MỞ ĐẦU

Hiện nay, tại XNLD Vietsovpetro, dầu khai thác từ các mỏ lên sẽ được bơm hòa
vào hệ thống thu gom ra tàu dầu và được đưa vào các tăng công nghệ để xử lý tách
nước, sau đó được tàng trữ trong các tăng chứa trước khi xuất bán. Tại các tăng công
nghệ một lượng đáng kể phần hydrocarbon nhẹ trong dầu sẽ bị bay hơi, gây ra mất mát
dầu và làm ảnh hưởng rất lớn đến việc điều khiển các tham số công nghệ. Do vậy, việc
xác định chính xác lượng hydrocarbon bay hơi nói trên có ý nghĩa đặc biệt quan trọng
trong 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/TN5/VSP5-TTUDCVPI ngày 12 tháng 11 năm 2009. Việc thực hiện đề tài này sẽ giúp
cho XNLD Vietsovpetro nâng cao hiệu quả sản xuất, kinh doanh trong những năm tiếp
theo.

1


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 (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 có
UBN FSO-5 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



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 công
nghệ trung tâm, được xây dựng tại phía nam mỏ Bạch Hổ. Trên CTP-3 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 45-60 oC. 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%.

-


14.000
2.000-4.000

15 - 27

20 - 28

Hàm lượng nước trong sản phẩm đến giàn, %

3


thể tích
Hàm lượng nước còn lại trong dầu, % thể tích
Theo tiêu chuẩn dầu thương phẩm
Thực tế

Dưới 0,5
0,5-2,0

Dưới 0,5
0,1-1,5

Hàm lượng dầu trong nước thải, mg/l
Theo tiêu chuẩn Việt Nam
Theo tiêu chuẩn quốc tế
Thực tế

Dưới 40
Dưới 15

Bảng 1.2. Nhiệt độ tại các vị trí trên các UBN
4


Nhiệt độ tại các vị trí, oC
TT

UBN

Đầu vào

Tăng xử lý
để lắng tách
nước

Tăng tàng
chứa, xuất
dầu

1

VSP-01

48 - 60

50 - 60

40 - 50

2


1.2. THỰC TRẠNG MẤT MÁT DẦU TRONG QUÁ TRÌNH THU GOM, XỬ
LÝ VÀ TÀNG CHỨA
Căn cứ vào nguồn gốc có thể phân chia nguyên nhân gây mất mát dầu theo các
nhóm sau:
-

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 không
đáng 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 của
các 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 từ
các giàn công nghệ trung tâm (CTP-2, CTP-3) được thu lại và vận chuyển tới giàn nén
khí trung tâm (CKP) hoặc giàn nén khí nhỏ (MKC). Từ CKP và MKC phần lớn khí
được đưa vào đường ống để vận chuyển về bờ, phần còn lại được dùng cho hệ thống
khai thác gaslift. Sau khi hệ thống khai thác gaslift được đưa vào hoạt động cho các
giếng thuộc RP-3, lượng khí tách được đốt bỏ khoảng 400.000 – 700.000 m 3/ngày
đêm.
Theo kết quả đo do XNLD Vietsovpetro thực hiện trong một số năm qua, lượng

-

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 không
quá 15 mg/l, trong khi đó, lượng nước tại các mỏ dầu tại thời điểm hiện tại
không 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 các
thành phần nhẹ của dầu, tức là hai dạng mất mát đầu tiên. Chính vì vậy, các yếu tố ảnh
hưởng tới sự bay hơi sản phẩm trong dầu thô cũng là yếu tố ảnh hưởng tới mất mát
dầu như:
-

Thành phần dầu: Dầu càng chứa nhiều hydrocacbon nhẹ càng bay hơi nhiều
và tỷ lệ mất mát càng cao.

-

Nhiệt độ: đây là yếu tố ảnh hưởng rất mạnh tới tính bay hơi của lưu thể nói
chung, các thành phần hydrocacbon nhẹ trong dầu nói riêng.

-

Các yếu tố khác: Sóng biển gây rung lắc UBN cũng làm tăng tốc độ bay hơi
các thành phần hydrocacbon nhẹ. Sự thất thoát nhiệt qua phần thân tàu nằm
6


phía dưới ra môi trường biển làm tăng mức độ chênh lệch nhiệt độ khối dầu,


0,881

-

3

Năm 2010

0,913

0,872

0,707

7


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 bay
hơi 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 mất
mát 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 suất
hơi bão hoà.

Nhiệt độ dầu đầu vào, oC

35 - 48

48 - 60

Nhiệt độ dầu ở tăng công nghệ, oC

45- 60

50 - 60

Nhiệt độ dầu tại tank chứa ( tank hàng)

40-55

40-55

Hàm lượng nước trong dầu đã xử lý, %

0,05 - 0,35

0,05 - 0,2

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

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

bay hơi , kPa.
Pbhnt i - 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, %
ε=

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 thực
nghiệm mất mát dầu đối với hỗn hợp dầu Bạch Hổ và Cá Ngừ Vàng tại các vị trí đầu
vào, đầu ra và dầu đã cho bay hơi của UBN VSP-01 được trình bày trong bảng 2.2 và
bảng 2.3.

9


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

Khối
lượng
dầu còn
lại sau
khi bay
hơi

1
2
3

132,77
134,93
133,86

1,33
1,84
1,50

1,00%
1,36%
1,12%

52
50
45

4
5
6


2,02
1,01
1,04
1,68
2,51
2,02
1,39
2,22
1,15
1,62
1,70
1,28
0,63
1,79
1,20
1,07

1,52%
0,74%
0,76%
1,22%
1,93%
1,55%
1,07%
1,80%
0,85%
1,20%
1,23%
1,00%

21
22
22
24
18
20
21
19

20

132,92

1,44

1,08%

43

19

Trung bình

43

25
26
27
27
26


26

63,5

Bảng 2.3. Kết quả xác định hệ số thực nghiệm k đối với UBN VSP-01 đợt 2

10


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

Áp suất
Áp suất hơi bão
hơi bão hòa của
hòa của dầu tại
dầu sau đầu xuất
khi bay
của
hơi, kPa
UBN,
kPa
21
34

Khối
lượng
dầu ban
đầu, g

Khối
lượng
dầu còn
lại sau
khi bay
hơi

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18

126,56
129,17
127,83
125,93
128,15
126,38
127,18
128,57
127,51
127,98
126,09

1,38%
1,18%
1,87%
1,60%
1,66%
1,48%
1,45%
0,98%
1,40%
1,40%
1,23%
1,38%
1,26%
1,67%
1,25%
1,63%
1,50%
1,77%

44

20

46,6

46

32

44,3

STT
mẫu
dầu

Trung bình

Tỷ lệ
bay hơi
ε, %

Hệ số
thực
nghiệm
k

56,6
50,0
54,2


Khối
lượng
dầu ban
đầu, g

Khối
lượng
dầu còn
lại sau
khi bay
hơi

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17

133,90
132,27
132,91
131,57
133,63
127,24
130,15
128,70
128,31
132,49
133,75
133,62

1,43
1,66
1,50
1,81
1,11
1,04
1,24
1,49
0,82
1,09
1,24
0,96
1,40
2,08
0,46
0,30
1,09

0,76%
0,90%
1,15%
0,63%
0,84%
1,00%
0,71%
1,04%
1,50%
0,36%
0,92%
0,84%
0,46%
0,58%
0,99%
1,22%
1,13%
1,48%
1,34%
1,27%
1,35%
1,14%
1,15%
0,40%

52
50
45
45
48

khi bay
của
hơi, kPa
UBN,
kPa
32
24
29
24
24
23
23
25
24
26
22
27
25
25
21
25
22
26
24
26
25
27
26
27
22

67,62
68,32
120,64
74,83
67,10
86,62
50,10
36,36
82,88
21,03
46,12
66,98
115,29
77,66
42,01
53,64
42,81
41,29
45,43
33,88
53,79
69,97
89,92
12


30

132,97
0,51


1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23

132,96
134,84
134,07
132,22
136,38

134,67
133,43
136,51
127,69
32,14
128,86
133,40
131,59
131,61
130,23
132,07
125,18

Tỷ lệ
bay hơi
ε, %

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

1,14%
1,16%
1,28%
0,77%
1,18%

42
43
43
41
40
35
43
42
49
35
33
32

Áp suất
Áp suất hơi bão
hơi bão hòa của
hòa của dầu tại
dầu sau đầu xuất
khi bay
của
hơi, kPa
UBN,
kPa
27
25
26
24
20
19
23

19
15
19
14
20
10
19
11
19

Hệ số
thực
nghiệm
k

44,7
49,0
52,4
61,6
35,5
108,4
55,9
95,6
95,7
114,9
87,8
97,2
60,3
34,5
104,3

133,50
132,92
132,43
Trung bình

1,46%
1,34%
1,40%
1,20%
1,20%
0,35%
0,37%

35
34
30
48
47
50
52
41

14
12
13
14
15
35
37


UBN Ba Vì

Đợt 1

Đợt 2

Đợt 1

Đợt 2

1

Áp suất hơi bão hòa của dầu
đầu vào, kPa

43

46

41

41

2

Áp suất hơi bão hòa của dầu
đầu ra, kPa

26



Lượng mất mát dầu trung
bình, % khối lượng

0,792

0,770

Như vậy, lượng mất mát dầu trung bình tại UBN VSP-01 và UBN Ba Vì được
tính toán thông qua sự thay đổi của áp suất hơi bão hoà lần lượt là 0,792% và 0,770%.
2.2. XÁC ĐỊNH TỶ LỆ MẤT MÁT DẦU DỰA TRÊN THÍ NGHIỆM TÁCH MÔ
PHỎNG
Các mẫu được thí nghiệm tách mô phỏng theo sơ đồ sau:

14


Cargo
Tanks

T = 45oC
P = 1,08 bar

Storage Tanks

T= 45oC
P = 1,08 bar

Processing
Tanks

* Tỷ lệ mất mát dầu tại tăng công nghệ được xác định như sau:
φ1 =

m1
×100 %
m1 + m 2

(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
15


với:
m1 =

Vkhí × d 15
1000

(3)

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 mát
càng 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 định
như sau:

buồng phân tích
độ gia nhiệt 4oC/phút; duy trì ở 310oC trong 40 phút
Khí mang

Helium

Lưu lượng qua cột

1ml/phút

Chia dòng

90/1
16


Nhiệt độ buồng bơm 320oC
mẫu
Nhiệt độ Detector

350oC

Lượng mẫu bơm

1 µl

Bảng 2.8. Thành phần mẫu dầu xuất từ UBN VSP-01 và UBN Bavi
Dầu xuất từ tàu VSP-01, %kl
TT


iC5
nC5
C6
C7
C8
C9
C10
C11
C12
C13
C14
C15
C16
C17
C18
C19
C20

Đợt 1

Đợt 2

Dầu xuất từ tàu Ba Vì, %kl

Đợt 1

Đợt 2

(lấy mẫu ngày (lấy mẫu ngày (lấy mẫu ngày (lấy mẫu ngày
11/3/2010)

0,688
1,004
2,065
3,179
4,458
4,195
3,723
3,060
2,681
2,975
2,670
3,128
2,178
1,987
2,172
1,969
1,626

0,021
0,300
0,274
0,751
0,600
0,895
1,826
2,887
4,111
3,937
3,475
2,911

1,544
17


23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47


1,731
1,649
1,659
1,565
1,612
1,575
1,593
1,362
1,303
1,155
0,983
0,804
0,629
0,493
0,383
0,303
0,240
0,205
0,161
0,152
0,135
0,097
0,100
0,122
35,238
100,000

1,613
1,527
1,510

1,554
1,301
1,230
1,046
0,830
0,687
0,534
0,457
0,344
0,245
0,216
0,189
0,126
0,118
0,108
0,118
0,121
0,094
38,887
100,000

1,574
1,490
1,510
1,436
1,477
1,427
1,385
1,139
1,098

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 tích
thành 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)

18


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


C1

12,996

20,588

3,799

13,239

6,311

2

C2

21,544

18,843

16,983

24,959

19,838

3

C3


11,670

17,597

11,938

15,405

6

Neo-C5

0,076

0,056

0,083

0,062

0,074

7

iC5

3,940

3,227


2,977

3,158

10

C7

1,348

4,299

4,209

3,299

4,905

11

C8

0,277

0,415

0,741

0,268


14

C11

0,004

0,030

0,003

0,025

0,022

15

C12

0

0,003

0

0,006

0,002

16


51,093

44,792

49,779

19


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

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


C1

4,161

9,716

2,660

7,182

8,606

2

C2

16,300

23,821

11,219

18,437

21,877

3

C3


13,691

19,036

16,044

14,045

6

Neo-C5

0,059

0,049

0,064

0,052

0,050

7

iC5

4,988

3,584


4,274

3,363

10

C7

3,415

1,561

5,347

2,501

1,994

11

C8

1,163

0,541

1,654

0,791


14

C11

0,043

0,012

0,024

0,013

0,022

15

C12

-

-

-

-

-

16


57,629

49,580

47,222

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 thành
phần bằng thiết bị sắc ký khí HP 6890 có sử dụng chuẩn nội 244-trimethyl penten-1 và
phần mềm tính toán Carburane.
20


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

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

TT

Tên cấu tử

1

C1

-

-

-

-

-

2

C2

0,043

0,066

0,031


0,381

5

NC4

0,825

0,897

1,405

1,021

0,940

6

IC5

0,695

0,645

1,211

0,751

0,668


C7

3,499

2,873

4,932

3,350

2,915

10

C8

4,769

4,004

6,827

4,596

3,981

11

C9


2,820

3,402

3,246

2,884

14

C12

2,645

2,412

3,180

2,839

2,493

15

C13

2,812

2,614


3,325

2,849

18

C16

2,122

2,042

2,137

2,332

2,012

19

C17

2,010

1,870

2,074

2,148


22

C20

1,727

1,606

1,819

1,839

1,641

23

C21

1,724

1,625

1,771

1,841

1,638
21



C24

1,551

1,486

1,542

1,665

1,485

27

C25

1,600

1,545

1,542

1,716

1,529

28

C26


1,346

1,141

1,466

1,319

31

C29

1,305

1,317

1,036

1,421

1,283

32

C30

1,132

1,182


0,909

0,848

35

C33

0,554

0,648

0,440

0,745

0,700

36

C34

0,482

0,499

0,338

0,571


39

C37

0,269

0,255

0,139

0,275

0,245

40

C38

0,191

0,224

0,121

0,233

0,234

41


0,125

0,139

0,062

0,134

0,163

44

C42

0,135

0,135

0,079

0,151

0,133

45

C43

0,114


26,415

29,682

37,522

Tổng cộng

100,000

100,000

100,000

100,000

100,000

Trọng lượng
phân tử

227,0

244,0

188,5

234,4


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


0,048

0,029

0,056

0,041

3

C3

0,600

0,461

0,461

0,471

0,358

4

IC4

0,452

0,357


0,677

0,579

7

NC5

1,066

0,910

1,526

0,997

0,832

8

C6

2,059

1,826

3,222

1,978


11

C9

3,919

3,787

5,659

3,923

4,123

12

C10

3,478

3,355

4,583

3,517

3,743

13


2,661

2,528

3,357

2,741

3,012

16

C14

2,407

2,313

3,073

2,486

2,727

17

C15

2,850


2,109

1,929

2,048

20

C18

2,051

2,147

2,322

2,092

2,273

21

C19

1,853

1,828

2,102


1,682

24

C22

1,438

1,488

1,577

1,474

1,605

25

C23

1,440

1,499

1,584

1,474

1,606


28

C26

1,362

1,435

1,369

1,412

1,528

29

C27

1,344

1,424

1,367

1,391

1,503

30


0,992

1,087

0,899

1,004

1,108

33

C31

0,838

0,902

0,777

0,821

0,926

34

C32

0,702


0,487

0,440

0,501

37

C35

0,289

0,375

0,284

0,326

0,318

38

C36

0,262

0,327

0,187


0,183

41

C39

0,188

0,151

0,145

0,135

0,177

42

C40

0,149

0,172

0,166

0,089

0,155


C43

0,164

0,122

0,143

0,153

0,117

46

C44

0,181

0,093

0,159

0,104

0,177

47

C45

189,4

237,1

236,7

Tỷ trọng ở
15oC

0,8202

0,8338

0,7989

0,8222

0,8209

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 tính
toán trên cơ sở kết quả thí nghiệm tách mô phỏng được chỉ ra trong bảng 2.13.

24


Bảng 2.13. Kết quả tính tính toán lượng mất mát dầu
trên UBN VSP-01 và UBN Ba Vì

TT


Đợt 1

Đợt 2

Đợt 1

Đợt 2

1

Tỷ trọng dầu sau tách mô phỏng ở
0,8184
15oC

0,8202

0,8289

0,8338

0,7981

0,7989

0,8203

0,8222

0,8211

1,993
273
214,67
200,78

2,223
187
252,93
214,94

2,555
188
256,18
223,64

1,936
268
185,92
175,21

2,164
270
201,59
189,27

2,163
125
370,34
337,43


0,065

0,738
0,622
0,150

0,732
0,652
0,127

1,437
0,736
0,058

1,335
0,743
0,061

0,337
0,422
0,089

0,352
0,420
0,099

0,787

0,807