Tải bản đầy đủ
4 Công nghệ thu gom vận chuyển dầu khí ở mỏ Bạch Hổ

4 Công nghệ thu gom vận chuyển dầu khí ở mỏ Bạch Hổ

Tải bản đầy đủ

15
- Đo lường chính xác về số lượng và chất lượng của các thành phần trong
sản phẩm khai thác theo những mục đích khác nhau.
Trước hết, chất lưu vỉa ngay khi ra khỏi miệng giếng, trước khi gộp với các giếng
khác, ta phải biết năng suất chung của giếng, năng suất riêng của từng pha: dầu, khí,
nước nhằm để biết được tình trạng của vỉa (thuộc vùng tháo khô của giếng), tình trạng
của giếng, sự khác biệt so với các chỉ tiêu thiết kế, từ đó điều chỉnh kịp thời chế độ
khai thác cho phù hợp. Việc đo lường này thực hiện theo định kỳ cho mỗi giếng, thời
hạn tuỳ theo mức độ phức tạp. Để việc đo lường chính xác thì trước hết phải tách riêng
các pha, thông qua bình tách đo, ở công đoạn này, nhiệm vụ chủ yếu là xác định số
lượng và tỷ lệ pha.
Khi sản phẩm luân chuyển trong hệ thống thu gom, phải qua các thiết bị công
nghệ để xử lý thì cùng với việc đo số lượng, cần phải thực hiện việc kiểm tra chất
lượng, chủ yếu là hàm lượng các tạp chất có trong mỗi loại sản phẩm.
Ở giai đoạn cuối cùng, tượng tự như trên, chất lượng phải được kiểm tra chặt chẽ
theo chỉ tiêu trước khi xác định số lượng sản phẩm thương mại.
- Xử lý chất lưu khai thác thành các sản phẩm thô thương mại.
Chất lưu khai thác còn gọi là chất lỏng giếng, khai thác lên là một hỗn hợp: dầu khí - nước, bùn cát. Trong đó còn có các hoá chất không phù hợp với yêu cầu vận
chuyển và chế biến như CO2, H2O, các loại muối hoà tan hoặc không tan. Nên việc
thu gom phải bảo đảm tách các pha, trước hết là tách khí, tách nước, tách muối hoà tan
hoặc không hoà tan, sau đó mỗi pha phải được tiếp tục xử lý.
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.
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/cm2. 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 (CPP2), 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.

16
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 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→ MSP5→ 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 MSP1 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→ MSP4, 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.
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.

17
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 oC. 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 100m3) 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.
1.5 Giới thiệu về đường ống vận chuyển dầu khí
1.5.1 Vai trò và vị trí của đường ống trong khai thác dầu khí
Đường ống có thể đặt theo hướng tuỳ ý, khoảng cách tương đối lớn và thường là
ngắn nhất giữa hai địa điểm cần vận chuyển.
- Bằng phương pháp đường ống có thể vận chuyển được một khổi 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 hoá 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 có thể tiến hành tự động hoá 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 thuỷ 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 đinh cũng là bài toán mà các chuyên gia công nghệ vận chuyển đầu khí phải có
lời giải thích đáng.
1.5.2 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:

18
+ 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.
+ 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.
1.5.3 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/cm2; cấp 2 đối với những ống có áp suất
từ 12 ÷ 25 daN/cm2.
- 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/cm2; cấp 5
có đường kính bé hơn 300mm và áp suất từ 16 daN/cm2 đến 25 daN/cm2.
- 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 ( ≤ 0oC), ống nhiệt
( ≥ 50oC) và ống bình thường.