Báo Cáo Thực Tập Sản Xuất pptx

3.1.2 .VẬN HÀNH Ở CHẾ ĐỘ BÌNH THƯỜNG 1 Kiểm tra định kỳ các thông số: Trong quá trình khai thác người vận hành phải kiểm soát được các thông số làm việc của giếng phù hợp với chế độ c

Trường Đại Học Mỏ Địa Chất

Báo Cáo Thực Tập Sản Xuất

Tiến đạt

Mục Lục

1 Các vấn đề chung:

2 Cấu tạo giàn khoan và các block trên giàn

3 Các phương pháp khai thác đang dùng trên giàn

3.1 Vận hành giếng khai thác tự phun

3.2 Vận hành giếng khai thác bằng Gaslift

4 Thiết bị miệng giếng

5 Sơ đồ công nghệ khai thác của giàn 5 và toàn mỏ

6 Các vấn đề về bình tách, bình 100 m ,bình đo…

7 Cấu tạo và vận hành tủ điều khiển TSK

8 Cấu tạo và đặc tính kỹ thuật của các loại máy bơm sử dụng trên giàn

9 Cấu tạo nguyên lý làm việc trạm GUP- 100

10.Cấu tạo, tính năng kỹ thuật và cách vận hành máy nén khí

11 Sơ đồ công nghệ của hệ thống bơm ép nước vỉa

12 Cấu tạo, các thành phần của thiết bị lòng giếng

Tiến đạt

PHỤ LỤC Các ký hiệu viết tắt trong báo cáo:

- SVTT : Sinh Viên Thực Tập

- OTM: Là các biện pháp tổ chức-kỹ thuật được đưa ra nhằm đảm bảo an toàn cho các công việc liên quan giữa nhiều bộ phận trong XNLD, an tòan cho các công việc nguy hiểm khí, các công việc dễ gây cháy nổ mà nguy hiểm đối với công trình biển (Biện pháp tổ chức kỹ thuật)

- XNLD: Xí nghiệp Liên doanh “Vietsovpetro”

- XNKTDK: Xí nghiệp Khai thác dầu khí

- Phòng KTSX: Phòng Kỹ thuật sản xuất

- CBCNV: Cán bộ công nhân viên

- PPD: Quá trình ép nước để giữ áp suất vỉa

- Riser: Là đọan ống đứng của đường ống ngầm (nằm dưới biển), được nơi kết nối với hệ thống bơm

ép của giàn

- MSP : giàn cố định

- CTB: Công trình biển (giàn MSP hoặc giàn PPD)

- XVODKA : Là sự báo cáo công việc giữa Công trình biển và Lãnh đạo bờ

- CPP: Giàn công nghệ trung tâm

- CCP: Giàn nén khí trung tâm (gần CPP-2)

- RB: Riser block: Giàn lắp đặt các đoạn ống đứng của các đường ống ngầm

- UBN - Tàu chứa dầu

- C-1, C-2,V-100 - Bình tách khí cấp 1, cấp 2, bình tách khí cao áp gaslift

- Kỹ sư KIP - Kỹ sư tự động hoá thiết bị

- NPS 65/35-5000 - Máy bơm dầu ly tâm, lưu lượng 65/35 khối, áp suất bơm 50 atmôtphe

- SK-5 - Cụm phân dòng và xử lý khí cao áp (gaslift)

- SDV - Van đóng mở tự động

Tiến đạt

TÀI LIỆU THAM KHẢO

[ 1 ] Công nghệ khai thác dầu khí, PGS.TS Cao Ngọc Lâm, bộ môn khoan –

khai thác, Đại học Mỏ - Địa Chất

[ 2 ] Công nghệ khai thác dầu khí, PGS.TS Lê Phước Hảo, Đại học Bách Khoa

TP HCM

[ 3 ] Công nghệ và kỹ thuật khai thác dầu khí, TS Dương Danh Lâm & TS

Phùng Đình Thực

[ 4 ] Thiết bị khai thác dầu khí, Ths Lê Đức Vinh, bộ môn Thiết bị dầu khí &

công trình, Đại học Mỏ - Địa Chất

[ 5 ] Cùng nhiều tài liệu do các bác và anh chị đang làm việc tại XNLD cung cấp

Tiến đạt

Giới thiệu

XNLD “ Vietsovpetro” trải qua 25 năm thành lập và phát triển,với một phần tư thế kỷ không phải là dài so với lịch sử, nhưng với ngành dầu khí nói chung và XNLD “ Vietsovpetro” thì lại là một mốc son lịch sử lẫy lừng Thực tế đã chứng minh rằng, ngành dầu khí Việt Nam đã vươn lên đứng vào vị trí thứ 3 các nước xuất khẩu dầu ở khu vực Đông Nam Á, mà“ Vietsovpetro” là con chim đầu đàn về sản lượng khai thác dầu khí trong ngành cho đến thời điểm hiện nay Trong một phần tư thế kỷ xây dựng và phát triển XNLD“ Vietsovpetro” đã đào tạo được một đội ngũ cán bộ quản lý, cán bộ kỹ thuật- công nghệ và công nhân có trình độ tay nghề cao, làm chủ công nghệ, điều hành tốt các chu trình sản xuất, từng bước thay thế các chuyên gia Nga

Trong quá trình thực tập sản xuất tại Giàn 5 - XNLD VietSovPetro Chúng em đã được sự hướng dẫn tận tình của các bác, anh chị CNVC của XNLD và các thầy giáo trường đại học Mỏ Địa Chất để tìm hiểu, nắm bắt được những trang bị kỹ thuật, thiết bị, cơng nghệ, cách vận hành một số máy trong nghành khoan khai thác Đã giúp cho chúng em liên hệ được giữa lý thuyết với thực tế, thực hành.Chúng em đã cố gắng học hỏi và hăng hái trong mọi cơng việc được phân cơng.Tuy nhiên

cĩ một số vấn đề chúng em chưa được tìm hiểu kỹ, cũng như kiến thức cịn hạn chế nên trong bản báo cáo này cịn một số thiếu sĩt Chúng em cũng mong thầy cơ, các bạn gĩp ý và giúp đỡ cho chúng em hồn thiện tốt hơn trong đồ án tốt nghiệp sắp tới

Chúng em xin chân thành cảm ơn!

b/ Tổ chức đội khai thác theo chuyên môn

Ca làm việc của một đội khai thác ngoài giàn là nửa tháng Mỗi công nhân, kỹ sư làm việc theo đúng chức danh nhiệm vụ của mình

Tiến đạt

1.2 Vấn đề an toàn trên giàn khai thác:

Tất cả các sinh viên phải được học an toàn trước khi ra giàn thực tập

1.2.1 Quy phạm an toàn khi làm việc trên giàn

Để đảm bảo an toàn khi làm việc trên giàn khoan tất cả mọi người tham gia đều phải thực hiện đúng quy phạm an toàn như sau: Người tham gia nhất thiết phải mặc quần áo đi giày mang găng tay BHLĐ đầy đủ khi ra blốc làm việc.không hút thuốc hoặc sử dụng lửa gây cháy nổ Thợ làm việc trên cao phải đeo dây an toàn cố định, làm việc nghiêm túc,thao tác an toàn chính xác

1.2.2 Các phương tiện phòng chống cháy trên giàn khoan các phương tiện dập lửa (tính năng ,cách sử dụng chúng)

a Hệ thống dập lửa cố định trên giàn khoan

- Hệ thống phun mưa: được bố trí ở blốc công nghệ

- Hệ thống nước cứu hỏa: bao gồm các xa lăng nước được bố trí khắp nơi tren giàn

- Cát chữa cháy Có tác dụng ngăn không cho đám cháy chát lỏng lan rộng ra

1.2.3 Các tín hiệu báo động sự cố, cách sử dụng các phương tiện phòng cháy trên giàn

…

Tiến đạt

2 Cấu tạo giàn khoan và các block trên giàn

+ Block 1&2 bao gồm:

- Các giếng khai thác bằng phương pháp gaslift và tự phun

- Các máy bơm dầu ly tâm (HПС-1 HПС-2 HПС-3 HПС-4)

- Máy bơm pittong 9MG

- Hệ thống các đường ống công nghệ vào và ra từ các bình tách C-1,C-2 và vào máy bơm cũng như các đường ống vận chuyển dầu bơm đi

+ Block 4 bao gồm:

- Bình tách C-3 hay còn gọi là bình đo (dung để đo lưu lượng dầu khí của từng giếng)

- Bình gọi dòng C-4 dùng để gọi dòng từ các giếng sau khi khoan hay là sửa giếng

Tiến đạt

- Hệ thống các máy nén khí như T (A,B,C),máy nén khí SSR-75

- Tủ PROTECH Tủ TSK là tủ điều khiển các van thuỷ lực an toàn trên bề mặt và van sâu của giếng khai thác

- Hệ thống УПС – 100 để điều khiển các van thuỷ lực trên đường dập giếng

+ Block 7:

- Hai máy nén khí GA-75

- 4 máy phát điện Diezel

+ Block FAKEL bao gồm:

- Hệ thống các đường ống dẫn khí thấp áp từ các giàn khác thuộc vòm bắc (cụ thể là từ giàn 4) cũng như từ tại giàn (khí tách ra từ các bình tách tại giàn,từ các van an toàn …) sẽ được đưa qua hệ thống đườnng ống này và được đưavào bình C-5, để thu hồi dòng sản phẩm tư nguồn khí này trước khi được đưa ra fakel để đốt

+ Block 8:

- Phòng điều khiển khai thác

- Phòng Kip

3 Các phương pháp khai thác đang dùng trên giàn:

3.1 Vận hành giếng khai thác tự phun

chỗ và từ xa Hoạt động của các giếng và hệ thống công nghệ được đưa về phòng điều độ Bloc 8 Các thông số cơ bản được hiển thị, điều khiển và lưu trữ qua hệ thống xử lý vi tính tại Bloc 8 Khi áp suất vỉa của các giếng đủ lớn đảm bảo điều kiện tự phun thì các giếng được khai thác ở chế độ tự phun Theo thời gian thì áp suất vỉa giảm dần và các giếng chuyển sang giai đoạn khai thác thứ cấp: Gaslift, bơm điện chìm v.v

Điều kiện tự phun của giếng dầu:

Pvỉa = ΔP +P đáy + P tt + P tổn hao + P miệng

(ΔP = tổn hao áp suất vỉa và đáy, P tổn hao = tổn hao áp suất dòng chảy theo giếng,

P đáy =Áp suất đáy giếng, Ptt =Áp suất thuỷ tĩnh cột chất lỏng trong giếng)

3.1.2 VẬN HÀNH Ở CHẾ ĐỘ BÌNH THƯỜNG

1) Kiểm tra định kỳ các thông số:

Trong quá trình khai thác người vận hành phải kiểm soát được các thông số làm

việc của giếng phù hợp với chế độ công nghệ đã lập và các quy định làm việc của

các thiết bị

Các thông số công nghệ chính sau đây cần kiểm tra và định kỳ (04 giờ/1lần)

và ghi vào sổ theo dõi công nghệ cụ thể như sau:

− Áp suất miệng giếng: Pm

− Áp suất ngoài cần: P n.c phải đảm bảo Pn.< 80 % P thử cột ống chống khai

thác

− Áp suất sau côn: Psc

− Đường kính côn: Dc(mm)

Tiến đạt

− Áp suất khoảng không giữa các ống chống 6”*9”, 9”*12”, 12”*16”: P

MK Phải đảm bảo áp suất ngoài ống chống PMK.< 60 % P thử cột ống chống

• Lịch phân tích %H2O trong dầu của giếng phải phù hợp với lịch đo giếng

được phê duyệt bởi lãnh đạo XN Khai thác

• Lưu lượng dầu (Qd), lưu lượng khí (Qkh), nhiệt độ (ToC), hàm lượng nước trong dầu (%H2O) của từng giếng dầu phải được tiến hành đo và lấy mẫu dầu phân tích nước ít nhất 01 lần /tuần Kết quả

đo được của từng giếng phải ghi vào sổ qui định Riêng với những giếng dầu làm việc theo chế độ định kỳ (số lần làm việc /tháng) thì việc tiến hành đo lưu lượng dầu khí và % nước chỉ khi nào giếng được mở và làm việc ổn định

• Lấy 0.4 lít mẫu dầu của từng giếng gửi về phòng Địa chất XN Khai thác 01lần/ 1 tháng

Khi vận hành cần kiểm tra:

− Trạng thái hoàn hảo của các trạm điều khiển van bảo hiểm

− Kiểm tra sự hoàn hảo của hệ thống công nghệ liên quan

− Quá trình bảo dưỡng định kỳ cây thông và các thiết bị công nghệ trên hệ thống

− Kiểm tra độ kín, sự hoàn hảo cũng như độ tin cậy của van bảo hiểm, van chặn, các mặt bích, các thiết bị đo lường và bảo vệ vv

2) Đóng, mở giếng có kiểm soát: (Phải làm phiếu đưa thiết bị vào vận hành)

− Đóng giếng bằng van nhánh: Tiến hành khi có lệnh, hoặc sự cố hệ thống công nghệ mà thời gian

đủ để thao tác Chú ý khi đóng giếng áp suất trong giếng sẽ phục hồi, cần theo dõi các thông số về áp suất cũng như hệ thống công nghệ liên quan

− Đóng giếng từ trạm điều khiển (TSK, ACS v.v.) từ bloc 8: Khi không lại gần được giếng, hoặc thời gian cấp bách cần đóng ngay từng giếng hoặc nhiều giếng một lúc Khi đó van bảo hiểm trên

cây thông đóng trước sau đó 90÷120 giây van bảo hiểm sâu được đóng lại Ta cần kiểm tra và đóng

các van chặn trước côn

− Mở giếng khi có lệnh: Kiểm tra sự hoàn hảo của hệ thống công nghệ, trạng thái các van chặn được

mở thông với bình tách Khi tiến hành mở van nhánh, cần theo dõi thông số áp suất, thao tác chậm, tránh gây sốc cho hệ thống công nghệ

− Trường hợp khi cần phải mở van bảo hiểm từ trạm điều khiển: cần kiểm tra van chặn trước côn phải đóng và thực hiện mở giếng theo hướng dẫn vận hành trạm TSK, ACS, v.v (Theo phụ lục) Khi

mở hoàn toàn van an toàn trung tâm và an toàn sâu thì tiến hành mở từ từ đến hoàn toàn van chặn trước côn

3) Tự động đóng giếng do sự cố

Khi các thông số sau vượt quá giới hạn cho phép thì giếng sẽ tự động đóng lại:

− Áp suất sau côn nằm trên giới hạn trên hoặc dưới giới hạn dưới ( Áp suất nằm ngoài khoảng công tác, áp suất này được đặt phù hợp theo yêu cầu công nghệ P pilot = 5÷40 bar.)

− Nhiệt độ vùng đầu giếng lớn hơn giới hạn cho phép (T=90÷100 oC )

− Mất nguồn khí nuôi, sụt áp suất nhớt thuỷ lực v.v

Trường hợp này cần kịp thời tìm nguyên nhân, khắc phục và mở lại giếng

3.1.3 Các trường hợp bất thường trong khai thác giếng tự phun

Tiến đạt

Сác сông việc khắc phục sự bất thường của giếng liên quan đến dừng giếng cần thông báo & có

sự cho phép của lãnh đạo XNKTDK Ngoài ra các hành động khác liên quan đến dừng giếng tiến hành phù hợp với kế hoạch khắcphục các sự cố có thể xảy ra đã lập hàng năm

Tiến đạt

3.1.4 Công tác bảo dưỡng và sửa chữa các giếng

Tiến đạt

Các công việc liên quan đến sửa chữa giếng, dừng giếng phải có lệnh của chánh kỹ sư và chánh

địa chất XNKT hoặc kế hoạch được phê duyệt.Các bước công việc cần có sự chuẩn bị và thực hiện khi có giấy phép liên quan

3.1.5 Công tác khảo sát giếng

Được tiến hành phù hợp với các kế hoạch đã phê duyệt của lãnh đạo XN Phải chuẩn bị giấy phép thực hiện công việc

Chú ý:

− Công tác chuẩn bị giếng: lắp đặt đối áp, thử độ kín, kiểm tra chuẩn bị dụng

cụ, treo bảng báo

− Công tác tiến hành do đội khảo sát tiến hành

− Theo dõi quá trình thực hiện, kết quả thu được, sự thay đổi các thông số Có thể rò rỉ dầu khí khi đóng giếng áp suất cao

Trong quá trình khảo sát cần mở cưỡng bức van an toàn miệng, không được đóng các van dọc

trục giếng gây đứt cáp.Các thao tác đóng và mở van trên cây thông chỉ được tiến hành khi có sự thoả thuận thống nhất giữa đốc công khảo sát và đốc công khai thác

Tiến đạt

3.1.6 Công tác xử lý vùng cận đáy giếng

Các công việc này như: xử lý axít, bắn vỉa thuỷ lực vv Công việc này do đội xử lý axít thực hiện Người vận hành chuẩn bị và tham gia các thao tác công nghệ phù hợp với các kế hoạch đã được phê duyệt của chánh kỹ sư và chánh địa chất XNKTDK có sự thoả thuận với trung tâm an toàn &

BVMT Các việc liên quan cần thiết phải có giấy phép

Tương tự mục 3.1.5 các công việc, các thao tác đóng và mở van trên cây thông,các bước bơm ép

chỉ được tiến hành khi có sự thoả thuận thống nhất giữa đốc công khai thác và đốc công xử lý giếng

Tiến đạt 3.2

Tiến đạt

VẬN HÀNH CÁC GIẾNG KHAI THÁC GASLIFT

3.2.1 Mô tả hệ thống

• Bản chất của phương pháp khai thác giếng bằng khí nén “Gaslift” là đưa nguồn khí cao áp từ trên

bề mặt vào khoảng không vành xuyến giữa ống nâng và ống chống khai thác nhằm bổ sung năng lượng cho giếng khai thác để nâng hổn hợp sản phẩm từ đáy giếng lên bề mặt

• Nguồn khí nén với áp suất khoảng 100 bar được cung cấp từ 2 giàn nén khí CKP và MKS theo các

đường ống ngầm dấn đến các công trình biển, sau đó được phân phối tới các giếng khai thác Hệ thống phân phối khí bao gồm các cụm thiết bị chính sau đây:

- Bloc tách chất lỏng còn dư trong khí cao áp SK-1 : K.O- DRUM (V-100)

- Bloc phân phối và đo lưu lượng tổng cộng của khí cao áp: SK-5

- Bloc phân phối khí đến các giếng khai thác: SK-2

- Bloc bồn chứa hoá phẩm: SK-3

- Bloc các máy bơm hoá phẩm: SK-4

- Bloc điều khiển quy trình công nghệ : SCADA, PLC

• Khí cao áp được phân phối định lượng tự động (hoặc bằng van tay) đến các giếng khai thác nhờ hệ

thống van điều tiết tại cụm SK-2 Toàn bộ quá trình phân phối khí, các thông số của hệ thống công nghệ được theo dõi và kiểm soát trên trạm máy tính tại phòng điều khiển bloc-8

• Khí cao áp từ khoảng không vành xuyến qua các van khởi động “gaslift”(lắp đặt trong buồng

giếng) lọt vào trong cần khai thác để nâng sản phẩm lên bề mặt Thông thường mỗi giếng được trang

bị từ 5 đến 6 van Gaslift tuỳ theo cấu trúc giếng Theo thiếtkế, khi kết thúc quá trình khởi động giếng thì các van gaslift tự động đóng lại, chỉ có van cuối cùng mở thường xuyên gọi là van làm việc nhằm tiết kiệm năng lượng khí nén và ổn định quá trình làm việc của giếng khai thác

• Bộ phận đo lường - tự động hóa:

- Kiểm tra tình trạng hoàn hảo của hệ thống báo khí, báo cháy, hệ thống bảo vệ (áp suất, lưu lượng, nhiệt độ), các thiết bị chỉ báo (áp suất, nhiệt độ, lưu lượng, cột mức), hệ thống nguồn khí nuôi, hệ thống điều khiển tự động tại bloc 8, vv

- Thay tấm lỗ có dải đo lưu lượng thích hợp với đặc điểm của giếng khai thác Theo thiết kế ban đầu,

bộ đo lưu lượng khí nén tổng cộng trên SK-5 có biên độ (1500 ÷ 132 000) m3/ngày; bộ đo lưu lượng khí nén của mỗi giếng trên SK-2 có 4 tấm lỗ tương ứng với 4 dải đo lưu lượng (1500-9000), (6000-

- Hoàn tất các thủ tục cần thiết trong phiếu “Chuẩn bị đưa thiết bị vào vận hành”

- Phân công người theo dõi hệ thống công nghệ tại phòng điều khiển bloc 8 và đảm bảo liên lạc bằng

bộ đàm vời người theo dõi tại khu vực giếng khởi động

2) Khởi động giếng gaslift

•Trách nhiệm thực hiện: đốc công khai thác dầu-khí, trưởng ca vận hành

1 Mở các van trên cây thông khai thác, cụm phân dòng chuyển giếng về bình tách NGS (C1), các

van tay từ trạm phân phối khí theo đường khởi động ở chế độ tự động đến khoảng không ngoài cần khai thác của giếng gaslift

2 Mở trang màn hình “PLANT-OVERVIEW”: Xác định tên, số thứ tự đường dẫn của giếng

“WELLHEAD NUMBER #”

3 Mở trang màn hình “SWICHING PROGRAM-SET-UP”: phân loại nhóm giếng khởi động

(GROUP A,B,C); cài đặt giá trị lưu lượng khí nén ở chế độ khởi động, thời gian khởi động của giếng ( START-UP PARAMRTERS: FLOW RATE, TIME); cài đặt lưu lượng khí nén ở chế độ làm việc bình thường (NORMAL- FLOW RATE)

4 Mở trang màn hình “SWICHING PROGRAM-START-UP”: ra lệnh khởi động các giếng bằng cách nhấn nút ON trong hộp thoại GASLIFT OPERAT

hệ thống phân phối khí đến giếng theo chế độ làm việc tự động để hệ thống làm việc ổn định và thuận tiện hơn trong quá trình theo dõi, kiểm soát

3) Kiểm tra trong quá trình vận hành

• Theo dõi và kiểm soát quá trình phân phối khí

- Nhận biết trạng thái của các giếng bằng tín hiệu đèn trên trang màn hình “PLANTOVERVIEW”: màu xanh - giếng đang làm việc, màu xanh nhấp nháy - giếng đang khởi động, màu vàng - lưu lượng khí nén giảm tới 40 %, màu đỏ - khí nén không vào giếng

- Theo dõi quá trình phân phối khí đến từng giếng trong trang màn hình

INSTRUMENT OVERVIEW: độ mở, trạng thái của van điều tiết lưu lượng; giá trị lưu

lượng khí thực tế vào giếng(INPUT) so với giá trị cài đặt (SET-POINT)

- Theo dõi các thông số áp suất và trạng thái van đóng khẩn cấp(SDV) trên cột ống đứng trong trang màn hình RISERS

- Theo dõi các thông số của bình tách chất lỏng, lưu lượng khí nén tổng cộng của tất cả các giếng trong trang màn hình K.O-DRUM, MAIN HEADER INLET

- Nhận biết quá trình phân phối khí tự động bị gián đoạn khi có sự suy giảm áp suất của nguồn cấp khí nén: trang màn hình SWICHING PROGRAM-SET-UP, hộp thoại SWICHING PROGRAM THRESHOLDS:

+ Áp suất giảm tới 95 bar- ngừng cấp khí tới các giếng thuộc nhóm C (GROUP C CUT-OFF)

+ Áp suất giảm tới 80 bar- ngừng cấp khí tới các giếng thuộc nhóm A (GROUP A CUT-OFF)

- Nhận biết quá trình phân phối khí tự động phục hồi lại khi áp suất của nguồn cấp khí nén phục hồi: trang màn hình SWICHING PROGRAM-SET-UP, hộp thoại SWICHING PROGRAM

THRESHOLDS:

+ Áp suất tăng tới 80 bar: tự động khởi động lại các giếng thuộc nhóm A (GROUP A RESTART) + Áp suất tăng tới 90 bar: tự động khởi động lại các giếng thuộc nhóm B (GROUP B RESTART) + Áp suất tăng tới 100 bar- tự động khởi động lại các giếng thuộc nhóm C (GROUP C RESTART) + Áp suất tăng tới 90 bar phục hồi 100 % lưu lượng cho các giếng nhóm B (GROUP B TO 100 %) + Áp suất tăng tới 95 bar phục hồi 100 % lưu lượng cho các giếng nhóm B (GROUP B TO 100 %)

- Chú ý : Do đặc thù của từng giếng khác nhau nên người vận hành có thể thay đổi các giá trị điểm

đặt áp suất trong hộp thoại SWICHING PROGRAM THRESHOLDS cho phù hợp

• Kiểm tra và lưu trữ số liệu

- Bộ phận khai thác:

+ Hàng ngày phải kiểm tra và ghi chép vào sổ ghi thông số theo biểu mẫu quy định tại phòng điều khiển bloc-8: các thông số kỹ thuật của các giếng khai thác, hệ thống phân phối khí và các thông số khác của hệ thống công nghệ không ít hơn 1 lần trong thời gian 4 tiếng

+ Trong quá trình vận hành phải theo dõi và kiểm soát thông tin báo lỗi hệ thống trong trang màn hình ALARM của máy tính Đồng thời phải lưu trữ toàn bộ thông tin in ra trên giấy liên tục từ máy

in báo lỗi ALARM và 2 báo cáo trong ngày từ máy in REPORT

- Bộ phận Đo lường - Tự động hóa:

+ Hàng ngày phải kiểm tra tình trạng kỹ thuật, độ chính xác của tất cả các thiết bị đo lường và truyền dẫn tín hiệu như áp suất (PT), nhiệt độ (TT), lưu lượng (FT), vv Nếu phát hiện có sai số vượt giới hạn cho phép thì phải thực hiện hiệu chỉnh về giá trị chuẩn

+ Đảm bảo lưu trữ toàn bộ dữ liệu của hệ thống công nghệ dưới đạng tập tin trong máy tính trong thời gian 3 tháng

+ Hoàn thành công tác bảo dưỡng kỹ thuật định kỳ toàn bộ hệ thống công nghệ đúng kế hoạch đã phê duyệt của lãnh đạo XNKT

4) Dừng giếng khai thác gaslift

•Trách nhiệm thực hiện: đốc công khai thác dầu-khí, trưởng ca vận hành

1 Mở trang màn hình “SWICHING PROGRAM-START-UP”: ra lệnh dừng cung cấp khí đến giếng bằng cách nhấn nút OFF trong hộp thoại GASLIFT OPERAT

2 Đóng các van tay từ trạm phân phối khí theo đường khởi động ở chế độ tự động đến khoảng không ngoài cần khai thác của giếng Khi đó giếng sẽ làm việc theo chế độ tự phun một thời gian tuỳ thuộc vào khả năng của nó Nếu muốn dừng giếng hoàn toàn thì đóng tiếp các van trên cây thông khai thác

3.2.3 Kiểm soát sự cố và các tình huống khẩn cấp

1) Dừng hệ thống khi có sự cố

• Dừng độc lập giếng gaslift khi sự cố

Khi một giếng khai thác gaslift có sự cố, người vận hành phải dừng khẩn cấp giếng đó và vẫn đảm bảo các giếng dầu khác làm việc theo chế độ bình thường:

Tiến đạt

1 Đóng van điều tiết trên đường khí nén từ trạm phân phối khí SK-2 tới giếng sự cố bằng cách: vào trang màn hình “SWICHING PROGRAM-START-UP”, ra lệnh OFF trên chuyển mạch (SWITCH) của giếng sự cố

2 Đóng khẩn cấp van an toàn trung tâm của giếng sự cố từ tủ điều khiển hoặc vào trang màn hình MAIN, chọn ESD WHCP, ra lệnh CLOSE trong hộp thoại giếng sự cố

3.Từ trang màn hình hệ thống phân phối khí, chọn dòng “SD OVERWRIDE”, ra lệnh YES trong mục OUTLET PRESSURE VERY LOW của giếng sự cố để tạm thời bỏ qua chế độ bảo vệ ap suất khí nén rất thấp(PSLL) đến giếng nhằm mục đích không gây nên hiện tượng dừng khẩn cấp van SDV-200 trên SK-5 và van điều tiết của các giếng gaslift khác trên cụm SK-2

• Dừng toàn bộ các giếng gaslift khi sự cố

1 Đóng van SDV trên ống đứng: vào trang RISERS, chọn hộp thoại van SDV, ra lệnh CLOSE

2 Đóng van SDV-200 trên đường làm việc chính cụm SK-5: chọn hộp thoại MAIN HEADER INLET, ra lệnh CLOSE SDV-200

3 Đóng tất cả các van điều tiết khí nén tới các giếng khai thác cụm SK-2: chọn trang “SWICHING PROGRAM-START-UP”, WELL GROUP, ra lệnh STOP

4 Mở van BDV trên bình V-100 xả hết áp suất của bình ra hệ thống pha ken

5 Đóng khẩn cấp tất cả các van trung tâm của các giếng sự cố từ nút ESD của tủ điều khiển hoặc vào trang màn hình MAIN, chọn hộp thoại ESD WHCP, ra lệnh CLOSE ALL OF WELL

• Chú ý: sau khi dừng khẩn cấp hệ thống bằng thiết bị tự động, người vận hành phải xuống tận nơi

bloc-1,2 để kiểm tra xem các giếng sự cố đã dừng thật sự hay chưa Nếu hệ thống tự động hoá không hoàn hảo thì phải dừng hệ thống sự cố bằng các van tay và tiến hành khắc phục sự cố theo kế hoạch riêng

2) Nguyên nhân và hệ quả, cách khắc phục

Để đảm bảo an toàn cho hệ thống công nghệ, quá trình phân phối khí nén vào các giếng được bảo vệ

tự động bởi nhiều thiết bị cảm biến: áp suất, mực chất lỏng trong bình V-100, áp suất khí nguồn nuôi, báo khí cháy nổ, vv Người vận hành có thể lựa chọn tạm thời bỏ qua chế độ bảo vệ tự động (OVERWRIDE) tùy thuộc vào đặc điểm của giếng, công trình hoặc khi tiến hành kiểm tra, sửa chữa,

vv Sau đó phải chuyển về chế độ bảo vệ tự động hệ thống theo thiết kế Tất cả các thông số bảo vệ được mô tả trong trang màn hình “SD OVERWRIDE”:

Tiến đạt

Chú ý:

• Mỗi một thiết bị cảm biến trong cột tên thiết bị sẽ được gắn với một số thứ tự riêng chỉ thị tên của

thiết bị công nghệ cần bảo vệ

• Tuỳ theo điều kiện công nghệ mà trên mỗi công trình biển có thể bổ sung thêm hoặc kết nối một số

thiết bị bảo vệ với hệ thống điều khiển SCADA

• Chỉ có đốc công khai thác, kỹ sư ĐLTĐH, giàn trưởng mới được quyền thay đổi giá trị cài đặt các

thông số và chế độ bảo vệ hệ thống thiết bị

• Toàn bộ hệ thống phân phối khí gaslift được bảo vệ bởi các thông số đã nêu trong mục 2

3) Khởi động lại thiết bị/hệ thống sau sự cố

• Khi báo lỗi hệ thống thiết bị từ trang màn hình ALARM, người vận hành phải kiểm tra nguyên

nhân và tìm biện pháp khắc phục để giải trừ các lỗi Sau khi nhận biết chính xác lỗi báo trên màn hình, để thuận tiện cho việc theo dõi trên máy tính, người vận hành có thể vào lệnh

ACKNOWLEDGE - chấp nhận lỗi đã báo

• Khi hệ thống bị dừng khẩn cấp(ESD) và báo động (tín hiệu đèn đỏ và còi hú), người vận hành khẩn

chương tìm nguyên nhân gây nên sự cố và giải pháp khắc phục Sau khi kiểm soát được tình hình và các thông số của hệ thống công nghệ phục hồi, người vận hành phải vào lệnh RESET trong máy tính

để giải trừ sự cố và tiến hành khởi động lại hệ thống theo quy trình của mục 2

4 Thiết bị miệng giếng

Trên giàn khai thác, thiết bị miệng giếng bao gồm: thiết bị đầu miệng giếng, thiết bị chống phun, manhifon, thiết bị để thay van dưới áp suất cao, hệ thống làm kín sử dụng khi khảo sát giếng,

hệ thống các van, đầu nối, và những chi tiết khác để lắp ráp nối thiết bị đầu miệng giếng

4.1 Phân loại thiết bị miệng giếng

Tùy thuộc vào điều kiện khác nhau thiết bị miệng giếng được phân ra một số loại sau:

4.1.1 Theo áp suất làm việc

- Theo áp suất làm việc người ta chia ra các loại thiết bị miệng giếng sau:

Thiết bị miệng giếng có áp suất làm việc: 70 at; 140 at; 210 at; 250 at; 350 at; 700 at và

1000 at với áp suất thử lớn gấp hai lần áp suất làm việc

Tiến đạt

4.1.2 Theo số lượng cột ống chống kỹ thuật

Theo số lượng cột ống kỹ thuật người ta chia ra thiết bị miệng giếng có: 1 ; 2; 3 cột ống

chống kỹ thuật

4.1.3 Theo hình dạng cây thông

Theo hình dạng cây thông người ta chia thiết bị miệng giếng ra làm hai loại:

- Kiểu chạc 3

- Kiểu chạc 4

Thiết bị miệng giếng kiểu chạc 3

Hình 1.1: Sơ đồ tổng quát TBMG kiểu chạc 3

Tiến đạt

+ Kích thước cao, cồng kềnh, vừa chiếm không gian, vừa yếu, sàn công tác cao khó vận hành

Thiết bị miệng giếng kiểu chạc 4

Hình 1.2: Sơ đồ tổng quát TBMG kiểu chạc 4

4 Nhánh làm việc chính 9 Đường dập giếng

5.Van an toàn trung tâm

chế độ vành khuyên

4.2 Cấu tạo của thiết bị miệng giếng

Cấu tạo thiết bị miệng giếng gồm 3 phần:

- Cây thông khai thác

- Bộ treo cần ống khai thác (HKT)

Tiến đạt

- Tổ hợp đầu ống chống

4.2.1: Cây thông khai thác

- Cây thông khai thác là phần trên cùng của thiết bị miệng giếng được nối trên đầu ống treo Phần này gồm hai nhánh: một nhánh làm việc, một nhánh dự phòng

- Cây thông khai thác có nhiêm vụ:

+ Kiểm tra áp suất giếng và tạo đối áp điều chỉnh lưu lượng, hướng dòng sản phẩm vào đường ống dẫn tới hệ thống thu gom xử lý

+ Đóng kín miệng giếng khi cần sử lý

+ Cho phép thực hiện một số thao tác kỹ thuật như:

 Thả thiết bị nghiên cứu, khảo sát giếng

 Bơm hóa phẩm

 Bơm tuần hoàn, bơm rửa giếng, dập giếng

+ Trên cây thông có lắp các bộ phận sau:

 Đồng hồ chỉ áp suất trong cần HKT

 Van chặn trên nhánh làm việc

 Van an toàn thủy lực

 Van tiết lưu

Đầu giếng ở mỏ Bạch Hổ chủ yếu là loại IKS 100/80-350, IKS 80/50-350

 Cấu tạo và nguyên lý hoạt động của thiết bi miệng giếng (hình vẽ)

+ Cấu tạo:

I: Nhánh làm việc chính (từ trong cẩn ra

cụm Manifon)

II: Nhánh dập giếng trong cần

III: Nhánh ngoài cần ( Được nối với đường

THN và đường dẫn khí gaslift đi vào ngoài

cần)

IV: Nhánh dập giếng ngoài cần

V: Đường dập giếng (Nối trong,ngoài cần của

giếng)

VI: Các tầng ống chống khai thác

VII: Đường Tuần hoàn ngược

VIII: Đường dẫn khí gaslift đi vào ngoài cần

IX: Đường làm việc nối vào cụm Manifon

+ Nguyên lý hoạt động:

+ Thiết bị an toàn bảo vệ miệng giếng gồm

có 2 van thuỷ lực được điều khiển bởi trạm TSK

& PROTECH

Van số 11 là van thuỷ lực an toàn bề mặt của thiết bị miệng giếng

Van số 12 là van thuỷ lực an toàn sâu của thiết bị miệng giếng

Hai van an toàn này sẽ tự động đóng khi áp suất vượt quá P cho phép đã đặt để bảo vệ giếng(trong các trường hợp dầu,khí phun trào,cháy nổ vv…)

Quan sát trực công nghệ thao tác vận hành qui trình đổi giếng để đưa vào bình đo để tiến hành đo luu lượng giếng

Tiến đạt

4.2.2: Bộ đầu treo cần HKT ( ống khai thác)

- Bộ đầu treo cần HKT nằm ngay bên dưới cây thông và được nối với đường ống dập giếng

và đường tuần hoàn nghịch

+ Đường dập giếng được nối với máy bơm có công suất lớn

+ Đường tuần hoàn cho phép xả áp suất ngoài cần hoặc bơm rửa tuần hoàn giếng khi cần thiết

- Bộ đầu treo cần HKT bao gồm:

+ Đầu treo cần HKT

+ Đầu bao cần HKT

+ Các van cửa, van cho áp kế và áp kế

- Bộ đầu treo cần HKT có nhiệm vụ:

+ Treo và giữ cần HKT

+ Bịt kín khoảng không vành xuyến giữa các cần HKT và ống chống khai thác

+ Thông qua các đồng hồ cà van để kiểm tra áp suất ngoài cần HKT khi thực hiện các giải pháp công nghệ kỹ thuật

+ Van cửa, van cho áp kế và áp kế

- Đầu bao ống chống chỉ có một dạng chúng được phân loại theo các kích thước và mặt bích nối

- Tổ hợp đầu ống chống có nhiệm vụ sau:

+ Liên kết các cột ống chống

+ Bịt kín khoảng không vành xuyến giữa hai cột ống chống liên tiếp

+ Đo áp suất trong khoảng không gian vành xuyến giữa hai cột ống chống

* Sơ Đồ Thiết Bị Miệng Giếng:

Tiến đạt

Tiến đạt

Hình 2.1: Các phần của cụm đầu giếng

Tiến đạt

Tiến đạt

Hình 2.2: Hình ảnh bên ngoài của cụm đầu giếng

Van tiết lưu của cây thông khai thác

Hình 2.13: Cấu tạo van tiết lưu của cây thông khai thác (1): Thân van (5): Nút bịt lỗ kiểm tra

(2): Đế của van tiết lưu (6): Bulong nối

Tiến đạt

(4): Bộ nắp trên của van (8): Bảng tên

Tiến đạt

4.3 Ý nghĩa của việc đi sâu nghiên cứu về thiết bị miệng giếng

Qua việc đi sâu nghiên cứu và tìm hiểu, giúp ta biết được các chế độ làm việc, cách lắp đặt

và sử dụng về thiết bị miệng giếng

Ta cũng học được công tác bảo dưỡng thiết bị miệng giếng, nó tuy đơn giản nhưng cũng rât quan trọng, nó làm tăng tuổi thọ thiết bị, điều này dẫn đến thiết bị miệng giếng ít bị hư hỏng nặng Không để giếng phải ngưng hoạt động trong thời gian lâu, ảnh hưởng đến năng xuất khai thác

Không những thế ta còn biết được các dạng thiết bị miệng giếng và công nghệ chế tạo tiên tiến về nó trên thế giới như Nhật, Mỹ, Ý, Nga, MêHiCô .Từ đó có thể lựa chọn ra loại thiết bị miệng giếng phù hợp với điều kiện địa chất mở dầu Việt Nam Cũng như tìm ra loại thiết bị miệng giếng có ưu điểm nhất và kinh tế nhất để nhằm nâng cao năng suất một cách hiệu quả nhất

Ví dụ: Về công nghệ chế tạo thiết bị miệng giếng loại IKS của Nhật: ở các van an toàn thủy lực và van chặn có thêm lớp phủ phốt phát, sử lý dự phòng chống rỉ ( do khí H2S xâm nhập) và xử lý làm cứng băng Nitơ, còn các vật liệu chế tạo như đầu bao ống chống, đầu treo ống chống vv được làm băng thép đặc biệt chịu được áp suất, nhiệt độ, va đập và mài mòn cao

Qua việc nghiên cứu về thiết bị miệng giếng ta cũng không thể xem nhẹ tính an toàn trong khi làm việc của thiết bị miệng giếng, bởi vì một khi giếng xảy ra sự cố thì không nhưng thiệt hại nặng về kinh tế, con người mà hủy hoại môi trường một cách trầm trọng Do vậy khi nghiên cứu về thiết bị miệng giếng ta phải lựa chọn loại thiết bị có hệ thống an toàn tốt

Trong công nghệ khai thác dầu khí ở nước ta nói chung và ở mỏ Bạch Hổ nói riêng đã và đang sử dụng các phương pháp khai thác chính sau đây:

- Khai thác tự phun

- Khai thác cơ học ( gaslift, bơm ép vỉa, bơm ly tâm điện chìm)

Dù khai thác bằng phương pháp nào thì cũng cần phải lắp đặt thiết bị miệng giếng cho các giếng khoan khai thác, vì thiết bị miệng giếng có vai trò rất quan trọng:

- Đảm bảo an toàn trong quá trình xây dựng giếng khoan

- Đảm bảo an toàn khi đưa giếng vào khai thác tự phun

- Đảm bảo an toàn khi đưa giếng vào khai thác sau quá trình tự phun

5 Sơ đồ công nghệ khai thác của giàn 5 và toàn mỏ Bạch Hổ:

5.1 Sơ đồ thu gom, xử lý và vận chuyển sản phẩm trên mỏ Bạch hổ:

5.1.1 Phía Bắc mỏ Bạch hổ (Xem bản vẽ autocad)

5.1.1.1 Sản phẩm giếng khai thác của MSP-6 sau bình tách cấp I được vận chuyển ở dạng bảo hòa khí vào bình tách cấp II của MSP-4 (Trong một số trường hợp do yêu cầu công nghệ thì sản phẩm của MSP-6 được tách qua hai bậc và bơm chuyển qua MSP-4.) Tại MSP-4 dầu từ MSP-6 và sản phẩm các giếng của MSP-4 đi tiếp vào bình tách bậc II, sau đó được bơm theo đường ống bọc cách nhiệt D 325x16 MSP-4 ->MSP-9 để đi tiếp sang CPP-2 để xử lý nước sơ bộ cùng với dầu từ các giàn khác

5.1.1.2 Sản phẩm giếng khai thác của MSP-7 sau bình tách cấp I được vận chuyển ở

dạng bảo hòa khí vào bình tách cấp II của MSP-5 (Trong một số trường hợp do yêu cầu công nghệ thì sản phẩm của MSP-7 được tách qua hai bậc và bơm chuyển qua MSP-5 về tàu chứa dầu theo hai hướng giàn 10 hoạch giàn 3) Tại MSP-5 dầu từ MSP-7 và sản phẩm các giếng của MSP-5 đi tiếp vào bình tách bậc II, sau đó được bơm theo đường ống không bọc cách nhiệt D 325x16 MSP-5 -

Tiến đạt

>MSP-3(hoặcgiàn 10 sang giàn 9) ->MSP-4 để đi tiếp sang MSP-9 (hoăc giàn 8 sang CPP3) sau

đó sang CPP-2 Sản phẩm giếng khai thác của MSP-3 qua hai bậc tách, sau đó

cũng được bơm sang MSP-4 (hoặc sang giàn 5 qua MSP-10 ->MSP-9) qua đường ống

5.1.1.5 Khí từ bình tách cấp I các giàn MSP-3, 4, 5, 6, 7 được vận chuyển tới MSP-4 để cung cấp cho hoạt động của CGCS Hệ thống đuốc trung tâm trên MSP-6 đảm bảo cho áp suất đầu vào của CGCS luôn luôn ổn định (từ 5,5 đến 8 at.) Khí từ bình tách cấp I của MSP-8 được vận chuyển sang CCP qua đường ống MSP-8->MSP-4->MSP-1->RB CCP (hoặc qua giàn 4 cung cấp cho giàn nén nhỏ) Khí từ bình tách cấp I các giàn MSP-9, MSP-10 và MSP-11 được chuyển qua CCP theo đường ống MSP-10 (MSP-11)->MSP-9->BK-2->CCP Khí từ bình tách cấp II được đốt tại hệ thống đuốc trên các giàn

5.1.2 Phía Nam mỏ Bạch hổ (Xem bản autocad):

5.1.2.1 Sản phẩm dầu các giếng khai thác trên MSP-1 và BK-7 qua hai bậc tách trên MSP-1 được

bơm chuyển thẳng sang FSO-1 Tùy theo yêu cầu công nghệ đôi khi dầu của MSP-1 được bơm chuyển sang CPP-2 (hoặc CPP-3) theo hai đường ống D 325x16 và D219x12 MSP-1

->BK2 để xử lý nước để xử lý nước hoặc bơm thẳng sang tàu chứa FSO-1 (4) Khí sau bình tách bậc I đưa về CCP theo đường ống D 426x16 MSP-1->RB CCP Khí sau bình tách bậc II đốt tại giàn

5.1.2.2 CPP-2: Tiếp nhận và xử lý sản phẩm các giếng khai thác trên BK-1, BK-3 và 1

phần của BK-2 (trong trường hợp sự cố CPP-3, có thể nhận sản phẩm của các BK- 4, 5, 6, 8, 9) cùng một phần dầu bơm từ các giàn phía Bắc, sau đó bơm đi tàu chứa FSO-1 hoặc 4 Tùy theo yêu cầu công nghệ mà từ giàn CPP-2 có thể bơm dầu đi FSO-1, FSO-4 và FSO-3 Khí tách bậc I trên CPP-2

và khí từ bình tách sơ bộ trên các BK sau khi qua hệ thống xử lý khí đi vào CCP qua CPP-2 Khí từ các bình tách cấp II chuyển qua máy nén áp thấp đặt tại CCP để nén lên áp suất bằng áp suất đầu vào CCP (9-11 at.)

5.1.2.3 CPP-3: Tiếp nhận và xử lý sản phẩm các giếng khai thác trên BK-4, 5, 6, 8, 9, một phần của

BK-2 (hoặc từ BK-3, 1) cùng phần dầu còn lại của các giàn phía Bắc Khí từ bình tách cấp I được chuyển thẳng sang CCP Khí từ các bình tách cấp II qua máy nén khí áp thấp được nén lên áp suất bằng áp suất bình cấp I để chuyển sang CCP

5.2 Sơ đồ công nghệ trên Giàn 5

Bình tách C1 được lắp đặt tại BM-03 của các Giàn cố định MSP thuộc XNKTDK Dầu sau khi được tách cấp I ở bình C1 sẽ được đẩy tiếp sang bình C2 để tách cấp II Dầu sau khi tách cấp II tại bình C2 sẽ được các máy bơm dầu bơm sang các giàn công nghệ trung tâm 2 và 3 để tách nước rồi mới bơm đi tàu chứa dầu hoặc cũng có thể bơm thẳng từ MSP đi tàu chứa Lượng khí đồng hành sau khi

Tiến đạt

tách cấp I tại bình C1 sẽ được đưa vào hệ thống thu gom chung và đưa sang các Giàn nén (Giàn nén Trung tâm – CCP hoặc Giàn nén Nhỏ – CGCS) Khí nén cáo áp được vận chuyền về bờ, một phần được sử dụng để khai thác các giếng bằng phương pháp GASLIFT

Bình C1 trong quá trình lắp đặt, vận hành phải tuân thủ các tiêu chuẩn kỹ thuật an toàn về bình chịu

áp lực Phải được cơ quan nhà nước có thẩm quyền tiến hành khám nghiệm kỹ thuật trước khi đưa vào sử dụng, trong quá trình sử dụng và điều tra khi xẩy ra sự cố theo đúng quy định Các van an toàn của các bình phải được hiệu chỉnh đúng quy định trước khi đưa vào vận hành, còn trong thời gian làm việc sẽ được hiệu chỉnh theo lịch mỗi quý một lần Việc khám nghiệm định kỳ các bình phải theo đúng thời gian quy định

a) Khám xét bên ngoài và bên trong: 3 năm/lần

b) Khám xét bên ngoài, bên trong, thử thuỷ lực : 6 năm/lần

c) Kiểm tra vận hành bình: 1 năm/lần

Khám xét bên ngoài và bên trong nhằm xác định tình trạng kỹ thuật của bình sau

một thời gian vận hành và đánh giá khả năng làm việc tiếp tục của thiết bị Khi khám xét bên trong hoặc bên ngoài bình cần phát hiện các thiếu sót có thể có như sau:

- Các chỗ nứt, rạn, móp, phồng, các chỗ bị gỉ mòn trên thành bình

- Các phụ kiện, dụng cụ đo kiểm và an toàn không hoàn hảo

- Các chi tiết bắt xiết bị mòn, các mối nối bị hỏng…

Việc thử thuỷ lực chỉ được tiến hành sau khi khám xét bên ngoài và bên trong đạt

yêu cầu Thử thủy lực nhằm mục đích kiểm tra độ bền và độ kín của bình cũng như sự hoàn hảo của một số thiết bị kiểm tra và cơ cấu kiểm tra đo lường và cơ cấu an toàn

Những đặc tính cơ bản của bình tách C1 là :

- Áp suất làm việc cho phép của bình: P = 22 kG/cm2

- Áp suất thử thủy lực của bình C1: Pttl = 27,5 kG/cm2

- Áp suất làm việc của van an toàn: Pvat = 25 KG/cm2

Trên mỗi bình sau khi đăng ký xong cần phải kẻ bằng sơn ở chỗ dễ thấy nhất một

khung kích thước 150x200mm trong đó ghi các số liệu:

- Số đăng ký:

- Áp suất làm việc cho phép:

- Ngày khám nghiệm và lần khám nghiệm tiếp theo:

Lãnh đạo XNKTDK ra quyết định bổ nhiệm những người có trách nhiệm sau đây:

- Người chịu trách nhiệm thanh tra vận hành an toàn bình chịu áp lực Thông

thường cán bộ thanh tra này là một chuyên viên Phòng Cơ-Điện XNKTDK

- Người chịu trách nhiệm về tình trạng hoàn hảo của bình – Giàn phó cơ khí

- Người chịu trách nhiệm về vận hành an toàn bình chịu áp lực – Giàn phó công

nghệ, và các đốc công khai thác dầu khí

Dưới đây là sơ đồ nguyên lý thể hiện mối liên quan của bình C1 tới hệ thống công nghệ

trên giàn

SƠ ĐỒ NGUYÊN LÝ CỦA BÌNH C1 ( НГС )

Tiến đạt

6.1.2 Vận hành bình ở chế độ bình thường

1) Công tác chuẩn bị

1 Thông báo cho người trực ở phòng điều khiển ( Control room) và các bộ phận

liên quan rằng thiết bị sắp hoạt động: áp suất tăng, nhiệt độ tăng, mực chất lỏng tăng, …

2 Kiểm tra khí nguồn nuôi, nguồn điện đã sẵn sang

3 Kiểm tra các hệ thống sau đang hoạt động

- ESD,

- Hệ thống báo cháy và báo khí

- Hệ thống điều khiển ( Control)

- Hệ thống bảo vệ

- Các thiết bị chỉ báo và điều khiển tự động các thông số làm việc của bình

( mực chất lỏng, áp suất) thiết bị chỉ báo nhiệt độ, đo lưu lượng

4 Kiểm tra xem nước trong bình đã xả hết

5 Kiểm tra các mặt bịt phải được tháo hết ( trong trường hợp kiểm định / sửa

chữa bình)

Tiến đạt

6 Kiểm tra các van xả đã đóng kín

7 Kiểm tra để xác định trạng thái của các van đầu vào, đầu ra, tình trạng kết nối

thiết bị với hệ thống công nghệ

8 Bình tách C2 và các máy bơm dầu sẵn sàng làm việc

2) Đưa bình vào hoạt động

Đưa bình vào hoạt động theo trình tự như sau

1 Chuyển về chế độ tay các hệ thống bảo vệ tự động

2 Đóng các van sau đây:

Van № 3, № 6 trên đường bybass của đường khí và đường dầu

3 Mở các van sau đây:

Van № 4, №.5 thông đường dầu sang bình C2

Van № 1, № 2 để đưa khí vào hệ thống thu gom hoặc đốt ở pha-ken

Van № SDV-502

Đưa hỗn hợp dầu-khí từ các giếng qua cụm phân dòng xuống đường ống thu

gom tại Blok 1,2 vào bình C1 Đưa bình C1 vào làm việc

4 Sau khi thiết bị đã làm việc ổn định, chuyển các hệ thống bảo vệ về chế độ tự

động và tất cả những công việc đã thực hiện khởi động bình C-1 vào sổ trực

công nghệ

3) Kiểm tra trong quá trình vận hành

Trong quá trình làm việc, thợ vận hành thiết bị phải tiến hành kiểm tra thường

xuyên các thông số làm việc của bình C1 Các thông số làm việc này như mực chất lỏng

trong bình, áp suất làm việc phải nằm trong giới hạn cho phép của nhà sản xuất, và phù

hợp với quy trình công nghệ trên giàn Đảm bảo cho thiết bị này luôn ở tình trạng kỹ

thuật tốt, vận hành an toàn, nâng cao độ tin cậy và kéo dài tuổi thọ hoạt động

- Hàng ngày thợ khai thác kiểm tra định kỳ 4 giờ một lần và ghi các thông số làm việc

của bình vào sổ theo dõi công nghệ khai thác Đốc công khai thác phải ghi các thông số

làm việc của bình trong báo cáo hàng ngày gửi về XNKTDK

- Định kỳ 3 tháng một lần phải tiến hành hiệu chỉnh áp suất làm việc của van an toàn

theo lịch đã được duyệt

- Tiến hành các Việc khám nghiệm định kỳ các bình phải theo đúng thời gian quy định

d) Khám xét bên ngoài và bên trong : 3 năm một lần

e) Khám xét bên ngoài, bên trong, thử thuỷ lực : 6 năm 1 lần

f) Kiểm tra vận hành bình : 1 năm một lần

4) Dừng bình

Bình C1 dừng làm việc theo các trình tự sau đây:

1 Thông báo cho nhười trực ở phòng điều khiển (Control room) và các bộ phận liên

quan rằng thiết bị sắp ngừng hoạt động: áp suất giảm, nhiệt độ giảm, mực chất lỏng giảm,

…

2 Nếu chỉ dừng riêng bình C1 mà không dừng giàn (các giếng vẫn làm việc) thì

chuyển các giếng làm việc về bình đo (dựa theo công suất làm việc của bình đo mà đóng

bớt giếng nếu cần thiết)

3 Nếu dừng bình C1 kết hợp dừng giàn thì đóng toàn bộ các giếng khai thác

4 Đẩy toàn bộ dầu từ bình C1 sang bình C2 (mở van bybass đường dầu của bình C1)

5 Rửa bình bằng nước biển từ hệ thống cứu hoả qua hệ thống đường công nghệ

6 Xả áp suất trong bình về không

7 Đóng các van đầu vào và đầu ra của bình

Tiến đạt

6.1.3 Kiểm soát sự cố và các tình huống khẩn cấp

1) Dừng bình khi có sự cố

Khi có sự cố, tiến hành dừng bình và hệ thống theo mục 4

2) Trạng thái làm việc không bình thường, các dạng sự cố, nguyên nhân và cách

khắc phục

1 Mực chất lỏng cao:

Các nguyên nhân có thể xảy ra bao gồm: hư cột mức, van điều chỉnh mực chất lỏng

hoạt động không ổn định

Tín hiệu từ LT-501(Level Transmitter) để điều khiển van mức LCV-501 là không

chính xác , cần so sánh tín hiệu mức từ Transmitter với cột mức hiển thị tại chỗ

LG (Level Gauge) và hiệu chỉnh lại, trong trường hợp các tín hiệu mức không sử

dụng các Transmitter mà sử dụng thiết bị đo mức УПБ dùng khí nén điều khiển

van mức và thiết bị УПБ báo tín hiệu sự cố thì cần so sánh và hiệu chỉnh lại các

thiết bị УПБ này Chú ý kiểm tra tình trạng làm việc của hệ thống thiết bị sấy và

bảo ôn các cột mức Nếu hệ thống này không làm việc tốt có thể dẫn đến hiện

tượng dầu bị đông trong cột mức và tín hiệu từ LT-501 là tín hiệu giả

Van điều chỉnh mức LCV-501 đóng sự cố do một trong các tín hiệu: LSLL-501,

của bình C1, ESD, LSHH-521, LSLL-521, PSHH-521, PSLL-521 của bình C2,

Fire&Gas detection tác động làm cho bộ điều khiển LY-501 đưa ra tín hiệu đóng

van điều chỉnh mức, cần phải kiểm tra các tín hiệu trên rồi giải trừ chúng hoặc

kiểm tra tại chỗ xem van có bị kẹt thì cần sửa chữa, trong trường hợp van điều

khiển mức không có các tín hiệu trên mà sử dụng bộ điều khiển ПВ-10 ở phòng

điều khiển BM-8 thì cần hiệu chỉnh lại bộ ПВ-10

Trong trường hợp mực chất lỏng trong bình C1 quá cao vượt quá giới hạn cho

phép thì phải lập tức mở van bybass để hạ nhanh mực chất lỏng từ bình C1 sang

bình C2 để tránh trường hợp dầu từ bình trào ra fakel

2 Mực chất lỏng thấp:

Các nguyên nhân có thể xảy ra bao gồm : Van điều chỉnh mức LCV-501 hoạt

động không ổn định, Van SDV-502 đóng sự cố, mất khí nguồn nuôi cho van SDV-502

Van điều chỉnh mức LCV-501 mở do tác động của LT-501, kiểm tra tín hiệu

Transmitter nếu có sai lệch thì hiệu chỉnh lại hoặc kiểm tra tại chỗ xem van có bị

kẹt hoặc tín hiệu điều khiển LY-501 bị sai lệch thì cần hiệu chỉnh lại Chú ý kiểm

tra tình trạng làm việc của hệ thống thiết bị sấy và bảo ôn các cột mức Nếu hệ

thống này không làm việc tốt có thể dẫn đến hiện tượng dầu bị đông trong cột

mức và tín hiệu từ LT-501 là không chính xác

Van SDV-502 đóng do tín hiệu Shutdown ESD, PSD từ hệ thống điều khiển

SCADA tác động vào van Solenoid XY-502 làm ngắt khí nguồn nuôi cho van

SDV-502, cần kiểm tra tín hiệu LSHH-501 và giải trừ tín hiệu này

Mất khí nguồn nuôi cho van SDV-502có thể làm cho các van đóng lại, cần kiểm

tra khí nguồn nuôi từ các bộ Regulator trên cụm Manifold phân phối khí nguồn

nuôi tại BM-1

Mất khí nguồn nuôi làm cho van điều khiển mức LCV-501 mở tối đa và van điều

khiển áp suất PCV-501đóng hoàn toàn khiến cho dầu từ bình C1 đẩy nhanh sang

bình C2 Trong trường hợp này phải xử lý nhanh bằng cách mở bybass đường khí

và đóng van trên đường hồi của dầu từ đường bơm về bình C2

Khi mực chất lỏng tại bình C1 quá thấp vượt quá giới hạn cho phép, dẫn đến hiện

Tiến đạt

tượng khí từ bình C1 đi sang bình C2 sẽ gây sự cố cho bình C2 và máy bơm dầu,

cần phải lập tức đóng van № 5 để nâng mực chất lỏng trong bình C1 lên và chuyển

tạm thời sang chế độ tay để điều chỉnh mực chất lỏng trong bình C1 qua hệ thống

van và bybass trên đường dầu từ C1 sang C2 trong thờ gian xủ lý

3 Áp suất bình cao

Các nguyên nhân có thể xảy ra bao gồm: Van điều chỉnh áp suất PCV-501làm việc

không ổn định, mất khí nguồn nuôi cho van PCV-501

Van điều chỉnh áp suất PCV-501 đóng lại do tín hiệu từ Transmitter PT-501 không

chính xác, làm cho bộ biến đổi tín hiệu I/P PY-501 đưa ra tín hiệu đóng van, cần

phải kiểm tra hiệu chỉnh lại Transmitter hoặc kiểm tra tại chỗ xem van có bị kẹt thì

cần sửa chữa

Mất khí nguồn nuôi cho van PCV-501 sẽ làm cho van đóng lại, cần kiểm tra khí

nguồn nuôi từ các bộ Regulator trên cụm Manifold phân phối khí nguồn nuôi tại

BM-3

Trong trường hợp áp suất trong bình cao vượt quá giới hạn cho phép, thì phải lập

tức mở van bybass trên đường khí để giảm áp suất trong bình xuống trong thời

gian xử lý

4 Áp suất trong bình thấp

Nguyên nhân có thể xảy ra là do tín hiệu từ Transmitter PT-501 không chính xác,

làm cho bộ biến đổi tín hiệu I/P PY-501 đưa ra tín hiệu mở van, cần phải kiểm tra hiệu

chỉnh lại Transmitter PT-501 hoặc kiểm tra tại chỗ xem van có bị kẹt thì cần sửa chữa

3) Đưa bình làm việc lại sau sự cố

Sau khi xử lý xong sự cố, đưa bình làm việc trở lại Trình tự thực hiện như sau:

- Tiến hành giải trừ các van, các SDV, các van điều khiển (МИМ) từ hệ thống

SCADA

- Tiến hành khởi động lại thiết bị theo mục 4.2.1 và 4.2.2 của quy trình này

6.1.4 Điểm đặt của thiết bị:

Tiến đạt

6.1.5 Hồ sơ và tài liệu liên quan

- “Lý lịch của bình” do nhà máy chế tạo cung cấp

- “Sổ kiểm tra an toàn kỹ thuật bình chịu áp lực” do Đăng kiểm Viện Nam cấp

- “Giấy phép sử dụng thiết bị áp lực” do Đăng kiểm Việt Nam cấp

6.2 Bình chịu áp lực C2:

6.2.1 Miêu tả hệ thống

Bình chịu áp lực C2 hay còn gọi là bình 100 M3 có chức năng nhiệm vụ là nhận

Dầu và một lượng Khí nhỏ từ bình C1, C3, C4 và từ đường xả ( коллектор разрядки) tại BM-1,2 , tách Dầu và Khí cấp II trong hệ thống công nghệ Khai thác Dầu khí Bình tách C2 được lắp đặt tại BM-03 của các MSP thuộc XNKTDK Lượng Dầu sau khi tách sẽ được các máy bơm dầu bơm vào đường ống vận chuyển Dầu chung Khí thấp áp từ bình C1 sẽ được đốt tại fakel của giàn

Bình C2 trong quá trình lắp đặt, vận hành phải tuân thủ các tiêu chuẩn kỹ thuật an

toàn về bình chịu áp lực Phải được cơ quan nhà nước có thẩm quyền tiên hành khám nghiệm kỹ

thuật trước khi đưa vào sử dụng, trong quá trình sử dụng và điều tra khi xẩy ra sự cố theo đúng quy

Tiến đạt

định Các van an toàn của các bình phải được hiệu chỉnh đúng quy định trước khi đưa vào vận hành, còn trong thời gian làm việc sẽ được hiệu chỉnh theo lịch mỗi quý một lần Việc khám nghiệm định

kỳ các bình phải theo đúng thời gian quy định

a) Khám xét bên ngoài và bên trong : 3 năm một lần

b) Khám xét bên ngoài, bên trong, thử thuỷ lực : 6 năm 1 lần

c) Kiểm tra vận hành bình : 1 năm một lần

Khám xét bên ngoài và bên trong nhằm xác định tình trạng kỹ thuật của bình sau

một thời gian vận hành và đánh giá khả năng làm việc tiếp tục của thiết bị Khi khám xét bên trong hoặc bên ngoài bình cần phát hiện các thiếu sót có thể có như sau:

- Các chỗ nứt, rạn, móp, phồng, các chỗ bị gỉ mòn trên thành bình

- Các phụ kiện, dụng cụ đo kiểm và an toàn không hoàn hảo

- Các chi tiết bắt xiết bị mòn, các mối nối bị hỏng…

Việc thử thuỷ lực chỉ được tiến hành sau khi khám xét bên ngoài và bên trong đạt

yêu cầu Thử thủy lực nhằm mục đích kiểm tra độ bền và độ kín của bình cũng như sự hoàn hảo của một số thiết bị kiểm tra và cơ cấu kiểm tra đo lường và cơ cấu an toàn

Những đặc tính cơ bản của bình tách C2 là :

- Áp suất làm việc cho phép của bình: P = 6 kG/cm2

- Áp suất thử thủy lực của bình C2: Pttl = 9 kG/cm2

- Áp suất làm việc của van an toàn: Pvat = 6,9 KG/cm2

- Dung tích của bình: V = 100 m3

- Nhiệt độ thành lớn nhất: T = 200 o C

Trên bình sau khi đăng ký xong cần phải kẻ bằng sơn ở chỗ dễ thấy nhất một khung

kích thước 150x200mm trong đó ghi các số liệu:

- Số đăng ký:

- Áp suất làm việc cho phép:

- Ngày khám nghiệm và lần khám nghiệm tiếp theo:

Lãnh đạo XNKTDK ra quyết định bổ nhiệm những người có trách nhiệm sau đây:

- Người chịu trách nhiệm thanh tra vận hành an toàn bình chịu áp lực Thông

thường cán bộ thanh tra này là một chuyên viên Phòng Cơ-Điện XNKTDK

- Người chịu trách nhiệm về tình trạng hoàn hảo của bình – Giàn phó cơ khí

- Người chịu trách nhiệm về vận hành an toàn bình chịu áp lực – Giàn phó công

nghệ, và các đốc công khai thác dầu khí

- Người được phép vận hành bình - Thợ khai thác

Trong quá trình vận hành công nghệ, bình tách C2 đóng một vai trò rất quan trọng

bởi vì lượng Dầu mà nó xử lý rất lớn

Để cụ thể hóa vấn đề sự liên quan bình chịu áp lực C2 đến quá trình công nghệ cần

theo sơ đồ công nghệ như sau:

SƠ ĐỒ NGUYÊN LÝ CỦA BÌNH TÁCH C2

Tiến đạt

6.2.2 Vận hành bình thường thiết bị / hệ thống

1) Công tác chuẩn bị

1 Thông báo cho người trực ở phòng điều khiển (Control room) và các bộ phận

liên quan rằng thiết bị sắp hoạt động: áp suất tăng, nhiệt độ tăng, mực chất lỏng

tăng, …

2 Kiểm tra khí nguồn nuôi, nguồn điện đã sẵn sàng

3 Kiểm tra các hệ thống sau đang hoạt động

- ESD

- Hệ thống báo cháy và báo khí

- Hệ thống điều khiển (Control System)