Thi công tuyến ống vận chuyển dầu từ giàn MSP9 đến BK3, mỏ Bạch Hổ

Trường: Đại học Mỏ Địa Chất Đồ án tốt nghiệp 2010
LỜI MỞ ĐẦU
Hiện nay, Dầu khí đã trở thành nguồn tài nguyên cung cấp năng lượng
chủ yếu cho con người, cả trong lao động sản xuất lẫn trong cuộc sống hàng
ngày. Chính vì vậy mà ngành công nghiệp Dầu khí ở các nước trên thế giới
nói chung và ở Việt Nam nói riêng đã trở thành một ngành chiếm vị trí quan
trọng trong nền kinh tế quốc dân.
Tính cho đến nay, toàn ngành Dầu khí Việt Nam đã khai thác được
205 triệu tấn dầu thô và hơn 30 tỷ m
3
khí, mang lại doanh thu trên 40 tỷ USD,
nộp ngân sách nhà nước gần 25 tỷ USD, tạo dựng được nguồn vốn chủ sở hữu
trên 80 nghìn tỷ đồng. Mục tiêu gia tăng trữ lượng dầu khí trong nhiều năm
trở lại đây liên tục được hoàn thành với mức từ 30 - 35 triệu tấn dầu qui
đổi/năm, nó có ý nghĩa hết sức quan trọng đối với việc đảm bảo cân đối bền
vững, duy trì ổn định sản lượng dầu khí khai thác phục vụ nền kinh tế, đảm
bảo an ninh năng lượng của đất nước cho thời gian tới. Với những thành tích
đáng ghi nhận như vậy, nền công nghiệp dầu khí hiện nay vẫn đang đẩy mạnh
khai thác các mỏ hiện có; đồng thời tích cực hợp tác, tìm kiếm - thăm dò các
mỏ có tiềm năng, trữ lượng cao trong và ngoài nước để có thể khai thác phục
vụ nhu cầu sử dụng của con người trong tương lai.
Một trong những lĩnh vực của nền công nghiệp dầu khí hiện đang rất
được quan tâm đó là vận chuyển dầu khí. Nó là khâu quan trọng nối liền khai
thác với chế biến và tiêu thụ, mà quá trình phát triển gắn liền với quá trình
khai thác dầu khí. Đặc thù chung trong việc khai thác dầu khí ở nước ta là các
giếng khai thác ở xa ngoài biển nên việc đưa dầu khí vào đất liền đòi hỏi một
hệ thống đường ống dẫn lớn và yêu cầu làm việc hiệu quả, độ tin cậy cao. Với
điều kiện khai thác như vậy thì việc thi công, lắp đặt các hệ thống đường ống
dẫn dầu khí ngoài biển trở nên hết sức khó khăn, phức tạp. Việc tính toán thi
công đường ống dẫn ngoài khơi trở nên cấp thiết hơn lúc nào hết. Xác định
được tính cấp thiết và tầm quan trọng đó, em đã tiến hành xây dựng đồ án tốt

nghiệp với nội dung là:“ Thi công tuyến ống vận chuyển dầu từ giàn MSP9
đến BK3, mỏ Bạch Hổ ”.
Sinh viên: Đặng Đình Tuấn Lớp: Thiết bị Dầu khí K50
1
Trường: Đại học Mỏ Địa Chất Đồ án tốt nghiệp 2010
Thông qua việc tính toán lựa chọn thi công cho tuyến ống vận chuyển
dầu MSP9 - BK3 em đưa ra “Các giải pháp kỹ thuật nhằm nâng cao độ bền
của tuyến ống trong quá trình thi công lắp đặt” ở mỏ Bạch Hổ của XNLD
Vietsovpetro.
Trong thời gian qua, mặc dù em đã cố gắng tìm hiểu cũng như nghiên
cứu các tài liệu có liên quan để hoàn thành lên cuốn đồ án này. Tuy nhiên
trong quá trình thực hiện không tránh khỏi những thiếu sót, do vậy em rất
mong nhận được sự đóng góp ý kiến của các thầy, cô giáo và các bạn để em
được học hỏi thêm, bổ sung và hoàn thiện tốt hơn cuốn đồ án này.
Em xin chân thành cảm ơn sự giúp đỡ, đóng góp quý báu của các thầy,
cô giáo trong bộ môn Thiết bị Dầu khí, đặc biệt là sự hướng dẫn tận tình của
thầy Trần Văn Bản đã giúp đỡ em rất nhiều trong quá trình hoàn thiện đồ án.
Hà nội, ngày 08 tháng 06 năm 2010
Sinh viên
Đặng Đình Tuấn
Sinh viên: Đặng Đình Tuấn Lớp: Thiết bị Dầu khí K50
2
Trường: Đại học Mỏ Địa Chất Đồ án tốt nghiệp 2010
CHƯƠNG 1
GIỚI THIỆU CHUNG MỎ BẠCH HỔ
1.1. Sơ lược về tình hình dầu khí Việt Nam
Qua quá trình 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 sản lượng dầu khí

trong những thập kỷ đầu tiên của thiên niên kỷ thứ 3.
Sinh viên: Đặng Đình Tuấn Lớp: Thiết bị Dầu khí K50
3
Trường: Đại học Mỏ Địa Chất Đồ án tốt nghiệp 2010
Hình 1.1. Tiềm năng dầu khí tại các mỏ trầm tích của Việt Nam
Tổng tiềm năng dầu khí tại các bể trầm tích: Sông Hồng, Phú Khánh,
Nam Côn Sơn, Cửu Long, Malay - 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 tấn dầu và từ 2100 đến 2800 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,
Sinh viên: Đặng Đình Tuấn Lớp: Thiết bị Dầu khí K50
4
Trường: Đại học Mỏ Địa Chất Đồ án tốt nghiệp 2010
đang khai thác và sẵn sàng để phát triển trong thời gian tới vào khoảng
400 tỷ m
3
khí. Với các biện pháp đồng bộ, đẩy mạnh công tác tìm kiếm - thăm
dò, khoảng từ 40 - 60% trữ lượng nguồn khí thiên nhiên của nước ta sẽ được
phát hiện đến năm 2012.
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 đưa vào khai thác mỏ khí Lan Tây, lô
06 - 1. Công tác phát triển các mỏ Rạng Đông, Ruby và Emeral, Lan Tây -
Lan Đỏ, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Hải Thạch, Rồng Đôi, Kim Long, Cá
Voi ...đang được triển khai tích cực theo chương trình đề ra, đảm bảo duy trì
và tăng sản lượng khai thác dầu trong những năm tới.

Những phát hiện về dầu khí mới đây ở thềm lục địa miền Nam nước ta
rất đáng phấn khởi, tăng thêm niềm tin và thu hút sự quan tâm của nhà đầu tư
là: Lô 09-2, giếng Cá Ngừ Vàng - IX, kết quả thử vỉa thu được 330 tấn dầu
và 170000m
3
khí/ngày đêm. Lô 16-1, giếng Voi Trắng - IX cho kết quả
420 tấn dầu và 22000m
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 vực mỏ Bạch Hổ, Rồng, Đại
Hùng với các giếng R-10, 05-ĐH-10 cho kết quả 650000m
3
khí/ngày đêm và
dòng dầu 180 tấn/ngày đêm; giếng R-10 khoan tầng móng đã cho kết quả
500000m
3
khí/ngày đêm và 160 tấn Condensate/ngày đêm.
Năm 2006, Tập đoàn 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 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 hết năm 2010, ngành Dầu khí nước ta sẽ khai thác từ trên 32 đến 35
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 hoạt động tại Việt Nam. Ngoài số hợp đồng thăm dò
khai thác của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam ký với các nhà thầu nước ngoài cho

đến nay thì hai tập đoàn Dầu khí lớn nhất đang hoạt động tại Việt Nam là BP
và Conocophillips cũng đang xúc tiến mở rộng hoạt động. Dự kiến riêng vốn
Sinh viên: Đặng Đình Tuấn Lớp: Thiết bị Dầu khí K50
5
Trường: Đại học Mỏ Địa Chất Đồ án tốt nghiệp 2010
của hai tập đoàn Dầu khí này đầu tư vào Việt Nam trong lĩnh vực dầu khí dự
tính sẽ đạt hơn 2 tỷ USD trong vài năm tới. Các chuyên gia kinh tế nước
ngoài dự báo: đầu tư trực tiếp nước ngoài của Việt Nam trong lĩnh vực dầu
khí, một lĩnh vực sẽ hấp dẫn các nhà đầu tư nước ngoài hơn cả, sẽ tiếp tục
tăng mạnh trong những năm tới. Hiện tại có khoảng 29 hợp đồng dầu khí
đang có hiệu lực tại Việt Nam, bao gồm 3 hợp đồng mới được ký kết cho 4 lô
thuộc bể Phú Khánh, với sự góp mặt của hầu hết các Tập đoàn Dầu khí đứng
đầu trên thế giới. PetroVietnam cho biết sẽ tiếp tục ký kết các hợp đồng mời
thầu còn lại với các công ty nước ngoài và mở rộng quan hệ hợp tác với các
nước trong việc thăm dò khai thác dầu khí trong thời gian sắp tới.
1.2. Giới thiệu các công trình khai thác dầu khí ở mỏ Bạch Hổ
Để phục vụ cho khoan thăm dò và khai thác dầu khí ngoài biển ở mỏ
Bạch Hổ, xí nghiệp liên doanh VietsovPetro đã xây dựng ở đây một hệ thống
các công trình bao gồm: Giàn công nghệ trung tâm CPP, giàn khoan cố định
MSP, giàn nhẹ BK, trạm rót dầu không bến UBN, hệ thống tuyến đường ống
nội mỏ. Hiện nay, mỏ Bạch Hổ có:
- 2 giàn công nghệ trung tâm CPP-2, CPP-3.
- 10 giàn cố định MSP (MSP-1; 3; 4; 5; 6; 7; 8; 9; 10; 11).
- 09 giàn nhẹ BK: BK1, BK2, BK3, BK4, BK5, BK6, BK7, BK8, BK9.
- 4 trạm rót dầu không bến UBN-1, UBN-2, UBN-3, UBN-4.
- Giàn nén khí lớn, giàn nén khí nhỏ, giàn bơm nước, giàn ép vỉa, block
nhà ở, các cầu dẫn…
Ngoài ra mỏ Bạch Hổ còn có hệ thống đường ống bao gồm:
- 22 tuyến ống dẫn nước ép vỉa với tổng chiều dài 43.041 km.
- 24 tuyến ống dẫn dầu với tổng chiều dài 77.727 km.

- 14 tuyến ống dẫn khí với tổng chiều dài 37.346 km.
- 18 tuyến ống dẫn Gaslift với tổng chiều dài 38.729 km.
- 18 tuyến ống dẫn hỗn hợp dầu, khí với tổng chiều dài 42.899 km.
Tổng chiều dài toàn bộ tuyến ống ngầm tại mỏ Bạch Hổ tính đến năm
2001 là 233.158 km. Hiện nay, xí nghiệp liên doanh VietsovPetro đang cải
tạo các giàn MSP trước đó và lắp đặt thêm các thiết bị khai thác, xây dựng và
lắp đặt thêm các thiết bị khai thác, xây dựng thêm một số giàn nhẹ.
1.2.1. Giàn khoan cố định MSP
Sinh viên: Đặng Đình Tuấn Lớp: Thiết bị Dầu khí K50
6
Trường: Đại học Mỏ Địa Chất Đồ án tốt nghiệp 2010
Giàn MSP là giàn khoan cố định, trên giàn bố trí tháp khoan di động có
khả năng khoan ở nhiều giếng khoan.
- Về mặt công nghệ, giàn MSP có thể khoan, khai thác và xử lý. Hệ
thống công nghệ trên giàn cho phép đảm nhiệm nhiều công tác, từ xử lý sơ bộ
sản phẩm dầu khí cho đến tách lọc sản phẩm dầu thương phẩm hay xử lý sơ
bộ khí đồng hành. Mức độ xử lý tuỳ thuộc vào hệ thống thiết bị trên từng
giàn. Sản phẩm dầu khí được xử lý trên giàn MSP có thể là từ các giếng
khoan của nó hoặc được thu gom từ giàn nhẹ BK.
- Về mặt cấu tạo giàn khoan gồm có phần móng cứng, khối chân đế và
phần kết cấu thượng tầng. Phần móng cứng gồm hai khối nối với nhau bằng
sàn chịu lực (MSF) ở phía trên và cố định xuống đáy biển bằng các cọc. Khối
chân đế là kết cấu thép không gian làm từ thép ống, còn thượng tầng có cấu
trúc module được lắp ghép trên sàn chịu lực.
+ Mỗi chân đế có 8 ống chính (đường kính 812,8
×
20,6 mm). Phần
dưới của chân đế ở từng cọc trụ chính có 2 ống dẫn hướng cho cọc phụ. Các
phần tử cấu thành mạng Panel và ống giằng ngang của chân đế là từ các ống
có đường kính từ 426

×
12mm đến 720
×
16 mm. Những chỗ tiếp giáp với đáy
biển cọc chính và cọc phụ được trang thiết bị bơm trám xi măng. Module chịu
lực (sàn chịu lực MSF) là các dầm thép tổ hợp. Do điều kiện thi công ngoài
biển nên kết cấu này chia làm 3 phần riêng biệt, 2 trong số đó đặt hẳn lên các
trụ đỡ còn phần tử thứ 3 chịu lực có đặt các thùng chứa với các chức năng
khác nhau cần thiết cho quy trình công nghệ thực hiện trên giàn.
+ Móng khối chân đế là các cọc thép đường kính 720
×
20mm. Cần
đóng tất cả 16 cọc chính và 32 cọc phụ.
+ Kết cầu thượng tầng của giàn MSP được thiết kế bởi trung tâm thiết
kế Corall (Liên Xô cũ) gồm những block và module riêng được chia làm 2
tầng và được trang bị những thiết bị công nghệ cần thiết. Thành phần của kết
cấu thượng tầng gồm có tổ hợp khoan khai thác, năng lượng và khu nhà ở.
1.2.2. Giàn nhẹ BK
Giàn nhẹ BK là giàn nhỏ nhẹ không có tháp khoan, không có người ở,
công tác khoan sẽ do tàu khoan tự nâng thực hiện. Giàn BK có các thiết bị
công nghệ ở mức tối thiểu để đo lưu lượng và tách nước sơ bộ. Sản phẩm từ
Sinh viên: Đặng Đình Tuấn Lớp: Thiết bị Dầu khí K50
7
Trường: Đại học Mỏ Địa Chất Đồ án tốt nghiệp 2010
giàn BK sẽ được dẫn bằng đường ống về giàn MSP hoặc giàn công nghệ
trung tâm CPP để xử lý.
Về mặt kết cấu, phần chân đế giàn BK là kết cấu giàn khung thép
không gian có một mặt thẳng đứng, được cấu tạo từ thép ống có đường kính
khác nhau. Chân đế có 4 ống chính. Hệ thống móng cọc gồm 4 cọc chính
đường kính 720

×
20mm và 8 cọc phụ; thượng tầng có sân bay trực thăng, các
thiết bị công nghệ, máy phát điện.
1.2.3. Giàn công nghệ trung tâm CPP-2
- Tổ hợp giàn công nghệ trung tâm gồm có:
+ Giàn công nghệ CPP-2
+ Giàn nhẹ BK2
+ Cầu nối các đường ống và dây dẫn
+ Cơ cấu đuốc với các đường ống tựa trên các Block chân đế.
- Chức năng chính của CPP là:
+ Thu gom tách lọc các sản phẩm từ các giếng ở giàn nhẹ BK và các
giàn MSP ở vòm trung tâm và vòm Nam mỏ Bạch Hổ và các mỏ khác
+ Xử lý dầu thô thành dầu thương phẩm và bơm đến các trạm rót dầu
không bến UBN-1, UBN-2, UBN-3, UBN-4
+ Xử lý nước thải theo tiêu chuẩn quốc tế và thải chúng xuống biển
+ Xử lý sơ bộ khí đồng hành và đưa chúng vào các trạm nén khí.
Kết cấu bên trên của CPP-2 vẫn được sử dụng để khai thác giếng khoan
đến tầng phong hoá tạm thời.
1.2.4. Hệ thống trạm rót dầu không bến UBN
Dầu thô từ các giàn MSP, BK về giàn CPP để xử lý thành dầu thương
phẩm sau đó chúng được bơm đến các tàu chở dầu nhờ các trạm rót dầu
không bến UBN và các thiết bị chuyên để tiếp nhận dầu.
Một vài thiết bị có trên trạm rót dầu không bến UBN:
- Bể trao đổi nhiệt dạng tấm phẳng (dầu - dầu)
- Bể trao đổi nhiệt dạng tấm phẳng (dầu - nước)
- Hệ thống khử nước bằng điện có khối đốt nóng và phân li
- Hệ thống phân li kiểu tháp
- Khối chứa và chuyển hoá sản phẩm (chất khử nhũ và kìm hãm ăn
mòn). Ngoài ra trạm còn có các thiết bị đo và kiểm tra cần thiết, hệ thống van
Sinh viên: Đặng Đình Tuấn Lớp: Thiết bị Dầu khí K50

8
Trường: Đại học Mỏ Địa Chất Đồ án tốt nghiệp 2010
áp lực, hệ thống tín hiệu báo hiệu sự cố và phòng cháy đảm bảo vận hành hữu
hiệu hệ thống tiếp dầu.
1.2.5. Hệ thống đường ống
Đến nay, mỏ Bạch Hổ đã có hơn 200km đường ống. Các ống chính
được sử dụng để xây dựng là những ống có đường kính ngoài D253
×
16mm
và D219
×
12mm. Được xác định theo
Γ
OCT 971-74 và được luyện theo
Γ
OCT 1050-74.
Các giải pháp chính trong thiết kế đường ống ngầm:
- Nguyên tắc chính để xác định lưu lượng là cần đảm bảo vận chuyển
không ngừng sản phẩm từng giếng khoan với chi phí thấp nhất về vật tư và
năng lượng. Chi phí vật tư xác định bởi tổng chiều dài đường ống, đường kính
ống và chiều dày ống; chi phí năng lượng được xác định bởi áp suất cần thiết
để bơm vận chuyển. Để đảm bảo vận chuyển không ngừng cần phải có đường
ống dự phòng và hệ thống đường ống khép kín. Trong trường hợp cần thiết
đường ống dự phòng còn cho phép tăng lưu lượng vận chuyển của hệ thống.
- Tất cả các đường ống ngầm được sử dụng với áp suất dưới 100atm và
nhiệt độ dưới 100
o
C.
- Chống ăn mòn cho ống bằng cách sơn phủ lên bề mặt ống lớp sơn phủ
epoxy kết hợp với bảo vệ bằng Protector.

- Từ yêu cầu kỹ thuật của sản phẩm sau khi đi vào và ra khỏi đường
ống ngầm cũng như nhiệt độ thực tế của sản phẩm thì đường ống ngầm nên
được bọc cách nhiệt.
- Ống đứng của các đường ống đang vận chuyển được chế tạo từ các
loại ống dùng để xây phần tuyến. Khi đặt ống đứng vào kết cấu để đứng cố
định được thì dùng nẹp cứng và nửa cứng.
- Việc vận chuyển sản phẩm theo hệ thống đường ống ngầm nhờ áp
suất của máy bơm ly tâm (đối với dầu), áp suất bình tách khí (đối với khí) và
áp suất của vỉa (đối với hỗn hợp dầu - khí). Chính vì vậy việc xác định khả
năng vận chuyển của tuyến ống giữ vai trò quan trọng.
- Các số liệu ban đầu của ống được xác định theo độ nhớt cực đại của
nhũ tương, nước dầu hay hỗn hợp khí với khả năng vận chuyển được.
- Với hệ thống thu gom vận chuyển dầu đã tách khí, cần thiết phải thiết
kế phù hợp với sức chịu tải của trạm rót dầu không bến.
Sinh viên: Đặng Đình Tuấn Lớp: Thiết bị Dầu khí K50
9
Trường: Đại học Mỏ Địa Chất Đồ án tốt nghiệp 2010
1.2.6. Giàn nén khí trung tâm CCP
CCP là bộ phận cơ bản trong hệ thống vận chuyển khí ở mỏ Bạch Hổ
và đưa khí đồng hành vào bờ.
- Vị trí: Công trình đứng tách riêng trong khu vực của giàn công nghệ
trung tâm CPP-2 thuộc phía Nam mỏ và có liên quan công nghệ với CPP-2
thông qua giàn ống đứng bằng cầu nối.
- Công dụng: Nén khí đồng hành tại mỏ Bạch Hổ đảm bảo lưu lượng,
áp suất khí đưa vào bờ tiêu thụ (12,5MPa) đến hệ thống gaslift và các nhu cầu
cho bản thân. Giàn nén khí trung tâm gồm hệ thống nén khí áp lực cao và hệ
thống nén khí áp lực thấp.
1.2.7. Trạm nén khí nhỏ MKS
MKS là bộ phận cơ bản của hệ thống vận chuyển khí mỏ Bạch Hổ đảm
bảo việc đưa khí đồng hành vào hệ thống gaslift.

- Vị trí: Trạm đứng độc lập trong khu vực MSP-4 mỏ Bạch Hổ và có
quan hệ công nghệ với MSP-4 thông qua cầu nối.
- Công dụng: Nén khí đồng hành khu vực bắc mỏ Bạch Hổ đảm bảo
việc chuyển khí đến hệ thống gaslift cho sử dụng bản thân và trong trường
hợp cần thiết đưa vào bờ.
1.3. Công nghệ thu gom vận chuyển dầu khí ở mỏ Bạch Hổ
Mỏ Bạch Hổ nằm ở lô 9 trong bể Cửu Long do XNLD “Vietsovpetro”
điều hành, cách thành phố Vũng Tàu 150km về phía Đông Nam và được đưa
vào khai thác từ năm 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 được khai thác từ tầng móng,
Oligoxen dưới và Mioxen dưới. Ở đây, người ta xây dựng các giàn khoan cố
định để khoan tối đa 16 giếng bằng kỹ thuật khoan định hướng, giàn đồng
thời là trạm thu gom khu vực có nhiệm vụ xử lý chủ yếu là tách pha.
Sinh viên: Đặng Đình Tuấn Lớp: Thiết bị Dầu khí K50
10
B P
0 5 - 1
L a n Ta y
L a n D o
M o c T i n h
A E D C
0 5 . 3
0 5 . 2
B P
C O N O C O
C O N O C O
1 3 5
1 3 6

1 3 4
1 3 3
K i m C ö ô n g T a y
H a i T h a c h
0 7
D a i B a n g - U n g Tr a n g
T h i e n N g a
H a i A u
T h a n h L o n g
B o C a u
M a n g C a u
D a i H u n g
0 4 . 3
0 5 . 1 B
0 5 . 1 C
0 5 . 1 A
0 4 . 2
0 4 . 1
1 3 2
1 3 1
0 30 3
1 3 1
1 3 0
1 2 9
1 2 8
1 3
1 2 W 1 2 E
2 2
2 1
2 0

R o n g V i D a i
R o n g D o i
R o n g B a y
1 1 - 2
1 1 - 1
1 9
C a C h o
V I E T S O V P E T R O
K N O C
1 8
1 7
C h o m C h o m
V I E T S O V P E T R O
N a m R o n g
R o n g
B a c h H o
R a n g D o n g
C O N O C O
J P V C
S O C O
1 6 - 2
1 6 - 1
1 5 . 2
0 9
0 2
B l a c k L i o n
C L J O C
1 5 . 1
P E T R O N A S
T o p a z

R U B Y
P H U Q U Y I S
E m e r a l d
0 1
1 0
2 5
2 6
2 7
2 8
2 9
C O N S O N I S
V U N G T A U
H O C H I M I N H
V I E T N A M
R o n g
Trường: Đại học Mỏ Địa Chất Đồ án tốt nghiệp 2010
Hình 1.2. Mỏ Bạch Hổ - XNLD Vietsovpetro
Ngoài các thiết bị tách chuyên dụng như đo, gọi dòng, gaslift sử dụng
cho các giếng riêng biệt theo từng thời điểm, còn lại quá trình tách tổng được
thực hiện theo hai bậc, với áp suất bậc I từ 14 ÷ 16 kG/cm
2
và bậc II với áp
suất 1,5 ÷ 3 kG/cm
2
. Từ đây, dầu với hàm lượng nước khoảng 15% được bơm
về tàu chứa (kho nổi chứa - xuất dầu) để xử lý; còn khí được chuyển theo
đường ống riêng về giàn nén khí trung tâm. Sơ đồ thu gom dầu trên các giàn
cố định làm việc theo nguyên tắc hở. Ở khu vực trung tâm người ta xây dựng
các giàn nhẹ. Sản phẩm khai thác từ giàn nhẹ ở dạng hỗn hợp dầu khí hay dầu
bão hòa khí được vận chuyển về giàn công nghệ trung tâm số 2 (CPP-2), số 3

(CPP-3) để tách khí và tách nước triệt để. Các giàn nhẹ thường được xem là
các cụm đầu giếng, việc thu gom được thực hiện theo nguyên tắc kín, khí chỉ
được 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 được
tiến hành như sau: Sản phẩm khai thác trên giàn BK-1, BK-2 và BK-3 được
Sinh viên: Đặng Đình Tuấn Lớp: Thiết bị Dầu khí K50
11
Trường: Đại học Mỏ Địa Chất Đồ án tốt nghiệp 2010
đưa về CPP-2 để tách khí và tách nước. Sau đó dầu đã được tách khí và nước
được bơm đến kho nổi chứa - xuất dầu số 1 (UBN-1) “Ba Vì”, một phần theo
chu kỳ được chuyển đi UBN-4 “Vietsovpetro- 01”. Sản phẩm từ BK- 4,5,6,8
và 9 theo các đường ống bọc cách nhiệt được vận chuyển về CPP-3. Sau khi
được tách khí và nước, dầu được 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 hòa khí được tách khí triệt để và
bơm về UBN.
Việc thu gom sản phẩm các giàn MSP phía bắc mỏ Bạch Hổ được thực
hiện như sau: Trước khi đưa đường ống bọc cách nhiệt MSP-4→ MSP-9 vào
làm việc, dầu từ các MSP phía Bắc (MSP-3,4,5,6,7,8) được bơm theo tuyến
đường ống MSP-7→ MSP-5→ MSP-3→ MSP-4→ MSP-8 qua MSP-1, BK-2
và giàn ống đứng RB sang UBN-4. Sau khi đưa tuyến đường ống bọc cách
nhiệt từ giàn MSP-4→ MSP-9 vào làm việc, việc thu gom dầu trong nội
mỏ có sự thay đổi. Hỗn hợp dầu bão hòa khí được vận chuyển từ giàn
MSP-6→ MSP-4, sau khi tách khí cùng với sản phẩm của giàn MSP-4 được
bơm sang MSP-9 theo tuyến ống MSP-4→ MSP-9. Cùng đến MSP-9 còn có
sản phẩm đã tách khí của MSP-3,5,7 và MSP-10,11. Từ MSP-9 dòng sản
phẩm sẽ đi theo tuyến ống MSP-9→ BK-3→ CPP-2 sau đó được đưa đến
UBN-1. Sản phẩm của MSP-1 và BK-7 được tách khí trên giàn MSP-1 sau đó
được bơm trực tiếp đến UBN-1. Vào cuối tháng 4 năm 2006, sau khi xảy ra

sự cố vỡ đường ống dẫn dầu từ MSP-3→ MSP-4, việc thu gom dầu trong khu
vực nội mỏ đã có sự thay đổi. Hỗn hợp dầu bão hòa khí từ MSP-6 được vận
chuyển sang MSP-4 để tách khí cùng với sản phẩm trên MSP-4, sau đó được
bơm sang MSP-9 theo tuyến đường ống MSP-4→ MSP-9. Hỗn hợp dầu bão
hòa khí từ giàn MSP-7 được vận chuyển sang MSP-5 để tách khí. Sản phẩm
của giàn MSP-5,7 sau khi tách khí cùng với sản phẩm của giàn MSP-3 được
bơm qua MSP-9 theo tuyến đường 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 được vận
chuyển đến CPP-2. Sản phẩm của MSP-8 sau khi tách khí được bơm về
MSP-1, cùng với sản phẩm của MSP-1 chuyển sang CPP-3 để xử lý tiếp theo
bơm sang UBN-4.
Sinh viên: Đặng Đình Tuấn Lớp: Thiết bị Dầu khí K50
12
Trường: Đại học Mỏ Địa Chất Đồ án tốt nghiệp 2010
Giàn CPP-2 và CPP-3 thu nhận sản phẩm đến từ các BK và dầu đã tách
khí đến từ các MSP để tách khí và nước sơ bộ trong bình tách ba pha, sau đó
chất lỏng được đưa qua bình tách nước sử dụng điện trường cao để tách nước
triệt để. Dầu thương phẩm từ CPP-2 và CPP-3 được bơm đi UBN-4, UBN-1,
trong trường hợp cần thiết có thể bơm sang UBN-3.
Tại các tàu chứa, dầu tiếp tục được xử lý để tách khí, tách nước. Trên
tất cả các UBN công nghệ xử lý dầu đến chất lượng thương phẩm được thực
hiện bằng phương pháp lắng đọng trong bể công nghệ ở nhiệt độ 50 ÷ 60
o
C.
Ngoài ra, trên UBN-3 còn lắp đặt thêm thiết bị tách nước sử dụng điện trường
cao. Dầu được xử lý nước tới hàm lượng 0,5 %, nước 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 CPP-2. Khí cao áp từ các giàn MSP
phía Bắc được đưa về MKS, còn CKP thu nhận khí cao áp của MSP-1,8,9,10

và MSP-11, BK-3,4,5,6,8, CPP-2 và CPP-3. Trên các MSP, khí bậc một đã
được thu gom, còn khí bậc tách thứ hai (trong bình 100m
3
) hiện đốt bỏ trên
fakel của MSP. Khí bậc tách 1 trên CPP-2 và CPP-3 được thu gom thẳng về
CKP mà không sử dụng máy nén khí. Trên CKP và MKS, khí được xử lý và
nén lên áp suất khoảng 120at, sau đó theo đường ống ngầm được vận chuyển
về nhà máy chế biến khí trên bờ.
CHƯƠNG 2
TỔNG QUAN VỀ ĐƯỜNG ỐNG VẬN CHUYỂN DẦU KHÍ
Sinh viên: Đặng Đình Tuấn Lớp: Thiết bị Dầu khí K50
13
Trường: Đại học Mỏ Địa Chất Đồ án tốt nghiệp 2010
2.1. Vai trò và vị trí của đường ống trong khai thác dầu khí
Ngành công nghiệp dầu khí là một ngành kinh tế lớn bao gồm nhiều
khâu: tìm kiếm - thăm dò - khai thác - vận chuyển - chế biến - phân phối sản
phẩm. Và một trong những khâu quan trọng nhất của nền công nghiệp dầu khí
là: vận chuyển dầu khí, đó là khâu nối liền khai thác với chế biến và tiêu thụ
mà quá trình phát triển gắn liền với quá trình khai thác dầu khí.
Các phương pháp vận chuyển bằng đường sắt, đường thủy, đường ống
đã được các nước khai thác dầu khí sử dụng rộng rãi để vận chuyển trong đó
vận chuyển bằng đường ống được sử dụng ngày càng nhiều. Vì khi xây dựng
hệ thống đường ống nối liền từ nơi khai thác đến nơi chế biến và tiêu thụ có
những ưu điểm sau:
- Đường ống có thể đặt theo hướng tùy ý, khoảng cách tương đối lớn và
thông thường là ngắn nhất giữa hai địa điểm cần vận chuyển.
- Bằng phương pháp đường ống có thể vận chuyển được một khối
lượng lớn dầu và sản phẩm của nó. Đặc biệt đối với khí thì đây là phương
pháp duy nhất để vận chuyển, đối với khí hóa lỏng thì thực tế vận chuyển
bằng đường ống là hiệu quả và kinh tế nhất.

- Đường ống có thể hoạt động liên tục và ổn định bảo đảm cung cấp
thường xuyên cho người tiêu dùng.
- Vận chuyển bằng đường ống cho phép hạn chế đến mức tối thiểu mất
mát trong quá trình hoạt động.
- Vận chuyển bằng đường ống có thể tiến hành tự động hóa quá trình
vận chuyển cao hơn các phương pháp khác. Người ta tính toán rằng nếu giá
thành vận chuyển bằng đường ống là 1 thì giá thành vận chuyển bằng đường
thủy sẽ là 1,5 còn giá thành vận chuyển bằng đường sắt là 3. Tuy có những ưu
điểm như vậy, song việc thi công đường ống nhất là ống ngầm dưới biển lại
gặp khá nhiều khó khăn, đòi hỏi chi phí đầu tư lớn. Do đó, lựa chọn phương
pháp tối ưu vận chuyển dầu khí ở những điều kiện nhất định cũng là bài toán
mà các chuyên gia công nghệ vận chuyển dầu khí phải có lời giải thích đáng.
Thi công lắp đặt đường ống dẫn dầu ở biển đòi hỏi vốn đầu tư lớn, như
ở vùng vịnh Mexico, vùng ven biển thuộc bang Texas (Mỹ) đường ống vận
chuyển có đường kính 500mm dài 147km chi phí lên đến 50 triệu USD
(1982), tức là khoảng 340000USD/km.
Sinh viên: Đặng Đình Tuấn Lớp: Thiết bị Dầu khí K50
14
Trường: Đại học Mỏ Địa Chất Đồ án tốt nghiệp 2010
Trong lĩnh vực vận chuyển dầu khí bằng đường ống những năm gần
đây đã đạt con số kỷ lục, Liên Xô đã xây dựng 6 tuyến ống cỡ lớn để vận
chuyển khí từ Siberi sang châu Âu (trong kế hoạch 5 năm lần thứ 11) với tổng
chiều dài 200 ngàn km, công suất 200 tỷ m
3
khí/năm.
Ngày nay lĩnh vực vận chuyển dầu khí của thế giới đang đi theo chiều
hướng khác nhau trên cơ sở ứng dụng các thành tựu tiến bộ khoa học kỹ
thuật. Đó là việc xây dựng các đường ống đường kính lớn (1220, 1420,
1620mm...) sử dụng rộng rãi các biện pháp bọc cách nhiệt hữu hiệu đối với
đường ống ngầm, áp dụng các biện pháp thích hợp khác nhau để vận chuyển

dầu có độ nhớt lớn như sử dụng các chất hoạt tính bề mặt, bơm lẫn với dung
môi hòa tan, hoàn thiện các phương pháp sữa chữa đường ống, nâng cao
phẩm chất các kim loại chế tạo ống. Cùng với sự phát triển của công nghệ
khai thác, vận chuyển dầu khí đã đạt được những thành tựu đáng kể và đang
không ngừng hoàn thiện đáp ứng những đòi hỏi của nền công nghiệp dầu khí.
Hiện nay ở Vũng Tàu (Việt Nam) có hai đường ống dẫn khí đi qua
gồm đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn và Bạch Hổ. Trong đó, Nam Côn Sơn
là hệ thống đường ống dẫn khí hai pha dài nhất thế giới với tổng chiều dài là
361km dưới biển và hơn 37km trên đất liền. Còn đường ống dẫn khí Bạch Hổ
có chiều dài khoảng 153 km dưới biển và hơn 40 km trên bờ.
2.2. Thành phần của công trình đường ống
Thành phần chủ yếu của công trình đường ống chính vận chuyển dầu
và các sản phẩm của dầu gồm: công trình đường ống và công trình phụ trợ.
- Công trình đường ống:
+ Đường ống chính, đường ống nhánh (kể cả những đường ống có
đường kính thay đổi), trạm bơm trên tuyến
+ Các khối đỡ và khối gia tải ống
+ Các van chặn, van xả nước, xả khí và các thiết bị chống ngưng tụ khí
+ Các đoạn vượt qua cả chướng ngại vật thiên nhiên và nhân tạo
+ Các công trình chống trượt, sạt lở, xói mòn và lún.
- Công trình phụ trợ:
+ Các trạm gác tuyến, các trạm bảo vệ điện hóa
+ Đường dây và các trạm thông tin liên lạc
+ Đường giao thông phục vụ cho việc vận hành tuyến ống
Sinh viên: Đặng Đình Tuấn Lớp: Thiết bị Dầu khí K50
15
Trường: Đại học Mỏ Địa Chất Đồ án tốt nghiệp 2010
+ Đường dây và các trạm biến thế điện, trạm phát điện cung cấp điện
cho các thiết bị điều khiển trạm bơm và bảo vệ điện hóa.
2.3. Phân loại đường ống dẫn dầu khí

Do yêu cầu đa dạng và tính chất làm việc phức tạp nên hệ thống đường
ống được phân loại theo nhiều cách:
- Theo phương pháp lắp đặt: ống ngầm dưới đất, ống ngầm dưới nước,
trên mặt đất và được treo trên không
- Theo đặc tính và trị số áp lực:
+ Theo đặc tính: Ta phân ra ống có áp và ống không có áp (ống tự
chảy). Loại ống có áp lực: thông thường chất lưu lấp đầy tiết diện ống, trường
hợp không lấp đầy thì có thể có áp lực hoặc tự chảy. Các ống lấp đầy thường
là ống vận chuyển dầu thương mại, ống thu gom nước, ống thu gom trong hệ
thống kín thì thường không lấp đầy. Trong ống không áp, chuyển động được
thực hiện chủ yếu do trọng lực gây ra bởi sự chênh lệch cao trình hai đầu ống.
+ Theo trị số áp lực : Đường ống dẫn được chia ra làm 2 cấp ống: cấp 1
với những đường ống có áp suất từ 25
÷
100 daN/cm
2
; cấp 2 đối với những
ống có áp suất từ 12
÷
25 daN/cm
2
.
- Theo đường kính, đường ống được chia làm 5 cấp: cấp 1 với ống có
đường kính từ 1000
÷
1400mm; cấp 2 có đường kính từ 500
÷
1000mm; cấp 3
có đường kính từ 300
÷

<500mm; cấp 4 có đường kính bé hơn 300mm và áp
suất lớn hơn 25 daN/cm
2
; cấp 5 có đường kính bé hơn 300mm và áp suất từ
16 daN/cm
2
đến 25 daN/cm
2
.
- Theo chất được truyền tải, đường ống chia ra làm các loại: dùng để
vận chuyển khí đốt, dùng để vận chuyển dầu và các sản phẩm dầu. Hoặc ống
có chuyển động phân đoạn các chất khác nhau bằng các nút ngăn cách.
- Theo nhiệt độ chất truyền tải: ống được chia ra làm ống lạnh (
≤
0
o
C),
ống nhiệt (
≥
50
o
C) và ống bình thường.
- Theo chức năng, ta chia ra: ống xả (từ miệng giếng tới bình tách đo),
ống gom dầu, gom khí, gom nước và ống dẫn dầu thương mại.
- Theo độ dốc thủy lực: ống được xem là đơn giản nếu như không phân
nhánh, đường kính không thay đổi và ống phức tạp.
- Theo mức độ ăn mòn của chất truyền tải: ống trong môi trường không
ăn mòn, ít ăn mòn (nếu như tính chất làm gỉ ống thép Cacbon
≤
0,1mm/năm);

Sinh viên: Đặng Đình Tuấn Lớp: Thiết bị Dầu khí K50
16
Trường: Đại học Mỏ Địa Chất Đồ án tốt nghiệp 2010
ăn mòn trung bình (0,1
÷
0,5mm/năm) và ăn mòn cao (
≥
0,5mm/năm). Khi
truyền tải các chất lưu ăn mòn, người ta thường dùng ống thép Cacbon có bề
dày lớn hơn quy chuẩn, thép hợp kim, ống phi kim hoặc có biện pháp bảo vệ
phía trong.
- Theo điều kiện làm việc đường ống vượt qua chướng ngại vật là
nước, đầm lầy, đường sắt ...
2.4. Cấu tạo đường ống
Gồm các bộ phận sau: ống ngầm, ống đứng, van ngầm và một số bộ
phận phụ trợ khác như mối nối, lớp bọc chống ăn mòn hay bê tông gia tải...
2.4.1. Cấu tạo ống ngầm
Ống thép là bộ phận chính của đường ống chế tạo sẵn dài 6m đến 12m.
Vật liệu làm thép ống là loại có khả năng chống ăn mòn tốt, phổ biến là hợp
kim C - Mn. Theo công nghệ chế tạo mà ống thép có thể chia thành thép đúc
hay ống thép hàn, trong đó thép đúc có độ an toàn cao hơn.
Lớp chống ăn mòn ngoài ống theo nguyên tắc sơn phủ, thường chiều
dày khoảng 5mm. Các loại sơn phủ hay sử dụng là sơn có gốc epoxy hay
nhựa đường.
Lớp bê tông gia tải có chiều dày 4
÷
10cm, tác dụng tăng trọng lượng
để đảm bảo ổn định vị trí cho đường ống (trọng lượng riêng 3040kG/m
3
),

trong lớp bê tông gia tải có bố trí thép cấu tạo. Trong một số trường hợp,
người ta không dùng vỏ bê tông gia tải mà dùng khối gia tải cục bộ vít xoắn
để cố định đường ống dưới đáy biển.
Các đoạn mối nối ống được nối lại bằng mối hàn, chất lượng mối hàn
là vấn đề hết sức quan trọng khi thi công đường ống. Ngoài ra, khi đầu nối
đường ống ngầm với ống đứng hoặc sửa chữa đường ống, một số mối nối
khác có thể sử dụng mặt bích hoặc nối cơ khí.
Protector (hay anot hy sinh) là thiết bị chống ăn mòn điện hoá được
gắn cố định trên ống. Protector có nhiều hình dạng khác nhau, phổ biến là
dạng bán khuyên có chiều dày phù hợp với lớp bê tông gia tải.
2.4.2. Cấu tạo ống đứng
Ống đứng được đặt trong vùng chịu tác động ăn mòn và tải trọng lớn
do môi trường biển gây ra. Do vậy ống đứng thường có chiều dày lớn hơn
chiều dày ống ngầm việc chống ăn mòn cũng được chú ý hơn bằng phương
Sinh viên: Đặng Đình Tuấn Lớp: Thiết bị Dầu khí K50
17
Trường: Đại học Mỏ Địa Chất Đồ án tốt nghiệp 2010
pháp đặt ống trong ống hay bọc ăn mòn bằng cao su... ống đứng được cố định
vào khối chân đế nên không cần gia tải.
Một số công trình gần đây ứng dụng công nghệ ống mềm. Chẳng hạn
như từ miệng giếng ngầm (trên đáy biển) tới các giàn khai thác kiểu nổi, dẫn
chất lưu từ ống cố định trên đáy biển lên tàu chứa dầu hoặc vận chuyển dầu
từ tàu nọ qua tàu kia. Ngoài ra, ống mềm còn dùng làm ống nâng, ống kiểm
soát miệng giếng ngầm. Đường ống mềm được làm từ nhiều lớp vật liệu sợi
thép, chất dẻo, có độ bền cao đồng thời mềm dẻo nên thuận lợi khi thi công.
Tuy nhiên hạn chế đường kính ống cũng như giá thành cao hơn nhiều so với
ống cứng thông thường.
2.5. Vật liệu chế tạo ống
Trong công nghiệp dầu khí, theo vật liệu ta chia ra ống cứng và ống
mềm. Ống cứng được chế tạo từ thép Cacbon, thép không gỉ, thép hợp kim.

Ngoài ra, tùy theo yêu cầu đặc biệt ta có thể dùng các vật liệu khác như gang,
kim loại màu: đồng, nhôm, titan...; ống phi kim: bê tông, bê tông cốt thép,
thủy tinh, sứ gốm; ống mềm chế tạo từ chất dẻo, cao su, sợi kim loại.
Ống thép chiếm tỷ lệ cao nhất, chúng có yêu cầu nhất định về cơ tính
và về thành phần hóa học, nhất là hàm lượng lưu huỳnh và phốt pho cùng với
các tạp chất khác. Thông thường người ta sử dụng thép hợp kim thấp, chịu
gia công nhiệt và có thể được thường hóa.
Đối với các môi trường ăn mòn, ta phải sử dụng loại thép chịu ăn mòn
cao và thành phần hóa học cũng đòi hỏi khắt khe hơn.
Theo tiêu chuẩn API, các loại thép thông thường mác 40
÷
110 có giới
hạn chảy cực tiểu 28
÷
77 kG/mm
2
và cực đại từ 56
÷
98 kG/mm
2
và giới hạn
bền kéo tối thiểu từ 42
÷
88 kG/mm
2
. Hàm lượng phốt pho cực đại từ 0,04
÷
0,11%, lưu huỳnh từ 0,06
÷
0,065%.

Thép có độ bền cao được chế tạo ở mức độ ít hơn và không quy chuẩn,
có giới hạn chảy thấp nhất 67
÷
120 kG/mm
2
và cao nhất 77
÷
126 kG/mm
2
,
giới hạn bền kéo tối thiểu từ 77
÷
134 kG/mm
2
, có hàm lượng C < 0,45%;
Mn 1,3
÷
1,7%; Si 0,15
÷
0,3%, được tôi, ram và thường hóa. Các thép bền
cao thường giòn, không phù hợp với điều kiện khí hậu nóng lạnh đột ngột và
khó gia công cắt gọt. Với thép chịu ăn mòn, thành phần cực đại các nguyên tố
như bảng sau:
Sinh viên: Đặng Đình Tuấn Lớp: Thiết bị Dầu khí K50
18
Trường: Đại học Mỏ Địa Chất Đồ án tốt nghiệp 2010
Bảng 2.1. Thành phần phần trăm của thép chịu mòn
Loại thép C
max
Mn

max
Mo Ni, Cr,
Cu
P S Si
Lò điện,
Siemem
Martin
0,5 1,9 0,15- 0,3 0,5 0,44 0,06 0,35
Để chế tạo ống, người ta dùng công nghệ chủ yếu là cán và hàn, cá biệt
là có thể đúc, ống thép cán trực tiếp thường có chất lượng không cao do bề
dày không đều và có độ ôval lớn. Ống hàn thường chế tạo từ thép tấm theo kỹ
thuật hàn thẳng, để có chất lượng cao hơn thường dùng kỹ thuật hàn xoắn ốc.
Trong các hệ thống phân phối khí, người ta thường dùng các vật liệu
như sắt đúc, thép, polyetylen (PE), polyamit và đồng. Sắt đúc không dùng
cho ống có áp lực trên 200 kPa; ống thép dùng cho trường hợp áp lực rất cao;
ống polyetylen càng ngày càng được phổ cập nhất là hệ thống phân phối, chế
tạo theo công nghệ polyme hóa etylen, có tỷ trọng từ 0,91
÷
0,96 có thể xem
là một vật liệu nhớt - dẻo. Có 2 loại phổ biến cho ống dẫn khí là PE-80 (tới
áp suất 420 kPa) và PE-100 (tới áp suất 700 kPa). So với ống thép thì ống
polyetylen bền với hóa chất, không bị ăn mòn, dễ vận chuyển và có tính kinh
tế, nhưng loại ống này không chịu được áp lực cao, khi nhiệt độ tăng thì độ
bền giảm. Ống polyamit có tính chất tương tự như ống PE nhưng có giới hạn
chảy, giới hạn bền, độ cứng và mật độ cao hơn, việc ghép nối không dùng
phương pháp hàn mà chỉ cán. Đồng là một loại vật liệu tuổi thọ cao, dễ sử
dụng song rất đắt tiền nên chỉ dùng cho các mạng phân phối trong nhà, không
dùng cho các ống dẫn chính.
Bảng 2.2. Đặc tính ống thép do Nga sản xuất
TT Các loại ống Kích thước của ống Quy

chuẩn
Đường kính
ngoài (mm)
Bề dày
(mm)
Chiều dài
(m)
Sinh viên: Đặng Đình Tuấn Lớp: Thiết bị Dầu khí K50
19
Trường: Đại học Mỏ Địa Chất Đồ án tốt nghiệp 2010
1 Ống thép hàn 8
÷
1620 1
÷
4 1,5
÷
18 10704-63
2 Ống hàn - kéo
nguội và cán
nguội
5
÷
76 0,5
÷
3 1,5
÷
8,5 10704-63
3 Ống hàn với
mối hàn xoắn
vít

426
÷
1220 4
÷
12 10
÷
18 8696-62
4 Ống thép liền
cán nóng
25
÷
530 2,5
÷
75 4
÷
12,5 8732-70
5 Ống thép liền
kéo nguội và
cán nguội
1
÷
200 0,1
÷
12 1,5
÷
9 8734-58
6 Ống chế tạo
chính xác
4
÷

710 0,1
÷
32 1
÷
9 9567-60
7 Ống liền chịu
áp lực cao
6
÷
13 2
÷
4,5 0,5
÷
4 11017-72
8 Ống thép liền
gia công nóng
bằng thép
không gỉ
57
÷
325 3,5
÷
32 1,5
÷
10 9940-72
9 Ống liền gia
công nguội và
gia công nóng
bằng thép
không gỉ

5
÷
250 0,2
÷
22 1,5
÷
9 9941-72
10 Ống hàn bằng
thép không gỉ
8
÷
102 1
÷
4 1,5
÷
8 11068-64
Ống mềm trong các hệ thống khai thác trên biển có 2 loại chính, khác
nhau về mật độ phù hợp với hai điều kiện nổi trên mặt nước và chìm xuống
đáy biển. Đường ống mềm có hai phần là các đầu nối bằng kim loại và phần
thân ống, đầu nối liên kết với thân nhờ keo dán chuyên dụng. Mặt cắt của
thân ống mềm cứng từ ngoài vào trong thường có các lớp: lớp vỏ, lớp vải, lớp
kim loại - cao su, lớp sợi, lớp cao su, lớp dây kim loại, lớp dây sợi thứ hai và
lớp kim loại - cao su.
Sinh viên: Đặng Đình Tuấn Lớp: Thiết bị Dầu khí K50
20
Trường: Đại học Mỏ Địa Chất Đồ án tốt nghiệp 2010
2.6. Nhiệm vụ tính toán thiết kế đường ống
Đường ống phải có đủ độ bền chống lại các tải trọng tác động lên nó
trong quá trình xây lắp, thử nghiệm ống cũng như khi đường ống đã đưa vào
vận hành. Trong quá trình xây lắp, ống sẽ bị uốn, kéo và xoắn. Còn khi

đường ống đưa vào vận hành nó sẽ bị tác động bởi áp suất bên trong từ lưu
chất và từ bên ngoài bởi môi trường biển, đất xung quanh. Ngoài ra đường
ống còn chịu các ứng suất gây ra bởi sự thay đổi nhiệt độ.
Đường ống có thể chịu tải trọng bên ngoài: chẳng hạn như ống dưới
biển chịu tải trọng là các va chạm với neo, lưới thả cá... còn với trường hợp
ống trên đất liền thì tải trọng ngoài có thể là sự lắng xuống khác nhau của đất
xung quanh ống, tải trọng tạo ra từ các phương tiện giao thông trên đỉnh ống
hoặc là va chạm với các thiết bị đào đất... Các yêu cầu về độ bền cho các
đường ống ngoài biển thường cao hơn so với đường ống ở đất liền.
2.6.1. Thiết kế chống lại áp suất bên trong ống
Áp suất bên trong tạo ra từ lưu chất vận chuyển trong ống là tải trọng
quan trọng nhất cho một đường ống. Trong trường hợp điển hình, một ống
30inch chịu áp suất trong 15MPa, chịu tải trọng tổng là 11MN trên mỗi mét
đường ống thì khi đó mỗi mét đường ống chịu một lực vòng có độ lớn là
5,5MN. Ngoài ra ứng suất vòng tạo bởi áp suất trong được xác định chủ yếu
bằng phương pháp thống kê sao cho không xảy ra tình trạng phân bố ứng suất
nào đủ lớn và ứng suất không bị bổ sung hoặc làm suy giảm bởi ứng suất đàn
hồi. Nếu ứng suất vòng quá lớn, đường ống có thể bị oằn theo hướng chu vi,
hiện tượng oằn diễn ra tiếp theo sẽ làm mỏng đường ống và cuối cùng gây
gãy ống.
Để tính ứng suất do áp suất trong gây ra, người ta thường dùng công
thức Barlow cho tất cả các loại vật liệu và các ống có quy chuẩn khác nhau.
δ
σ
2
.
ei
DP
=
(2.1)

Trong đó:
σ
: Ứng suất theo chu vi ống;
P
i
: Áp suất trong ống, N/mm
2
;
D
e
: Đường kính ngoài ống, mm;
δ
: Bề dày định mức của thành ống, mm.
Sinh viên: Đặng Đình Tuấn Lớp: Thiết bị Dầu khí K50
21
Trường: Đại học Mỏ Địa Chất Đồ án tốt nghiệp 2010
Nếu xem
o
σ
là giới hạn chảy đối với vỡ ống, thì áp suất gây vỡ sẽ là:
e
o
v
D
P
δσ
..2
=
(2.2)
Khi tính toán phải kể đến các hệ số an toàn mà trước hết là an toàn do

chế tạo, thường chấp nhận 0,875 và ngoài ra phải tính đến sai số khi thiết kế
với hệ số 0,72 do đó:








=
e
o
v
D
P
δσ
..2
.875,0.72,0
(2.3)
Hoặc bề dày an toàn của ống phải là:
o
ev
DP
σ
δ
.875,0.72,0.2
.
=
(2.4)

Ví dụ: Đối với đường ống có D
e
= 762 mm, P
v
= 15 MPa,
o
σ
= 413,7 N/mm
2
thì theo công thức trên ta tính được
δ
= 21,9 mm.
Trong thực tế thông thường, kích thước đường ống được lựa chọn tuân
theo tiêu chuẩn API. Bề dày kế tiếp trong tiêu chuẩn API là 22,2 mm nên có
thể chọn bề dày này cho đường ống ở trên. Trong trường hợp đặc biệt đường
ống có thể có đường kính và bề dày bất kỳ. Ví dụ trong trường hợp đường
ống lớn và dài thì tiết kiệm chi phí so với sử dụng đường ống theo API là khá
đáng kể.
2.6.2. Thiết kế chống lại áp suất bên ngoài ống
Tải trọng do áp suất bên ngoài có tác dụng làm méo ống. Áp suất này ít
gây nguy hiểm cho ống dẫn, trừ trường hợp lắp ngầm sâu vào trong ống rỗng
(không có áp suất trong). Giá trị áp suất bóp méo được tính bằng lý thuyết và
thực nghiệm, các đường ống có độ ôval nhất định, bề dày không đều. Công
thức lý thuyết Sarkixop đề xuất đã lưu ý đến hai đặc điểm trên:
( )







−+−+=
cccd
uvuvuKP
σσσ
..4...1,1
2
min
; (2.5)
u = E.K
o
2
.
ξ
; (2.6)
v = 1 +
3
min
..4
.3
ρ
K
e
; (2.7)
Trong đó:
E: Module đàn hồi, 2,1.10
6
kG/cm
2
;

c
σ
: Giới hạn chảy của thép, kG/cm
2
;
e: Độ ôval của ống,
ba
ba
e
+
−
=
2
;
Sinh viên: Đặng Đình Tuấn Lớp: Thiết bị Dầu khí K50
22
Trường: Đại học Mỏ Địa Chất Đồ án tốt nghiệp 2010
a, b là các bán trục của elip, thường chấp nhận e = 0,01
e
o
o
D
K
δ
=
;
e
D
K
min

min
δ
=
;
min
δ
δ
ρ
o
=
o
δ
,
min
δ
,
δ
: bề dày trung bình, tối thiểu và định mức của thành
ống, thông thường với ống thép cán thì
o
δ
= 0,9
δ
;
min
δ
= 0,875
δ
.
Công thức (2.5) thuần túy lý thuyết, kết hợp thấp hơn số liệu thí

nghiệm từ 30 - 60%.
Quy chuẩn API đề nghị áp dụng các công thức thực nghiệm có lưu ý
đến độ ôval của ống trong giới hạn các sai số. Khi xác định áp suất ngoài giới
hạn (áp suất bóp méo), người ta phân biệt hai trường hợp ống thành dày cả
ống thành mỏng căn cứ vào tỷ số
δ
e
D
; Với
δ
e
D
bé thì thuộc vùng dẻo và giới
hạn của thép chiếm vai trò quan trọng, với
δ
e
D
lớn sẽ thuộc vùng đàn hồi, và
lúc đó kích thước hình học giữ vị trí chính. Thực ra, không tồn tại một quan
điểm chính xác về sự thay đổi giữa hai vùng mà sự chuyển tiếp xảy ra từng
bước, nghĩa là có sự chuyển tiếp giữa hai vùng, các công thức phổ biến của
API như sau:
Trong vùng dẻo:
δ
e
D
< 14
2
1.2.75,0















−=
e
e
cd
D
D
P
δ
δ
σ
; (2.8)
Trong vùng đàn hồi:
δ
e
D
> 18

















−=
2
6
110.4,4.75,0
ee
d
DD
P
δδ
; (2.9)
Trong vùng chuyển tiếp:













−=
046,0
5,2
.75,0
δ
σ
e
cd
D
P
(2.10)
Trong các công thức từ (2.6) đến (2.8),
c
σ
: Giới hạn chảy của vật liệu,
các giá trị P
d
tính ra kG/cm
2
. Các giá trị tính toán lớn hơn 25 - 30% so với
công thức Sarkixop.
2.6.3. Thiết kế chống lại sự thay đổi nhiệt độ

Sinh viên: Đặng Đình Tuấn Lớp: Thiết bị Dầu khí K50
23
Trường: Đại học Mỏ Địa Chất Đồ án tốt nghiệp 2010
Khi vận chuyển trong đường ống, nhiệt độ của chất chuyển tải được
truyền qua ống ra môi trường nên nhiệt độ của chất lưu sẽ giảm dần theo
khoảng cách. Với dầu, khi nhiệt độ giảm, độ nhớt sẽ tăng, dẫn tới tổn hao ma
sát lớn và tăng công suất vận chuyển, nếu dầu có nhiều nhựa và parafin có thể
gây ra sự đông đặc gây tắc nghẽn và có thể dẫn tới phá hủy đường ống. Khi
vận chuyển khí, nhiệt độ giảm sẽ dẫn tới sự ngưng tụ các thành phần lỏng
hoặc hình thành các chất ở thể rắn. Việc tính toán nhiệt là sự xác định sự thay
đổi nhiệt độ dọc tuyến ống để xác định vị trí có thể xảy ra hiện tượng nhiệt độ
chất lỏng vượt quá giới hạn thiết kế hoặc chất khí bắt đầu ngưng tụ. Từ đó tìm
ra các giải pháp phù hợp:
- Ngăn cản, giảm thiểu sự truyền nhiệt ra môi trường xung quanh tức là
giải quyết bài toán về bảo ôn tuyến ống.
- Nâng nhiệt độ của chất truyền tải đến giá trị an toàn, tức là bổ sung
nhiệt cho chất truyền tải, thực chất là chọn vị trí đặt và công suất của các trạm
gia nhiệt.
- Dùng các giải pháp vật lý và hóa học để hạ thấp hoặc ngăn chặn sự
ngưng tụ chất khí hoặc đông đặc của chất lỏng.
Sự hiểu biết và nắm được quy luật thay đổi nhiệt độ theo đường ống là
cần thiết cho các nhà thiết kế cũng như vận hành tuyến ống.
Sinh viên: Đặng Đình Tuấn Lớp: Thiết bị Dầu khí K50
24
Trường: Đại học Mỏ Địa Chất Đồ án tốt nghiệp 2010
CHƯƠNG 3
THI CÔNG TUYẾN ỐNG VẬN CHUYỂN DẦU
TỪ GIÀN MSP9 ĐẾN BK3, MỎ BẠCH HỔ
3.1. Tổng quan về thi công tuyến ống biển
3.1.1. Mục đích

- Thi công đường ống là đặt ống vào đúng vị trí thiết kế dưới đáy biển
- Là giai đoạn thi công chính, chiếm nhiều thời gian và chi phí nhất
- Thường sử dụng các phương tiện thi công chuyên dụng
- Lựa chọn ra phương án thi công thích hợp nhất để vừa đảm bảo yêu
cầu kỹ thuật cũng như giá trị kinh tế…
3.1.2. Các phương pháp thi công tuyến ống biển
Hiện nay có rất nhiều phương pháp thi công đường ống ngầm, bao gồm
phương pháp thi công bằng xà lan (tàu) thả ống, phương pháp thi công kéo
ống và nhiều phương pháp khác. Việc lựa chọn phương pháp thi công thích
hợp phụ thuộc vào từng điều kiện cụ thể và đặc điểm của loại ống cần thi
công như đặc trưng về kích thước ống, ống có được bọc gia tải hay không
được bọc gia tải, độ sâu thi công, điều kiện thời tiết, đội tàu thi công sẵn có,
thời gian thi công cho phép, tính kinh tế của từng phương pháp…
* Các phương pháp thi công chủ yếu:
- Thả ống theo phương ngang bằng xà lan chuyên dụng (S - lay);
- Xà lan thả ống có trống cuộn (Reel barge);
- Kéo ống trên mặt nước (Surface float);
- Kéo ống sát mặt nước (Below surface float);
- Kéo ống sát đáy biển (Controlled about bottom pull);
- Thả ống bằng ống chữ J từ platform;
- Thả ống theo phương đứng bằng xà lan chuyên dụng (J - lay);
3.1.3. Giới thiệu các phương pháp thi công đường ống hiện đang được áp
dụng
3.1.3.1. Phương pháp thi công bằng xà lan thả ống (Lay - Barge Methode)
Sinh viên: Đặng Đình Tuấn Lớp: Thiết bị Dầu khí K50
25