Nghiên cứu đề xuất giải pháp nâng cao hiệu quả thu gom hỗn hợp dầu khí từ giàn cố định về giàn công nghệ trung tâm CTP3 tại mỏ bạch hổ
Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (1.52 MB, 80 trang )
BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT
------
HÀ MẠNH HẢI
NGHIÊN CỨU NÂNG CAO HIỆU QUẢ THU GOM HỖN
HỢP DẦU KHÍ TỪ GIÀN CỐ ĐỊNH VỀ GIÀN CÔNG
NGHỆ TRUNG TÂM CTP3 TẠI MỎ BẠCH HỔ
LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
HÀ NỘI – 2018
BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ - ĐỊA CHẤT
------
HÀ MẠNH HẢI
NGHIÊN CỨU NÂNG CAO HIỆU QUẢ THU GOM HỖN
HỢP DẦU KHÍ TỪ GIÀN CỐ ĐỊNH VỀ GIÀN CÔNG
NGHỆ TRUNG TÂM CTP3 TẠI MỎ BẠCH HỔ
Ngành: Kỹ thuật dầu khí
Mã số: 8520604
LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:
TS. Hoàng Anh Dũng
1
LỜI CAM ĐOAN
Tơi xin cam đoan đây là cơng trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số
liệu, kết quả nghiên cứu nêu trong luận văn là trung thực và chƣa từng đƣợc
cơng bố trong bất kì cơng trình nghiên cứu nào khác.
Hà Nội , Ngày … tháng … năm 2018
Tác giả luận văn
Hà Mạnh Hải
2
MỤC LỤC
MỞ ĐẦU ........................................................................................................... 8
Chƣơng 1: TỔNG QUAN VỀ PHƢƠNG PHÁP THU GOM HỖN HỢP DẦU
KHÍ BẰNG ĐƢỜNG ỐNG ............................................................................ 12
1.1. Lịch sử công tác thu gom và vận chuyển hỗn hợp dầu khí bằng đƣờng
ống tại khu vực bồn trũng Cửu Long........................................................... 12
1.2. Công nghệ thu gom và xử lý dầu trong nội bộ mỏ Bạch Hổ ................ 13
1.2.1. Công nghệ thu gom và xử lý dầu mỏ ở bể Cửu Long .................... 13
1.2.2. Công nghệ thu gom và xử lý dầu mỏ ở bể Nam Côn Sơn ............. 18
1.3. Đặc trƣng của hệ thống thu gom ......................................................... 20
Chƣơng 2: LÝ THUYẾT VỀ DÒNG CHẢY THỦY LỰC BÊN TRONG
ĐƢỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN HỖN HỢP DẦU KHÍ ................................ 24
2.1. Các cấu trúc dịng chảy của hỗn hợp dầu khí bên trong đƣờng ống ........... 24
2.2. Tính tốn thủy lực cho tuyến ống thu gom hai pha .............................. 28
2.2.1. Ranh giới các cấu trúc .................................................................... 28
2.2.2. Cấu trúc nút và vành khăn .............................................................. 30
2.2.3. Cấu trúc phân lớp ........................................................................... 32
2.2.4. Hàm lƣợng khí thực........................................................................ 33
Chƣơng 3 : NHỮNG BẤT CẬP TRONG CƠNG TÁC THU GOM HỖN
HỢP DẦU KHÍ TỪ GIÀN CỐ ĐỊNH VỀ GIÀN CÔNG NGHỆ TRUNG
TÂM CTP3 TẠI MỎ BẠCH HỔ TRONG GIAI ĐOẠN HIỆN NAY ……..36
3.1. Quy trình xử lý và vận chuyển hỗn hợp dầu khí tại mỏ Bạch Hổ
………. 36
3
3.2. Quy trình vận hành hệ thống trong cơng tác thu gom vận chuyển hỗn
hợp dầu khí tại khu nội mỏ Bạch Hổ ……………………….……………….39
3.3. Những bất cập trong quy trình vận hành hệ thống thu gom , xử lý và
vận chuyển dầu khí trong q trình khai thác tại mỏ Bạch Hổ ……………. 43
Chƣơng 4 : LỰA CHỌN PHƢƠNG ÁN PHÙ HỢP CHO CƠNG TÁC THU
GOM HỖN HỢP DẦU KHÍ TỪ GIÀN CỐ ĐỊNH VỀ GIÀN CÔNG NGHỆ
TRUNG TÂM CTP3 TẠI MỎ BẠCH HỔ TRONG GIAI ĐOẠN SUY GIẢM
SẢN LƢỢNG………………………………………………………………. 49
4.1. Các giải pháp xử lý trong quá trình thu gom và vận chuyển hỗn hợp
dầu khí tại mỏ Bạch Hổ …………………………………………………..... 49
4.2. Hoàn thiện phƣơng án thu gom hỗn hợp dầu khí từ giàn cố định về
giàn cơng nghệ trung tâm CTP3 tại mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn suy giảm sản
lƣợng hiện nay …………………………………………………………..…. 70
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ…………………………………….………75
TÀI LIỆU THAM KHẢO……………………………………………...........77
4
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ
Hình 1.1. Sơ đồ thu gom trên mỏ Bạch hổ và mỏ Rồng……….
15
Hình 1.2. Sơ đồ thu gom mỏ Nam Rồng-Đồi Mồi…………….
18
Hình 1.3. Sơ đồ thu gom dầu trên mỏ Đại Hùng………………
19
Hình 1.4. Sơ đồ thu gom hai pha………………………………
22
Hình 1.5. Sơ đồ nguyên lý hệ thống thu gom hai pha………….
23
Hình 2.1.Các dạng dịng chảy trong tuyến ống ngang………...
25
Hình 2.2. Chế độ dịng chảy với vận tốc dịng khí…………….
26
Hình 2.3. Các dạng dịng chảy trong tuyến ống đứng…………
27
Hình 3.1: Sơ đồ nguyên lý của bình C1.
40
Hình 3.2: Sơ đồ nguyên lý của bình tách C2.
42
Hình 3.3 Lắng đọng parafin trong đƣờng ống dẫn dầu
48
Hình 4.1 Con thoi (pig) và bệ phóng con thoi.
50
Hình 4.2. Tích tụ sa lắng muối trong đƣờng ống dẫn tới thiết bị
xử lý dầu thơ tại mỏ Bạch Hổ
Hình 4.3 Ảnh hƣởng của nhiệt độ tới độ hòa tan của CaCO3
Hình 4.4. Ảnh hƣởng của áp suất riêng phần của CO2 tới độ hịa
tan của CaCO3
Hình 4.5. Ảnh hƣởng của nhiệt độ tới độ hịa tan của CaSO4 .
2H2O
Hình 4.6. Ảnh hƣởng của áp suất tới độ hòa tan của CaSO4.2H2O
và CaSO4
53
56
56
57
57
5
Hình 4.7. Ảnh hƣởng của hàm lƣợng NaCl tới độ hịa tan của
CaSO4 . 2H2O và CaSO4
Hình 4.8. – Ảnh hƣởng của áp suất riêng phần của CO2 tới độ hịa
tan trong nƣớc của CaCO3
Hình 4.9. Ảnh hƣởng của hàm lƣợng muối NaCl và áp suất riêng
phần của CO2 tới độ hịa tan của CaCO3 ở 25oC
Hình 4.10. Ảnh hƣởng của một số muối tan tới độ hịa tan của
CaCO3
Hình 4.11 – Ảnh hƣởng của NaCl và áp suất riêng phần của
CO2tới độ hịa tan của CaSO4
Hình 4.12. Ảnh hƣởng của một số muối tan tới độ hòa tan của
CaSO4(ở nhiệt độ 250C)
Hình 4.13. Ảnh hƣởng của hàm lƣợng NaCl tới độ hịa tan của
BaSO4
Hình 4.14. Cơ chế hình thành tích tụ sa lắng muối dƣới sự có mặt
của các hợp chất tan trong nƣớc chứa trong dầu
59
60
60
61
61
62
62
63
6
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT
Ký hiệu
Tên đầy đủ
Chú giải
BK
Block of Conductors
Giàn nhẹ
CPP
Central Processing Platform
CT
Ca Tam
FSO
FPSO
Giàn xử lý Công nghệ trung
tâm
Mỏ Cá Tầm
Floating
and Kho nổi, chứa và xuất dầu
Storage
Offloading
Floating
Production
Storage Kho nổi, xử lý, chứa và xuất
and Offloading
dầu
GLR
Gas Liquid Ratio
Tỉ số khí/lỏng
GOR
Gas Oil Ratio
Tỉ số khí/dầu
RP
Rong Platform
Mỏ Rồng
MSP
Marine Stationary Platform
Giàn cố định
VSP
Vietsovpetro
Liên doanh dầu khí Việt-Nga
WAT
Wax Appearance Temperature
Nhiệt độ bắt đầu xuất hiện
paraffin
7
DANH MỤC CÁC BẢNG
Bảng 3.1. Tính chất lý hóa của dầu thô khai thác tại các mỏ thuộc Liên
doanh Vietsovpetro
Bảng 3.2. Tính chất lý hóa của dầu thơ khai thác tại các mỏ kết nối của
Tổng Cơng ty Thăm dị Khai thác Dầu khí (PVEP)
46
47
Bảng 4.1. Độ hịa tan của CaSO4.2H2O trong nƣớc cất
58
Bảng 4.2 Kết quả xử lý dầu Bạch Hổ với hàm lƣợng hóa chất khác nhau
73
8
MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết của đề tài
Hiện nay, việc vận chuyển dầu thô trên các tuyến ống thu gom, đặc biệt
là tuyến ống vận chuyển hai pha còn nhiều bất cập cần phải đƣợc nghiên cứu
và giải quyết nhằm hoàn thiện hệ thống thu gom. Xuất phát từ thực tế các
tuyến ống thu gom hai pha thƣờng gặp một số phức tạp nhƣ sau:
- Sự hình thành các nút khí, gây khó khăn cho q trình làm việc của
tuyến ống, làm giảm khả năng vận chuyển của đƣờng ống;
- Sự lắng đọng các tạp chất, parafin trong quá trình vận chuyển làm ảnh
hƣởng đến áp suất bơm, thậm chí gây phá hủy đƣờng ống.
Việc nghiên cứu đầy đủ các đặc tính của dịng chảy nhằm xác định chế
độ làm việc hợp lý cho tuyến ống vận chuyển hai pha có ý nghĩa rất quan
trọng, góp phần hồn thiện hệ thống thu gom hỗn hợp dầu khí tại thềm lục địa
phía Nam Việt Nam. Chính vì vậy, các nội dung đƣợc thực hiện trong đề tài
luận văn “Nghiên cứu đề xuất giải pháp nâng cao hiệu quả thu gom hỗn hợp
dầu khí từ giàn cố định về giàn cơng nghệ trung tâm CTP3 tại mỏ Bạch Hổ.”
là cần thiết và có ý nghĩa thực tiễn.
2. Mục đích nghiên cứu của đề tài
Nghiên cứu nhằm hồn thiện q trình thu gom hỗn hợp dầu khí từ giàn
cố định về giàn cơng nghệ trung tâm CTP3 tại mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn
suy giảm sản lƣợng .
3. Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu của đề tài
3.1. Đối tƣợng nghiên cứu
9
Hệ thống thu gom vận chuyển hỗn hợp dầu khí bằng đƣờng ống từ giàn
cố định MSP về giàn công nghệ trung tâm CTP3 khu vực mỏ Bạch Hổ thuộc
XNLD “Vietsovpetro”.
3.2. Phạm vi nghiên cứu
Nghiên cứu đƣợc tiến hành cho tuyến đƣờng ống thu gom vận chuyển
hai pha từ giàn cố định MSP về giàn công nghệ trung tâm CTP3 mỏ Bạch Hổ.
4. Nội dung nghiên cứu
Đề tài tập trung nghiên cứu các nội dung chính sau:
- Tổng quan về hệ thống thu gom vận chuyển dầu khí trong khai thác
dầu khí;
- Xác định tính chất dịng chảy trong ống thu gom hỗn hợp dầu khí.
- Nghiên cứu và phân tích quy luật dao động của áp suất trong tuyến
ống thu gom hỗn hợp dầu khí.
- Tính chất lƣu biến của dầu thô ở mỏ Bạch Hổ.
- Đặc điểm của hệ thống thu gom kín ở mỏ Bạch Hổ.
- Nghiên cứu giải pháp hợp lý để thu gom hỗn hợp dầu khí từ giàn cố
định về giàn cơng nghệ trung tâm CTP3 tại mỏ Bạch Hổ trong giai đoạn suy
giảm sản lƣợng.
5. Phƣơng pháp nghiên cứu
Để thực hiện tốt nội dung nghiên cứu trên, luận văn đã sử dụng các
phƣơng pháp nghiên cứu sau:
- Nghiên cứu lý thuyết, tham khảo các tài liệu về hệ thống thu gom trong
ngành công nghiệp khai thác dầu khí và các tài liệu liên quan khác.
- Trong luận văn đã sử dụng và phân tích các nguồn tài liệu thu thập
đƣợc từ các Cơng ty dầu khí, Viện nghiên cứu trong nƣớc và trên thế giới
10
nhƣ: Gas Reseach Institute, SPE, Viện NCKH&TK dầu khí biển (NIPI), Viện
dầu khí Việt Nam (VPI) và các Cơng ty dầu khí trực thuộc Tập Đồn dầu khí
Quốc gia Việt Nam (PVN).
6. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Ý nghĩa khoa học: Đóng góp vào việc nghiên cứu, đánh giá các yếu tố
ảnh hƣởng đến hệ thống thu gom và vận chuyển hỗn hợp dầu khí bằng đƣờng
ống. Trên cơ sở đó, xây dựng chế độ làm việc hợp lý cho các tuyến ống thu
gom đối với các mỏ nhỏ, mỏ cận biên trong tình hình suy giảm sản lƣợng hiện
nay.
Ý nghĩa thực tiễn: Kết quả nghiên cứu sẽ đóng góp cho việc xác định
chế độ vận hành hợp lý, nhằm xây dựng kế hoạch phát triển và hoàn thiện hệ
thống thu gom mỏ Bạch Hổ .
7. Cấu trúc của luận văn
Luận văn đƣợc trình bày trong 4 chƣơng, phần mở đầu, kết luận và kiến
nghị, danh mục tài liệu tham khảo. Toàn bộ nội dung của luận văn đƣợc trình
bày trong 84 trang với 32 hình vẽ và 5 bảng biểu.
Luận văn đƣợc hoàn thành tại bộ mơn Khoan - Khai thác, khoa Dầu khí
trƣờng Đại học Mỏ- Địa chất, dƣới sự hƣớng dẫn khoa học của: TS. Hồng
Anh Dũng. Trong q trình làm luận văn tác giả nhận đƣợc sự giúp đỡ và tạo
điều kiện của các cán bộ thuộc XNLD “Vietsovpetro”, Tập Đoàn dầu khí
Quốc gia Việt Nam và đồng nghiệp nơi tác giả đang cơng tác. Tác giả xin bày
tỏ lịng biết ơn chân thành trƣớc sự hỗ trợ hết sức quý báu đó.
Nhân dịp này tác giả xin bày tỏ lịng biết ơn sâu sắc tới TS. Hoàng
Anh Dũng đã hƣớng dẫn trực tiếp về phƣơng pháp nghiên cứu và cung cấp
tài liệu trong quá trình thực hiện luận văn.
11
Tác giả cũng xin chân thành cám ơn sự giúp đỡ và tạo điều kiện của
Ban giám hiệu, Phòng Đào tạo sau đại học trƣờng Đại học Mỏ- Địa chất, các
cán bộ hƣớng dẫn khoa học, các cơ quan, đồng nghiệp đã động viên, giúp đỡ
tác giả hoàn thành luận văn này.
Xin chân thành cảm ơn !
12
Chƣơng 1: TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG THU GOM VẬN CHUYỂN
HỖN HỢP DẦU KHÍ TRONG KHU VỰC NỘI MỎ Ở VIỆT NAM
1.1. Sơ lƣợc về lịch sử phát triển công nghệ thu gom và xử lý dầu mỏ
Thu gom dầu thơ là q trình vận chuyển dầu, nƣớc và khí theo đƣờng
ống từ các giếng dầu đến điểm thu gom trung tâm. Thu gom dầu thô tại mỏ
trƣớc hết nhờ áp lực miệng giếng, hoặc sự chênh lệch độ cao do địa hình giữa
đầu vào và đầu ra của đƣờng ống dẫn, khi cần thiết phải dùng máy bơm để
vận chuyển dầu. Quy trình thu gom dầu phải thực hiện đồng thời với việc đo
lƣu lƣợng của từng giếng nhằm thiết kế quá trình khai thác giếng, kiểm tra và
điều chỉnh khai thác của tồn bộ mỏ. Ngành cơng nghiệp khai thác dầu khí bắt
đầu khoảng hơn 160 năm trƣớc, vào ngày 27/08/1859, giếng khoan đầu tiên
trên thế giới đƣợc khoan ở Oil Creek, Pennsyivania. Edwin L. Drake khoan
dầu theo lời yêu cầu của nhà công nghiệp ngƣời Mỹ George H. Bissel và đã
tìm thấy mỏ dầu lớn đầu tiên chỉ ở độ sâu 21,2m.
Trƣớc đây, khi ngành dầu khí còn chƣa phát triển, khai thác thu gom và
bảo quản dầu đƣợc thực hiện bằng phƣơng pháp mở. Khí đồng hành và các
thành phần nhẹ của dầu bay vào khí quyển. Lúc đó, dầu tìm thấy trên mặt đất
đƣợc múc bằng xô, đƣợc chứa trong các hố và vận chuyển trong các thùng
bằng đất sét và các bao da đƣợc bôi nhựa thông bên trong. Phƣơng tiện vận
chuyển duy nhất là lạc đà đƣợc dùng để vận chuyển các bao đựng dầu.
Ngày nay, các hệ thống thu gom dầu khí hiện đại ở mức độ này hay
mức độ khác đều tính đến độ kín của tuyến thu gom và vận chuyển dầu khí từ
giếng dầu đến các nhà máy hóa dầu và các điểm tiêu thụ khí. Trong những hệ
thống này, dòng chảy của dầu đƣợc thực hiện theo sơ đồ tiêu biểu nhƣ sau:
giếng dầu → bộ tách hoặc đo → đƣờng ống thu gom → bể chứa → kho chứa
dầu thƣơng phẩm.
13
Trong ngành cơng nghiệp khai thác dầu khí, q trình thu gom và xử lý
dầu thơ đóng vai trị rất quan trọng. Qúa trình xử lý để nhận đƣợc dầu thƣơng
phẩm gọi là xử lý dầu thô. Xử lý dầu thơ bao gồm: các q trình tách khí, ổn
định dầu, tách nƣớc (khử nhũ tƣơng), tách muối, làm sạch nƣớc thải khỏi dầu
bị nhũ hóa và các tạp chất cơ học. Hiện nay, việc thu gom và xử lý dầu thơ
khơng cịn là hai qui trình riêng biệt, mà là hệ thống các q trình cơng nghệ
tiến hành đồng thời.
1.2. Công nghệ thu gom và xử lý dầu trong nội bộ mỏ ở Việt Nam
1.2.1. Công nghệ thu gom và xử lý dầu mỏ ở bể Cửu Long
a. Mỏ Bạch Hổ
Mỏ Bạch hổ nằm trong bể Cửu Long do XNLD “Vietsovpetro” điều
hành và đƣợc đƣa vào khai thác từ ngày 26/06/1986. Đây là mỏ dầu lớn nhất
tại Việt Nam với tỷ phần khai thác chiếm hơn 3/4 tổng số dầu khai thác từ tất
cả các mỏ đang khai thác tại Việt Nam.
Ở khu vực phía bắc của mỏ, dầu đƣợc khai thác từ tầng móng,
Oligoxen dƣới và Mioxen dƣới. Ở đây, ngƣời ta xây dựng các giàn khoan cố
định để khoan tối đa 16 giếng bằng kỹ thuật khoan định hƣớng, giàn đồng
thời là trạm thu gom khu vực. Nhiệm vụ xử lý tại giàn chủ yếu là tách pha.
Ngoài các thiết bị tách chuyên dụng nhƣ đo, gọi dòng, gaslift sử dụng cho các
giếng riêng biệt theo từng thời điểm, cịn lại q trình tách tổng thực hiện theo
hai bậc, với áp suất bậc I từ 14 ÷ 16 kG/cm2 và bậc II với áp suất 1,5 ÷ 3
kG/cm2. Từ đây, dầu với hàm lƣợng nƣớc khoảng 15% đƣợc bơm về tàu chứa
(kho nổi chứa - xuất dầu) để xử lý. Cịn khí đƣợc chuyển theo đƣờng ống
riêng về giàn nén khí trung tâm. Sơ đồ thu gom dầu trên các giàn cố định làm
việc theo nguyên tắc hở.
14
Ở khu vực trung tâm ngƣời ta xây dựng các giàn nhẹ. Sản phẩm khai
thác từ giàn nhẹ ở dạng hỗn hợp dầu khí hay dầu bão hịa khí đƣợc vận
chuyển về giàn công nghệ trung tâm số 2 (CTP-2), số 3 (CTP-3) để tách khí
và tách nƣớc triệt để. Các giàn nhẹ thƣờng đƣợc xem là các cụm đầu giếng,
việc thu gom đƣợc thực hiện theo nguyên tắc kín, khí chỉ đƣợc tách sơ bộ để
đo và hỗn hợp sẽ tự chảy về giàn công nghệ trung tâm.
Chi tiết về quá trình thu gom sản phẩm khai thác ở mỏ Bạch Hổ đƣợc
tiến hành nhƣ sau: Sản phẩm khai thác trên BK-1, BK-2 và BK-3 đƣợc đƣa về
CTP-2 để tách khí và tách nƣớc. Sau đó dầu đã đƣợc tách khi và nƣớc đƣợc
bơm đến kho nổi chứa-xuất dầu số 1 (UBN-1) “Ba Vì”, một phần theo chu kỳ
đƣợc chuyển đi UBN-4 “Vietsovpetro- 01”. Sản phẩm từ BK-4,5,6,8 và 9
theo các đƣờng ống bọc cách nhiệt đƣợc vận chuyển về CTP-3. Sau khi đƣợc
tách khí và nƣớc dầu đƣợc bơm đi UBN-4 và UBN-3 “Chí Linh”. Vào cuối
năm 2003 mỏ Bạch Hổ đã tiến hành thử nghiệm công nghiệp vận chuyển sản
phẩm không dùng máy bơm từ giàn cố định MSP-7 về MSP-5 và từ MSP-6
về MSP-4, sau đó hỗn hợp dầu bão hịa khí dƣợc tách khí triệt để và bơm về
UBN.
Việc thu gom sản phẩm các MSP phía bắc mỏ Bạch Hổ đƣợc thực hiện
nhƣ sau: Trƣớc khi đƣa đƣờng ống bọc cách nhiệt MSP-4→MSP-9 vào làm
việc, dầu từ các MSP phía Bắc (MSP-3,4,5,6,7,8) đƣợc bơm theo tuyến đƣờng
ống MSP-7→ MSP-5→MSP-3→MSP-4→MSP-8 qua MSP-1, BK-2 và giàn
ống đứng CTP-3 sang UBN-4 “Vietsovptro-01”. Sau khi đƣa tuyến đƣờng
ống bọc cách nhiệt từ MSP-4→MSP-9 vào làm việc, việc thu gom dầu trong
nội mỏ có sự thay đổi. Hỗn hợp dầu bão hịa khí đƣợc vận chuyển từ MSP6→MSP-4, sau khi tách khí cùng với sản phẩm của MSP-4 đƣợc bơm sang
MSP-9 theo tuyến ống MSP-4→MSP-9. Cùng đến MSP-9 cịn có sản phẩm
đã tách khí của MSP-3,5,7 và MSP-10,11. Từ MSP-9 dòng sản phẩm sẽ đi
15
theo tuyến ống MSP-9→BK-3→CTP-2 sau đó đƣợc đƣa đến UBN-1 “Ba
Vì”. Sản phẩm của MSP-1 và BK-7 đƣợc tách khí trên MSP-1 sau đó đƣợc
bơm trực tiếp đến UBN-1. Vào cuối tháng 4 năm 2006 sau khi xảy ra sự cố vỡ
đƣờng ống dẫn dầu từ MSP-3→MSP4, việc thu gom dầu trong khu vực nội
mỏ đã có sự thay đổi. Hỗn hợp dầu bão hịa khí từ MSP-6 đƣợc vận chuyển
sang MSP-4 để tách khí cùng với sản phẩm trên MSP-4, sau đó đƣợc bơm
sang MSP-9 theo tuyến đƣờng ống MSP-4→MSP-9. Hỗn hợp dầu bão hịa
khí từ MSP-7 đƣợc vận chuyển sang MSP-5 để tách khí. Sản phẩm của MSP5,7 sau khi tách khí cùng với sản phẩm của MSP-3 đƣợc bơm qua MSP-9
theo tuyến đƣờng ống MSP-5→MSP-10→MSP-9, sau đó cùng với sản phẩm
đã tách khí của MSP-9,10,11,4 và MSP-6 đƣợc vận chuyển đến CTP-2. Sản
phẩm của MSP-8 sau khi tách khí đƣợc bơm về MSP-1, cùng với sản phẩm
của MSP-1 chuyển sang CTP-3 để xử lý sau đó bơm sang UBN-4
“Vietsovpetro -01”
Hình 1.1: Sơ đồ thu gom trên mỏ Bạch hổ và mỏ Rồng
16
Giàn CTP-2 và CTP-3 thu nhận sản phẩm đến từ các BK và dầu đã tách
khí đến từ các MSP để tách khí và nƣớc sơ bộ trong bình tách ba pha, sau đó
chất lỏng đƣợc đƣa qua bình tách nƣớc sử dụng điện trƣờng cao để tách nƣớc
triệt để. Dầu thƣơng phẩm từ CTP-2 và CTP-3 đƣợc bơm đi UBN-4, UBN-1,
trong trƣờng hợp cần thiết có thể bơm sang UBN-3.Tại các tàu chứa, dầu tiếp
tục đƣợc xử lý để tách khí, tách nƣớc. Trên tất cả các UBN cơng nghệ xử lý
dầu đến chất lƣợng thƣơng phẩm đƣợc thực hiện bằng phƣơng pháp lắng
đọng trong bể công nghệ ở nhiệt độ 50÷600C. Ngồi ra, trên UBN-3 “Chí
Linh” cịn lắp đặt thêm thiết bị tách nƣớc sử dụng điện trƣờng cao. Dầu đƣợc
xử lý nƣớc tới hàm lƣợng 0,5 %, nƣớc sau khi xử lý sẽ xả ra biển.
Mỏ Bạch Hổ hiện có 02 giàn nén khí: giàn nén nhỏ (MKS) ở cạnh
MSP-4 và giàn nén lớn (CKP) bên cạnh CTP-2. Khí cao áp từ các MSP phía
Bắc đƣợc đƣa về MSK, cịn CKP thu nhận khí cao áp của MSP-1,8,9,10 và
MSP-11, BK-3,4,5,6,8, CTP-2 và CTP-3. Trên các MSP khí bậc một đã đƣợc
thu gom, cịn khí bậc tách thứ hai (trong bình 100m3) hiện đốt bỏ trên fakel
của MSP. Khí bậc tách 1 trên CTP-2 và CTP-3 đƣợc thu gom thẳng về CKP
mà khơng sử dụng máy nén khí. Trên CKP và MSK khí đƣợc xử lý và nén lên
áp suất khoảng 120at, sau đó theo đƣờng ống ngầm đƣợc vận chuyển về nhà
máy chế biến khí trên bờ.
b. Mỏ Rồng
Mỏ Rồng nằm ở Lô 09 bể Cửu long do XNLD “Vietsovpetro” điều
hành và đƣợc đƣa vào khai thác từ tháng 12 năm 1994. Mỏ nằm cách bờ 110
km, độ sâu nƣớc biển 49 ÷ 50m. Tại mỏ Rồng hiện nay đã xây dựng đƣợc hai
giàn cố định RP-1, RP-3 và một giàn nhẹ RC-2. Dầu đƣợc khai thác từ tầng
móng và Mioxen dƣới, sau đó đƣợc thu gom và xử lý tại các giàn cố định theo
sơ đồ thu gom hở, sau đó đƣợc bơm ra tàu để xử lý tiếp thành dầu thƣơng
phẩm.
17
c. Mỏ Nam Rồng - Đồi Mồi
Cấu tạo Nam Rồng - Đồi Mồi nằm trên hai lơ có giấy phép hoạt động
riêng biệt trong bể Cửu Long. Mỏ Nam Rồng thuộc Lô 09-1 đƣợc phát hiện
vào năm 2005 do Vietsovpetro điều hành. Mỏ Đồi Mồi thuộc Lô 09-3 đƣợc
phát hiện vào năm 2006, do Công ty Việt-Nga-Nhật (VRJ) điều hành. Với vị
trí địa lý nằm sát kề mỏ Bạch Hổ và Rồng thuộc Lô 09-1 của Vietsovpetro,
nên Nam Rồng - Đồi Mồi ra đời từ chủ trƣơng hợp nhất hai mỏ lại với nhau.
Việc hợp nhất đã tạo điều kiện thuận lợi cho công tác thu gom và xử lý sản
phẩm, đảm bảo hiệu quả và giảm thiểu chi phí đầu tƣ. Sản phẩm của mỏ Nam
Rồng - Đồi Mồi đƣợc xử lý vận chuyển nhƣ sau:
- Dầu từ RC-DM, RC-4 có nhiệt độ miệng giếng thấp (40-50°C) đƣợc
xử lý bằng phƣơng pháp hoá phẩm xuống giếng ở độ sâu 2000-2500m;
- Dầu khai thác đƣợc xử lý tách khí trong bình tách sơ bộ V-400 trên
RC-4, RC-DM sau đó đƣợc vận chuyển ở dạng bão hồ khí về giàn RP-1 theo
tuyến đƣờng ống ngầm dài 20 km từ RC-DM RC-4 RC-5 RP-1 (hình
1.2). Quá trình vận chuyển bằng đƣờng ống đƣợc thực hiện từ năm 2009 đến
nay và ln đảm bảo an tồn trong q trình vận hành.
d. Mỏ Sư Tử Đen
Đƣợc đƣa vào khai thác từ năm 2003, mỏ nằm ở lô 15.1 trên thềm lục
địa Nam Việt Nam, cách đất liền khoảng 70 km, độ sâu nƣớc biển khoảng
46m do LD JOC Cửu long điều hành. Tại mỏ Sƣ tử đen ngƣời ta xây dựng
một giàn nhẹ WHP-A, trên đó có hệ thống thu gom kín, bình tách khí sơ bộ
HHP, bình đo và hệ thống đuốc. Công tác khoan đƣợc thực hiện bởi giàn tự
nâng Galvestone Key của Hãng Santafe xây dựng từ năm 1974. Dầu sau khi
đƣợc tách khí sơ bộ chảy về tàu chứa và xử lý FPSO MV-9 qua hệ thống ống
ngầm đƣờng kính 14”, chiều dày 0,4”, dài 2400m và cụm van phân dịng
ngầm (PLEM). Khí sau khi đƣợc tách sơ bộ chảy theo đƣờng ống về tàu chứa
18
và xử lý. Từ tàu chứa và xử lý khí đƣợc nén lên áp suất 153 kG/cm2 và đƣợc
đƣa trở lại WHP-A để phục vụ cho việc khai thác bằng gaslift.
Hình 1.2. Sơ đồ thu gom mỏ Nam Rồng-Đồi Mồi
1.2.2. Công nghệ thu gom và xử lý dầu mỏ ở bể Nam Côn Sơn
Mỏ Đại Hùng đƣợc phát hiện năm 1988, thuộc lơ 05-1a, nằm phía
Đơng-Bắc Bồn trũng Nam Cơn Sơn, cách bờ khoảng 250km. Mỏ đƣợc khai
thác tại khu vực có mực nƣớc sâu trung bình 110m, sử dụng giàn bán tiềm
thủy (Floating Production Unit -FPU) DH-01 kết nối với 12 giếng ngầm. Dầu
đƣợc khai thác từ 11 giếng, giếng cịn lại dùng cho cơng tác bơm ép (giếng 4P
19
thuộc khối L) duy trì áp suất vỉa. Có 03 giếng tạo thành cụm ngay dƣới giàn
(1P, 2P và 3P) trong khi các giếng khác có vị trí xa giàn DH-01 (4X, 4P, 5P,
6P/7P, 7X, 8P, 9P, 10P và 12X. Các giếng đƣợc kết nối với giàn DH-01 thông
qua 01 đƣờng ống khai thác mềm và 01 đƣờng ống mềm dùng cho cơng tác
tuần hồn, thu và nhận thoi, đƣờng kính ống 75mm và mỗi giếng có 01 đƣờng
điều khiển thủy lực điều khiển hệ thống thiết bị ngầm. Dầu thô khai thác từ
giếng đƣợc xử lý trên giàn DH-01 sau đó đƣợc bơm sang tàu chứa nổi, tàu
đƣợc neo giữ tại vị trí thơng qua phao neo tàu. Dầu thô đƣợc bơm tới phao
neo tàu thông qua 02 đƣờng ống mềm có đƣờng kính trong 150mm, sau đó từ
phao neo tàu dầu đƣợc đẩy sang tàu chứa bằng ống mềm nổi. Khí tách ra khỏi
dầu đƣợc đốt tại chỗ và khơng có thiết bị thu gom khí trên giàn DH-01.
6P/7P
FPU
DH-01
9P
10P
WHP-DH-02
4X
4P
5P
MDB
MDB
1P
3P
2P
CALM
Buoy
7X
FSO
12X (11P)
Hình 1.3. Sơ đồ thu gom dầu trên mỏ Đại Hùng
Giàn DH-02 là giàn đầu giếng cố định, đƣợc thiết kế không ngƣời ở,
hiện tại khai thác dầu từ 06 giếng (12P, 13P, 14P, 15P, 16P và 17P). Dòng sản
20
phẩm từ giếng khai thác đƣợc thu gom tại giàn đầu giếng, rồi đƣợc xử lý tại
bình tách 2 pha để tách khí khỏi hỗn hợp dầu, khí, nƣớc. Khí sau khi đƣợc
tách đƣợc đốt tại đuốc của giàn. Chất lƣu từ giếng đƣợc tách khí thơng qua
bình tách cao áp, dầu đƣợc dẫn sang giàn DH-01 cho công tác tách sâu thơng
qua 02 đƣờng ống mềm đƣờng kính 150mm với khoảng cách 5km, khí đƣợc
đốt bỏ. Tồn bộ hoạt động vận hành trên giàn đƣợc điều khiển thông qua 01
dây cáp ngầm (hình 1.3).
1.3. Đặc trƣng của hệ thống thu gom
Hệ thống thu gom dầu khí có các nhiệm vụ nhƣ sau:
- Tập hợp sản phẩm từ tất cả các giếng riêng rẽ, từ các khu vực trong
mỏ lại với nhau, đó là nhiệm vụ thu gom.
- Đo lƣờng chính xác về số lƣợng và chất lƣợng của các thành phần
trong sản phẩm khai thác theo những mục đích khác nhau.
Trƣớc hết, chất lƣu vỉa ngay sau khi ra khỏi miệng giếng, trƣớc khi gộp
với các giếng khác, ta cần phải biết năng suất chung của giếng, năng suất
riêng của từng pha: dầu, khí, nƣớc nhằm để biết tình trạng của vỉa, tình trạng
của giếng và sự khác biệt so với các chỉ tiêu thiết kế, từ đó để điều chỉnh chế
độ khai thác cho phù hợp. Việc đo lƣờng đƣợc thực hiện định kỳ cho mỗi
giếng, thời gian phù hợp theo mức độ phức tạp. Để đo lƣờng chính xác thì
trƣớc hết phải tách riêng các pha, thơng qua bình tách – đo. Khi sản phẩm
luân chuyển trong hệ thống thu gom, phải qua các thiết bị công nghệ để xử lý
thì cùng với việc đo số lƣợng, cần phải thực hiện việc kiểm tra chất lƣợng,
chủ yếu là kiểm tra hàm lƣợng các tạp chất có trong mỗi loại sản phẩm.
- Xử lý chất lƣu khai thác thành các sản phẩm thƣơng mại.
Khi thiết kế một hệ thống thu gom cần phải căn cứ vào yếu tố tự nhiên
và khả năng kỹ thuật, gồm có: khả năng mặt bằng, địa hình của mỏ, khí hậu
của vùng, năng lƣợng (áp suất, nhiệt độ) vỉa, tính chất lý hóa của chất lƣu. Về
21
phƣơng diện kỹ thuật phải căn cứ vào nguyên tắc, sơ đồ thu gom đã lựa chọn,
các phƣơng pháp tác động vào vỉa và giá trị áp suất miệng giếng khi khai
thác.
Đối với vận chuyển trong hệ thống thu gom hai pha, dầu lúc này chƣa
đƣợc tách khí hoặc chỉ đƣợc tách sơ bộ, phần lớn khí cịn lại trong dầu. Sự có
mặt của khí nói chung và thành phần nhẹ nói riêng là rất có lợi vì dầu trở nên
nhẹ và lỗng, tăng khả năng hồ tan của parafin và giảm tổn hao áp suất.
Đồng thời, sự giãn nở của khí hồ tan và khí tự do theo đƣờng ống do áp suất
giảm sẽ làm tăng tốc độ chuyển động, hạn chế sự lắng đọng parafin. Trong
giai đoạn hiện nay, xu hƣớng sử dụng hệ thống thu hai pha đang đƣợc áp
dụng khá phổ biến.
Trong sơ đồ thu gom hai pha đƣợc minh hoạ trên hình 1.4.a và 1.4.b, áp
suất của bình tách đo tại các trạm có giá trị lớn, khí sau khi đƣợc tách để thực
hiện việc đo lƣờng, phần lớn hoặc toàn bộ đƣợc gộp lại với dầu và chảy cùng
một ống gom gọi là sơ đồ một tuyến ống, nó có một số ƣu điểm nhƣ sau:
- Dòng chảy trong ống gom gồm hai pha khí lỏng, tốc độ lớn và sẽ tăng
dần theo chiều dài tuyến ống, giảm sự lắng đọng của vật liệu cơ học. Đặc biệt
với dầu có nhiều parafin, hỗn hợp lỏng khí hạn chế sự kết tinh và cùng với tốc
độ lớn sẽ góp phần ngăn ngừa sự lắng đọng, giảm nguy cơ tắc nghẽn đƣờng
ống.
- Giảm kinh phí đầu tƣ và vận hành nhờ tiết kiệm đƣợc kim loại, nhân
lực vận hành, giảm đƣợc số lƣợng hoặc công suất bơm đẩy.
- Sơ đồ cho phép tăng khả năng tự động hóa.
22
(a)
(b)
Hình 1.4. Sơ đồ thu gom hai pha
1. Miệng giếng khai thác;
5. Đƣờng gom dầu;
2. Ống xả;
6. Đƣờng gom hỗn hợp;
3. Thiết bị tách đo;
7. Đƣờng xả một phần khí;
4. Đƣờng gom khí;
Về mặt hạn chế, do áp lực bình tách đo cao và khó loại trừ các dao
động áp suất nên đo lƣờng khơng chính xác, địi hỏi áp lực miệng giếng cao
nên sẽ giảm thời gian tự phun và khi chuyển qua khai thác cơ học sẽ tiêu tốn
nhiều năng lƣợng hơn. Sự tổn hao do bay hơi thành phần nhẹ sẽ giảm song có
thể sẽ xảy ra rò rỉ qua các đầu mối, van…Trong hệ thống thu gom hai pha, khi
tuyến ống phải đi qua các địa hình dốc, nếu tốc độ dịng chảy thấp từ 0,1÷0,3
m/s do hiện tƣợng phân ly trọng lực phần đỉnh dốc sẽ tạo ra các túi khí, làm
gián đoạn dịng chảy và gây ra các dao động áp suất với biên độ có thể lên tới
50 at. Các dao động này có thể làm đứt đƣờng ống, các thiết bị đo-kiểm tra sẽ
mất tác dụng, chất lƣợng tách khí của thiết bị tách sẽ xấu đi và có thể làm gián
đoạn sự làm việc ở các giếng tự phun. Khi thiết bị tách làm việc kém dẫn tới
hàm lƣợng khí ở các trạm chứa thƣơng mại cao, có thể gây ra các sự cố
nghiêm trọng nhƣ cháy, nổ, ngộ độc.
23
Hình 1.5. Sơ đồ nguyên lý hệ thống thu gom hai pha
1. Đầu giếng;
2. Trạm tách đo (thu gom khu vực);
3. Trạm tách – bơm;
4. Trạm xử lý dầu;
5. Trạm xử lý nƣớc;
6. Bể chứa trung chuyển;
7. Trạm bơm – đo;
8. Bể chứa dầu thƣơng phẩm;
9. Vòi phun;
10. Trạm xử lý khí.
