Đồ án Nghiên cứu Bình Tách C - 1 và hệ thống điều chỉnh , kiểm tra mực chất lỏng và áp suất bình tách C1

LỜI NÓI ĐẦU Trong quá trình công nghiệp hóa và hiện đại hóa đất nước, ngành công nghiệp dầu khí có lịch sử phát triển còn non trẻ nhưng đã không ngừng vươn nên và trở thành một ngành công nghiệp mũi nhọn của đất nước. Hiện nay các công ty trực thuộc tổng công ty dầu khí Việt Nam cộng tác với nhiều công ty nước ngoài đang tham gia vào các dự án dầu khí của quốc gia, khẳng định một tiềm năng phát triển mạnh mẽ của dầu khí ngành Việt Nam. Với mong muốn được góp một phần nhỏ vào sự phát triển của ngành công nghiệp dầu khí nước nhà. . Qua quá trình thực tập, nghiên cứu, thu thập tài liệu và nghiên cứu cùng với sự giúp đỡ nhiệt tình của thầy giáo Trần Văn Bản - Bộ môn Máy và Thiết bị Mỏ. Nhằm nâng cao hiệu quả sử dụng Bình Tách C - 1 nên em đã chọn đề tài tốt nghiệp: “Nghiên cứu Bình Tách C - 1 và hệ thống điều chỉnh , kiểm tra mực chất lỏng và áp suất bình tách C1 trong hệ thống thu gom .” Để hoàn thành bản đồ án này em xin chân thành cảm ơn thầy giáo Trần Văn Bản cùng các thầy trong bộ môn Cơ Khí thiết bị Dầu Khí, cùng bạn bè đã giúp đỡ và hướng dẫn nhiệt tình, chu đáo. Mặc dù đã rất cố gắng nhưng do kiến thức thực tế, kiến thức bản thân, thời gian thực tập và nguồn tài liệu còn hạn chế nên đồ án không thể tránh khỏi những thiếu sót. Em rất mong được sự đóng góp ý kiến của thầy cô và các bạn bè để xây dựng bản đồ án hoàn thiện hơn. Hà nội, tháng 6 – 2009 Sinh viên: Phạm Văn Thanh . Chương 1: Giới thiệu chung về tình hình khai thác thu gom và xử lý dầu khí tại Việt Nam. 1.1. Tình hình khai thác dầu ở Xí nghiệp liên doanh dầu khí Vietsovpetro nói chung và mỏ Bạch Hổ nói riêng Mỏ Bạch Hổ nằm ở bể Cửu Long cách thành phố Vũng Tàu 120 km 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 Vietsopevtro đã khai thác tấn dầu đầu tiên từ mỏ và từ 6/9/1988 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 trước Đệ tam . Hiện nay trên mỏ Bạch Hổ có 11 giàn khai thác cố định và 8 giàn nhẹ . Phương pháp khai thác dầu chủ yếu đang áp dụng tại mỏ Bạch Hổ là phương pháp khai thác tự phun , phương pháp khai thác gaslift và phương pháp khai thác bằng máy bơm ly tâm điện chìm . Nhịp 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 nhiệp 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 19/8/1981 . Kể từ đó đến nay Liên doanh dầu khí Vietsovpetro luôn luôn là đơn vị chủ lực , con chim đầu đàn của ngành dầu khí Việt Nam , sản lượng khai thác không ngừng tăng , hằng năm chiếm tới gần 80% sản lượng dầu thô xuất khẩu của nước ta . Thành công lớn nhất , thiết thực nhất là 25 năm qua ( tính đến hết tháng 10 năm 2006 ) . Xí nghiệp đã khai thác được gần 160 triệu tấn dầu 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 phát điện sản xuất công nghiệp, hoá chất. Xí nghiệp đã đạt mức doanh thu từ 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, 1996 phía Việt Nam và phía Nga đã thu hồi được vốn, qua đó đã góp phần đưa Việt Nam thành nước khai thác và xuất khẩu dầu đứng thứ 3 trong khu vực Đông Nam Á. Xí nghiệp 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, 2 giàn tự nâng, với 330 km đường ống dưới biển, 17 tàu dịch vụ các loại trên biển và một căn cứ dịch vụ trên bờ với 10 cầu cảng dài tổng cộng 1.300 m, trong đó có cầu cảng 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, một chặng đường mới với nhiều thử thách đang đến với liên doanh dầu khí Vietsovpetro. Khi các mỏ dầu cũ đã được khai thác nhiều năm, giảm dần 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 mới được đẩy mạnh bao gồm khoan khai thác 12 giếng gồm 51.150 m khoan sâu trong lòng biển, sửa chữa 35 giếng. Liên doanh Vietsovpetro đã xây dựng kế hoạch, áp dụng thành công các giải pháp điều chỉnh khai thác làm cho trạng thái khai thác tầng móng vòm trung tâm Bạch Hổ khá ổn định, bảo đảm áp suất vỉa ở độ sâu 3.050 m. Bên cạnh việc khai thác, tìm kiếm dầu khí, liên doanh dầu khí Vietsovpetro còn khai thác năng lực sẵn có để tham gia các dịch vụ kỹ thuật dầu khí biển cho các công ty nước ngoài đã ký hợp đồng tìm kiếm, thăm dò, khai thác, phân chia sản phẩm với ngành dầu khí nước ta. Dự tính doanh thu từ lĩnh vực này trong năm nay sẽ đạt được hơn 20 triệu USD. 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 đưa 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. Dầu mỏ và đặc tính dầu thô mỏ Bạch Hổ 1.2.1. Thành phần chung của dầu mỏ Dầu mỏ là sản phẩm phức tạp của thiên nhiên với thành phần chủ yếu là hydrocacbon, chúng chiếm từ 60
90% khối lượng của dầu. Các hydrocacbon này được tạo thành do sự kết hợp của các nguyên tố các bon và hydro. Tuỳ theo các cấu trúc phân tử mà ta có các hydrocacbon ở thể khí, lỏng, rắn. Dầu mỏ bao gồm các nhóm: - Nhóm hydrocacbon Parafinic (CnH2n+2): Nhóm này có cấu trúc mạch thẳng và mạch nhánh chiếm từ 50
70%. Ở điều kiện bình thường hydrocacbon có cấu tạo mạch từ C1
C4 ở trạng thái khí, từ C4
C6 ở trạng thái lỏng, lớn hơn C17 ở trạng thái rắn (dạng tinh thể). - Nhóm hydrocacbon naptenic (CnH2n): Nhóm này có cấu trúc mạch vòng (no và không no) chiếm tỷ lệ 10
20% thành phần dầu thô, phổ biến nhất là Cyclopentan (C5H10) và Cyclohexan (C6H12) cùng các dẫn xuất alkyl của chúng. Ở điều kiện thường hydrocacbon napten (no) có cấu tạo từ C1
C4 ở trạng thái khí, từ C5
C10 ở trạng thái lỏng, từ C11 trở lên ở trạng thái rắn. - Nhóm hydrocacbon anomatic (CnH2n-6): Nhóm này có mặt trong dầu thô dưới dạng các dẫn xuất của benzen, chiếm từ 1
2% thành phần dầu thô. - Các hợp chất có chứa ôxy, Nitơ, lưu huỳnh: ngoài các nhóm hydrocacbon kể trên trong dầu thô còn chứa các hợp chất không thuộc loại này mà phần lớn là Asphatel – smol có chứa trong nó hợp chất của O, N, S trong đó: + Hợp chất với O chiếm hàm lượng riêng khá lớn trong Asphatel, có thể tới 80%, chủ yếu tồn tại dưới dạng axit naften, nhựa Asphal và Phenol. + Hợp chất với N2: quan trọng nhất là pocfirin. Đây là sản phẩm chuyển hoá từ Hemoglobin sinh vật và từ clorofin thực vật. Điều này chứng tỏ nguồn gốc hữu cơ của dầu mỏ. Pocfirin bị phân huỷ ở nhiệt độ tạo thành dầu mỏ
200oC. + Hợp chất với S: tồn tại dưới dạng S tự do H2S. Hàm lượng dầu thô thường từ 0,1
1%, nếu S
0,5% được xem là hàm lượng đạt tiêu chuẩn. Hàm lượng S càng cao giá trị dầu thô càng giảm. Ngoài ra trong dầu thô còn chứa hàm lượng rất nhỏ các kim loại hợp chất khác như: Fe, Mg, Ca, Ni, Cr, Ti, Co, Zn... chiếm khoảng 0,15
0,19 kg/tấn. 1.2.2. Đặc tính dầu thô mỏ Bạch Hổ Theo tài liệu viện nghiên cứu và thiết kế dầu khí biển NIPI thì dầu thô mỏ Bạch Hổ có một số đặc tính sau: 1.2.2.1. Khối lượng riêng
Hiện nay dầu thô của chúng ta khai thác được chủ yếu tập trung ở các tầng sản phẩm Mioxen hạ, Olighen hạ và tầng móng kết tinh. Chúng thuộc loại dầu nhẹ vừa phải, khối lượng riêng nằm trong khoảng giới hạn (0,83
0,85).103 kg/m3. Dầu thô ở khu vực mỏ Bạch Hổ có khối lượng riêng khoảng 0,8319.103 kg/m3 (38o6 API), đó là một thuận lợi đối với công tác vận chuyển dầu vì mặc dù theo công thức tính lưu lượng Q = cm.
. D. b và cột áp H =
ta không thấy có sự ảnh hưởng nào của khối lượng riêng nhưng nó lại ảnh hưởng đáng kể đến công suất thuỷ lực (NTL) của máy bơm: NTL = G.H = (
.g.Q).H. Điều đó có nghĩa là nếu
nhỏ, việc cung cấp năng lượng (điện năng) cho các trạm bơm vận chuyển dầu giảm đáng kể. 1.2.2.2. Độ nhớt
Là khả năng của chất lỏng có thể chống lại được lực trượt (lực cắt), nó được biểu diễn dưới dạng lực ma sát trong (nội ma sát) khi có sự chuyển dịch tương đối của các lớp chất lỏng kề nhau. Bởi vậy độ nhớt là tính chất đặc chưng cho mức độ di động của chất lỏng. Độ nhớt của chất lỏng thay đổi trong một phạm vi rộng theo nhiệt độ, khi nhiệt độ tăng thì
giảm và ngược lại. Ngoài ra khi áp suất tăng thì độ nhớt của chất lỏng cũng tăng (trừ chất lỏng đặc biệt như nước). Khi vận chuyển dầu, chúng ta phải đưa chúng vào trạng thái chuyển động, muốn vậy phải đặt vào chúng một lực nhất định bằng sự tác động của các cánh bơm. Chuyển động của chất lỏng chỉ xuất hiện khi ứng suất ma sát vượt quá một giới hạn nào đó, gọi là ứng suất trượt ban đầu. Như vậy rõ ràng độ nhớt của chất lỏng ảnh hưởng rất lớn đến dòng chuyển động của nó. Mặc dù trong các công thức tính toán cơ bản của các máy bơm dùng để vận chuyển chất lỏng (dầu thô) này không có mặt trực tiếp của đại lượng
, nhưng chính nó là yếu tố ảnh hưởng quan trọng nhất gây nên tổn thất của dòng chảy,
càng lớn thì tổn thất thuỷ lực của dòng chảy càng lớn, làm tăng tổn thất công suất và giảm lưu lượng của các máy bơm. 1.2.2.3. Thành phần Dầu thô mỏ Bạch Hổ là loại dầu thô rất sạch, chứa rất ít lưu huỳnh, kim loại nặng và hợp chất với Nitơ. Hàm lượng lưu huỳnh trong dầu thô mỏ Bạch Hổ chiếm từ 0,04
0,1% khối lượng, thấp hơn nhiều so với mức quy định cho dầu thô được xếp vào loại ít lưu huỳnh. Dầu thô ít lưu huỳnh thì mức độ ăn mòn cũng thấp bởi vì nguyên nhân ăn mòn của dầu là do dầu có chứa lưu huỳnh và nước. Tổng hàm lượng các kim loại nặng trong dầu thô mỏ Bạch Hổ chỉ chiếm khoảng 1,1 ppm theo khối lượng. Hàm lượng các hợp chất với N2 trong dầu thô mỏ Bạch Hổ chiếm từ 0,035
0,067%. Dầu thô mỏ Bạch Hổ chứa nhiều Hydrocacbon Parafin trong các phân đoạn trung bình (Kenozen và Diezen) lên đến 30%, còn trong cặn lên đến 50%. Sự có mặt của Parafin với hàm lượng cao làm cho dầu mất tính linh động ở nhiệt độ thấp và ngay cả ở nhiệt độ bình thường. Điểm đông đặc của dầu Bạch Hổ là 36oC đã gây nên rất nhiều khó khăn trong công tác vận chuyển. Chúng rất dễ làm tắc nghẽn các tuyến đường ống, nhất là ở tại các điểm nút hoặc tại các tuyến ống ở xa trạm tiếp nhận và có lưu lượng thông qua thấp, hoặc không liên tục mà bị gián đoạn trong một thời gian lâu. Đây chính là nhược điểm căn bản trong tính chất lý, hoá của dầu thô mỏ Bạch hổ. Việc xử lý, khắc phục chúng đòi hỏi cả một quá trình công nghệ phức tạp và tốn kém. 1.3. Sơ đồ công nghệ hệ thống thu gom vận chuyển dầu khí 1.3.1. Mục đích và nhiệm vụ - Dầu thô khai thác là hỗn hợp của nhiều chất: dầu, khí, nước, Parafin và tạp chất. - Để lấy dầu thương phẩm và vận chuyển được ta phải xây dựng hệ thống thiết bị để thu gom xử lý. - Nhiệm vụ của hệ thống thu gom và xử lý là: + Tách dầu ra khỏi khí và nước. + Dùng hoá phẩm để gia nhiệt hoặc hạ nhiệt độ đông đặc của dầu. + Phân phối dòng sản phẩm nhờ cụm Manhephon đến các thiết bị đo, kiểm tra, xử lý theo sơ đồ công nghệ... 1.3.2. Sơ đồ công nghệ hệ thống thu gom vận chuyển dầu khí Hệ thống thu gom vận chuyển trên giàn cố định, cơ bản được lắp trên 6 Blốc khai thác sau đây: Blốc Modun No/1 và No/2 Đây là hai Blốc quan trọng nhất. Hai Blốc này được lắp đặt thiết bị miệng giếng và các hệ thống đường ống thu gom sau: - 5 đường ống công nghệ chính: + Đường gọi dòng: dẫn về bình gọi dòng. + Đường làm việc chính: đưa về bình tác H
C. + Đường làm việc phụ. + Đường ống xả: để xả áp suất trong trường hợp cần thiết. Nếu giếng có áp suất thấp 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 Blốc này còn được lắp đặt: - Bình tách 16 m3. - Bình Gaslift. - Hệ thống đường vận chuyển: dầu thô, nước ép vỉa giữa các giàn và chuyển dầu ra tàu chứa. Blốc Modun No/3 Được lắp đặt hệ thống sau: - Bình H
C (còn gọi là 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 (còn gọi là 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 để bơm dầu từ bình 100 m3 ra tàu chứa. - Hệ thống đường ống nối từ các bình tách đến các Blốc Modun No/1, No/2 và Blốc Modun No/4, No/5. Blốc Modun No/4 Được lắp đặt các hệ thống sau: - Hệ thống hoá phẩm cho gaslift. - Trạm phân phối khí cho các giếng gaslift. - Hệ thống đo bao gồm: + Bình đo: Áp suất làm việc: 57,2 KG/cm2. Áp suất thử: 72 KG/cm2. Áp suất van an toàn: 63 KG/cm2. + Hệ thống tuốcbin đo dầu và khí. - Hệ thống bình gọi dòng. - Bình sấy áp suất cao và sấy khí áp suất thấp. Blốc Modun No/5 Được lắp đặt các hệ thống sau: - Các hệ thống bơm ép và các thiết bị pha hoá phẩm cho công nghệ bơm ép nước và xử lý vùng cận đáy giếng. - Hệ thống tủ điều khiển tự động bằng thuỷ lực. - Xưởng cơ khí. Blốc Modun No/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 các hệ thống tự động trên giàn. 1.3.3. Nguyên lý làm việc của hệ thống thu gom vận chuyển dầu Sau khi dòng sản phẩm ra khỏi miệng giếng, nó đi qua hệ thống phân dòng (cụm Manhephon) để phân phối dòng theo các đường ống phù hợp với từng mục đích công nghệ sau: 1.3.3.1.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 phaken đốt. - Nước, dung dịch khoan, dung dịch gọi dòng xả xuống biển. Khi thấy dầu phun lên thì người ta không đưa sản phẩm vào bình gọi dòng mà chuyển sang bình tách (H
C hoặc bình 100 m3). 1.3.3.2. Đối với giếng cần đo Khi tiến hành khảo sát giếng, kiểm tra định kỳ 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 như sau: dầu – khí sau khi ra khỏi miệng giếng được đưa về đường đo dẫn vào bình đo. Bình đo có tác dụng tách dầu riêng, khí riêng: - Dầu sau khi qua hệ thống tuốcbin đo được đưa về bình 100 m3 để tách tiếp. - Khí sau khi qua thiết bị đo nếu: + Áp suất cao, nó đưa về bình H
C để xử lý. + Áp suất thấp, nó đưa ra phaken đốt. 1.3.3.3. Đối với giếng khai thác bình thường Sản phẩm đi ra khỏi miệng giếng qua đường làm việc chính vào bình tách H
C 25 m3: - Dầu tách được sẽ chuyển sang bình 100 m3 tách tiếp, sau đó dầu được bơm ra tàu chứa, còn khí đưa lên bình sấy áp suất thấp. - Khí tách được sẽ chuyển sang bình tách tia (bình condensate): + Dầu thu được đưa về bình tách H
C hoặc bình 100 m3. + Khí đưa ra phaken đốt. Trường hợp giếng có áp suất thấp, sản phẩm theo đường xả trực tiếp dẫn về bình 100 m3 để tách. 1.3.3.4. 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 phaken 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 “mim” để tự động điều chỉnh mức dầu khí và áp suất trung bình. Để cấp khí có áp suất cao cho phương pháp khai thác gaslift người ta lắp đặt bình gaslift ở blốc No/1 và No/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 H
C để tách tiếp. Hai máy bơm H
C 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 không làm việc được thì ta có thể vận hành máy dự phòng thay thế. - Khi lưu lượng khai thác tăng thì ta cho hai máy bơm cùng làm việc để giảm nhanh lượng dầu trong bình chứa. Sơ đồ công nghệ của hệ thống thu gom vận chuyển được giới thiệu trên hình vẽ (hình 1.1) 1.4.Giới thiệu chung về các loại bình tách trong hệ thống thu gom . Các loại thiết tách khí và dầu là một bộ phận của thiết bị khai thác trên bề mặt được dùng để tách các sản phẩm khai thác từ các giếng dầu và khí thành chất lỏng và khí riêng biệt.Các thiết bị này được lắp đặt trên sàn khai thác , đường ống phân phối hay các bồn chứa tạo thành một bộ phận hoàn chỉnh của hệ thống khai thác. Các thiết bị tách truyền thống thường gọi là bình tách hoặc bẫy ,lắp đặt tại vị trí sản xuất hoặc ở các giàn ,ngay gần miệng giếng ,cụm phân dòng ,trạm chứa để tách chất lỏng giếng thành khí và lỏng.Do bố trí gần đầu giếng nên được thiết kế với tốc độ dòng tức thời cao nhất. Các thiết tách chỉ để tách nước hoặc chất lỏng( dầu + nước ) ra khỏi khí thường có tên gọi là bình nốc ao, hoặc bẫy ,Nếu thiết bị chỉ tách nước lắp đặt gần miệng giếng ,khí và dầu lỏng thoát ra đồng thời còn nước tự do thoát ra ở phần đáy bình.Còn các bình tách lỏng cho phép tách tất cả chất lỏng ra khỏi khí thì dầu và nước thoát ra ở đáy bình còn khí thoat ra ở phần đỉnh.như vậy thuật nhữ nốc ao ám chỉ nghiệm vụ tách nhanh chất lỏng ra khỏi chất khí ,hoặc nước ra khỏi hydrocarbon.Bình tách truyền thống làm việc ở áp suất thấp thường gọi là buồng Flat.chất lưu vào là từ các bình tách cao áp còn chất lưu đi ra được chuyển tới các bể chứa cho nên thường đóng vai trò bình tách cấp hai hoặc cấp ba,có vai trò tách khí nhanh. Các bình tách bậc một làm việc ở các trạm tách nhiệt độ thấp hoặc tách lạnh thường gọi là bình giãn nở ,thường được trang bị thêm nguồn nhiệt để nung chảy hydrat . Cũng có thể bơm chất lỏng phòng ngừa hydrat hoá vào chất lỏng giếng trước khi giãn nở. Các bình lọc khí cũng tương tự như bình tách ,dùng cho các giếng có chất lưu chứa ít chất lỏng hơn so với chất lưu của giếng khí và giếng dầu thường dùng trên các giếng ống phân phối ,thu gom khí .Chế tạo theo hai kiểu :lọc khô và lọc ướt. Loại khô có trang bị bộ chiết sương ,phổ biến là kiểu keo tụ và các chi tiét phía trong tương tự như bình tách dầu khí . Ở loại ướt dòng hơi đi qua một đệm lỏng (có thể là dầu) để rửa sạch bụi bẩn và tạp chất ,sau đó qua bộ chiết sương để tách chất lỏng .Bình lọc thường lắp ở dòng đi lên từ thiết bị xử lý khí bất kì hoặc thiết bị bảo vệ dòng ra. Bình thấm khí ám chỉ bầu lọc kiểu khô ,nhất là dùng để tách bụi .Môi trường thấm trong bình có tác dụng loại bỏ bụi , cặn , gỉ và các vật liệu lạ ra khỏi dòng khí và đồng thời cũng thường dùng để tách lỏng. Phân loại : Bình tách được phân loại theo chức năng , áp suất làm việc ,hình dáng ,theo mục đích sử dụng theo nguyên tắc cơ bản. Các dạng bình tách : Theo chức năng và áp suất làm việc : 1. bình tách dầu và khí (oil and gas separator ) 2. Bình tách (Separator) 3. Bình tách dạng bãy ( Tray) 4. Bình tách từng giai đoạn (Stage separator) 5. Tách nước (Water knock ), kiểu khô hay ướt . 6. Bình lọc khí (Gas filter). 7. Bình làm sạch khí ( Gá scrubber) kiểu khô hay ướt. 8. Bình tách và lọc ( Filter/ Separator) Bình tách dầu và khí , bình tách , tách theo giai đoạn gọi chung là bình tách dầu khí. Những bình tách này thường sử dụng trên giàn cố định gần đầu giếng , cụm manìold hoặc bình chứa để tách lưu chất được tạo ra từ dầu và khí trong giếng , thành dầu và khí hoặc chất lỏng và chất khí . Chúng phải có khả năng kiểm soát slugs hoặc heads ( slugs hay heads là hiện tượng lưu chất dưới vỉa đi lên với lưu lượng không liên tục mà thay đổi ). Do hiện tượng này của lưu chất từ giếng mà lưu lượng qua hệ thống có thể tăng lên rất cao hay giảm xuống thấp . Vì vậy bình tách thường phải có kích thước đủ để kiểm soát tốc độ dòng chảy tức thời lớn nhất . + Tách lỏng (liquid knockout )dùng để tách lỏng , dẫn dầu lẫn nước khỏi khí . Nước và dầu thoát ra theo đường đáy bình .Còn khí theo đường trên đỉnh. + Expánion vessel thường là bình tách giai đoạn một trong đơn vị tách nhiệt độ thấp hay tách lạnh .bình tách này có thể lắp thiết bị nhiệt ( heatingcoil) có tác dụng làm chảy hydrates hoặc có thể bơm một chất lỏng có tính chống hydrat như ( glycol) vào lưu chất vỉa từ giếng lên trước khi nối vào trong bình tách này . + Bình tách làm sạch khí : (gas scrubber ) có thể tương tự như một bình tách dầu và khí . Bình tách làm sạch khí thường được dùng trong thu gom khí và đường ống phân phối , những chỗ không yêu cầu kiểm soát slugs hoặc heads của chất lỏng . Bình làm sạch khí kiểu khô dùng thiết bị tách sương và các thiết bị bên trong còn lại tương tự như bình tách dầu khí . Bình làm sạch khí kiểu ướt hướng dòng khí qua bồn chứa dầu hoặc các chất lỏng khác để rửa sạch bụi và các tạp chất còn lại khỏi khí . Khí được đưa qua một thiết bị tách sương để tách chất lỏng khỏi nó .Một thiết bị lọc có thể coi như một thiết bị đặt trước một tổ hợp thiết bị tách dầu khí để bảo vệ nó khỏi chất lỏng hay nước . + Thiết bị lọc ( gas filter ) được coi như một bình tách làm sạch khí kiểu khô đặc biệt nếu nó đón vi được dùng ban đầu để tách bụi khỏi dòng khí . Thiết bị lọc trung bình được dùng trong bồn chứa ( vessel ) để tách bụi căn đường ống ( line scale ) , gỉ ( rust ) , và các vật lại khác khỏi khí . + Fláh Chambẻ ( trap hoặc vessel ) thường là bình tách dầu và khí hoạt động ở áp suất thấp với chất lỏng từ bình tách có áp suất cao hơn được xả vào nó . Feash Chamber thường là bình tách giai đoạn hai hoặc ba , với chất lỏng được xả từ flash chambẻ vào bình chứa . Chức năng bình tách chỉ ra số pha cần phải tách .Loại tách hai pha chủ yếu khí được tách khỏi lỏng ;lỏng và khí đi theo đường riêng biệt ,loại 3 pha ,chất lỏng giếng được phân ra nước , dầu , khí và đi theo đường khác nhau. Trong thực tế ,ta gặp các bình tách có áp suất làm việc với các áp suất từ giá trị chân không khá cao cho tới 300 at và phổ biến là trong giới hạn 1,5 ÷ 100 at . Loại thấp áp 0,7 ÷ 1,5 at ,trung áp 16 ÷ 45 at ,cao áp 45 ÷100 at. Theo phạm vi ứng dụng : Chế tạo theo mục đích riêng như để thử giếng , để khai thác , để đo , để tách lạnh…. Bình tách thử giếng ,nối với giếng cần phải thử hoặc kiểm tra , để tách hoặc đo chất lỏng ,do đó phải trang bị các loại đồng hồ để đo tiềm năng dầu , khí , nước,thử định kì các giếng khai thác hoặc thử các giếng ở biên mỏ .Thiết bị có 2 kiểu tĩnh tại và di động , có thể 2 ,3 pha trụ đứng hay trụ nằm ngang hoặc hình cầu. Bình tách đo có nhiệm vụ tách dầu , khí , nước và đo các chất lưu có thể thực hiện trong cùng một bình ,các kiểu thiết kế bảo đảm đo chính xác các loại dầu khác nhau,có thể loại 2 hoặc 3 pha . ở loại 2 pha sau khi tách chất lỏng được đo ở phần thấp nhất của bình .Trong thiêt bị tách 3 pha ta có thể chỉ đo dầu hoặc cả dầu lẫn nước .Việc đo lường được thực hiện theo giải pháp :tích luỹ ,các ly và xả vào buồng đo ở phần thấp nhất. Với dầu nhiều bọt hoặc có độ nhớt cao , thường không đo thể tích mà đo trọng lượng thông qua bộ khống chế cột áp thuỷ tĩnh của chất lỏng. Bình tách khai thác dùng tách chất lỏng giếng khai thác từ một giếng hoặc một cụm giếng Bình tách nhiệt độ thấp là một kiểu đặc biệt ,chất lỏng giếng có áp suất cao chẩy vào bình qua van giảm áp sao cho nhiệt độ bình tách giảm đáng kể thấp hơn nhiệt độ chất lỏng giếng .Sự giảm nhiệt thực hiện theo hiệu ứng Joule – thomson khi giãn nở chất lỏng qua van giảm áp - nhờ đó xảy ra sự ngưng tụ .Chất lỏng thu hồi lúc đó cần phải được ổn định để ngăn bay hơi thái quá trong bể chứa. Ngoài ra người ta còn gặp bình tách dầu bọt ,bình tách treo ,bình tách theo bậc. Theo nguyên lý tách cơ bản : Tách cơ bản là quá trình tách đầu tiên khi cho chất lưu vào thiết bị ,còn gọi là tách sơ cấp .Các nguyên lý dành cho giai đoạn này thường là trọng lực ,va đập (hoặc kết dính ) và lực ly tâm . Nguyên lý trọng lực là dựa vào sự chênh lệch mật độ của các thành phần chất lưu .Các bình tách loại này ở cửa vào không thiết kế các bộ phận tạo va đập ,lệch dòng hoặc đệm chắn .Còn ở cửa ra của khí (không nhiều )có lắp đặt bộ phận chiết sương .Người ta dùng với số lượng ít .