BÀI BÁO CÁO THỰC TẬP-TỔNG QUAN NGÀNH DẦU KHÍ VÀ HOẠT ĐỘNG THĂM DÒ – KHAI THÁC

Chất thải nguy hại – Khai thác dầu khí Nhóm 1 – DH05MT
Trang 28
MỤC LỤC
Chương 1. TỔNG QUAN NGÀNH DẦU KHÍ VÀ HOẠT ĐỘNG THĂM DÒ – KHAI THÁC 2
Chương 2 CÔNG NGHỆ KHOAN THĂM DÒ VÀ KHAI THÁC 4
2.1 Khoan giếng thăm dò 4
2.2 Trám xi măng 5
2.3 Bắn mở vỉa 5
2.4 Lắp đặt thiết bị khai thá c 6
2.5 Gọi dòng sản phẩm 7
2.6 Khảo sát giếng 7
2.7 Thử vỉa 8
2.8 Duy trì áp suất vỉa 9
2.9 Khai thác 10
Chương 3 CHẤT THẢI NGUY HẠI TỪ HOẠT ĐỘNG THĂM DÒ – KHAI THÁC DẦU KHÍ
VÀ CÁC BIỆN PHÁP QUẢN LÝ 12
3.1 Mùn khoan và dung dị
ch khoan 12
3.2 Nước vỉa: 19
3.3 Nước thải nhiễm dầu 20
3.4 Khí đồng hành trong lọc dầu 24
Chương 4 KẾT LUẬN – KIẾN NGHỊ 27
TÀI LIỆU THAM KHẢO 27
Chất thải nguy hại – Khai thác dầu khí Nhóm 1 – DH05MT
Trang 28

Chương 1
TỔNG QUAN NGÀNH DẦU KHÍ VÀ HOẠT ĐỘNG THĂM DÒ – KHAI THÁC

Qua tìm kiếm thăm dò cho đến nay, các tính toán dự báo đã khẳng định tiềm năng dầu khí Việt
Nam tập trung chủ yếu ở thềm lục địa, trữ lượng khí thiên nhiên có khả năng nhiều hơn dầu. Với

trữ lượng đã được thẩm định, nước ta có khả năng tự đáp ứng được nhu cầu về s
ản lượng dầu khí
trong những thập kỷ đầu tiên của thiên niên kỷ thứ 3.
Tổng tiềm năng dầu khí tại các bể trầm tích: Sông Hồng, Phú Khánh, Nam Côn Sơn, Cửu Long,
Ma lay - Thổ Chu, Vùng Tư Chính - Vũng Mây đã được xác định tiềm năng và trữ lượng đến
thời điểm này là từ 0,9 đến 1,2 tỷ m
3
dầu và từ 2.100 đến 2.800 tỷ m
3
khí. Trữ lượng đã được xác
minh là gần 550 triệu tấn dầu và trên 610 tỷ m
3
khí. Trữ lượng khí đã được thẩm lượng, đang được
khai thác và sẵn sàng để phát triển trong thời gian tới vào khoảng 400 tỷ m
3
. Với các biện pháp
đồng bộ, đẩy mạnh công tác tìm kiếm - thăm dò, khoảng từ 40 đến 60% trữ lượng nguồn khí thiên
nhiên của nước ta sẽ được phát hiện đến năm 2010.
Hiện nay, ngành Dầu khí nước ta đang khai thác dầu khí chủ yếu tại 6 khu mỏ bao gồm: Bạch
Hổ, Rồng, Đại Hùng, Hồng Ngọc, Rạng Đông, Bunga Kekwa - Cái Nước và chuẩn bị chính thức
đưa vào khai thác mỏ khí Lan Tây - lô 06.l. Công tác phát triển các mỏ Rạng Đ
ông, Ruby và
Emeral, Lan Tây - Lan Đỏ, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Hải Thạch, Rồng Đôi, Kim Long, Ác Quỷ,
Cá Voi đang được triển khai tích cực theo chương trình đã đề ra, đảm bảo duy trì và tăng sản
lượng khai thác dầu khí cho những năm tới. Dự kiến, mỏ Sư Tử Đen (lô 15-1) sẽ được đưa vào
khai thác trong quý 4 năm nay.
Những phát hiện về dầu khí mới đây ở thềm lục địa miề
n Nam nước ta rất đáng phấn khởi, tăng
thêm niềm tin và thu hút sự quan tâm của các nhà đầu tư là: lô 09-2, giếng Cá Ngừ Vàng - IX, kết
quả thử vỉa thu được 330 tấn dầu và 170.000m

3
khí/ngày. Lô 16-l, giếng Voi Trắng-IX cho kết quả
420 tấn dầu và 22.000m
3
khí/ ngày. Lô 15.1, giếng Sư Tử Vàng – 2X cho kết quả 820 tấn dầu và
giếng Sư Tử Đen – 4X cho kết quả 980 tấn dầu/ngày. Triển khai tìm kiếm thăm dò mở rộng các
khu mỏ Bạch Hổ, Rồng, Đại Hùng với các giếng R-10, 05- ĐH-10 cho kết quả 650.000m
3
khí
ngày đêm và dòng dầu 180 tấn/ngày đêm; Giếng R-10 khoan tầng móng đã cho kết quả 500.000
m
3
khí/ngày đêm và 160 tấn Condensate/ngày đêm.
Tính chung, 2 năm đầu thế kỷ mới, ngành Dầu khí nước ta đã thăm dò phát hiện gia tăng thêm
trữ lượng trên 70 triệu tấn dầu thô và hàng chục tỷ m
3
khí để tăng sản lượng khai thác trong những
năm tiếp theo.
Năm 2006, Tổng công ty Dầu khí Việt Nam bố trí kế hoạch khai thác 20,86 triệu tấn dầu thô quy
đổi (tăng 1,5 triệu tấn so với mức đã thực hiện trong năm 2002). Đây là năm đầu tiên nước ta khai
Chất thải nguy hại – Khai thác dầu khí Nhóm 1 – DH05MT
Trang 28
thác trên 20 triệu tấn dầu thô quy đổi. Trong đó có 17,6 triệu tấn dầu thô và 3,7 tỷ m
3
khí thiên
nhiên. Dự kiến đến năm 2010, ngành Dầu khí nước ta sẽ khai thác từ trên 30 đến 32 triệu tấn dầu
thô quy đổi, nhằm đáp ứng các ngành năng lượng và sản xuất công nghiệp của cả nước.
Dầu khí Việt Nam đang trở thành một trong những lĩnh vực đầu tư nước ngoài sôi động: Nhiều
tập đoàn dầu khí lớn đang có kế hoạch đầu tư và mở rộng ho
ạt động tại Việt Nam. Ngoài số hợp

đồng thăm dò khai thác được Tổng công ty Dầu khí Việt Nam (PetroVietnam) ký với các nhá thầu
nước ngoài từ đầu năm đến nay, hai tập đoàn dầu khí lớn nhất đang hoạt động tại Việt Nam là BP
và ConocoPhillips cũng đang xúc tiến các kế hoạch mở rộng hoạt động.
Cho đến nay, các loại sản phẩm dầu mỏ vẫn là nguồn nguyên liệu và nhiên liệu không thể thi
ếu
được trong một xã hội công nghiệp, phục vụ đắc lực cho việc phát triển kinh tế xã hội. Tuy nhiên,
hoạt động dầu khí, đặc biệt là hoạt động thăm dò – khai thác tạo ra nhiều loại chất thải trong đó có
những chất thải thuộc loại nguy hại cần được quản lý chặt chẽ để tránh hoặc hạn chế những tác
động có hại tới môi trường, làm ô nhiễm môi trường biể
n
Ô nhiễm biển là việc đưa vào biển các chất hoá học hoặc sự biến đổi đặc trưng vật lý, hố học của
môi trường biển. Các chất ô nhiễm ảnh hưởng ở mức độ khác nhau lên đời sống sinh vật như:
- Giết chết các động thực vật đã trưởng thành.
- Gây trở ngại các qúa trình sinh lý, đặc biệt là sinh sản.
- Gây hại cho sự
phát triển các ấu trùng.
- Làm cho vùng biển không còn thích hợp cho sự phục hồi hoặc lắng đọng các cơ thể nuôi.
- Phá vỡ hoặc thay đổi cấu trúc quần cư.
Ô nhiễm biển do tràn dầu gây ra do các dàn khoan dầu khí trên biển cũng đáng lo ngại. Riêng
Việt Nam, hàng năm sản xuất khoảng 10 triệu tấn dầu từ các mỏ dưới lòng biển và lượng khí đồng
hành đáng kể. Quá trình khai thác, vận chuyển d
ầu khí vào kho chứa thường xảy ra những sự cố kỹ
thuật làm tràn dầu ra biển. Năm 1982, riêng mỏ Bạch Hổ, đã có 5 vụ tràn dầu làm thất thoát 85 m
3
dầu ra biển. Trên các dàn khoan dầu trên biển nước ta, hàng năm thải ra lượng mùn khoan khá lớn
và ngày càng gia tăng.
Việc quan tâm, đưa ra các biện pháp quản lý hoạt động thăm dò và khai thác dầu khí sao cho
vẫn đáp ứng được nhu cầu mà không hoặc hạn chế tác động xấu đến môi trường là yêu cầu cấp
bách, đòi hỏi sự phối hợp giữa nhà nước và các doanh nghiệp trực tiếp hoạt động trong lĩnh vực
này.

Chất thải nguy hại – Khai thác dầu khí Nhóm 1 – DH05MT
Trang 28
Chương 2
CÔNG NGHỆ KHOAN THĂM DÒ VÀ KHAI THÁC
Quy trình thăm dò, khai thác dầu thường tiến hành qua các bước sau:
- Khoan thăm dò
- Kết luận: kết luận có dầu hay không và dự đoán trữ lượng dầu có đủ khai thác không
- Khai thác
2.1 Khoan giếng thăm dò
Trước hết, nhóm kỹ sư sẽ dùng thiết bị khoan và khoan xuống một độ sâu đã xác định trước, độ
sâu này nằm ở phía trên mức mà người ta cho rằng có dầu. Quá trình khoan gồm có 5 b
ước cơ bản:
- Đặt mũi khoan, vòng đệm, ống khoan vào lỗ.
- Nối thiết bị với mặt đĩa tròn và bắt đầu khoan
- Trong quá trình khoan, bùn sẽ bắn lên qua ống ra khỏi mũi khoan và đẩy các mẩu đá cắt ra khỏi
lỗ.
- Nối thêm ống khoan khi lỗ càng khoét sâu.
- Khi mũi khoan chạm tới độ sâu định trước, tháo ống khoan, mũi khoan và vòng đệm
Hạ cột ống chống khai thác

+ Cần hạ cột ống càng nhanh càng tốt, nhưng vận tốc thả cột ống cũng bị hạn chế tùy theo áp lực
dư mà nó gây lên đáy và thành giếng khoan.
+ Khi hạ cột ống đến đáy, có thể điều chỉnh thành phần dung dịch tuần hoàn đồng thời thao tác
nâng thả cột ống chống để làm cho các dụng cụ nạo thành giếng khoan hoạt động. Việc tuần hoàn
dung dịch dừ
ng lại khi:
- Dung dịch không còn nâng mùn khoan lên nữa
- Lượng khí ít và không thay đổi
- Không có hiện tượng mất dung dịch và xâm nhập của chất lỏng
- Toàn bộ thể tích dung dịch khoan tuần hoàn là đồng nhất

Sau đó, nhanh chóng trát xi măng lớp vỏ đậy miệng khoan để ngăn không cho nó đổ sập xuống.
Quá trình khoan dầu tiếp tục theo các giai đoạn: khoan, trát miệng lỗ, rồi lại khoan cho đến khi
thấy cát chứa dầu lộ ra. Mũi khoan sau đó đượ
c đưa ra khỏi lỗ. Người ta đưa các thiết bị cảm ứng
xuống hố khoan để kiểm tra cấu trúc đá, áp suất và đặc điểm của mỏ dầu.
Công nghệ giếng đa nhánh

Giếng đa nhánh (multilateral well) gồm một thân giếng chính với nhiều nhánh phát triển và kéo
dài từ thân giếng chính
- Thân giếng chính (thẳng đứng hoặc nằm ngang) có đường kính lớn sẽ được khoan đến
chiều sâu xác định
Chất thải nguy hại – Khai thác dầu khí Nhóm 1 – DH05MT
Trang 28
- Các giếng nhánh được khoan định hướng xuất phát từ thân giếng chính đến chiều sâu thiết
kế, có thể cùng nằm trong 1 thành hệ hay trong những tầng sản phẩm khác nhau
- Giếng đa nhánh có thể là sự kết hợp giữa giếng khoan định hướng và giếng khoan ngang
Đối tượng úng dụng của giếng đa nhánh
- Các vỉa dầu nặng
- Các vỉa có độ thấm thấp và các khe nứt tự nhiên
- Các đới phân lớ
p hay những thành hệ không đồng nhất
- Các vỉa bị cách ly thành từng ngăn
- Các vỉa vệ tinh
2.2 Trám xi măng
Trám xi măng là đặt vữa xi măng thích hợp trong khoảng không hình xuyến giữa thành giếng
khoan và cột ống chống ở một chiều sâu xác định.
Trám ximăng cột ống chống nhằm các mục đích sau:
- Cách ly tầng khai thác với các tầng lân cận.
- Đảm bảo chắc chắn về mặt cơ học c
ột ống chống trong thành hệ.

- Bảo vệ cột ống chống khỏi rỉ sét, hư hại do các chất lỏng có trong các tầng đất đá khoan qua.
- Tạo đáy kín cho các thiết bị kiểm tra và an toàn lắp đặt ở đầu giếng.
Có nhiều cách trám xi măng khác nhau:
- Trám xi măng lót thành giếng hoặc cột ống
- Trám xi măng dưới áp suất gọi là trám lèn chặt qua các lỗ đục thủng ống
- Đặt các nút trám xi măng ở giế
ng khoan trần
2.3 Bắn mở vỉa
Sau khi trám xi măng cột ống chống khai thác, tầng chứa bị cột ống chống và vành đá xi măng
bít kín, nên phải tiến hành bắn mở vỉa.
Phương pháp bắn mở vỉa phổ biến nhất là dùng đạn nổ tạo áp suất
Có thể thả thiết bị bắn mở vỉa bằng cáp hoặc cần khoan trước khi lắp đặt thiết bị lòng giế
ng khai
thác, hay thả súng bắn mở vỉa bằng cáp vào trong ống khai thác, hoặc gắn trực tiếp vào đầu cột
ống khai thác. Phương pháp này cho phép tiến hành khai thác nếu dòng chảy được thiết lập ngay
sau quá trình bắn mở vỉa mà không phải dập giếng về sau để lắp đặt thiết bị khai thác lòng giếng
Việc bắn mở vỉa tạo kênh dẫn cho chất lưu chảy vào giếng nhưng cũng có thể gây nhiễm bẩn
thành h
ệ, giảm độ thấm của đất đá vây quanh…
Vì vậy, công tác bắn mở vỉa đòi hỏi phải được thiết kế hợp lý nhằm khai thác hiệu quả, duy trì áp
suất vỉa và tăng cường hệ số thu hồi dầu.
Quy trình bắn mở vỉa
Gồm ba giai đoạn:
Chất thải nguy hại – Khai thác dầu khí Nhóm 1 – DH05MT
Trang 28
1. Súng bắn mở vỉa được hạ đối diện tầng sản phẩm
2. Kích nổ
3. Dòng chất lưu từ vỉa chảy vào giếng
Vị trí bắn mở vỉa
Vị trí bắn mở vỉa thường được xác định như sau:

- Khi vỉa chứa dầu có tầng nước đáy, nên mở vỉa ở phần trên (nóc) của đới sản phẩm
- Khi vỉa chứa dầu có mũ khí, nên m
ở vỉa ở phần gần đáy của đới sản phẩm
- Khi vỉa chứa dầu vừa có mũ khí và tầng nước đáy, nên mở vỉa ở phần giữa của đới sản phẩm
Các thông số bắn mở vỉa
1. Mật độ lỗ bắn
2. Chiều sâu xâm nhập
3. Đường kính lỗ bắn
4. Góc pha
Phương pháp bắn mở vỉa
1. Các phương pháp kéo thả súng bắn m
ở vỉa
- Kéo thả bằng cáp trong ống chống
- Kéo thả bằng cáp trong ống khai thác
- Kéo thả bằng ống khai thác
2. Các phương pháp bắn mở vỉa
- Đục bằng đạn
- Đục bằng tia xuyên
- Đục bằng mìn (hoặc bằng đạn lõm)
- Đục bằng tia thủy lực - cát
2.4 Lắp đặt thiết bị khai thác
Sau khi hoàn tất công việc bắn mở vỉa, một cột ống có đường kính nhỏ (cột ố
ng khai thác) sẽ
được lắp vào giếng để làm đường ống dẫn dầu từ đáy giếng lên bề mặt.
Giữa cột ống chống và cột ống khai thác có đặt một packer để cho lưu chất chảy từ thành qua các
lổ bắn mở vỉa và vào ống khai thác đi lên bề mặt.
Lắp đặt đầu giếng khai thác
Đầu giếng khai thác được lắp đặt phía trên bộ đầu ống chống. Cộ
t ống khai thác trong giếng
được treo từ cây thông khai thác sao cho sản phẩm khai thác chảy theo cột ống khai thác vào cây

thông khai thác.
Sản phẩm khai thác có thể được kiểm soát nhờ các van tiết lưu lắp trên cây thông khai thác
Cây thông khai thác

Chất thải nguy hại – Khai thác dầu khí Nhóm 1 – DH05MT
Trang 28
2.5 Gọi dòng sản phẩm
Mục đích
Tạo dòng sản phẩm từ vỉa chảy vào giếng
Yêu cầu
Không làm ảnh hưởng xấu đến các tính chất vật lý của vỉa, đặc biệt vùng cận đáy giếng và môi
trường xung quanh
Không phá vỡ sự phân bố trạng thái ổn định tương đối ban đầu của các lưu chất trong vỉa cũng
như không kích thích sự xâm nhập của các chất lư
u không mong muốn
Ưu tiên các phương pháp sử dụng các thiết bị có sẵn trên giàn khoan, hiệu quả cao
Đảm bảo tối đa yêu cầu an toàn lao động
Các phương pháp gọi dòng sản phẩm
- Thay dung dịch
- Sử dụng nitơ lỏng
- Phương pháp gaslift
- Sử dụng hệ bọt
- Khí hóa cột dung dịch
- Bơm phun tia
- Dùng gàu múc hoặc pit tông
Các yếu tố ảnh hưởng đến gọi dòng sản phẩm
- Mức độ hoàn thiện gi
ếng
- Dung dịch khoan mở vỉa sản phẩm
- Xi măng trám

2.6 Khảo sát giếng
Mục đích
- Khảo sát giếng trong thời gian hoạt động của giếng nhằm đánh giá tiềm năng của mỏ (giếng
thăm dò tìm kiếm), đánh giá hiệu quả kích thích vỉa, hiệu quả thay đổi chế độ vận hành…(giếng
đang khai thác)
- Tìm hiểu mối liên hệ thuỷ động lực giữa các giếng trong m
ỏ, động thái áp suất vỉa của các
giếng nhằm đưa ra các biện pháp thích hợp để duy trì áp suất vỉa và tăng độ thấm của vỉa
- Xác định các thông số của vỉa
- Phân tích và đặt kế hoạch cho công nghệ khai thác các giếng dầu
- Tính trữ lượng
Các phương pháp khảo sát giếng
- Khảo sát hạ áp
- Khảo sát tích áp
Chất thải nguy hại – Khai thác dầu khí Nhóm 1 – DH05MT
Trang 28
- Khảo sát bơm ép
- Khảo sát giao thoa
2.7 Thử vỉa
Mục đích của quá trình thử vỉa
Quá trình thử vỉa nhằm xác định các thông số sau:
- Hệ số thấm
- Hệ số skin
- Áp suất ban đầu
- Nhiệt độ vỉa
- Bán kính vỉa
- Sự hiện diện của đứt gãy
Quy trình thử vỉa

Chất thải nguy hại – Khai thác dầu khí Nhóm 1 – DH05MT
Trang 28
Các yếu tố ảnh hưỡng tới thử vỉa
- Cấu tạo địa chất
- Mức độ đồng đều của thành hệ
- Sự nhiễm bẩn thành hệ trong quá trình khoan
- Mức độ hoàn thiện giếng
- Hệ số lưu trữ của giếng
- Trang thiết bị
- Khả năng tài chính
Thông tin đầu ra
Mục tiêu ngắn hạn: đối với dòng chảy hướng tâm
- Áp suất vỉa ban
đầu
- Độ thấm hữu dụng của lưu chất
- Chiều dày vỉa
- Hệ số skin
- Bán kính ảnh hưởng
Mục tiêu dài hạn
- Xác định thể tích lưu chất trong vỉa
- Diện tích vùng tiềm năng
- Khoảng cách từ đứt gãy (nếu có) đến giếng
- Hình dạng của vỉa
- Loại biên vỉa
2.8 Duy trì áp suất vỉa
Định nghĩa và một số đặc điểm
- Chấ
t lỏng và khí nằm trong vỉa chịu một áp suất nhất định gọi là áp suất vỉa
- Áp suất vỉa ban đầu là áp suất vỉa trước khi đưa vào khai thác. Áp suất vỉa ban đầu luôn tỷ lệ

với độ sâu của vỉa và tương ứng với áp suất thủy tĩnh của cột nước
- Áp suất vỉa là một yếu tố quan trọng khi tính toán phương án khai thác
tối ưu.
- Áp suất vỉa sẽ
quyết định chiều và lưu lượng di chuyển của chất lưu trong vỉa
- Nếu áp suất vỉa đủ lớn, ta có thể sử dụng phương pháp khai thác tự phun, nếu áp suất vỉa suy
giảm mạnh, cần có những biện pháp duy trì áp suất vỉa.
- Với cùng độ thấm của đất đá, áp suất vỉa hay chính xác hơn là độ chênh áp giữa vỉa và đáy
giếng sẽ quyết định đến ph
ương pháp và lưu lượng khai thác
Duy trì áp suất vỉa
Mục đích
Chất thải nguy hại – Khai thác dầu khí Nhóm 1 – DH05MT
Trang 28
- Nâng cao lưu lượng khai thác
- Nâng cao hệ số thu hồi dầu
Phương pháp
- Duy trì áp suất vỉa bằng bơm ép nước
- Duy trì áp suất vỉa bằng bơm ép khí
2.9 Khai thác
Phương pháp khai thác tự phun
Dòng chất lưu từ vỉa chảy vào giếng là do sự chênh áp giữa áp suất vỉa và áp suất đáy giếng, điều
đó đòi hỏi cần 1 năng lượng dưới dạng chênh áp
Phương pháp khai thác cơ học
- Gaslift
- Bơm li tâm điện chìm (Electric Submersible Pumping)
- Bơm phun tia (Hydraulic Jet Pump)
- Bơm cần hút (Rod Pump)
a. Phương pháp khai thác bằng gaslift
Phương pháp bơm khí cao áp (khí đồng hành, khí mỏ) vào giếng hoà trộn với chất lỏng trong

giếng để giảm tỷ trọng và đưa chúng lên bề mặt có tên chung là phương pháp GASLIFT
Phương pháp khai thác gaslift liên tục

Nguyên lí hoạt động: Khí nén được đưa vào giếng một cách liên tục và dòng sản phẩm khai thác
cũng được đưa lên bề mặt một cách liên tục.
Khí nén có thể được đưa vào giếng theo khoảng không vành xuyến giữa cột ống chống khai thác
và ống khai thác (ống nâng), còn hỗn hợp sản phẩm khai thác theo ống khai thác lên bề mặt (hoặc
ngược lại).
Phạm vi ứng dụng: áp dụng với các giếng sau đây
- Có lưu lượ
ng Qkt lớn
- Sản phẩm có cát hay bị ngậm nước
- Sản phẩm có μ cao, dòng chảy có to lớn
- Có tỷ suất khí cao ( sản lượng giếng có thể bé )
Phương pháp khai thác gaslift định kì

Nguyên lý làm việc: Dựa trên sự vận chuyển các nút chất lỏng, thường là kết hợp quá trình dịch
chuyển và khí hoá các nút chất lỏng từ đáy giếng lên bề mặt bằng khí nén cao áp diễn ra không
liên tục mà theo
một chu kỳ nhất định.
Chất thải nguy hại – Khai thác dầu khí Nhóm 1 – DH05MT
Trang 28
Khí nén từ khoảng không vành xuyến đi vào ống nâng, qua mộthay nhiều van gaslift với một lưu
lượng đủ lớn để duy trì vận tốc đi lên của các nút chất lỏng và giảm thiểu lượng chất lỏng rơi
xuống.
Phạm vi ứng dụng: áp dụng đối với các giếng sau:
- Có P
d
thấp nhưng hệ số sản phẩm cao
- Hệ số sản phẩm K thấp

- Mực chất lỏng thấp, giếng sâu
- Có Qkt nhỏ
b. Phương pháp khai thác bằng bơm li tâm điện ngầm
Nguyên tắc hoạt động: Năng lượng bổ sung dưới dạng điện năng được cung cấp từ bề mặt theo
hệ thống cáp điện 3 pha làm quay động cơ điện g
ắn ở phần dưới của bơm đặt trong giếng.
Nguyên lý hoạt động của tổ hợp máy bơm điện ngầm dựa trên sự biến đổi các dạng năng lượng
trong quá trình chất lỏng qua nhanh một trục. Động cơ điện quay làm cho các cánh dẫn của máy
bơm quay theo, lực ly tâm xuất hiện và xảy ra quá trình chuyển hóa năng lượng có vận tốc lớn
sang dạng năng lượng có áp suấ
t cao.
Nhờ vậy mà sản phẩm từ đáy giếng đi vào miệng máy máy bơm và đẩy lên bề mặt đến hệ thống
thu gom và xử lý.
c. Phương pháp khai thác bằng bơm phun tia
Tổ hợp máy bơm phun tia dựa trên sự biến đổi các dạng năng lượng: từ áp suất cao ( thế năng)
sang vận tốc cao ( động năng) và ngược lại. Dòng chất lỏng công tác ( áp suất cao khoảng 200 atm
= 2940 psi ) được bơm xuống t
ừ miệng giếng theo cột ống khai thác đi qua rãnh dẫn đến đầu phun
tia
d. Phương pháp khai thác bằng bơm cần hút
Nguyên lý hoạt động: theo hai pha
- Pha đi lên : năng lượng truyền lên mặt đất thông qua hệ thống truyền xung lực kéo pittông đi
lên, áp suất dưới pittông giảm và lúc này do áp suất của cột chất lỏng ngoài vành xuyến đẩy vào
nên van hút mở, sự xuất hiện chênh lệch áp suất làm chất lỏng khai thác từ ngoài sẽ chảy vào máy
b
ơm. Trong khi đó van đẩy sẽ đóng lại do ứng suất của cột chất lỏng nằm trên pittông.
- Pha đi xuống: Năng lượng lúc này là do năng lượng của chính toàn bộ hệ thống cần truyền và
chất lỏng chứa trong cột ống khai thác đẩy pittông chuyển động đến điểm cuối cùng của xi lanh
máy bơm. Lúc này thì van hút đóng và van đẩy mở.
Chất thải nguy hại – Khai thác dầu khí Nhóm 1 – DH05MT

Trang 28
Chương 3
CHẤT THẢI NGUY HẠI TỪ HOẠT ĐỘNG THĂM DÒ – KHAI THÁC DẦU KHÍ VÀ
CÁC BIỆN PHÁP QUẢN LÝ
3.1 Mùn khoan và dung dịch khoan
3.1.1 Định nghĩa
Mùn khoan và dung dịch khoan được xem là một trong các chất thải có khả năng gây ô nhiễm
nặng nề và đáng quan tâm nhất trong hoạt động thăm dò – khai thác dầu khí, đặc biệt trong giai
đoạn tiến hành khoan.
Mùn khoan là hỗn hợp các mẩu đất đá vụn từ quá trình khoan và một phần cặn của dung dị
ch
khoan.
Dung dịch khoan là dung dịch được tuần hoàn hoặc bơm từ bề mặt vào cần khoan, đi qua choòng
khoan và quay lại bề mặt bằng khoảng không vành xuyến trong công tác khoan.Gồm:
9 Dung dịch sét dùng trong điều kiện địa chất không phức tạp lắm, có tác dụng làm sạch đáy
lỗ khoan, làm lạnh dụng cụ phá đá, làm chắc thành lỗ khoan, tránh sự lắng đọng mùn khoan khi
ngưng tuần hoàn, tránh sự xâm nhập của dầu, khí, n
ước vào lỗ khoan.
9 Nước lã dùng để khoan qua đất đá tương đối ổn định. Khi khoan, nước lã hòa lẫn với mùn
khoan tạo thành dung dịch tự nhiên (khoan qua đá vôi, dolomit tạo thành dung dịch cacbonat,
khi khoan qua anhydrit thạch cao, dung dịch sun phát).
9 Dung dịch nhũ tương sét: nhũ tương dầu hay sản phẩm của dầu trong dung dịch sét. Loại
dung dịch này ngăn cản các hạt mùn khoan dính nhau và hạn chế việc tạo “nút” đất đá nên
người ta thường dùng để
khoan trong vùng dễ bị sập lở, kẹt mút. Dung dịch này có khả năng
làm giảm độ mòn của choòng và giảm công suất quay cột cần khoan do chúng bôi trơn tốt hơn
các loại rửa khác.
9 Dung dịch gốc dầu: Môi trường phân tán là dầu (diesel ) và chất phân tán là bitum hay các
chất hữu cơ khác (đóng vai trò chất tạo cấu trúc, ổn định dung dịch). Dùng để khoan qua vùng
dầu có áp lực vỉa thấp, tạo điều kiện thoát dầu khi khai thác chúng, loạ

i dung dịch này có độ
nhớt cao, tỷ trọng nhỏ hơn 1.
9 Dung dịch muối bão hòa: Dùng để khoan qua các vỉa muối khoáng hay các lớp đất đá liên
kết bằng các loại muối khoáng có thể hòa tan được. Khi khoan qua loại muối nào thì dùng dung
dịch bão hòa là loại muối đó. Dung dịch muối khoáng không bị đóng băng ở nhiệt độ âm do đó
người ta dùng dung dịch này để khoan qua vùng đóng băng quanh năm.
9 Khí nén: Dùng để rửa lỗ khoan
ở vùng không có nước, vùng đóng băng hay vùng dễ mất
nước rửa. Dùng không khí tự nhiên, khí thải của động cơ đốt trong sẽ tăng tốc độ cơ học
khoan từ 2 đến 5 lần so với dùng các loại nước rửa. Phương pháp này bị hạn chế trong các vùng
có nước áp lực.
Chất thải nguy hại – Khai thác dầu khí Nhóm 1 – DH05MT
Trang 28
Chức năng của dung dịch khoan
9 Rửa lỗ khoan, nâng mùn khoan lên khỏi giếng
9 Giữ mùn khoan lơ lửng khi ngưng tuần hoàn
9 Làm mát, bôi trơn bộ khoan cụ
9 Giữ thành lỗ khoan không bị sập lở, tránh mất nước rửa và hiện tượng dầu-khí-nước vào lỗ
khoan
9 Gây tác dụng lý hóa khi phá hủy đất đá
9 Truyền năng lượng cho turbin khoan
Sau khi thải, các thành phần tan sẽ hoà tan vào trong nước, trong khi đ
ó các chất không tan sẽ tạo
huyền phù làm tăng độ đục của nước, dẫn đến giảm độ khúc xạ ánh sáng làm ảnh hưởng tới quá
trình quang hợp của thực vật. Sự sa lắng mũi khoan lẫn dầu sẽ gây nên những biến đổi về thành
phần của trầm tích và tích tụ hydrocarbon. Trong khu vực xung quanh giàn khoan, các sinh vật
nhạy cảm có thể bị ảnh hưởng nghiêm trọng, thậm chí có thể bị chết. Ngoài ra vi
ệc thải mùn khoan
và dung dịch khoan còn ảnh hưởng đến sự tích tụ kim loại nặng trong trầm tích, trong mô của một
số loài sinh vật đáy. Tại các giàn khoan tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí: theo đúng quy

định nêu trong Quy chế Bảo vệ môi trường trong việc tìm kiếm, thăm dò, phát triển mỏ, khai thác,
tàng trữ, vận chuyển, chế biến dầu khí và các dịch vụ liên quan, cặn dầu và dầu thải, các dung dịch
khoan thải nền dầu, các chất rắ
n chứa dầu từ các giàn khoan ngoài khơi phải thu gom, vận chuyển
vào đất liền để xử lý theo quy định (trừ mùn khoan từ giếng sử dụng dung dịch khoan nền dầu sau
khi xử lý đến dưới mức 10g dầu/1kg mùn khô được phép thải xuống vùng biển cách bờ trên 3 hải
lý=5,4 km).
3.1.2 Xử lý dung dịch khoan
3.1.2.1. Tách chất rắn ra khỏi dung dịch khoan:
Trong quá trình tuần hoàn, dung dịch khoan bị nhiễm các chất như: mảnh cắt, khí, nước,…
làm cho chấ
t lượng dung dịch bị thay đổi. Để phục hồi lại tính chất ban đầu của dung dịch khoan,
người ta tiến hành làm sạch dung dịch khoan.
Căn cứ vào điều kiện cụ thể và đặc điểm nhiễm bẩn của dung dịch mà người ta có thể sử
dụng những phương pháp và thiết bị khác nhau: thủy lực, cơ học, hóa lý,…
a) Phương pháp thủy lực
Nguyên tắc làm việc
− Dung dịch từ miệng lỗ khoan sẽ di chuyển dọc theo máng lắng.
− Tốc độ di chuyển của dung
dịch trong máng chậm, các hạt mùn
lớn có thể lắng xuống.
Chất thải nguy hại – Khai thác dầu khí Nhóm 1 – DH05MT
Trang 28
− Khi tới tấm chắn, do tiết diện bị thu hẹp, tốc độ dòng chảy tăng, dung dịch va đập vào tấm
chắn và cấu trúc dung dịch yếu đi.
− Hạt mùn sẽ lắng xuống đáy máng.
b) Phương pháp cơ học
 Nguyên tắc làm việc: dùng các lưới kim loại có kích thước mắt lưới phù hợp để lọc dung
dịch. Phương pháp này áp dụng để tách mùn của dung dịch nặng vì mùn trong dung dị
ch nặng khó

tách hơn dung dịch thường bằng phương pháp thủy lực do lực đẩy Archimedes.
9 Sàng rung (shale shaker): là thiết bị tách hạt mùn được sử dụng rất phổ biến. Chuyển động
rung của sàng do động cơ truyền qua hệ thống dây đai. Trên sàng rung có hệ thống lưới lọc.
Kích thước mắt lưới tùy thuộc tốc độ khoan, lưu lượng bơm và đặc điểm thành hệ khoan qua.


Chất thải nguy hại – Khai thác dầu khí Nhóm 1 – DH05MT
Trang 28

c) Phương pháp ly tâm
 Nguyên tắc làm việc: tạo dòng chảy của dung dịch dạng xoáy, lực li tâm sẽ tách hạt mùn ra
khỏi dung dịch. Phương pháp này có thể tách các hạt mùn kích thước nhỏ hơn 0,1 mm.
9 Máy tách cát – máy tách bùn: hoạt động theo nguyên tắc trên. Dòng dung dịch được bơm
vào máy theo ống tiếp tuyến với thân máy và bị thu hẹp tiết diện để tăng vận tốc dòng chảy
xoáy ốc. Hạt mùn có khối lượng và kích thước lớn sẽ
bị tách khỏi dung dịch.


Chất thải nguy hại – Khai thác dầu khí Nhóm 1 – DH05MT
Trang 28
3.1.2.2. Tách khí ra khỏi dung dịch
a) phương pháp cơ học
Khí trong dung dịch khoan có thể bị tách bằng cách cho dòng dung dịch chảy trên mặt
thoáng và va đập vào các vách ngăn. Trên giàn, người ta dùng thiết bị tách khí hoạt động theo
nguyên tắc sau:
− Dung dịch chứa khí được hút vào máy tách khí qua một ống lồng hình trụ bởi áp
suất chân không tạo ra do máy bơm hoặc máy thổi.
− Các cánh quạt đẩy gắn ở cuối ống trụ để tăng tốc cho dung dị
ch, đẩy dung dịch va
chạm với vách ngăn.

− Khí tách ra do chuyển động hỗn loạn và va chạm của dung dịch sẽ được bơm chân
không hút và thải ra ngoài.
− Dung dịch sạch khí rơi xuống và cũng được bơm ra khỏi máy tách khí bằng máy
bơm ly tâm chống sục khí.

Chất thải nguy hại – Khai thác dầu khí Nhóm 1 – DH05MT
Trang 28

b) Phương pháp hóa lý:
Cho vào dung dịch một số chất làm giảm độ bền chắc của lớp bảo vệ chung quanh bọt khí,
làm cho các bọt khí dính lại với nhau, nổi lên trên mặt thoáng và vỡ ra.
Bọt khí kích thước càng lớn thì sức căng bề mặt càng nhỏ, do đó càng kém bền vững.
Phương pháp hóa lý được sử dụng hạn chế vì giá thành rất cao.

- Hệ thống làm sạch dung dịch khoan khỏi mùn khoan để sau đó đổ xuống biển hay chở vào bờ,
gồm:
+ Sàng rung để tách mùn khoan khỏi dung dịch khoan có hóa chất phụ gia:
+ Bộ phận tách cát khỏi dung dịch khan.
Chất thải nguy hại – Khai thác dầu khí Nhóm 1 – DH05MT
Trang 28
+ Bộn phận khử khí khỏi dung dịch khoan.
+ Lò điện hình tang trống để xử lý nhiệt mùn khoan có chứa các hợp chất hóa học
3.1.2 Xử lý mùn khoan lẫn dung dịch khoan
- Hiện nay, từ các giàn khoan ngoài khơi Đông Nam Việt Nam, chất thải được chứa vào thùng
và được vận chuyển bằng tàu biển về cảng Vũng Tàu và chuyển về điểm lưu giữ chất thải dầu khí
tại Núi Dinh (tỉnh Bà Rịa - Vũ
ng Tàu) do Vietsovpetro chịu trách nhiệm quản lý. Bãi thải Núi Dinh
(kích thước 50m x 30 m x 8m) được thiết kế bằng bêtông, cách xa khu dân cư, cấu trúc nền địa
chất vững chắc do đó không có khả năng gây ô nhiễm tầng đất và nước bên dưới. Tuy nhiên, do
lưu giữ cả chất thải ở dạng lỏng sệt đã nhiều năm, hiện nay bãi thải này đã quá đầy, lại không có

mái che, khi trời mưa đã chảy tràn gây ô nhiễm môi trường xung quanh, gây khiếu ki
ện tại địa
phương và bị các phương tiện truyền thông đại chúng phê phán. Vietsovpetro đã có kế hoạch xây
dựng lò đốt xử lý chất thải dầu khí công suất 3,2 tấn giờ nhằm xử lý triệt để các chất thải dầu khí.
3.1.3. Quy định về hệ thống thu gom, tháo thải và xử lý các dung dịch khoan và mùn khoan.
3.1.3.1. Quy định về hệ thống thu gom và xử lý các dung dịch khoan và mùn khoan
Để ngăn ngừa ô nhiễm môi trường trong khi khoan dung dịch khoan và mùn khoan gây ra, trên các
công trình khan trên biể
n phải có các thiết bị sau:
- Hệ thống kiểm tra mức dung dịch khoan tại các thùng chứa với tín hiệu chỉ thị mức dung dịch đã
đầy đặt trong tầm nhìn của kíp trưởng khoan. Người kíp trưởng phải biết được mức dung dịch
khoan trong các thùng chứa.
- Hệ thống kiểm tra thường xuyên sự xuất hiện khí trong dung dịch khoan từ giếng khoan ra. Đồng
hồ đo khí để chỉ sự xuất hiện khí c
ần đặt trị vị trí của kíp trường. Người kíp trưởng phải biết được
cụ thể hàm lượng của khí đó.
- Hệ thống thu gom các dung dịch tràn ra hoặc rơi vãi trên mặn sàn khoan ở khu vực khan, nơi pha
chế dung dịch v.v (gồm khay hứng, máng và thùng chứa).
- Thiết bị để bảo quản và vận chuyển các vật liệu dạng lỏng hay dạng bột, thiết bị pha và bảo quản,
dung dịch r
ửa giếng khoan.
- Các máy bơm chứa dung dịch khoan phải có các máng thoát về phía thùng chứa
Thùng chứa để chứa các dung dịch khoan lẫn mùn khoan có hóa chất phụ gia, rồi đưa lên tàu để
chở đến các bể chứa và xử lý mùn khoan trên bờ. Dung tích các thùng cần tương ứng với khối
lượng mùn khoan tối đa sinh ra trong suốt thời gian giàn khoan làm việc tự hành.
- Thùng để chứa bao bì đựng bột đất sét, xi măng, hóa chất, phụ gia mà sau đó chở lên bờ để t
ận
dụng hoặc hủy bỏ
3.1.3.2. Quy định về việc tháo thải các dung dịch khoan mùn khoan.
Cấm đổ xuống biển tất cả các dung dịch khoan, mùn khoan, dung dịch xử lý giếng khoan lẫn dầu

hoặc có hóa chất độc hại.
Chất thải nguy hại – Khai thác dầu khí Nhóm 1 – DH05MT
Trang 28
Trong trường hợp sau có thể đổ dung dịch khoan hoặc mùn khoan xuống biển:
- Trong khi khoan các lớp địa tầng trên, nếu dung dịch khoan không pha thêm hóa chất.
- Mùn khoan sau khi đã làm sạch khỏi dung dịch khoan và được khử độc.
3.2 Nước vỉa:
3.2.1. Nguồn gốc
Nước vỉa là nước từ các tầng chứa (vỉa) dầu khí được đưa lên cùng với dầu hoặc khí trong quá
trình khai thác.
Trong các chất thải lỏng từ hoạt động dầu khí ngoài khơi, thì nướ
c vỉa chiếm một khối lượng hơn
cả.
3.2.2. Thành phần
Thành phần nước vỉa gồm các muối tan, hydrocarbon, kim loại, chất diệt khuẩn và chất ức chế ăn
mòn các chất phụ gia bơm vào trong quá trình xử lý và các chất rắn lơ lửng.
3.2.3. Phương pháp xử lý
Nước vỉa sau khi được dẫn qua thiết bị tách dầu - nước cho đến khi đạt hàm lượng thải cho phép sẽ
được thải xuống bi
ển.
Nước vỉa đã được xử lý, trong một số trường hợp có chứa hàm lượng tương đối cao một số phụ gia
tan trong nước, đặc biệt là chất diệt khuẩn và chất ức chế ăn mòn. Các chất này mặc dù bị phân
huỷ nhanh trong hệ thống xử lý song vẫn có thể phần nào làm tăng độ độc hại của nước vỉa.
Các nghiên cứu đã chỉ ra rằng nồ
ng độ các chất độc hại trong nước vỉa thường thấp hơn ngưỡng
gây độc nên nước vỉa không gây độc tức thời; sau khi thải nước vỉa có khả năng phân tán và pha
loãng rất nhanh, các ảnh hưởng gây độc lên sinh vật biển là không đáng kể; ảnh hưởng lên quần
thể sinh vật đáy chỉ được nhận thấy ở vùng nước nông cửa sông.
Nước vỉa sau khi được tách ra khỏi dòng dầu hoặc khí
được dẫn đến thiết bị tách dầu - nước để xử

lý đạt hàm lượng thải cho phép (TCVN quy định hàm lượng dầu còn lại trong nước vỉa thải không
được lớn hơn 40 mg/l) trước khi thải. Việc thải nước vỉa được thiết kế sao cho vừa tăng khả năng
phân tán vừa tạo điều kiện thuận lợi cho các hợp chất độc tính còn lại sau khi xử lý được bay hơi
thêm. Vi
ệc làm này có thể loại bỏ được tác động do việc thải nước vỉa gây ra.
3.2.4. Biện pháp đề xuất để quản lí chất thải
- Giảm tại nguồn khối lượng và độ độc hại tương đối của chất thải sinh ra trong nước vỉa như
muối tan, hydrocarbon, kim loại, chất diệt khuẩn và chất ức chế ăn mòn các chất phụ gia. Điều
chỉnh các thành phần ph
ụ gia theo một tỉ lệ hợp lí nhằm làm giảm dư lượng không cần thiết trong
nứoc vỉ.
- Tái sử dụng hoặc tái chế tới mức tối đa lượng dầu, khí, chất phụ gia có thể thu lại được.
- Áp dụng công nghệ sản xuất hiện đại tối ưu hoá quá trình sản xuất để tăng hiệu quả tách dầu,
giảm tối đa lượng chất thả
i phát sinh ở giai đoạn xả bỏ nước vỉ.
Chất thải nguy hại – Khai thác dầu khí Nhóm 1 – DH05MT
Trang 28
- Sử dụng các biện pháp pha loãng được tính toán hợp lí để đưa chất thải vào môi trường theo cách
làm giảm tối đa tác động xấu của chúng
- Xác định loại chất thải nguy hại có trong nước vỉa mà khó phân huỷ, có tác động xấu khi thải ra
môi trường để thu gom, vận chuyển đến nơi xử lý hoặc tiêu huỷ.
3.3 Nước thải nhiễm dầu
3.3.1. Nguồn phát sinh
Hoạt động thăm dò khai thác: bao gồm nước làm mát, nước d
ằn, nước rửa… tiếp xúc với
dầu.
Tồn trữ và vận chuyển dầu trên biển: Thường xảy ra nhất là các sự cố tràn dầu do:
- Tàu chở dầu bị hỏng, do va chạm
- Đường ống dẫn dầu bị rò rỉ gây phát tán dầu
- Chuyển dầu qua lại giữa các phương tiện thỉnh thoảng gặp sự cố, sơ xuất làm dầu bị

mất, …
Hoạt
động vệ sinh súc rửa tàu dầu :nước thải nhiễm dầu do quá trình vệ sinh, súc rửa, vệ sinh
máy móc, thiết bị.
3.3.2. Đặc trưng nước thải nhiễm dầu.
Có hàm lượng dầu cao từ hàng chục đến hàng trăm ppm: nước thải sinh ra khi súc rửa bồn
chứa . Đặc trưng của loại nước thải này là có hàm lượng dầu và cặn vô cơ cao.
Trạng thái của dầu tuỳ thuộc vào công nghệ súc rửa bồn:
− Nếu quá trình súc rửa chỉ dùng nước thì dầu trong nước thải chủ yếu ở dạng tự do
và nhũ tương cơ học.
− Nếu quá trình súc rửa có sử dụng chất tẩy rửa thì ngoài 2 trạng thái nêu trên còn có
dạng nhũ hoá học.
Nước thải nhiễm dầu ít hơn (khoảng 200ppm): các loại nước thải nhiễm dầu còn lại. Trạng thái
dầu ở loại nước thải này chủ
yếu là dạng tự do và nhũ cơ học, hàm lượng chất rắn vô cơ cũng khá
cao do quá trình di chuyển.
Tóm lại: Đặc tính chung của tất cả các loại nước thải này là thành phần dầu ô nhiễm ở dạng
phân tán, hoà tan hoặc nhũ cơ học và khả năng xử lý chúng bằng phương pháp cơ học cho hiệu quả
cao.
3.3.3. Phương pháp xử lí nước thải nhiễm dầu.\
3.3.3.1 Xử lí nước thải nhi
ễm dầu
Nước thải nhiễm dầu trên các giàn khoan, tàu thuyền có thể được thu gom rồi xử lí tại hệ
thống phân ly tách dầu đạt TCVN là 15 mg/l trước khi thải xuống biển. Việc thải được thực hiện
trong một hệ thống kín để ngăn chặn các nước thải còn lẫn dầu chưa được xử lý thải thẳng ra biển.
Chất thải nguy hại – Khai thác dầu khí Nhóm 1 – DH05MT
Trang 28
Bên cạnh đó thì nước thải nhiễm dầu còn có thể thu gom lại, và vận chuyển chung về đất liền để
xử lí cùng với các loại chất thải khác.
 Quy trình xử lí nước thải nhiễm dầu:

Xử lý sơ bộ:
− Đối với nước thải nhiễm dầu, việc xử lý sơ bộ nhằm giảm hàm lượng dầu xuống là rất cầ
n
thiết.
− Có thể sử dụng các bể tiếp nhận và điều hoà nước thải làm các bể bẫy dầu.
− Thực chất các bể bẫy dầu là các bể có khả năng lưu trữ nước một thời gian từ 1 đến 2 giờ với
nước ra khỏi bể từ phía dưới và dầu nổi lên trên mặt.
Xử lý tách dầu cấp I:
Tại giai đoạn này s
ẽ loại bỏ các chất lơ lửng:
− Dạng hạt rắn lơ lửng có trong nước thải (cát, sét, sỏi nhỏ)
− Dầu dạng tự do có đường kính từ 100-200micromet
− Hoặc các chất ô nhiễm dạng keo:
 Chất rắn lơ lửng nhỏ (bùn, sản phẩm ăn mòn)
 Dầu ở dạng nhũ cơ học và nhũ hoá học
Giai đoạn này gọ
i là xử lý hóa lý bởi vì nó kết hợp sử dụng các tác nhân đông tụ và tách bằng
trọng lực của các bông cặn, cặn lắng lơ lửng hoặc bông dầu.
Các công trình xử lý cấp I:
− Có thể sử dụng các bể: API, CPI, PPI. . . .
− Các bể lọc với vật liệu lọc bằng cát, antraxit:

 Loại bỏ hiệu quả chất rắn lơ lửng, xử lý hiệu quả dầu ở
dạng tự do, nhũ tương hoặc
phân tán.
 Có khả năng xử lý dầu xuống còn rất thấp nhưng yêu cầu về rửa ngược hoặc tái sinh
vật liệu lọc rất phức tạp.
Xử lý sơ bộ

Bể bẩy dầu

Xử lý cấp I:
API
CPI,PPI
Ly tâm, cyclon
Lọc (cát, antraxit)
Tuyển nổi (DAF,IAF)
Keo tụ (sợi, PVC, . . )

Xử lý cấp II:
Bể sinh học
(aeroten, hồ sinh
vật, lọc sinh học, .
.)
Lọc than hoạt tính

Chất thải nguy hại – Khai thác dầu khí Nhóm 1 – DH05MT
Trang 28
 Chỉ áp dụng cho những kho xăng dầu có lượng nước thải không liên tục-công suất
thấp.
− Bể tuyển nổi: DAF, IAF
− Các bể keo tụ dầu:

 Xử lý hiệu quả đối với tất cả các thành phần dầu ngoại trừ dầu hoà tan.
Nhưng khi hàm lượng chất rắn lơ lửng cao thường gây ra thối rữa và cần phải xử lý sơ bộ tố
t.
Xử lý cấp II:
Nước thải sau khi qua xử lý cấp I sẽ còn một hàm lượng dầu tương đối thấp. Tùy theo công
nghệ áp dụng mà có thể nước thải sau khi qua xử lý cấp I đã đạt tiêu chuẩn thải hoặc phải tiếp tục
xử lý sinh học để loại nốt những thành phần dầu thô còn lại ở các dạng nhũ và dầu hoà tan.
Tại giai đoạn này sẽ loại bỏ
các chất hoà tan có thể phân rã sinh học:
− Các hợp chất oxi hóa các axit, aldehyte, phenol, . . .
− Các hợp chất lưu huỳnh như S
2
O
3
2-

− Một phần các hydrocacbon thơm, NH
4

Các công trình xử lý cấp II:
− Công trình xử lý sinh học:
 Bể bùn hoạt tính, hồ sinh vật, mương oxi hoá hoặc lọc sinh học . . .hiệu quả cao khi
tách dầu hoà tan nhưng hàm lượng dầu đầu vào phải < 40ppm. Tuỳ theo từng
trường hợp mà lựa chọn công trình xử lý:
 Hồ sinh vật là phương pháp đơn giản, hiệu quả, rẻ tiền, vận hành dễ dàng nhưng lại
tốn diện tích.
 B
ể aeroten và lọc sinh học ít tốn diện tích nhưng giá thành xây dựng và vận hành
cao hơn.
 Lọc hấp phụ:

 Sử dụng than hoạt tính làm vật liệu hấp phụ, tách hiệu quả tất cả các dạng dầu trong
nước thải.
 Nhược điểm là chi phí xây dựng cao, cần xử lý sơ bộ tốt, than cần phải tái sinh hoặc
thay thế và chỉ xử lý ở quy mô nhỏ.
X
ử lý cấp III:
Nhằm thoả mãn các tiêu chuẩn cao hơn về tổng hàm lượng cacbon hữu cơ, chất rắn lơ lửng,
COD, N_NH
4
hoặc tái sử dụng nó. Bao gồm các bước thực hiện:
− Làm sạch hơn nước thải và loại phốt phát
− Làm sạch phenol bằng lọc sinh học
− Giảm các chất thơm và COD bằng than hoạt tính GAC
Chất thải nguy hại – Khai thác dầu khí Nhóm 1 – DH05MT
Trang 28
3.3.3.2 Xử lí sự cố tràn dầu.
Khi sự cố tràn dầu xảy ra trên biển chúng ta có thể áp dụng các biện pháp sau để ứng phó:
a. Thu hồi dầu:
Tổ chức thu hồi dầu theo quy trình sau:

− Phương tiện vây dầu: rào cản, rào
vây…
− Phương tiện thu hồi dầu:
 Skimmer: Weir, olephilic, vaccuum
và mechanical
 Chất hấp phụ
 Phao vây chắn dầu tràn: sử
dụng
các loại bơm dùng khí nên có thể
triển khai nhanh và hiệu quả thường
áp dụng cho các khu vực biển lớn, dòng chảy cao.
 Phao thường trực: triển khai thường xuyên, gắn cố định ở chân các cầu cảng, offshore, …
 Thiết bị hút dầu tràn: Sử dụng cho vùng nước dòng chảy nhỏ (dưới 3 hải lý).
b. Phân hủy dầu
− Sử dụng hóa chất phân tán:
 Chất xúc tác có cấu trúc phân tử phân cực, làm gi
ảm sức căng bề mặt tiếp xúc dầu_nước. Dầu
bị đánh mỏng phân hủy nhanh và lắng chìm dần.
− Phân hủy dầu bằng biện pháp sinh học:
1
Dự báo hướng
lan truyền dầu
2
Tổ chức thu hồi
và phân hủy dầu
3
Kết thúc việc

thu dầu
4
Công tác
quan trắc
5
Lập báo cáo
yêu cầu đền bù

Chất thải nguy hại – Khai thác dầu khí Nhóm 1 – DH05MT
Trang 28
− Một số VSV như vi khuẩn, nấm, men, tảo có khả năng phân hủy dầu thành các hợp chất
đơn giản như CO
2
, H
2
0 và sinh khối.

3.4 Khí đồng hành trong lọc dầu
3.4.1 Định nghĩa
Khí đồng hành (associated gas) là khí tự nhiên được tìm thấy cùng dầu thô, có thể ở dạng
hoà lẫn với dầu thô hoặc tạo thành không gian phía trên lớp dầu thô trong mỏ dầu.
Khí được thu cùng với quá trình khai thác dầu. Khí nằm trong mỏ dầu có áp suất cao nên
chúng hòa tan một phần trong dầu. Khi khai thác lên do áp suất giảm nên chúng được tách ra thành
khí đồng hành.
Khí đồng hành khi được tách khỏi dầu thô là hỗn hợp chủ yếu gồ
m etan (C
2
H
6
), propan

(C
3
H
8
), butan (C
4
H
10
) và pentan (C
5
H
12
). Ngoài ra còn những tạp chất không mong muốn khác như
nước, sulfua hiđrô (H
2
S), CO
2
, Helium (He), Nitơ (N
2
) và một số tạp chất khác.

3.4.2 Thành phần khí đồng hành ở một số mỏ dầu Việt Nam (% thể tích)
Thành phần khí Mỏ Bạch Hổ Mỏ Rồng Mỏ Đại Hùng
CH
4
71,5 76,54 77,25
C
2
H
6

12,52 6,98 9,49
C
3
H
8
8,61 8,25 3,83
Chất thải nguy hại – Khai thác dầu khí Nhóm 1 – DH05MT
Trang 28
i-C
4
H
10
1,75 0,78 1,34
n-C
4
H
10
2,96 0,94 1,26
C
5
+
1,84 1,49 2,33
CO
2
+ H
2
S 0,7 5,02 4,5

3.4.3 Các giải pháp xử lý
Trong quá khứ loại khí này là thành phần không mong muốn và thường bị đốt

bỏ. (Năm 1947, ở Mỹ, hàng ngày khoảng 3 tỷ feet khối khí đồng hành bị đốt
bỏ; đến năm 2002, con số này giảm 13 lần trong khi sản lượng khai thác cao
hơn năm 1947
Kể cả tới năm 2003, việc đốt bỏ vẫn ở khối lượng lớn, hàng ngày có đến 10 -13 tỷ feet khối trên
toàn thế giới).

Tuy nhiên, với tiến bộ của công nghệ, giá thành dầu thô và khí tự nhiên tăng lên và các ứng
dụng của khí tự nhiên trở nên phổ biến, khí đồng hành được tận dụng và trở thành nguồn nguyên
liệu mang lại hiệu quả cao.
Ở Việt Nam, dầu thô được khai thác ở quy mô công nghiệp từ năm 1986 nhưng khí đồng
hành vẫn bị đốt bỏ ngay tại mỏ. Việc xử lý khí đồng hành với khối lượng lớn c
ần lượng máy móc
đồ sộ mà điều kiện khai thác trên biển không cho phép thực hiện. Giải pháp triệt để là lắp đặt
đường ống và đưa số khí đó vào bờ. Năm 1997, hệ thống xử lý đồng hành của Việt Nam bắt đầu
vận hành, hàng năm đưa khoảng 1 tỷ m³ vào bờ, cung cấp khí hóa lỏng, dung môi pha xăng
(condensate), khí tự nhiên cho các nhà máy điện, v.v Ngày nay, khí đồng hành là nguyên liệu chủ
yếu sản xuất khí hóa lỏng và dung môi pha x
ăng; là một phần nguyên liệu cung cấp cho Nhà máy
phân đạm Phú Mỹ, và nhiên liệu cho các nhà máy điện dùng turbine khí.
Các giải pháp chính cho việc sử dụng khí đồng hành hiện nay
* Bơm ngược trở lại giếng dầu để thu hồi sau này khi có giải pháp kinh tế hơn đồng thời duy
trì áp lực giếng để dầu tiếp tục tự phun lên.
* Chuyển hóa thành các sản phẩm khác (ví dụ metanol - CH
3
OH) để dễ chuyên chở hơn
* Tách các tạp chất để có khí hóa lỏng tự nhiên rồi chuyển xuống bồn chứa
* Chuyến hóa thành các hợp chất (ví dụ metanol) làm nguyên liệu cho công nghiệp hóa dầu
* Dùng phát điện ngay tại mỏ cho các nhu cầu vận hành và có thể truyền tải đi xa
* Vận chuyển bằng đường ống tới nhà máy xử lý khí.
Quy định về việc thải khí và đốt bỏ khí ở tháp đốt

Khí dầu mỏ hoặc khí thiên nhiên nếu không được sử dụng phải được đốt cháy hoàn toàn tại các
tháp đốt. Cấm không được thải thẳng ra môi trường. Ví dụ vị trí của tháp đốt phải được xác định