Thiết kế và tối ưu hóa công nghệ giàn đại hùng

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
--------------------------------------PHẠM HỒNG ĐỨC

THIẾT KẾ VÀ TỐI ƯU HÓA CÔNG NGHỆ GIÀN ĐẠI HÙNG

Chuyên ngành : Kỹ Thuật Hóa Học

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
CHUYÊN NGÀNH KỸ THUẬT HÓA HỌC

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:
PGS.TS. NGUYỄN THỊ MINH HIỀN

Hà Nội – 2013


LỜI CAM ĐOAN
----------

Bản luận văn thạc sỹ ngành kỹ thuật Hóa học với để tài: “Thiết kế và tối ưu
hóa công nghệ giàn Đại Hùng” được hoàn thành dưới sự hướng dẫn của PGS.TS.
Nguyễn Thị Minh Hiền – Bộ môn Công nghệ Hữu cơ Hóa dầu – Viện kỹ thuật Hóa
học – Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội.
Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu, kết
quả nêu trong luận án là trung thực, và nội dung này chưa từng được công bố trong
bất kì công trình nghiên cứu nào trước đó.

Hà Nội, tháng 9 năm 2013
Tác giả luận án

PHẠM HỒNG ĐỨC

2


LỜI CẢM ƠN
Tôi xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới PGS.TS. Nguyễn Thị Minh Hiền,
người đã dạy dỗ, hướng dẫn tận tình, sâu sắc về mặt khoa học, đồng thời cung cấp
những trang thiết bị cần thiết giúp tôi có thể hoàn thành luận văn thạc sỹ này. Được
tiếp xúc, học tập, nghiên cứu dưới sự hướng dẫn của cô đã giúp tôi phát triển và
trưởng thành lên rất nhiều, cả về kiến thức lẫn tác phong làm việc.
Tôi xin cảm ơn các thầy cô giáo trường Đại học Bách Khoa Hà Nội đã dạy
dỗ và giúp đỡ tôi trong suốt thời gian học tại trường.
Tôi cũng xin cảm ơn gia đình và tất cả những người bạn đã động viên, giúp
đỡ tôi trong suốt quá trình hoàn thành luận văn này.

Hà Nội, tháng 9 năm 2013
Học viên

PHẠM HỒNG ĐỨC

3


MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN.............................................................................................................. 2
LỜI CẢM ƠN ................................................................................................................... 3
DANH MỤC CÁC KÝ HIÊU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT ...................................................... 6
DANH MỤC BẢNG ......................................................................................................... 7
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ ............................................................................ 8

MỞ ĐẦU .......................................................................................................................... 9
1.

GIỚI THIỆU ........................................................................................................... 10
1.1.

1.1.1.

Bể Cửu Long .............................................................................................. 11

1.1.2.

Bể Nam Côn Sơn (NCS) ............................................................................ 11

1.1.3.

Các bể khác ................................................................................................ 12

1.2.

2.

3.

4.

Mạng lưới khai thác dầu khí ngoài khơi Đông Nam bộ ...................................... 10

Tổng quan công nghệ trên giàn.......................................................................... 13

1.2.1.

Sơ lược về cấu trúc giàn ............................................................................. 13

1.2.2.

Các phần công nghệ chính trên giàn ........................................................... 16

1.3.

Mỏ Đại Hùng .................................................................................................... 21

1.4.

Giàn FPU-DH1 ................................................................................................. 24

1.5.

Giàn WHP-DH2 ................................................................................................ 25

PHÁT TRIỂN VÀ MỞ RỘNG KHAI THÁC CỤM MỎ ĐẠI HÙNG ..................... 27
2.1.

Mở rộng khai thác ............................................................................................. 27

2.2.

Tăng cường thu gom khí.................................................................................... 27

2.2.1.

Sản lượng khí dự báo của FPU-DH1 .......................................................... 27

2.2.2.

Sản lượng khí dự báo WHP-DH2 ............................................................... 29

TỔNG QUAN TÍNH TOÁN VÀ MÔ PHỎNG CÔNG NGHỆ ................................ 33
3.1.

Mô phỏng công nghệ ......................................................................................... 33

3.2.

Nguyên lý tính toán tối ưu thiết bị tách pha ....................................................... 36

THIẾT KẾ CÔNG NGHỆ GIÀN WHP-DH2 .......................................................... 43
4.1.

Dữ liệu thiết kế.................................................................................................. 43

4.1.1.

Sản lượng khai thác của WHP-DH2 ........................................................... 43

4.1.2.

Tổng sản lượng mỏ Đại Hùng (FPU-DH1 + WHP-DH2) ............................ 44

4.1.3.

Tính chất của hydrocacbon thu được từ các giếng ...................................... 44

4.2.

Mô phỏng công nghệ giàn WHP-DH2 ............................................................... 48

4.2.1.

Mục đích .................................................................................................... 48

4.2.2.

Cơ sở và giả định ....................................................................................... 48

4.2.3.

Dự liệu đầu vào cho mô phỏng ................................................................... 50
4


4.2.4.
4.3.
5.

Kết quả mô phỏng giàn WHP-DH2 ................................................................... 59

MÔ PHỎNG KIỂM TRA TƯƠNG THÍCH CÔNG NGHỆ VỚI FPU-DH1 ............. 60
5.1.

Mục đích ........................................................................................................... 60

5.2.

Các điều kiện và giả định .................................................................................. 60

5.2.1.

Đối với quá trình mô phỏng trên giàn FPU-DH1 ........................................ 60

5.2.2.

Đối với tính tương thích công nghệ trên FPU-DH1 ..................................... 61

5.3.

Mô phỏng .......................................................................................................... 62

5.3.1.

Sơ đồ mô phỏng FPU-DH1 + WHP-DH2 ................................................... 62

5.3.2.

Thành phần nguyên liệu đưa vào thiết bị tách cấp 1 trên FPU-DH1 ............ 63

5.3.3.

Mô phỏng các thiết bị trên giàn FPU-DH1.................................................. 65

5.3.4.

Điều chỉnh trên FPU-DH1 để phù hợp với chất lượng sản phẩm đầu ra ...... 67

5.4.

Kết quả mô phỏng ............................................................................................. 68

5.5.

Đánh giá tương thích của các thiết bị trên FPU-DH1 ......................................... 69

5.5.1.

Thiết bị tách cấp 1 (V-1101-C-1)................................................................ 69

5.5.2.

Thiết bị tách cấp 2 (V-1101-C-2)................................................................ 70

5.5.3.

Thùng đệm (V-1101-C-3)........................................................................... 71

5.5.4.

Bơm xuất sản phẩm (G-1501A/B/C) .......................................................... 73

5.5.5.

Tính khả thi của việc sử dụng thiết bị làm mát hiện hữu ............................. 74

5.5.6.

Các thay đổi cẩn thiết để duy trì chất lượng sản phẩm xuất ra ..................... 74

5.5.7.

Hệ thống nước sản xuất .............................................................................. 75

5.5.8.

Hệ thống khí điều khiển ............................................................................. 77

5.5.9.

Hệ thống đuốc đốt ...................................................................................... 77

5.6.
6.

Quá trình mô phỏng ................................................................................... 55

Kết luận về tính tương thích công nghệ trên FPU-DH1 ...................................... 78

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .................................................................................. 81
6.1.

Kết luận ............................................................................................................ 81

6.2.

Những điểm mới của luận văn ........................................................................... 81

TÀI LIỆU THAM KHẢO ............................................................................................... 82

5


DANH MỤC CÁC KÝ HIÊU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT
Adj
BBL
BPD
BWPD
CCP
CPP
CS
DH
EPS
FPU
FPU-DH1
FSO
FTHP
FWS
GPP
HP
LP
Max.
Min.
MSL

NCS
Nor.
NPSH
OHTC
P&ID
PFD
PP
PVEP
PVT
RVP
Std
WHP
WHP-DH2

Hiệu chỉnh
Thùng
Thùng trên ngày
Thùng nước trên ngày
Giàn nén trung tâm
Giàn công nghệ trung tâm
Thép carbon
Đại Hùng
Hệ thống sản xuất sớm
Giàn khai thác nổi
Giàn khai thác nổi Đại Hùng 1
Tàu chứa nổi
Flowing Tubing Head Pressure
Dòng đầu giếng
nhà máy xử lý khí
Áp suất cao

Áp suất thấp
Lớn nhất
Nhỏ nhất
Mực nước biển
Nam Côn Sơn
Bình thường
Cột áp hút hiệu dụng của bơm
Tổng hệ số truyền nhiệt
Bản vẽ đường ống và thiết bị
Bản vẽ dòng công nghệ
Poly Propylene
Tổng công ty thăm dò dầu khí Việt Nam
Nhiệt đồ - Thể tích - Áp suất
Áp suất hơi Reid
Tiêu chuẩn
Giàn đầu giếng
Giàn đầu giếng Đại Hùng 2

6


DANH MỤC BẢNG
Bảng 2.1. Sản lượng khai thác khí đồng hành mỏ Đại Hùng 1 ............................... 28
Bảng 2.2. Sản lượng khai thác khí đồng hành mỏ Đại Hùng 1 ............................... 29
Bảng 2.3. Sản lượng khí dự báo của mỏ Đại Hùng – không bơm ép vỉa................. 30
Bảng 2.4. Sản lượng khí dự báo của mỏ Đại Hùng - có bơm ép vỉa ....................... 31
Bảng 4.1. Dữ liệu và thành phần dòng tại các giếng .............................................. 45
Bảng 4.2. Dữ liệu và thành phần dòng các giếng đang hoạt động........................... 46
Bảng 4.3. Các trường hợp mô phỏng ..................................................................... 49
Bảng 4.4. Tổn thất áp suất do cao độ và đường ống (kPa)...................................... 50

Bảng 4.5. Thành phần dòng cho mô phỏng ............................................................ 50
Bảng 4.6. Các tính chất của cấu tử giả định ........................................................... 51
Bảng 4.7. Tính chất nhiệt-vật lý của Rigid Riser.................................................... 53
Bảng 4.8. Các tính chất nhiệt-vật lý của Flexible Flowline ................................... 53
Bảng 4.9. Các tính chất nhiệt-vật lý của Flexible Dynamic Riser ........................... 54
Bảng 4.10. Dữ liệu Metocean ................................................................................ 54
Bảng 4.11. Các tính chất nhiêt – vật lý của nước và không khí. ............................. 55
Bảng 5.1. Các trường hợp mô phỏng ..................................................................... 61
Bảng 5.2. Áp suất và nhiệt độ của giai đoạn phân tách cấp 1 ................................. 63
Bảng 5.3. Điều kiện cho dòng nguyên liệu cho thiết bị tách cấp 1.......................... 65
Bảng 5.4. So sánh hiệu suất gia nhiệt / làm lạnh .................................................... 67
Bảng 5.5: Các thông số công nghệ chính cho quá trình kiểm tra tính tương thích trên
giàn FPU-DH1 ...................................................................................................... 68
Bảng 5.6. Kết quả kiểm tra tính tương thích đồi với thiết bị tách cấp 1 .................. 69
Bảng 5.7. Kiểm tra tính tương thích của thiết bị tách cấp 2 .................................... 70
Bảng 5.8. Kết quả kiểm tra tính tương thích đồi với thùng đệm ............................. 72
Bảng 5.9. Kết quả kiểm tra tính tương thích của bơm xuất sản phẩm ..................... 73
Bảng 5.10. So sánh giữa lưu lượng nước sản xuất tiếp nhận mới và cũ .................. 76
Bảng 5.11. So sánh lưu lượng dòng mới và thiết kế hiện hữu ................................ 78

7


DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ
Hình 1.1. Vị trí các mỏ dầu khí tại thềm lục địa Việt Nam ..................................... 10
Hình 1.2. Các loại công trình biển ngoài khơi ........................................................ 13
Hình 1.3. Tổng quan công nghệ xử lý dầu và khí trên giàn .................................... 15
Hình 1.4. Cấu tạo Wellhead và Christmas tree ....................................................... 16
Hinh 1.5. Sơ đồ khai thác giàn FPU-DH1 .............................................................. 22
Hình 1.6. Sơ đồ khai thác tại WHP-DH2 ............................................................... 23

Hinh 1.7. Bản đồ các cụm mỏ tại khu vực Đông Nam ........................................... 23
Hình 1.8. Sơ đồ công nghệ giàn bán chìm FPU-DH1 ............................................. 24
Hình 1.9. Sơ đồ công nghệ trên giàn WHP-DH2.................................................... 25
Hình 2.1. Biểu đồ sản lượng khí dự báo của mỏ Đại Hùng .................................... 32
Hình 3.1. Các lực tác dụng lên hạt lỏng trong dòng khí ......................................... 38
Hình 3.2. Đồ thị mối quan hệ giữa hệ số cản C’ và Re cho hạt tròn ....................... 39
Hình 3.3. Đồ thị hệ số cản của hạt tròn .................................................................. 40
Hình 4.1. Hệ thống đường ống 6” nối WHP-DH2 và FPU-DH1 ............................ 51
Hình 4.2. Sơ đồ đường ống WHP-DH2 về FPU-DH1 ............................................ 52
Hình 4.3. Sơ đồ mô phỏng công nghệ WHP-DH2.................................................. 55
Hình 5.1. Sơ đồ mô phỏng FPU-DH1+WHP-DH2 ................................................ 62

8


MỞ ĐẦU
Trữ lượng dầu của nước ta tăng hàng năm rất nhanh kể từ năm 1988 sau khi
phát hiện dầu trong móng nứt nẻ trước Đệ Tam ở mỏ Bạch Hổ. Năm 1988, trữ
lượng ước tính vào khoảng 113 triệu tấn dầu có khả năng thu hồi. Sau thời gian trên
10 năm đã được bổ sung vào nguồn trữ lượng khoảng 289 triệu tấn nâng tổng số trữ
lượng dầu đến 31/12/2004 đạt 402 triệu tấn. Như vậy, ngoài việc gia tăng thăm dò
tìm kiếm để gia tăng trữ lượng dầu, chúng ta còn phải có những biện pháp khai thác
hợp lý, tận dụng được tối đa trữ lượng dầu khí tại các mỏ. Việc lắp đặt các giàn khai
thác trên biển là điều rất khó khăn, do đó cần phải thiết lập công nghệ khai thác, xử
lý và tồn chứa dầu khí hợp lý và tối ưu nhất. Ngoài ra, các giàn đều phải có một kế
hoạch phát triển dựa trên những báo cáo và dự báo về trữ lượng, chất lượng sản
phẩm của mỏ đang khai thác để gia tăng hiệu quả sử dụng của các thiết bị trên giàn,
tăng hiệu quả kinh tế.
Mỏ Đại Hùng là một mỏ dầu thô và khí đốt đồng hành nằm tại lô số 5-1 ở
phía tây bắc bồn trũng Trung Nam Côn Sơn (thềm lục địa Việt Nam) trên vùng biển

đông nam biển Đông Việt Nam. Mỏ được khai thác chính bởi giàn FPU-DH1. Tuy
nhiên theo dự báo trữ lượng dầu thỏ tại các vỉa đang khai thác sẽ giảm dần. Do đó
cần phải gia tăng số lượng vỉa được khai thác. Đến năm 2011, mỏ Đại Hùng đi vào
khai thác giai đoạn 2 cùng với giàn WHP-DH2. Việc tính toán thiết kế công nghệ
của giàn WHP-DH2 đóng vai trò quan trọng về mặt kỹ thuật cũng như tính kinh tế
của dự án. Do đó cần phải nghiên cứu làm sao để đưa ra cấu hình tối ưu cho một
giàn mới đồng thời kết nối và tận dụng được các thiết bị trên giàn cũ. Đó chính là
mục đích nghiên cứu của luận văn này.
Luận văn này sẽ nhằm giải quyết 2 vấn đề chính sau:
 Mô phỏng và thiết kê công nghệ giàn WHP-DH2
 Tính toán kiểm tra tính tương thích công nghệ với FPU-DH1

9


1. GIỚI THIỆU
1.1.

Mạng lưới khai thác dầu khí ngoài khơi Đông Nam bộ
Các hoạt động tìm kiếm thăm dò dầu khí tại Việt Nam được bắt đầu trên đất

liền từ những năm 1960 và ngoài khơi từ những năm 1973. Từ đó tới nay, công tác
thăm dò dầu khí được triển khai sôi động chủ yếu tập trung ở bốn bể trầm tích là
Sông Hồng, Cửu Long, Nam Côn Sơn và Malay - Thổ Chu. Quá trình tìm kiếm đã
thực hiện khoảng 600 giếng thăm dò, đánh giá trữ lượng và khai thác với tổng số
mét khoan trên 2 triệu km, qua đó đã phát hiện trên 70 mỏ chứa dầu khí với hơn
một nửa là các mỏ khí, trong đó các mỏ đang được khai thác là Tiền Hải, Bạch Hổ,
Rạng Đông, Rồng, Ruby, Sư Tử Đen, Hồng Ngọc, Rồng Đôi, Rồng Đôi Tây, Lan
Tây-Lan Đỏ, Đại Hùng, Cái Nước…Sản lượng khai thác trên 350 nghìn thùng/ngày
và 18 triệu m3/ khí ngày. Ngoài ra, còn nhiều mỏ đang trong giai đoạn phát triển

hoặc nghiên cứu để chuẩn bị phát triển và còn nhiều phát hiện khác cũng đang được
tiếp tục thẩm lượng để chính xác hóa trữ lượng. Dưới đây là vị trí các mỏ dầu khí
tại thềm lục địa của Việt Nam (Hình 1.1)

Hình 1.1. Vị trí các mỏ dầu khí tại thềm lục địa Việt Nam

10


Mạng khí khu vực Đông Nam Bộ hiện nay tập trung khai thác, thu gom và
vận chuyển khí từ các mỏ nằm trong các bể Cửu Long và bể Nam Côn Sơn, ngoài ra
còn một vài các bể khác đang trong thời gian thăm dò và đánh giá trữ lượng như
sau:
1.1.1. Bể Cửu Long
Bể trầm tích Cửu Long nằm chủ yếu trên thềm lục địa phía nam Việt Nam và
một phần đất liền thuộc khu vực sông Cửu Long. Bể có hình bầu dục, vồng ra về
phía biển, nằm dọc theo bờ biển Vũng Tàu – Bình Thuận. Bể Cửu Long có diện tích
khoảng 58.000 km2, nằm dọc theo bờ biển Đông Nam với chiều sâu nước biển dưới
100m được lấp đầy bởi lớp trầm tích có chiều dày thay đổi lớn. Bể Cửu Long với
tiềm năng chủ yếu là dầu và khí, các hoạt động thăm dò khai thác diễn ra mạnh mẽ
và đây là khu vực rủi ro thấp. Trong giai đoạn 2006 – 2009, bể Cửu Long chiếm tỷ
trọng cao nhất về gia tăng trữ lượng của Việt Nam. Các mỏ đã được phát hiện trong
bể Cửu Long bao gồm:
 Ruby, Emerral, Pearl, Diamond, Topaz, Jade
 Bạch Hổ, Rồng
 Cá Ngừ Vàng
 Nam Rồng, Đồi Mồi
 Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Sư Tử Trắng
 Rạng Đông, Phương Đông
 Tê Giác Trắng, Ba Vì, Bà Đen, Voi Trắng

 Hải Sư Trắng, Hải Sư Đen
 Thăng Long, Đông Đô.

1.1.2. Bể Nam Côn Sơn (NCS)
Bể Nam Côn Sơn có diện tích xấp xỉ khoảng 160.000 km2, nằm dọc thềm lục
địa Đông Nam Việt Nam, nguồn khí thuộc bể Nam Côn Sơn chủ yếu là khí tự nhiên,

11


được lấp đầy bởi một lớp trầm tích có bề dày lớn có thể lên tới 14km. Độ sâu nước
biển trong phạm vi của bể thay đổi rất lớn, từ vài chục mét ở phía Tây đến 1000m ở
phía Đông. Việc tìm kiếm thăm dò dầu khí khu vực bể Nam Côn Sơn được bắt đầu
từ năm 1992, tới nay vẫn diễn ra rất chậm chạp. Các mỏ đã được phát hiện trong bể
Nam Côn Sơn bao gồm:
 Lan Tây, Lan Đỏ
 Hải Thạch/Mộc Tinh
 Kim Cương Tây
 Cá Chó
 Rồng Đôi, Rồng Đôi Tây
 Đại Hùng
 Thanh Long
 Thiên Ưng/Mãng Cầu
 Dừa, C
 Chim Sáo
 Thiên Nga

1.1.3. Các bể khác
Ngoài các bể Nam Côn Sơn và bể Cửu Long, khu vực khí Đông Nam Bộ còn
có các bể khác cũng có tiềm năng về khí rất lớn như:

 Bể Tư Chính – Vũng Mây nằm ở vùng nước sâu trên thềm lục địa và vùng
đặc quyền kinh tế Việt Nam, bể này tiếp giáp với bể Nam Côn Sơn ở phía
Tây. Ở đây mới có một số các tài liệu về địa chấn và một vài giếng khoan
tìm kiếm. Các tài liệu địa vật lý dự báo bể này có chiều dày các lớp trầm tích
có thể đạt 7-8 km ở các vùng trũng sâu, bể này có cấu trúc địa chất phức tạp,
bị phân chia thành các đới nâng và các vùng trũng xen kẽ nhau. Trữ lượng
tiềm năng dầu khí của bể này khoảng 443.6 triệu m3.

12


 Bể Phú Khánh phân bố dọc theo bờ biển Miền Trung, có trữ lượng tiềm năng
khoảng 118.09 triệu m3.
 Nhóm bể Hoàng Sa và Trường Sa.
Như vậy, khu vực Đông Nam Bộ hiện tại đang có hai bể hoạt động khai thác
dầu và khí, với bể Cửu Long là khu vực nước nông, gần bờ khai thác chủ yếu là dầu
và một phần khí đồng hành. Đối với bể Nam Côn Sơn cách Vũng Tàu khoảng 250
km, là vùng nước sâu khai thác chủ yếu là khí tự nhiên và một vài mỏ dầu/khí đồng
hành. Mỏ Đại Hùng nằm trong bể Nam Côn Sơn thuộc lô 05-1A do Tổng công ty
thăm dò dầu khí Việt Nam (PVEP) vận hành và khai thác từ nằm 1994.

1.2.

Tổng quan công nghệ trên giàn

1.2.1. Sơ lược về cấu trúc giàn
Về mặt cấu trúc, kết cấu, các giàn khoan, tàu chứa nổi ngoài khơi… thường
được gọi là các công trình biển. Tùy thuộc vào độ sâu của mực nước biển, mục đích
sử dụng mà các công trình biển được chia ra thành 2 nhóm là công trình biển mềm
và công trình biển cố định:

Hình 1.2. Các loại công trình biển ngoài khơi

13


Để đưa ra công nghệ cho một giàn cần phải nghiên cứu về chất lượng nguyên
liệu đầu vào (thành phần dầu và khí), khả năng thu gom và xuất sản phầm cũng như
khả năng kinh tế của dự án. Một số công nghệ giàn thường gặp:
 Giàn đầu giếng (WHP): mục đích chính của các WHP đó là lấy sản phẩm từ
các giếng dầu, phân tách sơ bộ và xuất sản phẩm đến khu vực thu gom.
Thông thường các WHP là các giàn không có người vận hành, các chế độ
điều khiển giàn sẽ được thực hiện ở giàn trung tâm thông qua hệ thống cáp
tín hiệu trên biển.
 Giàn công nghệ trung tâm (CPP): Giàn CPP sẽ thu gom sản phần từ các mỏ
(thông qua các giàn đầu giếng) và các giếng dầu. CPP là giàn có chứa đầy đủ
nhất các công nghệ phân tách, xử lý, nén và xuất các sản phầm dầu khí. Các
giàn CPP đều có người vận hành và hệ thống điểu khiển giàn.
 Giàn nén trung tâm (CCP): các CCP thường nằm gần hoặc được kết nối với
các WHP hay CPP… Mục đích của CCP là nén và đẩy khí đến các cụm thu
gom khí hoặc đưa vào bờ để xử lý ở các nhà máy xử lý khí (GPP), nhà máy
điện, đạm... Ngoài ra các CCP còn cung cấp khí gas-lift phục vụ cho việc
khai thác tại các giàn khác.
 Ngoài ra tùy thuộc vào yêu cầu kỹ thuật riêng biệt mà một số giàn chỉ đảm
nhiệm công việc phụ trợ, hỗ trợ bên cạnh các giàn WHP, CPP… ví dụ như
các giàn nén khí ép vỉa, giàn xử lý khí trung tâm, giàn xử lý lỏng trung
tâm…
Hình minh họa bên dưới sẽ đưa ra tổng quan đơn giản về công nghệ xử lý
dầu khí tiêu biểu trên giàn:

14


Hình 1.3. Tổng quan công nghệ xử lý dầu và khí trên giàn

15


1.2.2. Các phần công nghệ chính trên giàn
a. Đầu giếng
Đầu giếng có thể được hiểu theo đúng nghĩa là phần nằm trên đầu của một
giếng dầu hoặc khí, được lắp đặt hệ thống đường ống dẫn xuống vỉa. Một đầu giếng
cũng có thể là giếng bơm ép, thường sử dụng để bơm ép nước hoặc khí vào trong
vỉa để duy trì áp suất và tăng khả năng thu hồi sản phẩm.

Hình 1.4. Cấu tạo Wellhead và Christmas tree
Ngay khi một giếng khí tự nhiên hoặc dầu được khoan thì nó sẽ được kiểm
tra sản lượng, giá trị thương mại hiện tại để có kế hoạch khai thác hợp lý, ngoài ra
giếng đó phải “hoàn toàn” cho phép cho dòng dầu hoặc khí tự nhiên thoát ra khỏi
vỉa và lên trên bề mặt. Quá trình xử lý đầu giếng bao gồm tạo lớp vỏ bọc để gia
cường lỗ giếng, đánh giá nhiệt độ và áp suất của vỉa, và cuối cùng là lắp đặt thiết bị

16


thích hợp để thu hồi hiệu quả dòng khí tự nhiên từ giếng. Dòng từ giếng lên sẽ được
điều khiển bằng van điều tiết (choke valve).
Trong quá trình hoàn thiện khai thác giếng dầu cần phải phân biệt giữa hoàn
thiện khô (đối với các quá trình được hoàn thành trên bờ hoặc trên sàn của một công
trình biển) và hoàn thiện dưới biển (được thực hiện ở dưới biển). Cấu trúc đầu giếng,

thường được gọi là một cây thông (Christmas tree), sẽ cho phép một số quá trình
vận hành liên quan đến sản phẩm và bảo trì giếng. Quá trình tu bổ giếng dựa trên
nhiều công nghệ khác nhau để thực hiện bảo trì giếng và nâng cao hiệu quả thu hồi
sản phẩm.

b. Hệ thống phân phối và thu gom
Đối với các giàn ngoài khơi, các giếng hoàn thiện khô ở trung tâm của giàn
sẽ dẫn trực tiếp đến bộ phân chia sản phẩm (production manifold), trong khi đó các
tháp đầu giếng ở phía xa hơn và các thiết bị dưới biển sẽ dẫn qua hệ thống đường
ống nhiều pha đến các đường ống đứng (riser) dẫn sản phẩm lên giàn để phân phối
và xử lý. Các riser dẫn sản phẩm lên giàn là hệ thống ống kết nối với đường ống
dưới biển để dẫn sản phẩm thẳng lên trên giàn.

c. Quá trình tách
Đối với một vài giếng có sản phẩm khí thuẩn túy (không chứa lỏng) thì có
thể đưa đi xử lý hoặc/và nén khí trực tiếp mà không cần qua công đoạn tách sơ bộ.
Tuy nhiên, thông thương các giếng đều cho ra hỗn hợp khí, dầu, nước và rất nhiều
tạp chất mà cần phải được phân tách và xử lý trước khi xuất sản phẩm. Các thiết bị
tách sản phẩm có rất nhiều dạng và thiết kế khác nhau, dạng thông thường và được
sử dụng nhiều nhất là thiết bị tách trọng lực.
Trong quá trình tách trọng lực, dòng từ giếng là nguyên liệu đầu vào cho
bình tách. Thời gian lưu thông thường là 5 phút, đủ để cho phép thành phần khí

17


thoát ra, nước lắng xuống đáy và dầu sẽ được thu hồi ở phần giữa. Áp suất thường
được giảm ở một vài cấp (thiết bị tách áp suất cao, thiết bị tách áp suất thấp… ) để
cho phép điểu chỉnh quá trình tách của các cấu tử nhẹ hiệu quả hơn. Quá trình giảm
áp quá đột ngộ có thể sẽ làm dòng hóa hơi quá nhanh dẫn đến mất ổn định và gây

rủi ro về an toàn.
 Thiết bị tách kiểm tra và kiểm tra giếng
Các thiết bị tách kiểm tra thường được sử dụng để phân tách dòng từ một
hoặc nhiều giếng để phân tích và đo đạc chi tiết dòng chảy. Theo cách đó, hoạt động
của mỗi giếng dưới các điều kiện áp suất dòng khác nhau sẽ được xác định. Thông
thường các giếng sẽ đượng lấy thông tin sản phẩm định kỳ, khoảng 1 đến 2
tháng/lần và sẽ được đo toàn bộ các thông số dòng, thành phần dưới các điều kiện
vận hành khác nhau. Qua quá trình kiểm tra sẽ xác định được tính ổn định của dòng
chảy hoặc lượng cát, cặn rắn có trong thành phần dòng. Ngoài ra thành phần cấu tử
sẽ được phân tích trong phòng thí nghiệm để xác định thành phần cấu tử
hydrocarbon của khí, dầu và condensate. Dựa vào các thông số kiểm tra này, người
vận hành sẽ điều chỉnh các chế độ vận hành phù hợp và có thể thay đổi thiết kế thiết
bị nếu cần thiết.
Ngoài chức năng kiểm tra, các thiết bị tách này còn được sử dụng để sản xuất
khí nhiên liệu cho máy phát khi chu trình chính không hoạt động. Để giảm trọng
lượng tác động lên giàn người ta có thể dùng một thiết bị đo lưu lượng dòng 3 pha
để thay thể cho thiết bị tách kiểm tra.
 Thiết bị tách sản phẩm (Thiết bị tách cấp 1)
Các thiết bị tách sử dụng trên giàn hầu hết là loại tách bằng trọng lực. Thiết
bị tách cấp 1 thường là thiết bị tách áp suất cao. Dòng từ giếng lên qua van điều tiết
sẽ được đưa qua thiết bị tách cấp 1, áp suất dòng ở giai đoạn này vào khoảng 3 – 5
MPa (gấp khoảng 30 – 50 lần áp suất khí quyển). Nhiệt độ đầu vào thông thường
nằm trong khoảng 100 – 150 ºC. Dòng từ vỉa lên thường chứa hàm lượng nước khá

18


cao, ở giai đoạn phân tách này hàm lượng nước trong dòng có thể giảm từ 40%
xuống dưới 5%.
 Thiết bị tách cấp 2

Thiết bị tách cấp 2 cũng tương tự như thiết bị tách áp suất cao cấp 1. Thiết bị
tách cấp 2 sẽ tiếp nhận dòng vào là dòng ra của thiết bị tách cấp 1, ngoài ra còn có
các dòng từ các giếng có áp suất thấp (các giếng này được kết nối đến bộ phân phối
áp suất thấp, sau đó sẽ được phân phối đến thiết bị tách). Áp suất tại thiết bị tách
này vào khoảng 1 MPa (10 lần áp suất khí quyển) và nhiết độ dưới 100 ºC. Thành
phần nước ở giai đoạn này sẽ giảm xuống dưới 2%.
Thiết bị gia nhiệt dầu có thể được đặt ở giữa 2 cấp tách để gia nhiệt cho hỗn
hợp dầu/nước/khí. Điều này sẽ giúp cho việc tách nước được dễ hơn khi mà thành
phần nước trong hỗn hợp vẫn còn cao và nhiệt độ lại thấp.
 Thiết bị tách cấp 3
Đây có thể coi là giai đoạn tách cuối cùng của quá trình tách sơ bộ. Thông
thường các thiết bị tách cấp là thiết bị tách 2 pha, còn được gọi là các bình tách
nhanh (Flash Drum). Áp suất ở giai đoạn này có thể giảm xuống còn chênh lệch so
với áp suất khí quyển khoảng 100 kPa, khi đó nhưng thành phần khí nặng cuối cùng
sẽ thoát ra. Trong một số trường hợp khi mà nhiệt độ đầu vào thấp thì có thể phải
gia nhiệt cho dòng lỏng một lần nữa trước khi đưa vào bình tách nhanh để làm tăng
khả năng phân tách của các cấu tử nặng.
Theo một hướng khác, nếu thành phần chính của sản phầm là khí thì lỏng
phải được tách ra, khi đó thiết bị tách 2 pha có thể gọi là bình tách loại lỏng
(Knock-out Drum). Thiết bị này còn được sử dụng để tách lỏng ra khỏi khí trước
khi được dẫn qua đuốc đốt để tránh xuất hiện lỏng trong đuốc.
 Các thiết bị tách khác
Ngoài các thiết bị tách trên, tùy theo yêu cầu của sản phẩm cũng như thành
phần nguyên liệu mà người ta sẽ phải lắp đặt thêm các thiết bị tách khác như: thiết

19


bị tách lọc kết tụ, thiết bị tách muối bằng phương pháp điện ly, hệ thống làm sạch
nước thải… Đối với thiết bị lọc kết tụ, thành phần nước có thể giảm xuống dưới

0.1% trong dòng sản phẩm, cho mức độ tách lọc tốt hơn so với thiết bị tách bình
thường.
Với các dòng dầu có chứa nhiều thành phần muối không mong muốn có thể
gây ảnh hưởng tới các thiết bị khác cũng như đường ống vận chuyển… thì người ta
sẽ phải dùng thiết bị tách muối bằng phương pháp điện ly để loại bỏ.
Với các mỏ có hàm lượng nước trong sản phẩm cao thì khi ra khỏi các thiết
bị tách lưu lượng nước sản xuất rất lớn, không thể tồn chứa bằng các thiết bị chứa
thông thường được. Do đó phải có hệ thống tách, xử lý nước sản xuất đảm bảo đạt
tiêu chuẩn có thể xả trực tiếp xuống biển.

d. Cụm nén khí
Khí từ các đầu giếng có khí tự nhiên thuần túy (không chứa lỏng) thường có
đủ áp suất để dẫn trực tiếp vào các đường ống vận chuyển. Khí từ các thiết bị tách
thông thường do tổn thất áp suất rât lớn nên cần phải nén lại để có thể vận chuyển
được. Do đó để vận chuyển được khi đến các hệ thống thu gom thì trên các giàn yêu
cầu phải có hệ thống nén khí xuất sản phẩm. Các máy nén sử dụng động cơ tua-bin
được cấp năng lượng nhờ sử dụng một lượng nhỏ tỷ lệ khí tự nhiên mà máy nén.
Bản thân tua-bin sử dụng để vận hành máy nén ly tâm, mà chứa một loại quạt để
nén và bơm khí vào đường ống. Ngoài máy nén tua-bin, một vài trạm nén sử dụng
động cơ điện để vận hành máy nén. Về cơ bản máy nén sử dụng động cơ điện cũng
tương tự như máy nén tua-bin, tuy nhiên máy nén động cơ điện không sử dụng khí
tự nhiên từ đường ống để chạy như máy nén tua-bin mà sử dụng nguồn điện gần đó.
Quá trình nén bao gồm rất nhiều các hệ thống, thiết bị phụ trợ phục vụ cho máy nén
như thiết bị tách hạt lỏng, thiết bị gia nhiệt, làm mát, thiết bị xử lý dầu bôi trơn…

20


e. Định lương, tồn chứa và xuất sản phẩm
Hầu hết các giàn đều không cho phép tồn chứa khí vì lý do an toàn cũng như

các yếu tố phức tạp về thiết bị khác khi tồn chứa khí. Đối với các mỏ có hàm lượng
khí nhỏ, giá trị kinh tế so với việc đầu tư thu gom nhỏ thì sẽ được đốt tại các đuốc
đốt. Đồi với các mỏ có hàm lượng khí lớn (sản phẩm chính) thì khí sẽ được đưa đi
xử lý tại các giàn xử lý khí trung tâm hoặc được thu gom, nến khí đẩy về bờ và
được xử lý, tồn chứa tại các nhà máy xử lý khí trên bờ. Còn đối với sản phầm dầu
thì có thể tồn chứa tại các kho chứa trên giàn, kho chưa nổi hoặc xuất trực tiếp qua
các tàu chứa nổi.
Quá trình định lượng sẽ được thực hiện ở các trạm đo (metering system). Các
trạm đo (định lượng) cho phép người vận hành có thể điều khiển và quản lý quá
trình xuất/nhập dầu và khí tới khu vực thu gom hoặc tồn chứa. Trạm đo thực chất là
một hệ thống đường ống, trên đó có gắn các thiết bị đo lưu lượng, nhiệt đô, áp suất
và các điểm lấy mẫu dầu hoặc khí. Dòng sẽ được dẫn qua hệ thống này và sau đó
đưa trở lại đường ống xuất sản phẩm.

1.3.

Mỏ Đại Hùng
Mỏ Đại Hùng là một mỏ dầu nằm tại lô số 05-1A ở phía Tây Bắc bể Nam

Côn Sơn trên vùng biển Đông Nam biển Đông Việt Nam. Mỏ nằm cách đất liền hơn
250km nơi có mực nước sâu 110m,về mặt địa chất thì Đại Hùng có cấu tạo hết sức
đặc biệt với nhiều đứt gãy khiến mỏ bị chia thành nhiều khối tách biệt. Trước năm
1975, các công ty của Hoa Kỳ đã thực hiện việc thăm dò vùng cấu tạo này và đưa ra
những đánh giá sơ bộ. Năm 1988, liên doanh dầu khí Vietsopetro đã phát hiện ra
dầu tại mỏ Đại Hùng, các dự án khai thác đầu tiên được thực hiện với sự tham gia
của công ty BHP của Australia. Hiện tại, mỏ Đại Hùng được đánh giá là có trữ
lượng dầu khí mức 2P (trữ lượng chắc chắn) là 354,6 triệu thùng (tương đương với
48,7 triệu tấn). Hệ thống thiết bị khai thác chính hiện tại trên mỏ bao gồm giàn khai
thác bán chìm FPU – 01 (Floating Production Unit), tàu chứa dầu FSO (Floating
21

Storage and Offloading Vessel) và hệ thống ống mềm cùng với hệ thống khai thác
ngầm của 11 giếng khai thác. Dưới đây là sơ đồ khai thác hiện tại trên mỏ Đại Hùng

FPU
DH-01
10P

9P

4X

4P

5P

1P

3P

M id depth
Buoy

2P

CALM
Buoy

7X

8P

FSO
12X

Hinh 1.5. Sơ đồ khai thác giàn FPU-DH1
Nằm trong kế hoạch phát triển giai đoạn 2 của mỏ Đại Hùng, một giàn đầu
giếng WHP-DH2 (Wellhead Platform) cùng với 12 giếng khai thác ở khu vực phía
nam của mỏ cách giàn FPU-DH1 khoảng 5km sẽ được thiết kế và xây dựng. Giàn
WHP-DH2 dự kiến sẽ được vận hành vào quý IV năm 2011. Dưới đây là sơ đồ khai
thác mỏ Đại Hùng giai đoạn 2 sau khi hoàn thiện.

22


Hình 1.6. Sơ đồ khai thác tại WHP-DH2
190000

N 14.00

200000

400
000

300000

500000

600000

800000

700
000

900
000

1000
000

1100
000

1200
000

1300
000

122
GIA LAI

1500
000

123
PHU
YEN

N 13.00

124

CAMBODI
A

DAC
LAC

1400
000
125

KHAN
HHOA

N 12.00

126
BINH
PHUOC

TAY
NINH

BIN
DUON
H

G

N 11.00

DON
GNAI

HOCHI MINH C
ITY

AN
GIANG

DON
G
THA
P

LONGAN

PHUQUOC
ISL
AND

N 10.00

B-11

CAN
THO

KIEN
GIANG

48

AIM
CLAIM
TH
AI
LA
ND
C
LA
IM
B-13

42

BAC
LIEU

NAM
CL
CAMBODIA
VIET

54

49

48/95
B

B-14
52 55
/9
7
B-15

50

B-16

51/96

N 8.00

CA
M
B
O
DI

19
72
CL
AI
M

43

BINH
THUAN

01

15-2
2/97

32

33

38

51

04-1

19

04-3
05
05
11-1 1A 05-1C 1B
05-2
05-3
11-2

20 11-2

39

34

40

35

m
MALA
YSIA C
VIET
LAIM
NAM
CL
AIM

133

900000
134

5-3
06-1

21

29

12-W

12-E
06/95

22

13

23

14

06-2
07

135

800000
136

08
36
LAIM
IA C
ONES
IND

N 6.00

1000
000

132

10

46

100
m

1100
000

131

28

50

1200
000

129

130

09-3

18

27

N 7.00

128

03
17 09-1

25

04-2

37

46-1

IM
CL
A
IN
A
CH

09-2
16-2

26

45

1/96
02

15-1
15-2
/95

1300
000
127

10
0
m
01 20
0
m

31

CA MAU

44

1/97

16-1

TRA
VINH

SOC
TRANG

1972

B-12

N 9.00

41

47

B-10

50
m

BA
VUNG
RIA TAU

TIEN
GIANGBEN
TRE
VINH
LONG

1000
m

NINH
TH AN
U

LAM
DONG

700
000
30
24

0

100

200Km

E102.00

E103.00

LA LA
IM IM
YS IA
IA C

O
C
M
NE
AL INS
A D

N 5.00
E104.00

E105.00

E106.00

600
000

E107.00

E108.00

E109.00

E110.00

E111.00

Hinh 1.7. Bản đồ các cụm mỏ tại khu vực Đông Nam
23

E112.00


1.4.

Giàn FPU-DH1
Hệ thống thiết bị khai thác chính hiện tại trên mỏ Đại Hùng bao gồm giàn

khai thác bán chìm FPU-DH1, tàu chứa dầu (FSO) và hệ thống ống mềm. Sơ đồ
công nghệ xử lý trên giàn bán chìm FPU-DH1 như sau:

Hình 1.8. Sơ đồ công nghệ giàn bán chìm FPU-DH1
Hệ thống thiết bị công nghệ chính trên giàn FPU-DH1 gồm:
 Hệ thống các bình tách 3 pha cấp I, cấp II, bình gom lỏng và bình tách 3 pha
kiểm tra (Test Separator), hệ thống đầu giếng và ống góp, hệ thống bơm sản
phẩm.
 Hệ thống đuốc đốt, thiết bị hydrocyclone.
 Các thiết bị phụ trợ (thiết bị phóng thoi, hệ thống khí nhiên liệu, hệ thống khí
điều khiển, hệ thống điện…).
Dầu thô từ hệ thống đầu giếng và từ giàn đầu giếng WHP-DH2 (được vận
chuyển bằng đường ống 6”) được trộn với nhau rồi đi vào bình tách 3 pha V-1101C-01 hoạt động ở 1090 kPa, tại đây các hydrocacbon nhẹ, nước sẽ được tách ra.
Phần dầu thu được sẽ được đi tiếp vào bình tách 3 pha thứ 2 V-1010-C-02 hoạt
động tại 340 kPa, phần dầu thu được sẽ được làm mát trước khi vào bình tách 3 pha

24


thứ 3 V-1010-C-03. Dầu thô ổn định sẽ được bơm về tàu chứa FSO, phần khí thu
được từ các bình tách pha sẽ được thu gom và chuyển về bình tách 2 pha Flare
Scrubber để tách triệt để lỏng rồi được đốt tại áp suất cao. Phần lỏng thải từ các

bình tách pha sẽ được xử lý bằng hydrocyclone trước khi được thải ra biển. Ngoài
ra còn có một bình tách 3 pha kiểm tra V-1101-C-4 được lắp đặt song song với bình
tách V-1010-C-1 để lấy mẫu.

1.5.

Giàn WHP-DH2
Giàn khai thác đầu giếng mới WHP-DH2 được thiết kế là một giàn không

người vận hành, với các thiết bị khai thác là tối thiểu, giàn có 12 giếng khai thác,
trong đó có 8 giếng khai thác và 4 giếng dự trữ. Dưới đây là sơ đồ công nghệ giàn
WHP-DH2.

Hình 1.9. Sơ đồ công nghệ trên giàn WHP-DH2.
Các thiết bị công nghệ trên giàn Đại Hùng 2 gồm có:
 Hệ thống đầu giếng và các ống góp,
 Các thiết bị đo dầu, khí và nước, hệ thống bình tách áp suất cao, bình tách 2
pha kiểm tra, hệ thống ống 6” dẫn dầu về giàn FPU-DH1.
25