Tìm hiểu quy trình vận hành các thiết bị công nghệ giàn ép vỉa – WIP 40000 mỏ Bạch Hổ

Header Page 1 of 149.

TRƯỜNG ĐẠI HỌC MỎ ĐỊA CHẤT

ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP
“Tìm hiểu quy trình vận hành các thiết bị công
nghệ giàn ép vỉa – WIP 40000 mỏ Bạch Hổ”

SVTH: Phạm Hồng Thanh
Lớp: Thiết bị Dầu khí – K49

Footer Page 1 of 149.


Header Page 2 of 149.

LỜI MỞ ĐẦU
Trong công cuộc xây dựng đất nước, để tiến tới một nước văn minh, giàu đẹp,
chúng ta không thể không nhắc đến một ngành kinh tế mũi nhọn của Tổ quốc. Mặc
dù còn non trẻ, song với triển vọng đầy hứa hẹn đã sớm khẳng định được vị trí hết
sức quan trọng của mình trong nền kinh tế quốc dân – đó là ngành Công nghiệp
khai thác dầu và khí.
Với hơn một trăm triệu tấn dầu thô cùng hàng chục tỉ mét khối khí đã được
khai thác, dầu khí đã trở thành ngành dẫn đầu cả nước về đóng góp cho ngân sách
Quốc gia, hàng năm đã thu về một nguồn ngoại tệ lớn cho đất nước.
Để đạt được thành quả đó thì việc nắm vững nguyên lý hoạt động, quy trình
vận hành các thiết bị trên giàn đóng vai trò hết sức quan trọng.
Được sự đồng ý và hướng dẫn tận tình của Thầy Nguyễn Văn Thịnh cùng các
Thầy trong Bộ môn Thiết bị dầu khí và công trình, em đã chọn Đề tài tốt nghiệp:

“Tìm hiểu quy trình vận hành các thiết bị công nghệ giàn ép vỉa – WIP

40000 mỏ Bạch Hổ”
Với mong muốn hiểu rõ thêm về các thiết bị trên giàn nhằm đảm bảo cho giàn
hoạt động an toàn, chất lượng và kinh tế.
Do sự hiểu biết và thời gian thực tế có hạn nên Đồ án không tránh khỏi những
thiếu sót. Em kính mong nhận được sự bổ sung, đóng góp của các Thầy Cô cùng
các bạn để em có thể hoàn thiện hơn sự hiểu biết của mình.
Em xin chân thành cảm ơn!
Hà Nội, 06/2009
Sinh viên

Phạm Hồng Thanh

Footer Page 2 of 149.
SVTH: Phạm Hồng Thanh

2

Lớp: Thiết bị Dầu khí – K49


Header Page 3 of 149.

CHƯƠNG I
KHÁI QUÁT VỀ TÌNH HÌNH KHAI THÁC DẦU KHÍ Ở VIỆT NAM HIỆN NAY
1.1. Lịch sử phát triển ngành Công nghiệp dầu khí Việt Nam
Năm 1975, ngay sau ngày thống nhất hai miền Nam, Bắc, ngày 03/09/1975 đã
đánh dấu một bước phát triển mới của ngành Dầu khí - Tổng cục Dầu mỏ và Khí
đốt Việt Nam được thành lập trên cơ sở Liên đoàn Địa chất 36 và một bộ phận
thuộc Tổng cục Hóa chất. Một năm sau ngày thành lập, ngày 25/07/1976, ngành
Dầu khí đã phát hiện dòng khí thiên nhiên đầu tiên tại giếng khoan số 61 ở xã Đông

Cơ - huyện Tiền Hải – Thái Bình.
Trong giai đoạn từ 1977-1986, nhiều hoạt động nghiên cứu thăm dò đã được
tiến hành với các đối tác của Liên Xô và Châu Âu trong lĩnh vực dầu mỏ.
Sau 5 năm, kể từ khi phát hiện khí, dòng khí công nghiệp ở mỏ Tiền Hải đã
được khai thác để đưa vào phục vụ cho phát điện và công nghiệp địa phương tỉnh
Thái Bình. Ngày 19/06/1981, Xí nghiệp Liên doanh Dầu khí Việt-Xô
(Việtsovpetro) được thành lập.
Những nghiên cứu và khảo sát tìm kiếm vào tháng 05/1984 đã cho thấy: Có
khả năng khai thác dầu thương mại trên các cấu tạo Bạch Hổ, Rồng. Ngày
06/11/1984 hạ thủy chân đế giàn khoan dầu khí đầu tiên của Việt Nam (MSP-1) tại
mỏ Bạch Hổ và ngày 26/06/1986 đã đi vào lịch sử khai thác Việt Nam, khi Xí
nghiệp Liên doanh Dầu khí Việt-Xô đã khai thác tấn dầu đầu tiên tại mỏ Bạch Hổ
từ giàn MSP-1 và đã có tên trong danh sách các nước khai thác và xuất khầu dầu
thô trên thế giới, khẳng định một tương lai phát triển đầy hứa hẹn cho ngành công
nghiệp Dầu khí đất nước.
Kể từ ngày 26/06/1986 đến hết tháng 10/2008, ngành Dầu khí đã khai thác
được trên 280 triệu tấn dầu thô và trên 45 tỷ mét khối khí, mang lại doanh thu gần
60 tỷ USD, nộp ngân sách Nhà nước trên 36 tỷ USD, tạo dựng được nguồn vốn chủ
sở hữu trên 100 nghìn tỷ đồng.
Tháng 04/1990 - Tổng cục Dầu khí Việt Nam được sát nhập vào Bộ Công
nghiệp nặng.
Tháng 06/1990 - Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam (Vietnam Oil & Gas
Corporation – Petrovietnam) được tổ chức lại trên cơ sở các đơn vị cũ của Tổng cục
Dầu khí Việt Nam.
Tháng 05/1992- Tổng Công ty Dầu khí Việt Nam tách khỏi Bộ Công nghiệp
nặng và trực thuộc Thủ tướng Chính phủ nước CHXHCN Việt Nam, trở thành Tổng
Công ty Dầu khí quốc gia, với tên giao dịch quốc tế là Petrovietnam.

Footer Page 3 of 149.
SVTH: Phạm Hồng Thanh

3

Lớp: Thiết bị Dầu khí – K49


Header Page 4 of 149.

Năm 1993, Luật Dầu khí được ban hành. Cũng trong năm này, Petrovietnam
bắt đầu triển khai xây dựng hệ thống thu gom và vận chuyển khí đồng hành từ mỏ
Bạch Hổ vào đất liền, phục vụ trước tiên cho Nhà máy nhiệt điện Bà Rịa – Vũng
Tàu và sau này cho Phú Mỹ.
Ngày 29/05/1995, Thủ tướng Chính phủ nước CHXHCN Việt Nam quyết định
thành lập Tổng Công ty Nhà nước với tên giao dịch quốc tế là Petrovietnam.
Ngày 28/11/2005, Nhà máy Lọc dầu Dung Quất – Nhà máy Lọc dầu đầu tiên
của Việt Nam được khởi công xây dựng với tổng vốn đầu tư là 2,5 tỷ USD.
Tháng 08/2006, Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam được thành lập theo
quyết định số 199/2006/QD-TTg ngày 29 tháng 8 năm 2006. Tên giao dịch quốc tế
là Vietnam Oil And Gas Group; gọi tắt là Petrovietnam, viết tắt là PVN.
1.2. Tình hình khai thác dầu khí ở Việt Nam hiện nay
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 sản lượng dầu khí trong những thập kỷ đầu tiên của
thiên niên kỷ thứ 3.
Hiện nay ngành Dầu khí nước ta đang khai thác dầu khí chủ yếu tại 7 khu mỏ bao
gồm: Bạch Hổ, Rồng, Đại Hùng, Hồng Ngọc, Rạng Đông, Bunga Kekwa, Lan Tây.
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 các nhà đầu tư là: lô
09-2, giếng Cá Ngừ Vàng – IX, kết quả thử vỉa thu được 330 tấn dầu và 170 nghìn

m 3 khí một ngày. Lô 16-1, giếng Voi Trắng – IX, cho kết quả 420 tấn dầu và 22
nghìn m3 khí một 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 một 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 nghìn m 3 khí/ngày đêm và dòng dầu 180 tấn/ngày đêm; giếng R-10
khoan tầng móng đã cho kết quả 500 nghìn m3 khí/ngày đêm và 160 tấn Condensate
/ngày đêm.
Tính đến nay, Petrovietnam đã khai thác được trên 250 triệu tấn dầu thô, trên
40 tỷ m3 khí.
Quý 1 năm 2009, công tác khai thác dầu khí của PVN như sau:
- Tổng sản lượng khai thác quy dầu đạt 6,43 triệu tấn, bằng 101% kế hoạch quí
I/2009, tăng 14% so với cùng kỳ năm 2008. Trong đó:
+ Sản lượng khai thác dầu thô là 4,42 triệu tấn, bằng 101,4% kế hoạch quí
I/2009, tăng 17,0% so với cùng kỳ năm 2008;
Footer Page 4 of 149.
SVTH: Phạm Hồng Thanh

4

Lớp: Thiết bị Dầu khí – K49


Header Page 5 of 149.

+ Sản lượng khai thác khí là 2,01 tỷ m³, bằng 100% kế hoạch quí I/2009, tăng
7% so với cùng kỳ năm 2008.
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 cho các ngành Năng lượng và sản xuất
công nghiệp trong cả nước.
Đặc biệt đến thời điểm này (năm 2009), Nhà máy Lọc hóa dầu Dung Quất đã

vận hành an toàn. Những dòng xăng dầu đầu tiên cho đất nước mang thương hiệu
Made in Vietnam đã tuôn chảy từ nhà máy, đưa về các kho chứa và xuất bán trên thị
trường nội địa.
Mẻ sản phẩm dầu đầu tiên ra lò mang thương hiệu “made in Vietnam” tại Nhà
máy Lọc dầu Dung Quất đã được xuất qua 20 xe bồn để đưa ra thị trường tiêu thụ
vào chiều ngày 20/02/2009.
Với công suất 6,5 triệu tấn/năm, tương đương 148 nghìn thùng/ngày, khi vận
hành với công suất 100% dự kiến vào đầu tháng 08/2009, bình quân mỗi tháng Nhà
máy Lọc dầu Dung Quất sẽ sản xuất gần 150 nghìn tấn xăng, 240 nghìn tấn dầu
Diesel, khoảng 23 nghìn tấn khí hóa lỏng và các sản phẩm khác như xăng máy bay
Jet-A1 (khoảng 30 nghìn tấn), dầu F.O (khoảng 25 nghìn tấn),…
Sáng ngày 10/05/2008, tại khu kinh tế Nghi Sơn – Thanh Hóa, Công ty TNHH
Lọc hóa dầu Nghi Sơn được ra mắt và khởi công san lấp mặt bằng Dự án trọng
điểm quốc gia về lọc hóa dầu.
Công suất lọc dầu của Dự án này là 200 nghìn thùng/ngày (tương đương với
10 triệu tấn/năm). Sau khi đi vào hoạt động năm 2013, sản lượng xăng dầu của Dự
án này sẽ đáp ứng khoảng 60% nhu cầu xăng dầu của cả nước, góp phần đảm bảo
an ninh năng lượng Quốc gia.
1.3. Tình hình khai thác dầu khí ở mỏ Bạch Hổ
Mỏ Bạch Hổ là mỏ lớn nhất Việt Nam và cũng là mỏ Việt Nam trực tiếp khai
thác. Mỏ nằm ở phía Nam thềm lục địa Việt Nam, nằm trong lô 09-1 thuộc bể trầm
tích Cửu Long, cách thành phố Vũng Tàu 120 km, do Xí nghiệp Liên doanh dầu
khí Vietsovpetro khai thác. Tháng 6 năm 1986 dòng dầu khí đầu tiên được khai thác
trong tầng trầm tích Mioxen của mỏ Bạch Hổ. Năm 1987 phát hiện dầu khí trong
tầng trầm tích Oligoxen và đặc biệt năm 1988 phát hiện dầu khí trong tầng đá móng
Granite nứt nẻ. Tổng trữ lượng dầu khí thu hồi được do khai thác cùng với dầu của
toàn mỏ khoảng 31.8 tỷ m3 khí đồng hành của mỏ Bạch Hổ được đưa vào sử dụng
cho các công trình của Nhà máy Bà Rịa từ tháng 5 năm 1995, cho Nhà máy Phú Mỹ
2,1 từ tháng 2 năm 1997 và tương lai là các khu công nghiệp của Vũng Tàu như
Vedan, Kidwell…

Footer Page 5 of 149.
SVTH: Phạm Hồng Thanh

5

Lớp: Thiết bị Dầu khí – K49


Header Page 6 of 149.

Công nghệ khai thác dầu khí trên thế giới nói chung, ở Việt Nam và ở mỏ Bạch
Hổ nói riêng đều phải trải qua ba giai đoạn sau đây:

Giai đoạn 1:
Khảo sát
Thăm dò

Giai đoạn 2:
- Khai thác
- Chứa đựng
- Vận chuyển

Giai đoạn 3:
Phân phối

1.3.1. Giai đoạn 1
Là giai đoạn khảo sát và thăm dò dầu khí, bằng các phương pháp kỹ thuật
người ta có thể xác định được chính xác nơi nào có dầu và trữ lượng là bao nhiêu.
Từ đó đi đến quyết định có khai thác hay không, nếu trữ lượng đủ lớn để khai thác
thì tại đó các công trình khai thác dầu khí như các hệ thống giàn khoan và hệ thống

đường ống sẽ được xây dựng.
1.3.2. Giai đoạn 2
Ở giai đoạn này các sản phẩm sẽ được khai thác và vận chuyển đến những nơi
xử lý như các giàn trung tâm, các giàn công nghệ, hoặc chúng được đưa đến các bể
chứa, thông qua hệ thống đường ống. Ở giai đoạn khai thác nó sẽ được phân thành
hai thời kỳ khai thác khác nhau đó là:
-Thời kỳ khai thác sơ cấp: Đây là thời kỳ đầu khi mà áp lực ở giếng đủ lớn để
đẩy sản phẩm dầu khí lên đến nơi chế biến.
-Thời kỳ khai thác thứ cấp: Đây là thời kỳ mà giếng không còn đủ áp lực để
đẩy sản phẩm dầu khí đến nơi chế biến. Nhưng trữ lượng của nó vẫn còn khá lớn có
thể vẫn tiếp tục khai thác được. Khi đó người ta sử dụng công nghệ bơm nước ép
vỉa với áp lực đủ mạnh xuống giếng để tiếp tục khai thác.
1.3.3. Giai đoạn 3
Ở giai đoạn này các sản phẩm dầu mỏ sau khi đã được chế biến sẽ được đưa
đến những nơi tiêu thụ như những trạm rót dầu không bến hoặc những cảng dầu nhờ
hệ thống đường ống.
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 CTP, giàn khoan cố định MSP, giàn nhẹ BK,
trạm rót dầu không bến UBN, các tuyến đường ống nội mỏ.
Hiện nay, mỏ Bạch Hổ có:
- 9 giàn nhẹ BK: BK1, BK2, BK3, BK4, BK5, BK6, BK7, BK8, BK9
- 4 trạm rót dầu không bến UBN1, UBN2, UBN3, UBN4
Footer Page 6 of 149.
SVTH: Phạm Hồng Thanh

6

Lớp: Thiết bị Dầu khí – K49

Header Page 7 of 149.

- 1 giàn nén khí trung tâm CCP2
- 1 giàn nén khí nhỏ
- 2 giàn Công nghệ trung tâm CTP2, CPC3
- 10 giàn khoan cố định MSP (MSP 1; 3; 4; 5; 6; 7; 8; 9; 10; 11).

CHƯƠNG II
GIỚI THIỆU TỔNG QUAN VỀ GIÀN ÉP VỈA
2.1. Giới thiệu

Footer Page 7 of 149.
SVTH: Phạm Hồng Thanh

7

Lớp: Thiết bị Dầu khí – K49


Header Page 8 of 149.

Giàn Ép nước cho mỏ dầu Bạch Hổ nằm trong vùng mỏ Bạch Hổ, ngoài khơi
bờ biển Việt Nam, bên cạnh Giàn Công nghệ trung tâm 2 (CPP-2) và Giàn Nén khí
trung tâm (CCP), chân đế trung chuyển (RB). Các cầu nối giữa các giàn đưa đến
các sự cung cấp và phục vụ khác nhau.
Bảng 2.1. Bảng cầu nối giữa các giàn ở mỏ Bạch Hổ
Phân bố
Sự cấp khí

Đến

Từ

Sự xả khí

Giàn – 2
Giàn nén khí
Giàn ép vỉa

Giàn ép vỉa
Giàn ép vỉa
Giàn – 2

Nước cứu hỏa

Giàn – 2

Giàn ép vỉa

Giàn ép vỉa

Giàn – 2

Nhớt thải

Giàn ép vỉa

Giàn – 2

Xả Condensate

Giàn ép vỉa

Giàn – 2

Đường ép vỉa đi giàn 1

Giàn ép vỉa

Chân đế trung chuyển

Đường ép vỉa đi BK6

Giàn ép vỉa

Chân đế trung chuyển

Đường ép vỉa đi BK2

Giàn ép vỉa

Giàn – 2

Corrosion Inhibitor

Giàn ép vỉa

Giàn – 2

Oxygen Scavenger

Giàn ép vỉa

Giàn – 2

Biocide

Giàn ép vỉa

Giàn – 2

Dầu nhiên liệu Diesel

Giàn – 2

Giàn ép vỉa

Cấp điện 6,3 KV

Giàn ép vỉa

Giàn – 2

Giàn gồm có 04 Module ép nước được thiết kế cung cấp 10.000 m3/ngày mỗi
Module nước đã xử lý để ép vào vỉa, với áp suất bằng 250 Bar- áp suất bảo vệ vỉa
và tối ưu việc khai thác dầu. Ngoài ra có một Module năng lượng với 3 máy phát
điện với công suất 3,7 MegaWatt/máy.
Giàn được thành lập bắt đầu từ năm 1996. Việc lắp đặt chia làm 3 giai đoạn:
Giai đoạn 1: Phần chân đế, tầng sát biển, tầng gầm, Module -1; Giai đoạn 2:

Module -2, Module -3, Module-5 (Module năng lượng); Giai đoạn 3: Module -4.
2.2. Phân bố của giàn và sàn các Module
Giàn ép vỉa bao gồm tầng sát biển (Sea Deck), tầng gầm (Cellar deck) và tầng
sàn Module. Các Module 1; 2; 3; 4; 5 được đặt trên tầng sàn Module.
Tầng sát biển cung cấp đường thông đến cầu tàu và là đường thoát hiểm xuống
biển trong trường hợp bất khả kháng.

Footer Page 8 of 149.
SVTH: Phạm Hồng Thanh

8

Lớp: Thiết bị Dầu khí – K49


Header Page 9 of 149.

Tầng gầm bao gồm khu vực bảo quản hoá phẩm, bơm chuyển hoá phẩm, bơm
chuyển dầu Diesel lên các thùng chứa sử dụng, bơm dầu thải, bơm nước rửa hoá
phẩm, bơm nước ngọt cho giàn… Cụm xử lý khí cũng được đặt ở tầng gầm này.
Cụm bơm chìm và các bơm UESPK ép vỉa cũng được lắp đặt trên tầng gầm.
Tầng sàn Module gồm các Module ép nước 1; 2; 3; 4 và Module năng lượng 5
chứa các máy phát và các thiết bị điện.
Các thiết bị công nghệ của Module ép nước hoặc các thiết bị điện năng lượng
được phân bố giữa 3 tầng của Module: Tầng trệt (Lower Deck), tầng giữa
(Mezzanine Deck) và tầng nóc (Roof Deck).
2.2.1. Tầng gầm Cellar deck
- Các bơm chìm hút nước biển;
- Vùng bảo quản hoá phẩm;
- Các bơm chuyển hoá phẩm (Chemical Transfer Pumps);

- Bơm chuyển dầu Diesel (Diesel Transfer Pumps);
- Bình chứa và các bơm nước ngọt;
- Bình chứa và các bơm dầu thải;
- Bình chứa và bơm nước xả rửa hoá phẩm;
- Cụm xử lý khí và tủ điều khiển của nó, hệ thống phun tưới nước tự động cho
cụm xử lý khí (Deluge);
- Bơm thu gom nước hoá phẩm đổ trên mặt sàn;
- Xuồng cứu sinh;
- Bè cứu sinh;
- Bồn rửa mắt, vòi tắm an toàn;
- Kho sơn;
- Kho cơ khí;
- Các giếng 24” đường kính cho bơm chìm;
- Giếng 36” đường kính gom nước xả xuống biển (Disposal caisson).
2.2.2. Trên tầng sàn Module
- Bình tách dầu nhiên liệu Diezen (Diesel);
- Bể chứa dầu Diezen (Diesel) bên trong chân các cẩu.
2.2.3. Module 1
* Tầng trệt (Lower Deck) bao gồm:
- Cụm phin lọc thô;
- Cụm phin lọc tinh;
- Tháp chân không (có chiều cao xuyên cả 3 tầng);
- Cụm bơm tăng áp;
Footer Page 9 of 149.
SVTH: Phạm Hồng Thanh

9

Lớp: Thiết bị Dầu khí – K49

Header Page 10 of 149.

- Cụm bơm định lượng hoá phẩm;
- Phòng điều khiển Module;
- Phòng thí ngiệm kiểm tra chất lượng nước ép vỉa;
- Phòng tắm khẩn cấp.
* Tầng giữa (Mezzanine Deck) bao gồm:
- Cụm bơm chân không;
- Cụm máy điện phân Electrochlorinator;
- Cụm máy nén khí và bình chứa khí công cụ;
- Các bể chứa hoá phẩm;
- Phòng ắc quy;
- Phòng tắm khẩn cấp.
* Tầng nóc (Roof Deck) bao gồm:
- Tuốc bin lực và bơm ép chính;
- Tuốc bin máy phát điện dự phòng;
- Thùng dầu Diesel cho máy phát;
- Tủ CO2 cho bơm ép chính;
- Tủ CO2 máy phát điện dự phòng;
- Bình chứa khí để khởi động máy phát điện dự phòng;
- Cẩu Titan 5400 HC No 157.
2.2.4. Module 2
* Tầng trệt (Lower Deck) bao gồm:
- Cụm phin lọc thô;
- Cụm phin lọc tinh;
- Tháp chân không (có chiều cao xuyên cà 3 tầng);
- Cụm bơm tăng áp;
- Cụm bơm định lượng hoá phẩm;
- Phòng điều khiển Module;

- Phòng tiện;
- Phòng tắm khẩn cấp.
* Tầng giữa (Mezzanine Deck) bao gồm:
- Cụm bơm chân không;
- Cụm máy điện phân Electrochlorinator;
- Các bể chứa hoá phẩm;
- Phòng ắc quy;
- Phòng tắm khẩn cấp.

Footer Page 10 ofSVTH:
149. Phạm Hồng Thanh

10

Lớp: Thiết bị Dầu khí – K49


Header Page 11 of 149.

* Tầng nóc (Roof Deck) bao gồm:
- Tuốc bin lực và bơm ép chính;
- Tủ CO2 cho bơm ép chính;
- Cụm máy nén khí GA-75-10;
- Cẩu Titan 5400 HC No 160.
2.2.5. Module 3
* Tầng trệt (Lower Deck) bao gồm:
- Cụm phin lọc thô;
- Cụm phin lọc tinh;
- Tháp chân không (có chiều cao xuyên cả 3 tầng);
- Cụm bơm tăng áp;

- Cụm bơm định lượng hoá phẩm;
- Phòng điều khiển Module;
- Phòng lưu trữ;
- Phòng tắm khẩn cấp.
* Tầng giữa (Mezzanine Deck) bao gồm:
- Cụm bơm chân không;
- Cụm máy nén khí, bình chứa khí, bình sấy khí và tủ điều khiển;
- Các bể chứa hoá phẩm;
- Phòng ắc quy;
- Phòng tắm khẩn cấp.
* Tầng nóc (Roof Deck) bao gồm:
- Tuốc bin lực và bơm ép chính;
- Tủ CO2 cho bơm ép chính;
- Kho vật tư Tuốc bin.
2.2.6. Module 4
* Tầng trệt (Lower Deck) bao gồm:
- Cụm phin lọc thô;
- Cụm phin lọc tinh;
- Tháp chân không (có chiều cao xuyên cả 3 tầng);
- Cụm bơm tăng áp;
- Cụm bơm định lượng hoá phẩm;
- Phòng điều khiển Module;
- Phòng thí nghiệm đo lường và tự động hoá;
- Phòng tắm khẩn cấp.

Footer Page 11 ofSVTH:
149. Phạm Hồng Thanh

11

Lớp: Thiết bị Dầu khí – K49


Header Page 12 of 149.

* Tầng giữa (Mezzanine Deck) bao gồm:
- Cụm bơm chân không;
- Cụm máy nén khí, bình chứa khí, bình sấy khí và tủ điều khiển;
- Các bể chứa hoá phẩm;
- Phòng ắc quy;
- Phòng làm việc, họp;
- Phòng tắm khẩn cấp.
* Tầng nóc (roof deck) bao gồm:
- Tuốc bin lực và bơm ép chính;
- Tủ CO2 cho bơm ép chính.
2.2.7. Module 5
* Tầng trệt (Lower Deck) bao gồm:
- Phòng điều khiển công nghệ (Process Control Room);
- Phòng điều khiển năng lượng (Power Control Room);
- Phòng phân bố lưới điện áp thấp;
- Phòng ắc quy.
* Tầng giữa (Mezzanine Deck) bao gồm:
- Phòng phân bố lưới điện trung , cao thế 6,3KV;
- Phòng máy biến thế.
* Tầng nóc (Roof Deck) bao gồm:
- Ba tuốc bin lực máy phát điện;
- Các tủ CO2 cho các Tuốc bin máy phát;
- Phòng điều khiển Tuốc bin máy phát;
- Thùng chứa dầu Diesel cho Tuốc bin máy phát.

Footer Page 12 ofSVTH:
149. Phạm Hồng Thanh

12

Lớp: Thiết bị Dầu khí – K49


Header Page 13 of 149.

Footer Page 13 ofSVTH:
149. Phạm Hồng Thanh

13

Lớp: Thiết bị Dầu khí – K49


Header Page 14 of 149.

‘

`

Footer Page 14 ofSVTH:
149. Phạm Hồng Thanh

14

Lớp: Thiết bị Dầu khí – K49

Header Page 15 of 149.

Footer Page 15 ofSVTH:
149. Phạm Hồng Thanh

15

Lớp: Thiết bị Dầu khí – K49


Header Page 16 of 149.

Footer Page 16 ofSVTH:
149. Phạm Hồng Thanh

16

Lớp: Thiết bị Dầu khí – K49


Header Page 17 of 149.

Footer Page 17 ofSVTH:
149. Phạm Hồng Thanh

17

Lớp: Thiết bị Dầu khí – K49

Header Page 18 of 149.

Hình 2.7. Sơ đồ phân bố tầng giữa (Mezzanine Deck) trong Module 1
Footer Page 18 ofSVTH:
149. Phạm Hồng Thanh

18

Lớp: Thiết bị Dầu khí – K49


Header Page 19 of 149.

Footer Page 19 ofSVTH:
149. Phạm Hồng Thanh

19

Lớp: Thiết bị Dầu khí – K49


Header Page 20 of 149.

2.3. Miêu tả công nghệ ép nước
Các thiết bị công nghệ ép nước được miêu tả trong qui trình công nghệ và
được chỉ ra rõ vị trí lắp đặt trên giàn và Module ở phần trước. Sơ đồ công nghệ có
thể xem phần sau.
2.3.1. Các bơm chìm

Nước biển được hút từ biển nhờ vào các bơm chìm được đặt ở tầng gầm.
Module 1 sử dụng 3 bơm, trong đó 2 bơm làm việc và một bơm dự phòng. Các
Module 2,3,4 sử dụng hai bơm có công suất lớn hơn bơm ở Module 1. Các bơm
chìm cung cấp một lưu lượng bình thường khi làm việc 640 → 662 m3/h, áp suất
điều khiển 5,25 Bar. Một lượng nhỏ lưu lượng bơm chìm được sử dụng để rửa
giếng. Một lượng thừa lưu lượng được xả ngược qua van điều khiển áp suất đến
giếng gom nước xả xuống biển (Disposal Caisson).
2.3.2. Sự tạo Hypochlorite
Nước biển trong giếng bơm chìm được định lượng Clorin ở dạng Hypochlorite
nhằm ngăn ngừa vi khuẩn tạo vảy. Hypochlorite được cung cấp bởi máy điện phân
Electrochlorinator. Có 2 cụm máy điện phân được đặt ở tầng giữa Module 1 và
Module 2, chúng nhận nước từ đầu ra phin lọc thô và cho công suất như sau: 3,2
kg/h ở Module 1; 9,6 kg /h ở Module 2.
2.3.3. Cụm phin lọc thô
Nước biển được nâng lên từ bơm chìm đưa vào phin lọc thô được đặt ở tầng
trệt Module. Cụm phin lọc thô bao gồm 2 phin lọc thiết kế công suất 2x100%.
Chúng được thiết kế để loại không dưới 98% số hạt rắn có kích thước lớn hơn 80
Micron. Các phần tử lọc là các ống dây nêm, và được rửa ngược bằng nước biển
theo chu kỳ. Các hạt được loại ra từ sự rửa ngược được đẩy đến giếng gom xả.
Nước biển ra khỏi phin lọc thô được phân bố vào các cụm sau:
3

- Phần lớn lưu lượng đi thẳng qua phin lọc tinh (418 m /h tối đa).
3

- Một phần lưu lượng tương đối dùng để rửa ngược phin lọc tinh (175 m /h tối đa).
3

- Một tỷ lệ nhỏ cung cấp cho máy điện phân (6,5 m /h cho Module-1;
3

12 m /h cho Module-2).
3

- Lưu lượng cung cấp cho bình chứa nước làm kín bơm chân không (12 m /h).
2.3.4. Cụm phin lọc tinh
Cụm phin lọc tinh bao gồm 3 phin lọc, hai phin làm việc và một phin rửa
ngược. Nó được thiết kế để loại không dưới 98% hạt rắn lớn hơn hay bằng 2
Micron. Cụm phin lọc tinh được đặt ở tầng trệt của Module.
Footer Page 20 ofSVTH:
149. Phạm Hồng Thanh

20

Lớp: Thiết bị Dầu khí – K49


Header Page 21 of 149.

Hoá phẩm được định lượng ở đầu vào các phin lọc tinh để nâng cao hiệu quả
lọc (Sắt Sunfat (Feric sulphate), chất tạo mạng hấp dẫn điện(Polyelectrolyte)).
Lưu lượng qua phin lọc tinh được điều khiển và đưa đến tháp chân không.
Nước biển được phân bố đều trên bề mặt hạt lọc. Các van điều khiển lưu lượng đầu
vào đảm bảo rằng tổng lưu lượng được chia đều qua các phin lọc đang làm việc.
Mỗi phin lọc được rửa ngược luân phiên bằng nước biển từ đầu ra của cụm
phin lọc thô để rửa các hạt rắn được giữ lại trong các lớp lọc.
2.3.5. Tháp chân không
Nước biển rời khỏi cụm phin lọc tinh và vào tháp chân không. Chân tháp nằm
ở tầng trệt của Module. Tháp chân không vận hành dưới áp suất chân không để loại
Oxy từ nước biển đã được lọc. Trước khi nước biển vào tháp hoá phẩm Antifoam

được định lượng để làm mất ổn định bọt khí vốn có trong cột nước chân không, làm
các bọt khí vỡ ra. Cụm bơm chân không được đặt ở tầng giữa của Module.
Nước biển vào tháp từ trên đỉnh, sau đó đi qua tầng làm kín cấp 1. Nước sau
đó đổ xuống tầng làm kín cấp 2 nơi mà mức Oxy trong nước được giảm đáng kể.
Nước biển sau đó tiếp tục rơi xuống phần đáy chứa nước của tháp, tại đây lượng
hoá phẩm loại Oxy trong dòng nước được sử dụng để giảm đến mức có thể nồng
Oxy tự do trong nước.
2.3.6. Cụm bơm tăng áp
Nước biển từ đáy của tháp chân không đến bơm tăng áp để tăng áp suất nước đã lọc
và tách Oxy đến 7,8 Bar. Các bơm tăng áp được lắp đặt ở tầng trệt Module. Ba loại hoá
phẩm được sử dụng ép vào dòng lưu lượng ra khỏi bơm tăng áp: Chất chống ăn mòn
(Corrosion Inhibitor); Chất chống đóng cặn (Scale Inhibitor); Đioxit (Biocide).
2.3.7. Bơm ép chính
Cuối cùng nước biển được đưa vào bơm ép chính và được đẩy đi ở áp suất cao
250 Bar vào hệ thống ép vỉa. Bơm ép chính được đặt trên tầng nóc của Module.
2.4. Hệ thống dừng khẩn cấp ESD (Emmergency Shutdown)
Hệ thống dừng khẩn cấp được thiết kế để dừng thiết bị cũng như dừng giàn
trong sự điều khiển an toàn và hiệu quả, đồng thời cung cấp các cấp độ kiểm tra và
tác động tương ứng yêu cầu bảo vệ:
- Con người;
- Môi trường;
- Thiết bị.
2.4.1. Các Cấp độ dừng khẩn cấp
a. Cấp–0 (ESD Level-0)
Rời giàn (Abandon platform)
Footer Page 21 ofSVTH:
149. Phạm Hồng Thanh

21

Lớp: Thiết bị Dầu khí – K49


Header Page 22 of 149.

Cấp dừng này được khẳng định bởi người cuối cùng rời khỏi giàn tại vị trí
xuồng cứu sinh hoặc cầu nối sang OB-2. Nút nhấn “Abandon Platform Shutdown”
đặt tại xuồng cứu sinh và đầu cầu nối sang OB-2.
b. Cấp-1 (ESD Level-1)
Dừng khẩn cấp giàn (Platform Shutdown)
Dừng toàn bộ các hệ thống trên giàn, ngoại trừ các hệ thống phục vụ sự sống
còn, như thông tin liên lạc, đèn sự cố được cung cấp bởi nguồn từ UPS.
Cấp độ này xảy ra bởi một trong các nguyên nhân sau :
- Vận hành bằng tay, bằng cách ấn nút ESD trên tủ Fire and Gas ở một trong
các Module.
- Hệ thống báo cháy Fire and Gas tự động phát hiện cháy hoặc dò khí và phát lệnh.
- Do tác động ESD Trip ở các điểm nút nhấn rời giàn.
c. Cấp-2 (ESD Level-2)
Dừng Module (Module Shutdown)
Dừng các hệ thống trong Module, bơm ép chính dừng Fast stop.
Xảy ra do sự dò chất cháy, dò khí tại chỗ và công tắc truyền tín hiệu sự cố trên
tủ ESD ở vị trí Overide off, nếu có tín hiệu truyền đi đến các Module khác sẽ
chuyển thành ESD cấp 1.
d. Cấp-3 (ESD Level-3)
Dừng Công nghệ (Process Shutdown)
Dừng hệ thống công nghệ của Module bao gồm cả thiết bị phụ trợ…
e. Cấp-4 (ESD Level-4)
Dừng thiết bị (Unit Shutdown)
Dừng thiết bị hoặc công nghệ bởi chính các bảo vệ của thiết bị đó.
2.5. Các tác động xuất ra khỏi giàn

Giàn ép vỉa có những hệ thống hiệu quả để xả nước, chất lỏng…
- Bơm chất lỏng như dầu thải, lẫn nước, Condencate sang giàn 2 như một giải
pháp an toàn và tiết kiệm.
- Xả trực tiếp nước biển qua giếng gom xả.
- Bơm các nước rửa lẫn hoá phẩm vào phi để vận chuyển về bờ xử lý.
a. Dầu thải
Nước xả từ các vị trí có nhớt sẽ xả trực tiếp vào bể gom chứa ở tầng gầm
Cellar deck. Hơn 8 m3 dầu thải có thể xả vào trong bể, và thể tích này có thể được
bơm sang giàn 2 trong vòng một giờ để tách lại dầu.
b. Nước rửa hoá phẩm

Footer Page 22 ofSVTH:
149. Phạm Hồng Thanh

22

Lớp: Thiết bị Dầu khí – K49


Header Page 23 of 149.

Việc rửa các vùng vận chuyển hoá phẩm hoặc phía dưới các bơm định lượng
hoá phẩm sẽ sinh ra lượng nước có lẫn hoá phẩm. Nước rửa hoá phẩm này được thu
gom vào bể chứa 5 m3 tối đa trước khi bơm vào các phi rỗng để chuyển bằng tàu về
bờ xử lý.
c. Condensate
Condensate xả ra từ đáy bình tách khí của cụm xử lý khí sẽ được đẩy ngược về
giàn 2 bởi đường ống xả trực tiếp nằm dọc theo các cầu nối sang giàn 2.
d. Khí
Các van xả khí khi sự cố sẽ xả khí về giàn 2 để đốt ở ngọn đuốc.

e. Giếng xả
Giếng xả có đường kính 900 mm, nằm cách các giếng bơm chìm 20m theo
hướng Tây-Bắc. Để ngăn ngừa các hạt rắn xả ra từ giếng xả vào các giếng bơm (ở
độ sâu 23m), đầu ra của giếng xả nằm ở độ sâu 11,5m cách mặt nước biển.
Lưu lượng thiết kế để xả tối đa khi mà tất cả các bơm chìm cùng xả là 2000 –
2500 m3/h. Bình thường lưu lượng xả tối đa chỉ khoảng 800 → 1200 m3/h, tốc độ
dòng chảy trong giếng khoảng 5 m/giây.
Các loại nước được xả qua giếng xả là:
- Nước biển từ bơm chìm, từ việc rửa phin lọc, từ bơm tăng áp, từ bơm ép
chính. Các lưu lượng có áp suất này theo một đường riêng biệt vào giếng xả.
- Nước xả không có áp suất như từ mặt sàn các tầng Module, xả đáy phin
lọc…theo một đường riêng đến giếng xả.
- Chất lỏng từ các đường xả tràn của các thùng chứa nước rửa hoá phẩm, dầu
thải…
2.6. Cẩu Titan
Trên giàn được lắp hai cẩu Titan 5400HC có tải trọng 20 tấn cho móc chính và
5 tấn cho móc phụ. Một cẩu lắp trên nóc Module 1 có chiều dài cần 32m. Cẩu còn
lại lắp đặt trên nóc Module 2 có chiều dài cần là 36m.

Footer Page 23 ofSVTH:
149. Phạm Hồng Thanh

23

Lớp: Thiết bị Dầu khí – K49


Header Page 24 of 149.
CHƯƠNG III

CÁC CỤM THIẾT BỊ PHỤ TRỢ QUAN TRỌNG CỦA GIÀN ÉP VỈA
3.1. Hệ thống khí nuôi trên giàn ép vỉa
Module 1, Module 2 và Module 3, mỗi Module có một cụm máy nén khí cung
cấp cho toàn giàn. Tuy nhiên hiện nay cụm máy nén khí mới GA - 75 – 10 ở
Module 2 đựơc sử dụng thường xuyên, cụm máy ở Module 3 và cụm máy ở Module
1 ở chế độ dự phòng. Sau đây là nguyên tắc vận hành của từng thiết bị công nghệ.
3.1.1. Đặc tính kỹ thuật của các cụm máy nén khí
3.1.1.1. Máy nén khí Module -1
- Model: Hamworthy K199/707 (dạng Piston)
+ Lưu lượng khí: 150 Nm3/h;
+ Áp suất tối đa: 10 Bar;
+ Vận tốc máy nén: 944 RPM;
o

o

+ Nhiệt độ cho phép: -5 C → 60 C;
+ Áp suất nhớt: 3,4 Bar.
- Động cơ: 30 kW , 3 ph , 50Hz , 1500RPM.
- Bình sấy
+ Môi chất: hạt Silicagen + Lưu lượng : 131 Nm3/h;
o

+ Nhiệt độ: giảm 27 C dưới nhiệt độ khí từ máy nén.
- Bình chứa khí
+ Thể tích: 2 m 3 (Đường kính: Φ 1060 mm x dài 2000 mm );
+ Áp suất thiết kế: 11 Bar;
+ Nhiệt độ thiết kế: 60 0C;
+ Độ mòn cho phép: 1 mm.
3.1.1.2. Máy nén khí Module -3

- Model: Hamworthy K695 (dạng Piston)
+ Lưu lượng khí: 250 m3/h;
+ Áp suất tối đa: 3,8 Bar – Sau nén cấp 1; 10 Bar – Sau nén cấp 2;
+ Vận tốc máy nén: 750 RPM;
+ Nhiệt độ cho phép: -50C→ 600C ;
+ Áp suất nhớt: 3,4 Bar (1,72 Bar -báo động dừng máy).
- Động cơ: 45 kW, 3 ph, 50Hz, 1500RPM
- Bình sấy
+ Môi chất: Hạt Silicagen;
+ Nhiệt độ: giảm 270C dưới nhiệt độ khí từ máy nén;
Footer Page 24 ofSVTH:
149. Phạm Hồng Thanh

24

Lớp: Thiết bị Dầu khí – K49


Header Page 25 of 149.

+ Lưu lượng: 180 Nm3/h
- Bình chứa khí
+ Thể tích: 2,7 m3 (Đường kính: Φ 1205 mm x dài 2000mm );
+Áp suất thiết kế: 10 Bar;
+ Nhiệt độ thiết kế: -100C→ 1000C;
+ Độ mòn cho phép: 1 mm.
3.1.1.3. Máy nén khí Module -2
- Model: Atlas Copco GA-75-10 (dạng trục vít)
+ Lưu lượng khí: 192 lít/giây;
+ Áp suất tối đa: 10 Bar;

+ Vận tốc máy nén: 3000 RPM;
+ Nhiệt độ cho phép: 100 0C.
- Động cơ: 75 kW, 3 ph, 50Hz, 3000RPM
- Máy sấy
+ Model: Atlas Copco FD260 (dạng làm lạnh );
+ Công suất: 3,55 kW, 380V, 3 ph , 50Hz;
+ Áp suất khí: 14,5 Bar, Nhiệt độ khí 550C;
+ Chất làm lạnh: R404A (8 kg);
+ Áp suất nén chất làm lạnh: 26 Bar → 29 Bar;
+ Nhiệt độ làm việc: 1 → 30C.
- Bình chứa khí:
+ Thể tích: 3 m 3 (Đường kính: Φ 1140 mm x dài 2340 mm );
+ Ápsuất thiết kế: 174 PSI Bar;
+ Nhiệt độ thiết kế: 35 →600C;
+ Độ mòn cho phép: 3 mm.
3.1.2. Vận hành máy nén khí ở Module 1 và Module 3
Mỗi cụm máy nén khí có 2 máy: 1 máy làm việc (Duty) và 1 máy dự phòng
(Standby). Ở chế độ tự động các cụm máy làm việc theo áp suất của bình chứa:
- 6 Bar - Khởi động máy Duty M 3.
- 5.8 Bar - Khởi động máy Duty M 1.
- 5 Bar - Khởi động máy Standby M 1 và máy Tandby M 3.
Khởi động ban đầu khi không có áp suất trong bình chứa phải đóng van cấp
khí lên đầu xi lanh không tải. Dùng công tắc lựa chọn để chọn máy Duty. Ấn nút
Reset của từng máy để các máy sẵn sàng làm việc (đèn Available phải sáng).
Chuyển công tắc chế độ làm việc từ Off sang Auto máy sẽ tự khởi động, nếu
chuyển sang chế độ Hand phải ấn nút Start.
Footer Page 25 ofSVTH:
149. Phạm Hồng Thanh

25

Lớp: Thiết bị Dầu khí – K49