Đồ án tốt nghiệp “Nghiên cứu, mô phỏng và xây dựng sơ đồ công nghệ của giàn khoan BK07

Đồ Án Tốt Nghiệp Trang 1 GVHD: TS. Lê Bá Hùng
LỜI CẢM ƠN
  
Để hoàn thành Đồ án tốt nghiệp này, em xin gửi lời cảm ơn chân thành đến các
thầy cô trường Đại Học Bách Khoa Đà Nẵng nói chung và Thầy cô chuyên
ngành Công Nghệ Hóa học- Dầu và Khí nói riêng đã ân cần giảng dạy và truyền
đạt kiến thức trong suốt thời gian em học tại trường và trong quá trình làm đồ án
tốt nghiệp.
Em xin gửi lời cảm ơn đến ban lãnh đạo, các anh chị và các cô chú trong Công
Ty Technip Việt Nam đã tạo điều kiện, tận tình hỗ trợ em về mọi mặt để em
được thực tập và hoàn thành tốt nội dung thực tập đã đề ra.
Em xin gửi lời cảm ơn sâu sắc nhất Thầy Nguyễn Đình Lâm đã luôn ở bên em
động viên, nhắc nhở khi em thực tập tại công ty. Đặc biệt Anh TS. Lê Bá Hùng
– Kỹ sư công nghệ, Công ty Technip Việt Nam, là người trực tiếp hướng dẫn đề
tài tốt nghiệp của em. Trong quá trình thực hiện đề tài, anh đã nhiệt tình giúp đỡ
em rất nhiều về mặt tài liệu, kiến thức, chia sẻ những kinh nghiệm và giải quyết
được các vấn đề thắc mắc.
Em cũng xin gửi lời cảm ơn đến Anh Trực, Chị Phượng là những cựu sinh viên
khóa trước đang làm việc tại công ty đã tận tình hỗ trợ, hướng dẫn cũng như
cung cấp những tài liệu kỹ thuật, số liệu liên quan đến đề tài.
Sau cùng, em gửi đến thầy cô những lời chúc tốt đẹp nhất.
TP.Hồ Chí Minh, ngày 31 tháng 5 năm 2012
Sinh viên

Lê Văn Hiệp
Năm 2012 Nghiên cứu, mô phỏng và xây dựng sơ đồ SVTH: Lê Văn
Hiệp
công nghệ của giàn khoan BK - 07
Đồ Án Tốt Nghiệp Trang 2 GVHD: TS. Lê Bá Hùng
MỤC LỤC
DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU

Năm 2012 Nghiên cứu, mô phỏng và xây dựng sơ đồ SVTH: Lê Văn
Hiệp
công nghệ của giàn khoan BK - 07
Đồ Án Tốt Nghiệp Trang 3 GVHD: TS. Lê Bá Hùng
DANH MỤC CÁC HÌNH ẢNH
Năm 2012 Nghiên cứu, mô phỏng và xây dựng sơ đồ SVTH: Lê Văn
Hiệp
công nghệ của giàn khoan BK - 07
Đồ Án Tốt Nghiệp Trang 4 GVHD: TS. Lê Bá Hùng
Năm 2012 Nghiên cứu, mô phỏng và xây dựng sơ đồ SVTH: Lê Văn
Hiệp
công nghệ của giàn khoan BK - 07
Đồ Án Tốt Nghiệp Trang 5 GVHD: TS. Lê Bá Hùng
Năm 2012 Nghiên cứu, mô phỏng và xây dựng sơ đồ SVTH: Lê Văn
Hiệp
công nghệ của giàn khoan BK - 07
LỜI MỞ ĐẦU
Từ xa xưa loài người chúng ta đã biết sử dụng các sản phẩm của dầu mỏ, nhưng
cũng chỉ qua vài ứng dụng đơn giản và mức độ sử dụng cũng như khai thác là
không đáng kể. Mãi đến đầu thế kỷ 20, khi nền khoa học kỹ thuật phát triển
mạnh mẽ, cộng với nhu cầu năng lượng toàn cầu đang là vấn đề lớn thì dầu mỏ
mới được đánh giá, khai thác và sử dụng đúng tầm quan trọng của nó. Từ đây
dầu mỏ trở thành nguồn nguyên, nhiên liệu không thể thiếu trong rất nhiều
ngành công nghiệp hóa học, năng lượng và trong hầu hết các lĩnh vực của nền
kinh tế quốc dân. Trong thời gian những năm gần đây, ngành công nghiệp dầu
khí không ngừng phát triển và là ngành công nghiệp chủ chốt của những quốc
gia sẵn có tiềm năng về loại khoáng sản này.
Việt Nam chúng ta may mắn được thiên nhiên ưu đãi, ban tặng cho nguồn tài
nguyên quý giá này. Trong giai đoạn phát triển mới của đất nước, giai đoạn
công nghiệp hoá - hiện đại hoá nhằm tạo ra một sự phát triển với nhịp điệu tăng

trưởng cao, Dầu khí sẽ đóng một vai trò vô cùng quan trọng góp phần hình
thành nên nhiều ngành kinh tế và kỹ thuật khác ra đời và phát triển như: Ngành
năng lượng, ngành công nghiệp nhiên liệu, ngành công nghiệp hàng tiêu dùng và
nhiều ngành công nghiệp đa dạng khác.
Trong những năm gần đây, công nghiệp dầu khí Việt Nam đang phát triển mạnh
mẽ, các dự án dầu khí xuất hiện ngày càng nhiều. Yêu cầu đặt ra là phải có các
dịch vụ tư vấn và thiết kế các dự án dầu khí này. Công việc của những người kỹ
sư công nghệ là phải cung cấp nhiều dịch vụ thiết kế trọn gói cho các dự án
chính bao gồm từ nghiên cứu khả thi, đánh giá quy trình công nghệ, phân tích tài
chính, thiết kế chi tiết. Công việc cũng đòi hỏi các kỹ sư hóa dầu phải có nhiều
kinh nghiệm trong hoạt động trong lĩnh vực tư vấn dầu khí, thông thạo các ứng
dụng kỹ thuật thiết kế hiện đại trong công nghiệp. Máy móc thiết bị hiện đại
được trang bị trong quá trình sản xuất, mô hình công nghệ, lưu trữ cơ sở dữ liệu
hóa học, cân đối vật tư và năng lượng, đánh giá tài chính.
Tôi cảm thấy thật may mắn được thực hiện đồ án tốt nghiệp tại Công ty Technip
Việt Nam – là công ty hàng đầu về tư vấn và thiết kế dầu khí với đề tài:
“Nghiên cứu, mô phỏng và xây dựng sơ đồ công nghệ của giàn khoan BK-07”.
Vì là một đề tài mới nên bài báo cáo sẽ không tránh khỏi thiếu sót. Kính mong
quý thầy cô, anh chị và các bạn đóng góp ý kiến để đề tài này được hoàn thiện
hơn.
TỪ VIẾT TẮT
API – American Petroleum Instute
BDV – Blowdown Valve
CPI – Corrugated Plated Interceptors
CS – Carbon Steel
DEG – Di - Ethylene Glycol
DN – Diameter Nominal
EG – Etylen Glycol
EPC – Engineering Procurement Construction
FPSO – Floating Production Storage and Offloading

FWS – Full Well Stream
FTHP – Flowing Tubing Head Pressure
GOR – Gas/Oil Ratio
GOSP – Gas Oil Separation Plant
GPSA – Gas Processors Suppliers Association
HP – Horse Power
HPU – Hydraulic Power Unit
ID – Internal Diameter
MMSCFD – Milion Standard Cubic Feet per Day
MPFM – Multi-Phase Flow Meter
NPSH – Net Positive Suction Head
NPSHa – Net Positive Suction Head Available
OD – Outside Diameter
PCVL – Petronas Carigali Vietnam Limited
PFD – Process Flow Diagram
PID – Piping and Instrument Diagram
PPD – Pour Point Depressant.
PSV – Pressure Safety Valve
PCV – Pressure Control Valve
BKDP - 07 – BK - 07 Drilling Platform
SDV – Shutdown Valve
STBBL/D – Stock Tank Barrels per Day
SCSSV – Surface Cotrolled Subsurface Safety Valve
SSV – Surface Safe Valve
TEG – Tera - Ethylene Gycol
VRC – Vapour Recovery Compressor
WSV – Wing Surface Valve
CHƯƠNG 1. GIỚI THIỆU CÔNG TY TECHNIP VIỆT NAM
1.1 Sơ lược về công ty Technip
Technip là một trong những tập đoàn lớn chuyên về xây dựng và thiết kế

cho ngành công nghệ dầu và khí, công nghệ hóa học và nhiều ngành công
nghiệp khác. Với số lượng nhân viên 23000 người làm việc trên khắp thế
giới, doanh thu hằng năm khoảng 6 tỷ euro và hoạt động và hoạt động trải
khắp trên 5 châu lục. Technip là một tập đoàn lớn của châu Âu và là 1
trong 5 công ty dẫn đầu thế giới về kinh doanh.
Technip hoạt động ở Việt Nam từ năm 1994 khi bắt đầu kí hiệp đồng
cung cấp thiết bị và xây dựng nhà máy xi măng ở But Son cho công ty xi
măng Việt Nam. Sau đó technip đã mở hai văn phòng đại diện tại Hà Nội
và Hồ Chí Minh để hỗ trợ cho công việc phát triển kinh doanh tại Việt
Nam.
Năm 2002, Technip Italy, một trong chi nhánh của tập đoàn technip đã kí
gói thầu EPC xây dựng tổ hợp nhà máy amonia – phân urea ở Phú Mỹ.
Năm 2005 Technip là đơn vị dẫn đầu của tổ hợp công ty kí gói thầu EPC
xây dựng nhà máy lọc dầu Dung Quất tại Việt Nam cho tập đoàn dầu khí
quốc gia Việt Nam với số tiền đầu tư lên đến 2 tỷ usd, là gói thầu EPC lớn
nhất Việt Nam.
Tháng 1 năm 2010, Technip Việt Nam chính thức mở văn phòng đại diện
cung cấp phục vụ thiết kế cho công nghệ dầu và khí bao gồm cả dự án
trên đất liền và ngoài khơi.
1.2 Nguyên tắc và chính sách của công ty
Nguyên tắc và chính sách của công ty được thể hiện như sau:
- Môi trường làm việc an toàn và sức khỏe.
- Tôn trọng thông tin bảo mật về từ công ty và từ khách hang.
- Trong kinh doanh đảm bảo sự thỏa thuận và tôn trọng lẫn nhau.
CHƯƠNG 2. TỔNG QUAN VỀ OFFSHORE
2.1 Khái quát chung về công nghệ
Hình vẽ trên miêu tả khái quát đặc trưng tiêu biểu về công nghệ xử lý sơ
bộ dầu và khí trên giàn
Hình 2-1 Sơ đồ tổng quan về giàn khoan
Hình 2 - 1 Sơ đồ công nghệ trên giàn khoan

Ngày nay sản phẩm dầu và khí thì phổ biến hầu hết khắp nơi trên thế giới,
từ khai thác 100 thùng trên ngày ở các giếng đơn lẻ đến khai thác 4000
thùng trên ngày. Trong các vỉa chứa có nông có độ sâu 20 m đến các
giếng có độ sâu 3000m với phần chìm dưới nước khoảng 2000m. Mỗi
10000 dollar đầu tư phát triển cho onshore, thì có đến 1 triệu dollar đầu tư
phát triển cho offshore. Mặc dù có rất nhiều thiết bị của quá trình có
nguyên tắc tương tự nhau.
Ở bên trái chúng ta tìm thấy nhiều đầu giếng. Sản phẩm đi ra ở các đầu
giếng đi vào đường ống phân nhánh và đi đến hệ thống phân phối sản
phẩm gọi là hệ thống thu gom khí. Trong thực tế gọi là nhà máy phân tách
dầu khí (GOSP). Trong khi phần lớn chủ yếu các thiết bị phân tách dầu và
khí, hơn thế nữa trong dòng giếng khoan còn bao gồm hỗn hợp
hydrocacbons từ khí (methane, butane, propane…), condensates
(hydrocacbon có tỷ trọng trung bình) đến dầu thô. Ngoài ra trong dòng
giếng khoan còn tồn tại những cấu tử không mong muốn như H
2
O, CO
2
,
muối, S và cát. Mục đích của GOSP là làm sạch các san phẩm cho thị
trường như: dầu, khí tự nhiên hoặc condensate. Thêm vào đó là các hệ
thống phụ trợ như năng lượng, nước, không khí, và nhiều hệ thống phu trợ
khác.
2.2 Khái quát chung về giàn khoan dầu khí
Quá trình khai thác trên biển phụ thuộc vào kích thước giàn và độ sâu của
mỏ, do đó xuất hiện những cấu trúc giàn khai thác khác nhau. Trong nhiều
năm qua, chúng ta thấy nhiều thiết bị lắp đặt ở giữa biển với hệ thống ống
được nối với nhau vào bờ biển và không còn quá trình khai thác trên biển
với cấu trúc trên boong tàu nữa. Thay vào đó các tháp giếng khai thác, hệ
thống khoan lệch được sử dụng để hướng đến những bể chứa từ nhiều vị

trí khác nhau cùng cụm đầu giếng. Một vài cấu trúc chung về giàn khai
thác:
 Giàn khoan thế hệ đầu tiên

Hình 2 - 2 Máy khoan đập cáp gắn
Hình 2 - 3 Máy khoan đập cáp
động cơ hơi nước
 Giàn khoan thế hệ hiện nay
Hình 2 - 4 Giàn khoan thế hệ thứ 5
Khoan được ở vùng nước sâu 10,000 ft
Hình 2 - 5 Tàu khoan Discoverer Enterprise
Khoan được ở vùng nước sâu 10,000 ft
 Một số giàn khoan khác:
Hình 2 - 6 Giàn khoan bán chìm
Hình 2 - 7 Giàn khoan tự nâng
Hình 2 - 8 Tàu khoan
Hình 2 - 9 Giàn khoan xà lan

Hình 2 - 10 Giàn khoan kết hợp Hình 2 - 11 Giàn khoan trên mặt đất
tàu tiếp liệu
2.3 Các thiết bị chính trên giàn khoan
Hình 2 - 12 Sơ đồ công nghệ chung về giàn khoan dầu khí
2.3.1 Thiết bị đầu giếng (Wellhead)
Thiết bị đầu giếng chính là phần trên giếng dầu ở trên bề mặt. Chức năng
chính của thiết bị đầu giếng:
 Lắp các đường ống công
nghệ như : ống khai thác,
ống hướng dòng sản phẩm,
chuyển hướng phun,
đường ống dập giếng.

 Hệ thống van điều khiển,
nhiệt kế, áp kế theo dõi
nhiệt độ và áp suất.
 Dùng để giữ áp suất, nhiệt
độ và lưu lượng dòng khí
hoặc dầu thô trong ống khai thác, đưa các dụng cụ xuống giếng, hoặc
trong vành giữa ống chống và ống khai thác.
 Ngoài ra khống chế dòng lưu chất, sự giảm áp suất và tối ưu hóa công
suất khai thác bằng cách bơm nước hoặc khí nén vào vỉa chứa và các
dụng cụ xuống giếng.
Hình 2 - 13 Thiết bị đầu giếng
Một khi giếng dầu và khí tự nhiên được khoan khai thác thì khi đó các
giếng này được xác minh sẽ thu được sản lượng thương mại hữu hiệu.
Lúc này dâu thô hoặc khí thiên nhiên được khai thác lên trên bề mặt. Lưu
lượng dòng ra khỏi giếng được điều khiển bằng một van điều tiết khống
chế dòng chảy. Cấu trúc ở đầu giếng, thường gọi như là một cây giáng
sinh cho phép một số thiết bị hoạt động liên quan đến sản xuất và công tác
bảo dưỡng. Công tác bảo dưỡng tốt sẽ duy trì tốt hoạt động công nghệ và
nâng cao năng suất của sản phẩm.
2.3.2 Đường ống thu gom ( production header)
 Thu gom dầu khí là quá trình vận chuyển sản phẩm khai thác (hỗn hợp
dầu, khí và nước) theo đường ống từ các giếng đến hệ thống thu gom
trung tâm.
 Hệ thống thu gom được phân loại như sau:
 Theo số đường ống thu gom sản phẩm từ giếng khai thác, người ta phân
chia hệ thống thu gom một đường ống, hai đường ống và ba đường ống.
 Theo chỉ số áp lực người ta chia thành, hệ thống tự chảy, hệ thống áp
lực cao, hệ thống áp lực thấp.
 Theo hình dạng bình đo và bình tách: hệ thống có bình tách đo cho từng
giếng và hệ thống có bình tách đo cho cả cụm giếng

Tuy nhiên có một số trường hợp khai thác từ một giếng thì không có hệ
thống thu gom trên.
Hình 2 - 14 Sơ đồ thu gom và xử lý dầu ngoài khơi
2.3.3 Đường ống phân tích đánh giá trữ lượng trong giếng ( test
header)
Test header là đường ống dùng lấy lưu lượng của dòng cần phân tích,
đánh giá trữ lượng, tính chất dầu và khí của giếng cần đánh giá. Tuy nhiên
đối với giàn khai thác từ 1 đến 2 giếng thì không cần đến đường ống test
header.
2.3.4 Các thiết bị đo trữ lượng của giếng dầu (Multi Phase Flower
Metter)
Những thiết bị phân tách đo trữ lượng được sử dụng để phân tách dòng từ
một hay nhiều giếng khác nhau để phân tích trên hệ thống test header và
đo lưu lượng chi tiết mỗi giếng dưới những điều kiện dòng chảy áp suất
khác nhau. Điều này được thực hiện khi giếng khoan được đưa vào khai
thác và sau đó thường từ 1 đến 2 tháng tiến hành đo lưu lượng và thành
phần tổng dưới những điều kiện khai thác khác nhau.
Thêm vào đó tùy vào tính chất của dầu thô hay khí thu được mà hệ thống
đường ống qua test header có thể liên tục hay gián đoạn. Chẳng hạn nếu
dầu thô thu được chứa nhiều paraffin thì khi dầu sau khi khai thác sẽ đưa
qua liên tục hệ thống test header để tránh tình trạng đóng wax trong
đường ống test header và đo trữ lượng của giếng.
Đối với giàn hệ thống từ 1 đến 2 giếng thì cũng không cần đến thiết bị
trên. Ngoài ra tình trạng bịt kín hoặc lẫn cát có thể được xác định. Các
thành phần được phân ti chủ yếu hydrocacbon của dầu, condensate và khí.
Dòng sản phẩm sau khi phân tách đo trữ lượng được đưa về thiết bị phân
tách thu hồi dầu và khí để sản xuất khí đốt nhiên liệu cho máy phát điện
Hình 2 - 15 Sơ đồ đường ống để phân tích đánh giá trữ lượng dầu
khi quá trình chính không hoạt động. Trong một vài trường hợp thiết bị
phân tách đo trữ lượng cũng có thể sử dụng một đồng hồ đo lưu lượng 3

pha nhằm giảm trong lượng trên giàn khoan.
2.3.5 Các thiết bị phân tách sơ bộ sản phẩm
Tùy thuộc yêu cầu, tính chất dòng sản phẩm và áp suất tại tại bờ hay tàu
FPSO mà quá trình phân tách khác nhau và có thể có hoặc không quá
trình phân tách.
Các thiết bị phân tích chính thường sử dụng kiểu lắng trọng lực. Thiết bị
phân tách đầu tiên khoảng 3-5MPa. Nhiệt độ dòng khí vào khoảng 100-
150
0
C. Áp suất thường giảm trong nhiều giai đoạn tách sau. Tùy theo
thành phần và mục đích: thu hồi lượng lỏng tối đa, ổn định sản phẩm dầu,
khí hay phân tách nước mà có thể tách nhiều giai đoạn tách khác nhau và
thường sử dụng tách 3 giai đoạn để điều khiển phân tách theo thành phần
bay hơi.
Hình 2 - 16 Thiết bị phân tách 3 phase
Thời gian lưu thường là 5 phút, cho phép khí sôi thoát ra ngoài, nước sẽ
lấy ra ở đáy và dầu lấy ra ở giữa. Trên giàn khoan thành phần nước lên
đến 40%. Trong thiết bị phân tách đầu tiên thì hàm lượng giảm đến 5%,
thiết bị phân tách thứ 2 hàm lượng giảm đến 2%. Ở thiết bị phân tách cuối
cùng thì chủ yếu là cấu tử nặng có lẫn một lượng rất nhỏ nước nên thường
sử dụng là thiết bị phân tách hai pha.
2.3.6 Thiết bị xử lý và nén khí
Khí thu được các bình tách làm việc ở các mức áp suất ở các giai đoan
khác nhau. Quá trình xử lý và nén khí trải qua các giai đoạn sau : phân
tách, trao đổi nhiệt và nén khí. Từ đó lấy dòng khí phân tách và xử lý
được sử dụng :
 Khí nhiên liệu cho máy phát điện.
 Bơm ép duy trì áp suất
vỉa.
 Khí thương phẩm nếu có đường ống dẫn vào đất liền.

Lượng lỏng đi ra từ bình tách được bơm về thiết bị tách sơ bộ hoặc có thể
bơm trực tiếp vào bờ hay đến tàu FPSO
2.3.7 Thiết bị đo, lưu trữ, làm sạch đường ống và vận chuyển dầu khí
Các trạm đo cho phép kĩ sư vận hành theo dõi và quản lí lượng khí đốt và
dầu thô từ việc thiết lập sản xuất. Các trạm đo sử dụng các thiết bị đo
lường đặc biệt để đo lượng khí hoặc dầu chảy qua đường ống mà không
cản trở chuyển động . Chẳng hạn như : đo lưu lượng, áp suất, nhiệt độ và
đo mức chất lỏng trong bình tách.
Ở ngoài giàn khoan thì quá lưu trữ rất hạn chế. Vì thế thường dầu và khí
sau khi khai thác lên qua quá trình phân tách và xử lý sơ bộ sẽ được vận
chuyển vào đất liền bằng hệ thống đường ống hoặc các tàu vân chuyển
dầu thô.
Hình 2 - 17 Hệ thống xử lý và nén khí
Hình 2 - 18 Đường ống vận chuyển

Hình 2 - 19 Tàu chở dầu thô
Ngoài ra thường sử dụng hệ thống nổi khai thác – tích chứa và rót dầu
FPSO Hệ thống này được lắp đặt mới hoặc chuyển đổi từ các tàu chứa. Để
neo FPSO với đáy biển người ta dùng neo chìm, việc xuất dầu thô được
thực hiện bởi cơ cấu tháo sau tới tàu chở dầu.
Hình 2 - 20 Tàu FPSO
 Khu vực xử lý trên boong gồm các bình tách, thiết bị nén khí, đuốc đốt
khí đồng hành, hệ thống thoát khí và cơ cấu bơm ép hóa chất.
 Khu vực nhà ở và các phòng điều hành.
 Khu vực dỡ tải ở đuôi tàu gồm các ống rót dầu nối từ khu vực dỡ tải
sang tàu chở dầu.
 Các bồn chứa.
 Hệ thống chân vịt trước và sau tàu.
 Dây neo để neo tàu xuống đáy biển.
 Các ống bao mềm khai thác.

 Bên cạnh đó còn có hệ thống làm sạch đường ống như thường sử dụng
con thoi thông minh gọi là Pigs
Pigs là một thiết bị tự động được đưa vào trong các đường ống để đánh
giá tình trạng bên trong ống. Pigs có thể kiểm tra độ dày ống, sự đóng
cặn, kiểm tra ăn mòn, phát hiện lỗ thủng, hay bất kì lỗi nào khác bên
trong đường ống mà gây trở lực dòng chảy bên trong ống hoặc tìm thấy
các mối nguy cơ tiềm ẩn có thể xảy ra trong quá trình vận hành đường
ống. Đưa một pigs xuống
đường ống được gọi là quá
trình pigging đường ống. Các
thiết bị xuất phải có các công
cụ để đưa vào và lấy ra an
toàn các pigs từ đường ống
cũng như quá trình giảm áp
và liên quan đến quá trình
đưa pigs đi và thu hồi lại pigs.
2.4 Các thiết bị và hệ
thống phụ trợ trên
giàn
Dòng giếng khoan lên có thể
bao gồm dầu thô, khí,
condensate, nước và nhiều
hợp chất bị lẫn khác nữa.
Mục đích của quá trình phân tách
là phân tách các thành phần này
thành các phân đoạn mong muốn và một lượng khí phục vụ cho quá trình
phụ trợ trên giàn.
2.4.1 Thiết bị thu hồi các dòng dầu kín trên giàn (Close Drain Vessel)
Các dòng khí xả từ Vent Header, dòng lỏng xả ra từ các đường ống, từ
thiết bị FWS Launcher, từ quá trình sutdown thiết bị toàn bộ giàn và từ

Low Pressure Drain Header được đưa đến thiết bị Closed Drain Vessel là
thiết bị tách hai pha dầu – nước và khí. Dầu – nước được bơm về lại
đường ống sản phẩm chính trên giàn. Khí tách ra đưa đến hệ thống đuốc
để đốt.
2.4.2 Thiết bị thu hồi dầu hở (Open Drain Caisson )
Các dòng dầu chảy tràn trên các boong của giàn hay các dòng nước rửa từ
hệ thống kênh mương trên giàn được đưa đến Open Drain Caisson. Là
một thiết bị có dạng hình trụ đứng chiều cao khoảng 20-50m được cắm
thẳng sâu xuống biển. Các dòng dầu chảy tràn được đưa về Open Drain
Caisson được phân làm hai loại: nguy hiểm và không nguy hiểm.
Những dòng dầu nào có nhiều nước được xem là không nguy hiểm và
được dẫn xuống sâu hơn trong Open Drain Caisson. Còn dòng có chứa
nhiều dầu được xem là nguy hiểm được dẫn vào cạn hạn chế được áp suất
đẩy ngượccủa dòng nguy hiểm lên dòng không nguy hiểm hơn. Ngoài ra
tạo điều kiện để tăng thời gian phân tách và lắng dầu Sau khoang thời
Hình 2 - 21 Thiết bị Pig
Hình 2 - 22 Thiết bị Launcher
gian lắng nhất định dầu nằm bên trên sẽ được bơm về thiết bị closed drain
vessel.
2.4.3 Thiết bị phân tách thủy ngân
Thủy ngân ăn mòn các hợp kim trong các thiết bị lưu trữ khí hóa lỏng như
tàu chở khí, phân xưởng hóa lỏng khí. Do đó tùy thuộc vào dòng sản
phẩm khai thác có chứa thủy ngân nhiều hay ít và yêu cầu của nhà khai
thác. Quá trình vận chuyển là tàu hay đường ống mà xây dựng sơ đồ công
nghệ có thiết bị phân tách thủy ngân.
2.4.4 Thiết bị kết tinh nước
Thường sau thiết bị phân tách cuối cùng, lượng dầu thô đi đến thiết bị kết
tinh nước để tách triệt để hàm lượng nước còn lại. Chất lỏng được thêm
vào đầy thiết bị làm đông tụ nước: nước nằm bên dưới và dầu nằm bên
trên. Các điện cực bên trong tạo thành điện trường để bẻ gãy liên kết giữa

dầu và nước trong nhũ tương dầu nước.
2.4.5 Thiết bị lắng muối (lắng tĩnh điện)
Quá trình phân tách dầu và khí thì không thể tách được hàm lượng muối.
Vì thế chúng ta sử dụng thiết bị lắng tĩnh điện để tách lượng muối đó.
Muối ở đây chủ yếu là muối clorua của natri, canxi, magie có trong nước
dự trữ hoặc tan trong dầu.
Thiết bị phân tách muối sẽ đặt sau thiết bị phân tách đầu tiên hoặc thứ hai
của bình tách phù thuộc vào tỉ số GOR hoặc hàm lượng nước trong giếng.
Hình 2 - 23 Thiết bị lắng tĩnh điện
2.4.6 Thiết bị xử lý nước
Hàm lượng sử dụng cho quá trình sản xuất rất lớn khoảng trên dưới
4000m3/ngày sử dụng sinh hoạt, vệ sinh thiết bị, giàn…Do đó cần phải
được làm sạch trước khi thải xuống biển. Thông thường hàm lượng nước
này chứa các hạt nhũ tương của dầu/nước.
2.4.7 Hệ thống điều khiển, an toàn và xả sử dụng trên giàn
Để bảo đảm quá trình vận hành hiệu quả và an toàn cho giàn thì cần
nghiên cứu lắp đặt hệ thống điều khiển bao gồm các thiết bị như : thiết bị
đo, tín hiệu, thiết bị điều khiển….
 Van điều khiển (control valve): điều khiển lưu lượng, áp suất, nhiệt độ
các thiết bị và các dòng trên giàn.
 Van an toàn (PSV): bảo vệ thiết bị và đường ống trên giàn trong các
trường hợp sau:
 Trường hợp cháy (fire case): chủ yếu là thiết bị kín có áp như bình tách,
pig launcher, thiết bị gia nhiệt. Khi lưu lượng dòng vào thiết bị tăng
nhanh đột ngột dẫn đến lượng hơi trong thiết bị tăng nhanh, áp suất
thiết bị tăng vượt qua áp suất cho phép của vật liệu thiết kế gây nổ,
cháy thiết bị. Khi đó PSV sử dụng để bảo vệ thiết bị vượt quá áp suất
thiết kê.
 Trường hợp bị khóa ở đầu thoát (block discharge): chủ yếu là các
đường ống trước van một chiều, đường ống có nguy cơ bị khóa ở đầu

thoát. Tuy nhiên việc lắp đặt PSV này phụ thuộc vào thiết kế ‘full
rating’( thiết kế đường ống trước và sau thiết bị làm cùng một vật liệu,
đường kính và bề dày) thì không cần thiết lắp đặt PSV hay ‘non – full
rating’ thì cần phải lắp đặt để bảo vệ đường ống và thiết bị.
 Trường hợp van điều khiển có thể hư hỏng hoặc mất điều khiển
(control failure): làm tăng nhanh lưu lượng đi vào thiết bị dẫn đến áp
suất tăng nhanh vượt quá áp suất thiết kế thiết bị.
 Van đóng mở (sut down valve (SDV)): đóng mở hệ thống, cô lập thiết
bị trong trường hợp khẩn cấp.
 Van xả (blow down valve (BDV)): nếu có tín hiệu từ quá trình sut
down cả hệ thống thì lập tức van xả sẽ mở để xả toàn bộ lượng dầu, khí
trên toàn bộ đường ống về áp suất khí quyển đưa về thiết bị thu hồi
dòng dầu kín
2.4.8 Thiết bị phụ trợ khác
Hệ thống phụ trợ đảm bảo quá trình vận hành an toàn và hiệu quả. Hệ
thống phụ trợ bao gồm: phòng điều khiển, lưu trữ dữ liệu, hệ thống đuốc,
sản xuất nước phụ trợ, khí nén, điện. Ngoài ra còn có hệ thống cung cấp
các hợp chất trên đường ống như: chất khử nhũ tương, chất chống ăn mòn,
chất ức chế điểm chảy, chất diệt vi sinh vật
2.5 Phương pháp khai thác dầu khí
2.5.1 Phương pháp khai thác tự phun
 Năng lượng dưới dạng chênh áp:
W
TN
+ W
NT
≥ W
1
+ W
2

+ W
3
+ W
4
W
TN
: năng lượng tự nhiên.
W
NT
: năng lượng nhân tạo.
W
1
: năng lượng tạo ra dòng chảy vào giếng.
W
2
: năng lượng nâng chất lưu từ đáy lên miệng giếng.
W
3
: năng lượng cung cấp để chất lưu đi qua các thiết bị miệng giếng.
W
4
: năng lượng cung cấp để chất lưu chuyển động từ miệng giếng đến hệ
thống tách chứa
 Điều kiện khai thác tự phun xảy ra khi W
NT
= 0
2.5.2 Phương pháp khai thác cơ học
Các thiết bị sau đây có thể được sử dụng để đưa sản phẩm dòng sản phẩm
từ đáy giếng lên miệng giếng như: bơm cần kéo, bơm cần hút, bơm
pittong thủy lực, bơm phun tia, bơm điện ly tâm ngầm và máy nén khí.

Ngoài ra còn sử dụng phương pháp khai thác bơm ép vỉa ( nước)
 Cơ sở lựa chọn
 Điều kiện địa chất, điều kiện khí hậu, thời tiết và vị trí khai thác.
 Tính chất của lưu chất.
 Tình trạng kỹ thuật và công nghệ của công ty, vốn đầu tư.
 Hiệu quả kinh tế và kỹ thuật của các phương pháp khai thác.
 Nguồn năng lượng sử dụng cho phương pháp khai thác
Bảng 2 - 1 Khả năng và hiệu quả áp dụng các phương pháp khai thác cơ học