khi đó, lượng nước tại các mỏ dầu tại thời điểm hiện tạikhông quá lớn nên lượng dầu mất mát theo nước thải ra biển không đáng kể

và có thể bỏ qua trong quá trình tính toán

Các nghiên cứu cho thấy, lượng dầu mất mát lớn nhất xảy ra do sự bay hơi cácthành phần nhẹ của dầu, tức là hai dạng mất mát đầu tiên Chính vì vậy, các yếu tố ảnhhưởng tới sự bay hơi sản phẩm trong dầu thô cũng là yếu tố ảnh hưởng tới mất mátdầu như:

- Thành phần dầu: Dầu càng chứa nhiều hydrocacbon nhẹ càng bay hơi nhiều

phía dưới ra môi trường biển làm tăng mức độ chênh lệch nhiệt độ khối dầu,thúc đẩy quá trình đối lưu dầu cũng làm tăng bay hơi các phân đoạnhydrocacbon nhẹ

Bảng 1.3 Định mức mất mát dầu tại các UBN của XNLD Vietsovpetro

CHƯƠNG 2 XÁC ĐỊNH MẤT MÁT DẦU TRONG QUÁ TRÌNH XỬ LÝ,

VẬN CHUYỂN VÀ TÀNG CHỨA DẦU TẠI XNLD VIETSOVPETRO

Như đã trình bày trong chương 1, lượng dầu mất mát chủ yếu do quá trình bayhơi các hydrocacbon nhẹ tại tàu chứa Vì vậy, nhằm xác định mất mát của dầu Bạch

Hổ, dầu Cá Ngừ Vàng và dầu hỗn hợp các mỏ, nhóm tác giả đã tiến hành xác định mấtmát dầu tại hai tàu chứa UBN VSP-01 và UBN Ba Vì theo hai phương pháp:

- Phương pháp đánh giá lượng dầu mất mát thông qua sự thay đổi của áp suấthơi bão hoà

- Phương pháp tách mô phỏng theo thời gian lưu tại tàu

Các mẫu thí nghiệm được lấy hai đợt tại CTP-2, CTP-3, UBN VSP-01 và UBN

Ba Vì tại hai vị trí: dầu đến UBN và dầu xuất từ UBN

.Bảng 2.1 Các thông số làm việc của UBN VSP-01 và UBN Ba Vì

Lưu lượng dầu đến tàu (TB năm 2009), tấn/ngày 7000 9500

Hàm lượng nước trong sản phẩm đến giàn, % 0,5 - 18 0,5 - 2,0

Nhiệt độ dầu ở tăng công nghệ, oC 45- 60 50 - 60Nhiệt độ dầu tại tank chứa ( tank hàng) 40-55 40-55Hàm lượng nước trong dầu đã xử lý, % 0,05 - 0,35 0,05 - 0,2

2.1 XÁC ĐỊNH TỶ LỆ MẤT MÁT DẦU DỰA TRÊN ÁP SUẤT HƠI BÃO HÒA

Việc xác định tỷ lệ mất mát dầu theo phương pháp đo áp suất hơi bão hòa được

thực hiện theo quy định RD 39-0147013-388-87 “Phương pháp xác định lượng dầu

mất mát kỹ thuật của bộ công nghiệp dầu mỏ Liên xô (cũ)” Phương pháp này dựa vào

hiện tượng thất thoát trong quá trình bay hơi của các hydrocarbon nhẹ gây nên sự giảmsút áp suất hơi bão hoà Để thực hiện phương pháp này nhất thiết phải xác định phầntrăm khối lượng của các hydrocarbon nhẹ trong tổng số lượng hydrocarbon bay hơi từlượng dầu cho trước

Lượng dầu mất mát kỹ thuật được xác định theo công thức sau:

s

so

P

Plnk

1

=σtrong đó:

σ - Lượng dầu mất mát tính theo phần trăm khối lượng;

k - Hệ số thực nghiệm;

Pso , Ps - Áp suất hơi bão hoà trung bình của các mẫu dầu tại các điểm nhận

và xuất dầu, được xác định theo tiêu chuẩn ASTM D-323

Hệ số thực nghiệm ki của các mẫu dầu tại điểm xuất và nhận dầu i được tính nhưsau:

P - Áp suất hơi bão hòa của các mẫu dầu thứ i của đầu vào UBN sau khi

đã cho bay hơi, kPa

ε - Tỷ lệ bay hơi của các mẫu dầu thứ i của đầu vào UBN, %

khối lượng dầu đã bay hơi, g

khối lượng dầu ban đầu, g

2.1.1 Xác định áp suất hơi bão hòa và hệ số thực nghiệm mất mát dầu k của hỗn hợp dầu trên UBN VSP-01

Kết quả xác định áp suất hơi bão hòa, tỷ lệ bay hơi để từ đó xác định hệ số thựcnghiệm mất mát dầu đối với hỗn hợp dầu Bạch Hổ và Cá Ngừ Vàng tại các vị trí đầuvào, đầu ra và dầu đã cho bay hơi của UBN VSP-01 được trình bày trong bảng 2.2 vàbảng 2.3

ε =

Bảng 2.2 Kết quả xác định hệ số thực nghiệm k đối với UBN VSP-01 đợt 1

Tỷ lệ bay hơi

ε, %

Áp suất hơi bão hòa của dầu tại đầu vào UBN, kPa

Áp suất hơi bão hòa của dầu sau khi bay hơi, kPa

Áp suất hơi bão hòa của dầu tại đầu xuất của UBN, kPa

Hệ số thực nghiệm k

Tỷ lệ bay hơi

ε, %

Áp suất hơi bão hòa của dầu tại đầu vào UBN, kPa

Áp suất hơi bão hòa của dầu sau khi bay hơi, kPa

Áp suất hơi bão hòa của dầu tại đầu xuất của UBN, kPa

Hệ số thực nghiệm k

ra và dầu đã cho bay hơi của UBN Ba Vì được trình bày trong bảng 2.4 và bảng 2.5

Bảng 2.4 Kết quả xác định hệ số thực nghiệm k đối với UBN Ba Vì đợt 1

Tỷ lệ bay hơi

ε, %

Áp suất hơi bão hòa của dầu tại đầu vào UBN, kPa

Áp suất hơi bão hòa của dầu sau khi bay hơi, kPa

Áp suất hơi bão hòa của dầu tại đầu xuất của UBN, kPa

Hệ số thực nghiệm k

Tỷ lệ bay hơi

ε, %

Áp suất hơi bão hòa của dầu tại đầu vào UBN, kPa

Áp suất hơi bão hòa của dầu sau khi bay hơi, kPa

Áp suất hơi bão hòa của dầu tại đầu xuất của UBN, kPa

Hệ số thực nghiệm k

2.1.3 Xác định lượng mất mát dầu tại các UBN VSP-01 và Ba Vì

Kết quả xác định lượng mất mát dầu trên UBN VSP-01 và UBN Ba Vì được tínhtoán trên cơ sở kết quả thu được về áp suất hơi bão hòa của dầu tại đầu vào, áp suấthơi đầu ra, hệ số kinh nghiệm k và được đưa ra trong bảng 2.6

Bảng 2.6 Kết quả tính tính toán lượng mất mát dầu

trên UBN VSP-01 và UBN Ba Vì

1 Áp suất hơi bão hòa của dầu

đầu vào, kPa

2 Áp suất hơi bão hòa của dầu

đầu ra, kPa

Hình 2.1 Sơ đồ thí nghiệm tách mô phỏng

Theo phương pháp này, các mẫu dầu bơm ra tàu được tiến hành đo tỷ trọng ở cácdải nhiệt độ và áp suất khác nhau (xem phụ lục) sau đó được đưa vào bình tách thứnhất ở điều kiện tăng công nghệ (áp suất 1 psig và nhiệt độ 55oC) nối thông với bìnhtách thứ hai ở điều kiện tăng chứa (áp suất 1 psig và nhiệt độ 45oC) Dầu thu được ởbình tách thứ hai được xác định trọng lượng và thành phần cấu tử, và khí tách thu được

ở hai bình này được xác định thể tích và thành phần cấu tử Khối lượng dầu bị hao hụtchính là mất mát dầu tại tăng công nghệ và tăng chứa

Mẫu dầu sau thí nghiệm tách mô phỏng được đưa vào bình tách thứ ba ở điềukiện nhiệt độ tàu nhận dầu (áp suất 0 psig và nhiệt độ 45oC) Khối lượng dầu bị haohụt chính là mất mát khi xuất dầu

Tỷ lệ mất mát dầu tại tàu được tính theo công thức:

Ф = φ1 + φ2 (1)Trong đó:

Ф - Tỷ lệ mất mát dầu tại tàu, % khối lượng

φ1 - Tỷ lệ mất mát dầu tại tăng công nghệ và tăng chứa, % khối lượng

φ2 - Tỷ lệ mất mát dầu khi xuất dầu, % khối lượng

* Tỷ lệ mất mát dầu tại tăng công nghệ được xác định như sau:

φ1 = ×100

m+m

m

2 1

1

% (2)Trong đó:

m1 - Khối lượng khí sau thí nghiệm tách mô phỏng, g

m2 - Khối lượng dầu ở điều kiện tăng chứa sau thí nghiệm tách mô phỏng, g

Vkhí - Thể tích khí sau tách mô phỏng ở điều kiện tiêu chuẩn, ml

d15 – Tỷ trọng mẫu khí sau tách mô phỏng ở 15oC

Khi thời gian tàng trữ dầu trong các tăng chứa càng lâu thì lượng khí mất mátcàng lớn, dẫn đến tỷ lệ mất mát dầu càng lớn

* Tỷ lệ mất mát dầu khi xuất dầu từ tăng chứa sang tàu nhận dầu được xác địnhnhư sau:

φ2 = ×100

m

m-m

2

3 ' 2

% (4)Trong đó:

m2’ - Khối lượng dầu trước khi xuất, g

m3 - Khối lượng dầu sau khi xuất, g

2.2.1 Kết quả phân tích thành phần mẫu dầu xuất từ tàu

Các mẫu dầu xuất từ tàu chứa được phân tích định lượng thành phần nhóm cáchydrocarbon của mẫu dầu thô đến C45+ bằng cách thiết lập hệ số đáp ứng cho mẫuchuẩn định lượng n- paraffin với việc sử dụng chất lỏng chuẩn 244TM1P có độ tinhkhiết ≥ 99,5% như chất nội chuẩn và sử dụng hỗn hợp chuẩn định lượng Agilent P/N5080-8716 gồm các n-parafin từ nC5-nC45 như một mẫu chuẩn định lượng đa cấu tửn-paraffin Chế độ phân tích mẫu dầu thí nghiệm và mẫu chuẩn định lượng trên máysắc ký khí HP 6890 được tóm tắt trong bảng 2.7

Bảng 2.7 Chế độ phân tích thành phần mẫu dầu

Thiết bị sắc ký HP-6890 Agilent, USA

Cột phân tích HP-5, 30 m x0.25 mm ID x0.25 µm film thickness

Chương trình nhiệt độ

buồng phân tích

ở 35oC trong 3 phút sau đó nâng lên 310oC/phút với tốc

độ gia nhiệt 4oC/phút; duy trì ở 310oC trong 40 phút

Lưu lượng qua cột 1ml/phút

Nhiệt độ buồng bơm

mẫu

320oC

Nhiệt độ Detector 350oC

Lượng mẫu bơm 1 µl

Bảng 2.8 Thành phần mẫu dầu xuất từ UBN VSP-01 và UBN Bavi

Đợt 1 (lấy mẫu ngày 30/3/2010)

Đợt 2 (lấy mẫu ngày 23/7/2010)

Tỷ trọng ở 15oC 0,8206 0,8197 0,8312 0,8331

2.2.2 Kết quả phân tích thành phần khí sau thí nghiệm tách mô phỏng

Các mẫu khí thu được sau khi thí nghiệm tách mô phỏng được đưa đi phân tíchthành phần bằng thiết bị sắc ký khí HP 6890 theo tiêu chuẩn ISO 6974-4: 2000

Bảng 2.9 Thành phần khí sau thí nghiệm tách mô phỏng đợt 1 (%kl)

TT Tên cấu tử

Khí tách

mô phỏng của mẫu dầu hỗn hợp tại UBN VSP-01

Khí tách

mô phỏng của mẫu dầu hỗn hợp tại UBN

Ba Vì

Khí tách

mô phỏng của mẫu dầu Cá Ngừ Vàng

từ CTP-3 sang UBN VSP-01

Khí tách

mô phỏng của mẫu dầu Bạch

Hổ từ CTP-2 sang UBN VSP-01

Khí tách

mô phỏng của mẫu dầu Bạch

Hổ từ CTP-3 sang UBN

Bảng 2.10 Thành phần khí sau thí nghiệm tách mô phỏng đợt 2 (%kl)

TT Tên cấu tử

Khí tách

mô phỏng của mẫu dầu hỗn hợp tại UBN VSP-01

Khí tách

mô phỏng của mẫu dầu hỗn hợp tại UBN

Ba Vì

Khí tách

mô phỏng của mẫu dầu Cá Ngừ Vàng

từ CTP-3 sang UBN VSP-01

Khí tách

mô phỏng của mẫu dầu Bạch

Hổ từ CTP-2 sang UBN VSP-01

Khí tách

mô phỏng của mẫu dầu Bạch

Hổ từ CTP-3 sang UBN

2.2.3 Kết quả phân tích thành phần mẫu dầu sau thí nghiệm tách mô phỏng

Các mẫu dầu thu được sau thí nghiệm tách mô phỏng được đưa đi phân tích thànhphần bằng thiết bị sắc ký khí HP 6890 có sử dụng chuẩn nội 244-trimethyl penten-1 vàphần mềm tính toán Carburane

Bảng 2.11 Thành phần mẫu dầu sau thí nghiệm tách mô phỏng đợt 1 (%kl)

TT Tên cấu tử

Dầu hỗn hợp tại UBN VSP-01 sau thí nghiệm tách mô phỏng

Dầu hỗn hợp tại UBN Ba

Vì sau thí nghiệm tách mô phỏng

Dầu Cá Ngừ Vàng

từ CTP-3 sang UBN VSP-01 sau thí nghiệm tách mô phỏng

Dầu Bạch

Hổ từ CTP-2 sang UBN VSP-01 sau thí nghiệm tách mô phỏng

Dầu Bạch

Hổ từ CTP-3 sang UBN

Ba Vì sau thí nghiệm tách mô phỏng

TT Tên cấu tử

Dầu hỗn hợp tại UBN VSP-01 sau thí nghiệm tách mô phỏng

Dầu hỗn hợp tại UBN Ba

Vì sau thí nghiệm tách mô phỏng

Dầu Cá Ngừ Vàng

từ CTP-3 sang UBN VSP-01 sau thí nghiệm tách mô phỏng

Dầu Bạch

Hổ từ CTP-2 sang UBN VSP-01 sau thí nghiệm tách mô phỏng

Dầu Bạch

Hổ từ CTP-3 sang UBN

Ba Vì sau thí nghiệm tách mô phỏng

Tỷ trọng ở

2.2.4 Xác định lượng mất mát dầu tại các UBN VSP-01 và Ba Vì

Kết quả xác định lượng mất mát dầu trên UBN VSP-01 và UBN Ba Vì được tínhtoán trên cơ sở kết quả thí nghiệm tách mô phỏng được chỉ ra trong bảng 2.13

Bảng 2.13 Kết quả tính tính toán lượng mất mát dầu

trên UBN VSP-01 và UBN Ba Vì

Dầu hỗn hợp tại UBN VSP-01

Dầu hỗn hợp tại UBN Ba Vì

Dầu Cá Ngừ Vàng từ giàn CTP-3 sang UBN VSP-01

Dầu Bạch Hổ từ giàn CTP-2 sang UBN VSP-

01

Dầu Bạch Hổ từ giàn CTP-3 sang UBN Ba Vì Đợt 1 Đợt 2 Đợt 1 Đợt 2 Đợt 1 Đợt 2 Đợt 1 Đợt 2 Đợt 1 Đợt 2

1 Tỷ trọng dầu sau tách mô phỏng ở

15oC 0,8184 0,8202 0,8289 0,8338 0,7981 0,7989 0,8203 0,8222 0,8211 0,8209

2 Tỷ trọng khí sau tách mô phỏng ở 15oC 1,952 2,305 1,916 1,993 2,223 2,555 1,936 2,164 2,163 2,054

3 Thể tích khí sau tách mô phỏng, ml 277 284 271 273 187 188 268 270 125 126

4 Khối lượng dầu sau tách mô phỏng, g 232,86 252,68 229,35 214,67 252,93 256,18 185,92 201,59 370,34 358,08

5 Khối lượng dầu sau khi xuất, g 212,41 231,16 213,76 200,78 214,94 223,64 175,21 189,27 337,43 322,53

6 Chỉ số khí dầu 1,187 1,121 1,179 1,269 0,738 0,732 1,437 1,335 0,337 0,352

7 Mất mát khí tại tàu dầu, % kl 0,699 0,722 0,694 0,717 0,622 0,652 0,736 0,743 0,422 0,420

8 Mất mát khí khi xuất dầu, % kl 0,088 0,085 0,068 0,065 0,150 0,127 0,058 0,061 0,089 0,099

9 Tổng mất mát của dầu bơm ra tàu,

2.3 KẾT QUẢ XÁC ĐỊNH MẤT MÁT DẦU TẠI TÀU CHỨA UBN VSP-01

Dầu hỗn hợp tại UBN Ba

Vì

Dầu Cá Ngừ Vàng

từ CTP-3 sang UBN VSP-01

Dầu Bạch

Hổ từ CTP-2 sang UBN VSP-01

Dầu Bạch

Hổ từ CTP-3 sang UBN

đo áp suất hơi bão hòa) và từ 0,787 – 0,807 %kl (phương pháp tách mô phỏng), trungbình là 0,795% Lượng dầu mất mát trên UBN Ba Vì nằm trong khoảng từ 0,765 –0,775 %kl (phương pháp đo áp suất hơi bão hòa) và từ 0,762 – 0,782 %kl (phươngpháp tách mô phỏng), trung bình là 0,771% Lượng dầu Cá Ngừ Vàng mất mát trongquá trình xử lý, tàng chứa nằm trong khoảng từ 0,772 – 0,779 %kl

Việc tính toán hàm lượng dầu mất mát được tính trên cơ sở tính toán mất mát dầuqua hai đợt lấy mẫu rồi lấy kết quả trung bình Việc này phụ thuộc rất nhiều yếu tốnhư: lưu lượng bơm, thời điểm lấy mẫu, nhiệt độ tăng chứa,…Do vậy, để có số liệuchính xác hơn cần tiếp tục nghiên cứu và tăng tần suất lấy mẫu cũng như số lần lấymẫu

- Giảm áp suất bình tách bậc cuối (buffer) trên các giàn nhằm hạn chế tối đa khíhòa tan trong dầu trước khi bơm ra tàu.

- Giảm nhiệt độ tăng công nghệ xuống 40 – 45oC đi đôi với việc tăng hiệu quảthiết bị tách nước hiện có trên các giàn (trước bình buffer)

- Lắp đặt thiết bị nén khí công suất nhỏ trên các tàu dầu nhằm thu gom khí vanthở đưa về giàn nén khí Trung tâm, condensate đưa trở lại hầm chứa dầu

- Bổ sung các chất làm giảm độ bay hơi (ví dụ như chất hoạt động bề mặt đểchất này nổi trên bề mặt dầu trong tàu chứa và tạo thành lớp màng ngăn cảndầu bay hơi) Tuy nhiên, phương pháp này khó khả thi vì có thể làm thay đổithành phần dầu

Trong đó cần chú ý đến biện pháp thu gom khí van thở vì đây là giải pháp tận thumang lại lợi ích kinh tế cao

3.2 TÍNH TOÁN SƠ BỘ TIỀM NĂNG THU HỒI HYDROCABON LỎNG TRONG KHÍ VAN THỞ

Trên cơ sở số liệu phân tích thành phần, tỷ trọng của mẫu khí sau thí nghiệm tách

mô phỏng và chỉ số khí dầu sơ bộ tính toán được hàm lượng hydrocacbon lỏng từ C3+trong khí tại tàu chứa, từ đó tính được hàm lượng hydrocacbon nhẹ trong mất mát haytiềm năng thu hồi C3+, C4+, C5+, bupro trong khí tàu chứa Kết quả tính toán thể hiệntrên bảng 3.1

Bảng 3.1 Kết quả tính toán tiềm năng thu hồi hydrocacbon lỏng trong khí tại tàu chứa

Thông số

Dầu hỗn hợp tại UBN VSP-01

Dầu hỗn hợp tại UBN Ba Vì

Dầu Cá Ngừ Vàng từ giàn CTP-3 sang UBN VSP-01

Dầu Bạch Hổ từ giàn CTP-2 sang UBN VSP-

01

Dầu Bạch Hổ từ giàn CTP-3 sang UBN Ba Vì Đợt 1 Đợt 2 Đợt 1 Đợt 2 Đợt 1 Đợt 2 Đợt 1 Đợt 2 Đợt 1 Đợt 2

Lượng hydrocacbon lỏng trong

khí tại tàu chứa, kg/m3 khí

C3+ 1,569 1,593 1,518 2,015 1,945 2,314 1,507 1,839 1,835 1,682C4+ 1,021 1,015 1,027 1,420 1,301 1,816 0,974 1,251 1,242 1,078C5+ 0,448 0,451 0,554 0,755 0,610 1,096 0,483 0,616 0,627 0,509bupro 1,121 1,142 0,964 1,259 1,335 1,218 1,024 1,223 1,209 1,173

Tiềm năng thu hồi

hydrocacbon lỏng trong khí tàu

chứa, kg/tấn dầu

C3+ 1,862 1,786 1,790 2,556 1,436 1,695 2,166 2,456 0,619 0,591C4+ 1,212 1,138 1,211 1,801 0,960 1,330 1,400 1,671 0,419 0,379C5+ 0,532 0,506 0,653 0,958 0,450 0,803 0,694 0,823 0,211 0,179bupro 1,331 1,280 1,136 1,597 0,985 0,892 1,472 1,633 0,408 0,412Tiềm năng thu hồi trung bình

hydrocacbon lỏng trong khí tàu

Các kết quả tính toán sơ bộ ở trên cho thấy rằng tiềm năng thu hồi hydrocacbonlỏng trong khí tàu chứa là rất lớn Tính trung bình, nếu mỗi ngày hai tàu VSP-01 và Ba

Vì xuất 16.000 – 20.000 tấn dầu thì có thể thu hồi từ 63,9 - 80 tấn C3+; 42,9 – 53,6 tấnC4+; 21,2 – 26,5 tấn C5+; 42,8 – 53,4 tấn bupro

Dầu hỗn hợp tại UBN Ba Vì

Dầu Cá Ngừ Vàng

từ CTP-3 sang UBN VSP-01

Dầu Bạch

Hổ từ CTP-2 sang UBN VSP-01

Dầu Bạch

Hổ từ CTP-3 sang UBN

- Kết quả tính toán sơ bộ khả năng thu hồi hydrocacbon trong khí van thở cho kếtquả rất khả quan Do đó cần đẩy mạnh hoạt động thu gom khí tại tàu chứa để nâng caohiệu quả sản xuất kinh doanh tại XNLD Vietsovpetro

TÀI LIỆU THAM KHẢO

[1] RD 39-0147013-388-87 “Phương pháp xác định lượng dầu mất mát kỹ thuật của

bộ công nghiệp dầu mỏ Liên xô”.

[2] ASTM D 323 “Reid Vapour Pressure Semiautomatic Apparatus”.

[3]