CÁC PHƯƠNG PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU THÔ CÓ HÀM LƯỢNG PARAFIN VÀ NHIỆT ĐỘ ĐÔNG ĐẶC CAO

3.1 Vận chuyển dầu có độ nhớt cao cùng với những chất lỏng có độ nhớt thấp Để tăng tính lưu biến của dầu nhiều parafin có thể pha loãng nó với các dung môi có nguồn gốc Hydrocacbon có độ nhớt và nhiệt độ đông đặc thấp như : Dầu thô ít parafin. Condensat thu hồi từ khí dầu. Các sản phẩm của quá trình chưng cất dầu mỏ : xăng, dầu hỏa, dầu diezen. Các dẫn suất Hydrocacbon như tetraclorua, clorua cacbon4. Các Hydrocacbon thơm như Benzene, Toluen. Cơ chế của quá trình pa loãng dầu parafin có thể giải thích như sau: Độ nhớt và nhiệt độ đông đặc của dầu thô tỷ lệ thuận với hàm lượng parafin. Việc pha loãng dầu thô bằng dung môi sẽ làm giảm nồng độ parafin, kéo theo sự giảm độ nhớt và đông đặc. Nếu tại khu vực mỏ và xung quanh nó có khai thác đồng thời dầu với những tính chất khác nhau: độ nhớt cao, nhiêu parafin, độ nhớt thấp, không parafin thì trộn lẫn dàu nhiều parafin có độ nhớt cao với dầu ít parafin có độ nhớt thấp để vận chuyển như vậy sẽ giảm nhiệt dộ đông đặccủa hỗn hợp, giảm áp suất khởi động của đường ống và giải quyết được vấn đề dừng bơm khi cần và đảm bảo an toàn vận chuyển dầu đến nơi quy định. Tuy nhiên, phương pháp này trong một số trương hợp làm tăng khả năng lắng đọng parafin và asphalten trên thành đường ống và như vậy lại phải cần những biện pháp công nghệ và chi phí bổ sung để chống lặng đọng parafin và asphalten. Việc sử dụng condensate làm dung môi pha loãng không thể đáp ứng được nhu cầu cảu sản xuất nếu lượng thu hồi tại mỏ quá nhỏ so với lượng dầu khai thác lên, nếu dung xăng, dầu hỏa… thì chi phí rất cao, dùng các dẫn xuất hydrocacbon : CHCL3, CCl4 thì không đảm bảo điều kiện dầu thương mại, do đó phương pháp này ít được sử dụng trong thực tế. 3.2 Gia nhiệt cho dầu và vận chuyển dầu nóng Vận chuyển dầu có độ nhớt và nhiệt độ đông đặc cao sau khi gia nhiệt là phương pháp phổ biến nhất để vận chuyển dầu theo đường ống. Đường ống dùng để vận chuyển dầu được gia nhiệt gọi là đường ống vân chuyển nóng. Dầu có thể được gia nhiệt tại các trạm, trước khi bơm hoặc nung dọc theo đường ống. Tiêu hao năng lượng để vận chuyển chất lỏng trong đường ống tăng theo sự gia tăng độ nhớt của chất lỏng. Khi vân chuyển chất lỏng phi Newton cần tiều hao một năng lượng bổ sung để phá hủy cấu trúc dầu khí lúc khởi động và thắng một phần độ nhớt hiệu dụng do sự hiện diện của ứng suất trượt tới hạn τ o. Để khôi phục chuyển động của chất lỏng trong đường ống, áp suất khởi động bơm phải tạo ra một ứng suất dịch chuyển trên thành ống lớn hơn ứng suất trượt tĩnh của chất lỏng. Sự cần thiết gia nhiệt cho dầu có độ nhớt cao được xác định bởi những điều kiện vận chuyển cụ thể. Thực tế, độ nhớt của dầu tại nhiệt độ bơm chuyển có thể lớn đến mức mà các máy bơm ly tâm không thể hoạt động hoặc hoạt động không kinh tế. Trong những trường hợp đó máy bơm piston được xem xét. Khi không có thiết bị tương ứng hoặc thiết bị có hiệu suất thấp thì nên áp dụng phương pháp gia nhiệt chất lỏng. Khac với vận chuyển dầu ở nhiệt độ thường, việc vận chuyển dầu nóng diễn ra ở những điều kiện không đẳng nhiệt mà trong đó các quá trình trao đổi nhiệt giữa dầu và môi trường xung quanh có ý nghĩa hàng đầu. Cường độ trao đổi nhiệt ảnh hưởng trực tiếp đến đâị lượng mất nhiệt vào môi trường xung quanh, do đó sẽ ảnh hưởng trực tiếp đến nhiệt độ dầu ở cuối đường ống. Nhiệt độ cho trước của dầu ở cuối đường ống có thể đảm bảo nhờ: sử dụng biện pháp cách nhiệt, đặt đường ống trong cùng một vỏ cách ly với các ống khác ( đường ống hơi nước, đường ống nước nóng…). Đặt đường ống trong đường hầm sưởi. Tuy nhiên, ở Việt Nam trong điều kiện khai thác mỏ dầu ngoài khơi. Đường ống nằm dưới đấy biển trong môi trường thất thoát lớn, các biện pháp nhằm bảo ôn đương ống là khó thực hiện do hiệu quả chưa cao, chi phí đầu tư lớn.

CHƯƠNG III CÁC PHƯƠNG PHÁP VẬN CHUYỂN DẦU THÔ CÓ HÀM LƯỢNG PARAFIN VÀ NHIỆT ĐỘ ĐÔNG ĐẶC CAO 3.1 Vận chuyển dầu có độ nhớt cao với chất lỏng có độ nhớt thấp - Để tăng tính lưu biến dầu nhiều parafin pha loãng với dung môi có nguồn gốc Hydrocacbon có độ nhớt nhiệt độ đông đặc thấp : Dầu thô parafin Condensat thu hồi từ khí dầu Các sản phẩm trình chưng cất dầu mỏ : xăng, dầu hỏa, dầu diezen Các dẫn suất Hydrocacbon tetraclorua, clorua cacbon-4 Các Hydrocacbon thơm Benzene, Toluen Cơ chế trình pa loãng dầu parafin giải thích sau: Độ nhớt nhiệt độ đông đặc dầu thô tỷ lệ thuận với hàm lượng parafin Việc pha loãng dầu thô dung môi làm giảm nồng độ parafin, kéo theo giảm độ nhớt đông đặc Nếu khu vực mỏ xung quanh có khai thác đồng thời dầu với tính chất khác nhau: độ nhớt cao, nhiêu parafin, độ nhớt thấp, không parafin trộn lẫn dàu nhiều parafin có độ nhớt cao với dầu parafin có độ nhớt thấp để vận chuyển giảm nhiệt dộ đông đặccủa hỗn hợp, giảm áp suất khởi động đường ống giải vấn đề dừng bơm cần đảm bảo an toàn vận chuyển dầu đến nơi quy định Tuy nhiên, phương pháp số trương hợp làm tăng khả lắng đọng parafin asphalten thành đường ống lại phải cần biện pháp công nghệ chi phí bổ sung để chống lặng đọng parafin asphalten Việc sử dụng condensate làm dung môi pha loãng đáp ứng nhu cầu cảu sản xuất lượng thu hồi mỏ nhỏ so với lượng dầu khai thác lên, dung xăng, dầu hỏa… chi phí cao, dùng dẫn xuất hydrocacbon : CHCL3, CCl4 không đảm bảo điều kiện dầu thương mại, phương pháp sử dụng thực tế 3.2 Gia nhiệt cho dầu vận chuyển dầu nóng Vận chuyển dầu có độ nhớt nhiệt độ đông đặc cao sau gia nhiệt phương pháp phổ biến để vận chuyển dầu theo đường ống Đường ống dùng để vận chuyển dầu gia nhiệt gọi đường ống vân chuyển nóng Dầu gia nhiệt trạm, trước bơm nung dọc theo đường ống Tiêu hao lượng để vận chuyển chất lỏng đường ống tăng theo gia tăng độ nhớt chất lỏng Khi vân chuyển chất lỏng phi Newton cần tiều hao lượng bổ sung để phá hủy cấu trúc dầu khí lúc khởi động thắng phần độ nhớt hiệu dụng diện ứng suất trượt tới hạn τ o Để khôi phục chuyển động chất lỏng đường ống, áp suất khởi động bơm phải tạo ứng suất dịch chuyển thành ống lớn ứng suất trượt tĩnh chất lỏng Sự cần thiết gia nhiệt cho dầu có độ nhớt cao xác định điều kiện vận chuyển cụ thể Thực tế, độ nhớt dầu nhiệt độ bơm chuyển lớn đến mức mà máy bơm ly tâm hoạt động hoạt động không kinh tế Trong trường hợp máy bơm piston xem xét Khi thiết bị tương ứng thiết bị có hiệu suất thấp nên áp dụng phương pháp gia nhiệt chất lỏng Khac với vận chuyển dầu nhiệt độ thường, việc vận chuyển dầu nóng diễn điều kiện không đẳng nhiệt mà trình trao đổi nhiệt dầu môi trường xung quanh có ý nghĩa hàng đầu Cường độ trao đổi nhiệt ảnh hưởng trực tiếp đến đâị lượng nhiệt vào môi trường xung quanh, ảnh hưởng trực tiếp đến nhiệt độ dầu cuối đường ống Nhiệt độ cho trước dầu cuối đường ống đảm bảo nhờ: sử dụng biện pháp cách nhiệt, đặt đường ống vỏ cách ly với ống khác ( đường ống nước, đường ống nước nóng…) Đặt đường ống đường hầm sưởi Tuy nhiên, Việt Nam điều kiện khai thác mỏ dầu khơi Đường ống nằm biển môi trường thất thoát lớn, biện pháp nhằm bảo ôn đương ống khó thực hiệu chưa cao, chi phí đầu tư lớn 3.3 Vận chuyển dầu xử lý nhiệt Xử lý băng phương pháp nhiệt tức gia nhiệt cho dầu đến nhiệt độ nóng chảy parafin, sau làm lạnh điều kiện mà cấu trúc tinh thể có độ bền thấp Những yếu tố ảnh hưởng lướn đến độ bền cảu cấu trúc tinh thể parafin sau xử lý nhiệt: Mức độ gia nhiệt, hàm lượng parafin rắn chất nhựa asphalten dầu, tốc độ điều kiện làm lạnh ( động hay tĩnh) Với loại dầu có nhiệt độ xử lý tối ưu tùy thuộc vào thành phần hydrocacbon hàm lượng keo nhựa Kết nghiên cứu xử lý cải tiến tính lưu biến phương pháp cho thấy hiệu không ổn định, tính chất dầu xấu theo thời gian Trường hợp đường ống bị tắc nghẽn dùng bơm, ứng suất trượt tĩnh tăng lên nhanh, gây khó khăn cho việc khắc phục cố khởi động lại đường ống Tùy theo điều kiện nhiệt độ xử lý mà kết trình xử lý nhiệt làm tốt lên xấu đặc tính lưu biến dầu, phụ thuộc giải thích sau: Nếu gia nhiệt cho dầu thô đến nhiệt độ không đủ để tinh thể parafinhoaf tan hết mà hào tan phần ,trên bề mặt tinh thể parafin hấp thụ hợp chất keo nhựa, bị làm lạnh dần dẫn đến tượng kết tinh parafin hình thành dầu hệ thống cấu trúc bền vững với tinh thể parafin nhỏ hơn, làm tăng độ nhớt nhiệt độ đông đặc dầu Nếu gia nhiệt đến nhiệt độ cao, làm lạnh hợp chất keo nhựa lại tạo thành mạng cấu trúc hạt lớn Sự tạo thành làm cho dầu thô có độ nhớt nhiệt độ đông đặc cao dầu lúc chưa xử lý Khi gia nhiệt dầu thô với nhiệt độ vừa đủ để tinh thể parafin hòa tan hoàn toàn làm lạnh, chất keo nhựa đóng vai trò chất hoạt động bề mặt có khuynh hướng tạo thành tinh thể hình cây, que tạo cấu trúc mạng bền vững Lúc độ nhớt nhiệt độ đông đặc dầu thô nhỏ trước đem xử lý Phương pháp thực tế bị hạn chế tính kinh tế hiệu mặt kỹ thuật hiệu xử lý không cao Thông thường phương pháp kết hợp với xử lý hóa phẩm phụ gia phần công nghệ xử lý dầu parafin tính hanh chế công nghệ kĩ thuật 3.4 Xử lý dầu hóa phẩm ( chất giảm nhiệt độ đông đặc) Sử dụng hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc xử lý dầu ( chất giảm độ nhớt ứng suất dịch chuyển tới hạn dầu), phương pháp triển vọng ứng dụng rộng rãi xử lý dầu nhiều parafin để vận chuyển theo đường ống Ở nhiệt độ cao hóa phẩm cho vào dầu không làm thay đổi dộ nhớt dầu Ảnh hưởng hóa phẩm nhận thấy nhiệt độ thấp, mà dầu diễn hình thành cấu trúc tinh thể parafin Các nhà nghiên cứu thừa nhận hoạt động lưỡng tính háo phẩm : thứ nhất, phần tử hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc với parafin tạo tinh thể hỗn hợp, điều dẫn đến cấu tạo chúng thay đổi ngăn chặn hình thành mạng lưới cấu trúc liên tục Thứ hai, phần tử hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc đóng vai trò trung tâm mà xung quanh chúng, parafin bị tinh thể hóa tạo nên hợp thể liên kết với Trên thực tế, có chất tác động lên dầu theo hướng thứ nhất, có chất theo hướng thứ hai, có chất theo hai hướng Những chất nhựa asphalten chứa dầu dạng chất giảm nhiệt độ đông đặc Khi nghiên cứu ảnh hưởng nhựa đến nhiệt độ đông đặc dung dịch parafin dầu xác lập rằng, bổ sung lượng nhỏ nhựa vào dầu dẫn đén nhiệt độ đông đặc dung dịch giảm 7-90C Tại mỏ dầu Việt Nam số hóa chất sử dụng có hiệu để xử lý dầu nhiều parafin mỏ Bạch Hổ, Rồng Đại Hùng Sepaflux, Prochinor Bảng 3.1 Kết xử lý dầu Bạch Hổ với hàm lượng hóa chất khác Lượng hóa phẩm G/ph 175 350 525 700 Ứng suất dịch chuyển ban đầu τ (Pa) Với thời gian lưu mẫu ( ) 0.25 56 8.6 6.8 6.3 4.3 210 12.5 11 10.5 10.2 278 13.5 11.5 11 11.7 16 285 17.5 12.5 11.5 12.5 18 300 16.5 13 12 13 24 315 17.8 13.6 11.8 13.1 42 340 21.1 14 13.2 12.5 72 360 24.6 15.6 13.5 15 Tính hiệu sử dụng hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc phụ thuộc vào chất hóa học dầu Không có loại hóa phẩm chung cho tất cá loại dầu Thực tế khảo sát cho thấy tính chất lưu biến dầu mỏ Bạch Hổ, Rồng Đại Hùng cải thiện đáng kể chúng xử lý hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc Khả giảm nhiệt độ đông đặc laoij dầu khoảng 10-160 Những hóa phẩm kiến nghị cho vào dầu nhiệt độ 65-90 0C, khối lượng cá parafin rắn trạng thái hòa tan Bơm hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc vào dầu nhiệt độ thấp 650C hiệu thấp Vận tốc làm lạnh ảnh hưởng đến tính chất lưu biến dầu xử lý băng hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc Hóa phẩm giảm nhiệt độ đông đặc dạng lỏng bơm vào đường ống trước máy bơm lý tâm bơm định lượng Biện pháp đảm bảo khả phân bố đồng hóa phẩm toàn thể tích Tuy nhiên, làm lạnh dầu xử lý hóa phẩm chế độ chảy rối tính lưu biến bị so với làm lạnh chế độ chảy tầng 3.5 Vận chuyển dầu nước Vận chuyển dầu nước phương pháp vận chuyển có hiệu giới dầu nhiều parafin có độ nhớt cao Vận chuyển nước - dầu cách bơm vào dòng dầu khối lượng nước định thiết lập điều kiện thủy động lực hợp lý cho chuyển động hỗn hợp tạo thành Vận chuyển nước – dầu thực theo chế độ chảy phương pháp sau: a Dầu nước chảy phân tầng b Dòng chảy vành khuyên: dầu bên trong, nước bên c Dòng chảy nhũ tương dầu – nước (dầu nước) Trong ba phương pháp phương pháp b c có kết cao - Phương pháp chảy vành khuyên : Đồng thời bơm vào đường ống dầu có độ nhớt cao nước cho dầu chảy bên vành khuyên nước Để đạt mục đích phải sử dụng kĩ thuật chuyên dụng đường ống có cấu trúc xoáy bên - Phương pháp vận chuyển nhũ tương: Độ nhớt, sức cản thủy lực giảm đáng kể ta tạo nhũ dầu nước thuận ( dầu nước) Hỗn hợp dầunước tạo thành phân tử đầu màng nước bao bọc tiếp xúc dầu thành ống Trong trình vận chuyển hỗn hợp dầu - nước theo đường ống, số trương hợp( nhiệt độ, vận tốc) nhũ dạng dầu nước chuyển sang dạng ngược lại thành nhũ nước dầu Nhũ nước dầu thường có độ nhớt cao hẳn dầu chưa xử lý, làm ảnh hưởng xấu đến trình vận chuyển Một số yếu tố khác phương pháp vận chuyển ngừng bơm xảy trình phân pha, làm tăng bề mặt tiếp xúc dầu với thành ống điều dẫn đến làm tăng áp suất khởi động Nhược điểm lớn phương pháp làm giảm khả vận chuyển đường ống vận chuyển nước, tăng thêm thiết bị tách lọc cuối đường ống chi phí sản xuất tăng tăng hóa phẩm khử nước 3.6 Vận chuyển dầu bão hòa khí Dầu vân chuyển đường ống có lượng khí đồng hành Khối lượng khí nhiều hay phụ thuộc vào tính chất dầu, điều kiện tách bơm chuyển Tăng lượng khí bão hòa dầu vận chuyển dầu bão hòa khí phương pháp nhằm tốt tính lưu biến dầu thô Khi vận chuyển dầu bão hòa khí: tổn hao áp suất giảm, áp suất khởi động giảm Hiệu phương pháp tăng tăng lượng khí bão hòa dầu Nét đặc trưng công nghệ vận chuyển dàu bão hòa khí đảm bảo vận chuyển dầu pha, tức tránh cho khí tách khỏi dầu Để đạt điều phải trì áp suất toàn đường ống luôn cao áp suất bão hòa Thực phương pháp vận chuyển dầu bão hòa khí đòi hỏi phải trang bị kỹ thuật đảm bảo dầu bão hòa khí dạng pha đầu vào máy bơm đường ống phải thiết kế va lắp đặt để vận chuyển với áp suất cao 3.7 Vận chuyển dầu nhờ nút đẩy, phân cách Bản chất phương pháp sau bơm lượng dầu parafin độ nhớt cao bơm nối tiếp nút dầu có độ nhớt thấp, nước, chất cách đặc biệt Vận chuyển dầu có độ nhớt cao nhờ nút đẩy chế độ chảy tầng lớp ngăn cách thường khó thực trường hợ khối lượng nút đẩy phải lớn 3-4 lần khối lượng cần vận chuyển Vận chuyển dầu có độ nhớt cao nhờ nút đẩy chế độ chảy rối tạo thành ranh giới hai chất lỏng vùng hỗn hợp Vàng hỗn hợp thấp nhiều so với chế dộ chảy tầng thường khoảng 1% thể tích dầu Tuy nhiên, khối lượng vận chuyển dầu không nhiều để vận chuyển chế độ chảy rối đồi hỏi phải tăng chất lỏng đẩy Để giảm khối lượng chất đẩy người ta sử dụng nút ngăn cách Những nút chất rắn chất lỏng Những nút chất rắn thiết bị nằm hai lớp dầu dầu chuyển động dọc theo đường ống Những nút ngăn cách lỏng chất lỏng đặc quánh ( gốc hydrocacbon không hydrocacbon) với tính chất lưu biến đặc biệt ( hỗn hợp chất dẻo, đàn hồi) Ưu điểm nút ngăn cách chất lỏng có khả sử dụng đường ống với kích thước thay đổi So sánh phương pháp vận chuyển dầu nhiều parafin độ nhớt cao, điều kiện áp dụng , vốn đầu tư, chi phí sản xuất thuận lợi, khó khăn trình bày theo bảng sau: Tóm tắt giải pháp công nghệ vận chuyển dầu nhiều parafin đường ống Bảng 3.2 Tóm tắt giải pháp công nghệ vận chuyển dầu nhiều parafin đường ống Stt Công nghệ vận chuyển Vận chuyển dầu nóng Vận chuyển dầu xử lý nhiệt Vận chuyển dầu hóa chất hạ điểm đông Vận chuyển dầu nước Điều kiện áp dụng Vốn đầu tư Chi phí sản xuất Có dầu không parafin chất hòa tan Trung bình Không cao Trung bình Trung bình Cao Dầu ưu xử lý Rất cao nhiệt Dầu ưu xử lý Thấp hóa phẩm chống đông Có nguồn Trung bình nước, có khả tách nước khỏi dầu Các yếu tố khác Có nguy đông đặc dừng bơm Nguy thay đổi tính chất dầu Cao Trung bình Giảm công suất đường ống Vận chuyển dầu bão hòa khí Vận chuyển dầu bắng nút đẩy, nút cách Có khả tách nút khỏi dầu Trung bình Cao Trung bình Cao Phương tiện kĩ thuật hạn chế Công suất đường ống giảm, công nghệ chưa hoàn chỉnh CHƯƠNG IV LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP VẬN CHUYỂN VÀ TÍNH TOÁN THỦY LỰC CHO ĐƯỜNG ỐNG TỪ ĐH02 –ĐH01 4.1 Nghiên cứu ứng dụng công nghệ ngăn ngừa, ức chế lắng đọng parafin phương pháp hấp phụ phụ gia hạ điểm đông đặc PPD lên bề mặt đá vỉa 4.1.1 Cơ chế tác dụng PPD chất trợ hấp phụ (activator) Các polymer có PPD (như Polyvinylacetate, Polyvinylacrylate ) hòa tan vào dầu thô đồng kết tinh với phân tử paraffin (Hình 4.1), giúp ngăn ngừa lớn lên paraffin điều kiện nhiệt độ thấp Chất trợ hấp phụ (activator) có khả kết tủa tương tác với PPD dạng hòa tan dung dịch di chuyển vào vỉa Thành phần activator alcohol hỗn hợp chúng Khi cho PPD tương tác với activator xảy chế hình thành gel, tượng kết hợp dung dịch polymer lực phân tử polymer không giống với dung môi khác Hòa tan PPD dung môi để tạo dung dịch PPD loãng phân tử polymer liên kết với Do lực phân tử alcohol activator phân tử dung môi dung dịch PPD lớn lực phân tử dung môi phân tử polymer nên cho activator vào dung dịch PPD, dung môi bị tách khỏi dung dịch PPD PPD trở trạng thái ban đầu dung dịch polymer đậm đặc Trong dung dịch đậm đặc, đại phân tử (phân tử polymer) tác dụng tương hỗ tạo thành chất kết hợp khả va chạm tương đối lớn Đặc điểm chất kết hợp tạo thành dung dịch polymer nhờ đại phân tử dài, uốn dẻo nên tham gia vào thành phần chất kết hợp khác nhau, tạo thành mạng liên kết không gian dung dịch Hình 4.1 Cơ chế ngăn ngừa lắng đọng parafin PPD 4.1.2 Công nghệ ngăn ngừa lắng đọng paraffin phương pháp hấp phụ PPD Công nghệ ngăn ngừa lắng đọng paraffin phương pháp hấp phụ PPD lên bề mặt đá vỉa ứng dụng khả giảm nhiệt độ đông đặc dầu thô hóa phẩm PPD khả kết tủa PPD khỏi dung dịch activator Khi PPD (dạng hòa tan dung dịch) activator tiếp xúc với vỉa, hóa phẩm activator chuyển PPD từ dạng lỏng sang dạng gel, bám bề mặt đá vỉa, di chuyển vào lỗ rỗng đá vỉa (Hình 4.2) Khi dòng dầu khai thác chảy qua lớp đá vỉa này, PPD bị theo dòng dầu hòa tan vào dầu thô, làm giảm nhiệt độ đông đặc dòng dầu thô khai thác vỉa Do đó, ức chế trình hình thành lắng đọng paraffin ống khai thác Hình 4.2 Quá trình chui vào bên lỗ rỗng đá vỉa cảu sản phẩm tương tác PPD chất phụ gia activator 4.1.3 Quy trình tiến hành công nghệ ức chế lắng đọng parafin phương pháp hấp phụ PPD lên bề mặt đá vỉa Quy trình công nghệ ức chế lắng đọng parafin áp dụng cho số giếng khai thác dầu gồm giai đoạn Giai đoạn thu thập tài liệu lịch sử xử lý lắng đọng parafin giếng, xác định đặc trưng hóa lý đối tượng thuộc giếng, nhiệt độ đông đặc dầu, hàm lượng parafin dầu, độ rỗng, độ thấm đá vỉa, thử nghiêm lựa chon PPD, hóa phẩm activator phù hợp với loại dầu Tiếp theo giai đoạn chuẩn bị lên kế hoạch chi tiết cho trình áp dụng công nghệ, tính toán, chuẩn bị lượng hóa phẩm cần thiết như: PPD, háo phẩm activator, dầu diesel, chuẩn bị bơm, thiết bị tạo nước cho xử lý giếng trước áp dụng công nghệ, đường ống dẫn từ bơm tới miệng giếng, chuẩn bị nhân lực Trong giai đoạn 3, tiến hành xử lý giếng thiết bị tạo nước áp lực cao, xử lý dầu nóng, dung môi nóng…; tiến hành bơm ép hóa chất cần thiết để ức chế lắng đọng parafin theo chương trình bơm đề trước Giai đoạn theo dõi đánh giá hiệu : theo dõi nhiệt độ lắng đọng cảu dầu khỏi giếng theo sản lượng khai thác, đánh giá hiệu kinh tế theo tình hình tiến hành thực tế( tính phát sinh trình tiến hành ) Trong đó, giai đoạn bơm ép xử lý, ngăn ngừa lắng đọng parafin cần thực bước chi tiết sau: - Bước 1: Loại bỏ lắng đọng đường ống khai thác - Bước 2: Khởi động lại giếng để loại bỏ toàn dung môi hóa phẩm sử dụng để làm parafin nhiễm bẩn lắng đọng parafin bị hòa tan tới thùng chứa ( chuẩn bị trước lên kế hoạch bơm ép) đến không nhìn thấy lắng đọng mắt thường - Bước 3: Bơm ép hóa phẩm activator vào giếng với thể tích cần thiết (tính toán) so với háo phẩm PPD - Bước 4: Bơm diesel dầu thô vào giếng để tạo bề mặt ngăn cách hóa phẩm activator chất hạ điểm đông đặc PPD - Bước 5: Lượng hóa phẩm PPD cần thiết tính toán trước theo sản lượng giếng cần xử lý Hóa phẩm PPD pha loãng diesel - Bước 6: Bơn ép mạnh diesel dầu thô vào giếng để đẩy toàn hóa chất bơm trước vào giếng vào sâu vỉa - Bước 7: Đóng giếng vòng 24 Khởi động khai thác trở lại kiểm soát chất lượng sản phẩm ( dầu thô) Hình 4.3 Sơ đồ bơm hóa phẩm công nghệ ức chế lắng đọng parafin phương pháp hấp phụ PPD lên bề mặt đá vỉa cho giếng khai thác dầu áp lực phụ thuộc vào độ nhám thành ống, chế độ chảy tính chất lý hóa chất lỏng vận chuyển Tính toán thủy lực vận chuyển chất lỏng thường dẫn đến việc xác định đường kính D áp suất ban đầu P d khả thông qua lưu lượng Q chất lỏng theo công thức thủy lực đại cương Cơ sở để tính toán thủy lực đường ống phương trình Benuli: = H0 (4.2) Mỗi biểu thức ngoặc xác đinh dự trữ lượng học toàn phần thiết diện tương ứng cho chất lỏng Trong đó: Z: vị trí chất lỏng, m : áp suất (cột áp tĩnh), m : tỷ động chất lỏng (hay cột áp động học), m α: hệ số Coriolit, kể đến phân bố vận tốc, chảy rối α = 1, chảy dòng α = Đối với chất lỏng thực, có tính chất nhớt tổn hao dọc đường hms tồn gọi cột áp ma sát tính theo công thức DarcyWeisbach: ∆P ms= hms γ = λ .ρ.g = λ ρ; (4.3) hms : Cột áp ma sát m H2O; ∆P: Tổn hao áp suất ma sát, Pa l: Chiều dài tuyến ống,m; D: Đường kính ống, m; v: Vận tốc chất lỏng, m/s; ρ : Mật độ chất lỏng, Kg/m3; λ : Hệ số sức kháng thủy lực, phụ thuộc chế độ chuyển động (số Raynold Re) độ nhám tương đối cua vách ống ε ε= (4.4) e: Độ nhám tuyệt đối, cm; Di : Đường kính ống, cm; Chế độ chuyển động chất lỏng phụ thuộc vào hệ số Reynolds, xác định theo công thức: Re = = - ; (4.5) Q: Tốc độ thể tích, m3/s; v: Tốc độ dài m/s; ν : Độ nhớt động học, m2/s Di : Đường kính ống, m; μ : Độ nhớt động lực, Pa.s (Kg/m.s) Ở chế độ chảy dòng, λ = f(Re), Khi Re< 2320, λ không phụ thuộc vào độ nhám ống, xác định theo công thức Stock: λ= ; (4.6) Ở chế độ chảy rối Re > 2320, giá trị λ tính toán theo công thức thực nghiệm, tùy theo ba vùng thủy lực: a Vùng thủy lực phẳng: hệ số λ không phụ thuộc vào độ nhám mà phụ thuộc vào hệ số Reynolds khoảng: 2320 < Re < ; (4.7) Ta thường dung công thức Brasius : λ = 0,3164.Re-0,25; (4.8) b Vùng chuyển tiếp: vùng ma sát hỗn hợp , giá trị λ phụ thuộc vào Re độ nhám Gía trị Re khoảng: < Re < ; (4.9) Để xác định λ người ta thường dùng công thức “đa năng” Bản chất Re lớn dung dạng λ = f(ε), Re bé dung dạng λ = f(Re) Ở Nga hay dùng công thức Ixaep: 1,1 = -1,8.lg.[( + ]; (4.10) Hoặc công thức Antosun: ∍ )0,25 ; λ = 0,11( (4.11) K∍ : Độ nhám tương đương e/D; Ở phương tây hay dùng công thức Kolbruc: = -2lg( + ); (4.12) Công thưc 4.12 có độ xác cao tương đối vạn song việc vận dụng khó khăn λ có mặt hai vế nên phải tiến hành tính gần theo phương pháp thử lặp Công thức 4.11 dễ tính toán sai số không đáng kể c Vùng thủy lực nhám ( ma sát bình thường) : λ phụ thuộc vào ε không phụ thuộc vào chế độ chảy Re, thường gọi vùng tự chỉnh với giá trị độ nhám có giá trị λ Vùng gặp công nghiệp dầu, lúc gặp cố giếng phun hở Gía trị λ thường xác định theo công thức Nicurat: λ = (1,74 -2lgε)-2 (4.13) Để xác định độ tổn hao ma sát, công thức 2-2 sử dụng công thức tổng quát, Laybenzon xây dựng sở thay ν = 4Q/πD2 vào công thức 2-2 vận dụng thêm công thức 2-4 để có: ∆P ms= hms γ = β .= β .ρl; (4.14) Trong đó: β = Với chế độ dòng, A = 64; m=1; Với chế độ chảy rối, A = 0,3164, m = 0,25; Và ma sát bình thường, A = 0,11 (K3/D)0,25 , m = 0; Để đánh giá tổn hao áp lực theo chiều dài ống, ta dùng khái niệm độ dốc thủy lực tổn ao ma sát đơn vị chiều dài: i= = ; (4.15) Ngoài tổn hao ma sát theo chiều dài tuyến ống, ta phải bố trí van chặn (khóa), van ngược, có cút cong, điểm uốn lượn… qua đó, dòng chảy chịu tổn hao thủy lực phụ gọi tổn thất cục bộ, Chủ yếu phụ thuộc vào cột áp tốc độ, theo công thức: = ; (4.16) �: Hệ số kháng cục phụ thuộc vào Re, độ nhám độ mở tiết diện ν: Tốc độ dòng chảy cục bộ; Để thuận lợi ta thường quy đổi chiều dài tương đương l∍ để tinh toán theo công thức Darcy – Weisbach: hcb = λ ; (4.17) Từ 2-13 2-14: � =λ Ta có l∍= D; (4.18) Các giá trị � tra cứu theo cẩm nang thủy lực Khi tính toán tổn hao thủy lực ma sát có tính đến tổn hao cục ta tính cho chiều dài lí thuyết (llt) chiều dài thực (ltt) chiều dài tương đương (l∍) llt = ltt + l∍; lms = λ (4.19) Với tuyễn dốc có độ dốc địa hình tổn hao cục tổng tổn hao là: ∆P=∆Pms ∆P(X) + ∆Pcb =β ρl ρg.∆Z +∆Pcb (4.20) Dấu (+) bao gồm tổng chiều cao nâng dấu (-) bao gồm tổng phần hạ thấp tuyến ống ∆P = λ ρ ρg.∆Z+ ∆Pcb; (4.21) 4.3.3.2 Với hỗn hợp dầu khí Chỉ số Froude Frc = (4.28) Và hàm lượng khí: β = (4.22) vh:tốc độ trung bình hỗn hợp vh= (4.23) G: Gia tốc trọng trường; D: Đường kính ống; S: Tiết diện ống; Va, Q1: tương ứng lưu lượng không khí chất lỏng Xác định ranh giới cấu trúc Ngoại trừ cấu trúc bọt, tính toán người ta chia cấu trúc ba cấp: nút, phân lớp màng phân tán Do chế độ phân lớp có ống ngang ống xuống có độ nghiêng bé nên thường phân biệt ranh giới chuyển tiếp từ phân lớp qua nút Ta quan sát trự tiếp từ ống thủy tinh xử lý số liệu thực nghiệm xây dựng đường cong theo hệ tọa độ β đặc trưng qua số Froude Frc = 0,2 + (4-24) Từ ta có đường cong phân chia hai vùng cấu trúc phân lớp nút dòng chảy, đường cong biểu tị phương trinh thực nghiệm sau: =(0,2 - ; Các số liệu thực nghiệm với hốn hợp không khí-nước cho thấy Frc > dòng có cấu trúc nút, Frc < có cấu trúc phân lớp sóng : góc nghiêng ống với phương ngang : hệ số sức kháng thủy lực, xác định theo công thức: (4.25) ; 0,067 ; (4-26) r: tốc độ dòng chảy không áp chất lỏng ống dốc xuôi (do trọng lực) = ; : Tổn hao ma sát chiều dài ∆x; tính theo hệ số Re = ν1 D/ν1 Theo phương pháp tính lặp gần Với ống dốc ngược thẳng đứng tồn ranh giới chảy nút àng phân tán Ranh giới thu kết thực nghiệm cho hỗn hợp nướckhông khí dầu- không khí xây dựng đường cong theo hệ tọa độ: β We : tiêu chuẩn Weber; ρ1 , ρg : mật độ lỏng, khí We = ; (4-27) : sức căng bề mặt hệ thống lỏng – khí , N/m; Từ chất lỏng có độ nhớt khác nhau, ta thu đường cong ranh giới khác Với cấu trúc phân lớp : Xuất dòng chảy ngang dốc xuôi, để tránh việc xác định hàm lượng thể tích khí thực tế, người ta dung công thưc: ∆P = λg .ρg - ∆Z.g.ρg ; (4.28) λg : hệ số sức cản thủy lực khí, xác định theo hệ số Reh; Reh = ; (4.29) νh : tốc độ hốn hợp Nếu ta có giá trị hàm lượng khí thực - = λg dung công thức Bernoulli : ρg +ρg.sin ; (4.30) Dt: Đường kính thủy lực Dt = ; (4.31) : Hàm lượng khí thực, : góc hợp với mặt phân chia khí- ầu νh = ; (4.32) Qs : lưu lượng dầu bão hòa khí 4.4 Áp dụng cho công tác tính toán đường ống dẫn dầu ĐH02- ĐH01 • Các thông số tính toán sau: - Áp suất đầu ĐH01 P2 =17,2 Bar (16,6at); - Mật độ dầu ρdo = 871,3 kg/m3; - Đường kính đoạn ống mềm :D i =6 inch (0.1524m=15.24cm) bọc cách nhiệt; độ nhám tuyệt đối e = 0,2 mm=0.02cm; - Lưu lượng vận chuyển khoảng Q = 8.000 thùng dầu/ngày đêm (=0.01472 m3/s) từ giàn WHP-ĐH02 giàn FPU-ĐH01; - Độ nhớt động học 50oC ν d(500C) = 7,09 mm2/s; Độ nhớt động học 70oC ν d(400C) = 4.67 mm2/s; - Nhiệt độ hỗn hợp dầu khí ĐH02 500C; -Nhiệt độ môi trường 240C; - Chiều dài tuyến ống 5000m; • Tính toán S diện tích ống S= Vận tốc dài v = = =0.0182 m2 = = 0,81 m/s ν d(500C) = 7,09 mm2/s = 7,09.10-6 Độ nhám tương đối vách ống ε = Re= Ta thấy = =2,625.10-3 =17354,3 < Re < trạng thái dòng chảy vùng chuyển tiếp, vùng ma sát hỗn hợp Giá trị λ xác định theo công thức λ = 0,11( )0,25 ; K∍ = = = 1,31.10-3 )0,25 =0,0368 λ = 0,11( ∆P ms = λ .ρ =0.0368 .871,3 = 345096,6 Pa = 3,4at Do tuyến ống nằm ngang nút cong, điểm uốn lượn nên ta coi ∆Pz ∆Pcb =0 Vậy ∆P=∆P ms= 3,4at Từ áp suất trạm bơm đầu tuyến phải đảm bảo bơm với P 1= ∆P + P2= 3,4+16,6=20 at 4.5 Vận hành bảo trì hệ thống khai thác đường ống vận chuyển toàn mỏ Đại Hùng Hoạt động vận hành khai thác bảo dưỡng hệ thống thiết bị quản lý, giám sát thực PVEP POC bao gồm ban Giám đốc phòng ban kỹ thuật chịu trách nhiệm quản lý, giám sát, chịu trách nhiệm thực công tác vận hành khai thác bảo duỡng trực tiếp khơi, hoạt động liên quan khác bờ Hoạt động vận hành bảo dưỡng hệ thống khai thác mỏ thực tuân theo hệ thống quản lý mỏ Đại Hùng diễn giải chi tiết tài liệu quy trình hệ thống quản lý (MSM – Management System Manual), bao gồm tất quy trình vận hành hệ thống công nghệ, quy trình bảo dưỡng hệ thống thiết bị, quy trình hoạt động hàng hải, quy trình ứng cứu cố, quy trình mua sắm trang thiết bị… Các quy trình tổng hợp, hiệu chỉnh cập nhật qua suốt trình vận hành khai thác mỏ Đại Hùng từ lúc BHHP nhà điều hành Ngoài chương trình hoạt động bảo dưỡng hỗ trợ sở liệu quản lý bảo dưỡng thiết lập, theo dõi kiểm tra phần mềm Maximo Công tác vận hành khai thác mỏ Đại Hùng tuân theo nguyên tắc mục tiêu sau: • Điều hành mỏ cách an toàn, tối thiểu ảnh hưởng xấu đến an toàn môi trường  Tạo môi trường làm việc không xảy tai nạn ảnh hưởng xấu đến sức khỏe đội ngũ cán bộ, kỹ sư, công nhân Nhà điều hành nhà thầu tham gia  Quy trình vận hành cập nhật hiệu chỉnh phù hợp điều kiện thực tế hệ thống thiết bị, đơn giản dễ thực Sử dụng mục đích, công suất tối đa thời gian hoạt động hệ  thống thiết bị Tối thiểu chi phí vận hành tối đa lợi nhuận cho công ty  Hệ thống công nghệ giàn FPU-ĐH01 vận hành trực tiếp đội ngũ kỹ sư công nhân giàn liên tục 24 giờ/ngày (chia làm ca, ca 12 giờ) thực tuân theo quy trình vận hành tài liệu MSM Giàn đầu giếng phía Nam (WHP-ĐH02) thiết kế điều khiển vận hành từ xa thông qua hệ thống điều khiển lắp phòng CCR giàn FPUĐH01 Các chức điều khiển vận hành từ xa gồm có: Điều chỉnh cỡ côn khai thác để hiệu chỉnh lưu lượng khai thác • giếng • Chuyển giếng từ chế độ khai thác sang chế độ thử ngược lại • Theo dõi ghi nhận thông số khai thác giếng • Đóng mở giếng khai thác • Theo dõi nhiệt độ áp suất đồng hồ lắp đáy giếng sâu • Khởi động lại giàn sau dừng khai thác hệ thống điều khiển bên phía giàn FPU-DH01 gây • Đóng mở van đầu giếng Đối với hoạt động vận hành cần có can thiệp người như: bảo dưỡng định kỳ, can thiệp giếng, cung cấp nhiên liệu, hoá chất, vận hành bơm, máy phát điện tạm thời…nhân lực vận chuyển sang giàn tàu dịch vụ Trong tình đặc biệt thời tiết xấu tiếp cận giàn tàu, sử dụng máy bay để vận chuyển người qua giàn Cơ chế vận hành giàn đầu giếng phía Nam xem xét chi tiết trình thiết kế, để đảm bảo hoạt động vận hành thiết bị giàn đơn giản, tin cậy phải đảm bảo tính đồng kết nối với hệ thống có Đội ngũ nhân lực vận hành đào tạo làm quen với hệ thống thiết bị quy trình vận hành trước vận hành thử đưa hệ thống vào hoạt động Các yếu tố an toàn đánh giá phân tích rủi ro xảy trình vận hành xem xét trình thiết kế chi tiết để giảm thiểu tối đa rủi ro Thực tế vận hành WHP-ĐH02 thời gian qua cho thời gian “uptime” cao (> 90 %), phần lớn downtime nguyên nhân thời tiết (sóng lớn, bão ) phải tách tàu FSO khỏi phao CALM KẾT LUẬN Quá trình nghiên cứu phương pháp thu gom, xử lý vận chuyển dầu nhiều parafin độ nhớt cao đường ống khu vực mỏ Đại Hùng có ý nghĩa quan trọng mặt lý thuyết lẫn thực tế Hàm lượng parafin cao nguyên nhân phức tạp hóa tính chất lưu biến dầu Điều làm gia tăng mức độ lắng đọng chất parafin – keo – nhựa bề mặt thành ống, hạn chế khả vận chuyến đường ống, làm gia tăng tổn hao áp suất, gây nguy tắc ống cao Việc nghiên cứu xác định tính lưu biến dầu thô trình thu gom, vận chuyển quan trọng cần thiết, đặc biệt dầu nhiều parafin, nhiệt độ đông đặc cao dầu khai thác khu vực mỏ Rồng Thông qua việc nghiên cứu đó, nắm bắt quy luật biến đổi yếu tố ảnh hưởng định đến tính chất hóa lý, tính lưu biến dầu thô Từ đó, ta có sở để đưa phương pháp nhằm cải thiện tính lưu biến dầu để vận chuyển, đảm bảo cho trình bơm dầu có hàm lượng parafin nhiêt độ đông đặc cao đường ống Công nghệ ngăn ngừa, ức chế lắng đọng parafin đường ống khai thác phương pháp hấp phụ PPD lên bề mặt đá vỉa nghiên cứu hoàn toàn khả thi áp dụng với mỏ Đại Hùng phù hợp công nghệ khai thác, đối tượng dầu thô địa chất cảu mỏ Đại Hùng Việc áp dụng công nghệ vừa giúp giảm tần suất xử lý chi phí xử lý lắng đọng parafin vừa giúp tăng sản lượng giếng dầu xử lý (do parafin không lắng đọng đường ống khai thác) Vì việc đưa công nghệ vào áp dụng thực tế khai thác dầu thô mỏ Đại Hùng nói riêng Việt Nam nói chung mang lại lợi ích lớn đạt hiệu kinh tế cao Việc tính toán thủy lực cho đường ống vận chuyển dầu – khí sở để lựa chọn phương án vận chuyển tối ưu nhất, đảm bảo yêu cầu kĩ thuật đề TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] PGS.TS Lê Xuân Lân, Giáo trình thu gom – xử lý dầu – khí – nước (Dùng cho ngành kĩ thuật dầu khí), Hà Nội 2005 [2] Phùng Đình Thực, Xử lý vận chuyển dầu mỏ, Nxb Đại học quốc gia Hồ Chí Minh [3] Điều chỉnh Kế hoạch phát triển mỏ Đại Hùng tới thời điểm 31/12/2013, PVEP 2013 [4] Tạp chí dầu khí Việt Nam 2015 [...]... tại khu vực mỏ Rồng Thông qua việc nghiên cứu đó, chúng ta có thể nắm bắt được những quy luật biến đổi cũng như các yếu tố ảnh hưởng và quyết định đến tính chất hóa lý, tính lưu biến của dầu thô Từ đó, ta có được những cơ sở để có thể đưa ra các phương pháp nhằm cải thiện tính lưu biến của dầu để vận chuyển, đảm bảo cho quá trình bơm dầu có hàm lượng parafin và nhiêt độ đông đặc cao bằng đường ống Công... biến của dầu Điều đó làm gia tăng mức độ lắng đọng các chất parafin – keo – nhựa trên bề mặt trong thành ống, hạn chế khả năng vận chuyến của đường ống, làm gia tăng tổn hao áp suất, gây nguy cơ tắc ống cao Việc nghiên cứu và xác định tính lưu biến của dầu thô trong quá trình thu gom, vận chuyển là hết sức quan trọng và cần thiết, đặc biệt là đối với dầu nhiều parafin, nhiệt độ đông đặc cao như dầu khai... Hệ thống cho phép tàu FSO hoạt động trong điều kiện sóng tới 5,5 m Trên FSO quá trình tách nước cuối cùng sẽ diễn ra trong tank lắng Các thiết bị gia nhiệt sẽ giữ cho nhiệt độ của dầu trong tank không hạ thấp hơn nhiệt độ đông đặc của dầu và như vậy sẽ đảm bảo chế độ nhiệt và các quá trình xử lý, tàng chứa và bơm xuất dầu Bơm xuất dầu cho tàu mua sẽ thực hiện theo phương pháp nối đuôi (tandem) Trên mỏ... lượng khai thác các • giếng • Chuyển giếng từ chế độ khai thác sang chế độ thử và ngược lại • Theo dõi và ghi nhận các thông số khai thác của giếng • Đóng mở giếng khai thác • Theo dõi nhiệt độ và áp suất các đồng hồ lắp dưới đáy giếng sâu • Khởi động lại giàn sau khi dừng khai thác do hệ thống điều khiển bên phía giàn FPU-DH01 gây ra • Đóng mở các van đầu giếng Đối với các hoạt động vận hành cần có. .. tế vận hành WHP-ĐH02 trong thời gian qua cho thời gian “uptime” khá cao (> 90 %), phần lớn downtime chỉ do nguyên nhân thời tiết (sóng lớn, bão ) phải tách tàu FSO khỏi phao CALM KẾT LUẬN Quá trình nghiên cứu các phương pháp thu gom, xử lý và vận chuyển dầu nhiều parafin độ nhớt cao bằng đường ống tại khu vực mỏ Đại Hùng luôn có ý nghĩa quan trọng cả về mặt lý thuyết lẫn thực tế Hàm lượng parafin cao. .. v: Vận tốc chất lỏng, m/s; ρ : Mật độ chất lỏng, Kg/m3; λ : Hệ số sức kháng thủy lực, phụ thuộc chế độ chuyển động (số Raynold Re) và độ nhám tương đối cua vách ống ε ε= (4.4) e: Độ nhám tuyệt đối, cm; Di : Đường kính trong của ống, cm; Chế độ chuyển động của chất lỏng phụ thuộc vào hệ số Reynolds, xác định theo công thức: Re = = - ; (4.5) Q: Tốc độ thể tích, m3/s; v: Tốc độ dài m/s; ν : Độ nhớt động... ngang và ống xuống có độ nghiêng bé nên thường phân biệt ranh giới chuyển tiếp từ phân lớp qua nút Ta có thể quan sát trự tiếp từ các ống thủy tinh và xử lý các số liệu thực nghiệm xây dựng các đường cong theo hệ tọa độ và β đặc trưng qua giữa các số Froude Frc = 0,2 + (4-24) Từ đó ta có đường cong phân chia hai vùng cấu trúc phân lớp và nút của dòng chảy, đường cong này được biểu tị bằng 1 phương. .. 4.3.2 Các nguyên tắc tính toán Tất cả các đường ống dẫn dầu đều được xem xét kĩ trước khi thiết kế tổng thể, bắt buộc tính toán thủy lực, nhiệt độ và độ bền Đường ống thu gom và vận chuyển hỗn hợp dầu khí cần phải thiết kế và tính toán có tính đến nhịp độ khoan khai thác, cũng như điều kiện khí hậu vùng mỏ, tính chất hóa lý của dầu và nước vỉa Các nguyên tắc tính toán công nghệ như sau: - Tính toán... at 4.5 Vận hành và bảo trì hệ thống khai thác và đường ống vận chuyển trên toàn mỏ Đại Hùng Hoạt động vận hành khai thác và bảo dưỡng hệ thống thiết bị sẽ được quản lý, giám sát và thực hiện bởi PVEP POC bao gồm ban Giám đốc và các phòng ban kỹ thuật chịu trách nhiệm quản lý, giám sát, chịu trách nhiệm thực hiện công tác vận hành khai thác và bảo duỡng trực tiếp ngoài khơi, cũng như các hoạt động liên... thiết bị mới của giàn là đơn giản, tin cậy nhất và phải đảm bảo tính đồng bộ khi kết nối với các hệ thống hiện có Đội ngũ nhân lực vận hành được đào tạo làm quen với hệ thống thiết bị cũng như quy trình vận hành trước khi vận hành thử và đưa hệ thống vào hoạt động Các yếu tố về an toàn và đánh giá phân tích những rủi ro có thể xảy ra trong quá trình vận hành cũng đã được xem xét trong quá trình thiết